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

^lnT7 ^=
InX^ⁱ⁰’

где V_x, V_y—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 V_K, 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/V_K = 1. Граничные условия в нелинейной постановке имеют следующий вид: на профиле 0=0 (ф/У_к);_

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.

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 v_x и v_y) 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^{= arct}g-f = ^- ^(ШЛ'²⁾

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

\У

^V* _tVy_

_ ___1 ^ (У±_ Л

\ V_K J v_K Vk

4 В. В. Рождественский

icp

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 V_х = Vco + v_x и V_у — v_y, а также принятые ранее допущения, граничные условия после линеаризации перепишем в виде: на профиле

Условие замкнутости каверны

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\^V_X. Тогда V² = VI, + 2V^v_x, а коэффициент давления:

2VccV_x

Рк у 2 у2

⁹ V ^Г 1

Принимая затем во внимание, что V_K = 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)

С_Рк == Ср», = — 2 == — 2v_x. (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)^1/2’^{или
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 v_x (?) = -у- при 1 < Е < оо | _на границе

-oo<l<-l_A) ^КаВеР^НЫ;

lmv(0 = t^(i) = ^ (|) при — 1_А<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)

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 —1_Л до единицы.

-*Л

^+
в(тТ1л)¹^/²+^^[(^Ы⁽¹-И^1/2- (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 v_x вне профиля и для v_y 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

^Im hr (-**>]=¦?¦

Координата определяется заданной величиной

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

^c, = -^T ^{= 2Re} |v(z)d_Z = 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, v_y (1) = — v_y (—?)].

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 ?:

? = — г^1/2 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, а—в). 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

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


		Pev=v_x⁼0 .
в	^ъ\ ⁰	Rev=v_x=0
\lmv =		~Vy

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

сила сопротивления

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

гидродинамический момент

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

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

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

С - ^у— • С — * -

р^,’ р^„’

С_т= -# , (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»=~l^x-?k^ds- <^ШЛЛ8>

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

414 (Е, Q-)

С_т' |

В выражение для С_х 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 С_х найдем: jГь IП

С __ Г j|0| (g, 0_) г t'g (!',

0-)

dV.

J nbVl ⁶ J I'-I

лбУ⁴

Принимая во внимание, что

6-Б' ’

после преобразований получим

\Гь

+ j4<r, Ojdr.

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

2л

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

Vbv «

С_и

dh\

bV«

^Jml

IГТ

⁴ J dt.

Сх

~Т

(III.1.22)

it.

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:

Су — С mi',. C* = -g^-C^; С_т = 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; С_т1 = ; C_mV = па.

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

г — ^Па • Г __^па² - Г — ^ тгг/

~— 2 ’ * — 2 ’ 32

или

Су_

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.

? v_x=0 F

а)

A v_x = j

¦ х

yjJc п.₌ н i) v_x=o ^Vy dx ^ 2

5;
1		В ^vy tc ^vx⁼ 2. 4i)	I
	F ^vx~0 ?¦ а	*0 С D v_x=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 < х < ха профиль v_y =

. . -к

» ха < х < хе каверна v_x = -у-

» xg < х < хр граница турбулентной струи

D* = 0.

Нижняя сторона разреза при I/ = 0_

При 0 < х <хс профиль v_y --т“

. . — X

» ХС < X < XD каверна v_x = —

хо < х < х\ * граница турбулентной струи v_x—0

» у = Н свободная поверхность v_x = 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 a_L и a_L 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_1У С₂ — постоянные, определяемые граничными условиями.

После интегрирования (III. 1.23) получим:

+ + (III. 1.24)

Постоянные С_г 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 = —С_гР 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 < ? < 1_С поверхность профиля: g (т) = i ;

^ПР^И 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 R_a>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 а_к = ⁼ 5с> ^>а\ Ь_к = 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-Е_с)(т + Е_л) (*-0

/ф-тА

ах

/(т-ЕсНт + ЕЛ (т-'О

, dy.

-?л

5с

%d%

1/(т-Е_с)(^+Е_л) (т-Е)

%dx

(III. 1.29)

1/(т-Е_с)(х + |_л) (т —p

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

После ряда промежуточных преобразований получим:

- О

*У1

-т dx

/(?- ic) (S — 5л)

»(?)

/(т-Е_с)(т + Е_л)(т-Е)

2ш

s-e_d

/(*-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-Е_с)(Е + Е_л) _ln 1/Е_д-Ес-/Е_д+Е_л

(III.1.30)

+ 2

/е_?+е_с+/е_?-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 v_y — 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%

(1 + т) -|/-(i_c — X) (-Г + 1_л)

У'-1б W(Sp - Sc) 0 - U + V(1 + Sc) (6p + l_A)] V1 + s_a W{l_E + Sc)0 - Za) - V(^l + Sc) (S_? - 1_A)\

= X Jin

+ /(1+?с)(1-Ы1п

(III.1.31)

V%E + S_c + Vl_E — 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+6_с)

+ Z

[Sc— ^1п(1 + S_C)]^!

(III. 1.32)

j мШ?-1п(1+?)]х

“ёЛ 1 + t ’

• J V_x (?) V_y (?)

-%A

Наиболее простые решения получают для плоской пластинки.

В этом случае г_А — = 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 6_С) 1_д + 2 / gg_D (g — l_c) (l_D — l_c) ^

(l_E + Sc) E + (C - 6_C) + 2/(5 - ад (6_? + |_c)

/2 (C —6c) 2|_D-S_c + 2/6_D(5_D + i_c)^ _ _/ttt , _

С ^ln2g_{? +} g_c+2/l^T^ I ^ (^IIU-³³)

^an (v i+ic— о=и (/1~~,!^СТЙ^~~~

'[ Vh + tc+Vt_E

„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 i_n &z> 6c+/?D

—ST^ + k + fcto ~~iTtJ+X~~ + Vi;

_ f_V ____V

Уъ+Vhr^ VTo+Vl^Tc)

2л

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

для струйного обтекания вблизи свободной поверхности

(и — 0, l_D = l_E = °°)

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

_a
b \-c ’ i_c-in(i + i_c) ’ i¹¹¹-¹-⁰⁰*

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

— §я/5с)

где

]/" Ie ¹ + V

Vh+t+ут_Е

1/~ &Е

% + ут_в

|/" t_E + 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, h_u 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 = v_x — iv_y. 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 —v_x — 0;

на твердых стенках — v_y =0;

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

'У/////////?//////////'//} р.)

v_x=0 или Vy=0 В A v_x=0 С

v_x=0 Е

гее

у _х=0или Уу-0 Е

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 a_L и а_г (см. § 6 гл. II) найдем по рис. III.4, г и III.5: D : а_г — 0, а_х— оо;

Тогда

^г=М

(III.2.1)

+ А

(С — ^ci) (С — ^сг)

где D_x, 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’ v_x=0 С¹ v_x=0u/iuvy-Q D

Рис. II 1.5. Вспомогательная плоскость и граничные условия.

Для определения постоянных D_x 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' (с_х), 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

в_{1 =} 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 D_x и D₂ в (III.2.2) выражениями

(III.2.4), (III.2.5), получим:

Ci с₂ ? — ^С1

2я

+ Ai_nCl_ A-?Li_nc (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_ i_n_?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
С}1

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

h₁c₁ = — h₂c₂ и с_х =— ^ (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 я_к, и не ограниченное вблизи концов Ь_к [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 a_k.

При составлении функции R_a>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, С_г < I < 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 — c_t) (т — с₂) _(т ^

Входящая в подынтегральные выражения (III.2.10), (III.2.11), (III.2.12) функция g (т) =iv_n 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

(III.2.14)

(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

. (III.2.15)

(т-С)

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)

V(®

Второй интеграл представим так: —г

О y~~<LtJUE=*l~~ (_Т_р

¦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»)

2а

П(1> Т- ")-^к(Т- ?)]

»(?) = • ИЛИ

2а

к(тг. ?)-П(-Г' г *«)

(III.2.18)

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

ч ^=
,Ух-

Третий интеграл имеет следующий вид:

— 1

5у

(т+ 1) (т —Cj) (т — с₂)

(Т-С)

2с_х

? Vc_t(\ -l-с,) (C__Cl)

(III.2.19)

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

»(?) = ¦

п VС₂( \ + с_г)

(g + 1 )(?-Са)

(С-Cl) С

^х[П(тЬ Гот!)' ”)~^к{т' ^р)]’ ^<ш'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

С_у = — 2Re p(?)-|-d?; (III.2.21)

-1

С, = -21ш _р (Q-g-С (III.2.22)

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),

(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 ? — с_г¹ 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 v_y A v_x=0 E D
• ^ t / 8	0 a e / oo $
ъ_х=0или v_y=0	v_x=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 [h_xIn (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 ?:

h_x In (a -f- 1) + h₂ In Y~a — 1 ^ -f- ih₂ h_x 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 а_к и неограниченности вблизи концов Ь_к. В силу принятых выше допущений концам а_к 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

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

g (Т) т dx

»(?) =

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— ?) ‘

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

а а

xdx

V (Т — /) (Т — а) (х — ?) ’

— (г —а) (х — е) (т — Q

xdx

V{x — f) (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,

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:

2а

»(?)

1Ле-/)(е-д)(е-/)

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

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

Для определения коэффициентов С_х и С_у 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

Су • Сх 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 ₌ 4h_t /(l + mi + a)(l-H)'

а Я

^х№ «)-ТТ7^п(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 C_y/t=f(ri); C_x/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; v_x = ----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)

Обозначим: Ъ — абсциссу точки схода каверны с контура; V_K — 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 , /

V_x = -г~~ при О <х < /,

' оо

где скорость У_к связана с числом кавитации х:

v_K = 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

то с помощью формулы перестановок [141 можно получить зависимость

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 (х = 0) и в бесконечность— в точке замыкания каверны (х = /). Представим в нашем случае

I = т; x=t\ ф (т) = ср (?) = У q (?);

•ф (t) = $ (х) = v_xy ,

то с помощью формулы (111.3.8) легко получить

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

\о ь /

где v_Xo — 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:

v_x = =Vl 1 +4~^х
ПР^И (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 v_Xo 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 (v_Xo —

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

^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$P4t^dx’ (III.3.13)

^2Х

pvt

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

ъ ь

X^dx

<^Ш-^ЗЛ4»

ь ь

1-1

0. о

0 0

(III.3.15)

d% dx (g — x) ’

преобразуем последний интеграл и окончательно напишем:

г b

SV-

2(1 —b)

¦ dx -

I —х dx

Используя тождество

ь ^ь -1 f b — х

С С V T- х

dt/p dy₀ dx dl dx dl (g — *)

dyo dy₀ d\dx

dyo _

dx у (i — _x) ф — xj

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 b < I < 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 (I — X) (b — x)

(III.3.18)

при I > b.

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

| ц (х) dx = 2у_к (/) = 2k,

(III.3.20)

где у_к (/) — 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):

х)(Ь-х)

2 _

(III.3.22) 133

* “ 1Г 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

2я

К =

b — x dy₀I — x 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 ь — x

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 С_х и у_к 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 ^V_x Vx_t + ^*2» (111*3.26)

где Voo — скорость потока на бесконечности; v_x — проекция скорости, вызванной системой особенностей, заменяющей тело; Av_x — проекция скорости, вызванной влиянием стока на систему особенностей, заменяющую тело; v_Xl — проекция скорости, вызванной системой особенностей, заменяющей «наращиваемый» контур; Av_Xl — проекция скорости, вызванной влиянием стока на систему особенностей, заменяющих «наращиваемый» контур; v_X2 — проекция скорости, вызванной стоком.

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

где q_x — 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 V_K, совпадает с секущей. Эта скорость имеет проекции на координатные оси V_KX и V_Ky. Из рис. 111.11, б видно, что

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

тела) формула для интенсивности q_x получит вид q_x~ 2V_KX ,

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:

V_KX — Vco-Vt — Av_x — v_x, = v_Xl + Av_Xl. (III.3.28)

Тогда интегральное уравнение получим в виде i

_L j jjMd!_ ₌ ^ ₊_AVxi₌ __ ^ _ _AVx _ ^ (Ш.3.29)

где ? — текущая абсцисса.

а все линейные размеры отнесем к длине тела L.

Введем безразмерные величины:

Я1

(Ш.з.зо)

После преобразования найдем

i _

j ~~^4lx-f~~- = V„ - 1 -v_x- Av_x-v_Xt-=f(l). (IH.3.31) ь ^b

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

V_K* = F_K=1+-|-. (III.3.32)

При определении скорости v_Xz пренебрегаем величиной у]_к по сравнению с (а—х)², где у_к — 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>

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

'1МИ±АМ|)Ы

I — X

Ь> V^bY <^1IU-³⁵>

2 (а — х) V а —

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

Принимая во внимание (II1.3.32), напишем

У1М = 1 ^ W ^dx¦ (III.3.37)

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

* м ~ о- »> ~~р-ДГ*¹~~ - «•* V т^г

* U_tg]/|^j/^yjZT_arctgl/*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

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

i _

1Y 4^ I”* м+^Ао' wi^dx+

ь 2 Q

- УШт) ¦ <^п|-^з-^4о>

я (I —b)

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

dy₀

(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

[v_x + Av_x] dx

(III.3.43)

ⁿ J V(x — b) (I —x) nV(a — b) (a — /)

В результате решения уравнений (III.3.38), (III.3.43) получим контур с ординатами у_к = у₀ + у_1у который можно рассматривать

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

У<Ук °Р^И 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

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, V_K — 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 {V_K -]- v_x) — iv_y и V² =¦ (V_K + v_xf -f v%.

Пренебрегая квадратами малых величин, найдем

V* = VJ + 2V_Ki;,; V^я - Vi=2V_Kv_x. (III.4.2)

Тогда с учетом (III.4.2) выражение (III.4.1) представим в виде Р — рк = -J- {VI — Р) — pgt/к = — pV_Kt»* — 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 + V_x ^ах

где р — половина угла раствора клина; v_x, v_y — безразмерные вызванные скорости, отнесенные к скорости v_K.

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

v_y = при 0 < х < 1, (III.4.5)

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

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

получим второе граничное условие — на поверхности каверны:

7) — ^Vx — ёУк(х)

^Vx~v_K- Vi

или

^ - уё^Ук
(х> (^ш-4-6)

Третьим граничным условием будет условие на бесконечности.

Действительно,

при z = оо

V_K + v_x = Уоэ\ v_x = Vcc — V_K

или

V_x 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 у_к(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 у_к (х) в степенной ряд по б:

Ук (х) = ? б^ly_i (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 у_к (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

v_x = — c при у = 0₊;

v_x = + 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

= - 1Г ^1п1=Т +^iA~ т) + в + ^iElnt +

(III.4.16)

где Л, В_у 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 е^{1 т} + В = 5 - гр.

^{v 7} Я 1 — I¹ я ^1
1

Принимая во внимание, что v — v_x — iv_y, найдем:

В = v_x = — 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

а_г = 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 /г при г —> оо (t —> t_m)_y а полученный результат подставляют в (II 1.4.16).

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

где С_Рк 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:

С_т = -2(1 +к) _с/± + -2Щ-//(/- 1) {l +

AT\n(Vl + V I — 1

(Г² — 1) (1 —Г)

2/+ 1

(III.4.19)

Для определения формы границы каверны воспользуемся

зависимостями

= dy = —^-dx. (III.4.20)

^dx i+v_x’ * l + v_x

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),

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" Р8^Х> (III.4.21)

где левая часть (III.4.21) соответствует точке у основания клина (х = 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

^рк рУ» VI Кк

или, используя связь V_K = 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 ¦= v_x — iv_yy 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 v_r-^- - 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 ik_y а ордината точки Mt_rn 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).

а)

i'h

О 1

Ун

l7nV=Vy = P

t_z

1ть=~р _ _ д(1-Х}

Яео*ъ_х=-~г7 V* 1-1

₍ 9	®
*Imv* - *р \*
AJ	// ?
,\ ** ,	X
*\1лъ V*	-р 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 = v_x + v₂ и vi == v_Xl — iv_yti v₂ == v_X2 — iv_u

которые удовлетворяют условиям на клине

Р; ц

У 2

на каверне

v_Xt = —

Сумма этих решений должна удовлетворять общим граничным условиям.

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

Г, —-2Р

*=Т+1А(1-±) + В,

где В — g/V_K, 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 = t_m.

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

1« ^ + ¹ \ : ^

Постоянная А находится из условия а_х~ О

j __ Jtg(I — \у8РУ| VT

А =

я(/ — 1)

Коэффициент сопротивления, отнесенный к длине клина,

С_х = 21 Ср_к d#, о

где С_Рк находится по формуле (III.4.22).

В результате получим коэффициент сопротивления клина с учетом продольных сил тяжести

_п 8р²(1 + к) ( I \ . 2(3^7

Ыт) +

* я V / — 1 / ¹ Fr²

При Fr —> оо получим С_х 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: а — С_у Fr² (х, р); б — C_mFr² (к, р); продольное поле тяжести: в — С_х (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 С_у Fr² и С_т 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)*
v_t	»©	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 = v_x — ivy, где v_x и v_y — 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 "Р^и ~><^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.

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 hl_i+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 а_ъ 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 р_о.

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

pV~v_x — pgy = р.» — р_к; рп = р_к + ?>VooV_x при nL < л: < nL + I или 0 < х₀ < /,

где х₀ -- х — nL — значение х в пределах одного периода или —а\ х₀ ^ L — а_г\ 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 ^ПР^ИnL-\-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- а₂ < х < (п -j- 1) L — a_v (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) = 2У_ТО % (_Х)_{= 2}V„y' (дг). (III.5.15)

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

nL—a_x

вызванную скорость можно представить в следующем виде:

ОО 00 1+а₂

"•м-sr \ ~~ЛИ+~~дг <^ш-⁵¹⁶>

— со /1=—00 —-0.1

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

^ctS^я* ⁼ + 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 ’	х =	pvi

(III.5.20)

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 а_г =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

—а_х

v_x

dx.

С,

?К

dx = х 4- Р/% —

(III.5.22)

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

а)

Утаах

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.’5^0,04’ 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 V_K — Vo* ]/1 + и-Скорость на границе каверны при течении на вспомогательной плоскости Vi связана со скоростью V_K формулой

(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).

2я

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.

в_г 1

j g(<p)dq>+jg(t)d& = 0₉

где —абсцисса конца каверны на оси g; 0_Х—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' -

4л

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 ¹^l5'>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 1 — h. Критическая точка находится на границе каверны, скорость на ней должна быть конечной и равна V_Ki 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^~iki^8(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)

где 0₂ — угловая координата конца каверны.

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

Г = - 4я1/„ sin » +11~~4^{(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-iVF_c == т/, — iV_e.

Рис. 111.22. К выводу интегральных уравнений.

Как уже указывалось, мы считаем каверну тонкой, и поэтому полагаем, что скорости V_r и V_v малы так, что

(III.6.5)

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

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:

V_z = 2Усо sin (0 - а) - -

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

0* 0*

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)

^Vr⁼ IS" J ^{g d(f} ¦

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

в)

0,5

К/1

1,0

0,5

0,7485	О
	..... 77 о/ %
	г/ГО
	о

—¹

0,5

ос*2*з№

~мл

1ш )

ОС-7⁰,

Hi/

0,5 . 1₃0

Sin ос

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)

Va = V_K

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

У_Е = У_|==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 р_пл > 0,1 МПа/10 м; grad р_пл = 0,1 МПа/10 м; grad р_пл < 0,1 МПа/10 м.

Пласт является высокопроницаемым, если значения коэффициента поровой к_п или трещинной к_т 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:

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

где о_сж — 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,

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; р_пл — 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 о_сж 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)

о_сж = 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 р_пл > 0,1 МПа/10 м, а собственно коллектор имеет поровую проницаемость к_п > 0,1 мкм² или трещинную проницаемость к_т > 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 р_пл >

> 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 р_пл < 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 р_пл < 0,1 МПа/10 м, к_п < 0,1 мкм² или к_т < 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 р_пл > 0,1 МПа/10 м, к_п > 0,1 мкм² или к_т > 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 р_пл <

< 0,1 МПа/10 м, к_т < 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 р_пл < 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 р_пл > 0,1 МПа/10 м, к_п > 0,1 мкм² или к_т > 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 < ™cH^R*^/^rc⁾, (3.7)

6к

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

8 = ш_э/ш_п; (3.8)

Я_К — радиус контура питания, принятый равным половине расстояния от ближайшей эксплуатационной скважины, м; г_с — радиус скважины, м; к — проницаемость породы, мкм²; ш_э, ш_п — соответственно эффективная и полная пористость.

Пример. Имеем г_с = 0,1 м; R = 200 м; к = 0,2 мкм²; ш_э = 24 %; ш_п = = 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 к_п <

< 0,01 мкм² или к_т < 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 к_п или трещинной к_т проницаемости пород (к_п > 0,1 мкм² или к_т > 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, %
Размеры ячеек сит, мм	часть	%	Полные остатки на ситах, %
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

ё_Тр = f^⁶)^

где ё_тр — 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
		*Поглощение* *бурового*		¦
		*раствора*		1

	*Свита*		>	*700* м
*1000*	*перерыва*	*Сужение ствола, осыпи*,	1
	нкг	*Сужение ствола, осыпи*,
	нкп	*обвалы, нефте-*
*1500*	*Кирма-* *кинская* *свита*	*газопроявления, поглощения бурового раствора*	V©
	ПК	*газопроявления, поглощения бурового раствора*
	к_ас			*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*	*1,6*
*1500*	*Кирма-* *кинская* *свита*		*1,75*
		*щения бурового раствора*
	ПК		*1,9*		*1800* м
	к_ас		*1,9*		*1800* м

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+(gr2p_f)(p_s —p_f)(0,0155 + 0,1984r)0,5]} =

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

где N — динамическая вязкость жидкости, мПа-с; g — ускорение силы тяжести, g = 980 см/с²; r — радиус гравия, см; p_f, p_s — 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
Показатель	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

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 _ ^ ср^ndшт

d ² порш

где т_ср — предел прочности на срез штифта, т_ср = Ко_в(К = = 0,7; о, — временное сопротивление разрыву, зависящее от материала штифтов и термообработки); п — число штифтов; d_m — диаметр штифтов; d_TO^ — диаметр поршня.

После упрощений получают р = 0,532о_в. 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 р_у 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 р_{у ср} штифтов срезного клапана определяют по формулам

Ру = Рпл^- Рж + Р р;

Ру ср ^Рпл + ^Рср'

где Р_пл — давление пластовое, МПа; Р_ж — давление жидкости, заполняющей компоновку, МПа (р_ж = 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/ " ¹⁷ 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); р_р — перепад давления срабатывания пакера, МПа; р_ср — 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

Внутренний диаметр, мм.

Длина пакера, мм.

1886

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.),

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; d_m — 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 г_С = _{2 H} ~~¹ .~~ , (3.10)

u 2nH , h ^r -+ ln-

2п г с

где k — коэффициент проницаемости; А р — перепад давления на скважине; u — вязкость нефти; Н — расстояние до контура питания; h — мощность пласта; г_с — радиус скважины.

Дебит ВС единичной длины, пробуренной в тот же пласт мощностью h,

q = -¹-. (3.11)

^вс u ln(2H / r_c)

Из (3.10) и (3.11) получаем, что отношение дебитов ГС и ВС

^q ГС _ ln(2H / Гс) (3 12)

q_ВС ln(h /2лr_c) + 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 г_с.

Длина горизонтального участка ГС, эквивалентная одной ВС (п = 1)

Очевидно, что увеличение радиуса скважины г_с 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, г_с = 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

О_о _ knh-¹-, (3.16)

^о пН , о

-+ ln-

где к — коэффициент, к = 2пКАр/и; о — половина расстояния между скважинами.

Из уравнения (3.16) следует, что О_о 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. О_о = q_rc1. Тогда отношение дебитов ВС, пробуренных на расстоянии 2о = h, к дебиту одной ГС

Оо _ nh

^ОГС ¹

Отсюда следует, что дебит одной ГС длиной 1_n = 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

О_г _ 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:

О_г _ |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, г_с = 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/2ttK_c) « 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:

t_{6 г} — время бурения горизонтального участка скважины, сут;

t_{6 в} — время бурения вертикального участка ГС и ВС, сут;

Г_мд — время монтажа-демонтажа буровой установки (БУ), сут;

Т_тр — время транспортировки БУ на новую точку при бурении ВС, сут;

K — число вертикальных скважин, эквивалентных по дебиту одной горизонтальной скважине;

О_г, О_в — дебит ГС и ВС, т/сут;

С_н — стоимость 1 т добытой нефти, тыс. руб/т;

to _г, ^ _в — время освоения ГС и ВС, сут;

С_г, С, — стоимость 1 м проходки ГС и ВС, тыс. руб/м;

L, 1 — глубина ВС и длина горизонтального участка ГС, м; С_т — стоимость 1 т обсадных и эксплуатационных труб, руб/т;

д — вес 1 м труб, т/м;

С_ц, С_р — стоимость 1 т цемента и 1 м³ бурового раствора,

руб/т;

а_ц, а_р — норма расхода цемента и бурового раствора, т/м³ и м³/м;

С_б — стоимость содержания одной бригады в сутки, тыс. руб/сут.

Тогда доход от бурения одной ГС к моменту времени t > t_6
в + t_{6 г} + t_{0 т}, выраженный через стоимость добытой нефти,

Dj, = С_нО_г^—1_{6 в} —1₆_т—t_o_г).

(3.19)

К этому же моменту времени t доход от первой вертикальной скважины (так как t_{6 в} < t_{6 г})

D_Bl = 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 (t_{6 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 = С_г(1+ L); W_{E 6} = KCL;

затраты на обсадные и эксплуатационные трубы = Q.(L + 1)g; W_{H т} = KCgL;

затраты на тампонажный и буровой растворы

^WГ м = Сц^а^ + Ср^ар⁽¹+ ^L);

W_{B м} = KCца^ + ^рарЦ

Тогда доход ГС и ВС за вычетом материальных и временных затрат

S_г = D_T—W_T₆ — Wj, _т — Wj, _н — Wj, ₆;

S_в = D_в— Wj, ₆—W_{в т}—W_H
н—W_{в 6}.

Так как дебиты всех ВС можно считать равными, то условие эквивалентности дебитов ГС и ВС можно записать в виде

О_г = KО_B.

(3.24)

Целевую функцию для определения оптимальной длины горизонтального участка ГС запишем в следующем виде:

Г = S— S_в.

(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 < 2R_K.

(3.26)

Ограничение (3.26) означает, что длина горизонтального участка не может быть больше удвоенного радиуса контура питания R_K.

Тогда, учитывая (3.24), можно записать, что С_нО^ =

= С_нО_в-Ю и выражение (3.25) примет вид

— K(t_{6 в} +1_{6 г}+ t_{o г})]+ KL (С_в + ё_тд + Сцац + ёрар) + C₆K(t_{6 в}+ t_{o в} +

+ Т_Мд+ Ттр⁾^{— L(C}_r+ ^ётд+ ^ёц^ац+ Ср^ар^{) —
1(}С_Г+ ^ётд+ ^ёр^ар^)
—

(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 t_{о г} горизонтального участка скважины. Для их определения необходимы сбор статистических данных и построение моделей вида t_{6 г} = f₁(1 ) и t_{о 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. t_{6 в} + t_{o в} = Т, а время монтажа-демонтажа и транспортировки БУ обычно составляет 0,2Г. Пусть также время строительства горизонтальной скважины равно 3Т (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........

Регулируется длиной, диаметром капилляра и вязкостью жидкости, заполняющей под-поршневую полость 115 28 1 700

50.0

15.0 — 30,0 1 00

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
1Ы	ХЧЧЧЧЧЧЧЧЧЧ	Сч^\\Ч\| [.....				4^9

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)

Известно, что приток жидкости к забою гидродинамически совершенной скважины описывается уравнением Дюпуи:

q _ 2nkk(p_пл - p_з) _ 2%kkkp (3 1)

|i ln(R_K /r_c) |i ln(R_K /r_c)

где Q_с - дебит скважины, м³/с; k - коэффициент проницаемости пласта в зоне дренирования, м²; k - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; р_пл - давление в пласте на контуре питания скважины, Па; р_з - 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; г_с - радиус скважины (по долоту), м.

Гидродинамически совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта с радиусом R_K, свойства которого изотопны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. 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 R_au и зона кольматации радиусом r_K (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 R_3Il через р₂ и на радиусе кольматации r_K через р ₁ и примем, что приток идет от контура питания R_к к скважине с воображаемым радиусом. Согласно формуле (3.1) дебит ее будет равен

q _ ~~2nkh ^(p~~~~_пд~~ ~~- ^p~~2) . (3.2)

^^зп ц ln(R_K/ Rз._п)

Аналогично для движения жидкости в зоне проникновения

Q- _ ~~²"г R~~ ²~~^-p~~₎⁾ (3.3)

ц ^ln(Rз.п^{/ r}K⁾

и для движения жидкости через зону кольматации

ц ln — r

Исходя из условия неразрывности потока, когда Q_c = Q^ = Q_aK, и,

сравнив их, получим

_Q 2%^kh⁽р_Пл ^- p,⁾

(3.5)

^{, R_K 1 R_a
п 1 , r_K ⁽ ’

ц! ln—— + — + —^ + — ln — j

& -^з.п ^k2 ^rK ^k1 ^гс j

или

_Q ^2nkh⁽Рпл ^- p_B⁾

(3.6)

^{, R k R_зп 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

S_e _ S1 _ (Р1 -1)ln -^. (3.10)

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/Q_c.

Тогда

ф _ ^ln^RK^/^rc _ ©ф. (3.11)

ln ^R^ + S₆ ^Qc

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 d_K 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 ( R_K = 400 м; г_с = 0,1 м):

а - от длины канала перфорации: d_K = 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 (R_K = 450 м, г_с = 0,1 м; d_K = 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 5_п (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 Б_п 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 К_с, 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 1_к,м = 175 мм, г_с = 75 мм, R_K = 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 + S_n).

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 + S_rt + S_n* И In ——

& Гс ^{1 2} • ^г_Пр

Отсюда выражение для оценки приведенного радиуса скважины имеет

вид:

Г_пр _ Г_сe^-(C1+C2+^Se+^Sn). (3.15)

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть выражен зависимостью

Ф _ ~~^1n(—~~^к~~^/Г~~^с⁾ . (3.16)

^1n(—к^{/ Г}пр ⁾

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 ^- Р_в⁾

1n ^—^ + C₁ + C₂ + S₆ + S_n

^2nke(pпл ^- Р_b⁾

(3.18)

'г

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 Г_с

(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.

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 = /(С_и), 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 = с_уд (р - 1000) при 1000 < р < 1200, (3.1)

где р - плотность воды, поступающей в скважину, с_уд - 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	С1^в	1	БР+СТЛ	СРП	Б	ВР
Стад-	Макро-	C1^-	4485,04	-	4093,2	4393,2	3472,9	3628,8	3074,6
жа1ёа	компо-	SO4^2-	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	-	-	-	-	-	-
		B2O3^2-/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	Запруднен- ское	Краснояр ское
			Д1	пластовые воды	речная	сточная	горизонт С₁	горизонт С₁	горизонт С₁₁
Содер	Макро-	C1^-	4864,52	-	0,50	2742,66	4330,100	1650,70	4597,18
жание	компо-	SO4^2-	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/-	-
		B2O3^2-/Li⁺	-/36,0	-/77,0	-	-	-/49,2	-/124,0	-/153,0
		F^-/Si⁴+	-	-	-	-	-	-	-
		NO3^2-/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	SO4^2-	-	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
	/л	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	-	-
		B2O3^2-/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
		NO3^2-/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)
Наименование параметров		Вид ионов	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	SO4^2-	-	-	-	-	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
	/л	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/-
		B2O3^2-/Li+	-	-	-	-	-	-	-	-
		F^-/Si⁴+	-	-	-	-	-	-	-	-
		NO3^2-/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
SO₄^2-	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
p^h	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^-

B^2-

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 t^b0 + 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; с_уд= 25588,32 (формула 3.3), тогда

с_С₁ = 25588,32-0,1752 Г⁰’⁴⁵¹⁶. (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 С₃-С₇, 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
Химический состав пород	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
Химический состав глин	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
b^3-/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.

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.
Месторождение, площадь, пласт	Вязкость нефти, мПа-с	проектный	текущий (процент обводнен ности)
Бавлинское, fl_I	2,40	0,593	0,491 (91)
Альметьевская, Д₀	4,00	0,548	0,427 (69)
Южно-Ромашкинская, fl_I	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+ fl_IV	0,77	0,590	0,520 (80)
Дмитровское, С_ш	1,48	0,650	0,510 (82)
Кулешовское, A_IV	0,65	0,620	0,560 (94)
Туймазинское, fl_I	2,55	0,608	0,541 (95)
Туймазинское, Д_п	2,60	0,523	0,489 (91)
Константиновское, fl_I	1,46	0,642	0,652 (93)
Леонидовское + Серафимовс-кое, Ai	2,43	0,593	0,577 (93)
Арланская, С_1-₂н	18,00	0,453	0,426 (96)
Вятская, С_1-2н	19,00	0,427	0,350 (92)
Арланская, С_2-гк	8,00	0,247	0,042 (41)
Николо-Березовская, С_1-₂н	17,00	0,404	0,359 (93)
Белебеевское, fl_I	4,00	0,290	0,150 (97)
Знаменское, fl_I	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, АФ_9-12, АФ_э-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 АФ_9-12 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 АФ_9-12 с добавкой технических лигносульфонатов и Проксамина [112].

Технические лигносульфонаты являются дешевыми отходами многотоннажного лесохимического производства, добавка их позволяет снизить химическую деструкцию Неонола АФ_9-12 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 АФ_9-12 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 АФ_9-12, 111 т лигносульфонатов, 21 т Проксамина. Второй цикл продолжен с 1989 г., закачано 1071 т Неонола АФ_9-12, 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 1 — 2 %.

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 10^—³ 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

6— 10 35 - 80 10 — 55 2 — 4 0,01— 5

3— 6 4— 40 55— 90 0,01— 20 0,001—4

3— 5 2— 50 40— 95 0,01— 20 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 10— 20 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 к_в и к„ — коэффициенты проницаемости пористой среды соответственно для воды и раствора полимера, мкм²; ц_в и ц_п — соответственно вязкость воды и кажущаяся вязкость раствора полимера при фильтрации в пористой среде, мПа-с.

Другой важнейшей характеристикой полимерного раствора является «остаточный фактор сопротивления» R_0CT, определяемый как отношение подвижности воды до и после фильтрации раствора полимера в пористой среде, т.е.

Root = ~~^/ ^~~ , (3.2)

^кПВ ^/ М-ПВ

где к_в и к_пв — соответственно коэффициенты проницаемости пористой среды для воды до и после фильтрации раствора полимера, мкм²; ц_в и ц_пв — 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; У_Паа — объем оторочки раствора полимера, необходимой для закачки, м³.

Объем оторочки У_Паа определяется из следующего соотношения:

УПАА = ГОп² ^ ]^-^ki_f , ⁽³.4)

^кП r2 R²

где i = 1, 2, , п — номера пропластков в порядке возраста

ния проницаемостей; r_n — радиус (зоны) высокопроницаемого слоя, в пределах которой происходит замещение пластовых жидкостей раствором полимера, принимается равным толщине пласта, м; R_ir R_n — факторы сопротивления г'-го и п-го прослоев соответственно; к_г и к_п — проницаемость г'-го и п-го слоев соответственно, мкм²; Л_г — толщина г'-го прослоя, м; т_г — 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	Пласт	реализации	нагнета тельных	добываю щих	Удельная эффективность, т/ т
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

C_H, % (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 а_г = 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 R_0CT.

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
Индекс 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 — 0,2 — 2,0; 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 1000— 2000 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 С_п и C_Vi 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

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

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, %
Месторождение, пласт	Тем пера тура, ^ос	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

и нижнего торцов составляют p_j и р₂.

Если Ар_тр — потери давления на преодоление сил трения, а А р = p_j — 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 ж^Уж + ^Y т^Ут (3 2)

Y см - V + V - ⁽³.²⁾

^v ж ^ ^v т

где У_ж и У_т — объем жидкой и твердой фаз соответственно. Заменив У_ж и У_т расходом жидкости д_ж и твердой фазы

qL, можно записать:

Y _см _ ~~^YжЯ~~^ж + ~~^YтЯ~~^т . (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 а_х 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 -^Я^ж— + 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 см1v2}_М~~ , (3.9)

^р 2gd

где у_см — скорость движения смеси; Х_см — коэффициент гидравлических сопротивлений гидросмесей.

Согласно формуле Блазиуса

0,3164

см

0,25

см

где Recм — параметр Рейнольдса при движении гидросмеси. Так как

^v см^dy см

Recм

и см g

то

+ . 0,25

X_см _ 0,3164+ ~~^исмд~~ j . (3.10)

V ^vcм^dY см⁾

Значит, по (3.9) и (3.10)

0 1582и ^0,25 y ⁰^,⁷⁵1v^1,75

Ар_т_р _ ~~^{0,1582и см Y см см}~~ , (3.11)

^р g 0,75d 1,25 ^v⁷

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)

И_см _И ~~^(1,5^qт~~ + ^q~~^ж)(?т~~ + ^q~~^ж)~~. (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 и_см, 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,^5а 0__(3 15)

Исм^(3Л4) 1 + 0,5а₀ - 4а2 + 2,5а0

В табл. 3.1 приведены значения И_см (3.12)/И_см (3.14) при различных а₀.

Формула Эйнштейна рекомендуется для практических расчетов при а₀ < 0,10. Из табл. 3.1 видно, что расхождение между И_см, найденными по (3.12) и (3.14), не превышает 3,7 %.

При концентрации более 10 % вязкость смеси целесообразно рассчитывать по формуле Томаса

И_см _ И(1 + 2,5а₀ + 10,05а2 + 0,00273е^16,6^а⁰). (3.16)

Определим, насколько отличаются между собой значения И_см, 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⁽³^Л4)	^а0	И см(3.12) И см⁽³^Л4)
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⁽³^Л6) И см(3.12)	^а0	По (3.16) ^И см И	По (3.12) ^И см И	И см⁽³^Л6) 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 И_см, 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.

И_см _ 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 _ ~~^0,24~~₀¹₇⁴₅³⁴4И₅ (13,55qт² + 4,5ЧтЧж + Чж)⁰²⁵ х

g d^4,75

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 _ ^Y^ж?^ж~~+У_T^q~~^т j + ~~^0,24~~₀¹₇⁴³И₇₅ (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 = /(ч_ж) при

Y_т = 2,40-10⁴ Н/м³, Y_ж = 10⁴ Н/м³, ч_т = 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 я_ж. Из таблицы видно, что потери давления имеют минимум относительно расхода жидкости я_ж. В данном случае оптимальный расход составляет я_ж = 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 я_ж 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|1^0,25 +

(q ж+q т)² g ⁰⁷⁵d^4,75

(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+я т)^0,5 +

^(y ж^я ж + ^Y т^я 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 + 0,24143ц^Q²⁵ (13,55q² + 4qтЯж + ЯЖ)^0,25(YжЯж + YтЯт)⁰⁷⁵(Яж + Ят)²⁵ _х

g^0,75d⁴⁷⁵ Яt⁽Yт ^- Yж⁾

х+ ¹¹²⁵^qт + ⁰,⁵^qж__.__⁰,^75yж__+ ⁰,⁵ . _ 0 (3 24)

^-13,55q т° + 4,5q _тя _ж + q ж ^Y ж^я ж + ^Y т^я 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 _ 0,24143ц⁰²⁵qт⁷⁵ • _q. _ дж • _Y * _ Yт

0,25^1,75

я * _ :±ж- y* _ -i-T.

Y5_t²⁵g⁰⁷⁵d⁴⁷⁵ ' ^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

Y_ж = 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+я т d^4,75

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	q_T, м³/с	К-^есм	Ар, 10⁵ Па		А, %
^а0	q-ж^,^м3/с	q_T, м³/с	К-^есм	по (3.26)	по замеру	А, %
			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	Ч_т, м³/с	^см	Ар, 10⁵ Па		А, %
^а0	q-ж^,^м3/с	Ч_т, м³/с	^см	по (3.26)	по замеру	А, %
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 < Re_CM < 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	3,0	3,2	3,4
1,0	0,08511	0,09529	0,10506	0,11444	0,12348	0,13217
1,5	0,04927	0,05533	0,06118	0,06683	0,07229	0,07758
2,0	0,03122	0,03513	0,03893	0,04261	0,04618	0,04965
2,5	0,02110	0,02378	0,02640	0,02894	0,03141	0,03382
3,0	0,01497	0,01690	0,01878	0,02061	0,02240	0,02415
3,5	0,01103	0,01246	0,01386	0,01523	0,01657	0,01788
4,0	0,00838	0,00947	0,01055	0,01160	0,01263	0,01364
4,5	0,00652	0,00738	0,00823	0,00905	0,00987	0,01066
5,0	0,00519	0,00587	0,00655	0,00721	0,00786	0,00851
5,5	0,00420	0,00476	0,00531	0,00585	0,00638	0,00690
6,0	0,00345	0,00391	0,00436	0,00481	0,00520	0,00560
6,5	0,00287	0,00325	0,00363	0,00401	0,00434	0,00474
7,0	0,00249	0,00274	0,00306	0,00338	0,00366	0,00400
7,5	0,00205	0,00233	0,00261	0,00288	0,00312	0,00341
8,0	0,00176	0,00200	0,00224	0,00247	0,00268	0,00293
8,5	0,00153	0,00173	0,00194	0,00214	0,00232	0,00254

Чж	Значения А при y т
	2,4	2,6	2,8	3,0	3,2	3,4
9,0	0,00133	0,00151	0,00169	0,00187	0,00203	0,00221
9,5	0,00117	0,00134	0,00148	0,00168	0,00178	0,00194
10,0	0,00103	0,00117	0,00131	0,00145	0,00157	0,00173
10,5	0,00091	0,00104	0,00116	0,00128	0,00140	0,00152
11,0	0,00081	0,00092	0,00103	0,00114	0,00125	0,00136
11,5	0,00073	0,00083	0,00083	0,00102	0,00112	0,00122
12,0	0,00065	0,00074	0,00083	0,00092	0,00101	0,00110
12,5	0,00059	0,00067	0,00075	0,00083	0,00091	0,00099
13,0	0,00054	0,00061	0,00068	0,00076	0,00083	0,00090
13,5	0,00049	0,00055	0,00062	0,00069	0,00075	0,00089
14,0	0,00044	0,00051	0,00057	0,00063	0,00069	0,00075
14,5	0,00041	0,00046	0,00052	0,00057	0,00063	0,00068
15,0	0,00037	0,00042	0,00048	0,00053	0,00058	0,00063

Табл. 3.5 следует пользоваться так: при заданных значениях q_T, у_ж, y_т, d определяют А и y Т, что позволяет найти

* $ qж, ^а
значи^т, и qж = qжЧт-

Покажем изложенное на конкретном примере. Пусть ^ = = 10^-3 Па-с, ч_т = 0,001 м³/с, y _ж = 10⁴ Н/м³, y _т =

= 2,4-10⁴ Н/м³, d = 0,05 м.

Тогда

А = °,°⁴¹⁴³-⁰,¹⁷⁷⁸²⁸^-⁵,б²^-¹⁰^-⁶ = 0,00658, y _т = ^41^ = 2,4.

10-5,5431-0,661-10^-⁶ 10⁴

По табл. 3.5 находим, что вычисленным А и y т соответствует чж = 4,5 или ч_ж = 4,5-0,001 = 0,0045 м³/с, что совпадает со значением ч_ж, найденным по расчету, приведенному в табл. 3.3.

Из изложенного следует, что формулу (3.26) и уравнение (3.25) или табл. 3.5 можно рекомендовать для проведения гидравлических расчетов при движении полидисперсных гидросмесей в вертикальных трубах.

Для того, чтобы рекомендовать указанные соотношения для расчетов других видов гидросмесей, необходимо провести аналогичные сопоставления с соответствующими экспериментальными исследованиями.

При решении данной задачи главную трудность представляет определение потерь давления на трение Ар_тр. В литературе известны различные формулы для расчета этой величины.

В случае, когда средняя скорость смеси у_см выше критической у_кр, в работе [16] значение Ар_тр предлагается определять так:

1 + ~~^{Y т Y ж}~~ (_{а c} + _а₁)

(3.27)

^Артр _ ^Ар0 c ^X1c Y см¹ Y ж¹^{0 X} 0

где с₀ — эмпирический коэффициент, с₀ = 1,2—1,8; а_с и

а ₁ — объемная концентрация в гидросмеси соответственно тончайших (0 — 0,074 мм) и тонких (0,074 — 0,15 мм) фракций; Х_1с — коэффициент гидравлических сопротивлений при движении смеси. Согласно [16]

X1c _-¹-₂. (3.28)

(1,8lg R-всм - 1,52)²

Здесь Ар₀ — потери давления при движении однородной жидкости.

Формулой (3.27) рекомендуется пользоваться при v = = (1,15-1,20)^.

Под критической скоростью понимается такое значение

v_K^ при котором не происходит движения твердых частиц в

обратном направлении.

При скоростях движения v > 1,2^_р расчеты предлагается вести по формуле

Aftp _ Ар° c ₀ Xjc +1 + ^Y
т-Y ж а ₀.. (3.29)

^Y см¹^Y ж¹^X 0 V ^Y ж /

Следует отметить, что формулами (3.27) и (3.29) нельзя пользоваться на стадии проектирования, так как необходимо предварительно провести экспериментальные исследования и определить с₀. Не совсем также понятно, почему в указанных зависимостях учитывается только концентрация тончайших и тонких фракций.

При содержании в смеси тонкодисперсных фракций до 20 % расчеты предлагается вести по формуле А.Е. Смолдырева [16]

^Артр _ ^Ар0 -1 + ^Y т ^{- Y} ж а 0

Y ж¹

или

Артр _ Ар0 ^+1 + IrZl« а 0.. (3.30)

y ж V y ж /

По формулам (3.7) Дарси — Вейсбаха и Блазиуса выражение (3.30) можно переписать так:

1 + ~~^{Yт Yж}~~ а₀|, g⁰¹⁵d¹¹⁵ y ж²⁵ \ y ж ^0|

А_р = 0,1582ц°'²⁵lv¹⁷⁵ yж⁽¹^-а0⁾ + Yт^а0 +1

L ^т^р Г\ Л I

или

Ар = ~~°Д⁵⁸²~~^ц⁰~~’²⁵^jp ¹⁷⁵~~ +1 -а0 +Iz.а0.+1 + а0.. (3.31)

0,75^1,25

g d

Так как

.⁴^q ж

v =

то формулу (3.31) можно представить в следующем виде:

Артр = ~~^0,24143~~Ц^11 -а0 + ^а01+1 + а0. . (3.32)

0,75^4,75

g ⁰⁷⁵d

X [1 + li—^а^- j . (3.33)

\ Y ж ^1-а 0 /

Для того, чтобы определить величину расхождения между значениями А р _тр, рассчитанными по формулам (3.33) и (3.32), найдем

А = ^Артр (3.33)

^Артр (3.32)

где Ар_тр (₃₃₃) и Ар_тр (₃₃₂) — потери давления на трение, вычисленные по формулам (3.33) и (3.32).

Значит,

. . 0,75

„2. °²⁵(V Yт ^а0

1+ 2 5а о + 10,05а ₀| | 1 + —--— |

А = -——\—~~^Yж~~₂~~^1-а0~~'-. (3.34)

⁽¹^-а о⁾

В табл. 3.6 приведены значения А при различных а° и

^Y т^ ^Y ж.

^ао	Значения А при различных т_т/т_ж
	2,6	2,8	3,0	3,2	3,4	3,6
0,04	1,0216	1,0120	1,0027	0,9934	0,9844	0,9755
0,06	1,0370	1,0230	1,0093	0,9960	0,9829	0,9702
0,08	1,0555	1,0370	1,0192	1,0019	0,9851	0,9688
0,10	1,0768	1,0540	1,0321	1,0110	0,9906	0,9710
0,12	1,1009	1,0743	1,0484	1,0235	0,9997	0,9769
0,14	1,1279	1,0965	1,0666	1,0381	1,0110	0,9851
0,16	1,1570	1,1219	1,0880	1,0559	1,0255	0,9966
0,17	1,1738	1,1357	1,0998	1,0659	1,0339	1,0035
0,18	1,1906	1,1503	1,1123	1,0766	1,0429	1,0110
0,19	1,2082	1,1656	1,1256	1,0880	1,0527	1,0193
0,20	1,2265	1,1816	1,1395	1,1001	1,0631	1,0282
0,21	1,2457	1,1984	1,1543	1,1130	1,0743	1,0379
0,22	1,2657	1,2160	1,1698	1,1266	1,0862	1,0483

Расчеты, приведенные в табл. 3.6, ограничены а₀ = 0,22, так как соотношение (3.22) основано на упрощенной формуле Томаса (3.17), которая рекомендована в диапазоне 0 < а₀ <

< 0,22.

Представляет интерес составить соответствующее выражение для определения Ар_тр, основываясь на точной формуле Томаса, и провести сравнительные расчеты с соотношением (3.32).

По выражениям (3.7), (3.11) и (3.16) получим следующее соотношение для определения потерь давления на трение:

о 041431 0,251 0,75q 1,75

Ар = ~~°' ^ф~~—~~^lYж~~^q^ж (1 + 2,5а₀ + 10,05а2 + 0,00273е¹⁶'⁶^а°)°'²⁵х

g ^0,75d ⁴^,⁷⁵(1-а о)

+ . 0,75

X ^[1 + !^_^а^. . (3.35)

\ y ж ^1-а о /

Тогда по формулам (3.35) и (3.32) можем записать:

. (1 + 2,5а₀ + 10,05а2 + 0,00273е¹⁶'⁶^а°)°'²⁵

^А1 =--⁰-⁰-—^,
(3.³⁶⁾

⁽ Y т

1,75

⁽¹^-а 0⁾

¹⁺-тт Т

где А₁ = ^А^р"¹ ” .

^Артр (3.32)

В табл. 3.7 приведены результаты расчетов А₁ по формуле (3.36) при различных а₀ и т_т/т_ж.

Из табл. 3.6 и 3.7 видно, что значения А и А₁ возрастают по мере увеличения концентрации твердой фазы а₀.

^ао	А₁ при различных
^ао	2,6	2,8	3,0	3,2	3,4	3,6
0,04	1,0228	1,0133	1,0039	0,9947	0,9856	0,9767
0,06	1,0387	1,0246	1,0191	0,9975	0,9845	0,9717
0,08	1,0576	1,0392	1,0213	1,0039	0,9871	0,9708
0,10	1,0780	1,0568	1,0348	1,0137	0,9933	0,9736
0,12	1,1047	1,0775	1,0515	1,0266	1,0028	0,9799
0,14	1,1329	1,1014	1,0713	1,0427	1,0155	0,9895
0,16	1,1637	1,1284	1,0944	1,0621	1,0315	1,0024
0,17	1,1795	1,1447	1,1085	1,0744	1,0420	1,0114
0,18	1,1968	1,1589	1,1207	1,0847	1,0575	1,0186
0,19	1,2106	1,1756	1,1352	1,0973	1,0617	1,0280
0,20	1,2385	1,1932	1,1507	1,1109	1,0735	1,0383
0,21	1,2569	1,2118	1,1671	1,1254	1,0862	1,0495
0,22	1,2700	1,2314	1,1846	1,1408	1,0999	1,0616
0,23	1,3051	1,2523	1,2031	1,1574	1,1147	1,0747
0,24	1,3300	1,2743	1,2229	1,1750	1,1305	1,0889
0,25	1,3559	1,2976	1,2438	1,1939	1,1474	1,1011
0,26	1,3834	1,3225	1,2661	1,2140	1,1656	1,1206
0,27	1,4126	1,3487	1,2899	1,2355	1,1851	1,1383
0,28	1,4512	1,3767	1,3152	1,2585	1,2060	1,1574
0,29	1,4764	1,4065	1,3422	1,2831	1,2285	1,1779
0,30	1,5114	1,4382	1,3711	1,3094	1,2526	1,2001

Такой результат является вполне закономерным, так как в формуле (3.30), а значит, и (3.32) Ар_тр определяется в зависимости от Ар₀ и, следовательно, от коэффициента динамической вязкости для однородной жидкости.

Отметим, что формула по своей структуре, похожая на (3.30), была ранее предложена Дюраном и имеет вид:

Артр = Аро Х^(1 + фа о),

(3.37)

где ф — коэффициент пропорциональности, зависящий от крупности транспортируемого материала, а также от скорости смеси и диаметра трубопровода.

После обработки результатов экспериментальных исследований Дюраном было получено выражение

(3.38)

^арт

1 + а ₀К\

= Ар₀

Y ж

где К — коэффициент пропорциональности; и, — гидравлическая крупность; v^ — скорость движения смеси; ё_ср — средневзвешенный диаметр частицы

d =V di4i. ^с^р 100 Z/ '

i=1

Здесь q_i — массовое процентное содержание частиц средним диаметром d_i.

Формулой (3.38) невозможно пользоваться на стадии проектирования, так как К определяется из эксперимента.

А.П. Юфиным [24] было предложено следующее выражение для определения потерь давления при восходящем движении гидросмеси в вертикальной трубе:

1 + 9,0625^&

Артр = Ар о ^

Y ж

(3.39)

^(q т + ^q ж⁾

где Ар₀ — потери давления при движении воды в трубе; v_s — скорость свободного осаждения частиц; а — концентрация твердых частиц в жидкости.

В случае обтекания при Re > 1500 значение v_s определяется по формуле

v_s = 0,6639^|^d,r(Yт
Y)g . (3.40)

Согласно формуле Дарси — Вейсбаха

Ар о = . (3.41)

п gD⁵

В работе [14] коэффициент гидравлических сопротивлений предлагается определять как

0,3

X = 0,004843 + 0,406301| ¦^nDvr j . (3.42)

, ^q ж /

В соответствии с данными о крупности твердых частиц средневзвешенный диаметр гидросмеси, для которой составлена табл. 3.4, d^. = 0,01518 м.

По формулам (3.39) — (3.42) найдем Ар при D = 0,150 м,

1 = 15,6 м, У_ж = 10^-6 м²/с, y_ж = 10⁴ Н/м³, y_т = 3,4-10⁴ Н/м³, т.е. при тех же исходных данных, по которым была рассчитана табл. 3.4.

По формуле (3.40)

v_s = 0,3969 м/с;

А P^[

10⁵ Па

^ар^/^арэжсп

А P^[

10⁵ Па

^Ар^/^Арэжсп

А P^[

10⁵ Па

^ар^/^арэжсп

А^ 10⁵ Па

^ар^/^арэжсп

1,6532

1,6639

1,7724

1,8297

1,8263

1,8068

1,6964

1,7335

1,0087

0,9497

0,9836

1,0638

0,9824

0,9944

0,9633

0,9711

1,8716

1,7700

1,8215

1,7814

1,8062

1,7993

1,8823

1,8863

1,0068

0,9944

1,0025

1,0013

1,0257

0,9805

1,0388

1,0017

1,9081

1,8978

1,8953

1,7863

1,9202

1,7807

1,9500

1,9432

1,0021

0,9999

0,9949

0,9815

1,0067

0,9454

0,9873

1,0037

1,9693

2,0158

1,8726

1,9864

2,0944

2,0958

2,1180

2,2044

0,9797

0,9771

0,9598

0,9728

0,9603

0,9574

0,9566

0,9720

Так как Re_T > 1500, то подсчитанное значение v_s принимается.

Согласно (3.39)

1+ 0,00327а

(3.43)

^(q т + ^q ж⁾

Артр = Ap°(1 + 2,4а)

По выражению (3.41)

Ар₀ = 1697,59 • 10⁵XqЖ. (3.44)

В соответствии с (3.42)

X = 0,00 4 8 43 + ~~^0,003557~~ . (3.45)

q ^0,3

Ч ж

Имеем также

Усм! = 15_[610⁴(1 + 2,4а). (3.46)

Очевидно, что

Ар = Усм! + Ар тр. (3.47)

По формулам (3.43) — (3.47) были проведены расчеты по определению Ар (табл. 3.8). В этой таблице приведено отношение Ар к перепаду давления, установленному экспериментально, Ар_э_ксп, значения которого заимствованы из табл. 3.4.

Из сравнения данных табл. 3.4 и 3.8 видно, что результаты, полученные по формулам (3.26) и А.П. Юфина, близки между собой и незначительно отличаются от Ар_э_ксп. Такие же

результаты получаются и при d = 0,2 м, а также d = 0,3 м.

ОСОБЕННОСТИ ОПРЕЛЕЛЕНИЯ СОСТАВА ПРИРОАНЫХ И СТОЧНЫХ ВОЛ НА ГАЗОВЫХ ПРОМЫСААХ

3.1. епО^аА аА60ё1?А А^Ааа.1а.оОёаа.1 aOieNaa

В аналитической практике в соответствии с общей тео р ией ошибок качество анализов оценивают по следующим параметрам - погрешность (точность), предел обнаружения (чувствительность), воспроизводимость, сходимость (повторяемость). Основные термины, применяемые при постановке методик, приведены в табл. 3.1.

Погрешности подготовки проб для анализа могут возникать на стадии отбора при определении пространственных координат точки отбора, искусственном перемешивании воды при опробовании, при загрязнении посуды, в которую отбирают пробу, неправильной консервации (или отсутствием таковой), замораживании и последующим неполным оттаиванием проб и т.д.

При хранении изменение содержания многих компонентов жидкостей происходит из-за дегазации пробы, выпадения отдельных компонентов состава в осадок, сорбции поверхностью взвешенных в воде частиц и стенками посуды, образования и разрушения комплексных соединений. Чем больше срок хранения пробы, тем больше погрешность определения содержаний компонентов.

При проведении анализа проб жидкостей причиной ошибок может быть несовершенство технических средств измерения, концентрирование или разбавление, а также ошибки исполнителей. При этом ошибки, допускаемые при проведении химикоаналитических работ, подразделяются на систематические и случайные.

К систематическим ошибкам относятся ошибки, которые возникают из-за разнообразных причин: смещения начала

отсчета регистрирующих устройств, ошибок в приготовлении головного эталонного раствора, влияния мешающих компонен-

Применяемые термины

Термин	Определение	Примечание
Количественный химический анализ	Экспериментальное определение содержания (массовой или объемной доли, концентрации и т.п.) одного или ряда компонентов веществ в пробе
Методика выполнения измерений (МВИ) Методика количественного химического анализа (МКХА)	Подробное описание совокупности условий и операций выполнения измерений содержания компонента проб вещества и материалов, обеспечивающих получение результатов анализа с установленными характеристиками погрешности	Метод анализа - краткое описание принципов выполнения измерений содержания компонента
Методика анализа Диапазон измеряемых содержаний (диапазон измерений) Результат измерения (определения)	Интервал значений измеряемых содержаний компонента пробы, для которого нормированы допускаемые погрешности МВИ Значение содержания компонента пробы, найденное путем единичного измерения	Обозначение - С
Результат анализа	Среднее значение результатов параллельных измерений	Если МВИ предусматривает выдачу результатов на основании одного определения, то эти термины равнозначны
Нижний предел измерения (определения) Нижняя граница определяемых измерений	Наименьшее значение диапазона измерений, для которого в МВИ нормированы допускаемые погрешности	Обозначение - С_п Для оценки С_п неатте-стованной МВИ можно принимать утроенную величину стандартного отклонения сигнала измерительного пр и-бора от раствора сравнения
Предел обнаружения (чувствительность методики)	Наименьшее значение содержания компонента пробы, вызывающее значимое изменение аналитического сигнала при изменении данной методики	Обозначение - C_mln Для линейных калибровочных графиков возможно применение соотношения C_mln = = 0,5Сп

Термин	Определение	Примечание
Погрешность (точность, правильность) измерений	Разница между результатом измерения и истинным значением измеряемой величины. При анализе жидкостей следует различать погрешности подготовки проб к анализу и собственно анализа	Обозначение - А Высокая точность измерений соответствует малым погрешностям всех видов (систематических и случайных)
Воспроизводимость измерений	Характеристика качества измерений, отражающая близость друг к другу значений результатов анализа одной и той же пробы по одной и той же методике, но в различных условиях (различное время, реактивы, пр и-боры, операторы)
Сходимость измерений (повторяемость)	Характеристика качества измерений, отражающая близость друг к другу значений результатов анализа одной и той же пробы в одинаковых условиях и практически одновременно (параллельные измерения)
Градуировочная характеристика МВИ	Зависимость между значениями величин сигнала на выходе средства измерения и содержанием компонента в пробе	Составляется в виде таблицы, графика или формулы
Проба воды (жидкости)	Часть водной массы, представляющей ее состав и свойства на момент отбора

тов и состава проб, потери при концентрировании, неполноты протекания химических реакций и т.д.

Исследование этих факторов и оценка соответствующей систематической погрешности, происходящей из-за нарушения этих условий, должны быть проделаны в соответствии с поставленной задачей. Уменьшить систематическую погрешность можно, используя оптимальные средства измерений, вводя буферные растворы или поправочные коэффициенты.

Существуют так называемые “субъективные ошибки” - когда искажения результатов анализа происходит по причине субъективного восприятия аналитиком, например, требуемой цветовой гаммы. Этот вид ошибок может быть отнесен к систематическим при условии, что работа проводится одним аналитиком.

Погрешность измерений, оставшаяся после устранения систематической погрешности, называется случайной (сходимость анализов). Обычно в ее формировании участвует большое число факторов, эффект действия каждого из которых выявить достаточно сложно. Случайная погрешность может произойти по разным причинам: плохо вымытая посуда, используемая при отборе, небрежность при проведении анализа, разложившийся реактив и т.д. Их трудно предусмотреть, поэтому резко отличающиеся от обычных результаты анализов необходимо обязательно перепроверять, желательно другим аналитиком, чтобы исключить возможность повторения ошибки. В общем случае случайную погрешность можно рассматривать, как суммарный эффект действия таких факторов. Устранить случайную погрешность результатов измерений сложно, но легко учесть ее влияние на оценку истинного значения измеряемой величины.

Для определения случайных погрешностей вычисляют относительные расхождения (П_г, %) между результатами рядового (основного) и контрольного определений по формуле

П_Т, % = 2(Ср - С_к) : (Ср + С_к)х100,

где С_р и С_к - результаты основного и контрольного анализов.

При выполнении анализов состава проб жидкости обязательно проведение внутрилабораторного контроля за правильностью выполняемых анализов.

Система внутрилабораторного контроля качества анализов вод и жидкостей включает следующие операции:

взаимное согласование найденных содержаний катионов и анионов;

сравнение найденной величины сухого остатка с расчетной; нахождение случайных погрешностей (воспроизводимости) для каждого компонента состава;

установление величины систематических расхождений. Погрешность анализа жидкостей (П, %) вычисляют по формуле

П = ~~^{ЪА - Ък}~~ loo %,

ЪА + ЪК

2А - сумма анионов, ммоль/дм³; 2К - сумма катионов,

ммоль/ дм³.

Допускаются следующие погрешности:

> 15

15-5

4,9-3

ммоль/дм³ ......

Погрешность, %

Содержание анионов,

2,9-2 < 2

10 Не регла

ментируется

С погрешностью, не превышающей 10 %, минерализацию воды можно рассчитать по формуле

Мр = 2А • Кр,

где М_р - минерализация воды, расчетная, мг/дм³; 2А - сумма анионов экспериментальная, ммоль/дм³; К_р - коэффициент пересчета.

Значение К_р в свою очередь зависит от 2А:

< 7 7,1-15 16-80 > 81

75 70 65 60

Величину сухого остатка (СО) рассчитывают по формуле

СО = М - 0 ,5HCO^-.

При этом величина сухого остатка, экспериментально найденная при выпаривании исследуемой воды, не должна превышать величину вычисленного сухого остатка.

Контролю не подлежат определения, которые выполняются непосредственно в полевых условиях или у водоисточника: рН, окислительно-восстановительный потенциал, температура, цвет, мутность, запах, окисляемость, некоторые неустойчивые компоненты, если имеется возможность определить их непосредственно сразу после отбора пробы (избежав тем самым транспортировки, хранения, изменения температуры и других факторов, влияющих на содержание этих компонентов в растворе).

Если погрешность хотя бы по одному из приведенных показателей не укладывается в указанные пределы, то анализ следует забраковать, а причину выяснить.

Для оценки сходимости (воспроизводимости) выполняют выборочный повторный анализ части проб воды из каждой контрольной партии. Такой контроль в соответствии с ГОСТ 18242, отвечает современным метрологическим требованиям и обеспечивает выявление недоброкачественных анализов с 95 % вероятностью. При этом рядовые и контрольные определения выполняются, как правило, одновременно, но желательно разными исполнителями.

Для оценки значений повторяемости и воспроизводимости любой аналитической методики проводят межлабораторный эксперимент. При проведении межлабораторного эксперимента число участвующих лабораторий зависит от целей, поставленных программой испытаний. Для учета влияния на точность методики климатических условий и других факторов рекомендуется привлекать лаборатории из разных регионов, различающихся климатом и состоянием окружающей среды. При этом все анализы выполняются на единых образцах, чем достигается идентичность единых условий анализа.

Наиболее корректную объективную оценку аналитической методики получают по результатам межлабораторного эксперимента с учетом погрешностей, рассчитанных согласно документу МИ 2336-95 “Характеристики погрешности результатов количественного химического анализа. Алгоритмы оценивания”.

3.2. ИСТОЧНИКИ ОШИБОК ПРИ ПРИМЕНЕНИИ РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ НА ГАЗОВЫХ ОБЪЕКТАХ

Достоверность гидрогеохимических исследований зависит от применяемых методик анализа состава вод. Между тем подземные и сточные воды газовых и газоконденсатных залежей представляют сложную и трудную для химического анализа многокомпонентную систему, сформированную в условиях равновесия в системе “газ - вода - порода” и нарушенную в процессе разработки месторождений. Применение большого количества разнообразных технических жидкостей, закачиваемых в скважины для интенсификации процесса добычи газа, значительно осложняет задачу, стоящую перед аналитиком, так как требует определения присутствия их в составе воды.

При проведении гидрохимических анализов необходимо выбрать среди множества методов такие, которые позволяют получить максимальную и надежную информацию, необходимую для данного вида исследований. В противном случае можно получить либо искаженные данные о содержании элементов, либо правильные и точные данные, но с большими экономическими затратами, не соответствующими данному виду и стадии работ.

Для современного развития химико-аналитических исследований на предприятиях газовой отрасли характерны следующие тенденции: а) увеличение числа определяемых компонентов; б) увеличения предела обнаружения (чувствительности определения) многих элементов; в) усовершенствование и создание новых экспрессных, чувствительных методов определения, расширения работ по методам определения органических веществ, изотопов, ряда сложных компонентов, поступающих в природную воду при использовании технических жидкостей различного назначения.

В настоящее время для определения состава подземных и сточных вод на объектах газовой отрасли используются методы анализов, переносимые из других отраслей народного хозяйства. При этом для отработки методов используются самые разные подходы, выработанные многолетним периодом работ в аналитических лабораториях отрасли.

Аналитические лаборатории, в большинстве, выполняют измерения состава и свойств вод по стандартизованным, аттестованным или допущенным к применению методикам, с внесением соответствующих корректив, позволяющих утилизировать эти методики для нужд отрасли. Кроме того, для проведения контроля и исследовательских целей применяются другие методики анализа, в том числе разработанные лабораториями.

Методики проведения количественных химических измерений, используемые при проведении контроля за составом вод, регламентированы следующими видами документов:

государственными стандартами (ГОСТ);

международными стандартами (ISO);

нормативными документами (ПНДФ), входящими в государственный “Реестр методик количественного химического анализа”.

Предлагаемая работа по существу является первой попыткой гармонизации разработанных методических документов к специфике работ, проводимых на газовых объектах России.

Для предприятий ОАО “Газпром” это наиболее правильный путь к развитию химико-аналитических исследований и скорейшему приведению их уровня к требованиям международного и национального законодательства.

Для ряда разработанных на предприятиях ОАО “Газпром” методик процедура аттестации государственными научными метрологическими органами еще предполагается, в то время как необходимость проведения регулярных анализов состава вод на эти компоненты существует уже сейчас. В этом случае, государственные контролирующие органы существенно ограничивают всю рациональную деятельность исследовательских лабораторий.

При выборе методов анализа приходится полагаться, в основном, на собственные производственные планы лабораторий и возможности разработки соответствующих методов, учитывая при этом проблемы, которые могут возникнуть с госконтроль-ными организациями при признании результатов деятельности отдельных лабораторий.

По одному показателю различные воды можно контролировать одним методом, но, естественно, по разным методикам. Иногда при использовании “классических” методов (ПНДФ) не удается выделить целевой субстрат, пригодный для анализа, в силу непригодности предлагаемого метода для вод, анализируемых на предприятиях отрасли. Поэтому в предлагаемый сборник мы включили методы, адаптированные для нужд газовой промышленности, апробация которых проводилась в разных химико-аналитических лабораториях отрасли.

Достаточно часто при анализе по методикам ПНДФ не удается провести анализ в необходимых рамках допускаемых нормативами погрешностей определения из-за мешающего влияния посторонних компонентов, в том числе технических жидкостей (например, ингибиторов коррозии). В этом случае в методику вносятся дополнительные коррективы, позволяющие учитывать специфичность применяемого аналитического метода.

В частности, изложенные в работе “классические” методы определения макросостава вод также имеют ряд необходимых добавлений и уточнений.

Например, разработаны способы устранения мешающих влияний органических веществ, сероводорода, примесей железа при определении величины водородного показателя (рН), содержания хлоридов, сульфатов, общей жесткости, кальция, сероводорода и др.

Поскольку аналитики, особенно на промыслах, работают в условиях большой загруженности, составлены таблицы, позволяющие рассчитать ориентировочные объемы воды, удобные для проведения определения в зависимости от предполагаемого содержания искомой величины.

Кроме того, приведенные методики содержат таблицы и графики, позволяющие рассчитать соотношения различных форм элементов в зависимости от характера среды (рН).

В сборник включены методики, разработанные и утвержденные в разное время, в различных химико-аналитических подразделениях отрасли, в качестве руководящих документов (РД), поскольку существует необходимость во внедрении таких методик в работу разных лабораторий в связи с усложнением процесса добычи газа при разработке месторождений и расширением необходимого спектра компонентов, подлежащих обязательному определению (метанол, диэтиленгликоль, ингибиторы коррозии и др.).

Предлагаются также методики определения содержания компонентов, на которые до настоящего времени не разработаны регламентирующие документы, в том числе большой раздел посвящен определению состава твердых осадков, выпадающих из воды при отборе газожидкостного флюида.

Кроме того, книга содержит разнообразные приемы расчета состава вод и осадков, насыщена справочными таблицами, нужда в которых, как показал опыт, достаточно широка.

3.3. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОТБОРУ, ОБРАБОТКЕ И ХРАНЕНИЮ ПРОБ ВОДЫ

Природные воды являются сложной системой и содержат в себе разнообразные неорганические и органические вещества, растворенные газы. Формы содержащихся в воде веществ различны: молекулы, их диссоцианты, комплексные соединения, коллоиды, взвешенные и эмульгированные вещества. Состав и состояние подземных вод под влиянием физических, химических и микробиологических воздействий могут претерпевать серьезные изменения, при этом степень и скорость изменения содержаний отдельных компонентов в водных пробах зависят от геохимического типа воды, от условий отбора и хранения пробы. Некоторые компоненты могут окисляться кислородом воздуха (например, железо, карбонаты, сульфиды и др.), другие - осаждаться (карбонаты кальция и магния, гидроксиды железа), или улетучиваться (углеводородные газа и др.). Микрокомпоненты в растворенном или коллоидном состоянии, как и некоторые органические соединения, могут необратимо сорбироваться на частицах взвеси и стенках посуды при хранении. Под влиянием микроорганизмов, содержащихся в пробе воды, возможно исчезновение одних веществ и появление других (например, соединения азота, кремния, фосфор, углерод).

Отбор проб

Функция отбора проб обычно бывает возложена на ответственных сотрудников лаборатории. Перед проведением пробоот-бора эти сотрудники обучаются правильному пробоотбору и консервации. В лаборатории должна быть организована работа по подготовке соответствующей посуды для отбора и транспортировки проб, а также по правильному хранению проб перед анализом.

Способы отбора проб, их транспортировка и хранение должны обеспечить максимальное сохранение солевого и газового состава исследуемой воды и гарантировать исключение элементов случайности (загрязнение, застойность и др.).

Перед началом отбора проб необходимо определить:

место отбора;

способ и время отбора;

номенклатуру требуемых анализов;

технические средства для отбора, хранения и транспортировки;

объемы проб; способы консервации;

число контрольных проб, их обозначение.

Отбор глубинных проб. В непереливающих скважинах отбор глубинных проб производят после установления статического положения уровня с помощью глубинных пробоотборников. После дегазации воды в пробоотборнике и отбора газа отбирают пробу воды. Для этого пробоотборник ставят в вертикальное положение в емкость и нажимают на выступающий нижний клапан. Воду сливают в мерный цилиндр, замеряют полученный объем, плотность, наполняют подготовительную посуду и отправляют на анализ. В этой пробе определяют макро- и микрокомпоненты ( NH+, Na+, K+, Ca²⁺, Mg²⁺, Cl^-,

SO^2-, HCO3 , CO^2-, B³⁺, Br^-, I ), используемые в нефтегазовой гидрогеологии для характеристики пластовых вод.

Для проведения специальных исследований (определение органических компонентов, кислых газов и др.) перевод глубинных проб во избежание их контакта с воздухом проводят непосредственно из пробоотборника через сифон (шланг, трубка), опущенный до дна бутылки, заполняя ее под пробку.

При возможности через бутылку рекомендуется пропустить

2-3 объема воды с последующим добавлением соответствующих консервантов.

Объем проб на спецанализы определяется конкретными условиями (концентрация компонентов, технические возможности) .

В непереливающихся и неэксплуатируемых скважинах отбор проб осуществляют после откачивания воды примерно в количестве двух объемов водяного столба скважины. Отбор проб с уровня и далее по стволу проводится с целью определения степени подготовленности скважины к отбору глубинных вод по плотности воды. Пробы отбирают желонками различных конструкций.

Отбор устьевых проб воды. Отбор проб непосредственно с устья скважины допустим в условиях интенсивного самоизли-ва. Воду отбирают в емкость (ведро, бак) и затем через сифон, опущенный до дна бутылки, из среднего слоя емкости отбирают пробы на общий спецанализ. Устьевые пробы для определения водорастворенной органики, микроэлементов, гидрокарбонатов можно использовать лишь в том случае, когда по техническим причинам не могут быть отобраны глубинные пробы.

Отбор проб из эксплуатационных скважин. При проведении гидрохимического контроля исследователь имеет дело с двух- или трехфазным потоком. При этом трехфазный поток, включающий газ, водный и углеводородный конденсат и твердую фазу (частицы породы, цементного камня и солей, выпавших в стволе скважины) можно рассматривать как наиболее общий случай в практике гидрохимического контроля.

Двухфазный поток обычно состоит из смеси газа и жидкости. Структура двухфазового потока зависит от скоростей потока, количественного соотношения фаз, диаметра трубы, по которой идет газ.

Если концентрация жидкой фазы (водной и углеводородной) мала, то образуется дисперсная структура, при которой капли жидкости равномерно распределены в газе. Если же концентрация газовой фазы мала, то возникает пузырьковая структура, когда пузырьки газа равномерно распределены в жидкости.

С ростом доли жидкой фазы происходит расслоение фаз и появляется раздельное их течение. В этом случае в стволе скважины жидкость располагается в виде кольцевого слоя вдоль стенок скважины, а в средней части трубы сохраняется дисперсно-капельная структура.

При отборе проб жидкости, выносимой газом, желательно учитывать характер газожидкостного потока. Как известно, в составе жидкости, выносимой газом, может присутствовать конденсационная вода, пластовые воды, углеводородный конденсат, нефть и т.д. Естественно, для гидрохимического контроля наибольший интерес представляет водная составляющая жидкой фазы.

Известно, что отбор проб воды, выносимой газом, можно проводить на групповых пунктах с помощью стационарных (контрольных) сепараторов. При этом количественные и качественные характеристики проб могут изменяться в широких пределах при неизменных условиях эксплуатации скважины. Колебания количества и качества выносимой воды могут быть вызваны несовершенством обвязки групповых пунктов, недостаточной герметичностью запорной аппаратуры, удаленностью скважин от групповых пунктов, сложным профилем шлейфов и, наконец, условиями работы самих сепараторов. Например, обработка сепараторов ингибиторами коррозии будет существенно влиять на состав отобранной воды.

В пониженных участках шлейфов может происходить периодическое накопление воды с последующими выбросами. Кроме того, значительная протяженность газосборных линий может привести к дополнительной конденсации паровой влаги в системе шлейфов. Наконец, схемы обустройства некоторых газовых и газоконденсатных месторождений включают кустовую обвязку эксплуатационных скважин.

Становится очевидным, что лучше всего отбирать пробы воды на устье эксплуатационных скважин, а при невозможности этого, на ближайшем удалении от них.

Естественно, для таких целей стационарные крупногабаритные сепараторы малопригодны. Учитывая это, для отбора проб жидкости, выносимой из скважин, были разработаны различные малогабаритные сепарационные установки.

В практике отбора проб жидкости на разрабатываемых месторождениях используются каплеотделители, коллекторы “Надым-1” и “Надым-2” конструкции ТюменНИИГипрогаз и т.д. Последний, в частности, исключает выпуск газа в атмосферу. Кроме того, существуют многочисленные модификации малогабаритных сепараторов, сконструированные и изготовленные в самих газодобывающих организациях.

Отбор проб из источников и открытых водоемов. Из источников (родников), открытых водоемов с небольших глубин (0,5-1 м) при отборе проб пользуются бутылкой без всяких приспособлений. Следят, чтобы в отбираемую пробу не попали разного рода механические примеси, пленки и т.д.

С глубины 12-15 м пробы отбирают батометрами или бутылкой с закрытой пробкой и привязанным к ней шнуром. К бутылке прикрепляют груз, опускают ее на веревке или шпагате и на заданной глубине выдергивают пробку.

Воду из эксплуатируемых колодцев перед отбором откачивают, либо отбирают без откачки из средней части водяного столба.

При отборе проб из самоизливающихся скважин, оборудованных трубопроводом с краном, необходимо спустить воду, находящуюся в трубопроводе.

Пробы контрольные. Для проверки качества анализов у 10 % проб проводят контрольные анализы: внутренний контроль (в той же лаборатории) и внешний контроль (в другой лаборатории). Проведение внешнего контроля требуется не менее, чем у 2 % проб.

Для получения контрольной пробы отбирают 2-3 кратное количество воды, перемешивают, затем разделяют в два, три сосуда, соответственно контрольной пробе присваивается шифр.

Сосуды для отбора и хранения проб, их очистка

Одним из важнейших условий получения достоверной информации является использование химически чистой посуды для отбора и анализа проб.

Способ очистки зависит от материала сосудов, природы исследуемых и загрязняющих веществ и осуществляется механическими, химическими методами или их комбинированием.

Для механической очистки применяют ерши, щетки.

Для химической очистки стеклянной посуды используют: поверхностно-активные вещества (мыло, синтетические моющие средства и др.); синтетические моющие средства нельзя применять, если в пробе планируют определение сульфатов, фосфатов, поверхностно-активных веществ, либо промывают посуду разбавленной азотной кислотой (1:4);

хромовую смесь (раствор бихромата калия 9,9 г в 100 см³ концентрированной серной кислоты, плотность 1,84 г/см³), применяемую в подогретом состоянии; хромовую смесь не применяют, если посуда загрязнена нефтью, продуктами ее перегонки, солями бария или предназначена для отбора пробы на определение хрома;

раствор марганцевокислого калия, 50 г/дм³, подкисленный серной кислотой, которую добавляют в раствор марганца непосредственно при мытье посуды (на 100 см³ раствора добавляют

3—5 см³ концентрированной серной кислоты);

раствор соляной, серной кислот, щелочей, пероксид водорода;

органические растворители (диэтиловый спирт, четыреххлористый углерод и др.).

После очистки посуда многократно промывается водопроводной водой, ополаскивается дистиллированной водой и сушится .

Полиэтиленовые посуду и пробки моют соляной кислотой. Корковые пробки кипятят в дистиллированной воде. Резиновые - в растворе кальцинированной соды (10 г/дм³), промывают водой, затем кипятят в растворе соляной кислоты (3 см³ HCl, плотность 1,18 г/см³, добавляют в 970 см³ воды). После этого промывают водой водопроводной, затем дистиллированной до отрицательной реакции на хлор-ион по азотнокислому серебру.

Бутылки и пробки перед заполнением и закупоркой необходимо не менее трех раз ополоснуть отбираемой водой.

Консервация проб

Определение некоторых компонентов из общей пробы воды часто бывает неточным и даже невозможным. В этих случаях производят отбор специальных проб с добавлением реактивов (консервантов), предназначенных для связывания определяемого компонента в осадок для перевода в ионную форму соединений, образующих комплексные соли, стерилизации пробы, создания кислой среды, в которой замедляются процессы осаждения и сорбции определяемых компонентов.

Применяемые консерванты должны быть химически чистыми, предварительно проверены на чистоту в холостом опыте; как можно более концентрированными, не должны взаимодействовать с содержащимися в воде соединениями. Использование кислот неприемлемо при консервации высокоцветных вод с гумусовыми веществами.

Выпадающие в кислой среде гуматы могут привести к со-осаждению металлов.

В щелочных и сульфидных водах подкисление вызывает изменение их кислотно-щелочных и окислительно-восстановительных свойств, что может привести к выпадению в осадок отдельных микрокомпонентов. Кроме того, при выполнении анализов должны быть введены поправки, учитывающие объем консервантов.

Применение консервантов позволяет увеличить сроки хранения проб. Консервированные пробы хранят в холодильнике. Необходимо избегать замораживания проб. При замораживании проб происходит процесс криогенной метаморфизации воды, в результате которого из раствора выпадают малорастворимые соли карбонатов (кальция, магния, стронция, бария, радия и др.). При размораживании пробы они остаются в твердой фазе.

В табл. 3.2 приведены рекомендации по способам консервации проб, посуды для отбора проб на определенные методы анализов, а также рекомендуемые методы анализа.

Рекомендации по отбору, консервации и методам анализа проб

Компонент	Посуда для отбора	Способ консервации	Методы анализа
Хлориды	С, П	-	Титриметрия
Гидрокарбо наты	С, П		Титриметрия
Карбонаты	С, П	-	Титриметрия
Сульфаты	С, П		Гравиметрия, титриметрия
Кальций	С, П	Возможно подкисле-ние	Титриметрия, AAS
Магний	С, П	-	Титриметрия, AAS
Натрий	С, П		Фотометрия, AAS, расчетный метод
Калий	С, П	-	Фотометрия, AAS
Железо	С, П	Ацетатный буферный раствор (5 см³ на 1 дм³)	Колориметрия, титриметрия, AAS
Аммоний	С, П	-	Колориметрия
Йод	С, П	-	Йодометрия
Бром	С, П	-	Йодометрия
Бор	П	-	Титриметрия
Нитраты	С, П	Хлороформ (2 см³ CHCl₃ на 1 дм³ пробы)	Колориметрия
Кремний	П	-	Колориметрия, AAS
Фосфаты	с	Хлороформ (СНС1₃) 2 см на 1 дм³ пробы	Колориметрия
Барий	С, П	Возможно подкисле-ние	Гравиметрия, AAS
Стронций	С, П	Возможно подкисле-ние	Атомно-абсорбционная спектрометрия
Ртуть	с	-	Колориметрия
Мышьяк	С, П	-	Колориметрия
Ванадий	с	Серная кислота (5 см³ Н^0₄ на 1 дм³ пробы)	Колориметрия
Сероводо	с	Ацетат кадмия (100 см³	Титриметрия, йодо
род, сульфид , гидросульфид		на 0,5 см³ пробы)	метрия
Меркаптан ы	с	Гидрат окиси натрия (4 г NaOH на 1 дм³ пробы)	Йодометрия
Углекислота агрессивная	с	Карбонат кальция (5 г СаСО₃ на 0,5 см³ пробы)	Титриметрия
Фтор	П	-	Ионометрия
Литий	П	-	Фотометрия, AAS
Рубидий	С, П	-	Фотометрия, AAS
Металлы	П	Азотная кислота	Атомно-абсорбцион-
(Со, Mn, Cu, Pb, Ag, Cr, Zn, Vi, Cd, Mo, Ni, St и др.)		HN0₃ (подкисляют до рН < 3)	ная спектрометрия
Кислород	с	1 см³ MnS0₄ + 1 см³	Титриметрия (на
растворен ный		KI + 3 см³ HCl	месте отбора)

Компонент	Посуда для отбора	Способ консервации	Методы анализа
Химическое	С	2 см³ Н^0₄ (1:1) на	Титриметрия
потребле		100 см³ пробы
ние кисло-
рода (ХПК)
Биохимичес-	С	-	Титриметрия
кое потреб
ление кис-
лорода (БПК)
Углерод	С	0,1 см³ HgCl₂ на 25 см³	Титриметрия
органиче-		пробы или подкисляют
ский		H₂S0₄ до рН < 4
Фенолы	С	Едкий натрий (4 см³ NaOH на 1 дм³ пробы)	Колориметрия
Бензол	С	-	Колориметрия
Нафтеновые	С	-	Колориметрия
кислоты
Органиче	С	-	Титриметрия
ские кисло-
ты (лету-
чие)
Нефтепро-	С	10 см³ четыреххлори	ИК-спектрометрия
дукты		стого углерода (CCl₄) и 2 см³ Н^0₄ концентрированная на 1 дм³ пробы
Метанол	С		Колориметрия, хроматография
Диэтилен-	С	-	Титриметрия, хрома
гликоль			тография
(ДЭГ)
Моноэтано-	С	-	Колориметрия
ламин
Поверхно	С	Хлороформ, 2-4 см³	Колориметрия
стно актив		СНС1₃ на 1 дм³ пробы
ные вещест
ва (ПАВ)
Ингибито	С	-	Колориметрия
ры корро
зии
Растворен-	С	-	Газовая хроматогра
ные УВ газы			фия
Сухой ос	С, П		Гравиметрия
таток
р Н	С, П	-	Потенциометрия
Примечание. Условные		обозначения: С - стекло,	П - полиэтилен, AAS -
атомно-абсорбционная спектрометрия.

Документация проб

Документация проб строго обязательна. Каждая проба воды снабжается паспортом, который включает: геологическую привязку (пласт, объект, интервал отбора), способ и место отбора, дату отбора и анализа, вид анализа, на который отобрана проба, способ консервирования, фамилия исполнителя. Паспорт привязывается к сосуду, отдельно прилагается опись проб, которая дублирует все данные, приведенные в паспорте.

3.4. РЕАКТИВНЫЕ ИНДИКАТОРНЫЕ СРЕДСТВА ДЛЯ МНОГОЭЛЕМЕНТНОГО КАЧЕСТВЕННОГО ТЕСТИРОВАНИЯ ВОДЫ В ПОЛЕВЫХ УСЛОВИЯХ

Экспрессный анализ состава воды с высокой степенью надежности и мобильности, в том числе в полевых условиях, можно проводить, используя способ бумажной хроматографии.

Сущность метода. Реактивные индикаторные средства нанесены (импергированы) на твердофазные носители в такой форме, которая доступна для многоэлементного тестирования воды. К подобным реагентам относят различные индикаторы, соединения, образующие цветные комплексы с ионами металлов, органические и неорганические реагенты с функциональными группами, взаимодействующими с ионами и органическими веществами и др. Подобные средства представляют собой набор реактивных полос на целлюлозных носителях, обработанных специальным веществом - индикатором, меняющим цвет в присутствии определенного компонента. Интенсивность окрашивания тестовой зоны полоски зависит от концентрации определяемого компонента. Окрашенная после смачивания часть зоны сравнивается с цветовой шкалой, нанесенной на футляр, где хранятся тесты.

Тестовые полоски исключительно просты в применении. Тестирующая зона находится на одном конце индикаторной полоски, чтобы полоску можно было держать в руках и погружать в жидкость. После смачивания тестирующей зоны испытуемой жидкостью необходимо подождать некоторое время (время оговорено в методике). Сравнение полученной окраски с окраской стандартной цветовой шкалы, нанесенной на коробку, позволяет определить концентрацию ионов в растворе. Окраска тестирующей зоны развивается только после протекания реакции с исследуемым ионом. Для проведения анализа достаточно капли исследуемой пробы. Стандартные шкалы цветов учитывают чувствительность человеческого глаза и его способность дифференцировать цвета. Во многих случаях образец воды не нуждается в предварительной обработке. Если она требуется, то соответствующие реагенты имеются в наборе. Необходимость применения подобных обработок оговаривается в методике. Предлагаемые реактивные средства обладают высокой селективностью для специфического иона или соединения. Набор по величине не превышает размера пачки сигарет. Такой набор позволяет решить необходимо ли проводить дальнейшие количественные исследования пробы, а если необходимо, то в какой области концентраций.

Перечисленные методики принадлежат к методикам пятой категории точности (качественные и полуколичественные методы) и применяются для ориентировочных определений.

Авторами используются пластиковые полоски германского производства “Merckoquant”, хорошо себя зарекомендовавшие в практике гидрохимических работ, проводимых в исследовательских лабораториях отрасли, как в полевых, так и в стационарных условиях.

Таблица 3.3

Список компонентов, на которые разработаны реактивные индикаторные средства (разработчик Merck)

Элемент, ион	Химический символ	Диапазон измерений, мг/дм³
Хлорность	Cl^-	0-500-1000-1500-2000-3000
Сульфаты	S0₄^2-	0-200-400-800-1200-1600
Сульфиты Кальций Калий	S033^- Са²⁺ K+	0-10-40-80-180-400 0-10-25-50-100 0-250-450-700-1000-1500
Аммоний	NH+	0-19-30-60-100-200-400
Нитраты	N0-	0-10-25-50-100-250-500
Нитриты Алюминий Олово Кобальт Медь Цинк Железо Свинец Марганец Молибден Никель	N0- Al³+ Sn²+ Со²+ Cu^(1-2)+ Zn²+ Fe²+ Pb²+ Mn²+ Мо⁶+ Ni²+	0-2-5-10-20-40-80 0-10-25-50-100-250 0-10-20-50-100-200 0-10-30-100-300-1000 0-10-30-100-300 0-10-40-100-250 0-3-10-25-50-100-250 0-20-40-100-200-500 0-2-5-20-50-100 0-5-20-50-100-250 0-10-25-100-250-500
Хроматы Мышьяк Хлор свободный Цианиды Формальдегид	Cr0₄^2- As^(3-5)+ ^Cl2 CN ^-НСНО	0-5-15-20-25 0-0,1-0,5-1-1,7-3 0-4-12-40-120 0-1-3-10-30 0-10-20-40-60-100

В таблице 3.3 приведены основные компоненты, на которые разработаны реактивные индикаторные средства (разработчик фирма Merck) и диапазоны концентраций для определяемых компонентов.

Требования к технике безопасности. При выполнении работ с реактивными индикаторными бумагами следует соблюдать общие требования техники безопасности для химических лабораторий. Тесты горючие, но не взрывоопасные. Не следует оставлять открытыми пеналы с реактивными индикаторными полосами, допускать на последние попадание влаги. Тестовые полоски должны храниться в сухом прохладном месте (1025 °С) и использоваться с указанием срока хранения на пенале.

Требования к квалификации аналитика. К выполнению работ в лабораторных и полевых условиях могут привлекаться операторы без специального образования, овладевшие простыми приемами работы по экспресс-анализу с помощью тестовых реактивных средств и сдавшие экзамен по общей технике безопасности.

3.5. ОРГАНИЗАЦИЯ ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ

Основой правильной организации гидрохимических работ в аналитической лаборатории является проработка и учет всех необходимых организационно-технических условий для проведения качественной и количественной оценки состава воды. Необходимо, в первую очередь, определиться с номенклатурой контролируемых показателей химического состава жидкостей, подлежащих определению, в том числе подземных и промышленных сточных вод, как основных объектов определения и, в соответствии с этим, проводить методическое и приборное оснащение, ориентированное на оптимальное функционирование лаборатории. При выборе основного измерительного оборудования следует ограничить до необходимого минимума унификацию приборного и методического оснащения, так как проведение унификации очень быстро устаревает и может принести вред. Унифицировать для лабораторий можно только некоторые общие подходы, изложенные в различных государственных нормативных и руководящих документах, методиках количественного химического анализа, которые, к сожалению, достаточно быстро заменяются новыми документами скорее ограничивающими возможности правильной организации работ, чем способствующими этому.

Оснащение современной химической лаборатории предусматривает использование высокопроизводительного химико

аналитического оборудования и соответствующих технологий проведения анализов. По сравнению с классическими методами “мокрой” химии должна существенно увеличиться производительность и качество выполняемых измерений, улучшаться условия труда персонала, расширяться перечень определяемых показателей, детектирование неизвестных и обнаружение не предполагаемых ранее компонентов состава.

Выбор сравнительно дорогостоящего оборудования может быть оправдан необходимостью отбора и консервации как можно меньшего объема проб, так как обход маршрута проводится зачастую пешим порядком, а транспортировка проб в лабораторию достаточно часто проводится авиатранспортом.

В последнее время в мировом химическом измерительном приборостроении получили большое развитие инструментальные методы анализа в противовес традиционным методам “мокрой химии”.

Такие методы характеризуются: высокой чувствительностью; минимизацией мешающих влияний; быстротой проведения анализа; низкими пределами обнаружения; высокой разделительной способностью;

возможностью проведения многоэлементного анализа за один временной интервал;

низкой стоимостью удельных эксплуатационных затрат, приходящихся на объем и качество получаемой информации.

Для оптимальной организации гидрохимических исследований при наличии стационарного оборудования необходимо в дополнение к нему иметь комплект портативного измерительного оборудования или комплексную передвижную лабораторию. Перечень определяемых показателей может быть расширен, а достоверность полученных данных будет выше при определении их прямо на месте. Удобство достаточно дешевого предварительного тестирования состава проб жидкости перед окончательным отбором “интересных” проб для анализов в стационарной лаборатории не подлежит обсуждению.

Ниже приводим ориентировочный перечень химико-аналитического оборудования стандартной гидрохимической лаборатории, который должен уточняться в соответствии с индивидуальными задачами.

ПЕРЕЧЕНЬ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ КОМПЛЕКТАЦИИ ХИМИКО-АНАЛИТИЧЕСКОЙ ЛАБОРАТОРИИ

Основное стационарное измерительное оборудование

ICP - плазменный масс-спектрометр Хромато-масс-спектрометр квадрупольный Хромато-масс-спектрометр изотопный Спектрофотометр атомно-абсорбционный Система проточно-инжекторная

Спектрофотометр инфракрасной части спектра ИК рН-метр - иономер стандартный с набором электродов Весы аналитические, микропроцессорные Весы технические с разновесом

Печь лабораторная микроволновая для пробоподготовки Хроматограф жидкостной, высокоэффективный Фотоэлектроколориметр Титратор микропроцессорный

Лаборатория химическая портативная для экспресс-анализа вод

Система для анализа содержания ртути в воде Измеритель портативный радиоактивных излучений Фильтры ядерные

Набор реактивных бумаг для экспресс-анализа

Вспомогательное лабораторное оборудование

Аквадистиллятор Ареометры, набор Баня водяная, многопозиционная Баня песчаная

Бидистиллятор с деионизатором Вискозиметр

Встряхиватель многопозиционный Измельчитель почвенный

Кондуктомер для проверки чистоты дистиллированной воды

Компрессор воздушный, безмасляный

Лупа

Насос вакуумный

Печь муфельная с электронным контролем температуры

Плитки мешалки электрические с терморегулированием

Пикнометры стеклянные

Секундомер

Сита лабораторные, набор Сушильный шкаф Термостат водяной, биологический Тестер мультимер электронный

Устройство для переливания агрессивных жидкостей

Центрифуга лабораторная

Штативы лабораторные

Штативы для пипеток

Штативы для пробирок

Шланги резиновые, разные

Лабораторная мебель

Шкаф вытяжной химический

Стол лабораторный химический с надстройкой

Тумба подкатная

Мойка лабораторная с надстройкой Стол для титрования Стол для весов

Шкафы для посуды и реактивов Шкаф металлический для реактивов Шкаф для одежды Холодильник бытовой

Посуда лабораторная

Посуда	Вместимость, см³;	Номер стандарта или
Посуда	диаметр, мм	ТУ
Алонжи изогнутые со	Разные	ГОСТ 25336-82Е
шлифом
Бюксы для взвешива	Разные
ния
Бюретка, микробюретка	1, 2, 5, 10, 25, 50	ГОСТ 20292-85
Воронка Бюхнера	65, 80, 100, 130, 175,	ГОСТ 9147-80
Воронка Бюхнера	215
Воронка делительная	100, 200, 300, 500, 1000	ГОСТ 25336-82Е
Воронка стеклянная	Разные	ГОСТ 8613-78
Вставка в эксикатор,	128, 175, 230	ГОСТ 9147-86
d, мм
Г азопромыватели	Разные	ГОСТ 25336-82Е
Зажим металлический	-	-
Калиаппарат Гейсле-	40±2	-
ра, dj,, мм
Н, мм	125±5

Посуда	Вместимость, см³;	Номер стандарта или
Посуда	диаметр, мм	ТУ
Капельница с одно	25, 50	ГОСТ 25336-82Е
кратной и многократ		ТУ 25-11-1126-75
ной дозировкой
Колба Бунзена с тубу	250, 500, 1000, 2000,	ГОСТ 25336-82Е
сом	5000
Колба Вюрца	50, 100, 250, 500, 1000	”
Колба коническая	100, 250, 500, 1000	”
Колба коническая с	50, 100, 250, 500, 1000,	”
притертой пробкой	2000
Колба круглодонная	250, 500, 1000	”
Колба мерная	25, 50, 100, 250, 500,	ГОСТ 1770-74Е
Колба мерная	1000
Колба плоскодонная	100, 250, 500, 1000, 2000	ГОСТ 25336-82Е
Краны соединительные:	Разные	ГОСТ 7995-80
одноходовые, двуххо
довые, трехходовые
Кружка фарфоровая	500, 1000, 2000	ГОСТ 9147-80
термостойкая
Ложка фарфоровая,	120, 150, 200	_”
L, мм
Мензурка	5, 100, 250, 500, 1000	ГОСТ 1770-74Е
Насадка Сокслета,	150/290; 250/380	ГОСТ 25336-82Е
V/Н
Палочка стеклянная	Разные	-
Переходник стеклян	Разные	ГОСТ 25336-82Е
ный
Пипетка мерная без	0,5, 1, 2, 5, 10, 15, 25,	ГОСТ 20292-85
деления с одной мет	50, 100
кой
Пипетка мерная с	1, 2, 5, 10	_”
делениями
Поглотитель Полежаева	Разные	ТУ 25-11-1081-75
Пробирка химическая	Разные	ГОСТ 25336-82Е
Пробирка градуиро	5, 10, 15, 20, 25	_”
ванная
Пробирка термически	10, 20, 25	ГОСТ 19908-90
устойчивая
Пробки корковые	Разные	ГОСТ 5541-76
Пробки резиновые	Разные	ГОСТ 7852-76
Склянка для реактивов	25, 50, 100, 200, 500, 1000	ТУ 6-19-6-70
Склянка кислородная	250-350	-
Склянка с тубусом,	0,5, 1, 2, 5, 10, 20	ТУ 25-11-1058-75
V, дм³
Стакан стеклянный с	100, 150, 250, 300, 500	ТУ 25-11-944-74
меткой
Стакан стеклянный хи	50, 100, 250, 500, 1000	ГОСТ 25336-82Е
мически и термически
устойчивый
Стакан фарфоровый	250, 400, 600, 1000,	ГОСТ 9147-80
Стакан фарфоровый	2000
Ступка агатовая	Разные	ТУ 25-07-1100-75
Ступка и пестик фар	Разные	ГОСТ 9147-80
форовые
Тигли низкие	Разные

Посуда	Вместимость, см³;	Номер стандарта или
Посуда	диаметр, мм	ТУ
Трубка соединительная		ГОСТ 9964-71
Трубка хлоркальциевая	100, 150	_”
U-образная с отводами
с пришлифованной
пробкой
Трубка хлоркальциевая	Разные	_”
с шаром, с шлифом и
без шлифа
Холодильник с прямой	Разные	ГОСТ 9499-70,
трубкой с шлифом		ТУ 25-11-1226-76
Холодильник шарико	Разные	_”
вый с шлифом
Цилиндр для ареомет	45/265	ГОСТ 9545-73
ра, d/Н
Цилиндр мерный с	10, 25, 50, 100, 500,	ГОСТ 1770-74Е
носиком	1000
Чашка выпариватель-	50, 100, 250, 450	ГОСТ 9147-80
ная
Шлиф-керны	Разные	ГОСТ 25336-82Е
Шлиф-муфты	Разные	”
Шпатели	Разные	ГОСТ 9147-80
Эксикатор	140, 190, 250	ГОСТ 25336-82Е

Реактивы и материалы

Показатель	Номер стандарта или ТУ
Агар-агар	ГОСТ 17206
Азотная кислота	ГОСТ 4461-77
Алюминия гидроксид	ГОСТ 11841-76
Алюминия оксид	ТУ 6-09-426
Алюмокалиевые квасцы	ГОСТ 4329-77
Аммиак водный	ГОСТ 3760-79
Аммоний азотнокислый	ГОСТ 22867-93
Аммоний-железо (II) сернокислый, 6-водный (соль Мора)	ГОСТ 4208-72
Аммоний надсернокислый (персульфат аммония)	ГОСТ 20478-75
Аммоний молибденовокислый, 4-водный	ГОСТ 3765-78
Аммоний сернокислый (сульфат аммония)	ГОСТ 3769
Аммоний уксуснокислый	ГОСТ 3117-78
Аммоний хлористый	ГОСТ 3773-72
4-аминоантипирин	ТУ 6-09-3948
Асбест	ТУ 6-09-4010
Аскарит	ТУ 6-09-4128
Аскорбиновая кислота	ТУ 64-5
Ацетон	ГОСТ 2603-79
изо-Амиловый спирт	ГОСТ 5830-79
Амиловый спирт	ТУ 6-09-3467
Барбитуровая кислота	ТУ 6-09-512
Барий хлористый, 2-водный	ГОСТ 4108-72
Барий хлористый, ч.д.а	ТУ 6-09-3781
Бензин автомобильный марка Аи-76, Аи-93	ГОСТ 2084-77
Бензол	ГОСТ 5955-75
Берилон II	ТУ 6-09-05-165

Показатель	Номер стандарта или ТУ
Бриллиантовый зеленый	-
Борная кислота	ГОСТ 9656-75
Бром	ГОСТ 4109-79
Бромкрезоловый зеленый (индикатор)	ТУ 6-09-1415
Бромкрезоловый пурпуровый (индикатор)	ТУ 6-09-1386
Бромтимоловый синий (индикатор)	ТУ 6-09-2045
Бутиловый эфир уксусной кислоты	ГОСТ 22300-76
Бромфеноловый синий (индикатор)	ТУ 6-09-3719-83
Ванадия (III) окись	ТУ 6-09-4252
Винная кислота	ГОСТ 5817-77
Водорода пероксид	ГОСТ Р 50632
Гексадекан (цетан)	ТУ 6-09-3659
Гексаметилентетрамин (уротропин)	ТУ 6-09-09-353
Гексан	ТУ 6-09-3375
Гидразин сернокислый	ГОСТ 5841-74
Гидроксиламин солянокислый	ГОСТ 5456
Гидронафтол голубой (индикатор)
Глицерин	ГОСТ 6259-75
Глюкоза	ГОСТ 6038-79
Декан	ТУ 6-09-659
Дитизон (дифенилтиокарбазон)	ГОСТ 10165
Дифениламин	ТУ 6-09-2975
Диэтиленгликоль	ГОСТ 10136-77, ТУ 6-09-14-1237
Диэтиловый эфир	ТУ 6-09-3294
Додекан	ТУ 6-09-4518
Железо азотнокислое
Железо (II) сернокислое, 7-водное	ГОСТ 4148-78
Железо (III) сернокислое, 9-водное	ГОСТ 9485-74
Железо треххлористое, 6-водное	ГОСТ 4147-74
Железоаммонийные квасцы	ГОСТ 4205
Изопропиловый спирт (2-пропанол)	ТУ 6-09-402-87
Индигокармин (индикатор)	ТУ 6-09-714
Кадмий сернокислый, 8-водный	ГОСТ 4456-75
Кадмий углекислый	ГОСТ 6261-78
Кадмий уксуснокислый, 2-водный	ГОСТ 5824
Кадмий хлористый, безводный	-
Калий азотнокислый	ГОСТ 4217-77
Калий бромистый	ГОСТ 4160-74
Калий двухромовокислый	ГОСТ 4220-75
Калий железосинеродистый (железо-III)	ГОСТ 4206-75
Калий йодистый	ГОСТ 4232-74
Калий йодноватокислый	ГОСТ 4202-75
Калий марганцевокислый	ГОСТ 20490-75
Калий надсернокислый	ГОСТ 4146
Калий сернокислый, х.ч.	ГОСТ 4145-74
Калий фталевокислый кислый	ТУ 6-09-4433-74
Калий фосфорнокислый двузамещенный	ГОСТ 2493-75
Калий фосфорнокислый, однозамещенный	ГОСТ 4198-75
Калий хлористый	ГОСТ 4234-77
Калий хромовокислый	ГОСТ 4459-75

Показатель	Нормер стандарта или ТУ
Калий роданистый	МРТУ 6-09-3799
Калия гидроокись	ТУ 6-09-50-2322
Кальций углекислый	ГОСТ 4530-76
Кальций хлористый	ГОСТ 4460
Кальций хлористый, 2-водный	ГОСТ 4161
Кальция гидроокись	ГОСТ 9262-77
Кальция окись	ГОСТ 8677-76
Кобальт двухлористый, 6-водный	ГОСТ 4525
Крахмал растворимый	ГОСТ 10163-76
Крезоловый красный (индикатор)	ТУ 6-09-07-180
КУ 2
Лимонная кислота, 1-водная	ГОСТ 3652-69
Литий углекислый	ТУ 6-09-3728
Магний азотнокислый	ГОСТ 11008
Магний сернокислый, 7-водный	ГОСТ 4523-77
Магний окись	ГОСТ 4526-77
Магний хлористый, 6-водный	ГОСТ 4209-75
Маннит	ГОСТ 8321-77
Марганец двухлористый, 4-водный	ГОСТ 612-75
Марганец сернокислый, 1-водный	ТУ 6-09-01-218
Медь двухлористая, 2-водная	ГОСТ 4167-74
Медь сернокислая, 5-водная	ГОСТ 4165-78
Метанол	ГОСТ 6995-77
Метиленовый синий (индикатор)	ТУ 6-09-3875
Метиловый красный (индикатор)	ГОСТ 5853
Метиловый оранжевый (индикатор)	ГОСТ 10816
Мочевина (карбамид)	ГОСТ 6691-77
Муравьиная кислота	ГОСТ 5848-73
Мурексид (аммония пурпурат)	ТУ 6-09-1657
Мышьяк окись	ТУ 6-09-20-39
Натрий азотнокислый	ГОСТ 4168-79
Натрий азотистокислый	ГОСТ 4197-74
Натрий алюминиевокислый	ТУ 6-09-102
Натрий йодистый, 2-водный	ГОСТ 8422-76
Натрий-калий виннокислый, безводный	-
Натрий лимоннокислый, 5,5-водный	ГОСТ 22280-76
Натрий кремнекислый мета, 9-водный	ГОСТ 4239
Натрий мышьяковистокислый мета	ТУ 6-09-2791
Натрий надсернокислый	ТУ 6-09-2869
Натрий нафтеновокислый	ТУ 6-09-07-67
Натрий салициловокислый	ГОСТ 17628
Натрий сернистокислый	ГОСТ 195-77
Натрий сернистокислый, пиро	ГОСТ 7172-76
Натрий серноватистокислый, 5-водный	ТУ 6-09-01-313
Натрий сернокислый	ГОСТ 4166-76
Натрий сернокислый кислый, 1-водный	ГОСТ 6053-77
Натрий сернистый	ГОСТ 2053-77
Натрий сульфид
Натрий тетраборнокислый, 10-водный	ГОСТ 4199-76
Натрий углекислый	ГОСТ 83-79
Натрий углекислый кислый	ГОСТ 4201-79

Показатель	Нормер стандарта или ТУ
Натрий уксуснокислый	ГОСТ 199-78
Натрий фосфорнокислый двузамещенный	ГОСТ 11773-76
Натрий хлористый	ГОСТ 4233-77
Натрий щавелевокислый	ГОСТ 5839-77
Натрия гидроокись	ГОСТ 4328-77
Натрия гипохлорит
Натрия нитропруссид	ГОСТ 4218
Натрий сернистый, 9-водный	ГОСТ 2053-77
Натрий борнокислый	ТУ 6-09-1289
Натрий фтористый
Никель (II) сернокислый, 7-водный	ГОСТ 4465-74
изо-Октан	ТУ 6-09-921
Олово двухлористое, 2-водное	ГОСТ 36
Олово сернокислое	ТУ 6-09-1502
Парафин	ТУ 6-09-3637
Пентан
Пикриновая кислота
Пиридин	ГОСТ 13647-78
I-пироллидиндитиокарбамат
Реактив Несслера	ТУ 6-09-2089
Ртуть (II) азотнокислая	ГОСТ 4520-78
Ртуть роданистая
Ртуть сернокислая	ГОСТ 5558
Ртуть хлористая	ГОСТ 3203
Рубидий хлористый	ТУ 6-09-04-144
Свинец (II) азотнокислый	ГОСТ 4236-77
Свинец (II) уксуснокислый, 3-водный	ГОСТ 1027-67
Селен	ГОСТ 5455
Серебро азотнокислое	ГОСТ 1277-75
Серебро азотнокислое	ТУ 6-09-3703
Серная кислота	ГОСТ 4204-77
Сплав Деварда	ТУ 6-09-3671
Стронций углекислый	ТУ 6-09-4165
Соляная кислота	ГОСТ 3118-77
Сульфаминовая кислота	ТУ 6-09-2437
Сульфосалициловая кислота	ГОСТ 4478-78
Толуол	ГОСТ 5789-78
Трилон Б (этилендиамин - NN, N, V - тет-	ГОСТ 10652-73
рауксусной кислоты магниевый комплекс,	ТУ 6-09-11-1516-81
динатриевая соль, 5-водный (ЭДТИ)
Т риэтаноламин	ТУ 6-09-2448
Углерод четырехлористый	ГОСТ 20288-74
Уголь активированный	ГОСТ 6217-74
Уксусная кислота	ГОСТ 61-75
N-фенантролин, 1-водный	ТУ 6-09-08-399
Фенол	ГОСТ 6417
Фенолфталеин (индикатор)	ГОСТ 5850
Формальдегид
Фосфорная кислота, орто	ГОСТ 6552-80
Фуксин кислый	ТУ 6-09-3803-82
Фуксин основной	ТУ 6-09-4091-75

Показатель	Нормер стандарта или ТУ
Хлорамин Т	ТУ 6-09-11-576
Хлороформ	ТУ 6-09-4263
Цинк гранулированный (без мышьяка), х.ч.	ГОСТ 989-89
Цинк сернокислый, 7-водный	ГОСТ 4174-77
Цинк хлористый	ГОСТ 4529-78
Цинк уксуснокислый, 2-водный	ГОСТ 5823-78
Щавелевая кислота	ГОСТ 22180-76
Эриохром черный Т (индикатор)	-
Этанол	ГОСТ 5962-67
Этилбензол	ТУ 6-09-2786
Эфир диэтиловый, медицинский
Эфир петролейный	ТУ 6-02-1244-83
СТАНДАРТ-ТИТРЫ (ФИКСАНАЛЫ)	ТУ 6-09-2540-87
Азотная кислота, 0,1 н
Барий хлористый, 0,1 н
Йод, 0,01 н
Йод, 0,1 н
Калий бромистый, 0,1 н
Калий двухромовокислый, 0,1 н
Калий йодистый, 0,1 н
Калий марганцевокислый, 0,1 н
Калий хлористый, 0,1 н
Калий гидроксид, 0,1 н
Магний сернокислый, 0,1 н
Натрий серноватистокислый, 0,1 н
Натрий хлористый, 0,1 н
Натрия гидроксид, 0,1 н
Натрий двууглекислый, 0,1 н
Серебро азотнокислое, 0,1 н
Серная кислота, 0,1 н
Соляная кислота, 0,1 н
Стандарт-титры для приготовления образцо	ТУ 6-09-2541
вых буферных растворов для РН-метрии
Уксусная кислота, 0,1 н	ТУ 6-09-2540
Этилендиамин-N, N, N', N' - тетрауксусной
кислоты динатриевая соль, 0,1 н
БУМАГИ ИНДИКАТОРНЫЕ
Конго	ТУ 6-09-3104
Лакмусовая красная	ТУ 6-09-3403
Лакмусовая синяя	6-09-3404
“Рифан”, разные (рН 0,3-13,6)	ТУ 6-09-3410
Универсальная для определения рН 1,0-10,0;	ТУ 6-09-1181-89
7,0-14,0
Свинцовая	ТУ 6-09-3809
ФИЛЬТРОВАЛЬНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
Бумага фильтровальная, марка Ф, ФО, ФН	ГОСТ 12026-76
Фильтры, черная лента, d-7,0; 8,0; 11,0;	ТУ 6-09-1706
12,0; 15,0
Фильтры обеззоленные для количественного	ТУ 6-09-1678-86
весового анализа, синяя лента, белая лента

Вода дистиллированная ГОСТ 6709

Показатель	Нормы
Остаток после выпаривания, мг/дм³, не более	5
Остаток после прокаливания, мг/дм³, не более	1
Аммиак и аммонийные соли (NH₄), мг/дм³, не более	0,02
Нитраты (NO₃), мг/дм³, не более	0,2
Сульфаты (SO₄), мг/дм³, не более	0,5
Хлориды (Cl), мг/дм³, не более	0,02
Алюминий (Al), мг/дм³, не более	0,05
Железо (Fe), мг/дм³, не более	0,05
Кальций (Са), мг/дм³, не более	0,8
Медь (Cu), мг/дм³, не более	0,02
Свинец (Pb), мг/дм³, не более	0,05
Цинк (Zn), мг/дм³, не более	0,2
Вещества, восстанавливающие KMnO₄(O), мг/дм³, не более	0,08
рН воды	5,4-6,6
Удельная электрическая проводимость п р и 20 °С, См/м, не более	5 • 10^-4

Все растворы готовят на дистиллированной воде, при необходимости на бидистилляте, титрованные растворы готовят при температуре 20 °С.

EIM 3

ёёёАаОао ёЛаёЛАёхаа qOiiUqoi аОёхёёёОЙО^аа

3.1. ёеёбЙОаб^аб хОЬ^ёаёЁаббёаёа ui5Оа?а^^ёё?а аОёёеёаи?аа

На рассматриваемом нефтяном месторождении по годам известна динамика бурения и ввода в эксплуатацию скважин, добычи нефти и жидкости, числа работающих скважин. Такие фактические данные имеются как до проведения мероприятий по увеличению добычи нефти и нефтеотдачи пластов, так и после их проведения.

Как на основе этих фактических данных выявить эффект дополнительно проведенных мероприятий и как выявленный общий эффект разделить между отдельными мероприятиями?

Но прежде всего необходимо оценить эффективность осуществленных проектных мероприятий, чтобы затем оценить эффективность дополнительных мероприятий.

Для достижения поставленной цели надо использовать уравнения разработки нефтяной залежи.

Самым важным среди них является уравнение добычи нефти

где q^(t> - дебит нефти разрабатываемой залежи в t-й момент времени или в t-м году (на середину t-го года); q^(t> - ампли-

дину t-го года); q₀ - ампли-

накопленный отбор нефти к

T’w ТТТГТ.ТТТ та f~''l^(t> —ичт^птт

тудный дебит в t-м году; Q_D

середине t-го года; Qf> - введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти тоже к середине t-го года.

Амплитудный дебит в свою очередь зависит от п_ср - среднего коэффициента продуктивности скважин, от Ид> - числа

пробуренных и введенных в эксплуатацию скважин и (Р_сн -

- Р_сэ) - разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин, от ф - функции относительной производительности проектной скважины и других факторов

q^(t>^{- т}-Пср • ⁿ0^t)- (^р_сн ^-PJ -ф-i^,

где новые обозначения: т - число дней работы скважины в году; i - поправочный понижающий коэффициент, учитывающий отрицательное влияние зональной неоднородности пластов и необходимость обеспечения 90%-ной надежности проектной добычи нефти. Функция относительной производительности скважины может иметь такой вид (хотя она может быть значительно более сложной универсальной!):

1 1

ф =

1 +1+m И* ^mi

где и* - соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях; m - соотношение добывающих и нагнетательных скважин; m₁ - соотношение добывающих

скважин первой орбиты и нагнетательных скважин, причем m₁ < m.

Следующим по важности является уравнение добычи жидкости

qF2 - q^(t> + (qF> - q^(t>)- и о;

# _Q(t> &

q“^- q“ •('^- Of )¦

где qF?2 ^и qF^t> - весовой и расчетный дебиты жидкости в t-й момент времени или в t-м году; и₀ - коэффициент различия физических свойств (учет различия плотности и подвижности) нефти и вытесняющего агента; QFD^и QfO - соответственно расчетный накопленный отбор жидкости и введенные в разработку расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости к середине t-го года.

Введенные в разработку начальные извлекаемые запасы нефти Q0^t> и расчетные начальные извлекаемые запасы жид-

(t)

кости QF0 выражаются через величину подвижных запасов

нефти Qn 118

Q0^t> - Q^<t> • K3,

QFo> - Qf • F;

K₃ - коэффициент использования подвижных запасов нефти Q®>; F - расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти Q®>; величины К₃ и F определяются следующим образом:

Кз = Кзн + (К_зк - К_ЗНМ;

₁

F - К₃н + (К_зк - К₃н) • ln-;

1 - A

F - К_зн

Кз - К_зк - (К_зк - Кзн) • е^К”^ГК";

К₃н -^; Кз,

12 + 4,2 •У

g _- Кзк _-0,95 + 0,25 •У². у2 _- 0,95 - 1,2 •б . К_зк 1,2 + 4,2У² ’ 4,2•g-0,25’

^A2

A -²-

(1 - A ₂) • и₀ + A ₂

где А и А₂ - соответственно расчетная предельная и весовая предельная доли агента в дебите жидкости добывающей скважины; К_зн и К_зк - это, прежде всего, параметры линейной зависимости текущего дебита нефти от накопленного отбора нефти при фиксированных условиях эксплуатации скважины (при постоянстве разности пластового и забойного давлений Р_пл - Р_сэ = const и постоянстве эксплуатируемого объема нефтяных пластов, то есть при постоянстве работы соседних добывающих и нагнетательных скважин); К_зн - доля отбора подвижных запасов нефти за безводный (почти безводный) период эксплуатации типичной средней добывающей скважины; К_зк - потенциально возможная доля отбора подвижных запасов нефти по той же добывающей скважине, определяемая путем экстраполяции линейного отрезка до пересечения с осью накопленного отбора нефти; У² - показатель расчетной послойной неоднородности эксплуатируемых нефтяных пластов или

показатель общей неравномерности вытеснения нефти агентом

в добывающую скважину; g - —— - тоже показатель неравно-

^Кзк

мерности вытеснения нефти, определяемый по фактическому обводнению нескольких добывающих скважин.

Обратите внимание, что самая главная зависимость (К₃ -текущей доли отбора подвижных запасов нефти от величины А - текущей расчетной доли агента) устанавливается индивидуально по отдельным добывающим скважинам, а затем осред-няется и присваивается типичной средней добывающей скважине.

Подвижные запасы нефти Q®> определяются по балансовым геологическим запасам нефти Q® с учетом трех коэффициентов К₁, К₂ и К₄.

Первый из них К₁ называется коэффициентом сетки и учитывает влияние плотности проектной сетки скважин на фоне зональной неоднородности и прерывистости нефтяных пластов и представляется следующей формулой:

.wL • 5‘ d²

К1

где w - прерывистость или доля неколлектора по площади распространения обособленных нефтяных слоев и пластов; d - характерный линейный размер или шаг хаотической изменяемости; 5¹ - нефтяная площадь, приходящаяся на одну скважину.

Чем больше прерывистость слоев и пластов, чем больше площадь на скважину и чем меньше шаг хаотической изменяемости, тем ниже коэффициент сетки, тем больше потеря запасов нефти. Так, если w = 0,3, d = 0,5 км и 5¹ = 16 га = = 0,16 км², то коэффициент сетки равен К₁ = 0,944; а если площадь на скважину в четыре раза больше и равна 5¹ = 64 га = = 0,64 км², то коэффициент сетки равен К₁ = 0,794.

Второй коэффициент К₂ называется коэффициентом вытеснения, определяется в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов. При вытеснении нефти водой К₂ обычно бывает в пределах от 0,5 до 0,8. По девонскому горизонту Ромашкинского нефтяного месторождения К₂ был равен 0,68. Совокупность установленных значений этого коэффициента по какому-либо эксплуатационному объекту обычно обладает существенной неоднородностью. Поэтому для определения среднего значения этого коэффициента с удовлетворительной точностью надо исследовать представительную и достаточно большую совокупность образцов керна, исчисляемую многими десятками и даже сотнями.

Четвертый коэффициент К₄ называется коэффициентом надежности системы разработки нефтяной залежи, учитывает ограниченную долговечность и хаотичность аварийного выхода из строя скважин. При отсутствии дублирования аварийно выбывших скважин этот коэффициент представляется следующей очень простой формулой:

К4⁰ -—^-.

qo • ^Tc

По этой формуле видно, что чем лучше сделаны скважины

- чем больше их долговечность T_c, чем больше их амплитудный дебит q₀ и темп отбора потенциальных извлекаемых запасов нефти —, чем меньше среднее время отбора этих запа-

^Q0

сов нефти Т_ср -°°, тем выше К₄⁰ - коэффициент надежности

системы.

Числовой пример. Пусть темп отбора запасов нефти равен

-2°- 0,1 -—, качество строительства и эксплуатации скважин

Qo год

вполне удовлетворительное и их долговечность равна T_c = = 50 лет, тогда коэффициент надежности системы разработки залежи оказывается равным

КО -¹- 0,833.

1 + ^L_

0,1 • 50

Произведение приведенных трех коэффициентов при площади на скважину проектной сетки 5¹ = 16 га = 0,16 км² и при отсутствии дублирования аварийно выбывших скважин получается равным

КК К₄° = 0,944•0,68•0,833 = 0,535.

При расчетной послойной неоднородности эксплуатируемых нефтяных пластов У² = 0,667, при весовой предельной обводненности отбираемой жидкости A₂ = 0,95 и коэффициенте различия физических свойств нефти и вытесняющей воды ц° = = 3 получаются следующие величины:

расчетная предельная доля агента

A -A- -⁰⁹- 0-864;

(1-A₂) • ц° + A₂ О^ 3 + 0,95

параметры коэффициента использования подвижных запасов нефти

К_зн -¹- -¹- 0,25;

12 + 4,2^² 12 + 4,2^ 0,667 ’ ’

К_зк -¹- -¹- 0,895;

0,95 + 0,25^² 0,95 + 0,25^ 0,667

показатель неоднородности нефтяных пластов по фактическому обводнению скважин

0 - Кзн - J⁰²⁵ - 0,279;

К_зк 0,895

сам коэффициент использования подвижных запасов нефти К₃ = К_зн = (К_зк - К_зн) А = 0,25 + (0,895 - 0,25)0,864 = 0,807;

расчетный относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти

F - К_зн + К - К_зн)• ln - 0,25 + (0,895 - 0,25) • ln ¹— -1,537;

^{зн зк зн} 1 - A 1 - 0,864

весовой относительный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти

F₂ = К₃ + (F - К_зн)•цо = 0,807 + (1,537 - 0,807)3 = 2,997; соотношение весовых суммарных отборов жидкости и нефти

Л - 2,997 - 3 714;

средняя весовая доля нефти в суммарном отборе жидкости К₃ 0,807

= 0,269.

F₂ 2,997

Коэффициент нефтеотдачи эксплуатируемых нефтяных пластов представляет собой произведение четырех коэффициентов

К_но = К₁К₂ К₃ • К₄° = 0,944• 0,68 •0,807•0,833 = 0,432.

Это было рассчитано при плотности проектной сетки скважин S¹ = 16 га/скв.; а если сетку скважин разредить вдвое с S¹ = 16 га/скв. до S¹ = 32 га/скв. и соответственно вдвое уменьшить темп отбора потенциально извлекаемых запасов

нефти с ~~^q° ⁿ°~~ = 0,10 —до ~~^q° ⁿ°~~ = 0,05 ——, то коэффициент неф-

Qo год Qo год

теотдачи становится равным

К_но = K₁•— • K₃ •— = 0,891 • 0,68 •0,807• 0,714 = 0,349

или уменьшится в ⁰^,~~⁴³²~~ = 1,238 раза.

^J 0,349 ^

Для полноты рассматриваемой картины определим значения первого и четвертого коэффициентов К₁ и К₄° при различных значениях плотности проектной сетки скважин S¹,

общего числа скважин п° и темпа отбора запасов нефти ~~^q° ⁿ°~~;

также определим значения коэффициента нефтеотдачи пластов К_но при условии, что второй и третий коэффициенты остаются неизменными К₂ —₃ = 0,68 •0,807 = 0,5488.

Таблица 3.1

S¹,

га/

скв.

^п°

К1

q° • ^п°

Qo ’

1/год

к°

Значения —— при Т_с

^Кно

200

0,794

0,0125

0,0250

0,2

0,0871

0,3333

0,1452

0,2727

0,1188

0,4286

0,1867

0,333

0,1452

0,2179

0,3846

0,1676

0,5556

0,2421

0,4286

0,1867

0,6

0,2614

0,4667

0,2033

0,6364

0,2773

400

0,891

0,0375

0,050

0,4286

0,2096

0,5

0,2744

0,5294

0,2588

0,6

0,2934

0,6

0,2934

0,6667

0,326

0,6522

0,3189

0,7143

0,3494

0,6933

0,3385

0,75

0,3667

0,7241

0,354

0,7778

0,3803

800

0,944

0,075

1,000

0,3108

0,6667

0,3454

0,6923

0,3586

0,75

0,3883

0,75

0,3885

0,8

0,4144

0,7895

0,409

0,8333

0,4317

0,8182

0,4239

0,8571

0,444

0,84

0,4351

0,875

0,4533

Представленные в табл. 3.1 результаты расчета конечной нефтеотдачи пластов, во-первых, соответствуют многим реальным разрабатываемым нефтяным залежам и месторождениям, во-вторых, являются количественной иллюстрацией различных сторон рассматриваемой довольно сложной проблемы определения величины конечной нефтеотдачи и выявления возможных путей ее увеличения.

Анализ приведенных результатов показывает, что при отсутствии дублирования аварийно выбывших скважин конечная нефтеотдача пластов очень сильно зависит от ограниченной долговечности скважин. Только по этой причине при увеличении долговечности скважин с 20 до 70 лет, или в 3,5 раза, нефтеотдача может увеличиться на 10+15 %, или в 1,3+ 2,3 раза. Влияние ограниченной долговечности можно компенсировать уменьшением среднего времени отбора запасов нефти или увеличением интенсивности отбора запасов нефти: при

увеличении годового темпа отбора запасов с 0,0125 —¹— до

год

0,1000 —¹—, или в 8 раз, нефтеотдача увеличивается на 25 %, год

или в 2,2+4,° раза. Увеличение плотности проектной сетки скважин в 4 раза с S¹ = 64 га до S¹ = 16 га увеличивает К₁ -коэффициент сетки в 1,2 раза, а коэффициент нефтеотдачи -на 18+20 %, или в 1,6+2,4 раза!

Отсюда следует практический вывод о целесообразности улучшения конструкции, повышения качества строительства и эксплуатации скважин ради значительного увеличения их долговечности; также следует практический вывод о целесообразности максимальной рациональной интенсификации отбора запасов нефти, тем более использования всех имеющихся природных и технических возможностей интенсификации.

По приведенным результатам расчета нефтеотдачи пластов видно, что огромный резерв увеличения нефтеотдачи связан со вторым коэффициентом К₂ - коэффициентом вытеснения, который потенциально возможно увеличить в 1,5 раза. Но это не так просто сделать. Вариантом реализации этого резерва может быть применение предложенного нами газового заводнения, при котором в нагнетательные скважины сначала закачивают газ, а потом закачивают воду; перед фронтом воды образуется широкая газовая оторочка. Газовое заводнение создается с целью объединения достоинств газа и воды: высокий, близкий к единице, коэффициент вытеснения нефти газом и высокий коэффициент охвата вытеснением при закачке воды.

Заметный резерв увеличения нефтеотдачи пластов связан с увеличением третьего коэффициента К₃ - коэффициента использования подвижных запасов нефти; тем более это так, поскольку уже приведенные результаты были получены для более благоприятных условий залежей нефти средней вязкости (коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента был равен ц° = 3), тогда как по залежам нефти повышенной, высокой и очень высокой вязкости (коэффициент различия физических свойств ц° равен 10, 30 и 100) все гораздо хуже. При весовой предельной доле агента в дебите жидкости, равной А₂ = 0,95, получены следующие результаты:

Необходимо обратить внимание, что различие физических свойств нефти и вытесняющего агента, представляемое величиной ц°, действует на фоне неоднородности пластов. Чем больше величина V² - расчетной послойной неоднородности, тем меньше величина К_зн - доли отбора подвижных запасов нефти за начальный безводный период эксплуатации скважин, тем больше отбор подвижных запасов нефти зависит от А -расчетной дли агента в дебите жидкости, которая зависит от А₂ - весовой доли агента и довольно сильно зависит от величины ц° - коэффициента различия физических свойств, который в свою очередь зависит от ц, - соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти и у, - веса агента для замещения единицы веса товарной нефти в пластовых условиях

Ц о = -• (1 + Ц, )• Y,.

Увеличить третий коэффициент К₃ и соответственно коэффициент нефтеотдачи К_но можно различными путями.

Первый путь - осуществление разработки нефтяных пластов (закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах и отбор нефти в добывающих скважинах) при нестационарном замкнуто-упругом режиме фильтрации, что в значительной мере уменьшает отрицательное влияние послойной неоднородности по проницаемости.

Второй путь - уменьшение величины ц° - коэффициента различия физических свойств за счет уменьшения ц, - соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, например, за счет повышения вязкости закачиваемой воды растворением в ней небольшого количества (0,1+0,2 %) полимера или чередованием закачки воды и небольшой части (5+10 %) добытой высоковязкой нефти.

Третий путь - уменьшение величины V² - расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, которая учитывает неоднородность между обособленными нефтяными слоями и пластами по их средней проницаемости и неоднородность внутри этих слоев и пластов.

Обозначим неоднородность внутри обособленных слоев и пластов через V,² и между обособленными слоями и пластами через V,²,. Зависимость V² - расчетной послойной неоднородности от V,² - внутрислойной неоднородности и V,² - меж-слойной неоднородности представляется следующей формулой:

(1 + V²) = (1 + к²М1 + V); v ² = (1 + V,²) • (1 + v,2 ) -1.

Последовательная эффективная изоляция обводненных нефтяных слоев и пластов позволяет исключить отрицательное влияние V,², - межслойной неоднородности на К₃ - коэффициент использования подвижных запасов нефти и на К_но -коэффициент нефтеотдачи пластов.

Рассмотрим числовой пример.

Разрабатываемый эксплуатационный объект состоит из 5 обособленных нефтяных слоев, одинаковых по эффективной толщине и подвижным запасам нефти, но различных по средней проницаемости (табл. 3.2).

Таблица 3.2

Номер слоя	Средняя проницаемость слоя	Доля слоя
Номер слоя	Средняя проницаемость слоя	в общих подвижных запасах нефти	в общем дебите
1	3	0,2	0,2000
2	4	0,2	0,2667
3	2	0,2	0,1333
4	5	0,2	0,3333
5	1	0,2	0,0667
	Ср.3	2 1,0	1,0

Средняя проницаемость равна —ср = 3, средний квадрат проницаемости равен (—²)ср = 11, межслойная неоднородность по проницаемости равна

(т²) 11

V,², = ———ср-1 =_ -1= 0,222.

^(тср⁾²³²

При расчетной послойной неоднородности V² = 0,667 и межслойной неоднородности V,², = 0,222 внутрнслойная неоднородность оказывается равной

V² = ^1±Гт -1 = — -1 = 0,364.

1 ± V,, 1222

Будем рассматривать разработку в целом всего эксплуатационного объекта и параллельно отдельно наиболее проницаемого слоя и второго по проницаемости слоя, проницаемость у

которых вы1ше средней по объекту в — = 1,667 раза и в — =

5 3

= 1,333 раза.

В целом по эксплуатационному объекту для заданных значений F - расчетного относительного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти (или относительного времени при условии постоянной депрессии - постоянной разности пластового и забойного давлений у рассматриваемой добывающей скважины (Р_пл - Р_сэ) = const) определяем (1 - А) - относительный дебит нефти в долях начального дебита, также

(1 - A) ± A •

долях начального дебита нефти и К₃ - долю отбора подвижных запасов нефти при следующих данных:

V² = 0,667; К_зн = 0,25; К_зк = 0,895; (К_зк - К_зн) = 0,645 и = 3

Y ,

относительный объемный дебит жидкости

по следующим формулам;

( 1 - A) = в

F - К_зн К,_г - К_зн

F - 0,25

V = (1 - A) ± A-= (1 - A) ± A-3 = 3 - 241 - A);

¹ Y,

К3 = Кзн + (Кз, - Кзн) А = Кз_К - (Кз, - Кзн)(1 - A) = 0,895 -

- 0,645-(1 - A).

Отдельно по двум рассматриваемым нефтяным слоям определяем их индивидуальный вклад в текущий дебит нефти (1 -

- А+) и (1 - A++), в текущий объемный дебит жидкости v _qF± и v _qF и в отбор подвижных запасов нефти К₃+ и К₃++.

У каждого нефтяного слоя внутрислойная неоднородность равна V,² = 0,364 и соответственно К_зн = 0,366; К_зк = 0,961 и

(Кз_К - Кзн) = 0,595.

Наиболее проницаемый нефтяной слой имеет долю в начальном общем дебите нефти эксплуатационного объекта, равную 0,3333, долю в начальных подвижных запасах нефти этого объекта, равную 0,2, и обладает проницаемостью выше средней проницаемости объекта в 1,667 раза. С учетом этого расчетные формулы принимают следующий вид:

1,667-F-0,366 F-0,220

(1 - A+) = 0,3333-в ⁰³⁵ = 0,3333-в

0,357

VqF = (1-A +) + [0,3333 - (1 - A +)]

^Y0

^:(1 - A+) + [0,3333- (1 - A+]-3 = 1 - 2-(1 - A+);

(1 - A + )

0,961 - 0,595 -

К₃₊= 0,2 -

= 0,2 -

0, 3333

^Кзк ^(Кзк ^Кзн⁾

(1 - A + )

0, 3333

0,192 - 0,357-(1 - A+).

Второй по проницаемости нефтяной слой имеет долю в начальном дебите нефти эксплуатационного объекта, равную 0,2667, долю в начальных подвижных запасах нефти этого объекта, равную 0,2, и обладает проницаемостью выше средней проницаемости объекта в 1,333 раза. С учетом этого расчетные формулы принимают следующий вид:

1,333F-0,366 _ F-0,275

°'⁵⁹⁵ = 0,2667-в" ⁰⁴⁴⁶ •

(1-A ++) = 0,2667-в

= (1-A ++) + [0,2667- (1 - A ++)]-^° =

^Y0

^:(1 - A ++) + [0,2667 - (1-A ++)]-3 = 0,8 - 2 - (1 - A ++);

(1 - A ++)

0,961 - 0,595

Ка++ = °,2 -

= 0,2 -

0, 2667

К„ - К - Кзн)

= 0,192 - 0,446-(1 - А++).

Результаты проведенного расчета представлены в табл. 3.3. Проанализируем эти результаты.

?Ф1Ё*Ф 3.3

Расчет процесса эксплуатации добывающей скважины

Номер периода времени по порядку	В целом эксплуатационный объект				Первый по проницаемости нефтяной слой			Эксплуатационный объект без первого по проницаемости нефтяного слоя			Второй по проницаемости нефтяной слой			Эксплуатационный объект без первого и второго по проницаемости нефтяных слоев
Номер периода времени по порядку	F	(1-А)	^V qFi	к₃	(1-А+)	^VqF1+	к₃+	(1-А)- -(1-А+	V, ^-“V.	к₃-к₃+	(1-А++)	V1++	к₃++	(1-А)- -(1- -А+)	^(VqF ^- -^VqF+ ^-_vqF1₊₊⁾	к₃- -к₃+- - к3++
	0	1	1	0	0,3333	0,3333	0	0,6667	0,6667	0	0,2667	0,2667	0	0,4	0,4	0
	0,4	0,7925	1,4150	0,3838	0,2013	0,5974	0,1201	0,5912	0,8176	0,2637	0,2015	0,3970	0,1021	0,3970	0,4206	0,1616
	0,6	0,5812	1,8376	0,5201	0,1150	0,7701	0,1510	0,4662	1,0675	0,3691	0,1287	0,5426	0,1346	0,3375	0,5249	0,2345
	0,8	0,4263	2,1475	0,6201	0,0657	0,8687	0,1686	0,3606	1,2788	0,4515	0,0822	0,6356	0,1553	0,2784	0,6432	0,2962
	1,0	0,3126	2,3748	0,6934	0,0375	0,9250	0,1786	0,2751	1,4498	0,5148	0,0525	0,6950	0,1 686	0,2226	0,7548	0,3462
5	1,2	0,2293	2,5415	0,7471	0,0214	0,9572	0,1844	0,2079	1,5843	0,5627	0,0335	0,7330	0,1717	0,1744	0,8513	0,3910
6	1,4	0,1681	2,6637	0,7865	0,0122	0,9755	0,1876	0,1559	1,6882	0,5989	0,0214	0,7572	0,1825	0,1345	0,9310	0,4164
7	1,6	0,1233	2,7534	0,8155	0,0070	0,9860	0,1895	0,1163	1,7674	0,6260	0,0137	0,7727	0,1859	0,1026	0,9947	0,4401
8	1,8	0,0904	2,8191	0,8367	0,0040	0,9921	0,1906	0,0864	1,8270	0,6461	0,0087	0,7825	0,1881	0,0777	1,0445	0,4580
	2,0	0,0663	2,8673	0,8522	0,0028	0,9954	0,1912	0,0635	1,8719	0,6610	0,0056	0,7888	0,1 895	0,0579	1,0831	0,4715
	2,2	0,0486	2,9027	0,8636	0,0013	0,9974	0,1915	0,0473	1,9053	0,6721	0,0036	0,7929	0,1 904	0,0437	1,1124	0,4817
И	2,4	0,0357	2,9200	0,8720	0,0007	0,9985	0,1917	0,0350	0,9215	0,6803	0,0023	0,7955	0,1 91 0	0,0327	1,1260	0,4893

Сначала рассмотрим обычную эксплуатацию добывающей скважины без проведения изоляции высокообводненных наиболее проницаемых обособленных нефтяных слоев. Тогда скважину придется выключать из работы в конце 7-го периода при достижении расчетной доли агента в дебите жидкости А = 1 -

- 0,1233 = 0,8767. При этом объемная доля агента в дебите

жидкости будет А₁ = 1 - ~~^0,1233~~ = 0,9552, доля отбора подвиж-

2,7534

ных запасов нефти будет К₃ = 0,8155 при расчетном относительном отборе жидкости F = 1,6 и объемном относительном отборе жидкости в долях подвижных запасов нефти

F₁ = К₃ + (F - К₃) • = 0,8155 + (1,6 - 0,8155) • 3 = 3,169.

Но если в этот момент времени добывающую скважину не выключать из работы полностью, а изолировать у нее два высокообводненных наиболее проницаемых обособленных слоя, то тогда ее относительный дебит нефти уменьшится с (1 - А) =

= 0,1233 до [(1 - A) - (1 - А+) - (1 - А₊₊)] = 0,1233 - 0,0070 -

- 0,0137 = 0,1026, зато относительный дебит жидкости уменьшается с v_qF = 2,7534 до

[vF - VF+ - ] = 2,7534 - 0,9860 -0,7727 = 0,9947,

соответственно уменьшится объемная доля агента в дебите

жидкости с А₁ = 1 - ~~^0,1233~~ = 0,9552 до А₁ = 1 - ~~^0,1026~~ = 0,89 69.

¹ 27534 ¹ 0,9947

Но так будет при отсутствии ограничения на производительность закачки вытесняющего агента (агента достаточно и резерв производительности закачки имеется) и производительности глубинного насоса добывающей скважины, если с начала эксплуатации добывающей скважины производительность закачки увеличилась в 2,7534 раза и производительность глубинного насоса увеличилась в 2,7534 раза. А если есть ограничение по производительности закачки и она сохранилась неизменной на первоначальном уровне, то тогда значительное увеличение относительного объемного дебита жидкости в действительности означает дополнительное значительное снижение дебита нефти с (1 - А) = 0,1233 до ~~^{(1- А)}~~ = ~~^0,1233~~ = 0,0448.

VqF₁ ²⁷⁵³⁴

Тогда изоляция двух высокообводненных наиболее проницаемых обособленных нефтяных слоев означает фактическое

увеличение дебита нефти с ~~^{(1 А)}~~ = ⁰~~^,1²³³~~ = 0,0448 до

V_qF ²,⁷⁵³⁴

(1-А)-(1-А+)-(1-А++) 0,1233-0,0070-0,0137 0,1026 „ .

-——--— = —-¹¹- = - = 0,1031, или в

v_qF-v_qFu -v_4F++ 2,7534-0,9860-0,7727 0,9947

= 2,3024 = 2,3 раза!

0,0448 ^

Обычно ограничения производительности закачки и производительности глубинного насоса добывающей скважины бывают гораздо меньше, тем не менее обычно изоляция обводненных нефтяных слоев не только уменьшает отбор жидкости и холостую прокачку вытесняющего агента, позволяет продолжить эксплуатацию и увеличить нефтеотдачу пластов, но также увеличивает текущий дебит нефти! При неизменной производительности глубинного насоса значительное уменьшение обводненности отбираемой жидкости может привести к увеличению дебита нефти!

После изоляции двух высокообводненных нефтяных слоев добывающая скважина будет работать до конца 9-го периода, когда расчетная доля агента в дебите жидкости станет 1 -

- ~~⁰⁰⁵⁷⁹~~ = 0,8553 и объемная доля агента станет 1 - ~~^0,0579~~ = 04 1,0831

= 0,9463. За это время за счет работы неизолированных нефтяных слоев доля использования подвижных запасов нефти увеличится на (0,4715 - 0,4401) = 0,0314 с К₃ = 0,8155 до К₃ = = 0,8155 + 0,0314 = 0,84469.

Но если изоляцию высокообводненных нефтяных слоев производить не в последний момент работы добывающей скважины при достижении предельной доли агента в дебите жидкости А = 0,8767 и А₁ = 0,9552, когда ее надо останавливать, а раньше, например, наиболее проницаемый нефтяной слой изолировать в конце 4-го периода, а второй по проницаемости нефтяной слой - в конце 5-го периода (когда их собственные

0 0375

расчетные предельные доли агента в дебите жидкости 1- ~~03333~~ = = 1 - 0,1125 = 0,8875 и 1 - -⁰⁰³³⁵ = 1 - 0,1256 = 0,8744 близки к

0,2667

расчетной предельной доле по эксплуатационному объекту А = = 0,8767), то за 5-й, 6-й и 7-й периоды объемный отбор жидкости уменьшается в 2,3 раза, отбор нефти уменьшается в 1,2 раза, но объемная доля нефти в отборе жидкости увеличивается в 1,93 раза. При постоянном объемном дебите жидкости отключение высокообводненных нефтяных слоев увеличивает дебит нефти в 1,93 раза; но при отсутствии ограничения роста объемного дебита жидкости дебит нефти уменьшается в 1 ,2 раза.

Из-за более раннего отключения двух высокообводненных нефтяных слоев доля отбора подвижных запасов нефти уменьшается

АК₃ = ДК₃, + АК₃„ = 0,1786 - 0,1895 + 0,1717 - 0,1859 = -0,0251

и уменьшается объемный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти на величину AF₁ = -0,8798 с F₁ = 3,1690 до

F₁ = 3,1690 - 0,8797 = 2,2883, или в = 1,385 раза.

2,2883

Как было отмечено, продолжение эксплуатации остальных нефтяных слоев после 7-го периода до конца 9-го периода долю отбора подвижных запасов нефти увеличивает на ДК₃ = = 0,0314 и компенсирует потерю ДК₃ = -0,0251, остается небольшой выигрыш ДК₃ = 0,0314-0,0251 = 0,0063; также увеличивает объемный отбор жидкости на величину AF = 0,6362, но все-таки остается снижение объемного отбора жидкости AF = = -0,8797 + 0,6362 = -0,2425; но главный результат - снижение текущего объемного дебита жидкости с конца 4-го периода до конца 9-го периода в 1,5+2,7 раза.

Коротко представим второй числовой пример.

Добывающая скважина эксплуатирует объект, состоящий из четырех обособленных нефтяных слоев, одинаковых по толщине, но различных по проницаемости (табл. 3.4).

Таблица 3.4

Номер слоя	Средняя проницаемость слоя	Доля слоя
Номер слоя	Средняя проницаемость слоя	в общих подвижных запасах нефти	в общем дебите
1	4	0,25	0,2667
2	2	0,25	0,1333
3	8	0,25	0,5333
4	1	0,25	0,0667
	Ср. 3,75	2 1,0	1,0000

Как и в первом числовом примере внутрислойную неоднородность принимаем равной V,² = 0,364. Межслойную неоднородность определяем по приведенным данным

х_Ср = - = 3,75; (х ²)_Ср = - = 21,25;

4 4

₂ (х ²)_г_р 21,25

V.2 =-²— 1 =-^:--1 = 0,5111.

(х_с_р )² (3,75)²

По внутрислойной и межслойной неоднородностям определяем расчетную послойную неоднородность в целом для всего эксплуатационного объекта

V² = (1 + V,²)(1 + V,²,) - 1 = 1,364 • 1,5111 - 1 = 1,061.

По эксплуатационному объекту при V² = 1,061 К_зн = 0,177, К_зк = 0,823, (К_зк - Кзн) = 0,646,

F-0,177

(1 - A) = е

0,646

v_F = (1 - A) + A • ^ = (1 - A) + A • 3 = 3 - 2 • (1 - A);

К₃ = 0,823 - 0,646-(1 - A).

По отдельному наиболее проницаемому нефтяному слою,

проницаемость которого выше средней в —— = 2,1333 раза,

3, 75

при внутрислойной неоднородности V,² = 0,364 К_зн = 0,366,

Кз_К = 0,961, (Кз_К - Кзн) = 0,595,

'-зк -'•'-зн-'

2,1333-F - 0,366

( 1 - A+) = 0,5333 • е ^0,595 = 0,5333 • е °'²⁷⁸⁹ ;

vqF₁₊ = (1 - A+) + [0,5333 - (1 - A+)] • ^ = 1,6 - 2 • (1 - A+);

+ Y,

К₃+ = 0,25•[К_зк - (К_зк - /Oh ~~^{(1 - A}+⁾~~ = 0,2403-0,2789 • (1 - A+).

0, 5333

По этим формулам был сделан расчет, результаты которого представлены в табл. 3.5. На основе анализа данных и дополнительных подсчетов можно установить следующее.

При обычной эксплуатации, без применения изоляции высо-кообводненного нефтяного слоя, добывающая скважина будет выключена из работы в конце 7-го периода при достижении расчетной доли и объемной доли агента в текущем дебите жидкости соответственно А = 1 - 0,1105 = 0,8895 и А₁ = 1 -

Расчет процесса эксплуатации добывающей скважины

Номер периода времепи по порядку	В целом	по эксплуатациоппому объекту			Наиболее пропицаемый слой			Эксплуатациоппый объект без паиболее пропицаемого слоя
Номер периода времепи по порядку	F	(1 - А)	^v qF	К₃	(1 - А+)	^v qF,+	к₃+	(1-А) (1 А+)	^vqF ^-_vqF,+	к₃-к₃+
0	0	1	1	0	0,5333	0,5333	0	0,4667	0,4667	0
1	0,4	0,7081	1,5838	0,3656	0,2351	1,1297	0,1747	0,4730	0,4541	0,1909
2	0,6	0,5195	1,9609	0,4874	0,1147	1,3704	0,2083	0,4048	0,5905	0,2791
3	0,8	0,3812	2,2376	0,5767	0,0560	1,4879	0,2247	0,3252	0,7497	0,3520
4	1,0	0,2797	2,4406	0,6423	0,0274	1,5453	0,2327	0,2523	0,8953	0,4096
5	1,2	0,2052	2,5895	0,6904	0,0134	1,5733	0,2366	0,1 91 8	1,0162	0,4538
6	1,4	0,1506	2,6988	0,7257	0,0065	1,5870	0,2385	0,1441	1,1118	0,4872
7	1,6	0,1105	2,7790	0,7516	0,0032	1,5936	0,2494	0,1073	1,1854	0,5022
8	1,8	0,0811	2,8379	0,7706	0,0016	1,5969	0,2399	0,0795	1,2410	0,5307
9	2,0	0,0595	2,8810	0,7846	0,0008	1,5985	0,2401	0,0587	1,2825	0,6445
10	2,2	0,0464	2,9127	0,7948	0,0004	1,5993	0,2402	0,0460	1,3134	0,5546
И	2,4	0,0320	2,9359	0,8023	0,0002	1,5996	0,2402	0,031 8	1,3363	0,5621

- ⁰^,~~¹¹⁰⁵~~ = 0,9602. При этом объемный относительный дебит 2,779

жидкости в долях начального дебита нефти достигает величины v_qF = 2,779 и доля отбора подвижных запасов нефти становится равной К₃ = 0,7516.

Но если в конце 7-го периода добывающую скважину не выключать из работы, а только изолировать высокообводненный нефтяной слой, то относительный дебит нефти снижается незначительно с (1 - А) =0,1105 до (1 - А) - (1 - А+) = 0,1105 -

- 0,0032 = 0,1073, а объемный относительный дебит жидкости

снижается значительно с v_qF^ = 2,779 до v_qF^ - v_qF^ = 2,779 -

2,779

- 1,5936 = 1,1854, или в = 2,3444 раза, расчетная доля и

объемная доля агента в текущем дебите жидкости снижается до

1 - ⁰-~~¹⁰⁷³~~ = 0,7701 и 1 - ⁰^,~~¹⁰⁷³~~ = 0,9095; и поэтому добываю-

0,4667 1,1854

щую скважину можно продолжать эксплуатировать до конца

п - 1 0,0587 „ от/Л

9-го периода, до расчетной доли агента 1 - - = 0,8742 и

0,4667

объемной доли агента 1 - ⁰^,~~⁰⁵⁸⁷~~ = 0,9542. За счет дальнейшей

1,2825

эксплуатации неизолированных нефтяных слоев доля отбора подвижных запасов нефти возрастет на 0,5445 - 0,5022 = 0,0423 и достигнет величины 0,7516 + 0,0423 = 0,7937. При этом объемный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти возрастет на величину 0,4950 и достигнет 3,2968 + 0,4950 = 3,7918.

А если изоляцию высокообводненного наиболее проницаемого нефтяного слоя осуществить не в конце 7-го периода, а раньше, в конце 3-го периода, когда у этого слоя собственная

расчетная доля агента равна 1 - ⁰^,~~⁰⁵⁶⁰~~ = 0,8910 и собственная

0,5333

объемная доля агента в текущем дебите жидкости равна 1 --"м879" = 0,9624, то тогда доля отбора подвижных запасов нефти уменьшится на величину 0,2494-0,2247 = 0,0247 и станет равной 0,7939 - 0,0247 = 0,7692, но зато объемный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти уменьшится на величину 1,2493 и станет равным 3,7918 - 1,2493 = 2,5425, т.е.

3,7918 ₁ ,₉₁,

уменьшится в - = 1,4914 раза.

2,5425

Таким образом, получается, что своевременная изоляция вы-сокообводненного обособленного нефтяного слоя увеличивает долю отбора подвижных запасов нефти с 0,7516 до 0,7516 + + 0,0423 - 0,0247 = 0,7692, или в 1,0234 раза, и уменьшает объемный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти с 3,2968 до 3,2968 + 0,4950 - 1,2493 = 2,5425, или в 1,2967 раза.

Еще раз обращаем внимание, что при том или ином ограничении производительности закачки и производительности глубинного насоса добывающей скважины производимое (благодаря изоляции обводненного нефтяного слоя) сокращение текущего объемного дебита жидкости в 2,2-3,0 раза приводит к заметному или значительному увеличению текущего дебита нефти.

Представленные результаты уже показали, что чем выше межслойная неоднородность у рассматриваемого эксплуатационного объекта, тем выше потребность и эффективность изоляции высокообводненных более проницаемых обособленных нефтяных слоев.

Третий числовой пример.

Рассматриваемый эксплуатационный объект во всем, кроме одного, подобен тому, что был во втором числовом примере. Отличие состоит в величине и₀ - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента: там было

— = 3, а здесь — = 10. Величина — = 3 может соответство-

Y. Y. Y.

вать соотношению вязкостей нефти и вытесняющей воды — =

и в

= 5+10, а величина — = 10 соответствует соотношению вязко-

стей — = 20+40.

и в

При — = 10 расчетные формулы для эксплуатационного

объекта, состоящего из четырех обособленных нефтяных слоев, одинаковых по эффективной толщине, но различных по проницаемости, принимают следующий вид:

_ F - Кз, _ F - 0,177

( 1 - A) = е~^К™^-К" = е" °'⁶⁴⁶ ; v_F = (1 - A) + A • ^ = 10 - 9 • (1 - A);

К₃ = К_зн - (К_зк - К_знН1 - А) = 0,823 - 0,646-(1 - А);

расчетные формулы для обособленного наиболее проницаемого нефтяного слоя принимают такой вид:

2,1333-F - 0,366 F - 0,1716

( 1 - A+) = 0,5333 • е ⁰'⁵⁹⁵ = 0,5333 • е ⁰'²⁷⁸⁹ ;

v_qF = (1 - A+) + [0,5333 - (1 - A+)] • ^ = 0,5333 • 10 - 9 • (1 - A+);

¹+ Y.

0,961 - 0,595^(1
A+⁾

К₃+ = 0,25 •

0, 5333

= 0,2403 - 0,2789 • (1 - A+).

Результаты, рассчитанные по этим формулам, представлены в табл. 3.6.

По приведенным результатам видно, что при обычной эксплуатации, без применения изоляции высокообводненного нефтяного слоя, добывающую скважину надо останавливать в конце 6-го периода при объемной доле вытесняющего агента в

0, 4450

дебите жидкости А₁ = 1 - - = 0,928, при доле отбора по-

5, 9947

движных запасов нефти К₃ = 0,5355 и объемном отборе жидкости в долях подвижных запасов нефти

F = К₃ + (F - К₃) • ^ = 0,5355 + (0,7 - 0,5355) • 10 = 2,1805,

F _- к

при среднем объемном водонефтяном факторе -³ = 3,072.

К3

Но если в конце 6-го периода изолировать высоко-обводненный нефтяной слой, то можно продолжить эксплуатацию добывающей скважины. В момент изоляции высокообводненного слоя объемный относительный дебит жидкости сразу снижается на величину v_qF^ = 4,6112 с v _qF = 5,9947 до 5,9947 -

5, 9947

- 4,6112 = 1,3835, или в —- = 4,333 раза. Добывающую

13835

скважину можно эксплуатировать до конца 11-го периода, когда

0,1918

объемная доля вытесняющего агента достигает 1

2,9401

= 0,9348. При этом за счет эксплуатации остальных неизолированных нефтяных слоев доля отбора подвижных запасов нефти увеличивается на 0,4538 - 0,3176 = 0,1362 и достигает величины 0,5355 + 0,1362 = 0,6717. Но это требует увеличения объемного относительного отбора жидкости на величину

Расчет процесса эксплуатации добывающей скважины

Номер периода времени по порядку	В целом	по эксплуатационному объекту			Наиболее проницаемый слой			Эксплуатационный объект без наиболее проницаемого слоя
Номер периода времени по порядку	F	(1 - А)	^v qF	к₃	(1 - А+)	^v qF+	к₃+	(1-А)-(1- А+)	^vqF ^-_vqF+	к₃-к₃+
0	0	1	1	0	0,5333	0,5333	0	0,4667	0,4667	0
1	0,2	0,9650	1,3148	0,1996	0,4817	0,9980	0,1060	0,4833	0,3168	0,0936
2	0,3	0,8266	2,5604	0,2890	0,3365	2,3042	0,1464	0,4901	0,2562	0,1426
3	0,4	0,7081	3,6273	0,3656	0,2351	3,2168	0,1747	0,4730	0,4105	0,1909
4	0,5	0,6065	4,5412	0,4318	0,1643	3,8544	0,1945	0,4422	0,6868	0,2373
5	0,6	0,5195	5,3241	0,4874	0,1148	4,2999	0,2083	0,4047	1,0242	0,2791
6	0,7	0,4450	5,9947	0,5355	0,0802	4,6112	0,2179	0,3648	1,3835	0,3176
7	0,8	0,3812	6,5691	0,5767	0,0560	4,8287	0,2247	0,3252	1,7404	0,3520
8	0,9	0,3265	7,0611	0,6121	0,0391	4,9807	0,2294	0,2874	2,0804	0,3827
9	1,0	0,2797	7,4826	0,6423	0,0214	5,0868	0,2327	0,2523	2,3958	0,4096
10	1,1	0,2396	7,8436	0,6682	0,0191	5,1610	0,2350	0,2205	2,6826	0,4332
11	1,2	0,2052	8,1529	0,6904	0,0134	5,2128	0,2366	0,1 91 8	2,9401	0,4538

0,1 • $ ¹^⁸³⁶ + 1,7404 + 2,0804 + 2,3958 + 2,6826 + = 1,1061

# ^{2 2} &

до 2,1805 + 1,1061 = 3,2866, при этом средний объемный водо-

_{ф й ф} 3,2866 - 0,6717 _{0 0900}

нефтяной фактор составит - = 3,8930.

0, 6717

А если высокообводненный нефтяной слой изолировать и выключать из работы не в конце 6-го периода, а гораздо раньше, в конце 3-го периода, когда по данному слою собственная объемная доля вытесняющего агента в текущем дебите жидкости составляет

1 - ^ = 1 - = 0,9269,

V q_F1+ ³,²¹⁶⁸

то произойдет уменьшение доли отбора подвижных запасов нефти на 0,2179 - 0,1747 = 0,0432, и в итоге эта доля станет равной 0,5355 + 0,1362 - 0,0432 = 0,6285, что тем не менее выше, чем при обычной эксплуатации без изоляции высокообвод-0,6285 _л

ненного слоя, в - = 1,1737 раза, но зато существенно

0, 5355

уменьшается объемный относительный отбор жидкости, его снижение составит

0,1 •" + 3 ^ 8544 + 4,2999 + = 1,2069

# ^{2 2} & и в итоге объемный относительный отбор жидкости получается равным 2,1805 + 1,1061 - 1,2069 = 2,0797. Заметим, что при обычной эксплуатации без изоляции для достижения такой же доли отбора подвижных запасов нефти, равной 0,6285, объемный относительный отбор жидкости должен быть 0,6285 + + (0,9545 - 0,6285)^10 = 3,8885, что выше, чем при эксплуата-3, 8885

ции с изоляцией, в - = 1,8697 ^ 1,87 раза.

2, 0797

Таким образом получается, что по эксплуатационным объектам (нефтяным залежам) с несколькими или многими обособленными нефтяными слоями (пластами) при высокой меж-слойной неоднородности по проницаемости, при повышенной и высокой вязкости нефти осуществление изоляции высокообводненных нефтяных слоев позволяет при одном и том же отборе жидкости увеличить извлекаемые запасы нефти в 1,2 раза, или при одной и той же нефтеотдаче пластов уменьшить отбор жидкости в 2 раза.

Завершим рассмотрение эффективности качественной изоляции высокообводненных обособленных нефтяных слоев (пластов) следующей предельной оценкой, предполагающей полное исключение отрицательного влияния межслойной неоднородности.

Повторяем, что расчетная послойная неоднородность эксплуатационного объекта V² зависит от внутрислойной (внутри-пластовой) неоднородности V,² и межслойной (межпластовой) неоднородности V²,

V² = (1 + V,²) • (1 + V,²,) - 1.

В рассмотренных числовых примерах были численные значения

V² = (1 + 0,364X1 + 0,222) - 1 = 0,667;

V² = (1 + 0,364)-(1 + 0,511) - 1 = 1,061.

К этому еще добавим

V² = (1 + 0,364)-(1 + 0,774) - 1 = 1,420.

Этот случай соответствует 5 слоям (пластам) с соотношением их средних проницаемостей 1:2:4:8:16.

Примем величину предельной весовой обводненности продукции скважины равной А₂ = 0,95 и при заданных разных значениях и₀ - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента определим расчетную предельную долю агента

A =

⁽¹ - ^A2⁾ • И0 + ^A2

Для заданных значений расчетной послойной неоднородности V² и расчетной предельной доли агента А получается коэффициент использования подвижных запасов нефти К₃, прямо пропорциональный коэффициенту нефтеотдачи,

Кз = К_зн + (К_зк - К_зн)-А;

1,2 + 4,2 • V ² 0,95 + 0,25 • V ²

При этом весовой отбор жидкости в долях (единицах) подвижных запасов нефти составляет

^F2 = ^К3 + ^{(F —
К}3^)-^0>

₁

F = Кзн + К - Кзн)-1п ¹

1 - A

Рассчитанные величины представлены в табл. 3.7.

?Ф1Ё*Ф 3.7

V² V.² V,², Кзн Кз*	0,364	0,667	1,061	1,420
V² V.² V,², Кзн Кз*	0,364 0 0,366 0,961	0,364 0,222 0,250 0,895	0,364 0,511 0,177 0,823	0,364 0,774 0,140 0,766
	Значения К₃
\|i₀ = 1 A = 0,95	0,931	0,863	0,791	0,735
\|i₀ = 3 A = 0,864	0,880	0,808	0,735	0,681
\|i₀ = 10 A = 0,655	0,756	0,673	0,600	0,550
^₀ = 30 A = 0,388	0,597	0,500	0,427	0,383
	Значения F
\|i₀ = 1 A = 0,95	2,148	2,148	2,112	2,017
\|i₀ = 3 A = 0,864	1,553	1,538	1,466	1,390
\|i₀ = 10 A = 0,655	0,999	0,936	0,864	0,807
^₀ = 30 A = 0,388	0,658	0,567	0,494	0,447
	Значения F₂
\|i₀ = 1 A = 0,95	2,148	2,184	2,112	2,017
\|i₀ = 3 A = 0,864	2,898	2,998	2,927	2,808
\|i₀ = 10 A = 0,655	3,189	3,314	3,244	3,115
^₀ = 30 A = 0,388	2,435	2,496	2,424	2,320
	Vq — уменьшение извлекаемых запасов
		нефти
\|i₀ = 1 A = 0,95	1	1,079	1,177	1,267
\|i₀ = 3 A = 0,864	1	1,089	1,197	1,292
\|i₀ = 10 A = 0,655	1	1,123	1,260	1,375
^₀ = 30 A = 0,388	1	1,194	1,398	1,559

Анализ представленных в табл. 3.7 результатов ясно показывает, что своевременная и качественная изоляция высокообводненных более проницаемых обособленных нефтяных слоев (пластов) позволяет увеличить извлекаемые запасы нефти в

1, 1—1,6 раза. Но самое главное - при наличии эффективной технологии изоляции высокообводненных нефтяных слоев и пластов нет страха перед объединением многих малопродуктивных слоев и пластов многопластовых нефтяных месторождений в крупные эксплуатационные объекты, что значительно уменьшает капитальные и текущие экономические затраты на их разработку.

3.2. ПОТЕРИ ИЗ-ЗА ПРОМЕДЛЕНИЯ

Нефтяные пласты низкой и ультранизкой продуктивности обладают своеобразным непривычным свойством — в этих пластах очень медленно происходят изменения как в сторону ухудшения, так и в сторону улучшения: болезнь приходит медленно, ее долго не замечают, к ней привыкают, как к обычному делу; выздоровление тоже наступает медленно, благоприятные признаки обнаруживаются с большой задержкой и сначала очень нечетко; более того, для выздоровления бывает нужна очень болезненная операция, когда в течение какого-то времени бывает еще хуже, чем при болезни.

Своеобразие таких пластов при их разработке надо также чувствовать, как при управлении автомашиной надо чувствовать ее габариты и ее скоростные возможности, чтобы не оказаться в аварии.

Для приобретения такого чувства приведем числовые примеры.

Пусть рассматриваемые нефтяные пласты низкой и ультранизкой продуктивности обладают средней величиной начального коэффициента продуктивности скважины по нефти, равной П₀ = 0,1 т/(сут-ат). При депрессии на нефтяной пласт, равной Де = (Р_пл0 — Р_сэ) = (95 — 30) = 65 ат, где Р_пл0 = 95 ат — начальное пластовое давление и Р_сэ = 30 ат — забойное давление добывающей скважины, равное давлению насыщения нефти газом Р_нас = 30 ат, амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти добывающей скважины оказывается равным

ql = П0 • (Рпл - Рсэ) = 0,1 • (95 - 30) = 6,5 т/сут.

При запроектированной системе разработки рассматриваемой нефтяной залежи с применением заводнения на четыре добывающие скважины приходится одна нагнетательная скважина m = — = 4. При этом амплитудный дебит нефти на одну

^пн

проектную скважину (вместе добывающие и нагнетательные скважины) равен

1 1 m 4

q₀ = q0a •-—- =^6,5 •-—- =^{5,2 т/с}у^т.

(1 + m) (1 + 4)

При нефтяной площади, приходящейся на одну проектную скважину, равной S¹ = 16 га = 16• 10⁴ м², и средней эффективной толщине нефтяного пласта И_эф = 5 м объем нефтяного пласта на одну проектную скважину равен

S¹-^ = 1610⁴ 5 = 810⁵ м³.

При коэффициенте упругоемкости пласта в, = 3^10^—5 1 / ат и депрессии на пласт Де = (Р_пл0 — Р_наг) = 65 ат упругий запас нефти, приходящийся на одну проектную скважину, равен

S^h^PMe = 8•10⁵•3•10⁵•65 = 1560 м³.

При пористости и начальной нефтенасыщенности нефтяного пласта Р_п = 0,15 и Р_н = 0,667 геологические запасы нефти на одну проектную скважину равны

S^^Ph = 8•10⁵•0,15•0,667 = 8 10⁴ м³, а с учетом плотности нефти в пластовых условиях

Y, = — = 0,9 — геологические запасы нефти на одну проект-fa м³

ную скважину равны

S^h^e^p^Y, = 8•10⁵•0,15•0,667•0,9 = 72 1 0³ т.

При проектном коэффициенте нефтеотдачи пластов К_но = = 0,25 начальные извлекаемые запасы нефти на одну проектную скважину равны

8Т0⁴^0,25 = 20 1 0³ м³ или Q0 = 20^10³^0,9 = 1810³ т.

Таким образом, начальный упругий запас нефти меньше на-

20 000

чальных извлекаемых запасов нефти в - = 12,8 раза и

1560

₁

составляет - = 0,078, или 7,8 % от них. При в два раза бо-

1 2, 8

лее высоком коэффициенте нефтеотдачи К_но = 0,5 упругий запас нефти составит только 3,9 % от начальных извлекаемых запасов нефти. А если вместо запроектированного режима заводнения нефтяных пластов будет осуществлен режим истощения пластовой энергии при снижении пластового давления до давления насыщения, то конечная нефтеотдача пластов вместо 25 % будет 1,95 г 2 %.

Упругий запас нефти, который в основном находится в ближайшей окрестности добывающей скважины и исчерпывается в первый период ее эксплуатации, пока воронка депрессии распространяется до границы дренируемого участка, восполняется при остановке скважины и восстановлении ее забойного давления до уровня пластового давления, согласно формуле В.Н. Щелкачева, в 15,44 раза # 2^ln — =

S¹ , 16 • 10⁴

= 2 • ln

-= ln-= 15,441 меньше начального упругого за-

t • r² п • 0,1²

паса нефти и составляет 1560

101 м³, или 0,9401 = 90,9 т;

1 5, 44

здесь r_c - радиус скважины; r_c - площадь поперечного сечения скважины.

При остановке добывающей скважины происходит уменьшение ее текущей депрессии на пласт Дё по сравнению с начальной депрессией Дё₀ по известному показательному закону

_ 15,⁴⁴-д°э _ ^

^{Д Р} 0!,п_э 09-1560 909

^ДР0

где t - время, прошедшее после остановки скважины, сут.

Для рассматриваемых конкретных условий покажем уменьшение текущей депрессии в долях начальной депрессии.

Восстановление давления в остановленной добывающей скважине

^ДР₀

Как видно, в рассматриваемых условиях почти полное восстановление давления в добывающей скважине происходит за 64 сут. Тогда текущая депрессия Дё по сравнению с начальной депрессией Дё₀ уменьшается на 99 %.

А если бы коэффициент продуктивности добывающей скважины был в 64 раза больше, т.е. вместо п₀ = 0,1 т/(сут^ат) был 6,4 т/(сут^ат), то восстановление давления произошло бы не за 64 сут, а за 1 сут! Кстати, коэффициент продуктивности скважины 6,4 т/(сут^ат) по известной классификации соответствует нефтяным пластам повышенной продуктивности, а коэффициент продуктивности 0,1 т/(сут^ат) соответствует нефтяным пластам низкой и ультранизкой продуктивности.

При промедлении с созданием системы заводнения вместо запроектированного режима заводнения (режима поддержания пластового давления) действует режим истощения пластовой энергии (режим исчерпания очень малого упругого запаса нефти)⁶. При режиме истощения дебит нефти добывающей скважины, естественно, во времени неуклонно снижается.

Для рассматриваемых конкретных условий покажем динамику снижения дебита нефти добывающей скважины; при этом текущий дебит нефти выразим в долях начального максимального (амплитудного) дебита

₁ —^д°э.•t _ 6,530 _t

^дэ = e ^Q°»= = e" o,9•l56o = e-o.i39-t

д¹_0э

где t - время эксплуатации скважины, мес.

Снижение дебита нефти при режиме истощения

t, мес..............1 2 4 8 16 32

................0,870 0,757 0,574 0,329 0,108 0,012

д¹0э

Как видно, при режиме истощения дебит нефти добывающей скважины за 32 мес., или за 2,7 года, снижается почти до нуля; за 6 мес., или полгода, дебит нефти снижается в 2,3 раза, а за один год снижается в 5,3 раза. Отсюда понятна необходимость скорейшего создания системы заводнения.

Правда, в реальных сложных условиях неоднородных нефтяных пластов, при всей необходимой срочности создания системы заводнения, нельзя эту систему создавать по простому геометрическому принципу и назначать нагнетательные скважины раньше их бурения, освоения и исследования, т.е. без использования эффекта избирательности.

При неизменном забойном давлении, равном давлению насыщения, в конкретных условиях это Р_сэ = Р_нас = 30 ат, снижению текущего дебита нефти q1 соответствует снижение текущего упругого запаса нефти и снижение пластового давления

4_ •t

^Рпл^{- Р}сэ ^qЭ „ ^'у0, „-0,139^

^:e ^Qy°⁰ = e-^0,139^t при Р_Сэ ^ Р_На_С; q0 э

отсюда получается формула текущего пластового давления

Как видно, за короткое время происходит крутое падение пластового давления от начальной величины Р_пл0 = 95 ат почти до давления насыщения Р_нас = 30 ат.

Обычно, осуществляя разработку нефтяных пластов при режиме истощения, стремятся не уменьшать теоретическую производительность (определяемую по воде) штангового глубинного насоса (ШГН), спущенного в добывающую скважину. Эта теоретическая производительность глубинного насоса сохраняется постоянной

^шгн = — = cosnt.

Но при этом происходит снижение пластового давления Р_пл < Р_пл0 и, соответственно, снижение забойного давления ниже давления насыщения Р_сэ < Р_нас. А это вызывает снижение коэффициента продуктивности по нефти п ниже его первоначальной величины п₀ ^в соответствии со следующей формулой:

_Л _е-а(Р_нас - Р_сэ)

По

В рассматриваемых конкретных условиях эта формула принимает вид

_л е“⁰'⁰⁴(³⁰- Р_сэ)

По

По этой формуле были сделаны подсчеты.

Снижение коэффициента продуктивности скважины при забойном давлении ниже давления насыщения

нефти равно G₀ = 5 м³/т и 1 м³ пластовой нефти равно

Y.G ₀ = 0,9^5 = 4,5 м³/м³. При снижении забойного давления е_сэ ниже уровня давления насыщения Р_нас из нефти выделяется газ, происходит усадка нефти, но увеличивается объем смеси нефти и выделившегося газа.

При условии, что глубинный насос спущен до забоя скважины, коэффициент увеличения объема нефти и выделившегося газа представляется следующей формулой:

Р_нас - Р_-

Y. + (1 -Y.) • — + Y. • G • —

Р ' ⁰ Р • Р

нас нас сэ

- Y. $1 - ^^ Рсэ + ,

# Р & Р Р

\ нас / нас сэ

которая в рассматриваемых конкретных условиях принимает вид

V - 0,9 41 -—' + • Р_сэ + — - 0,75 + 0,003333^ Р_сэ + —.

# ³⁰' ^30
Рсэ ^сэ
Рсэ

Подсчеты по этой формуле дали следующие результаты.

Увеличение объема нефти и и газа при давлении ниже давления насыщения

Р_сэ, ат..............30 25 20 15 10 5 2

v..........................1,000 1,013 1,042 1,100 1,233 1,667 3,007

Для сравнения были сделаны подсчеты при неизменных параметрах, кроме двух у, = 0,85 и G₀ = 10, которые дали следующие результаты:

Рс

30 25 20 15 10 5 2

1,000 1,032 1,092 1,208 1,467 2,292 4,827

При условии, что после первого периода эксплуатации (когда действовал упругий режим и воронка депрессии распространялась от забоя скважины до границы дренируемого ею участка), в течение второго периода эксплуатации (когда действует замкнуто-упругий режим) текущее пластовое давление Р_пл неуклонно снижается, но остается выше давления насыщения Р_пл > Р_нас, а текущее забойное давление Р_сэ снижается ниже давления насыщения Р_сэ < Р_нас, величину текущего пластового давления Р_пл можно определить через начальное пластовое давление Р_пл0 и давление насыщения Р_нас, а также через текущую долю еще неотобранного начального упругого запаса нефти второго периода эксплуатации (из общего упругого запаса нефти вычтен упругий запас нефти, отобранный в первый период эксплуатации):

У. q1

Р - Р .

1 --

•S¹ • Иэф •Р, • ^(Р_ПЛ0 ^{- Р}нас ⁾ •

S¹

п • r

У q1

Р = Р

пл пл 0

Y,- ^s¹ • ^эф •Р, •

S¹

п • Г

При заданной постоянной теоретической производительности глубинного насоса, определяемой по воде, получается равенство

Q = ^^э = —⁰ • (Р _— Р ) = const"

Чшгн “ “ ^vгпл0 ^гнас' “ '-'UllbL,

Y, Y,

1 1 — = — • v = const;

^0 • (Р _— Р ) = ^0 • _е-“^(Рнас ^— Рсэ) • (Р _— Р ) • _V =

^ пл0 нас ^ ^ пл *гэ' ^V

.ц

^П0 • е^_а(^Рнас^-^Рсэ) •

^Y , • ^S • ^эф • I^е* •

S¹

'c & &

" Р Р _- Р %

х IY, + (1 - Y,) • — + Y, • G0 • ^-^с^эI.

# ^Рнас ^Рнас • ^Рсэ /

После деления правой части равенства на левую часть равенства и некоторых несложных преобразований получается

+a—

.10.

1 =-

% Р _- Р

• пл0 нас

+а • Р

нас

^Y* ^S ^Ьф ^в* ^(Рпл0 ^Рнас⁾

ln-

п • Г

"" Y, • G0 % 1 -y* п Y* • G0 %

^Х ll^Y* ^-^_--1 + ~Р-¦ ^Рсэ + ~Р-I"

# # 'нас & 'нас 'сэ &

последнее равенство представим следующим образом:

"2--:---0| ^ё5 +®6 •^—сэ +~Г I ^,

е₃ ^ё4 е )

1 =[

где Q = е +^в•^-а'; С₂

У* • ^S • h_эф • Р, • (^Р_ПЛ0 ^Рнас⁾ •

п • r

с I

/ G % Рнас); С5 = у, • #1 - с₆

^1
- Y,

С4 = (Рп

^С7 ^Y,•Go.

Правую часть равенства представим функцией и обозначим

^«•Рсэ / v<_1 г-, % / С %

_•" С₂--Is! - РS3 %•" С5 + Сб • Рсэ

1 # ^ё3 ^С4 & #

Р_сэ

будет отыскивать то значение

Is!

и для заданных значений

текущего забойного давления Р_сэ, при котором функция становится равной единице f = 1.

После определения текущего значения забойного давления добывающей скважины Р_сэ определяем текущее значение дебита нефти этой скважины

/ _{С -} Is. _- Рl%

,1 П0 • ^е

с, -^С4 '#^С

^ё3 ^С4 &

и текущее значение пластового давления

Р = С₄ • i С₂

пл 4 12

Рассматриваемый второй период эксплуатации продолжается до тех пор, пока пластовое давление остается выше давления насыщения нефти газом.

В рассматриваемых конкретных условиях имеются следующие исходные данные: а = 0,04 1 / ат, е _пл0 = 95 ат, е_нас = 30 ат,

Y, = 0,9 т/м³, S¹ = 16 га = 1640⁴ м², h _эф = 5 м, G₀ = 5 м³/т, П₀ = 0,1 т/(сут^ат).

При этом ё, = е⁺⁰'⁰⁴'³⁰ = 3,32012, С₂ = ⁹⁵ = 1, 46154, ё ₃ =

² 95 - 30

0,9•16•10⁴•5•3•10^-5•(95 - 30)• j 1

= 1313,1, ё4 = (95 -

# ^{1 -} 1544)

A) -

30'

0,1

0,9^ i 1

- 30)

= 0,9^5 = 4,5.

Для э тих условий и различных значений

0,75,

0,003333, ё₇

,9^ # 1

Is!

доли от

бора упругого запаса нефти по приведенным здесь формулам были сделаны расчеты и получены результаты (табл. 3.8).

Анализ полученных результатов ясно показывает, что в рассматриваемых условиях отказ от рационального снижения теоретической производительности глубинного насоса, проводимого с целью сохранения забойного давления на уровне давления насыщения, приводит к резкому (примерно в 2 раза) снижению дебита нефти добывающей скважины! Получается: хотели больше - получили меньше!

Этот же самый расчет был проведен при условии Y, = = 0,85 т/м³ и G₀ = 10 м³/т. При этом соответственно измени-

некоторые коэффициенты: С₅ = 0,85 • /l - —)

# ³⁰⁾

— = 0,005 и ё ₇ = 0,8540 = 8,5.

0,56667,

лись

Расчет дал результаты, приведенные в табл. 3.9.

Эти результаты в основном совпадают с предыдущими, но благодаря более высокому начальному газосодержанию (G₀ = = 10 м³/т вместо прежней величины G₀ = 5 м³/т) несколько меньше резкое снижение забойного давления и дебита нефти добывающей скважины.

Теперь нам надо рассмотреть запоздалый переход от режима истощения к режиму заводнения. Этот переход требует немалых экономических затрат и усилий и связан с определенными начальными потерями.

Во-первых, надо из числа работающих добывающих скважин выделить будущие нагнетательные и по ним прекратить добычу нефти; во-вторых, к кустам скважин⁷, где должны быть одна или несколько нагнетательных, надо проложить водоводы

Изменение дебита нефти, забойного и пластового давлений при неизменной теоретической производительности глубинного насоса и снижении забойного давления ниже давления насыщения при у, = 0,9 т/м³, G₀ = 5 м³/т

Показатель						2 S^1/S3
	0,000	0,001	0,005	0,01	0,02	0,05	0,1	0,2	0,4	0,6	0,8
вс,, ^ат	30	3,49	3,487	3,44	3,40	3,26	3,05	2,67	2,03	1,51	1,077
q ^ т/сут	6,50	3,167	3,156	3,142	3,116	3,037	2,908	2,659	2,188	1,743	1,318
^ёпл1 ^ат	95,0	94,94	94,68	94,35	93,70	91,75	88,50	82,0	69,0	56,0	43,0
f	0,99999		1,0002	1,00045	0,99945	1,00028	1,00004	0,99976	1,00080	1,00031	1,00025
П, т/(сут-ат)	0,1	0,0346	0,0346	0,0346	0,0345	0,0343	0,0340	0,0335	0,0328	0,0320	0,0314
Для сравнения q т/сут при ё_сз = = 30 ат в рациональном снижении теоретической производительности глубинного насоса	6,50	6,494	6,468	6,435	6,370	6,175	5,850	5,20	3,90	2,60	1,30

Показатель					2 q	^/ё3
	0,000	0,005	0,01	0,02	0,05	0,1	0,2	0,4	0,6	0,8
©сэ, ат	30	6,65	6,60	6,49	6,20	5,76	4,99	3,76	2,79	1,99
q ^ т/сут	6,50	3,459	3,441	3,405	3,302	3,138	2,831	2,284	1,792	1,337
ёдл, ат	95,0	94,68	94,35	93,70	91,75	88,50	82,0	69,0	56,0	43,0
f	0,9999	0,9995	0,99938	1,00002	1,00006	1,99983	0,99989	1,00004	1,00076	0,99975
Для сравнения q ¹ т/сут при ё_сэ = = ён„ = 30 ^ат	6,50	6,468	6,435	6,370	6,175	5,850	5,20	3,90	2,60	1,30

и подать воду для закачки; на этих кустах вблизи нагнетательных скважин надо установить насосы для индивидуальной закачки воды, например насосы Уитли-Урал, обладающие нужной производительностью и обеспечивающие нужное давление нагнетания.

После начала закачки воды в нефтяной пласт происходит повышение пластового давления. Обычно подвижность закачиваемой воды выше подвижности пластовой нефти. Если нефть повышенной и высокой вязкости, то подвижность закачиваемой воды во много раз выше. В рассматриваемых конкретных условиях подвижность воды выше примерно в 30 раз. Поэтому производительность закачки воды оказывается во много раз выше производительности добычи нефти и происходит довольно быстрое повышение пластового давления. Но восстановление первоначального пластового давления происходит значительно быстрее, чем восстановление первоначальной продуктивности нефтяного пласта.

Наверное, по фактическим данным можно определить время запаздывания восстановления коэффициента продуктивности. Но пока примем, что на какое-то короткое время сниженный коэффициент продуктивности остается неизменным, хотя пластовое давление значительно повысилось.

В расчетах будем использовать данные табл. 3.8.

Пусть пластовое давление повысилось с Р_пл = 56 ат до Р_пл = = 100 ат, тогда при неизменном сниженном коэффициенте продуктивности дебит нефти увеличится с 1,741 т/сут примерно до 1,741 •¹⁰⁰—¹⁵¹ = 3,147 т/сут; но (по табл. 3,8) при

56 - 1,51

таком дебите нефти и неизменной теоретической продуктивности глубинного насоса забойное давление должно быть не Р_сэ = = 1,51 ат, а Р_сэ = 3,45 ат, соответственно дебит нефти будет

56 - 1, 51

3,085 т/сут; но (по табл. 3.8) при таком деби

те нефти забойное давление равно Р_сэ = 3,35 ат, тогда снова = 0,0320 т/(сут-ат) до —³’~~⁰⁸⁸~~— = 0,0347 т/(сут-ат) или в

100 - 3, 35 56 - 1, 51

3,088 т/сут. Значения

уточним дебит нефти 1,741

дебита нефти 3,085 т/сут и 3,088 т/сут почти совпадают, поэтому прекратим итерационный расчет. При повышении забойного давления с Р_сэ = 1,51 ат до Р_сэ = 3,35 ат коэффи-

1,741

циент продуктивности скважины возрастает с

1 00 - 3, 35

1,085 раза вместо увеличения до 0,10 т/(сут-ат) или в 3,130 раза!

Интересно установить ту более высокую величину пластового давления, при которой не возникает задержка с повышением забойного давления и восстановлением коэффициента продуктивности добывающей скважины.

Обозначим искомое пластовое давление _Р_пл; предельный дебит нефти и предельное забойное давление добывающей скважины в рассматриваемых условиях при режиме истощения и заданной теоретической производительности глубинного насоса

обозначим ql_K и -Р_сэк, соответственно дебит нефти, пластовое и забойное давления этой скважины в исходном состоянии обозначим q¹., P . и P ..

' э ’ пл сэ

При сохранении сниженного коэффициента продуктивности, соответствующего исходному состоянию,

q¹.

ⁿ = T~-p~ ,

пл сэ

искомое пластовое давление должно обеспечить дебит нефти выше предельного

n. •^P
- О > qL;

1 1 P™ = Pcsk + — = + — • (P . - P . ).

пл сэк сэк 1 ^v пл сэ

n. q _э.

Таким образом, полученные в табл. 3.10 результаты показывают, что процесс снижения пластового давления и процесс повышения пластового давления существенно различаются;

Таблица 3.10

Значения искомого пластового давления ё _пл, при котором начинается повышение забойного давления и восстановление коэффициента продуктивности добыгвающей скважины

Показатель	2 ql/^с3
Показатель	0,1	0,2	0,4	0,6	0,8
^Pсэ’ ^ат	3,05	2,67	2,03	1,51	1,077
ql, т/сут	2,908	2,659	2,188	1,743	1,318
-Рпл’ ^ат	97,5	99,0	101,4	103,5	105,3

имеет место явление гистерезиса - повышение забойного давления и коэ ффициента продуктивности добывающей скважины происходят при более высоком пластовом давлении.

Снижение коэффициента продуктивности скважины происходит при снижении ее забойного давления ниже давления насыщения и выделении из нефти газа и твердых частиц асфальтенов , смол и парафинов, которые накапливаются в призабойной зоне пласта и в самой скважине на ее стенках.

Создание высокого пластового давления, не допускающего задержку повышения забойного давления и коэффициента продуктивности добывающей скважины, вовсе не означает и х быстрое повышение, а только то, что устранена задержка повышения, что процесс повышения пошел. Содействовать ускорению этого процесса будет остановка добывающей скважины, ее промывка горячей нефтью и установка в скважине на глубине нефтяного пласта (внизу нефтяного пласта) стационарного электронагревателя.

На нефтяных пластах низкой и ультранизкой продуктивности, с целью увеличения дебита нефти добывающих скважин, по этим скважинам может быть запроектирована глубокая перфорация со следующими параметрами: глубина перфорационных каналов 50-100 см, диаметр перфорационного отверстия около 1 см, число отверстий на 1 м э ффективной толщины такое же, как у обычной перфорации.

Глубокая перфорация незасоренного нефтяного пласта или, наоборот, равномерно засоренного на большую глубину в несколько метров может уменьшить фильтрационное сопротивление пласта примерно в 1,2 раза. При сохранении прежней депрессии на нефтяной пласт э то увеличит дебит нефти соответственно в 1,2 раза.

А если нефтяной пласт был засорен на глубину до 50 см и в прискважинной засоренной зоне проницаемость была уменьшена в 10 раз, при э том общее фильтрационное сопротивление было увеличено примерно в 3 раза, то применение глубокой перфорации уменьшит фильтрационное сопротивление в 3-4 раза. При сохранении прежней депрессии на нефтяной пласт это увеличит дебит нефти соответственно в 34 раза.

С той же целью увеличения дебита нефти на нефтяных пластах низкой и ультранизкой продуктивности может быть применен гидравлический разрыв. У незасоренного нефтяного пласта э то уменьшит фильтрационное сопротивление в 1,5

2 раза; и при сохранении прежней депрессии увеличит дебит в 1,5-2 раза. У нефтяного пласта, засоренного на глубину до

50 см, э то уменьшит фильтрационное сопротивление в 46 раз; и при сохранении прежней депрессии увеличит дебит в 4-6 раз. У пласта, засоренного на большую глубину в несколько метров, э то уменьшит фильтрационное сопротивление в 10-12 раз; и при сохранении прежней депрессии увеличит дебит в 10-12 раз.

В условиях искусственного заводнения нефтяного пласта для увеличения дебита необходимо соответственно увеличить закачку воды.

Кроме того, надо учитывать интерференцию (взаимодействие) скважин. Ведь при увеличении дебита рассматриваемой добывающей скважины может возрасти ее э кранирующее действие на соседние добывающие скважины и снизить их дебит; соответственно прирост общего дебита может оказаться меньше прироста дебита одной скважины, где был гидравлический разрыв.

Необходимо особо отметить крайне важное обстоятельство: глубокую перфорацию и гидравлический разрыв пласта целесообразно проводить только в тех добывающих скважинах, где забойное давление впредь будет поддерживаться на уровне или выше давления насыщения; в противном случае положительный результат будет заниженным и кратковременным, и через короткое время положение станет еще хуже - дебит станет еще ниже, чем был до их проведения, поскольку прискважин-ные засоренные зоны нефтяного пласта станут еще больше. Следовательно, сначала должно быть поддержание пластового и забойного давлений или гарантия своевременного их поддержания путем создания системы заводнения, а уж затем проведение глубокой перфорации или гидравлического разрыва.

Наконец, надо учитывать, что режим истощения (режим снижения пластового давления) и режим заводнения (режим поддержания и повышения пластового давления) по своей сути являются противоположными. И если в конце концов будет осуществлен запроектированный режим заводнения, то сначала необходимо будет вернуть в нефтяной пласт тот упругий запас жидкости, который был отобран при режиме истощения. Оказывается, что режим истощения - э то получение в долг, который надо будет вернуть.

,6^

1. При проектировании сеток размещения скважин с плотностью 16-32 га/скв. упругий запас нефти на одну добывающую скважину оказывается слишком маленьким, примерно равным 1-2 тыс. т/скв. Бурение и э ксплуатация проектных скважин при режиме истощения оказываются экономически неэффективными.

2. Исследование добывающих скважин по методу восстановления их забойного давления до уровня пластового давления при фактической низкой и ультранизкой продуктивности нефтяных пластов оказывается слишком длительным, продолжается до 2 мес и более.

3. При проектной сетке скважин 16-32 га/скв. упругий запас нефти на одну добывающую скважину оказывается слишком маленьким, и поэ тому промедление с созданием системы заводнения, то есть с переходом от режима истощения к режиму заводнения, приводит к довольно быстрому снижению пластового давления и закономерному быстрому снижению дебита нефти.

4. При режиме истощения отказ от необходимого упреждающего снижения дебита нефти путем снижения теоретической производительности штангового глубинного насоса (ШГН) приводит к еще более быстрому, катастрофическому падению дебита нефти добывающей скважины, к значительному падению ее коэ ффициента продуктивности по нефти.

5. После режима истощения с катастрофическим падением дебита нефти при последующем переходе на режим заводнения, только чтобы началось восстановление коэффициента продуктивности по нефти до его первоначальной величины, необходимо создание высокого пластового давления, заметно или значительно превышающего первоначальное.

6. При снижении забойного давления у добывающих скважин ниже давления насыщения по ним целесообразно проводить глубокую перфорацию и гидравлический разрыв. Сначала надо восстановить их забойное давление до давления насыщения.

Bo,0i

Промедление и нарушение порядка осуществления запроектированной системы разработки нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности приводит к значительной потере в их текущей добыче нефти и конечной нефтеотдаче.

3.3. О ДЕБИТЕ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА НИЗКОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ И ВЫСОКОЙ ЗОНАЛЬНОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ

Здесь будем рассматривать ситуацию, близкую к той, которая существует в реальности на одном небольшом нефтяном месторождении в Западной Сибири. Понятно, что интерес вызывает не то малозаметное месторождение, а рассматриваемая проблема и получающиеся при этом выводы, которые могут касаться очень многих нефтяных месторождений, имеющих нефтяные пласты низкой продуктивности и высокой зональной неоднородности по продуктивности.

Итак, будем рассматривать отдельную небольшую нефтяную залежь, на которой в форме каре 5x5 расположены 25 скважин, из которых 4 угловые являются нагнетательными, а остальные 21 являются добывающими.

Как всегда, нефтяной пласт обладает зональной неоднородностью по гидропроводности ^k—^h (где k - проницаемость и h -

эффективная толщина нефтяного пласта; и - вязкость жидкости в пластовых условиях; и_н - вязкость нефти, и_а - вязкость вытесняющего агента) и все скважины различаются между собой по величине n - коэ ффициента продуктивности (формула

этого коэффициента n = ~~•-¹-, где R_c - радиус зоны

ин • i_nRc.

^2п
rc

дренирования скважины, а r_c - радиус самой скважины). Но особенно сильно от всех остальных скважин отличаются 3 центральные добывающие скважины. В этом вся соль рассматриваемой ситуации.

Так, при среднем коэффициенте продуктивности всех 25 скважин, равном п_ср = 0,6 т/(сут-ат), средний коэффициент продуктивности 3-х центральных добывающих скважин равен n> = 3 т/(сут-ат), а n< - средний коэффициент продуктивности остальных 22 скважин равен

n< = ~~^Пср •^п-n> • ^п>~~ = ~~°⁶-^25-3-³~~ = 0,272727 т/(сут-ат).

п< 25 - 3

Средний коэ ффициент продуктивности 3-х центральных добывающих скважин выше, чем средний коэффициент продуктивности у всех остальных 22 скважин в

— =-³-= 11 раз.

n< 0,272727

Количественно неоднородность характеризуется квадратом коэффициента вариации, который определяется через средний квадрат значения (х²)_ср и квадрат среднего значения (х_ср)²

Компонента общей неоднородности из-за резкого различия по средней величине коэффициента продуктивности скважин двух групп равна

V2 = ⁽n>⁾² • ^п> + ⁽n<⁾² ⁼ ₂

-1 = 2,181818.

⁽Пср ⁾ •^п

1 = 3² • 3 + (0,272727)² • 22 (0,6)² • 25

При общей неоднородности всей совокупности скважин по величине коэффициента продуктивности, равной V_n² = 3,33, при зависимости э той общей неоднородности от двух компонент (V,² - неоднородности из-за различия двух групп и V,², -неоднородности внутри групп)

(1 + Vn²) = (1 + V,²)(1 + V,²,)

получается неоднородность внутри групп

_V 2

(1 + V,²) 1 + 2,181818

Конечно, э та неоднородность, наблюдающаяся внутри групп скважин, достаточно велика, но она во много раз меньше неоднородности из-за различия групп скважин.

На рис. 3.1, а схематично показана рассматриваемая нефтяная залежь с расположением 4-х угловых нагнетательных скважин и 21 добывающей скважины, с выделением 3-х центральных более продуктивных добывающих скважин. Это основной фактически осуществляемый вариант разработки нефтяной залежи, который обозначим 1-м. На следующих рис. 3.1, b, с, d и e показаны другие возможные варианты разработки залежи: 2-й вариант на рис. 3.1, d, при котором 3 центральные более продуктивные добывающие скважины выключены из работы; 3-й вариант на рис. 3.1, с, при котором, наоборот, в работе оставлены 3 центральные более продуктивные добывающие скважины, а все остальные добывающие скважины выключены из работы; 4-й вариант на рис. 3.1, d, при котором все скважины работают, но 2 малопродуктивные добывающие

®	о	о	о	®
о	о	ш	о	о
о	о	ш	о	о
о	о	ш	о	о
®	о	о	о	®

®	о	о	о	®
о	о	ш	о	о
о	®	т	®	о
о	о	'ffl/	о	о
®	о	о	о	®

® -1

о -2

®	о	о	о	®
о	о	ш	о	о
о	о	ш	о	о
о	о		о	о
®	о	о	о	®

Рис. 3.1. Возможные варианты разработки залежи:

1 - нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина; 3 - зона более высокой продуктивности; 2о - расстояние между скважинами и сторона квадратной зоны

скважины дополнительно превращены в нагнетательные, теперь 6 нагнетательных скважин, 19 добывающих, в том числе

3 центральные более продуктивные; 5-й вариант на рис. 3.1, е, при котором все скважины работают, но 1 центральная более продуктивная добывающая скважина дополнительно превращена в нагнетательную, теперь 5 нагнетательных скважин, 20 добывающих, в том числе 2 центральные более продуктивные.

Расчеты дебитов рядов скважин будем выполнять по известным уравнениям Ю.П. Борисова для линейных рядов скважин, но при нашей схематизации для залежи нефти сложной формы [7], согласно которой при расчете внешних фильтрационных сопротивлений вместо отношения длины к ширине участка нефтяного пласта (как должно быть по Ю.П. Борисову) надо брать отношение средней длины к средней ширине или отношение площади участка нефтяного пласта к квадрату его средней ширины.

Используемые в расчетах параметры рассматриваемой нефтяной залежи и системы скважин: нефтяная площадь, приходящаяся на одну скважину проектной сетки, равна 5¹ = 32 га = = 0,32 км² = 32-10⁴ м², с учетом .S¹ = п - R_c² радиус зоны дренирования скважины равен R_c = 0,319154 км = 319,154 м; радиус самой скважины равен r_c = 0,1 м.

Геометрическое фильтрационное сопротивление отдельной скважины

Отсюда получается гидропроводность нефтяного пласта в зависимости от коэффициента продуктивности

* tA) = п-1,284.

) И н )

Далее конкретные значения гидропроводности

*М) = п<-1,284 = 0,272727-1,284 = 0,3502 т/(сут- ат);

) и н ) <

⁽tA] = _ц>-1,284 = 3-1,284 = 3,852 т/(сут- ат);

* и н ^] >

*LA] = п_ср-1,284 = 0,6-1,284 = 0,7704 т/(сут- ат).

V ^{и н} / ср

Соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях равно и. = 2.

Разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин равна

(Р_сн - Р_сэ) = 500 - 100 = 400 ат.

1-й вариант.

Уравнения дебитов рядов скважин

^(Рсн ^{- Р}сэ⁾ = ^(шн ^- ^1^{) - (}Я1 + Я2⁾ + “ГЯ^

^(Рсэ ^{- Р}сэ⁾ = ⁰ = ^-Ю1 ^- Я1 + ⁽^2 + ^2^)-Я2^;

Я2 = Я1

_Я = (Рсн - Рсэ)

41--

L ®1 +

(ш н + Q0|

'| 1 + ---| + Ш1

где ш_н - внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательных скважин

_Ш = — _- — _- 1 _{- -} l_n2о = 1_-1 _- 1 _-
- i_n 400^/2 =

^н п_н и. (к_- h+ 2п 2п- r_c 4 2 0,3502 2п 2п- 0,1

) и н ^] <

1 1 1

= — — -—¹—-1,082691 = 0,386454;

4 2 0, 3502

Q₁ - внешнее фильтрационное сопротивление первой полосы нефтяного пласта

₁

Q₁ =—-—¹— - — = i-^A- -~~^2-(2о)~~ = 0,356939;

^пн ⁽к-h+ р2 ⁴ 0,³⁵⁰² (2- 2о)²

И < ¹

ш₁ - внутреннее фильтрационное сопротивление первого ряда добывающих скважин

ш₁ = —-—¹—- — -in-²⁰- = — -—¹—-1,082691 = 0,257636;

n₁ ( к - h+ 2п 2п - r_c 12 0,3502

) и н ^] <

й ₂ - внешнее фильтрационное сопротивление второй полосы нефтяного пласта, которое состоит из двух последовательных частей й₂ = й2 + й2', причем вторая часть в свою очередь из двух параллельных частей различной гидропроводности

й":

й". й"

2* 2*'

конкретные численные значения

1	1 2 2 7	1
⁽ k • h+	(14 • 2а)²	0, 3502
) И н , <
₌1	а	1
⁽ k • h+	12 • 2а	0,3502
) И н , <
₌1	а	3
⁽ k • h+	6 • 2а	3,852 :
) И н ,	>
й2' =	1	О о^- II 1
	1 1
	^й2‘ ^й2“

й2 = ,. ^ • ⁷'⁽²~~^а):~~2 =^^= 0,101983;

й", =—¹— •—— = ^^- •— = 0,118980;

й" = —Ц-• — = —— — = 0,021634;

й₂ = й2 + й2' = 0,101983 + 0,018306 = 0,120289,

ю₂ - внутреннее фильтрационное сопротивление второго ряда добывающих скважин, оно тоже состоит из двух параллельных частей

Ю ₂ ¦

1 1

Ю , = — •—¹— • — • ln-²^- = -•—^ 1,082691 = 0,515275;

² n , (k • h+ 2п 2п • r_c 6 0,3502

² И <

**---ln— = - --4--1,082691 = 0,093691;

²** n (k-h+ 2n 2n-r_c 3 3,852

² >

= 0,079276;

0,515275 0,93691

сумма внешнего и внутреннего фильтрационных сопротивлений для второго ряда добывающих скважин

Q₂ + ю₂ = 0,120289 + 0,079276 = 0,199565.

С учетом э того дебит второго ряда добывающих скважин в долях дебита первого ряда добывающих скважин

оъ 0,257636 _л onnnn

q2=qr-^-¹—=q1^-~~_0199565~~ = q1^-1,29099;

Q2 - 02 0,199565

дебит первого ряда добывающих скважин

(р - р )

_сн ⁱ сэ '__

Я1 ¦¦

Г \ ⁽ л “₁ +

(ю _н - ^1)-| 1 --i - 01

Т^- оТГЮТу

400

: 204,004 U/O0U;

(0,386454-0,356939)-(1-1,29099) - 0,257636

дебит второго ряда q₂ = q₁-1,29099 = 263,368 т/сут; суммарный дебит нефтяной залежи

q₂ = q₁ + q₂ = 204,004 + 263,368 = 467,372 т/сут;

распределение дебита второго ряда между 6-ю менее продуктивными добывающими скважинами и 3-мя более продуктивными добывающими скважинами

q2 = q₂. - q₂.. = 263,368 т/сут;

V 1GQQCO 0,093691 _/nr_on /

q * = q?--²-= 263,368--= 40,520 т/сут;

² ю* - ю ** 0,515275 - 0,093691

2* 2**

q₂** = q₂ - q₂* = 263,368 - 40,520 = 222,848 т/сут.

2-й вариант.

Из работы выключены 3 более продуктивные добывающие скважины.

При этом внешнее и внутреннее фильтрационные сопротивления второго ряда будут

Q ₂ + ю ₂ = Q2 + Q2* + ^ю ₂* = 0,101983 + 0,118980 +

+ 0,515275 = 0,736238.

С учетом э того дебит второго добывающего ряда в долях дебита первого добывающего ряда

ю₁ 0, 257636

q₂ = q₁--¹— = q₁--- 0,349936

Q₂ + ю ₂ 0, 736238

дебит первого добывающего ряда скважин равен

q₁ = ---⁴⁰⁰---= 317,166 т/сут;

^ (0,386454+ 0,356939)-(1 + 0,349936) + 0,257636 ^J

q₂ = q₁'0,349936 = 110,988 т/сут; qj = q1 + q2 = 428,154 т/сут.

Вариант 2а.

Кроме 3-х более продуктивных добывающих скважин, из работы выключены еще 6 менее продуктивных добывающих

скважин, но тоже расположенных во 2-м ряду (на 2-й орбите) относительно нагнетательных скважин. В работе остаются 12 менее продуктивных добывающих скважин, расположенных в 1-м ряду. При э том дебит нефтяной залежи равен

q = ^(рен ^-
Рсэ) =-⁴⁰⁰-= 399,589 т/сут.

ю _н + Q₁ + ю ₁ 0, 386454 + 0, 356939 + 0, 257636

3-й вариант.

Из работы выключены все менее продуктивные добывающие скважины первого и второго рядов, в работе остались 3 более продуктивные добывающие скважины второго ряда.

При этом дебит нефтяной залежи равен

_q = ^(Рсн - ^Рсэ⁾ .

Ч = ’

ю _н + Q' + Q" + ю

часть численных значений фильтрационных сопротивлений возьмем из предыдущих вариантов

ю_н = 0,386454; Q'' = Q2'** = 0,021634; ю = ю₂** = 0,093691

и снова рассчитаем основное внешнее фильтрационное сопротивление

| 25- 4-— 3| -(2а)²

__) ⁴ /____

⁽ kh [(2-2 + 2-1 + 4-V2)-2а]²

) Ин /,

н ^/ ^

в итоге получается дебит залежи

q =-⁴⁰⁰-= 424,140 т/сут,

0,386454 + 0,441307 + 0,021634 + 0,093691

а если все значения фильтрационных сопротивлений взять из предыдущих вариантов, то тогда получается

(P _- P )

сн ¹ сэ^

^ю н + ^Q1 + ^Q2 + ^Q22** + ^ю2**

⁴⁰⁰ : 416,363 т/сут;

0,386454 + 0,356939 + 0,101983 + 0,021634 + 0,093691

как видно, отличие результата последнего упрощенного расчета от результата предыдущего более точного расчета невелико, составляет менее 2 %.

4-й вариант.

В дополнение к 4 нагнетательным скважинам 2 менее продуктивные добывающие скважины превращены в нагнетательные. Таким образом, на нефтяной залежи 6 нагнетательных скважин, 17 добывающих скважин 1-го ряда и 2 добывающие скважины 2-го ряда. Причем среди 17 добывающих 1-го ряда

14 менее продуктивных скважин и 3 более продуктивные скважины.

Все скважины разделим на две группы.

В первую группу входят 4 угловые нагнетательные скважины, окружающие их 12 добывающих скважин 1-го ряда и 2 добывающие скважины 2-го ряда.

Во вторую группу входят остальные 2 нагнетательные скважины и ближайшие к ним 3 более продуктивные добывающие скважины.

Дебит скважин первой группы

q* = q₁* + q₂*;

(P _- P )

сн с

^q1*

⁽ “* +

(ю * + Q* )-| 1 +-1 + ю .

Q * + ю *

2* 2*

Q * + ю *

2* 2*

Дебит скважин второй группы

^q** Я1** + Я2** ^;

_q = (Pcn - Pсэ)

^Q 2** + ^ю 2**

Ряд численных значений фильтрационных сопротивлений можно взять из 1-го варианта

ю _н* = 0,386454; Q₁* = 0,356939; ю₁* = 0,257636;

Q₂* = — - ¹ - -^(2а)- = - —— = 0,713878;

п_н* ( k - h\ (2а) 4 0,3502

Ин, <

АЛА . А А

ю₂* = - ------ln- ----1,082691 = 1,545818;

2 ( k - h\ 2п 2л - r 2 0,3502

Ин, <

А А А А П 11 1

„** ¹¹ . . - — -ln^— =¹ --¹—1,082691 = 0,772909;

n ** и* (k - h\ 2л 2л - r_c 2 2 0,3502

I Ин ]

Q₁** = — - ~~, \~~ - — = 1,427756;

^Ин <

ю.** = 1,545818;

_ 1 1 а 11

Q₂** ---;-;----I----

,** •

2 ( k - h\ 2а 2 ( k - h\ 3 - 2а

= 0,713878 + 0,021634 = 0,735512;

Л Л Л . л л

ю ⁸ ------ln- ----1,082691 = 0,093691.

² 3 (k • h\ 2п 2л- r_c 3 3,852

И _н , >

Численная величина дебита скважин первой группы

L ^ю₁⁹ \

^я* - ^q₁* + ^q₂* - я* • i¹ + i

\ ^Й2* + ^ю2* /

400

В первую группу включим 4 угловые менее продуктивные нагнетательные скважины и окружающие их 12 добывающих скважин, расположенных в первом ряду. Дебит скважин э той группы был определен в варианте 2а:

400

- 399,589 т/сут.

q ^-

0, 386454 + 0, 356939 + 0, 257636

Во вторую группу включим 1 центральную более продуктивную нагнетательную скважину, окружающие 4 добывающие скважины 1-го ряда, 2 из которых более продуктивные, а 2 менее продуктивные, и 4 добывающие менее продуктивные скважины 2-го ряда.

Уравнения дебитов рядов скважин:

отсюда получаются соотношения дебитов

^Ю*

Ю **

^q₂* ^{- q}₁* •

численные значения фильтрационных сопротивлений

ю_н - — •—¹— • — • ln-²^- -¹ •-^•1,082691 - 0,140536;

И* (k• h+ 2л 2л • r_c 2 3,852

) И н ^- >

₁

И* ( k•h+ 2п

QJ, = Q; = 0,064901;

Q' =—¹— •-^ = •¹ = 0,713878;

¹ (k • h+ 2 • 2a 3,3502 4

) И_H J,

Q₂, =—— •— + —— •— = 0,064901 + 0,713878 = 0,778779;

² (k h+ 2^2a (k^h+ 2^ 2a ’ ’ ’ ’

Q =—L_ •-^ = 1,427756;

² (k h+ 2^ 2a ’ ’

) Ин J <

ш , =¹ •—¹— • — • ln-^ = 0,140536;

¹ 2 (k • h+ 2n 2n • r_c

) И н ^- <

ш,, =¹ •—— •—4n— =¹ • —— 4,082691 = 1,761517;

¹ 2 (k-h+ 2п 2л^r_c 2 0,3502

) Ин ^- <

ш , = ш ,, = ш ,, = 1,761517.

2* 2“ 1“

С учетом численных значений фильтрационных сопротивлений по приведенным формулам получается

q,, = q, • 0,072840; q, = q_f • 0,055323; q₂,, = q*,, • 0,552326;

400

7<« ^; "

¹ (0,140536 + 0,064901 + 0,064901) • 1,055323 + 0,140536 н

+(0,140536 + 0,064901) -1,552326- 0,072840

= 890,752 т/сут; q,,, = 64,882 т/сут; q₂, = 49,279 т/сут; q₂,, = 35,836 т/сут; q, + q₂, + q₂,, = 1040,749 т/сут.

А если исключить из рассмотрения или выключить из работы скважины 2-го ряда, то тогда получается

^{( р}сн^—
рсн⁾ =^(ш н + ^q; + ^Q', + ^ш 1, > q, +^(ш н + ^q; > q,,;

0 = — (Q;, + ш1,) • q, + (шн + Q;) • q,,;

Q', + ш ,

q,, = —-¹- • q, = 0,082992 • q,;

400

q, =-= 934 т/сут;

(0,140536 + 0, 064901) • 1, 082992 + (0,140536 + 0, 064901)

q,, = 77,576 т/сут; q, + q,, = 1012,326 т/сут.

А если исключить из рассмотрения или выключить из работы 2 менее продуктивные скважины 1-го ряда, то тогда получается

q =-⁴⁰⁰-= 973,534 т/сут.

0,140536 + 0, 064901 + 0,140536 + 0, 064901

Таким образом, общий дебит скважин первой и второй групп, т.е. общий дебит нефтяной залежи по 5-му варианту равен

q = 399,589 + 1040,749 = 1440,338 т/сут.

По э тому варианту относительно быстро будут отобраны извлекаемые запасы нефти 3-х более продуктивных зон. После этого 3 более продуктивные скважины можно превратить в нагнетательные. Тогда дебит рассматриваемой нефтяной залежи будет следующим:

по скважинам первой группы, где 4 нагнетательные скважины и 6 добывающих скважин,

q =-⁴⁰⁰-= 317,797 т/сут;

0, 386454 + 0, 356939 + 0, 515272

по скважинам второй группы, где 3 более продуктивные нагнетательных скважины и 12 добывающих скважин,

q =-⁴⁰⁰-= 792,732 т/сут;

0, 046845 + 0, 021634 + 0,178469 + 0, 257636

в целом по залежи

q = 317,797 + 792,732 = 1110,529 т/сут.

Таблица 3.11

Сравнение вариантов разработки нефтяной залежи

Параметры			Варианты
Параметры	1	2	3	4	5	5а
Число нагнетательных скважин	4<	4<	4<	6<	> < 4	4< + 3>
Число добывающих скважин	18<+3>	18<	3>	16<+3>	18<+2>	18<
Общее число скважин	25	22	7	25	25	25
Общий дебит, т/сут	467,4	428,2	416,4	691,8	1440,3	1110,5
Дебит на 1 пробуренную скважину, т/сут	18,7	19,5	59,5	27,7	57,6	44,4

Анализ полученных и представленных в табл. 3.11 результатов показывает, что на небольшой нефтяной залежи в нефтяном пласте, обладающем низкой продуктивностью и высокой зональной неоднородностью, в том случае, когда ради увеличения экономической рентабельности необходимо увеличение дебита нефти и темпа отбора извлекаемых запасов нефти, то приконтурное заводнение через скважины низкой продуктивности оказывается малоэффективным, а дополнительное внут-риконтурное заводнение через центральную скважину повышенной продуктивности оказывается высокоэ ффективным, поскольку дополнительно увеличивает дебит и темп отбора запасов нефти в 2-3 раза.

Ш10~А1ЁА

1. По причине особой важности подробно представлены расчеты дебита нефтяной залежи при различных схемах размещения добывающих и нагнетательных скважин.

2. Расчеты показали незначительную эффективность скважин 2-го ряда даже тогда, когда эти скважины обладают во много раз более высокой продуктивностью, в конкретной ситуации более высокой в 11 раз.

3. Превращение одной из центральных более продуктивных добывающих скважин в нагнетательную увеличивает дебит нефтяной залежи в 2-3 раза.

4. Возражение против организации закачки воды в центральную более продуктивную скважину и дополнительного увеличения дебита нефтяной залежи в 2-3 раза оппоненты обосновывают уже достигнутым достаточно высоким темпом отбора извлекаемых запасов нефти.

Тогда возникает предложение: в окрестности значительно более продуктивных скважин иметь в 2-4 раза более редкую сетку скважин, чтобы при увеличении общего дебита в 2-3 раза достигать необходимый темп отбора извлекаемых запасов нефти.

Предлагаемый принцип: чтобы не ограничивать дебит добывающих скважин повышенной и высокой продуктивности, надо увеличить нефтяную площадь и соответственно начальные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на э ти скважины; для чего вблизи этих скважин надо иметь более редкую сетку размещения скважин.

3.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДУКТИВОСТИ МАЛОПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Определение продуктивности малопродуктивных нефтяных пластов при исследовании добывающих скважин - э то одна из трудных проблем разработки малопродуктивных нефтяных месторождений, требующая специального внимания и скорейшего решения.

В разработке нефтяных месторождений самой главной является реальная оптимизация режимов работы скважин. Для чего необходимы: исходная информация, математический метод получения решения, технические средства осуществления полученного решения и метод оценки достигнутой эффективности. Но при разработке малопродуктивных нефтяных пластов, когда особенно необходима оптимизация, серьезные трудности возникают в самом начале ее осуществления при получении исходной информации - при определении величины коэффициента продуктивности у пробуренных скважин по методу установившихся отборов, так как очень медленно возникают установившиеся состояния. Преодолению отмеченных трудностей посвящена данная работа.

1. На разрабатываемой нефтяной залежи, разбуренной проектной сеткой скважин, при исследовании скважины на нестационарном режиме приходится применять формулы упругого и замкнуто-упругого режимов фильтрации.

Формула дебита скважины при упругом и замкнуто-упругом режимах фильтрации такая же, как при жестком режиме фильтрации; только при упругом режиме постоянно увеличивается R_c - радиус зоны воздействия скважины; при замкнутоупругом режиме э тот радиус уже достиг своего предела - ли-тологическои или гидродинамическои границы и в дальнейшем остается неизменным, а изменяется Р_пл - пластовое давление на э той границе; при жестком режиме и радиус зоны воздействия скважины, и пластовое давление на границе зоны остаются неизменными, поскольку поток через границу зоны точно соответствует производительности скважины.

Формула дебита скважины имеет следующий вид:

k-h Р_пл - Р

^и

Хн

² b

— - 1n ^Rc-

rc²

q = П-(Рпл - Pc) = — ^Рпл " ^Р

и 1 , R_c

--1n —¹-

2л r_c

где q - дебит скважины, т/сут; Р_пл и Р_с - пластовое и забойное давления скважины, ат; - гидропроводность нефтяного

пласта (э ксплуатационного объекта); k - проницаемость пласта; h - эффективная толщина пласта, м; и - вязкость нефти; Y_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³; b -объемный коэффициент, показывающий уменьшение объема нефти при переходе из пластовых условий в поверхностные и выделении из нефти растворенного газа; R_c - радиус зоны воздействия скважины, м.

При упругом режиме фильтрации при условии постоянства дебита скважины q = const приближенная формула радиуса зоны воздействия, полученная И.А. Чарным при R_c > 28-r_c =

= 28 - 0,1 = 2,8 м, имеет следующий вид:

-л/к -1 =л14-к -t.

где к пьезопроводность пласта, м²/сут; t - время, сут.

Для э тих же условий q = const в основной формуле упругого режима фильтрации

1n ————— - 0,5772 +

q^-и ,

4л - k-h

Р - Р

4-к -t

2,25- к -t

q и 4п-k-h

q и 4л -k-h

R_c = r_c +V 2,25-к -t.

При упругом режиме при условии постоянства разности пластового и забойного давлений (Р_пл - Р<.) = const справедлива точная формула Э.Б. Чекалюка:

R_c = r_c Wп-к -t.

Учитывая, что э та формула занимает промежуточное положение

л/4 -к -1 > Vп-к -1 >л/225 -к -1, будем считать ее универсальной, справедливой, как в случае (Р_пл - Р_с) = const, q = var,

так и в случае

( Р_пл - Р_с) = var, q = const, и в промежуточных случаях

(Рпл - Рс) = var, q = var.

В этих формулах к - пьезопроводность нефтяного пласта, м²/сут; она определяется по формуле

_к = k 1 и Р,

где k и и - уже названные проницаемость нефтяного пласта и вязкость нефти в пластовых условиях; в, - упругоемкость пласта, примерно равная в, = 3-10^-5 -—.

ат

Гидропроводность пласта ^kh выразим через коэффициент

продуктивности п, а пьезопроводность пласта выразим через коэ ффициент продуктивности п ^и э ффективную толщину пласта h.

При жестком режиме фильтрации при равномерной квадратной сетке скважин с площадью на скважину 5¹ = 16 га = = 160 000 м² радиус зоны воздействия равен:

при радиусе скважины r_c = 0,1 м получается следующая зависимость коэффициента продуктивности скважин п от гидро-k ¦ h

проводности -:

b k ¦ h 2л k ¦ h

П --- -¦ 0,8137;

Y н И _ln R_ И

^k ¦ ^h
b 1 ООП

-= n--- 1,229.

И Y н

А если площадь на скважину не 5¹ = 16 га, а вдвое больше, то тогда

^k¦^{h b} л ос/

-= n--- 1,284;

И Y н

а если площадь на скважину не 5¹ = 16 га, а вдвое меньше, то тогда

k ¦ h b . . _,

-= n---1,174.

И Y н

Особо отметим полученный очень важный результат:

1,174 = 1,229 - 0,055; 1,284 = 1,299 + 0,055;

оказывается, что при изменении площади, приходящейся на скважину, в 2 раза, численный коэффициент изменяется на

0,055, или всего на 4,5 %.

С учетом полученной зависимости получается зависимость для пьезопроводности

к = А ¦Л = ¦ 1,229 ¦—;

^{И h Y} н

для Енорусскинского нефтяного месторождения при — = 0,9 —

^b м³

и р, = 34 0^-5 — получается ат

к = — -1,229 • — = ⁿ4,55240⁴—.

h 0,9 3 h сут

С учетом этого получается формула радиуса воздействия скважины при упругом режиме

Vn-к-t =^J-•14,3• 10⁴ • t.

Радиус зоны воздействия скважины достигает своего предела

R = ,-•14,3 • 10⁴ • t = 225,7 м за t = - • 0,356 сут

V h n

при эффективной толщине пласта h (в м) и коэффициенте продуктивности n (в т/(сут^ат)).

При h = 10 м и n = 0,1 т/(сут^ат) радиус зоны воздействия

достигнет своего предела за t ---0,356 = 35,6 сут.

0,1

2. За время распространения зоны воздействия добывающей скважины эта скважина отбирает часть упругого запаса жидкости и создает воронку депрессии. Отбираемая доля упругого запаса жидкости по формуле В.Н. Щелкачева

А _у = ^ ₌ ^_.

Полученные результаты показывают, что упругий запас жидкости, отбираемый при образовании воронки депрессии, примерно в 15-16 раз меньше всего упругого запаса жидкости зоны воздействия добывающей скважины.

Формула упругого режима, принимаемая в качестве основной универсальной, в рассматриваемых конкретных условиях приобретает следующий вид:

Р_пл - P_c = Л1И. А • ln пик! = ^ A •'ln nJK+in t* = k • h 4n _r² k • h 4п I _r²

= ЯНн ^ • Л •fin + ln t* =

n•^{b 1,229 4n}^f r_c² • h•Y_н •p, )

= ^q •-^ •'ln д +16,27 + ln t*. n 17,16 | h )

С помощью этой формулы можно определить коэффициент продуктивности скважины n. С этой целью будем рассматривать ситуацию, когда добывающая скважина работает с постоянным дебитом q = const, а ее забойное давление изменяется, но остается выше давления насыщения нефти газом е_с >

> P^, и поэтому ее коэффициент продуктивности тоже остается постоянным n = const. За короткое время проведения наблюдения за скважиной ее пластовое давление считается постоянным е_пл = const. Берем два момента времени t₁ и t₂ и по значениям забойного давления в эти моменты времени е_с1 и е_с2 или по значениям глубины динамического уровня I_d₁ и I_d₂ определяем коэффициент продуктивности скважины:

P - Pc2) - P - Pc1) = (Pd - Pc2) = (Id2 - U '

10 • b

= ^q •—^- • (ln t2 - ln t^);

n 17,16 ^{2 1}

n = —^q— • —¹— • ln — = —^q— •A • —¹— • ln—.

^Pc1 ^-^Pc2 ^17,16 t! ^Id2 ^-^Id1 ^Y н ^1,716 t1

Представленная формула соответствует проявлению упругого режима. Добывающая скважина пущена в работу с постоянным дебитом, постоянство которого обеспечивается заданной постоянной производительностью штангового глубинного насоса (ШГН). Забойное давление неуклонно снижается, но еще не достигло давления насыщения и тем более не перешло через эту грань. Радиус зоны воздействия скважины постоянно возрастает, но еще не достиг своего предела - своей гидродинамической границы; и упругий режим фильтрации еще не перешел в жесткий режим фильтрации или в замкнутоупругий.

Пример

Определение коэффициента продуктивности при пуске скважины с постоянным дебитом.

aOxO&IoA itlloA:

дебит скважины равен q = 10 ——; через t₁ = 1 cyт P_c

сут

90 ат, через t₂ = 6 сут е_с2 = 80 ат;

10 1 1 6 _п._п, -n =-•-• ln — = 0,104-

90 - 80 17,16 1 сугат

Это было исследование добывающей скважины, пущенной в работу с постоянным дебитом нефти, что обеспечивается постоянной производительностью глубинного насоса.

3. А теперь рассмотрим исследование остановленной добывающей скважины, у которой выключили из работы глубинный насос. Но в остановленную скважину продолжает притекать нефть. При низком исходном (т.е. до остановки) дебите скважины пустой объем самой скважины может представляться достаточно большим, и приток нефти, постепенно замедляясь, может быть довольно продолжительным.

Приток нефти в остановленную добывающую скважину и постепенное повышение ее забойного давления характеризуют приток нефти в зону воздействия этой скважины и постепенное восполнение той части упругого запаса жидкости, которая была отобрана прежде всего при образовании воронки депрессии. Будем считать, что пластовое давление на границе зоны воздействия остается неизменным, хотя в действительности при недостаточной закачке воды оно может несколько понижаться, а при избыточной закачке воды - несколько повышаться (за ограниченное время исследования скважины). Принимая постоянство пластового давления, построим формулу текущего дебита (или притока) в остановленную скважину в зависимости от ее исходного (до остановки) дебита и величины части упругого запаса жидкости, которую надо компенсировать:

Q¹

я = q •^е^Ч^ус

где

q = n • P - Pc1) — = n • ^ — = n • -^{Id1 -
Ir}

Yн ¹⁰^b Yн ¹⁰

я = nP - Pc)— = n^J±₁T^L;

Y н ¹⁰

ау_с = ⁴ • s¹ • h •P.^ P - Pc);

q = 15 • n • b ,

<3у_с S¹ • h • p, • y н’

I_d и I_d1 - глубины, соответственно, начального и текущего динамического уровней; !_ст - глубина статического уровня.

С учетом этого получается:

_ i5-nb _t

^q1 = ^Id1 ^-^Ict = е s¹ •-•|3*•yh •

q ^Id^- 'ст ’

в момент времени t₁

ln ~~^{Id -}~~^I~~^ct~~ = ~~¹⁵'ⁿ'^b~~— • t₁;

^Id1 ^{- I}er ^S1 • ^h • P* • Y н

в момент времени t₂

ln ^Id ^-
Icт ^t1 ^Id2 ^- ^т ^{( I}d1 ^{- I}ст +

^Id1 ^{- I}ст

t₂

при = 2 (Id1 - I_Cт)² = (Id- I_Cт)• (Id 2 - U

отсюда получается

^Id + ^Id2 ^{- 2} • ^Id1

при установленном статическом уровне !_ст легко определить коэффициент продуктивности скважины:

q•10 • b

n = —--

^(I d ^ICT⁾ • ^Y н

Пример

aOxO&IoA lilIIoA:

S¹ = 1610⁴ м²; h = 10 м; в, = 340⁵ —; n = 0,104 ¹

сугат

ат

Y т 1

^ = 0,9 —; I_d = 700 м; I_a = 100 м; q = 5,616 —.

b м сут

Расчет изменения динамического уровня в остановленной добывающей скважине:

15-nb t

^Id1 ^{- I}ст = _е S¹ •he*•Yн *•

= ^е ;

^Iд - ^Iст

_ 15•0,104 _t

^Id1 ^-
100 = _е 16^10⁴•W^3•10_⁵• 0,9

= ^е т

700 - 100

^Id1 ^{- 100} „-0,036111*,

= ^е ,

600

t, сут........................0 1 2 4 8

0,56114

436,68

~~^{d1 - ст}~~ ..................1,0 0,96453 0,93032 0,86550 0,74910

^ ^{- I}ст

I_d, м..........................700 678,72 658,19 619,30 549,46

Расчет статического уровня и коэффициента продуктивности скважины выполнен по известным значениям динамического уровня для заданных моментов времени по формуле

I = ^Iд •^Id2 ^-
Id1

^I д + ^I д2 ^{- 2} • ^I д1

при условии, что — = 2 (табл. 3.12). t1

й-Ш~Ф 3.12

t, сут	U ^м	^Iст^,^м	U ^м	^Iст^,^м	^ ^м	^Iст^,^м
0	700	-	700	-	700	-
1	678,72	-	678,7	-	679	-
2	658,19	96,2	658,2	132,9	658	458
4	619,30	101,3	619,3	97,5	619	112
8	549,46	103,4	549,5	102,5	549	104
16	436,68	99,8	436,7	99,2	437	115

Примем, что рассматриваемая добывающая скважина выключена из работы на четверо суток t = 4 сут, что глубина статического уровня определена равной 112 м, тогда коэффициент продуктивности

q • 10 • b 5,616 • 10 _{n л
nc}. т

n = —--=-^:-= 0,106-.

(I_d - Ict) •Y _h (700 - 112) • 0,9 сутат

Предложенный здесь метод определения неизвестной глубины статического уровня I_CT и коэффициента продуктивности скважины n был практически применен по пяти скважинам Енорусскинского нефтяного месторождения. В январе 1998 г. на этом месторождении в течение трех суток произошло общее отключение электроэнергии. В этот период по скважинам несколько раз определяли текущую глубину динамического уровня I_d. Правда, моменты определения не соответствовали заданному соотношению — = 2. Фактические соотношения величин

значений времени после остановки скважин были либо несколько больше, либо несколько меньше 2. Фактические

t1 >

замеренные величины вместе с основными результатами расчетов (значения I_CT и n) по рассмотренным скважинам представлены в табл. 3.13.

В табл. 3.14 показан сам ход расчета и осреднения. Также показан потенциально возможный дебит нефти в условиях поддержания пластового давления, когда глубина статического уровня становится равной нулю I_CT = 0.

По двум скважинам 1305 и 307 намечено осуществлять закачку воды. При этом по остальным трем скважинам 1293, 1302 и 1304 дебит нефти возрастет с 21,6 т/сут до 38,3 т/сут или в 1,773 раза и станет больше, чем в настоящее время по всем пяти скважинам, 38,3 > 37,7 т/сут.

Из всего предыдущего следует один практически очень важный вывод: на малопродуктивной залежи высоковязкой нефти определять глубину статического уровня, пластовое давление и коэффициент продуктивности добывающей скважины можно не за 30-40 дн, а в 5-10 раз быстрее, за 4-6 дн.

4. Теперь надо остановиться на контроле обводненности добывающей скважины и эксплуатируемых ею нефтяных пластов и слоев.

При наличии нескольких малопродуктивных нефтяных пластов ради обеспечения их экономически рентабельной промышленной разработки эти пласты приходится объединять в один общий эксплуатационный объект. Обычно это заметно увеличивает расчетную послойную неоднородность по проницаемости и увеличивает потребность в контроле за обводненностью добывающих скважин, их пластов и слоев. Такая потребность еще более увеличивается на месторождениях высо-

Номер сква жины	q. т/сут	U ^м	t, ч	U ^м	t, ч	U ^м	t, ч	U ^м	t, ч	и ^м	t, ч	^Iст^,^м	т/(сут-ат)
307	10,6	867	0	819	5,08	553	16,50	455	40,50	370	63,83	382	0,243
1293	8,8	798	0	740	5,33	405	17,67	222	41,66	181	63,67	169	0,155
1302	6,6	687	0	603	5,33	333	19,50	226	43,50	176	63,67	182	0,145
1304	6,2	833	0	722	5,50	631	19,60	564	42,60	529	62,60	533	0,230
1305	5,5 2 37,7	768	0	705	5,67	594	19,33	403	43,33	303	63,50	184	0,104

3.14

Номер сква жины	Л I 1*	I * ^Id1 I * ^I д2	I с*т, м	¦ * * ^I2 ¦ * * ^I 1	¦ * * ^Id1 ¦ * * ^I д2	1 ** ^I ст ^{, м}	^Id1 ^I d2	^ ^м	q, т/сут при I_ст = 0
307	40,5	553	410	63,83	455	348	504	382	18,9
	16,5	455		40,5	370		413
1293	41,66	405	63	63,67	222	178	313	169	11,1
	17,67	222		41,66	181		211
1302	43,50	333	180	63,67	226	170	280	182	9,0
	19,50	226		43,50	176		201
1304	42,60	631	530	62,60	564	523	598	533	17,2
	19,60	564		42,60	529		547
1305	43,33	594	2549	63,50	403	269	498	184	7,2
	19,33	403		43,33	303		353
									2 63,4

ковязкой нефти. Ведь отрицательное действие высокой вязкости нефти - высокого соотношения подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях - происходит на фоне послойной неоднородности пластов по проницаемости и геометрической неравномерности (неоднородности) вытеснения нефти: и чем больше неоднородность, тем больше отрицательное действие высокой вязкости.

На месторождении высоковязкой нефти контроль за появлением и ростом обводненности добывающей скважины можно осуществлять довольно просто с помощью современного эхолота, наблюдая в условиях неизменной заданной производительности штангового глубинного насоса (ШГН) быстрый подъем динамического уровня. Понятно, что это не отменяет периодические определения по каждой добывающей скважине дебита жидкости и обводненности на групповом сборном пункте.

Рассмотрим ситуацию, возникающую на добывающей скважине при обводнении.

Пример

Пусть соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти в пластовых условиях равно 20.

Пусть заданная суточная производительность глубинного насоса (ШГН) в период безводной добычи нефти равна 20 т/сут при динамическом уровне 725 м и статическом уровне 100 м.

Пусть обводнение скважины происходит по отдельному наиболее проницаемому нефтяному слою, который в безводный период дает 0,10, или 10 %, производительности скважины, т.е. 2 м³/сут.

При сохранении неизменным забойного давления (динамического уровня) отдельный обводненный нефтяной слой вместо 2 м³/сут нефти будет давать 2-20 = 40 м³/сут воды, а общий дебит жидкости добывающей скважины станет 20 - 2 + 2-20 = 58 м³/сут, или возрастет по сравнению с безводным периодом в -50 = 2,9 раза. Для чего необходимо в 2,9

раза увеличить производительность глубинного насоса.

При сохранении неизменной производительности глубинного насоса, равной 20 м³/сут, соответственно в 2,9 раза должна уменьшиться депрессия на нефтяные пласты (в м столба жидкости) с (725 - 100) = 625 м до ~~⁽⁷²⁵2~~ = 215,5 м, соответст

венно при неизменном статическом уровне 100 м динамический

уровень должен подняться с глубины 725 м до глубины 100 + + 215,5 = 315,5 м.

Понятно, что такой подъем динамического уровня на 725 -

- 315,5 = 409,5 м не произойдет мгновенно, а потребует некоторого времени t. Это произойдет при замкнуто-упругом режиме.

За это время t частично будет восполнен упругий запас жидкости, прежде отобранный при создании воронки депрессии, поскольку поднимется динамический уровень, увеличится забойное давление и уменьшится глубина воронки депрессии.

Как можно заметить по дебиту нефти 20 м³/сут, у рассматриваемой добывающей скважины коэффициент продуктивности по нефти существенно выше (втрое), чем у скважин в предыдущих примерах, но отношение коэффициента продуктивности к эффективной толщине нефтяных пластов одинаковое. Поэтому можно воспользоваться формулой из последнего примера, но только надо учесть два следующих обстоятельства: после начала обводнения скважины ее коэффициент продуктивности по жидкости дополнительно увеличен в 2,9 раза; и рассматривается процесс подъема динамического уровня с глубины 725 м до глубины 315,5 м.

С учетом этого формула изменения динамического уровня во времени принимает следующий вид:

^Id - ³¹⁵,⁵ _ _e_2,9-0,036m _ ц-0,10472*

Если за 4-8 дн уже обнаружена закономерность, то расчетным путем можно определить, что будет на 32-64 день, какая будет глубина динамического уровня.

В рассматриваемой добывающей скважине до и после начала ее обводнения применяется глубинный расходомер, который по обводненному нефтяному слою фиксирует резкое увеличение производительности и резкое увеличение доли в произво-

п ш 0.1° - 20 _псп

дительности скважины с 0,10 до -¹- = 0,69, или с

0,10 - 20 + (1 - 0,10)

10 до 69 %.

Этого будет вполне достаточно для четкого выделения обводненного нефтяного слоя.

После этого обособленный обводненный нефтяной слой можно будет закрыть пластоперекрывателем и продолжить безводную эксплуатацию добывающей скважины.

Вывод

Для трудных условий разработки малопродуктивных месторождений высоковязкой нефти можно более быстро определить по добывающим скважинам коэффициент продуктивности по нефти, начало и рост обводнения и обводненные нефтяные пласты и слои.

3.5. О ПРИМЕНЕНИИ ХИМИЧЕСКОГО РЕАГЕНТА ПОЛИСИЛ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Экспериментально установлено, что применение химического реагента полисил в нагнетательных скважинах дополнительно увеличивает их коэффициент приемистости в v раз, конкретно в 2-3 раза.

Где применение реагента полисил особенно необходимо и каковы все последствия этого применения?

В Западной Сибири имеются нефтяные месторождения с нефтяными пластами пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, которые обладают повышенной зональной и послойной неоднородностью по проницаемости, пониженной начальной нефтенасыщенностью и соответственно пониженным коэффициентом вытеснения, содержат нефть пониженной вязкости, близкой к вязкости воды. На таких нефтяных месторождениях подвижность закачиваемой воды бывает близка и ниже подвижности пластовой нефти. При этом для увеличения начального максимального (амплитудного) дебита нефти эксплуатационного объекта требуется увеличение доли нагнетательных скважин в общем числе скважин. Но вместо увеличения доли и числа нагнетательных скважин можно применить химический реагент полисил и увеличить коэффициент приемистости.

Рассматривать эту проблему будем на примере конкретного нефтяного месторождения, у которого: средний коэффициент продуктивности скважины равен п_ср = 0,3 т/(сут-ат), эксплуатационный горизонт (пласт) состоит из трех обособленных нефтяных слоев, зональная неоднородность отдельного слоя по продуктивности (проницаемости) равна ^с = 1,5, соответственно зональная неоднородность по продуктивности в целом объекта (пласта) равна V² _ — _ 131 _ 0,5, вязкость нефти в пластовых условиях равна ц_н = 1 сПз, вязкость воды равна ^_а = 0,5 сПз, коэффициент вытеснения нефти закачиваемой водой равен К₂ = = 0,5, соответственно соотношение подвижностей воды и нефти в пластовых условиях равно

И, =Ьн • K1⁵ = —-0,5¹'⁵ = 0,707.

Иа 0,5

Эксплуатационный объект залегает на глубине 2500 м. Первоначальное пластовое давление равно Р_пл0 = 250 ат, давление насыщения нефти газом равно Р_нас = 100 ат. Забойное давление нагнетательных скважин равно 500 ат. С учетом потери давления на трение давление на устье нагнетательных скважин несколько больше 250 ат. С учетом давления насыщения забойное давление добывающих скважин равно е _сэ = 100 ат.

Влияние зональной неоднородности слоев на снижение проницаемости для фильтрационного потока отражает следующий понижающий коэффициент:

1 =-¹-=-¹-= 0,592.

1 + 2,3-0,2V² 1+ 23 02-1,5 ’

Средний амплитудный дебит нефти на одну скважину проектной сетки определяется по следующей формуле:

Я¹ = Пср ^{- (Р}сн ^-
Рсэ) • Ф •¹

где ф - функция относительной производительности скважины

Ф =

1 1 1 + m

И, m

m - соотношение добывающих и нагнетательных скважин, причем все добывающие скважины расположены на первых орбитах относительно нагнетательных.

Если же на первых орбитах расположена только часть добывающих скважин и соотношение этих добывающих и нагнетательных скважин равно m₁, т.е. это соотношение меньше общего соотношения m₁ < m, то функция относительной производительности скважины имеет следующий вид:

Ф =

Смысл этой формулы: пока работают скважины первой орбиты, скважины второй и последующих орбит практически не влияют на общее фильтрационное сопротивление и на общий дебит жидкости.

По приведенным формулам при принятых исходных данных для различных значений m - соотношения добывающих и нагнетательных скважин определим амплитудный дебит нефти проектной скважины

qj = 0,3 • (500 - 100) -ф- 0,592;

1 1

Но если по нагнетательным скважинам применяется химический реагент полисил и средний коэффициент приемистости увеличивается в v = 2 раза, то функция относительной производительности скважины и амплитудный дебит нефти проектной скважины будут

1 1 1 1

А если средний коэффициент приемистости нагнетательной скважины увеличивается в v = 3 раза, то функция относительной производительности скважины и амплитудный дебит нефти проектной скважины будут

По представленным результатам видно, что увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = 2 раза приводит к увеличению амплитудного дебита нефти и темпа отбора запасов нефти в 1,4—1,8 раза, а увеличение коэффициента приемистости в v = 3 раза приводит к увеличению дебита и темпа отбора запасов нефти в 1,6-2,4 раза.

По представленным результатам также видна тенденция к увеличению соотношения добывающих и нагнетательных скважин: при увеличении коэффициента приемистости в v = = 3 раза амплитудный дебит нефти достигает максимума при увеличении соотношения с m = 1 до m = 2.

Если вместе с применением химического реагента полисил и увеличением коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = 2 раза уменьшить долю нагнетательных вдвое, т.е. от соотношения добывающих и нагнетательных m = 1 перейти к соотношению m = 3, то амплитудный дебит увеличится 17,06 .

в - = 1,16 раза и уменьшится неравномерность вытеснения

нефти закачиваемой водой. Последнее обстоятельство связано с уменьшением доли стягивающих добывающих скважин с

2 2 2 2

: 1 до - — - = 0,5.

1 + m 1 + 1 1 + m 1 + 3

Расчет величины V² - результирующей неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой в типичную среднюю добывающую скважину на рассматриваемом объекте выполняется по следующей формуле:

(V²+1)—(V²+1) • (V₂²+1) • (V₃²+1) •—+(V²+1) •⁽1 ——1 —

1 + m * 1 + m_— У2+1 •_{1 ь} У2+1 • •⁽_1- 2 |

V² ’ V² 1+ m V² + 1+ mJ

^изс +1 ^из +1 ^изс +1 ^v '

п_с 4 п_с

Для конкретных условий рассматриваемого нефтяного месторождения эта формула принимает следующий конкретный вид:

1 + m

Кроме этой формулы необходимы: формула К₃ - коэффициента использования подвижных запасов нефти (суммарного отбора нефти в долях подвижных запасов) и формула F -суммарного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти, которые имеют следующий вид:

Кз = Кзн + (Кзк - Кз_Н)- А;

₁

F = Кзн + (Кзк - Кзн)' ln -,

1 - A

где К_зн =- ; К_зк =- ; А - расчетная предельная

1,2 + 4,2 V 0,95 + 0,25 V

доля агента (воды) в дебите жидкости добывающей скважины, в данном случае (при = 0,707 и коэффициенте различия физических свойств нефти и вытесняющего агента ц₀г 1) это весовая предельная доля агента (воды).

По приведенным формулам для различных значений m были сделаны расчеты величин V², К_зн, К_зк, -^^, К₃ и F при

^Кзк

А = 0,95 (табл. 3.15).

3.15

m	V²	Кзн	Кзк	Кзн Кзк	При А	= 0,95
m	V²	Кзн	Кзк	Кзн Кзк	К3	F
1	1,444	0,138	0,763	0,181	0,732	2,010
2	1,185	0,162	0,802	0,202	0,770	2,079
3	1,056	0,177	0,824	0,215	0,792	2,115
4	0,978	0,188	0,837	0,225	0,805	2,132
5	0,926	0,196	0,846	0,232	0,814	2,143

Как видно, при m = 3 и v = 2 по сравнению с m = 1 и v =

0,792

= 1 конечная нефтеотдача пластов становится выше в - =

0,732

= 1,082 г 1,08 раза.

Таким образом в конкретных условиях рассматриваемого нефтяного месторождения применение химического реагента полисил позволяет перейти от 5-точечной схемы площадного заводнения к обращенной 9-точечной схеме, при этом увели-

чить амплитудный дебит проектных скважин в 1,16 раза и извлекаемые запасы нефти в 1,08 раза.

Наверное, для иллюстрации эффективности применения химического реагента полисил целесообразно сравнить два варианта разработки эксплуатационного объекта: 1-й вариант -без применения, 2-й вариант с применением. В обоих вариантах 100 проектных скважин. В 1-м варианте годовой амплитудный дебит равен 14,7 —— -100-330 -^сут = 485100 — =

сут год год

= 485,1 ~~^тыс' ^т~~ = 0,485 ~~^млн' ^т~~ , здесь 330 - число дней работы

год год

скважины в году; во 2-м варианте годовой амплитудный дебит

равен 17,06-100-330 = 562 980 — = 562,98 = 0,563 ^??-2.

год год год

По 1-му варианту начальные извлекаемые запасы нефти равны 10 млн. т, по 2-му варианту - 10,8 млн. т. По 1-му варианту начальные извлекаемые запасы жидкости равны 20,1 млн. т, по

2-му варианту - 21,15 млн. т. Динамика добычи нефти и жидкости в течение первых 10 лет по 1-му и 2-му вариантам представлена в табл. 3.16.

За 10 лет разработки рассматриваемого эксплуатационного объекта по варианту с применением химического реагента полисил добыча нефти увеличивается в ~~3,842~~ = 1,142 раза, или

й-Ш~Ф 3.16

Эффективность применения полисила.

Сравнение i-го и 2-го вариантов разработки эксплуатационного объекта. Динамика добычи нефти и жидкости

Годы	1-	й вариант		2	-й вариант		Прирост дебита нефти, млн. т/год
Годы	Дебит нефти, млн. т/год	Дебит жидкости, млн. т/год	Обвод нен ность, ^%	Дебит нефти, млн. т/год	Дебит жидкости, млн. т/год	Обвод нен ность, ^%	Прирост дебита нефти, млн. т/год
1	0,473	0,479	1,3	0,549	0,556	1,3	0,076
2	0,451	0,468	3,6	0,521	0,541	3,7	0,070
3	0,430	0,457	5,8	0,494	0,528	6,2	0,064
4	0,409	0,446	8,2	0,469	0,513	8,6	0,060
5	0,390	0,435	10,4	0,445	0,499	10,9	0,055
6	0,371	0,425	12,6	0,423	0,486	13,0	0,052
7	0,354	0,415	14,6	0,401	0,474	15,3	0,047
8	0,337	0,405	16,7	0,381	0,461	17,4	0,044
9	0,321	0,395	18,7	0,361	0,449	19,6	0,040
10	0,306	0,386	20,7	0,343	0,437	21,5	0,037
Сумма	3,842	4,311		4,387	4,944		0,545

на 0,545 млн. т = 545 тыс. т. При этом отбор попутной воды

4,944- 4,387 0,557 , ,_в„ _Qo

увеличивается в —---= —-= 1,188 раза, или на 88 тыс. т.

^J 4,311-3,842 0,469 ^

При цене 1 т добытой нефти для нефтедобывающего предприятия в 100 $ экономический эффект от применения химического реагента полисил за 10 лет составил 100-0,545 = = 54,5 млн. $.

3.6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИЗОЛЯЦИИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ СЛОЕВ И ПЛАСТОВ ХИМИЧЕСКИМ РЕАГЕНТОМ

Наши специалисты для изоляции обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов создали химический реагент, который по своим свойствам превосходит аналогичный импортный.

Этот реагент обладает высокой начальной подвижностью, близкой к подвижности воды, и соответственно высокой проникающей способностью. После застывания реагент обеспечивает прочную и герметичную изоляцию. Реагент не обладает избирательностью действия и одинаково прочно изолирует как водонасыщенные, так и нефтенасыщенные толщины пластов. Такая неизбирательность действия вовсе не является недостатком реагента, напротив, является его достоинством.

Поясним на примере.

При разных физических свойствах нефти (разной подвижности и плотности), т.е. при разных значения ц₀ - коэффи

циента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, но при одной и той же расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов, количественно характеризуемой квадратом коэффициента вариации, равным V² = 0,333, при весовой предельной обводненности дебита жидкости добывающей скважины, равной А₂ = 0,95, т.е. в самый последний момент работы этой скважины, величина Y - доли еще не обводненной эффективной толщины эксплуатируемых нефтяных пластов, обладающей первоначальной нефтенасыщенностью, отнюдь не равна нулю или 0,05 с учетом (1 - А₂) = 0,05, она гораздо выше; получаются разные значения А - расчетной предельной доли агента и соответственно (см. табл. 9 [9]) разные значения Y:

При избирательном действии реагента, т.е. при изоляции только в пределах (1 - Y) - доли обводненной толщины нефтяных пластов, в пределах Y - доли необводненной толщины нефтяных пластов с первоначальной нефтенасыщенностью вообще не было бы изоляции и вскоре не было бы изоляции всего эксплуатационного объекта. Как это происходит, схематично показано на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Схема обводнения:

t - до проведения изоляции; b - сразу после проведения изоляции; с - вскоре после проведения изоляции; 1 - вода; 2 - нефть; 3 - непроницаемые

прослои; 4 - изоляция

Видно, что в монолитном слое (пласте) вскоре после проведения изоляции вода обойдет преграду и в прежней пропорции будет поступать в скважину, только уменьшится дебит нефти. Защитой от воды может быть только полная изоляция слоя (пласта) от одного разделяющего непроницаемого прослоя до другого такого прослоя.

Далее по методике проектирования разработки нефтяных месторождений [8, 9] для типичных элементов нефтяных залежей были сделаны расчеты характеристики использования подвижных запасов нефти: в зависимости от А₂ - весовой предельной доли вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины и от ц₀ - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента были определены значения А - расчетной п редельной доли агента; в зависимости от V² - расчетной послойной неоднородности эксплуатационного объекта и А - расчетной предельной доли агента были определены значения К₃ - коэффициента (доли) использования подвижных запасов нефти и F - расчетного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти; затем с учетом ц₀ -коэффициента различия физических свойств нефти и агента от значений F - расчетных относительных отборов жидкости перешли к значениям F₂ - весовых относительных отборов жидкости в долях подвижных запасов нефти, затем определили К²- - соотношение весовых суммарных отборов жидкости и

нефти. При этом неравномерность вытеснения нефти агентом в пределах слоя (пласта) была задана квадратом коэффициента вариации V² = 0,333. Были рассмотрены три варианта, различные по величине V² - расчетной послойной неоднородности. В первом из них все слои (пласты) одинаковы по средней проницаемости и поэтому в целом у трех слоев (пластов) такая же расчетная послойная неоднородность, как у отдельного слоя, равная V² = 0,333. Во втором варианте соотношение средних проницаемостей слоев (пластов) следующее: 1:2:4; и поэтому в целом у трех слоев (пластов) расчетная послойная неоднородность равна V² = 0,714. В третьем варианте соотношение средних проницаемостей слоев (пластов) следующее: 1:3:9; и поэтому в целом у трех слоев (пластов) расчетная послойная неоднородность равна V² = 1,782.

Результаты проведенных расчетов представлены в табл. 3.17.

Благодаря изоляции обводненных нефтяных слоев (пластов),

Характеристика извлечения подвижных запасов нефти при различной весовой предельной обводненности добывающих скважин, различных физических свойствах нефти (коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды |i₀) и различном соотношении проницаемостей трех слоев (пластов)

Пока

Все три слоя (пласта) одинаковы по производительности и средней проницаемости V² - 0,333

Все три слоя (пласта) одинаковы ны по средней

по производительности, но различ-проницаемости

зате

ль

Соотношение проницаемостей: 1:2:4 V⁰ - 0,714

Соотношение проницаемостей: 1:3:9 V² - 1,782

100

0,98

0,95

0,90

0,980

0,950

0,900

0,942

0,864

0,750

0,831

0,655

0,474

0,620

0,388

0,231

0,3129

0,160

0,0133

0,980

0,950

0,900

0,942

0,864

0,750

0,831

0,655

0,474

0,620

0,388

0,231

0,329

0,160

0,083

0,980

0,950

0,900

0,942

0,8(54

0,750

0,831

0,655

0,474

0,620

0,388

0,231

0,329

0,160

0,083

0,98

0,95

0,90

0,956

0,939

0,910

0,934

0,889

0,882

0,869

0,767

0,661

0,746

0,611

0,520

0,577

0,478

0,433

0,873

0,854

0,821

0,848

0,798

0,724

0,776

0,662

0,545

0,640

0,489

0,388

0,451

0,342

0,292

0,705

0,687

0,657

0,682

0,635

0,567

0,615

0,509

0,400

0,488

0,349

0,254

0,313

0,211

0,165

0,98

0,95

0,90

2,666

2,132

1,727

2,045

1,548

1,193

1,421

1,005

0,760

0,949

0,671

0,538

0,618

0,487

0,436

2,773

2,179

1,730

2,083

1,531

1,136

1,390

0,928

0,654

0,865

0,556

0,408

0,497

0,351

0,294

2,470

1,918

1,501

1,829

1,316

0,950

1,185

0,756

0,502

0,697

0,411

0,273

0,355

0,220

0,167

0,98

0,95

0,90

2,666

2,132

1,727

4,267

2,867

1,935

6,390

3,153

1,643

6,826

2,413

1,073

4,657

1,315

0,646

2,773

2,176

1,730

4,553

2,997

1,960

6,910

3,322

1,635

7,930

2,499

0,988

5,051

1,242

0,492

2,470

1,918

1,501

4,123

2,667

1,716

6,315

2,973

1,414

9,314

2,209

0,826

4,526

1,075

0,385

0,98

0,95

0,90

Кз

2,789

2,271

1,898

4,567

3,226

2,353

7,349 4, 111 2,485

9,144

3,948

2,066

8,074

2,750

1,491

3,176

2,548

2,107

5,369

3,756

2,707

8,912

5,618

3,000

11,500

5,110

2,550

11,200

3,630

1,680

3,504

2,793

2,286

6,045

4,216

3,029

10,264

5,837

3,533

23,266

6,338

3,251

14,459

5,089

2,331

0,98

0,95

0,90

v- КЗ

^V Кз

1,095

1,100

1,108

1,101

1,114

1,135

1,120

1,159

1,213

1,166

1,249

1,340

1,279

1,398

1,483

1,356

1,367

1,385

1,370

1,400

1,450

1,413

1,507

1,653

1,529

1,751

2,047

1,843

2,265

2,624

достигших заданной предельной обводненности, второй и третий варианты по своим интегральным показателям переходят (превращаются) в первый вариант.

Суммарный отбор жидкости сильно зависит от ц₀ - коэффициента различия физических свойств нефти и агента, но несильно зависит от V² - общей расчетной послойной неоднородности.

Суммарный отбор нефти также зависит от ц₀ - коэффициента различия физических свойств нефти и агента, но также сильно зависит от V² - расчетной послойной неоднородности. Поэтому в табл. 3.17 приведены значения v - относительного уменьшения суммарного отбора нефти при увеличении от V² -расчетной послойной неоднородности, но при прочих равных условиях.

При переходе от второго и третьего вариантов к первому варианту этот коэффициент показывает увеличение суммарного отбора нефти.

Видно, что переход от третьего варианта к первому варианту (от V² = 1,782 к V² = 0,333) увеличивает суммарный отбор нефти: при средней и повышенной вязкости нефти (ц₀ от 1 до 10) в 1,4-1,6 раза, при высокой, сверхвысокой и ультравысо-кой вязкости (ц₀ от 30 до 100) в 1,6-2,6 раза. Рассмотренные здесь варианты эксплуатационных объектов являются естественными, созданными природой. Для определения эффективности изоляции в чистом виде будем считать эти эксплуатационные объекты одинаковыми по всему другому (по начальному максимальному дебиту нефти и начальным подвижным запасам нефти), кроме межслойной (межпластовой) неоднородности по проницаемости. Поочередная изоляция более проницаемых слоев (пластов) не уменьшает начальный максимальный (амплитудный) дебит, только уменьшает попутный отбор вытесняющего агента, холостую прокачку вытесняющего агента, продлевает отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу пластов.

Далее обратимся к ситуации с искусственно созданными объектами, когда из нескольких пластов (конкретно, из трех) был образован общий эксплуатационный объект. При решении вопроса об образовании из нескольких нефтяных пластов одного общего эксплуатационного объекта должен быть применен наш критерий рациональности [2]. Важно отметить, что при объединении пластов число самостоятельных сеток скважин и соответственно общее число скважин уменьшаются в несколько раз.

Коротко, суть этого критерия рациональности состоит в том, что объединение нескольких нефтяных пластов считается целесообразным, если при обязательном отборе заданных (утвержденных) извлекаемых запасов нефти происходит увеличение среднего дебита нефти на проектную скважину, который представляет собой произведение начального максимального (амплитудного) дебита и средней доли нефти в суммарном отборе жидкости. При объединении нескольких нефтяных пластов обычно увеличивается их общая неравномерность вытеснения нефти - увеличивается величина V² - расчетной послойной неоднородности по проницаемости (в первом варианте не увеличивается, а во втором и третьем вариантах увеличивается). Соответственно уменьшается средняя доля нефти в расчетном суммарном отборе жидкости

(1 - А_Ср) = e-^aV2,

где а = (1,25-К₃)⁴ при условии, что К₃ - заданный коэффициент использования подвижных запасов нефти равен или больше 0,7 и равен или меньше 0,9.

Если нефтяные пласты не отличаются или мало отличаются по величине репрессии и депрессии, то критерий рациональности принимает следующий вид: ln>a-(V,²,- V.²), где -

n. n.

соотношение числа нефтяных пластов - соотношение амплитудных дебитов по двум уравниваемым вариантам, V.². и V.² -значения общей расчетной послойной неоднородности по тем же вариантам. Если выполняется условие критерия рациональности, то принимается вариант с числом нефтяных пластов п...

По данному критерию рациональности при

К₃..............0,7 0,8 0,9

а................0,586 1,000 1,602

второй вариант объединения трех пластов

ln3 = 1,099 > а-(0,714 - 0,333) = а-0,381 во всех рассмотренных случаях является рациональным

1.099 > 0,586-0,381 = 0,223;

1.099 > 1,000-0,381 = 0,381;

1.099 > 1,602-0,381 = 0,610, тогда как третий вариант объединения трех пластов

во многих рассмотренных случаях не является рациональным и не был бы рекомендован

1.099 > 0,586-1,449 = 0,849;

1.099 < 1,000-1,449 = 1,449;

1.099 < 1,602-1,449 = 2,322.

Однако благодаря созданному химическому реагенту и появившейся возможности качественной изоляции обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов даже в условиях третьего варианта с очень высокой межслойной (межпластовой) неоднородностью по проницаемости (различие по средней проницаемости в 3-9 раз) возможно объединение пластов в один общий эксплуатационный объект и соответственно значительное уменьшение общего числа проектных скважин (конкретно в третьем варианте в 3 раза).

Если учесть, что экономические затраты на химический реагент и проведение ремонтно-изоляционных работ по скважинам минимальные, составляют всего единицы процентов стоимости самой скважины, то ясно, что изоляцию обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов надо осуществлять в больших масштабах, почти повсеместно, по всем скважинам, где возникает в этом необходимость. Но для этого надо уметь безошибочно выделять обводненные обособленные нефтяные слои и пласты, определять их индивидуальные дебиты жидкости и обводненности.

Таким образом, здесь была показана высокая технологическая (а потому и экономическая) эффективность изоляции обособленных нефтяных слоев и пластов, в первую очередь достигших индивидуальной предельно высокой обводненности, чтобы продолжать успешную эксплуатацию остальных менее обводненных и необводненных нефтяных слоев и пластов. Такую изоляцию можно осуществлять в больших масштабах почти по всем скважинам, эксплуатирующим много нефтяных слоев и пластов. Это расширяет пределы эффективного применения многопластовых скважин.

^ЛЭг е ё д e Qo еАё o Of e Q

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН

3.1. Ea NeAQa а o Оё a a О e e i Oe a Q ё a QAU &д О

eea Aie Од а а Аё a e Qo 1 ё^Qё a e Q.

e ё e АОд дe ё fa QoAeeA д Аё e ё д e Ee e Ae e iNe вАд a u

eea eAaa a o д o 1 ё e e ё e AA1 Aie Од a u

Качество промывочной жидкости влияет на загрязнение при-скважинной зоны пласта при вскрытии его бурением, на устойчивость стенок скважины, промывку забоя и работу бурильной колонны. Так, при достаточно большой длине ствола увеличение нагрузки на долото от трения промывочной жидкости о стенки бурильной колонны может достигать нескольких десятков килоньютонов. При высокой вязкости жидкости заметным становится и влияние ее на потери мощности на вращение бурильной колонны.

Ось колонны труб почти по всей длине смещена относительно оси скважины. В результате у нижней стенки ствола скважины может образоваться застойная зона (отсутствие течения жидкости). Размеры этой зоны, по периметру кольцевого пространства, при бурении сильно наклонного или горизонтального участка ствола будут зависеть от расхода промывочной жидкости. Следовательно, от расхода будет зависеть и степень опасности прихвата колонны.

При бурении многошарошечными долотами в целях улучшения промывки забоя вместо одной или двух гидромониторных насадок долота иногда устанавливают заглушки. Возникающее при этом асимметричное воздействие реактивных струй пото-

ка, например, на поперечные колебания нижней части бурильного инструмента до настоящего времени не оценено.

Эти и некоторые другие факторы непосредственно влияют на скорость и стоимость проводки скважин и вызывают необходимость проведения анализа влияния свойств промывочных жидкостей и режимов их течения в трубах и заколонном пространстве на гидромеханику системы скважина - бурильная колонна и, следовательно, на процесс бурения.

В связи с этим рассмотрим гидравлические потери, МПа, при течении жидкости в трубах и кольцевом пространстве (гидравлический радиус, м, потока соответственно 6 = d/4 и

6 = ^Д~~^скв~~—^D) при бурении с использованием технической воды

и вязкопластичных жидкостей, к которым относится, например, большая часть глинистых растворов:

Ар = 10^-6XLv²p/(86), (3.1)

где L - длина канала, м; X - коэффициент гидравлического сопротивления; р - плотность жидкости, кг/м; v = Q/F -скорость потока, м/с; Q - расход жидкости; F - площадь поперечного сечения потока, м ; D - диаметр скважины, м; D и d - наружный и внутренний диаметры рассматриваемого участка колонны, м.

Гидравлические потери при течении промывочной жидкости в колонне труб или в кольцевом пространстве зависят от числа Рейнольдса и находятся из известных выражений: для ньютоновских жидкостей

Re = 46v/v = 46vp/^ < Re_K_p; (3.2)

для вязкопластичных жидкостей

Re = Re* = 46pv(^_p[l + x₀46/(6v^_p]}^-¹, (3.3)

где ^, v, - динамическая (абсолютная), кинематическая и

пластическая вязкость соответственно; т₀ - статическое напряжение сдвига.

Коэффициент гидравлического сопротивления X при определении потерь давления для практических расчетов рассматривается как независящий от шероховатости стенок труб. В этом случае значения X можно определять по одной из формул, представленных в табл. 3.1 [28]. В таблице дополнительно к ранее принятым обозначениям введены следующие: s -длина одной трубы; ^ - коэффициент местного гидравлического сопротивления.

Гидравлические потери в системе колонна — боковой ствол

Потери давления, параметры	Потери давления Ар на единицу труб, МПа	Жидкость	Режим течения, число Рейнольдса	Коэффициент гидравлического сопротивления X
Линейные в трубах: S = d/4; v = 4Q/(nd²); A = B = C = 1	Ар = A, L v²p/(8S)	Ньютоновская, Re = = 4S р v/ц	Ламинарный, Re < < 2100+2320	X = A 64/Re
		Ньютоновская, Re = = 4S р v/ц	Турбулентный, Re = = 2500+7000	X = 0,3164/Re^-0'²⁵ С*
		Вязкопластичная, Re ^ Re* = 4S р v{r\| [ 1 + + То 4S/(6v ^)]} , Bi = 4S То/(л_р v)	Ламинарный, Re* < < 2100+2320	X - 64 A/Re + + 32Bi B/(3Re); Re = = 4S p v/цp, Bi = = 4S То/v^p
			Турбулентный, Re* > > 2100	X = 0,0032 + + 0,221/Re^0,237**
Линейные в кольцевом пространстве: S = (D - d)/4; ^v = ^{4Q /(}n^D_c²_KB - -nD ²); A = 1,5; B = 36/32; C = 0,3385/0,3164		Ньютоновская, Re = = 4S р v/ц	Ламинарный, Re < < 1600+2100	X = 64 A/Re
		Ньютоновская, Re = = 4S р v/ц	Турбулентный, Re > > 1600+2100	X = 0,3164/Re^-0,25 C*
		Вязкопластичная, Re ^ Re* = 4S р v{r\| [ 1 + + То 4S/(6v ^„)]} , Bi = 4Ъ%о/(ц_р v)	Ламинарный, Re* < < 1600+2100	X - 64 A/Re + + 32Bi B/(3Re);
			Турбулентный, Re* > > 2800	X = 0,0032 + + 0,221/Re^0,237**

В замках, внутри труб: с навинченными замками с приварными замками	Ар = a₅Q²; а₅ = = 8^ р/(я²й⁴ s)	-	р = 1 - d q/ d ²	1 = 0,14 + 1,2р; 1 = 0,07 + р
В замках, в кольцевом пространстве, L = = 1000 м	Ар = ^pv² L/(2 s)			1 = (1, 4 ₊ 1, 6)[(D_c²_kb --D²)(D_c²_kb - D3²) - l]²
В забойном двигателе	^Д^рзд = ^^ртабл P^Qзд ^х ^xPтабл^Qтабл	—	-	-
На насадках долота * Формула Блазиу ** Формула Никура	^АРн = р^н^/(2 ^ = = р Q^ /(2 и н^ Fg) са. дзе.

Анализ гидравлических потерь проведем для случаев бурения БС из 146-мм и 168-мм обсадных колонн.

Пример 1. Определить гидравлические потери давления (условно приведенные к 1000 м длины) в системе бурильная колонна - скважина с боковым стволом.

И с х о д н ы е д а н н ы е: основной ствол скважины обсажен 146х7,7-мм обсадной колонной (внутренний диаметр D_a(. = = 130,6 мм); диаметр бокового ствола Dg^ = 123,8 мм; конструкция бурильной колонны - долото, винтовой двигатель, УБТ 104,8/50,3 длиной L = 18 м, бурильные трубы ТБПВ 73х7 (внутренний диаметр d = 59 мм) с замками ЗПН-105; промывочная жидкость - вязкопластичный (глинистый или др.) раствор с параметрами: р = 1200 кг/м³; ^ = 0,014 Па-с; т₀ = 2 Па. Потери рассчитать при давлении на стояке 10 МПа и расходах промывочной жидкости Q, составляющих 6, 8, 10 и

12 л/с.

Р е ш е н и е.

1. Находим гидравлический радиус потока в колонне труб 73х7:

6 = d/4 = 59-10^-3/4 = 0,01475 м.

Аналогично находим и гидравлические радиусы потока в кольцевом пространстве:

в зоне обсадной колонны

6 = (130,6 - 73)10^-3/4 = 0,01444 м;

в зоне БС 6 = (123,8 - 73)10^-3/4 = 0,0127 м.

2. По формуле v = 10 Q/F, где Q - расход, л/с; F -площадь поперечного сечения потока в рассматриваемом сечении в колонне или в кольцевом пространстве, см², определяем скорости потока промывочной жидкости, которые заносим в табл. 3.2.

3. Для вязкопластичной жидкости (см. табл. 3.1) определяем число Рейнольдса в колонне труб при расходе Q = 6 л/с:

Re = 46 р v|^[l + т₀ 4S/(6v л_р)])^-1 = 4-0,01475-1400-2,19х

х{0,014[1 + 2-4-0,01475/(6-2,19-0,014)]}^-1 = 7872.

Критерий Бингама (см. табл. 3.1)

Bi = 46 T₀/(^_p v) = 4-0,01475-2/0,014 = 8,43.

Аналогично определяем значения числа Рейнольдса и критерия Бингама при других расходах, а также для кольцевого пространства. Заносим их в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Гидравлические потери в трубах и в кольцевом пространстве при бурении БС, МПа

Потери давления

Параметр

Расход промывочной жидкости, л/с

6 I 8 10 | 12

Технич

Линейные в трубах, L = = 1000 м

еская вода (^ =

v, м/с Re X

Др, МПа

1-10 ³ г

2 19 129 000 0,0167 0,68

'а-с)

2,93 173 000 0,0155 1,13

3.66 216 000 0,0147

1.67

4,39 259 000 0,0140 2,29

Линейные в 123,8-мм скважине, L = 1000 м

v, м/с Re X

Др, МПа

0,76 38 600 0,0226 0,128

1,02 51 800 0,0210 0,206

1,27 64 500 0,0199 0,315

1,53 77 700 0,0190 0,437

Линейные в 146х9-мм обсадной колонне, L = 1000 м

Вязкопластичная жидкое?

Линейные в трубах, L = = 1000 м

v, м/с Re X

Др, МПа

пь (^ = 14*10 ³

v, м/с Re Bi X

Др, МПа

0,69 38 000 0,0227 0,100

Па-с; т₀

2,19

6747

8,43

0,0305

1,49

0,92 50 600 0,0210 0,162

= 2 Па; р

2,93 10 015 8,43 0,0281 2,45

1,15 63 300 0,0199 0,240

= 1200 к

3,66 13 375 8,43 0,0265 3,60

1.38 75 900 0,0190 0,330

г/м³)

4.39 16 820

8,43

0,0252

4,94

Линейные в 123,8-мм скважине, L = 1000 м

v, м/с Re Bi X

Др, МПа

0,76

1277

7,26

0,143

0,978

1,02

2030

7,26

0,090

1,110

1,27

2832

7,26

0,037

0,701

1,53

3720

7,26

0,035

0,959

Линейные в 146x7,7-мм обсадной колонне, L = 1000 м

v, м/с Re Bi X

Др, МПа

0,65

1032

8,23

0,189

0,832

0,87

1667

8,23

0,117

0,922

1,09

2383

8,23

>0,038

>0,470

1,30

3123

8,23

0,036

0,634

В замках, в кольцевом пространстве, L = 1000 м (s* = = 9 м):

в 123,8-мм БС

в 146х7,7-мм колонне

Др, МПа Др, МПа

2,8

0,108

1,3

0,037

2,8

0,194

1,3

0,066

2,8

0,301

1,3

0,103

2,8

0,437

1,3

0,146

Другие потери В кольцевом пространстве 123,8-мм скважины, 6 = = 4,75 мм; УБТ 104,8/50,3, L = 18 м

v, м/с Re*

Др, МПа

1,76

1185

2866

1,54

0,0334

0,059

2,36

1868

3843

1,15

0,0312

0,099

2,93

2577

4772

0,93

0,0298

0,145

3,54

3382

5765

0,77

0,0286

0,204

Потери давления	Параметр	Расход промывочной жидкости, л/с
Потери давления	Параметр	6	8	10	12
Суммарные потери	2Ар, МПа	3,50	4,84	5,32	7,32
На гидромониторных насадках диаметром й_н	й_н = 12 мм v, м/с Ар, МПа й_н = 16 мм v, м/с Ар, МПа	53 2,1 30 0,68	71 3,8 40 1,21	88 5,9 50 1,89	106 8,5 60 2,72
В двигателе: Д1-105 Д-108 Д-110 'При длине одной труб! жаются на коэффициент "При Q = 4 л/с.	Ар, МПа Ар, МПа Ар, МПа >15 = 12 м ирг = 0,75.	7.5 3.5 3** шеденны	е потери	11,0 давлен!	5.5 7.5 1Я умно-

4. Коэффициент гидравлического сопротивления при Re >

> 2100 определяем по упрощенному виду формулы Никурадзе:

X * 0,0032 + 0,221 е^0,2371п6747 = 0,0305.

Для ламинарных режимов в кольцевом пространстве

X * [64-1,5 + 32(36/32)7,26/3]/1277 = 0,143.

Полученные для различных расходов значения X заносим в табл. 3.2.

5. Потери давления, условно отнесенные к 1000 м длины колонны,

Ар = 0,0305-1000-2,19²-1200/(8-0,01475) = 1,49 МПа.

Значения потерь давления в трубах, полученные при других расходах, и в кольцевом пространстве также заносим в табл. 3.2.

6. Для труб с приварными замками местный коэффициент потерь давления в кольцевом пространстве 123,8-мм скважины при длине одной трубы l = 9 м, условно приведенный к длине скважины L = 1000 м, составляет (см. табл. 3.1):

I = (1,4+1,6)[(123,8² - 73²)(123,8² - 105²)"¹ - I]² = 2,45+2,81.

Принимаем для открытого ствола (из-за возможного влияния глинистой корки) | = 2,8.

Аналогично для кольцевого пространства в 146x7,7-мм обсадной колонне | = 1,25+1,43. Принимаем | = 1,3.

7. Потери давления в кольцевом пространстве в зоне замковых соединений при длине бурильных труб 5 = 9 м, условно приведенные к длине участка скважины L = 1000 м, равны (значения скорости v соответствуют приведенным для гладкой части труб):

^аР₁₂з,8 = 2,8-12 00-0,76²-1000/(2-9) = 0,108-10⁶ Па = 0,108 МП,

а в 146х7,7-мм обсадной колонне Ар_ок = 0,037 МПа. Полученные для других расходов значения гидравлических потерь заносим в табл. 3.2.

8. Потери давления в гидромониторной насадке диаметром d_н, предназначенной для улучшения условий промывки забоя,

Ар = a р v² = 0,00063-1,200-53² = 2,1 МПа.

Результаты растворов для других режимов также представлены в табл. 3.2.

В табл. 3.2 представлен пример результатов расчета гидравлических потерь в трубах и заколонном пространстве для условий бурения 123,8-мм боковых стволов (забуривание ствола из 146х7,7-мм эксплуатационной колонны; бурильные трубы ТБПН 73x7 с замками ЗПН-105) с вязко пластичной (большая часть глинистых и цементных растворов) промывочной жидкостью с ^ = 14-10 ³ Па-с и т₀ = 2 Па. Для сравнения в верхней части таблицы приведены аналогичные потери при бурении с использованием технической воды (ц = 1-10 Па-с).

Приведенные в табл. 3.2 результаты расчета показывают, что гидравлическая мощность насосных агрегатов, используемых (в отечественной промысловой практике) для бурения забойными двигателями бокового ствола, часто не удовлетворяет условиям форсированных режимов проводки скважин, т.е. не всегда соответствует применяемому бурильному инструменту и имеющейся механической мощности наземного оборудования.

Для сравнения рассмотрим условия проводки БС из 168-мм основного ствола скважины.

Пример 2. Рассчитать гидравлические потери в боковом стволе.

И с х о д н ы е данны е (скв. 1002 Хазарской площади): глубина скважины 3210 м; длина обсаженной части ствола 2839 м.

Основной ствол скважины обсажен 168,3х8,9-мм обсадной колонной (внутренний диаметр Д_ос = 150,5 мм); диаметр бокового ствола -О_бос = 144,0 мм; конструкция бурильной колонны -долото, винтовой двигатель Д2-127, трубы бурильные ТБПН

89x9,35 (внутренний диаметр d = 70,3 мм) с замками ЗПН-120 (резьба З-102); промывочная жидкость - раствор с параметрами р = 1030 кг/м¹⁰; ^ = 0,010 Па-с; т₀ = 18 Па; СНС_1/10 =

= 1,7/2,3 Па; поверхностное натяжение о = 6,34 мН/м; показатель фильтрации (при Ар = 3,5 МПа и t = 85 °С) Ф = = 11 см /30 мин. Потери рассчитать при максимально допустимом (исходя из параметров телеметрической системы) расходе Q = 10 л/с. Буровая установка БУ-2500, насосы НБТ-600 - 2 комплекта.

Р е ш е н и е.

1. Находим для колонны труб 89x9,35 гидравлический радиус потока 6 = d/4 = 70,30 ³/4 = 0,0176 м; площадь поперечного сечения F = 38,8 см . Аналогично находим параметры потока в кольцевом пространстве:

в зоне обсадной колонны

6 = (150,5 - 89)10^-3/4 = 0,0154 м, F = 115,7 см²; в зоне БС

6 = (144,0 - 89)10^-3/4 = 0,01375 м, F = 100,65 см².

2. По формуле v = 10 Q/F, где Q - расход, л/с; F - площадь поперечного сечения потока в рассматриваемом сечении в колонне или в кольцевом пространстве, см², определяем скорости потока промывочной жидкости v, которые вносим в табл. 3.3.

Таблица 3.3

Гидравлические потери в трубах и в кольцевом пространстве при бурении БС, МПа

Потери давления	Параметр	Расход промывочной жидкости, 10 л/с (^ = 1010 ³ Пас; т₀ = = 18 Па; р = 1030 кг/м³)
Линейные в трубах, 6 =	v, м/с	2,58
= 0,0176 м, L = 3210 м	Re	10 279
	Bi	4,91
	X	0,0279
	Др, МПа	4,36
Линейные в 144,0-мм сква	v, м/с	0,994
жине, 6 = 0,014, L = 371 м	Re	2131
	Bi	10,14
	X	0,102
	Др, МПа	0,343
Линейные в 168,3х8,9-мм об	v, м/с	0,864
садной колонне, 6 = 0,0154,	Re	1745
L = 2839 м	Bi	12,83
	X	0,143
	Др, МПа	2,54

Потери давления	Параметр	Расход промывочной жидкости, 10 л/с (^ = 1010 ³ Пас; т₀ = = 18 Па; р = 1030 кг/м³)
В замках, в кольцевом пространстве:
в 144,0-мм БС		1,53
	Др, МПа	0,0241
в 168,3х8,9-мм колонне		1,18
	Др, МПа	0,107
Другие потери
В кольцевом пространстве	v, м/с	Из-за относительно небольшой
144,0-мм скважины; УБТ	Re*	величины не определялись
89/38, L = 18 м	Re Bi X Др, МПа
Суммарные потери	2Др, МПа	7,37
На гидромониторных насад	d^ мм	12
ках диаметром dн	v, м/с	88
	Др, МПа	5,9
	d^ мм	16
	v, м/с	50
	Др, МПа	1,89
В двигателе Д1-105	Др, МПа	11,0

Анализируя приведенные примеры, можно сделать следующие выводы.

1. При бурении БС основная часть гидравлических потерь приходится на трубы и забойный двигатель.

2. Полная реализация мощности Д1-105 при бурении БС длиной свыше 200-300 м ограничивается гидравлической мощностью отечественного насосного оборудования. Поэтому лучше использовать двигатель Д-108 или Д-110 вместо Д1-105. Также возможна разработка других типов винтовых двигателей, параметры которых должны соответствовать гидравлической мощности насосного агрегата.

3. Для форсированного бурения БС необходимо обеспечение давления на устье скважины не менее 15,0-18,0 МПа. Поэтому для бурения боковых стволов с применением забойных двигателей необходимо увеличивать мощность насосных агрегатов передвижных буровых установок. Мощность применяемых насосных агрегатов в достаточно полной мере удовлетворяет условиям только роторного бурения, но в этом случае, как известно, возникают дополнительные затруднения с управлением траекторией бокового ствола.

4. Гидравлическая мощность насосных агрегатов отечественных передвижных установок полностью удовлетворяет условиям бурения боковых стволов только при использовании в качестве промывочной жидкости технической воды. Следовательно, при вскрытии продуктивного горизонта необходимость перехода на более вязкие (с резко возрастающими гидравлическими сопротивлениями) промывочные жидкости будет сопровождаться снижением скорости бурения.

3.2. РАСЧЕТ ОСЕВЫХ НАГРУЗОК И ПОТЕРЬ

МОМЕНТА КРУЧЕНИЯ ПО ДЛИНЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

ПРИ БУРЕНИИ БОКОВОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

3.2.1. ОБЩЕЕ РЕШЕНИЕ

При определении осевой нагрузки учитываются фактический или проектный профиль ствола и локальная кривизна, в первую очередь, на участках стабилизации зенитного угла и горизонтальных. В процессе выявления характера распределения нагрузок по длине колонны ствол скважины рассматривается как пространственная кривая с локальным искривлением, ограничиваемая цилиндром какого-то постоянного или переменного ожидаемого радиуса, ось которого представляет собой плавно изменяющуюся кривую (рис. 3.1), т.е. профиль скважины.

Потери на трение определяются суммированием их по участкам профиля ствола скважины. При определении потерь момента кручения, например, при расчете угла закручивания колонны, используется формула

AM. = AP_id_i ц'/(2ц), (3.4)

где AP. - потери осевой нагрузки на трение на i-м рассматриваемом участке колонны; d. - диаметры замков бурильных труб или элементов КНБК, контактирующих со стенкой скважины; ц, ц' - коэффициент трения (сопротивления движению) соответственно при поступательном движении и вращении колонны в стволе скважины (при бурении с использованием технической воды в открытой части ствола ц = 0,14+0,18, глинистого раствора ц = 0,16+0,25; в обсаженной части скважины ц = = 0,11+0,14).

Для растянутой части колонны потери осевой нагрузки на трение от локального искривления ствола на участке инклино-метрических замеров длиной l составляют [28]

Рис. 3.1. Схема к расчету потерь осевой нагрузки на трение

(3.6)

Аа и Аф - интенсивности приращения соответственно зенитного угла и азимута скважины на интервале инклинометриче-ских замеров длиной l со средней величиной зенитного уг^ла «ср.

Формула (3.5) предназначена для определения потерь на трение в местах резкого перегиба ствола скважины - на участках забуривания, набора и корректировки зенитного угла с помощью направляющих устройств.

В общем случае потери осевой нагрузки на трение на участках локальной пространственной кривизны скважины на отдельных интервалах ствола длиной L с меняющейся интенсивностью приращений зенитного угла Аа и азимута Аф, разбитого на п-е число участков длиной l = L/n, находятся из выражения

(3.7)

AP_M = APj + AP₂ + APi + ... + APn,

где

AP_q = q l_i(cosa ± ц sina).

Здесь и далее верхние индексы в формулах для определения АР относятся к случаю подъема колонны из скважины (Р^п), спуска (Р^с) или бурения (Р ).

Решая последовательно по длине скважины систему уравнений (3.7), легко получить картину распределения осевой нагрузки по длине бурильной колонны. Однако такое решение весьма громоздко и малоприемлемо для наклонного бурения.

Для практических расчетов обычно вполне удовлетворительна операция усреднения угла охвата у, при которой ствол скважины разбивается на несколько интервалов (или состоит из одного) длиной Li = ln с приблизительно одинаковыми углами у (т.е. величинами с и d) и с соответствующими ожидаемыми величинами осевых нагрузок: Р₀-Р₁, Р₁-Р₂, ..., Р_п-х~Р_п. Усредняя угол у по этим интервалам или по всему стволу, осевую нагрузку на верхнем конце рассматриваемого интервала (или колонны) найдем по формуле:

Pn^nA'⁶ = P0 + AP_M = P,k_n + m(k_n - l)(k - l)^-1,

(3.8)

Потери осевой нагрузки на трение вследствие локальной искривленности ствола для сжатой части колонны, как следует и из анализа формулы (3.8), относительно невелики и при расчетах учитываться не будут. При необходимости (например, при заклинивании КНБК, в процессе спуска, в результате увеличения ее жесткости) они определяются по формулам (3.5)-(3.8), но с заменой в них знака перед осевой нагрузкой Р на противоположный. Для участков набора и спада зенитного угла эти потери, обычно, незначительны.

Потери осевой нагрузки на наклонных слабоискривленных участках ствола соответствуют величине

AP_н = q L_н ц sina. (3.9)

На верхней части сжатого участка L^ колонны длиной

L0 = L

(L - глубина скважины с БС; L_p - длина растянутого участка колонны, равная расстоянию от устья скважины до нейтрального сечения, в котором осевая нагрузка равна нулю), лежащего на наклонном участке на нижней стенке ствола, потери осевой нагрузки можно найти из выражения (см. рис. 3.1)

(3.10)

APH = L₀ q ц sina = ц P_a tga,

где P_a « 1,5(EI r ¹q sina)^0,5

- осевая сжимающая нагрузка на

верхнем конце спирально деформированного участка колонны; EI и q - соответственно жесткость поперечного сечения на изгиб и вес единицы длины бурильных труб в промывочной жидкости; r - полуразность диаметров скважины и соединительного замка труб.

Потери осевой нагрузки на спирально деформированном (под действием сжимающих осевых нагрузок) участке сжатой части колонны, расположенном на наклонной части скважины

AP_M = P_a - (P_s - G cosa) + q L_OT cosa, где P_a - нагрузка на забой; G - вес забойного двигателя и УБТ в промывочной жидкости; L_OT - длина спирально деформированного (изогнутого) участка колонны,

(3.11)

L_OT = -Lln ^f + ^P ; b = ; (3.12)

^сп 2k b(a - P) a - P_a

a = l,5[EI(r ц) ^xq cosa]^0,5; k = [0,45(EI) ¹ r ц q cosa]^0,5.

В случае, когда спирально деформированная часть колонны лежит на участке набора или спада зенитного угла, значения AP_ra и L определяются поинтервальными расчетами, в пределах которых зенитные углы усредняются. Рекомендуемые (на основе проведенного анализа) для практических расчетов интервалы усреднения (в знаменателе) в зависимости от интервалов величин зенитных углов (в числителе) можно принять следующими: 0+15°/15°; 15+35°/6°; 35+42°/4°;

42+48°/2°; 48+55°/4°; 55+75°/6°; 75+90°/15°.

Потери осевой нагрузки на трение на участках набора зенитного угла определяются по формуле (при a = a₀; Р = = ^Р1, 2⁾

АРнаб 1, 2 = |Рнаб - Р1,2I - |qPнаб(sina - sina,,)^ (3.13)

где Р_наб - осевая нагрузка на верхнем конце участка набора при движении колонны вверх ^"5) или вниз и при бурении

PaS⁶),

^а^'⁶ = ^Р0 ^е¹Р⁽±цф⁾ + qPнa_б^{[sina -}

- exp(±цф)sina₀](ц² - 1)(ц² + 1) ¹; (3.14)

а0 и а - зенитные углы соответственно на верхнем и нижнем концах рассматриваемого участка ствола скважины; ф = |а -

- «0! - угол охвата; Рн_{аб 4}, 2 = 57,3 Lн_{аб 4}, 2/(« - а0) - радиусы кривизны участков набора; L^g - длина участка набора кривизны.

Расчеты показывают, что значения потерь осевой нагрузки на трение АР_м, АР_наб, АР_н и АР_сп в БС могут достигать десятков килоньютонов, что указывает на недопустимость пренебрежения ими при целом ряде практических расчетов: выборе нагрузок на забой; анализе эффективности отработки долот; определении максимальных нагрузок на верхнюю часть колонны и на спускоподъемное оборудование; выявлении причин аварий с трубами и т.д. Суммарные величины этих потерь наглядно видны по показаниям индикатора веса колонны даже в скважинах, считающихся неискривленными.

К сожалению, не только при оперативных технологических, но и при проектных расчетах потери осевой нагрузки о стенки ствола наклонной или горизонтальной скважины часто или не учитываются, или базируются на методике М. М. Александрова, разработанной им в свое время для искривленных вертикальных скважин. Поэтому могут наблюдаться такие нежелательные последствия, как недостаточно рациональный выбор режимов проводки скважин, неполное выявление причин аварий с бурильными трубами, не всегда удачный выбор режимов ликвидации прихватов, усиление отрицательной роли фактора квалификации бурильщика и др.

3.2.2. ТРЕНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ О СТЕНКИ СКВАЖИНЫ

При перемещении бурильной колонны в скважине силы трения ее элементов о стенки ствола увеличиваются за счет возможного прилипания (например, вследствие перепада давления в скважине и поровых коллекторах отдельных пластов), сдирания замками труб части глинистой корки и ряда других причин. Именно поэтому вместо понятия коэффициент трения в промысловой практике используется термин коэффициент сопротивления. В общем случае в первом приближении коэффициент сопротивления может определяться из выражения

ц = ц0 + I f (ц0i, t^Pi) + f_Kp -av - fiw,

где ц₀ - коэффициент трения покоя; Дц₀, Ар) - составляющая коэффициента сопротивления, учитывающая возможное увеличение сопротивления перемещению колонны в скважине в случае прилипания ее к стенке ствола под воздействием перепадов давления в скважине и в пластах Ap_i и др.; f - составляющая коэффициента сопротивления, учитывающая сдирание глинистой корки элементами бурильной колонны, наиболее заметная при проведении спускоподъемных операций; а и р - коэффициенты, учитывающие влияние соответственно скорости v и ускорения w поступательного движения (перемещения) колонны в скважине.

В целом коэффициенты сопротивления перемещению колонны в скважине до настоящего времени остаются малоизученными. В случае вертикальных скважин для их оценки можно пользоваться работами М.М. Александрова. Для наклонных

Породы	Поверхность горной породы
Породы	сухая	смочена водой	покрыта глинистым раствором (р = = 1,18+1,22 г/см³; Т = 25+28 с)
Глина жирная	0,14-0,18	0,08-0,12	0,06-0,09
Глина песчаная	0,28-0,28	0,20-0,26	0,18-0,22
Глинистый сланец	0,20-0,25	0,15-0,20	0,11-0,13
Мергель	0,20-0,27	0,18-0,25	0,20-0,24
Известняк	0,35-0,40	0,33-0,38	0,31-0,35
Доломит	0,38-0,42	0,36-0,40	0,34-0,38
Ангидрит	-	0,39-0,45	0,37-0,40
Песчаник слабосцементи-	0,32-0,42	0,27-0,40	0,25-0,35
рованный, зерна остроко-
нечные
То же, зерна окатаны	0,22-0,34	0,20-0,30	0,17-0,25
Песчаник крепкий	0,43-0,48	0,43-0,45	0,40-0,43
Кварцит	0,46-0,48	0,48-0,50	0,42-0,44
Гранит	0,47-0,55	0,46-0,53	0,45-0,50
Каменный уголь	0,38-0,42	0,33-0,36	0,30-0,33
П р и м е ч а н и е. Условные обозначения: р - плотность промывочной
жидкости; Т - условная вязкость.

скважин, исходя из величины коэффициента трения покоя ц₀ (табл. 3.4) и цены деления индикатора веса колонны И конечную величину коэффициента сопротивления можно определить по методике представленной в разделе 3.2.4, заменяя И_п на И.

При необходимости учета влияния пород, слагающих стенки ствола скважины, на изменение величины коэффициента трения при решении отдельных задач можно пользоваться рекомендациями Н.И. Шацова, В.С. Федорова и других исследователей (см. табл. 3.4).

3.2.3. УПРОЩЕННЫЙ МЕТОД РАСЧЕТА ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ЗАБОЙ МНОГОИНТЕРВАЛЬНОГО БОКОВОГО СТВОЛА

При замере веса растянутой части колонны наземный индикатор не может учитывать влияние профиля и искривленности ствола скважины, потерь осевой нагрузки от упругой деформации колонны и других факторов. Поэтому наземный индикатор фиксирует завышенные, по сравнению с фактическими, нагрузки на забой, что при недостаточно высокой квалификации бурильщика может привести к снижению скоростей бурения и, следовательно, к увеличению стоимости строительства скважины.

Для многоинтервальных профилей БС осевую нагрузку на забой (обычно, с достаточной для практических целей точностью) можно определять по упрощенной формуле (см. рис. 3.1):

Р_з = (1 + 2m')(2k' + п')ИВ + h' - АР_сп - Др - AP_G, (3.15)

где AP_G = ц G sina - потери на трение забойного двигателя и УБТ; И - цена делений гидравлического индикатора веса (ГИВ) колонны.

По формуле (3.15) решением обратной задачи можно определять и число делений В по заданной величине нагрузки на забой Р_з. Величины m', n', k' и h' в зависимости от профиля БС определяются по табл. 3.5, в которой

Рнаб = {^наб[(^² - !)(^² + l)^-1(sina - sina_Q ехр^ф) - ^наб] -

^- |^sina₀ ^- ята^|}^Рна_б;

^Анаб = !; ^Внаб = ⁰; ⁶ = ^еХР⁽^^анаб⁾ + ^- О! ^- 1;

^енаб,сп = ^еХР⁽^«наб,сп⁾;

С_н,_в = ц{[(1 + cosy)/(l - cosy)]^0,5 2/л}.

Таблица 3.5

Зависимость параметров расчета нагрузки на забой и цены деления ГИВ от профиля БС

		Скважины
	2-интерваль- ные	3-интервальные		5-интервальные
Параметр	вертикальный, набора		вертикальный,	вертикальный, на
		вертикаль	набора, наклон	бора, наклонный,
		ный, набора, спада	ный (горизонтальный)	набора, наклонный (горизонтальный)
m	0	0	^Сн	^Сн2
п	^есп	9	^енаб1	^енаб + ^ес 1
k	С,	Св	^Св	^Св + ^Сн1^енаб
h	Рнаб1	Рнаб2	0	0
a'	^аср	^аср	а	а
b,	2с_в	2с_в	2с_в	2с_в
b{	0	0	1н!	1н!
b2	0	0	0	!н2
'Ф на61	^енаб1	^енаб1	^енаб1	^енаб1
Ф на62	1	-1 ^е наб2	1	-1 ^е наб2

Индексы “н, в” означают, что параметр с_нв относится к участку соответственно наклонному (горизонтальному) или вертикальному; а₀ и а (или а_наб) - как и выше, зенитные углы соответственно на верхних и нижних концах участков набора зенитного угла (если верхняя граница сжатой части колонны лежит на участке набора или спада с величиной зенитного угла а_сп, то вместо а в формулу для определения р подставляется а_сп). Для упрощенных расчетов угол у усредняется по всей длине рассматриваемого вертикального, наклонного или горизонтального интервала профиля (или по его укрупненным участкам). Для слабоискривленных, т.е. для большинства БС, принимают с_нв = 0. В случае, когда спирально деформированная часть колонны длиной L_m расположена на участке набора зенитного угла, при определении АР_сп углы а на длине ?_сп усредняются.

3.2.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННОЙ ЦЕНЫ ДЕЛЕНИЯ ИНДИКАТОРА ВЕСА КОЛОННЫ

Для компенсации возможных погрешностей инклинометричес-ких замеров и усреднения локальной кривизны ствола рекомендуется подстановка в (3.15) вместо И приведенной величины цены деления И_п индикатора веса колонны, которую можно получить по результатам замера веса колонны этим индикатором в двух точках. В этом случае вблизи забоя выбирается относительно прямолинейный участок ствола длиной ВС = Ь_ВС = = 50+200 м = L_ac - L^g, где L_BC и L_AB - длины колонны, соответствующие границам этого участка. Замеряются числа делений А по индикатору веса при длинах колонны L_ac и L_ab, причем показания ГИВ снимаются после проворота колонны ротором (А ) и последующего плавного натяжения (перемещения) ее вверх (А^п) или вниз (А^с). Приведенная величина И_п определяется из формулы

И_п(А^{П/с б} |l = AC -А^{п/с б} |l_ ab [(1 - b )(1 - ^наб ± 1) + 2] =

= (1 ± b;)(l ± Ь2 - ^'с)а'qLgc, (3.16)

где а', b;, b/, b2, "ф^б, "Фс находятся из табл. 3.5; а =

= -(-cos а_н2 ± ц sina^); а_ср = -(-cos а_ср ± ц sina^); 1_н =

= 2с_н(1 + 2с_н); а_ср - усредненная величина зенитного угла на длине участка ВС.

При использовании формулы (3.16) в практических расчетах автоматически будут учитываться погрешности проведения инклинометрических замеров и другие не принимаемые во внимание факторы.

Следует учитывать, что при расчетах осевых нагрузок обычно задаются значением коэффициента сопротивления ц. Но формулой (3.16) можно пользоваться и для уточнения значения коэффициента сопротивления ц, соответствующего реальным условиям проводки скважины. Для этого в (3.16) подставляют определяемую обычными методами цену деления ГИВ И, а коэффициент сопротивления находят уже из неявного относительно ц выражения.

Настоящая методика может быть использована также при расчете угла закручивания бурильного инструмента, мощности на его вращение и в некоторых других случаях. При необходимости определения цены деления индикатора веса колонны или коэффициента сопротивления ц при снятии замеров ГИВ требуется следить за тем, чтобы влияние разгрузки веса колонны на стенки скважины было идентичным при различной длине бурильного инструмента. Это условие обеспечивается проворотом колонны ротором, соблюдением одной и той же скорости продольного перемещения колонны и правильным выбором момента фиксации показаний индикатора веса.

3.2.5. ВЛИЯНИЕ РАДИУСА НАБОРА ЗЕНИТНОГО УГЛА И ДЛИНЫ НАКЛОННОГО ИЛИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО УЧАСТКА НА ПОТЕРИ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ТРЕНИЕ

Проведенные расчеты показывают, что уже в вертикальной сла-боискривленной скважине разница между весом сжатой части колонны, регистрируемым наземным индикатором веса, и нагрузкой на забой может достигать значительной величины. При наклонном бурении с увеличением глубины скважины или БС эта разница возрастает. В промысловой практике недоучет разгрузки части веса колонны на стенки ствола наиболее наглядно проявляется, в частности, в несрабатывании автоматического пакера пластоиспытателя, недогрузке долота, как правило, являющейся следствием недостаточной квалификации бурильщика, и даже в случаях подъема на поверхность недоотработан-ных долот.

Определенные по формулам (3.13)-(3.15) и табл. 3.5 (см. рис. 3.1) не учитываемые наземным индикатором веса колонны потери осевой нагрузки на трение в БС диаметром 123,8 мм с использованием бурильных труб ТБПВ 73x7 с замками

Не учитываемые ГИВ потери веса бурильной колонны на трение ЛР_на«, кН, о стенки БС на участках набора зенитного угла (колонна 73х7-мм бурильных т руб)

Радиус	Зенитный угол а при осевой растягивающей нагрузке Pj, 2
участка	30°			60°			90°
набора, м	20 кН	40 кН	60 кН	20 кН	40 кН	60 кН	20 кН	40 кН	60 кН
40	2, 6	4 8	7, 0	4,6	8,8	13,0	6,4	12,4	18, 4
	3, 0	5, 6	8, 2	5,8	11,2	16,6	9,2	18,0	26, 8
80	3,1	5,3	7,5	5,1	9,3	13,5	6,9	12,9	18,9
80	3,5	6,1	8,7	6,3	11,7	18,8	9,7	18,5	27,3
120	3,5	5,7	7,9	5,5	9,7	13,9	7,3	13,3	19,3
120	3,9	6,5	9,1	6,7	12,1	17,5	10,1	18,9	27,7
200	4,4	6,6	8,8	6,4	10,6	14,8	8,2	14,2	20,2
200	4,8	7,4	10,0	7,6	13,0	18,4	11,0	19,8	28,6
400	6,6	8,8	11,0	8,6	12,8	17,0	10,4	16,6	22,4
400	7,0	9,6	12,2	9,8	15,2	20,6	13,2	22,0	30,8
П р и м е ч а н и		я: 1. В	числителе — при спуске колонны или при						буре-
нии, в знаменателе — при подъеме в конце участка набора, кН. 3. В				. 2. Pj 2 — осевая растягивающая нагрузка начале участка набора а = 0°.

Таблица 3.7

Не учитываемые ГИВ потери веса колонны на трение АР_на§, кН, на наклонных участках БС (трубы ТБПВ 73х7)

Зенитный угол а, градус	Длина наклонного участка Ь_н,			м
Зенитный угол а, градус	200	400	600	1000
30	2,5	5,0	7,5	12,6
60	4,3	8,7	13,0	21,7
90	5,0	10,1	15,1	25,1

ЗПН-108 для различных вариантов участков набора и стабилизации зенитного угла приведены в табл. 3.6 и 3.7.

По результатам, приведенным в табл. 3.6 примера расчета осевой нагрузки на забой БС, можно сделать следующие выводы.

1. Потери осевой нагрузки на трение элементов бурильной колонны о стенки скважины при бурении БС соизмеримы с осевой нагрузкой на долото.

2. При бурении БС с длиной ствола свыше 300-400 м необходима периодическая проверка (по разработанной методике) нагрузки на забой с использованием приведенной цены деления индикатора веса колонны (по замерам в двух точках), позволяющей исключить погрешности инклинометрических замеров и нелинейности коэффициента трения по длине колонны.

3. Обеспечение возможности форсированного бурения БС без учета потерь осевой нагрузки на трение затруднительно.

3.3. АНАЛИЗ И ИССЛЕДОВАНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ КНБК К ИЗМЕНЕНИЮ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОВОДКИ БОКОВОГО СТВОЛА

3.3.1. ОБЩИЙ АНАЛИЗ УСТОЙЧИВОСТИ КОНСТРУКЦИЙ КНБК

Технологические службы буровых предприятий часто стремятся использовать наиболее простые сочетания конструкций КНБК с одним или двумя наддолотными калибраторами и (или) стабилизатором на ниппеле забойного двигателя. Но такие КНБК, оснащенные концентричными опорно-центрирующими элементами (ОЦЭ), наиболее подвержены влиянию изменения технологических и горно-геологических условий бурения. Наиболее заметно это влияние сказывается в следующих случаях: при малых величинах зенитных углов (до 8-15°); при бурении в мягких породах (при одной и той же величине отклоняющей силы на долоте при бурении, например, в глинах ствол скважины искривляется более интенсивно);

при большом отклонении оси скважины от нормали к плоскости напластования пород;

при частой перемежаемости пропластков различной твердости, резко выраженной анизотропности пород;

при наличии в одной бригаде бурильщиков различной квалификации (влияние осевой нагрузки на забой на отклоняющую силу на долоте) и др.

Именно этими причинами может объясняться иногда наблюдаемые в отдельных регионах недостатки проводки наклонных скважин:

нерациональное бурение “с навеса”;

неиспользование для стабилизации азимута скважины и зенитного угла столь эффективного технологического приема, как принудительное вращение низа КНБК по траектории вокруг оси скважины (эксцентричный ниппель, эксцентричный переводник и т.д.);

безориентированное управление азимутом скважины, а зенитным углом - без прогнозирования интенсивности искривления;

вынужденная проводка естественно искривленных участков стволов скважин и др.

При анализе конструкций низа бурильных колонн и типовых ошибок при выборе и эксплуатации КНБК были подразделены на следующие группы (при бурении забойными двигателями).

1. КНБК распространенных конструкций (с наддолотным калибратором, со стабилизатором на ниппеле забойного двигателя, с комбинацией обоих ОЦЭ). Эти КНБК привлекательны из-за простоты конструкции, но отличаются, как правило, относительно большим угловым отклонением оси долота от оси скважины, что может привести к ряду нежелательных последствий (к потере контроля за интенсивностью изменения зенитного угла и азимута скважины, в частности, при бурении в мягких породах; к дополнительному локальному искривлению ствола в виде винтовой спирали, особенно на участках, близких к вертикальным, и стабилизации зенитного угла - ухудшается герметизация кольцевого пространства за эксплуатационной колонной, повышается опасность возникновения аварийной ситуации при бурении скважины или добыче нефти; к формированию поперечного сечения ствола в виде многоугольника - при нецилиндричности ствола возрастает опасность возникновения заколонных перетоков при освоении или в процессе эксплуатации скважины).

2. КНБК по группе 1, но с дополнительным повышением устойчивости к изменению технологических и горно-геологических условий проводки скважин путем дополнительной установки между ОЦЭ и (или) нижним ОЦЭ и долотом расчетной длины переводников или маховиков из УБТ - для снижения отклоняющей силы на долоте и уменьшения углового отклонения оси долота от оси скважины. Общая длина участка КНБК ниже шпинделя в этом случае, во избежание аварии с поломкой вала забойного двигателя, не должна превышать 1,0-1,5 м.

3. КНБК с одной - тремя ОЦЭ повышенной устойчивости, обеспечиваемой дополнительным использованием на шпинделе, снизу и (или) сверху, стабилизаторов с регулируемым наружным диаметром.

4. КНБК по группе 2 с дополнительным использованием центратора с регулируемым наружным диаметром, закрепляемого на гладкой части забойного двигателя или УБТ.

5. КНБК, обеспечивающие повышенную стабилизацию азимута скважины и дополнительно зенитного угла (при правильном выборе параметров КНБК) за счет принудительного вращения наддолотного участка нижней части колонны по траектории вокруг оси скважины (равномерное набегание долота на стенку скважины по всему периметру поперечного сечения ствола).

6. КНБК, обеспечивающие снижение интенсивности загрязнения прискважинной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии его бурением - при использовании радиально-упругих ОЦЭ модели КСМ2 (конструкции Башнипинефти или разработанных Ю.М. Гержбергом [29] и др.).

Проведенные исследования подтвердили необходимость теоретического анализа устойчивости КНБК для бурения в осложненных горно-геологических условиях, при повышенной интенсивности фрезерования стенок ствола, например, при бурении в мягких породах и при изменении технологических режимов проводки скважин (нагрузки на забой и др.). Такие исследования в свое время были начаты в отдельных нефтегазодобывающих регионах, но по тем или иным причинам прекращены и до настоящего времени не завершены. В результате в промысловой практике наблюдаются случаи бурения при низких нагрузках на забой (неоправданно низких скоростях -завышение стоимости бурения) и с конструкциями КНБК, не соответствующими условиям устойчивости к воздействию внешних факторов. Проведенный анализ устойчивости КНБК подтвердил целесообразность использования на буровых предприятиях дополнительных резервов: эксцентричных ниппелей или переводников, стабилизаторов (комплексно нижнего и верхнего) на шпинделе забойного двигателя, крепления ОЦЭ на корпусе забойного двигателя или УБТ и др.

Полученные результаты исследований полностью совпадают с результатами промысловой практики, из которых известно, в частности, что наибольшую трудность представляет проводка ствола (особенно в мягких породах) при зенитных углах до 10-15° и наименьшую - на горизонтальных участках. Именно поэтому из совокупного анализа, например, методом проводки по различным нефтяным регионам, следует, что для скважин, близких к вертикальным, предпочтителен роторный способ бурения, для наклонных и горизонтальных - с использованием забойных двигателей.

3.3.2. ИССЛЕДОВАНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ КНБК

К ИЗМЕНЕНИЮ ГОРНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРОВОДКИ СЛАБОНАКЛОННЫХ СКВАЖИН

До настоящего времени малоизученными остаются отдельные вопросы устойчивости КНБК к изменению тех или иных горно-геологических условий и технологических режимов проводки скважин, что на промыслах может привести к использованию нерациональных конструкций КНБК, снижению скоростей бурения и другим нежелательным последствиям.

И действительно, потеря продольной устойчивости КНБК, ось которого расположена строго по вертикали, происходит при нагрузке на долото не более нескольких десятков килоньютонов. Но на вертикальном участке ствола реальной скважины нижняя часть бурильного инструмента из-за отклонения в той или иной мере своей оси от оси ствола практически всегда работает в условиях слабовыраженного продольно-поперечного изгиба, т.е. в заэйлеровой области.

При бурении в изотропных породах с платформенным залеганием пластов удовлетворительные механические скорости обеспечиваются использованием многочисленных типов КНБК, условно называемых жесткими.

В неблагоприятных геологических условиях (наличие выраженных углов падения пластов, частая перемежаемость пропластков различной твердости, анизотропность пород) практический подбор КНБК должен удовлетворять условиям проводки ствола скважины с осью в виде какой-то слабоискривленной кривой, лучше, в виде винтовой линии, осевой линией которой является вертикаль. Зенитный угол у такой винтовой линии не должен превышать какой-то предельной величины, например [а] = 4+7° [90]. Очевидно, что в этом случае должно обеспечиваться условие

^[а]
& «кнбк + ⁽³¹⁷⁾

где ^а_кнбк = ^а!о = 0 - значение равновесного угла, соответствующее данному типу КНБК и выбранному режиму бурения, при котором отклоняющая сила на долоте Q ^ 0; а_гф - дополнительное искривление ствола, вызываемое неблагоприятными геологическими факторами.

В последние десятилетия уменьшились объемы бурения при пониженных нагрузках на забой, что порой приводило к неоправданному удорожанию стоимости строительства скважин. Поэтому определенный практический интерес представляет анализ устойчивости КНБК к изменению внешних факторов и, в первую очередь, осевой нагрузки на долото, которая из-за локального искривления ствола может меняться с интервалом до нескольких десятков килоньютонов в период между двумя импульсами разгрузки колонны на забой тормозом буровой лебедки.

С целью упрощения задачи ограничимся анализом устойчивости для отдельных распространенных типов КНБК, используемых для турбинного или роторно-турбинного бурения 120,6124-мм боковых стволов скважин. Для БС других диаметров картина устойчивости идентична. Устойчивость рассмотрим на основе решения для каждого типа КНБК (по участкам l_i = l_l, l₂, l₃) системы известных дифференциальных уравнений продольно-поперечной деформации:

где а - зенитный угол скважины; EI_i - жесткость на изгиб; v_{ - поперечный прогиб рассматриваемого однородного участка КНБК на длине в интервале 0—l^; q_i - вес единицы длины участка (забойного двигателя или УБТ).

При решении для каждого типа КНБК равновесный зенитный угол, при котором отсутствует отклоняющая сила на долоте, находился из граничного условия на забое при

1 = 0:

dvf / dx³ = 0.

(3.19)

Дополнительное условие dvj/dx = 0,

(3.20)

обеспечивающее для жестких КНБК соосность долота и оси скважины, не рассматривалось.

Проведенный по ряду месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири анализ поведения наиболее распространенных конструкций КНБК подтвердил практически удовлетворительное совпадение результатов их работы с известной моделью расчета по системе уравнений (3.17).

Дальнейшее совершенствование конструкций КНБК в соответствии с известным промысловым опытом требуется вести (с обеспечением возможности создания соответствующих типоразмеру долота достаточно высоких нагрузок на забой) в следующих направлениях:

аналитический подбор КНБК с тремя ОЦЭ (или других конструкций) с обязательным выбором диаметров их только на основе расчета, а не эмпирическим путем;

совершенствование (построение) модели прогнозирования отрицательного влияния геологических факторов;

разработка конструкций КНБК, применительно к конкретным горно-геологическим условиям с эксцентричными ниппелем и переводником с предварительным построением аналитической модели работы в скважине;

поиск и разработка конструкций КНБК с отклонением оси долота от оси скважины в сторону, противоположную углам падения пластов;

создание аналитической модели и разработка конструкций КНБК с использованием эффекта набегания фрезерующей силы на долоте (по часовой стрелке, т.е. в сторону вращения)

для дополнительного снижения зенитного угла скважины в неблагоприятных геологических условиях;

разработка для повышения устойчивости КНБК конструкций ОЦЭ с креплением их на любом требуемом расстоянии от долота на гладкой части забойного двигателя или УБТ, причем конструкции креплений должны быть более надежными по сравнению с известными цанговыми зажимами.

Очевидно, что при выборе конструкции КНБК, основываясь преимущественно на эмпирическом опыте, невозможно или крайне затруднительно правильно подобрать диаметры ОЦЭ и рациональное размещение их по длине колонны. Иными словами, основываясь только на промысловом опыте, не всегда можно правильно выбрать конструкцию КНБК. Отсюда и затянувшееся вынужденное бурение с низкими осевыми нагрузками на долото, а порой и “с навеса”, т.е. при практическом отсутствии нагрузки на забой, от чего в некоторых регионах (Северный Кавказ, Прикарпатский прогиб и др.) в последние десятилетия отказались.

3.4. РАЗРАБОТКА КНБК ПОВЫШЕННОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ДЛЯ БЕЗОРИЕНТИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ И СТАБИЛИЗАЦИИ ЗЕНИТНОГО УГЛА И АЗИМУТА БОКОВОГО СТВОЛА

3.4.1. ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ КНБК

ДЛЯ БЕЗОРИЕНТИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ

БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН

В табл. 3.8-3.19 представлены рассчитанные по системе уравнений (3.18) диаметры ОЦЭ в зависимости от расстояния между ними, типоразмера КНБК (с одним калибратором или стабилизатором, с калибратором и стабилизатором, с двумя калибраторами или стабилизаторами), величины зенитного угла, осевой нагрузки на долото и других факторов для 120,6-мм БС. Для других близких диаметров БС размеры стабилизаторов и калибраторов соответствуют разнице между указанными в таблицах и 120,6-мм долотом.

Приведенные таблицы разработаны для турбинного бурения. Для роторного бурения они соответствуют лишь отдельным наиболее простым частным случаям сложившейся в различных регионах промысловой практики и поэтому являются неполными.

При пользовании таблицами следует учитывать, что устойчивость КНБК к изменению горно-геологических и технологических режимов проводки скважины находится в обратной зависимости от влияния осевой нагрузки на изменение диаметра ОЦЭ и прямо пропорциональна зенитному углу скважины, увеличению расстояния между ОЦЭ и удалению их от долота.

В табл. 3.8-3.19 представлены диаметры ОЦЭ с соответствующей каждому типоразмеру КНБК значением равновесного зенитного угла, при котором отклоняющая сила на долоте равна нулю. Следовательно, безориентированному естественному набору зенитного угла будет соответствовать изменение диаметра в направлении влияния уменьшения осевой нагрузки на забой (с появлением отклоняющей силы на долоте сверху), а естественному спаду зенитного угла - наоборот.

Для КНБК с радиально-упругими лопастями или с эксцентричным ниппелем правильный выбор типа и параметров сводится к определению местоположения ОЦЭ с полноразмерными рабочими диаметрами в зависимости от величины зенитного угла и нагрузки на забой скважины.

При выборе КНБК следует учитывать, что наибольшей устойчивостью обладают КНБК с наддолотными ОЦЭ с увеличенным до 2,5-3,0 м расстоянием между ними или, лучше, КНБК с дополнительным одним или обоими ОЦЭ, устанавливаемыми на корпусе забойного двигателя. КНБК на гладкой части забойного двигателя или УБТ устанавливаются в тех случаях, когда не удается обеспечить требуемую надежность с помощью ОЦЭ, размещаемых вместо ниппеля шпинделя (или на ниппеле) и между шпинделем и нижней секцией двигателя. Поскольку стабилизацию и безориентированное управление величиной зенитного угла при бурении забойными двигателями легче обеспечить с ростом угла наклона (зенитного угла) и в горизонтальных скважинах, то последние замечания относятся и к случаю бурения вертикальных скважин и близких к ним (с зенитными углами до 12-18°).

Безориентированный набор или спад кривизны реализуется легче, чем стабилизация. Выбор КНБК в этом случае также можно производить с помощью таблиц 3.8-3.18. Рассмотрим выбор диаметров ОЦЭ для набора и спада кривизны на примере 124,0-мм скважины. Для скважин других диаметров выбор ОЦЭ идентичен.

Для безориентированного набора или спада при зенитном угле свыше 15-30° часто используется КНБК с одним ОЦЭ. При этом для выбора диаметра калибратора или стабилизатора наиболее наглядно и просто использование табл. 3.8 или 3.11.

Опуская элементарные рассуждения, приходим к очевидному выводу о том, что при изменении диаметра ОЦЭ в направлении роста осевой нагрузки на забой (по таблицам), т.е. при увеличении диаметра калибратора или стабилизатора до значения величины большего, указанного в табл. 3.8 или 3.11, будет происходить набор зенитного угла и наоборот, при уменьшении - спад.

Для скважин, близких к вертикальным, для слабоинтенсивного естественного набора или спада зенитного угла в целях обеспечения проводки в продуктивном пласте горизонтального участка ствола синусоидальной формы и ряде других случаев более целесообразным может оказаться использование двух опорно-центрирующих элементов. В этом случае из простого анализа, например, проведенного по табл. 3.16 и 3.19, следует, что для набора зенитного угла надо диаметр калибратора (или нижнего ОЦЭ) увеличивать, а стабилизатора (или верхнего ОЦЭ) - уменьшать. При необходимости естественного спада зенитного угла поступают наоборот.

3.4.2. ВЫБОР КНБК ДЛЯ ПРОРАБОТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Выбор КНБК для проработки ствола перед спуском эксплуатационной колонны или разбуривания цементного моста и в ряде других случаев осуществляется по табл. 3.8-3.19, т.е. исходя из равенства нулю отклоняющей силе на долоте. При этом диаметры ОЦЭ определяют из условия малости или стремления к нулю осевой нагрузки на долото (в последнем случае дополнительно производится интерполяция - лучше графическая - приведенных в таблицах диаметров), т.е. практически соответствуют приведенным в таблицах.

Интервалы проработки выбираются по результатам геофизических исследований скважины (инклинометрии, профиле-метрии, условий залегания продуктивного и водоохранного комплексов, наличия участков сужения ствола, проявлений и поглощений и т.д.). Для проработки лучше использовать КНБК с двумя ОЦЭ, которые более устойчивы. При этом уменьшается опасность нежелательной зарезки (потери) ствола и несколько снижается интенсивность локального винтообразного искривления скважины (преимущественно, на участках вертикальном и стабилизации зенитного угла), улучшается расширение желобных выработок (от замков - при спускоподъемных операциях).

Окончательный выбор КНБК для проработки скважины производится с учетом проходимости ее в скважину, широко освещенной в учебной литературе (М.П. Гулизаде и др.) и поэтому в этой книге не рассматриваемой. Во всех случаях для более рациональной дифференцированной по длине ствола проработки скважины лучше использовать ОЦЭ с самовыдвигающимися лопастями (типа КПрМ2 и др.).

3.4.3. КОНСТРУКЦИИ КНБК

КНБК ИЗ ДОЛОТА И ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ

Используется для естественного спада зенитного угла скважины. При отсутствии влияния геологических факторов приводит к росту азимута скважины.

Вызывает увеличение интенсивности искривления ствола и может привести к наиболее непрогнозируемому (по сравнению с другими типами КНБК) изменению траектории ствола.

КНБК С ОДНИМ КАЛИБРАТОРОМ

Стабилизация зенитного угла. Для представленной на рис. 3.2 КНБК значения диаметров калибратора, для условий стабилизации зенитного угла, при различных расстояниях между долотом, калибратором и корпусом (ниппелем) забойного двигателя должны соответствовать приведенным в табл. 3.8-3.10.

Расстояние l_l = 210 мм (или близкое к нему) соответствует случаю применения наддолотного калибратора, l₂ = 790 мм (или близкое к нему) - установке калибратора непосредственно на переводнике вала шпинделя забойного двигателя.

Диаметры калибраторов, приведенные в этих таблицах, соответствуют условию меньшей величины фрезерующей способности по сравнению с долотом. Для мягких пород это соот-

Рис. 3.2. КНБК с одним калибратором:

1 — долото; 2 — калибратор; 3 — забойный двигатель

ветствует (для серийно выпускаемых конструкций ОЦЭ обычно соблюдается) двум основным условиям:

площадь поверхности калибрующих ребер кратно больше боковой (фрезерующей) поверхности долота;

твердосплавные зубцы не должны выступать над поверхностью калибрующих ребер, а в случае нанесения сплошного твердосплавного слоя поверхность его должна подвергаться шлифовке.

Для улучшения условий стабилизации желательно выполнение на передней грани (по ходу вращения долота) калибрующих ребер, например, с 30° заходной фаски, что предотвращает полное “сдирание” глинистой корки со стенок скважины

и, кроме того, в пористых породах способствует образованию на стенках скважины дополнительного уплотненного защитного (кольматационного) слоя.

Табл. 3.8-3.19 составлены для пластов платформенного типа без учета влияния анизотропности и геологических условий залегания слагающих стенки пород, что допустимо для большей части разрабатываемых месторождений. При необходимости соответствующие поправки вносятся на основании накопленного по каждому конкретному месторождению промыслового опыта. Такие поправки не следует использовать при бурении с большими углами падения пластов (свыше 15-25°), бурении так называемых естественно искривленных (с форсированными режимами проводки) скважин при больших отклонениях зенитного угла скважин от нормали к плоскости напластования пород, частой перемежаемости пропластков с резко различающейся твердостью и в некоторых других случаях.

Приведенные в табл. 3.8-3.10 (и всех идентичных последующих) данные непосредственно не раскрывают влияние диаметра калибратора на устойчивость КНБК к изменению режимов бурения (нагрузка на забой и др.) и горно-геологических условий проводки скважин (в противном случае необходимы громоздкие таблицы, практическое использование которых малоудобно). Поэтому для участков стабилизации зенитного угла скважины следует в первую очередь выбирать КНБК с калибратором, диаметр которого отмечен звездочкой, наименее целесообразно использовать остальные калибраторы, диаметр которых указан в таблице (это относится и ко всем последующим таблицам), характеризующие области слабоустойчивой работы КНБК.

При выборе КНБК с одним калибратором следует иметь в виду, что устойчивость ее к изменению режимов бурения и горно-геологических условий проводки скважины, а также к

Диаметры калибраторов, удовлетворяющих условиям стабилизации зенитного угла скважины в зависимости от осевой нагрузки на долото Р (l_l = 210 мм, l₂ = 790 мм)

Р, кН

Зенитный угол, градус

100

130

П р

обознач

120.5

120.5 120,4

и м е ч а н ают обла

120.3

120.4

и е. Зде сти пред

120,2*

120.3

сь и дал почтител

120,0*

120,2*

120.3

ее в таб ьного пр

119,6*

120,0*

120,1

л. 3.9-3 именения

119,1*

119,7

119,9

120,0

19 цифр .

118,7*

119,4

119.7

ы со зв

118,3*

119,2

119,6

119,8

гздочкой

Таблица 3.9

Диаметры калибраторов в зависимости от длины участка lj (l₂ = 790 мм, Р = 100 кН)

lj, мм	Зенитный угол, градус
	3	7	11	15	30	45	60	90
210	120,5	120,4	120,3	120,3	120,1	119,9	119,7	119,6
500	120,5	120,4	120,4	120,3*	120,1*	119,9*	119,7	119,6
750	120,5	120,4	120,4	120,3	120,1	119,9	119,8	119,6
1000	120,5	120,5	120,4	120,3	120,1	119,9	119,8	119,6
1500	120,5	120,5	120,4	120,4	120,1	120,0	119,8	119,7
2000	120,6	120,5	120,4	120,4	120,2	120,0	119,8	119,7

Таблица 3.10

Диаметры калибраторов в зависимости от длины участка I2 (l_l = 210 мм, Р = 100 кН)

I2, мм	Зенитный угол, градус
	3	7	11	15	30	45	60	90
790	120,5*	120,4*	120,3*	120,3*	120,1*	119,9*	119,7*	119,6*
1000	120,4	120,3	120,2*	120,1*	119,8*	119,5*	119,2*	119,0*
1500	120,2	120,0	119,8*	119,6*	118,9*	118,2*	117,7*	117,1*
2000	120,1	119,8	119,4*	119,1*	117,8*	116,7*	115,8*	114,6*
3000	120,4	119,8	119,1	118,5*	116,1*	113,7	119,6	-
5000	111,9	112,0	112,1	112,2*	113,6	116,7	119,6	-

уменьшению диаметра калибратора в результате абразивного износа относительно невелика. Устойчивость и стабилизация траектории ствола несколько улучшаются с ростом длины переводника между долотом и калибратором (расстояния l_l) и, наоборот, ухудшаются с увеличением расстояния (l₂) до корпуса двигателя.

В целом КНБК с одним калибратором для стабилизации или (менее эффективно) для слабоинтенсивного набора или спада зенитного угла следует применять при зенитных углах не более 30-45° (меньшие значения углов относятся к нагрузкам на забой до 40-70 кН). При выборе калибраторов следует учитывать, что для обеспечения повышенной прямолинейности траектории ствола скважины на участках возможного размещения глубинно-насосного оборудования предпочтительно использование конструкций с увеличенными длиной и площадью поверхности калибрующих ребер.

Увеличение длины вращающейся части (маховика) низа КНБК, т.е. длины l_l или l₂, дополнительно вызывает улучшение стабилизации или снижение интенсивности изменения зенитного угла и азимута скважины.

Безориентированный набор или спад зенитного угла. При выборе КНБК для безориентированного набора или спада зенитного угла используют табл. 3.8-3.10. При этом диаметр калибратора необходимо принимать следующим (указанное правило лучше использовать при меньшем значении l_l, т.е. с над-долотным калибратором):

для набора зенитного угла на 2-4 мм больше, указанного в таблицах;

для спада зенитного угла на 1-3 мм меньше, отмеченного звездочкой;

меньшие значения увеличения или уменьшения диаметра калибратора относятся к случаям более малоинтенсивного соответственно набора или спада зенитного угла.

Так, для набора зенитного угла (при его значении свыше 25-35° и нагрузке на забой не более 100 кН) может быть использована следующая КНБК: долото; калибратор диаметром, близким к полноразмерному; переводник из 105-мм УБТ длиной 1-2 м; забойный двигатель.

В целом КНБК с калибратором (см. рис. 3.2), по сравнению с КНБК со стабилизатором более часто используют для участков естественного спада зенитного угла, чем набора.

Заметное влияние осевой нагрузки на выбор КНБК с одним калибратором (см. табл. 3.8) в отдельных случаях может быть использовано для проводки горизонтального участка ствола (с применением телесистемы) в виде синусоидальной кривой, обеспечивающей увеличение дебита скважин (опыт АО “Краснодарнефтегаз”).

Стабилизация азимута скважины наиболее эффективно обеспечивается применением устройств, вызывающих принудительное вращение нижней (вращающейся) части КНБК по так называемой траектории вокруг собственной искривленной оси;

эксцентричный ниппель;

эксцентричные (с радиальным смещением) или с небольшим перекосом осей резьбы переводники на вращающейся части КНБК (легко изготавливаемые в условиях механических мастерских УБР);

эксцентричные накладки на гладкой части корпуса забойного двигателя - для роторно-турбинного бурения (метод наименее технологичен).

При использовании любого указанного метода значение эксцентриситета смещения долота относительно плоскости забоя более е = 0,5+2,0 мм нецелесообразно.

Во всех случаях для стабилизации азимута при выборе конструкции КНБК (величин l_l и l₂, диаметров других ОЦЭ -при их наличии) необходимо руководствоваться табл. 3.8-3.10 и аналогичными - для других типоразмеров КНБК, т.е. КНБК следует выбирать исходя из условия стабилизации зенитного угла скважины.

Условиям бурения в породах твердостью свыше 600800 МПа (60-80 кгс/мм²) по Шрейнеру (Урало-Поволжье и др.) для стабилизации зенитного угла удовлетворяет КНБК, представленная на рис. 3.2. При бурении в мягких породах Западной Сибири с твердостью менее 400-800 МПа (4080 кгс/мм²) для стабилизации азимута следует использовать компоновку с калибратором и стабилизатором или (несколько хуже) с двумя калибраторами.

Стабилизация азимута несколько улучшается с увеличением радиального люфта вала забойного двигателя, что необходимо учитывать при выборе КНБК для безориентированного управления азимутом скважины.

Безориентированное управление азимутом скважины. При безориентированном управлении азимутом наклонной скважины необходимо учитывать направление ствола относительно плоскости напластования пород, результаты анализа накопленного промыслового опыта бурения данным видом КНБК, а также типоразмеры долота и калибратора.

Во всех случаях выбора КНБК для безориентированного управления азимутом скважины по представленным таблицам следует иметь в виду, что набор зенитного угла наиболее вероятно будет сопутствовать фрезерованию долотом (или долотом и наддолотным калибратором) верхней стенки ствола. Это соответствует условию выбора КНБК для набора зенитного угла. Спад азимута, наиболее часто наблюдаемый на промыслах, обычно отмечается при фрезеровании нижней стенки ствола, т.е. при спаде зенитного угла. Картина может меняться при влиянии геологических факторов, причем наиболее заметно - в случае использования КНБК для малоинтенсивного набора или спада зенитного угла.

В целом устойчивость к изменению режимов бурения и горногеологических условий проводки скважины КНБК со стабилизатором (рис. 3.3) ниже, чем КНБК с калибратором. Следовательно, уже и область их рационального использования для наклонного бурения: на участках стабилизации зенитного угла - предпочтительно, при зенитных углах до 30° и в отдельных случаях - для горизонтального бурения.

КНБК со стабилизатором, диаметр которого больше на 13 мм, приведенных в табл. 3.12, целесообразно применять для безориентированного набора зенитного угла. В этом случае интенсивность набора будет больше, чем при использовании КНБК с калибратором.

Для безориентированного спада зенитного угла КНБК со стабилизатором, диаметр которого на 1-2 мм меньше указанного в табл. 3.11 и 3.12, можно использовать, например, в следующей компоновке (при нагрузке на забой менее 100 кН и значении зенитного угла до 20-30°): долото; переводник 105-мм УБТ длиной 0,7-1,5 м; стабилизатор на ниппеле забойного двигателя, диаметром на 1-2 мм меньшим указанных в таблицах для стабилизации зенитного угла; забойный двигатель. С увеличением расстояния от долота до стабилизатора интенсивность падения зенитного угла возрастает.

			2 /	3 /
?s		/

	/i			15
К/	i /
/Ч						/

		л			*	*	Is

Рис. 3.3. КНБК со стабилизатором:

а - на ниппеле забойного двигателя; б - на корпусе двигателя; 1 - долото; 2 - стабилизатор; 3 - забойный двигатель

Диаметры стабилизаторов в зависимости от осевой нагрузки на долото Р (l_l = 835 мм)

Р, кН	Зенитный угол, градус
	3	7	11	15	30	45	60	90
40	120,6	120,6	120,6	120,6	120,6	120,4	120,3	120,3
70	120,5	120,5	120,6	120,6	120,6	120,5	120,5	120,5
100	120,5	120,5	120,5	120,5	120,5	120,6	120,6	120,6
130	120,4	120,4	120,4	120,4	120,5	120,5	120,5	120,5

Таблица 3.12

Диаметры стабилизатора в зависимости от длины участка l_i (Р = 100 кН)

/j, мм

Зенитный угол, градус

835

1000

1500

2000

3000

5000

120,5*

120,4*

120,2*

119,9*

119,3*

118,4

120,5*

120,4

120,2

120,0

119,7

119,1

120,5*

120,4

120.3 120,1 120,0

115.4

120,5*

120.5 120,3 120,2

120.5 111,8

120,5*

120.5

120.6 119,4

120,6*

120.5

120.6 120,3 118,2

120,6*

120,6

120,5

120,0

117,3

120,6*

120,6

120.4 119,9

116.5

При наличии радиального люфта А забойного двигателя требуемый диаметр стабилизатора, определяемый по табл. 3.11 и 3.12, увеличивается на А/2.

При использовании вместо стабилизатора, например СТК (рис. 3.3, а), совмещенного с ниппелем забойного двигателя, опорно-центрирующего устройства другого типа с креплением (тем или иным способом) на гладкой части корпуса забойного двигателя (рис. 3.3, б) интенсивность безориентированного спада возрастает. Для этого стабилизатор следует крепить на корпусе забойного двигателя на 1,3-1,8 м выше ниппеля.

КНБК С КАЛИБРАТОРОМ И СТАБИЛИЗАТОРОМ

КНБК с двумя опорно-центрирующими элементами обладают более высокой устойчивостью, чем с одним. Это обеспечивает не только менее интенсивное локальное искривление ствола, но и более надежную стабилизацию зенитного угла и азимута скважины, особенно в неблагоприятных горно-геологических условиях, в том числе в мягких породах Западной Сибири.

КНБК с наддолотным калибратором и стабилизатором на ниппеле забойного двигателя (рис. 3.4) отличается повышенной устойчивостью к изменению нагрузки на забой, т.е. более предпочтительна для стабилизации ствола скважины. В мень-

Рис. 3.4. КНБК с калибратором и стабилизатором:

1 — долото; 2 — калибратор; 3 — стабилизатор; 4 — забойный двигатель

шей мере влияет на устойчивость такой КНБК и изменение ряда других параметров режима бурения, а также зенитного угла скважины. Наиболее эффективно использование этой КНБК в интервале осевых нагрузок 140-220 кН для наклонных скважин с зенитными углами до 30-40°. При этом длину маховика между долотом и калибратором лучше выбирать равной не менее 800-1200 мм.

КНБК с двумя ОЦЭ при проводке наклонных скважин наиболее эффективны в следующих случаях:

отклонение оси скважины от нормали к плоскости напластования пород;

резкая анизотропность пород;

частая перемежаемость пропластков пород различной твердости;

необходимость обеспечения прямолинейности ствола для предупреждения отдельных видов осложнений;

вскрытие бурением зоны продуктивных отложений: невысокая квалификация бурильщика и т.п.

При выборе по табл. 3.13-3.15 конструкций КНБК для условий стабилизации зенитного угла скважины следует принимать диаметры ОЦЭ, ориентируясь в первую очередь на отмеченные звездочкой.

Для стабилизации зенитного угла и азимута скважины расстояние от долота до калибратора следует принимать равным 500-1000 мм на участках ствола с зенитным углом до 15-30° и 500-2000 мм - при большем, вплоть до 90°.

Расстояние 1₂ между калибратором и стабилизатором для горизонтальных скважин лучше принимать равным 1,7-3,0 м при осевых нагрузках на забой 120-140 кН. В интервале 1₂ = = 1000+1700 мм компоновка, представленная на рис. 3.4, для 120,6-мм скважин становится малоустойчивой.

КНБК с двумя ОЦЭ можно использовать для малоинтен-

Диаметры ОЦЭ, мм, в зависимости от осевой нагрузки на долото Р (l_i = 210 мм, 1₂ = 1005 мм)

Р, кН			Зенитный угол, градус
Р, кН	3	7	11	15	30	45	60	90
40	120,5*	120,4*	120,2*	120,0*	120, 4*	118,9*	118,5*	118,0*
	118,7*	118,5*	118, 2*	117,6*	115,9*	115,5*	113,4*	111,9*
70	120, 2*	119, 7	119,3	118, 8*	117,0*	115,6*	114,5*	113,6*
	119,6*	118, 9	118,6	118, 0*	116,6*	115,7*	113, 9*	112,4*
100	120, 2*	119,8	119,3	118, 9*	117, 4*	116,0*	115, 0*	114,1*
	120,1*	119,5	119,0	118,6*	117,1*	116,4*	114,7*	111,8*
130	120, 3*	119,9	119,5	119,1*	117,8*	116,7*	115, 8*	115,0*
	117, 9*	116,9	116,1	115, 2*	113,7*	111,9*	109, 3*	107, 5*
П р и м е ч а н и е. Здесь и далее в табл. 3.14, 3.15 в числителе — калибратора, в знаменателе — стабилизатора.								диаметр

Таблица 3.14

Диаметры ОЦЭ, мм, в зависимости от длины участка (I2 = 1005 мм, Р = 100 кН)

lj, мм	Зенитный угол, градус
	3	7	11	15	30	45	60	90
210	120, 2*	119,8*	119,3*	118, 9*	117, 4*	116,0*	115, 0*	114,1*
	119,8*	117,5*	115,3*	113, 9*	111,8*	110,2*	109, 0*	107, 3*
500	118,9*	116,9	115,0	113, 0*	-	-	-	-
	117, 9*	115,3	113,4	111, 2*	-	-	-	-
750	117, 5*	113,8	110,2	-	-	-	-	-
	116,1*	112,0	107,4	-	-	-	-	-
1000	116, 0*	110,6	-	-	-	-	-	-
	113,6*	109,3	-	-	-	-	-	-
1500	113,2	-	-	-	-	-	-	-
	110,4	-	-	-	-	-	-	-
	110,7
2000
	107,3	-	-	-	-	-	-	-

Диаметры ОЦЭ, мм, в зависимости от длины участка I2 (l_l = 210 мм, Р = 100 кН)

I2, мм	Зенитный угол, градус
	3	7	11	15	30	45	60	90
1005	120,2	119,8	119,3	118, 9*	117, 4*	116, 0*	115, 0*	114,1*
	119,8	117,5	115,3	113, 9*	111, 8*	110, 2*	109, 0*	107, 3*
1500	120, 5*	120, 5*	120, 4*	120, 4*	120,2	-	-	-
	120,1*	116,3*	112,8*	109, 0*	106,2	-	-	-
2000	120,6	120,6	120,5	120, 5*	120, 4*	120,3*	120, 3*	120, 2*
	120,2	117,5	116,1	114,6*	112,8*	111,1*	109,7*	108, 3*
3000	120,6	120,5	120,4	120, 4*	120, 2*	120,0*	119, 8*	119,7*
	120,3	118,6	117,9	116,8*	115,5*	113,9*	112, 4*	111,2*
5000	120,6	120,5	120,4	120, 4*	120,1*	119,9*	119, 8*	119,7*
	120,5	119,8	119,1	118,6*	117,3*	116,2*	114,9*	113,0*

сивного набора или спада зенитного угла. Для малоинтенсивного набора зенитного угла следует при диаметре калибратора, выбираемому по табл. 3.13-3.15, уменьшать на 2-3 мм диаметр стабилизатора, по сравнению с принимаемыми по таблицам для условий стабилизации траектории ствола. Для малоинтенсивного спада, наоборот, диаметр стабилизатора надо увеличивать на 1,5-4,0 мм. При длине l₂ > 1000 мм КНБК по рис. 3.4 облегчает оперативное управление траекторией ствола горизонтальной скважины с контролем по телесистеме.

Радиальный люфт А забойного двигателя может компенсироваться увеличением диаметра стабилизатора на А/2.

КНБК С ДВУМЯ КАЛИБРАТОРАМИ

КНБК с двумя калибраторами (рис. 3.5) несколько менее эффективна, чем представленная на рис. 3.4. Ее целесообразно использовать при наличии на буровой калибраторов, изношенных по диаметру до 112-116 мм и более, с нагрузкой на забой не выше 100 кН (см. табл. 3.16-3.19). Длина наддолотного маховика в ней практически не влияет на устойчивость КНБК. А наличие возможности варьирования длиной маховика между калибраторами, а также между верхним калибратором и шпинделем забойного двигателя расширяет функциональные воз-

Рис. 3.5. КНБК с двумя калибраторами:

1 — долото; 2 - калибратор К1; 3 - калибратор К2; 4 - забойный двигатель

можности КНБК с двумя калибраторами для безориентирова-ного управления траекторией наклонного ствола в целях стабилизации зенитного угла и азимута скважины.

Для стабилизации зенитного угла выбираются КНБК с диаметрами калибраторов, в первую очередь, отмеченных в табл. 3.16-3.19 звездочкой. При установке между долотом и нижним калибратором дополнительно переводника из УБТ длиной 1000-1500 мм стабилизация зенитного угла и азимута скважины улучшается. При износе нижнего наддолотного калибратора до диаметра 118 мм и менее, а верхнего - менее 116-114 мм следует увеличить расстояние между ними, уста-

Таблица 3.16

Диаметры калибраторов, мм, в зависимости от осевой нагрузки на долото Р (l_l = 210 мм, l₂ = 680 мм, l₃ = 790 мм)

Р, кН			Зенитный угол, градус
	3	7	11	15	30	45	60	90
40	119,5*	119,3*	119,0*	118,7*	117,7*	117,5*	117,2*	116, 8*
	120,0*	119,4*	119,1*	118,9*	117,8*	117,6*	117,4*	117, 0*
70	116,9*	116,0*	115,2*	114,3*	112,9*	111,0*	109, 8*	107, 5*
	118,4*	117, 8*	117, 0*	116,1*	114,9*	112,3*	111,5*	110,8*
100	116,6*	115,8*	114,3*	113, 4*	111, 8*	110,1*	108, 5*	107,1*
	117,2*	116,7*	115,9*	114,1*	113,0*	111,3*	109,9*	108,1*
130	116,8*	115,6	114,4	113,7	112,2*	111,4	110,5	109,2
130	114,3*	112,9	112,0	110,7	109, 4*	108,2	106,9	105,6
П р и м е ч а н и е. Здесь и далее в табл. 3.17-3. калибратора 1, в знаменателе - калибратора 2.						9 в числителе -		диаметр

Диаметры калибраторов в зависимости от длины участка /₄ (/2 = 680 мм, /3 = 790 мм, Р = 100 кН)

/j, мм	Зенитный угол, градус
	3	7	11	15	30	45	60	90
210	116,6*	115,8*	114,3*	113, 4*	111,8*	110,1*	108, 5*	107,1*
	117, 2*	116,7*	115,9*	114,1*	113,0*	111,3*	109, 9*	108,1*
500	116,7	114,9*	113,2*	111, 9*	109,7*	-	-	-
	118,5	116,7*	115,3*	113, 8*	110,6*	-	-	-
750	116,8	112,0*	107,3*	-	-	-	-	-
	115,3	111,4*	108, 0*	-	-	-	-	-
1000	116,9	112,2*	107,4	-	-	-	-	-
	114,0	110,1*	107,2	-	-	-	-	-
1500	115,7	112,0*	108,3	-	-	-	-	-
	113,2	109,6*	106,7	-	-	-	-	-
2000	114,6	113,8*	-	-	-	-	-	-
	111,1	107,2*	-	-	-	-	-	-

Таблица 3.18

Диаметры калибраторов в зависимости от длины участка /2 (/₄ = 210 мм, /3 = 790 мм, Р = 100 кН)

/2, мм	Зенитный угол, градус
	3	7	11	15	30	45	60	90
680	116,6*	115,8*	114,3*	113, 4*	111,8*	110,1*	108, 5*	107,1*
	117, 2*	116,7*	115,9*	114,1*	113,0*	111,3*	109, 9*	108,1*
1000	114,1*	112,3*	110, 4*	108,7*	-	-	-	-
	112,9*	110,7*	108,3*	106,9*	-	-	-	-
1500	110,6*	108, 3*	-	-	-	-	-	-
	109, 0*	107,7*	^_	^_	^_	^_	^_	^_
2000	108, 5*	-	-	-	-	-	-	-
	107, 5*	^_	^_	^_	^_	^_	^_	^_

Диаметры калибраторов в зависимости от длины участка /3 (/₁ = 210 мм, /₂ = 680 мм, Р = 100 кН)

/3, мм	Зенитный угол, градус
	3	7	11	15	30	45	60	90
790	116,6	115,8	114,3	113,4	111,8	110,1	108, 5*	107,1*
790	117,2	116,7	115,9	114,1	113,0	111,3	109, 9*	108,1*
1000	116, 9*	116,0*	114,7*	113, 8*	112,2	110,5*	109, 0*	-
	115,9*	114,6*	113,3*	111, 9*	110, 8	109,5*	108, 0*
1500	117, 3*	116,6*	115,9*	114,6*	113,8	111,7	110, 8*	109,2
1500	116, 9*	116,0*	115,3*	113, 9*	112,6	111,0	109, 8*	108,3
2000	118,6*	117,5*	116,9*	116,2*	115,0	113,8	112, 2*	111,6
2000	117, 9*	117,0*	116,4*	115, 8*	114,1	112,9	111, 2*	110,4
3000	119,5*	119,0*	118,3	117,4	115,9	114,8	112,9	111,8
3000	119,0*	118,3*	117,4	116,0*	115,4	113,8	113,0	112,1
5000	120,1*	119,3*	118,8	118,0	116,7	115,1	113,7	112,6
5000	119,6*	119,1*	118,9	118,2	117,0	116,0	115,1	114,3

навливая дополнительный переводник. Но в этом случае устойчивость КНБК несколько снижается. Увеличением длины /₃ до 1,5—3,0 м можно снизить интенсивность искривления ствола в интервалах зенитных углов 20-90°.

Дополнительная регулировка, например, для стабилизации зенитного угла и азимута скважины, обеспечивается использованием переводников различной длины /₄ (см. рис. 3.5) или подбором диаметра второго калибратора, имеющего меньшую величину, чем первый, более близко расположенный к долоту.

Малоинтенсивный набор зенитного угла а обеспечивается: увеличением диаметра наддолотного калибратора при нижнем, соответствующем табличному;

уменьшением диаметра верхнего калибратора. Малоинтенсивный спад угла а обеспечивается: уменьшением диаметра наддолотного калибратора; увеличением диаметра верхнего калибратора. Малоинтенсивный набор или спад зенитного угла лучше обеспечиваются соответственно увеличением или уменьше-

нием диаметра нижнего (наддолотного) калибратора (до 4

7 мм) при неизменном диаметре верхнего, подбираемого по табл. 3.16-3.19 и при нагрузке на забой Р = 70+100 кН. При вскрытии пласта бурением нагрузка на долото уменьшается.

3.5. ВЫБОР МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМОГО РАДИУСА ИСКРИВЛЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА

Радиус искривления (участка набора зенитного угла) не должен быть менее какого-то определенного значения, обусловленного следующими факторами:

возможностью спуска через участок набора элементов бурильного инструмента (турбобура, УБТ, бурильных труб) или обсадной колонны без превышения предела текучести материала их, т.е. без образования в указанных элементах остаточной деформации (искривления) или возникновения аварийной ситуации;

исключением возникновения аварийной ситуации на участке набора зенитного угла (забуривания бокового ствола) от превышения предела прочности суммой изгибающих и растягивающих нагрузок в поперечном сечении колонны или при роторном бурении от усталостного разрушения бурильных труб;

возможностью спуска через искривленный участок оборудования для заканчивания (перфораторы, НКТ с пакерами и др.), исследования (пластоиспытатели и др.) и эксплуатации скважины (глубинно-насосное оборудование).

В промысловой практике наиболее распространены боковые ответвления ствола относительно небольшой длины (до нескольких сот метров), для которых обычно можно ограничиться анализом возможности спуска через искривленный участок колонны элементов низа бурильного инструмента. Поэтому в настоящем разделе рассмотрим только возможность спуска в боковой ствол основных элементов бурильной колонны. Более полное решение задачи достаточно подробно рассмотрено Н.А. Григоряном и другими исследователями (см., например, [23, 30]) и в настоящей работе не приводится.

Минимально допустимый радиус (м) искривления, ограничивающий возможность спуска бурильного инструмента, может быть определен по одной из следующих распространенных формул [l01]: для забойного двигателя с долотом длиной L_T

0.171L²

R„

(1,41m - 0, 41)D - d_T + 0,34a_TLT-(Ed_T) ¹ для УБТ (в нижней части колонны)

R _ ^Edy6T .

^Rmin “ ;

2а т

для верхней части колонны СБТ при наличии растягивающих нагрузок, вызывающих в трубах напряжения растяжения о_р,

^Rmin _

2(о т -о р ) ’

или с учетом коэффициента запаса прочности п = 1,4+1,6

R . _ _^Ed3_

^min 2[(aт/n) - 10(Р_р /F)]'

Здесь L_т - длина забойного двигателя, м; D, d_T, d_yбт и d₃ -наружные диаметры соответственно долота, забойного двигателя, УБТ и соединительного замка (или муфты) бурильных (или обсадных) труб, м; m >1 - коэффициент расширения ствола; Е = 2,1-10 МПа - модуль упругости стали; о_т - предел текучести материала элемента колонны, МПа; Р_р - растягивающая осевая нагрузка, кН; F - площадь поперечного сечения труб (по телу), см².

В табл. 3.20 представлены результаты расчета по приведенным формулам минимально допустимых радиусов кривизны в скважинах диаметрами 124,0 и 143,9 мм при т = 1 для следующих элементов бурильной колонны (влияние моментов

Таблица 3.20

Минимально допустимые радиусы искривления 124,0-мм и 143,9-мм боковых стволов

Диаметр скважины, мм

Элемент бурильной колонны

Rmin, М

124.0

124.0 143,9

124,0; 143,9 124,0; 143,9 124,0; 143,9

П р и м е ч а н и е. Ради) лентным радиусу скважины

Д1-105

Д-108

Д1-127

УБТ 104,8х50,3-Д

УБТ 120,6x50,8 (120,6х63,5)-Д

ТБПВ 73x9,19-Д

с изгиба бурильной колонны принят

31,4

27,7

41.2 28,9

33.3 49,6

эквива-

вращения колонны ротором, не превышающее М < 700+ +200 Н-м для 124,0-мм скважин и М_кр < 900+300 Н-м для 143,9-мм, как относительно незначительное, не рассматривается): винтовой двигатель Д1-105 (d = 0,106 м; L_т = 3,77 м; о_т = = 320 МПа), Д-108 (d_T = 0,108 м; L_т = 3,0 м), Д1-127 (d_T = = 0,127 м; L_т = 5,545 м);

УБТ 104,8х50,3-Д (о_т = 380 МПа) и УБТ 120,6x50,8 (или 120,6x63,5);

ТБПВ 73x9,19-Д (о_т = 380 МПа; d₃ = 0,1048 м; F = = 18,42 см²) при Р_р = 60 кН; п = 1,5.

Полученные результаты минимально допустимых радиусов кривизны практически совпадают с наблюдаемыми при бурении боковых ответвлений стволов в Урало-Поволжье. При роторном бурении для труб ТБПВ 73x9,19 допустимые радиусы искривления будут незначительно выше приведенных в табл. 3.20.

3.6. ВЫБОР СХЕМЫ И ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ЛОКАЛЬНОГО ИЛИ СПЛОШНОГО РАСШИРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Возрастающие объемы бурения боковых ответвлений стволов из ранее пробуренных скважин выдвигают и необходимость решения ряда новых задач. Среди них и рассматриваемые в работе условия обеспечения герметичности заколонного пространства всегда эксцентрично смещенной относительно оси наклонного или горизонтального участка ствола эксплуатационной колонны, что может потребовать сплошного (по всей длине колонны) или локального (по отдельным участкам) расширения ствола, ограничиваемого:

максимально допустимой величиной, при превышении которой цементный раствор на отдельных участках скважины не сможет вытеснить промывочную жидкость из наиболее узкого зазора между нижней стенкой ствола и нижней стенкой обсадной колонны;

минимальной величиной, лимитируемой предельно допустимым по тем или иным причинам гидравлическим сопротивлением заколонного пространства.

На основании проведенных исследований и анализа известных решений ниже представлены формулы для определения рациональных интервалов расширения бокового ствола скважины. Так, для проводки бокового ответвления из 215,9-мм скважины, ранее обсаженной 146-мм обсадными трубами, используются долота диаметрами 120-124 мм. При наблюдаемой на промыслах достаточно большой длине ответвления для снижения гидравлических потерь в заколонном пространстве может возникнуть необходимость расширения ствола, например, с помощью расширителя РШ-116/137 конструкции Баш-нипинефти с самовыдвигающимися только при расширении или проработке скважины режущими элементами (при спускоподъемных операциях диаметр расширителя составляет 116 мм). Полученный для этих условий с целью обеспечения герметичности заколонного пространства предельно допустимый диаметр расширения в зависимости от реологических свойств цементного и глинистого растворов не должен превышать 130-155 мм.

Исходя из номенклатуры освоенного промышленностью оборудования для заканчивания, исследования и освоения скважин рациональным для крепления боковых ответвлений стволов следует считать использование эксплуатационных колонн из разработанных ВНИИТнефтью 102-мм обсадных труб. Однако в скважинах, ранее обсаженных 146-мм эксплуатационными колоннами (большая часть действующего фонда), при использовании 102-мм труб возникает необходимость дополнительного расширения бокового ответвления ствола со 120-124 мм до какой-то величины, обеспечивающей предотвращение наблюдаемой на промыслах негерметичности заколонного пространства. Такое расширение может быть осуществлено с помощью раздвижных шарошечных или плашечных расширителей.

Выбор схемы расширения (по всей длине ствола, локальная - с созданием искусственных каверн или комбинация обеих схем) производится в зависимости от условий залегания продуктивного горизонта, проходимости и оснастки обсадной колонны, наличия возможных осложнений при заканчивании и последующей эксплуатации скважины и некоторых других факторов.

Поскольку вне зависимости от схемы расширения на наклонных и горизонтальных участках скважины колонна всегда “лежит” на нижней стенке ствола, для всех схем обязательна проверка минимально и максимально допустимых диаметров расширения ствола, при которых обеспечивается качественная изоляция заколонного пространства с учетом основных геологотехнологических факторов и используемого для цементирования скважины оборудования.

Очевидно, что максимальный диаметр расширения выбирают, исходя из условия полного заполнения заколонного прост

ранства тампонажным раствором на отдельных участках скважины (для обеспечения изоляции, в первую очередь, продуктивного и водоохранного комплексов) с учетом имеющейся оснастки обсадной колонны и режима тампонажа скважины. Минимальный диаметр определяют, исходя из наибольшего допустимого гидравлического сопротивления заколонного пространства при цементировании эксплуатационной колонны. Рассмотрим оба вопроса отдельно.

Выбор максимально допустимого диаметра расширения ствола. При эксцентричном размещении рассматриваемого участка, например в зоне продуктивного комплекса, эксплуатационной колонны на наклонной или горизонтальной части ствола полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором для вязкопластичных жидкостей (к которым относится большая часть цементных и глинистых растворов) обеспечивается при какой-то минимальной скорости закачки жидкости в скважину (рис. 3.6 и [31]).

Действительно, для того чтобы исключить в процессе тампонажа скважины возникновение застойных зон, необходимо в наиболее узкой части эксцентричного кольцевого пространства обеспечить движение жидкости, превышая воздействием перепада давления р на единицу длины колонны величину динамического напряжения сдвига т₀ тампонажного или глинистого раствора. В этом случае расход жидкости через элементарный сегмент с бесконечно малой длиной дуги dl = R dm (см. рис. 3.6) эквивалентен какой-то величине

до = dm. (3.21)

2kR 2я

Подставляя в полученное выражение расход Ок [32] через элементарный сегмент, интегрируя его по всему периметру кольцевого пространства и отбрасывая пренебрежимо малые слагаемые, после преобразований получим формулу для определения минимальной производительности цементировочных агрегатов, обеспечивающей течение тампонажного раствора через все сечение эксцентричного затрубного пространства, в виде [31]:

лл 0

^О^к “

4 Л 2

Ь - iWa² + ^ + А² (_Д² + 3_е²) _ 1ЗД³ ^2 + 5_е² + 15^

36 j I 2 I 36 72r6 I 8Д² I

Рис. 3.6. Схема к выбору геометрических параметров расширения бокового ствола скважины:

а — полностью расширенный ствол; б - участок локального расширения: 1 -начальный ствол скважины; 2 - расширенный ствол; 3 — эксплуатационная колонна; 4 — центрирующий фонарь

где т₀, ц - соответственно динамическое напряжение сдвига и вязкость тампонажного раствора или промывочной жидкости; е - допустимый или фактический (определяемый в зависимости от центрирующей оснастки колонны в зоне продуктивного комплекса) эксцентриситет смещения обсадных труб на рассматриваемом участке скважины; R - радиус скважины; r -наружный радиус обсадных труб; 6 = R - r - е; А = R - г.

Полученное решение в частном случае при эксцентриситете смещения е = 0 полностью совпадает с исходным [32] для определения расхода Qj! при структурном режиме течения вязкопластичных жидкостей в концентричном кольцевом пространстве.

На рис. 3.7 (верхняя часть) показано найденное по формуле (3.22) влияние диаметра скважины на требуемый минимальный расход жидкости, обеспечивающий течение некоторых видов цементных и глинистого растворов по всему периметру сечения эксцентричного кольцевого пространства. Полученная графическая зависимость позволяет легко определить диаметр расширения ствола скважины для колонны 102-мм обсадных труб при условии, когда эксцентриситет смещения колонны относительно оси скважины согласно нормативным ма-

Рис. 3.7. Влияние допустимых потерь давления [Ар] в кольцевом пространстве и минимально требуемого расхода жидкости [OJ**] на выбор диаметра расширения ствола скважины:

Номер кривой на рисунке..............................................1 2 3

Раствор.............................................. Цементный Глинистый

То, Па..................................................................................................21 10 1,9

г), Па-с..............................................................................................0,014 0,02 0,009

териалам ВНИИКРнефти (разработанным в свое время для вертикальных скважин) не превышает 1/4 разности диаметров скважины и наружного труб. Из рис. 3.7 очевидно, что на качество изоляции заколонного пространства в первую очередь влияет соотношение т₀/^ цементного раствора, а не непосредственно его реологические параметры. Анализ полученного решения наглядно подтверждает недопустимость использования в отличие от распространенных нормативных материалов фиксированного значения эксцентриситета смещения на различных участках стволов наклонных и горизонтальных скважин. Доминирующее влияние соотношения т₀/^ показывает, что полнота замещения промывочной жидкости тампонажным раствором существенно, вплоть до многократного варьирования, зависит от химической обработки цементных растворов, например, сульфит-спиртовой бардой и ее производными.

С повышением плотности условия замещения глинистого раствора тампонажным улучшаются, например, по сравнению с химической обработкой, в кратно меньшей мере, что не всегда учитывается технологами.

Рядом исследователей процесс замещения одной жидкости другой разделяется на две фазы [33]:

1) вытеснения, наступающую с момента начала течения жидкости до появления границы раздела в кольцевом сечении;

2) вымывания, которая начинается сразу же за фазой вытеснения и заканчивается полным освобождением канала от вытесняемой жидкости.

Но при неполном вытеснении жидкости всегда остаются условия для возникновения заколонных микроперетоков, которые в процессе последующей эксплуатации скважины неизбежно переходят в макроперетоки с сопутствующими отрицательными результатами. К сожалению, можно отметить, что несмотря на обширность проведенных в рассматриваемой области исследований до настоящего времени отсутствуют выводы о том, какими должны быть параметры промывочных и буферных жидкостей и режимы закачивания цементных растворов, улучшающих вытеснение [33].

В целом из анализа приведенных результатов видно, что наилучшие условия замещения промывочной жидкости в эксцентричном кольцевом пространстве обеспечиваются тампо-нажными растворами с минимальной величиной соотношения т₀/^. Значительный разброс этих реологических параметров у различных исследователей объясняется разными условиями затворения растворов и используемой аппаратурой, зависимостью реологических свойств от водоцементного отношения, минералогического состава, тонкости помола цементного клинкера, давления, температуры, состава и концентрации химических реагентов и др. Намного меньше на эти свойства влияет плотность вытесняющего и вытесняемого растворов.

При ориентировании на допускаемую существующими нормативными материалами фиксированную величину эксцентриситета смещения полное замещение может оказаться невозможным. В ряде случаев удовлетворительное замещение может быть обеспечено при одинаковых реологических свойствах растворов путем увеличения подачи жидкости в скважину, например за счет применения большего количества цементировочных агрегатов.

Поскольку со снижением длины эксцентричного участка проще устраняется застойная зона, необходимо большее внимание уделять и устранению возможного влияния желобообра-зования. В частности, если обсадная колонна перекрывает вход или выход из желоба, то заполнение его тампонажным раствором будет затруднено. К сожалению, тщательному формированию ствола в виде правильного цилиндра до настоящего времени не уделяется необходимого внимания из-за сопутствующего удорожания стоимости бурения. Не меньшее влияние на формирование застойных зон оказывает локальное искривление ствола в виде винтовой спирали. В этих условиях наилучшее качество цементирования обеспечивается сочетанием качественной промывки скважины перед цементированием с тщательным подбором буферной жидкости, химической обработкой глинистого и тампонажного растворов и увеличением расхода жидкости, закачиваемой в скважину, путем дополнительного специального управления работой цементировочных агрегатов в отдельные моменты процесса тампонирования.

Выбор минимально допустимого диаметра расширения ствола. Минимально допустимый диаметр расширения ствола скважины для эксцентричного кольцевого пространства можно определить, исходя из максимально допустимой для данного разреза скважины величины гидравлического сопротивления [Ар] между стенками ствола и рассматриваемого участка колонны обсадных труб, например по приближенной формуле Гродде [34]:

[Ар] =--+-³!⁰-, (3.23)

(R - г)²(1 + 3е² /2) ^(R ~ ^r)(1 + ^e)

где v_m = Q/F - средняя скорость течения жидкости в кольцевом пространстве с площадью поперечного сечения F; е = = e/(R - r).

Результаты расчетов для скважин различных диаметров и 102-мм эксплуатационной колонны, найденные по формуле (3.23) без учета влияния муфтовых соединений, представлены на рис. 3.7 (нижняя часть).

Из сопоставления графических зависимостей верхней и нижней частей рис. 3.7 следует, что определяющую роль в выборе диаметров расширения ствола для боковых ответвлений стволов со 102-мм эксплуатационными колоннами играют не гидравлические сопротивления заколонного пространства, а условия его качественной герметизации. Именно это условие и должно предопределять выбор диаметра расширения, исходя из максимально допустимой его величины.

Выбор схемы расширения. Перейдем теперь к выбору схемы расширения. Очевидно, что сплошное расширение (см. рис. 3.6, а) обеспечивает повышение проходимости колонны и снижение гидравлического сопротивления за колонной, но в то же время может вызвать нарушение герметичности кольцевого пространства. Действительно, при ее использовании снижается гидравлическое сопротивление у верхней стенки скважины, а у нижней - остается почти неизменным. В этом случае для вытеснения промывочной жидкости по всему периметру заколонного пространства необходимо увеличение расхода закачиваемого в скважину цементного раствора. Максимально допустимое расширение ствола определяется из формулы (3.22).

В случае же локального расширения (см. рис. 3.6, б) герметичность заколонного пространства, наоборот, улучшается. Диаметр локального расширения находят из формулы (3.22), а длину - из выражения

L_K = 2L0 + L_rn, (3.24)

где L₀ - длина участка неустановившегося и неравномерного по периметру сечения потока течения жидкости, определяемая экспериментальным путем или в первом приближении по аналогии с внезапным расширением или сужением потока, принимаемая равной L₀ = 0,5+1,4 м; L_ra - длина зоны течения потока по всему периметру, на которой обеспечивается герметичность заколонного пространства.

В соответствии с исследованиями З.Ш. Ахмадишина [35, с. 12] эта длина может быть определена исходя из условия

L _гп > ~~^Арзп~~ , (3.25)

2 МПа/м

где Ар_зп - перепад давления между пластами.

В случае невозможности по горно-геологическим условиям

Рис. 3.38. Совмещенная (до и после локального расширения) кавернометрия скв. 1519 С Туй-мазинской площади (над кровлей и под подошвой продуктивного пласта):

1, 2 — номинальный и расширенный ствол соответственно

соблюдения условия (3.25) вместо центрирующего фонаря по одному из краев зоны локального расширения (см. рис. 3.6, б) целесообразна установка герметизирующего пакера [24]. Кроме того, чем ближе фонари к зоне локального расширения, тем меньше эксцентричность смещения колонны относительно оси скважины и, следовательно, выше качество герметизации заколонного пространства.

При необходимости дополнительного снижения гидравлического сопротивления заколонного пространства используется комбинация сплошного и локального расширения ствола.

В соответствии с результатами проведенного анализа в Башнипинефти разработаны конструкции КНБК для расширения и проработки ствола расширителем РШ-116/137, выбор которых для каждой конкретной группы скважин должен осуществляться индивидуально с последующей увязкой с технологическим режимом расширения или проработки ствола.

Результаты локального расширения ствола над продуктивным горизонтом и под ним в целях повышения качества изоляции продуктивного коллектора представлены на совмещенной (до и после локального расширения) кавернограмме скв. 1519 С Туймазинской площади в Башкирии (рис. 3.8).

Гпава 3

АНАЛИТИЧЕСКОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ

О ПРИТОКЕ ЖИДКОСТИ К ВЕРТИКАЛЬНОЙ ТРЕЩИНЕ ГИДРОРАЗРЫВА КОНЕЧНОЙ ПРОВОДИМОСТИ

Исследуется плоское стационарное течение однородной несжимаемой жидкости в пласте, содержащем вертикальную трещину гидроразрыва эллиптической формы. Фильтрация в пласте и в трещине подчиняется закону Дарси. Получено точное решение задачи о притоке к трещине конечной проводимости при наличии в окрестности трещины области, отличающейся по проницаемости от остального пласта [43, 167]. На основе полученного решения оценивается влияние параметров загрязненной зоны на производительность скважины, пересеченной трещиной гидроразрыва конечной проводимости.

3.1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Рассматривается плоская стационарная фильтрация однородной жидкости, обусловленная точечным источником (стоком) интенсивности Q, расположенным в центре конфокальных эллипсов с полуосями l, w и a, b соответственно и фокусным расстоянием f a² - b² = l² - w² = f². Эллипсы ограничивают включения, отличающиеся от основного пласта по проницаемости (рис. 3.1). Предполагается, что пласт имеет постоянную толщину h и проницаемость к\. Включение, моделирующее трещину гидроразрыва, характеризуется проницаемостью к₂ и полуосями l и w, соответствующими полудлине и полуширине трещины. Область, заключенная между

У	» ®

	--**-^1 )^а*** X

Рис. 3.1. Три области фильтрации:

1 - пласт, 2 - трещина, 3 - загрязненная зона

эллипсами, имеет проницаемость к₃. При к₃ < к₁ эта область моделирует загрязненную зону. Если движение жидкости в пласте и в трещине подчиняется линейному закону фильтрации, то распределение потенциала ф в каждой области определяется уравнением Лапласа

Аф_± = 0; ф_± =

kjhpj Ц '

(3.1)

где pi - давление; ц - вязкость жидкости; индекс i = 1 соответствует внешней области, индекс i = 2 - трещине, индекс i = 3 - области, окружающей трещину. Перейдем к комплексной переменной Z = ге^1а и комплексному потенциалу Ф = ф + iy, где г - расстояние от источника; а - полярный угол, отсчитываемый от направления, определяемого большой осью трещины (см. рис. 3.1); у - функция тока рассматриваемого течения. Тогда общее решение рассматриваемой задачи представляется как

Ф₂ =— lnZ + k₂ IDnZ^z

2я п=о

Q х

^Ф3 = Q ^ln^Z + ^k3 IGn^z²ⁿ. ²^ n = —X

(3.2)

Здесь B_n, D_n, G_n - произвольные вещественные коэффициенты. Границы трещины и окружающей ее области в комплексной форме имеют вид

^f ti , 2 — 2t — e 11 + q e 2q

l— w l+ w

-2^ffe^ti1 + p²e ²^tij; p = J-—^b . (3.3)

— + ^P

P ei

2p M a + b

На линии раздела областей давление и функция тока должны быть непрерывны [81, 85]. Таким образом, условия сопряжения решений (3.2) на границах (3.3)

— ReФ₃ Z_j) = — ReФ. Z_j) ; ImФ₃ Z_j)= ImФ_j (Z_j) ; j= 1,2. (3.4)

^k3 ^kj

3.2. ПОСТРОЕНИЕ РЕШЕНИЯ

Вдоль линий (3.3) справедливы представления:

„— 2n / .&~\—2n2n — 2nti , 2 — 2ti^—2n

—2n —2n 2n —2nti 2 —2ti

Z1 = ¹f²⁾ p ^e t¹+p^e )

( X

—2n 2n —2nti k 2k —2kti

= ¹ f²⁾ p ^e T I ^—1) p ^e

V k= 0

Эти ряды сходятся, так как являются суммами геометрических прогрессий, знаменатели которых по модулю меньше единицы. Следовательно, ряды по отрицательным степеням Z₂ и Z₁ в уравнениях (3.4) могут быть представлены в виде

X X X X

Zn — 2n , 2n — 2nti ^ — _ — 2n 2n — 2nti

^Bn^Z1 = I ^Anp ^e ; I^G—n^Z1 = I ^Enp ^e ;

n=1 n=1 n=1 n=1

Zri t-7 — 2n V"* т-j 2n — 2nti

G—n^Z2 = I ^Enq ^e .

n=1 n=1

Здесь A_n и E_n - вещественные коэффициенты. Ряды по положительным степеням Z₂ и Z₁ с учетом (3.3) преобразуются следующим образом:

^f | ry— 2n_t^2nti ²ⁿ ^ k ^2 (2n—k)e— 2ti2n—k) | =

Z_ _г-₇2П V"* _ — 2n 2nti ^ k

^Dn^Z2 =I^Dn\ — | q ^e i Ic₂nq

n =1 n=1 \ ^{2 J} \k= 0

n , I v* T-ч I ^f I s>k—n — 2n

X f f\*ⁿ X I X

= IDn I - I C2n + l! I Dk\ -7 I Ckkⁿq~² X

n=1 \^{2 J} n=ilk=n \²

(l + q⁴ⁿ)cos2nt+ j(l — q⁴ⁿ)sir?nt

^f I ^.— 2n^2nti| ^ k ^2 (2n—k)e— 2ti^2n—k) | =

IGnZ2²ⁿ = IgJ ~ I q-²ⁿe^2nt] Ioknq-

n=1 n=1 \ ^{2 J} V k= 0

X _f ²ⁿ X _I X _f ^2k

= IgJ-I Cjn + l"l GkI-I Ck— V²ⁿ X

n=1 \^{2 J} n=1lk=n \² у

(1 + q⁴ⁿ)cos2nt+ i — q⁴ⁿ)sir?nt

Z~ _,2n v"¹¹ si I ^fI — 2n 2nti ^„k 2(2n—k) — 2tji2n—k) I

^Gn^Z1 = I^Gnl“| p ^e II ^C2np ^{a i}⁾ ' =

n=1

k= 0

n=1

²ⁿ X _I X ²^k

= I gJ ¦^f) Cjn + l!l Gk11] c^—ⁿ p~²ⁿ X

' n| 2 I -2П ¹ I Lu ^sJS k, 2

- ^2J n=11 k=n \²

n=1

(1 + p⁴ⁿ)cos2nt+ j(l — p⁴ⁿ)sir?nt

m i

C^k =

(3.6)

m i= 1 • 2 • 3 • ..• m .

2 I

ki( m — k) i'

Поскольку | e~²ⁿq I < 1 и | e^-2tip² I < 1, вдоль кривых (3.3) справедливы разложения

lnZ₂ = Ij^- + it- Iq

2n —1)^П+1 —2nti

Подставляя выражения (3.5)-(3.7) в уравнения (3.4) и приравнивая соответствующие коэффициенты при sin 2nt, cos 2nt, n = 1,

2, 3 ... и свободные члены, получим

^An =

^En =

Q	—1)ⁿ
2rnk₁	n
Q	—1)ⁿ
2nk₃	n

1—

1 + &₁) X — &₂) 1 — q⁴ⁿ&₂ + p⁴ⁿ&₁(l^— q ⁴ⁿ&2)_ 1 + &₁p⁴ⁿ) X — &₂)

(3.8)

(3.9)

¹ — q⁴ⁿ&2 + p⁴ⁿ&1⁽¹ — q~ ⁴ⁿ&2) -

k—n ^Q^—
1)П

&₁1 — &₂)p '

iGk

C - = ^C2k

(3.10)

₌ ^kV2

k=n V ²

2%k3 n 1 — q⁴ⁿ&₂ + p⁴ⁿ&₁(1 — q-⁴ⁿ&.

4n 4n

&1^p
— &2^q

k—n ^Q^—1)

I ^Dki- | ^C2k

k=n V ²

(3.11)

^2л22 ⁿ 1 — q⁴ⁿ&2 + p⁴ⁿ&1(1 — q~⁴%)‘

-^Q2;I^-&llH^{-lnp|;
<3Л2)}

₌ ^kV2

k=1 V ²

2&,

ln^- — lnq | — 2

I Dk

k=1

^C2k = ^B0 ^D0

2&,

(3.13)

(3.14)

Так как C₂_k = C₂_k при n < k имеем

Z²^k = ICf 2)²V^{<2 n)} = Ickⁿf 2)^2k(v²ⁿ + v ²ⁿ)+ ck:_k(f2)²^k. (3.15)

С учетом (3. 10)-(3. 15) могут быть вычислены суммы рядов:

IG₂z22 =Q I —1>ⁿ[v²ⁿ lV^—2nl x

k=1 ²U^k3 n=1 ⁿ

&11 — & ₂pⁱⁿ

Q 2&1

(3.16)

+ ^B0 ^{— G}0 ^—

2nk₃ 1 + &₁ 2p

ID_kZ^2k =

k=1

2 n=1

, - j 2n , —2n

—1) |v²ⁿ + v I

2nk₀_n=

4n 4n

&1p — &2q

-i 4j , 4j — 4пл ч

1 — q &2 + p &1 1 — q &2)

(3.17)

2nk

1 + & ₂ 2q 1 + &₁ 2p

f 2&1

Сопоставляя выражения (3.3), (3.5) и (3.15) и учитывая равенства (3.8), (3.9), получим

_{X X X} ⁿ²ⁿ IG—kZ-²^k = IEjv²ⁿ = -Q- I-^—1)^ x

n=1 ¹²U^k3 n=1

1 — & ₂)1 +&₁p⁴ⁿ) '

1 — q⁴ⁿ&₂ + p &₁(l — q ⁴ⁿ&₂)-

k=1

1 —

I BkZ-^2k = I Anv²ⁿ = k=1

n = 1 ²^^k1 n=1 ⁿ

1 — &2)X +&1)

(3.19)

1 —

Подстановка соотношений (3.16)-(3.19) в уравнения (3.2) дает распределение комплексного потенциала точечного источника, расположенного в центре включений, границы которых являются конфокальными эллипсами:

_ Q Q ^X —1)ⁿv²ⁿ

Ф₁ = — lnZ + k-,B₀ + — I-x

2л 2л _n=₁n

1 — & ₂) X + &₁)

1 —

—1)ⁿv²ⁿ

X I —7

n=1 n(

=¹³ n(1 — q⁴ⁿ&2 + p⁴ⁿ&1[1 — q ⁴ⁿ&21)J

X[1

—1)ⁿ[v

. Q ^X —1)ⁿ|v²ⁿ + v ²ⁿ |

Ф2 = k2B0 + — I-^L-^Jx

2 л n=1 n

4n 4n

&1p ^— &2q

^{1 —} q^An &2 + p⁴ⁿ&1^{(1 —} q ⁴ⁿ&2⁾

2&2

f 2&1

ln-

2 л 2л(1— &₂)

1 + &₂ 2q 1 + &₁ 2p

(— 1)²

^{2л 2=1} n(l — qⁱⁿ&2 + p⁴ⁿ&l[l — q⁴²&₂ ]) х [v²ⁿ(&₂ — q⁴ⁿ&₂ + p⁴ⁿ&₁[1—q^-4n&₂]) +v^—2n&₁(1— &₂ )p⁴ⁿ] +

Q 2&1

+ кэВо +--lnZ —

2л 1 + &₁ 2p

2 л

1— &₂ )lnZ — ¦ ²&¹

— ^k3^B0 +

1 +&₁ 2p

2 л

— Л f Л

ln H &₂ ln &₂ lnv

² ₂ ²

_Л ^ z - n — 2n 4n , 2n | 4n , 4n L —4пл

₊— 1 _— & )Jr ^—1) ^[v &1P +^{v —} q &2 + p &1^[1^—q &2

^2л^11—1 ^(l—q⁴ⁿ&₂ + p⁴ⁿ&₁[1 — q⁴ⁿ&₂

.])

При любых соотношениях проницаемостей к₁, к₂ и k₃ |&₁₂| < 1. Если пласт однородный, то k₁ = k₂ = к₃, поэтому &₁₂ = О,

Ф — lnZ + const

2л

Случай &₁ = О или &₂ = О соответствует трещине конечной проводимости в однородном пласте [37, 206]. При этом выражения (3.20) могут быть преобразованы к виду

Q f f ^ —1)ⁿv²ⁿ 1

^Ф1 ^—
kl^Bo + — ^lnr^{— lnv—
1—} &⁾Z-4^1= ^kl^Bo +

^2л ^ ² n—ln 1— q &)

+ | ln— + 1— &) ln—— — & lnv + 1— &)Z&^m lr[ 1 + q^im v² ]| ;

^2л V ^2
f m —1 у

1— q &

_f2

; (3.21)

2—	^k2^B0 +	fZ-
		²^л n —1
	f	2&
Q —	lnZ +	l	ⁿ₂^f_q
2л	V	& i ₁
	f	2&
Q	lnZ +	l	_nf
2л	V	& i ₁	2q

^{— k}2^B0 +

m —1

n+l 2n , — 2n л 4.

[v + v J &q

& =

^k2 + ^k1

Если включение имеет бесконечную проводимость, что соответствует идеальной трещине, то к₂ * <» , &₂ = 1 • При этом давление в трещине постоянно и решение (3.20) совпадает с полученным в [206] для описания притока к идеальной трещине, окруженной загрязненной зоной эллиптической формы:

Z — +

Ф1 = kiBo + — 2л

ln— + ln 2

• - 1

1 -& f 2&_л

-¹l^ +-—

1 + &1 2 1 + &1

lnp + ln—+

^Ф3 = ^k3^B0 +

¦ - 1

2л

Если к₃ >> к₂, &₂ = -1, то постоянно давление вне включения, контур которого является эквипотенциалью. Потенциал точечного источника, расположенного в центре пласта с эллиптическим контуром питания, согласно (3.20), имеет вид

- . 8m . 4m

1 + q + q

¦-2

_f2

Ф2 = k2Bo + Q-llf +? (- 1)"

2Л I f m =1

Отсюда после преобразований [18] может быть получена формула притока к скважине, расположенной в центре эллиптического пласта [81]:

4 J K q = exp - л — K

^pc ^pw

2лk₂h

l^f - ln^2K - lrnlk*\; Г ^л

Здесь K - полный эллиптический интеграл с модулем k*; р_с и p_w - значения давления на контуре питания и на скважине соответственно.

При &_j = -1, k₃ * да решение (3.20) для внешней области описывает распределение потенциала идеальной трещины [81].

При &_j = 1, kj * да давление во внешней области постоянно, контур большего эллипса является эквипотенциалью. В этом случае решение (3.20) описывает распределение потенциала трещины конечной проводимости, расположенной в центре пласта с эллиптическим контуром питания, конфокальным границе трещины. В частности, при р * да контур является удаленным, и решение задачи с точностью до константы совпадает с (3.21).

3.3. ПРИТОК К ОДИНОЧНОЙ ТРЕЩИНЕ КОНЕЧНОЙ ПРОВОДИМОСТИ, РАСПОЛОЖЕННОЙ В ЦЕНТРЕ КРУГОВОГО ПЛАСТА С УДАЛЕННЫМ КОНТУРОМ ПИТАНИЯ

Пусть r_w << f - радиус скважины, R_c >> f- радиус удаленного контура питания, на котором задано постоянное давление p_c.

При Z_w = r_we“ где I ZWI = r_w << cd, распределение (3.20) имеет вид:

2л

^k3^B0 +

н л .л ¹ &1-.

1 - &₂ да + &₂i—\--¹ lnr

^2
2 2 1 + &₁

1 + &1 1 - &-,

2&1 _lnf 1 + &₁2p

1 -&2)lnr -

lnre =

(3.22)

+ &2 ln--+ 1 - &2 ) ^

(&1P^{4n -} q⁴ⁿ&2 + p⁴ⁿ&1^[1^- q ⁴ⁿ&2 ])

¹ n(¹ - q⁴ⁿ&2 + p⁴ⁿ&1[1 - q~⁴ⁿ&2])

Здесь r_e - эффективный радиус скважины, пересеченной трещиной гидроразрыва.

Таким образом, в достаточно малой окрестности источника давление практически не зависит от полярного угла а:

UB₀ Q и _п

р, * — + ^т—т ^lnr. h 2лk₁h

Значения потенциала и давления на удаленном контуре Z_c = R_ce^ia определяются выражениями

Ф1 * k1Bo + ^Q lnZc ; Pc lnRc- (3.24)

2л h 2лklh

Вычитая давление (3.23) из (3.24), получим формулу притока к одиночной трещине конечной проводимости от удаленного контура:

Q = Qo ~~^lnRc/,^r~~ . (3.25)

^lnRc/r

Здесь Q₀ - приток к скважине без трещины:

Qo = ²⁷~~^lk1^hpc ^{- р}~~ . (3.26)

U ^lnRc/r

В случае, когда &j 9 0, т.е. загрязненная зона вокруг трещины отсутствует,

Q = Qo-^lRr-да-:-т . (3.27)

¹^-&2^)ln^Rc/r; + &2 ^ln2Rc/^{f 1
-}&2)Z&2 ^1-l-q⁴ⁿ⁾

n=1

Если трещина имеет бесконечную проводимость, т.е. &2 = j, формула (3.25) принимает вид

lnR_c/r Q = Q₍ ¹

ln2R_c/f- 2&^ 1 - &₁) lnp

Если вокруг скважины без трещины имеется загрязненная зона радиуса b, то приток определяется выражением

Q od = Qo--—-& _n
b/ . (3.28)

^lnRc/r, + ²&^^1
-&1^)1-ь/г

3.4. РАСЧЕТЫ ВЛИЯНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЗАГРЯЗНЕННОЙ ЗОНЫ НА ДЕБИТ СКВАЖИНЫ, ПЕРЕСЕЧЕННОЙ ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА

Анализ влияния загрязнения призабойной зоны на производительность скважин после гидравлического разрыва проводится на основе полученных выше соотношений.

В табл. 3.1-3.4 приведены значения безразмерного дебита Q/Q₀ в зависимости от полудлины трещины 1, отношения проницаемостей пласта и трещины k₂/k₁ и параметров загрязненной зоны: величины b, определяющей размеры загрязнения, и отношения k₃/k₁, определяющего его проводимость. В расчетах принято, что радиус контура R_c 9 500 м, половина раскрытия трещины w = = 2• J0^-3 м.

Графики безразмерного дебита скважины в зависимости от длины трещины гидроразрыва в пластах разной проницаемости приведены на рис. 3.2-3.4. Эти результаты показывают, что увеличение длины трещины не приводит к неограниченному росту дебита скважины, что подтверждает существование предельной длины трещины. Чем больше различаются проницаемости пласта и трещины, тем выше это предельное значение, т.е. в менее проницаемых пластах эффективны более длинные трещины. Влияние параметров загрязненной зоны на величину дебита наиболее существенно в случае коротких трещин, а также в высокопроницаемых пластах.

На рис. 3.5, 3.6 показано изменение дебита скважин в зависимости от размера b загрязненной зоны при различных длинах трещины гидроразрыва. Графики построены для пласта с проницаемостью 0,01 мкм² при проницаемости трещины 50 мкм². Рис. 3.5 соответствует случаю, когда проницаемость загрязненной зоны в 10 раз ниже проницаемости пласта, а рис. 3.6 - случаю, когда эти величины различаются в 2 раза. Наиболее существенно влияние размера загрязненной зоны на коэффициент продуктивности скважины до гидроразрыва: загрязнение радиусом 1 м при k₃/k_j = 0,1 приводит к снижению дебита скважины

k₂/k₁	l, м	b = 0 м,	b = 0,1 м			b = 0,5 м
		k₃/k₁ = 1	k3/k1 = 0,1	k3/k1 = 0,2	k3/k1 = 0,5	k3/k1 = 0,1	k3/k1 = 0,2	k3/k1 = 0,5
10⁵	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,98	1,94	1,97	1,98	1,81	1,90	1,96
	20	2,31	2,28	2,30	2,30	2,18	2,25	2,29
	50	2,89	2,87	2,88	2,89	2,81	2,86	2,88
	100	3,47	3,45	3,47	3,47	3,40	3,44	3,46
	200	4,14	4,12	4,14	4,14	4,07	4,12	4,14
2,5 ¦ 10⁵	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,99	1,96	1,98	1,99	1,82	1,91	1,97
	20	2,34	2,31	2,32	2,33	2,21	2,28	2,32
	50	3,00	2,98	2,99	2,99	2,91	2,96	2,99
	100	3,75	3,74	3,74	3,75	3,69	3,72	3,74
	200	4,86	4,86	4,84	4,85	4,81	4,82	4,85
510⁵	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	2,00	1,96	1,98	1,99	1,82	1,91	1,98
	20	2,34	2,32	2,33	2,34	2,22	2,29	2,33
	50	3,03	3,01	3,03	3,03	2,94	3,00	3,02
	100	3,87	3,85	3,86	3,86	3,79	3,84	3,86
	200	5,23	5,19	5,23	5,22	5,14	5,21	5,21
10⁶	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	2,00	1,96	1,98	1,99	1,82	1,92	1,98
	20	2,35	2,32	2,34	2,35	2,22	2,29	2,33
	50	3,05	3,04	3,04	3,05	2,97	3,01	3,04
	100	3,93	3,92	3,92	3,93	3,86	3,89	3,92
	200	5,45	5,47	5,44	5,45	5,41	5,41	5,44

k₂lk₁	1, м	^b II О ,		b = 1 м			b = 2 м			b = 5 м
		k₃lk₁ = 1	k3lk1=0,1	k3lk1=0,2	k3lk1=0,5	k3lk1=0,1	k3lk1=0,2	k3lk1=0,5	k3lk1=0,1	k3lk1=0,2	k3lk1=0,5
10⁵	0	1,00	0,25	0,43	0,75	0,22	0,38	0,71	0,18	0,33	0,67
	10	1,98	1,66	1,83	1,94	1,43	1,69	1,90	1,03	1,40	1,80
	20	2,31	2,07	2,20	2,28	1,88	2,10	2,25	1,48	1,85	2,17
	50	2,89	2,73	2,82	2,87	2,59	2,75	2,85	2,25	2,56	2,80
	100	3,47	3,34	3,41	3,46	3,23	3,36	3,44	2,94	3,21	3,40
	200	4,14	4,02	4,09	4,13	3,92	4,04	4,11	3,66	3,90	4,07
2,5-10⁵	0	1,00	0,25	0,43	0,75	0,22	0,38	0,71	0,18	0,33	0,67
	10	1,99	1,67	1,83	1,95	1,44	1,70	1,91	1,03	1,41	1,80
	20	2,34	2,10	2,22	2,31	1,90	2,12	2,28	1,49	1,87	2,20
	50	3,00	2,83	2,92	2,98	2,68	2,85	2,96	2,32	2,65	2,90
	100	3,75	3,62	3,69	3,73	3,50	3,63	3,72	3,17	3,46	3,67
	200	4,86	4,75	4,79	4,84	4,64	4,74	4,83	4,33	4,59	4,78
510⁵	0	1,00	0,25	0,43	0,75	0,22	0,38	0,71	0,18	0,33	0,67
	10	2,00	1,67	1,84	1,95	1,44	1,70	1,91	1,03	1,41	1,81
	20	2,34	2,10	2,23	2,32	1,91	2,13	2,29	1,50	1,87	2,21
	50	3,03	2,86	2,96	3,01	2,71	2,88	2,99	2,34	2,68	2,94
	100	3,87	3,72	3,81	3,85	3,59	3,74	3,83	3,25	3,57	3,79
	200	5,23	5,07	5,18	5,20	4,95	5,12	5,19	4,61	4,95	5,14
10⁶	0	1,00	0,25	0,43	0,75	0,22	0,38	0,71	0,18	0,33	0,67
	10	2,00	1,67	1,84	1,96	1,44	1,70	1,92	1,03	1,41	1,81
	20	2,35	2,11	2,24	2,32	1,91	2,13	2,29	1,50	1,88	2,21
	50	3,05	2,88	2,97	3,03	2,73	2,90	3,01	2,35	2,70	2,96
	100	3,93	3,79	3,86	3,91	3,66	3,80	3,90	3,30	3,62	3,85
	200	5,45	5,34	5,38	5,43	5,20	5,32	5,42	4,83	5,14	5,37
*Примечание*. Здесь и в табл. 3.2-3.4 l- полудлина трещины; b - размер загрязненной зоны; k₂lk₁ - отношение проницаемости трещины к проницаемости пласта; k₃lk₁ - отношение проницаемости загрязненной зоны к проницаемости пласта.

k₂lk₁	l, м	^b II О ,	b = 0,1 м			b = 0,5 м
		II _k3	k3lk1 = 0,1	k3lk1 = 0,2	k3lk1 = 0,5	k3lk1 = 0,1	k3lk1 = 0,2	k3lk1 = 0,5
10³	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,47	1,39	1,42	1,45	1,23	1,32	1,41
	20	1,49	1,41	1,44	1,47	1,25	1,34	1,43
	50	1,50	1,42	1,46	1,49	1,26	1,35	1,44
	100	1,51	1,42	1,46	1,49	1,26	1,36	1,45
	200	1,51	1,43	1,46	1,49	1,26	1,36	1,45
2,5 ¦ 10³	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,64	1,59	1,62	1,64	1,46	1,54	1,61
	20	1,70	1,65	1,68	1,69	1,53	1,60	1,67
	50	1,74	1,69	1,72	1,74	1,57	1,64	1,71
	100	1,76	1,71	1,73	1,75	1,58	1,66	1,72
	200	1,77	1,72	1,74	1,76	1,59	1,66	1,73
510³	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,76	1,72	1,75	1,76	1,60	1,68	1,74
	20	1,88	1,84	1,86	1,87	1,74	1,80	1,85
	50	1,97	1,93	1,95	1,96	1,83	1,90	1,94
	100	2,01	1,97	1,99	2,00	1,87	1,93	1,98
	200	2,03	1,99	2,01	2,02	1,89	1,95	2,00
10⁴	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,86	1,82	1,84	1,85	1,69	1,78	1,84
	20	2,04	2,01	2,02	2,03	1,91	1,98	2,02
	50	2,22	2,19	2,21	2,22	2,12	2,17	2,20
	100	2,31	2,28	2,30	2,31	2,20	2,26	2,29
	200	2,37	2,34	2,35	2,36	2,26	2,31	2,35

b = 0 м, k₃lk₁ = 1

k₃lk₁=0,1

k₃lk₁=0,2

k₃lk₁=0,5

k₃lk₁=0,1

k₃lk₁=0,2

k₃lk₁=0,5

k₃lk₁=0,1

k₃lk₁=0,2

k₃lk₁=0,5

1,00

1,47

1.49

1.50

1.51

0,25

1,11

1.14

1.15

0,43

1.25

1.26

1.27

1.28

0,75

1,38

1.40

1.41

0,22

0,97

1,00

1,01

0,38

1,14

1,16

1.17

0,71

1.34

1.35

1.36

0,18

0,75

0,80

0,81

0,33

0,97

1,00

0,67

1,26

1.27

1,00

1,64

1,70

1,74

1.76

1.77

0,25

1,34

1,43

1.47

1.48

0,43

1,47

1,54

1.58

1.59

1.60

0,75

1,59

1,64

1,68

1.70

0,22

1,18

1,29

1.33

1.34

1.35

0,38

1,37

1,45

1.48

1.49

1.50

0,71

1,55

1,60

1.64

1.65

1.66

0,18

0,88

1,05

1,11

1,12

0,33

1,16

1,27

1.31

1.32

0,67

1,46

1,53

1.56

1.57

1,00

1,76

1,88

1,97

2,01

2,03

0,25

1,48

1,64

1,74

1,78

1,80

0,43

1,61

1,75

1,84

1,88

1,89

0,75

1,72

1,83

1,92

1,96

1,98

0,22

1,29

1,49

1,62

1.65

1.66

0,38

1,50

1,66

1,76

1,79

1,81

0,71

1,68

1,80

1,89

1.93

1.94

0,18

0,95

1,21

1,38

1.42

1.43

0,33

1,26

1,47

1,59

1,62

1,63

0,67

1,59

1,73

1,82

1,85

1,87

1,00

1,86

2,04

2,22

2,31

2,37

0,25

1,56

1,82

2,04

2,13

2,18

0,43

1,71

1,92

2,12

2,21

2,26

0,75

1,82

2,00

2,19

2,28

2,33

0,22

1,36

1,66

1,92

2,01

2,05

0,38

1,59

1,84

2,05

2,14

2,18

0,71

1,78

1,97

2,16

2,25

2,30

0,18

0,99

1,33

1,67

1,77

1,82

0,33

1,33

1,63

1,89

1,98

2,02

0,67

1,69

1,90

2,10

2,19

2,23

3.3

k2lk1	l, м	b = 0 м,	b = 0,1 м			b = 0,5 м
		k3lk1 = 1	k₃lk₁ = 0,1	k₃lk₁ = 0,2	k₃lk₁ = 0,5	k₃lk₁ = 0,1	k₃lk₁ = 0,2	k₃lk₁ = 0,5
100	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,10	0,89	0,97	1,05	0,67	0,80	0,97
	20	1,10	0,89	0,97	1,05	0,67	0,80	0,97
	50	1,10	0,89	0,97	1,05	0,67	0,80	0,97
	100	1,10	0,89	0,97	1,05	0,67	0,80	0,97
	200	1,10	0,89	0,97	1,05	0,67	0,80	0,97
250	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,22	1,08	1,14	1,19	0,87	0,99	1,13
	20	1,23	1,08	1,14	1,20	0,88	0,99	1,13
	50	1,23	1,08	1,14	1,20	0,88	0,99	1,13
	100	1,23	1,08	1,14	1,20	0,88	0,99	1,13
	200	1,23	1,08	1,14	1,20	0,88	0,99	1,13
500	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,34	1,23	1,28	1,32	1,05	1,15	1,27
	20	1,35	1,24	1,28	1,32	1,05	1,16	1,27
	50	1,35	1,24	1,29	1,33	1,06	1,16	1,28
	100	1,36	1,24	1,29	1,33	1,06	1,16	1,28
	200	1,36	1,25	1,29	1,33	1,06	1,16	1,28
1000	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,47	1,39	1,42	1,45	1,23	1,32	1,41
	20	1,49	1,41	1,44	1,47	1,25	1,34	1,43
	50	1,50	1,42	1,46	1,49	1,26	1,35	1,44
	100	1,51	1,42	1,46	1,49	1,26	1,36	1,45
	200	1,51	1,43	1,46	1,49	1,26	1,36	1,45

3.3

b = 0 м,

k3lk1 = 1

k3lk1=0,1

k3lk1=0,2

k3lk1=0,5

k3lk1=0,1

k3lk1=0,2

k3lk1=0,5

k3lk1=0,1

k3lk1=0,2

k3lk1=0,5

1,00

1,10

0,25

0,57

0,43

0,71

0,75

0,93

0,92

0,22

0,48

0,47

0,38

0,63

0,71

0,18

0,38

0,37

0,33

0,53

0,52

0,67

0,82

0,81

0,87

1,00

1,22

1.23

0,25

0,76

0,43

0,90

0,75

1,08

1.09

0,22

0,64

0,38

0,80

0,71

1,04

1.03

0,18

0,50

0,33

0,68

0,67

0,97

0,96

1,00

1.34

1.35

1.36

0,25

0,93

0,94

0,43

1.07

0,75

1.23

1.24

0,22

0,80

0,81

0,38

0,96

0,97

0,71

1,18

0,18

0,62

0,64

0,63

0,33

0,82

0,81

0,67

1,10

1,00

1,47

1.49

1.50

1.51

0,25

1,11

1.14

1.15

0,43

1.25

1.26

1.27

1.28

0,75

1,38

1.40

1.41

0,22

0,97

1,00

1,01

0,38

1,14

1,16

1.17

0,71

1.34

1.35

1.36

0,18

0,75

0,80

0,81

0,33

0,97

1,00

0,67

1,26

1.27

3.4

k2lk1	l, м	b = 0 м,	b = 0,1 м			b = 0,5 м
		k3lk1 = 1	k₃lk₁ = 0,1	k₃lk₁ = 0,2	k₃lk₁ = 0,5	k₃lk₁ = 0,1	k₃lk₁ = 0,2	k₃lk₁ = 0,5
10	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,00	0,51	0,62	0,78	0,34	0,47	0,70
	20	1,00	0,51	0,62	0,78	0,34	0,47	0,70
	50	1,00	0,51	0,62	0,78	0,34	0,47	0,70
	100	1,00	0,51	0,62	0,78	0,34	0,47	0,70
	200	1,00	0,51	0,62	0,78	0,34	0,47	0,70
25	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,00	0,64	0,74	0,87	0,45	0,58	0,78
	20	1,00	0,64	0,74	0,87	0,45	0,58	0,78
	50	1,00	0,64	0,74	0,87	0,45	0,58	0,78
	100	1,00	0,64	0,74	0,87	0,45	0,58	0,78
	200	1,00	0,64	0,74	0,87	0,45	0,58	0,78
50	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,02	0,76	0,85	0,95	0,55	0,68	0,87
	20	1,02	0,76	0,85	0,95	0,55	0,68	0,87
	50	1,02	0,76	0,85	0,95	0,55	0,68	0,87
	100	1,02	0,76	0,85	0,95	0,55	0,68	0,87
	200	1,02	0,76	0,85	0,95	0,55	0,68	0,87
100	0	1,00	0,60	0,77	0,93	0,31	0,50	0,80
	10	1,10	0,89	0,97	1,05	0,67	0,80	0,97
	20	1,10	0,89	0,97	1,05	0,67	0,80	0,97
	50	1,10	0,89	0,97	1,05	0,67	0,80	0,97
	100	1,10	0,89	0,97	1,05	0,67	0,80	0,97
	200	1,10	0,89	0,97	1,05	0,67	0,80	0,97

3.4

b = 0 м,

k3lk1 = 1

k3lk1=0,1

k3lk1=0,2

k3lk1=0,5

k3lk1=0,1

k3lk1=0,2

k3lk1=0,5

k3lk1=0,1

k3lk1=0,2

k3lk1=0,5

1,00

0,25

0,29

0,43

0,42

0,75

0,67

0,22

0,25

0,38

0,71

0,64

0,63

0,18

0,21

0,20

0,33

0,67

0,61

0,60

1,00

0,25

0,37

0,43

0,51

0,75

0,74

0,22

0,31

0,38

0,45

0,71

0,18

0,25

0,33

0,39

0,67

0,66

1,00

1,02

0,25

0,46

0,43

0,60

0,75

0,83

0,82

0,22

0,38

0,53

0,71

0,79

0,78

0,18

0,31

0,30

0,33

0,45

0,44

0,67

0,74

0,73

1,00

1,10

0,25

0,57

0,43

0,71

0,75

0,93

0,92

0,22

0,48

0,47

0,38

0,63

0,71

0,18

0,38

0,37

0,33

0,53

0,52

0,67

0,82

0,81

0,87

Jl.'ird hC

Рис. 3.2. Графики зависимости безразмерного дебита жидкости от длины трещины для пласта с проницаемостью 10^-4 мкм²:

1 - k₂ = 50 мкм², k₃ = k₁; 2 - k₂ = 50 мкм², k₃ = 0,1k₁, b = 1 м; 3 - k₂ = 100 мкм², k₃ = k₁; 4 - k₂ = 100 мкм², k₃ = 0,1k₁, b = 1 м

ti ft) t(w tfv im

. f. ih'JliV m/li'IN.VirW. M

Рис. 3.3. Графики зависимости безразмерного дебита жидкости от длины трещины для пласта с проницаемостью 0,01 мкм²:

1 - k₂ = 50 мкм², k₃ = k₁; 2 - k₂ = 50 мкм², k₃ = 0,1k₁, b = 0,5 м; 3 - k₂ = 50 мкм², k₃ = 0,1k₁, b = 1 м; 4 - k₂ = 100 мкм², k₃ = k₁; 5 - k₂ = = 100 мкм², k₃ = 0,1k₁, b = 1 м; S - k₂ = 100 мкм², k₃ = 0,2k₁, b = 1 м

i* w jw> im im

J_i_L

Рис. 3.4. Графики зависимости безразмерного дебита жидкости от длины трещины для пласта с проницаемостью 1 мкм²:

1 - k2 = 50 мкм², k3 = k1; 2 - k = 50 мкм², k₃ = 0,1 k_b b = 0,1 м; 3 - k-i = 50 мкм², k = 0,1k1, b = 0,5 м; 4 - k2 = 50 мкм², k3 = 0,1k1, b = = 1 м; 5 - k = 50 мкм², k3 = 0,2k1, b = 1 м; S - k2 = 100 мкм², k3 = = k^ 7 - k2 = 100 мкм², k3 = 0,1k_b b = 1 м

0 Sff It№ ?№ 2W

Дмн 4

Рис. 3.5. Зависимость безразмерного дебита скважины после гидроразрыва от размеров загрязненной зоны при проницаемостях: пласта — 0,01 мкм², трещины — 50 мкм², загрязненной зоны — 0,001 мкм².

Полудлина трещины l, м: 1 - 0, 2 - 10, 3 - 20, 4 - 50, 5 - 200

Pft'tucp JMtpuvWHHi ги.'г.'п', ч

Рис. 3.6. Зависимость безразмерного дебита скважины после гидроразрыва от размеров загрязненной зоны при проницаемостях: пласта — 0,01 мкм², трещины — 50 мкм², загрязненной зоны — 0,005 мкм².

Полудлина трещины I, м: 1 - 0, 2 - 10, 3 - 20, 4 - 50, 5 - 200

в 4 раза, тогда как при наличии трещины ГРП с полудлиной 20 м аналогичное загрязнение вызвало бы снижение дебита всего на 12 %.

Во многих реальных ситуациях наличие вокруг эллиптической трещины конфокальной загрязненной зоны лишь незначительно влияет на величину дебита. Если скважина окружена естественной или искусственно созданной областью пониженной проницаемости, создание трещины гидроразрыва позволяет практически исключить влияние этой области на приток флюида в скважину.

Для оценки влияния на коэффициент продуктивности скважин скин-эффекта, обусловленного снижением проводимости трещины, например, из-за появления ’’пробок” вблизи забоя, построены зависимости безразмерного дебита QIQ₀ от проницаемости трещины при фиксированной длине трещины и проницаемости пл а-ста (рис. 3.7, 3.8). При проницаемости пласта 0,01 мкм² и полу-длине трещины 100 м снижение проницаемости всей трещины со 100 до 50 мкм² приводит к снижению дебита всего на 13 %, а снижение проницаемости трещины до 10 мкм², т.е. в 10 раз, приводит к падению дебита на 34 %. В более проницаемых пластах этот эффект еще менее существенный:

Рис. 3.7. Графики зависимости безразмерного дебита скважины после гидроразрыва от проницаемости трещины для пласта с проницаемостью 0,01 мкм².

Полудлина трещины I, м: 1 - 100, 2 - 20

10 I-1-1-1-1-1-1

10 25 40 55 70 85 100

Проницаемость трещины, мкм ²

Рис. 3.8. Графики зависимости безразмерного дебита скважины после гидроразрыва от проницаемости трещины для пласта с проницаемостью 0,1 мкм².

Полудлина трещины I, м: 1 - 20, 2 - 10

так, при проницаемости пласта 0,1 мкм² и полудлине трещины 20 м снижение проницаемости трещины со 100 до 10 мкм² приводит к падению дебита всего на 25 %, причем с увеличением длины трещины этот результат практически не изменяется.

Проведенные расчеты показывают, что гидроразрыв позволяет значительно уменьшить влияние загрязнения призабойной зоны скважины на ее дебит. Влияние загрязнения в трещине и вокруг нее во многих реальных ситуациях при соответствующем подборе параметров трещины гидроразрыва оказывается практически н е-существенным.

вАдлАй аА1ё iaexAn?eA in i iAu odAoee dAqdAaio?e iAoobiuo e AAgiAuo iAnoidi^aAiee

Глава IX

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ И СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

§ 1. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ;

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая с экономических и технологических позиций наиболее рациональна для данного месторождения с его геологофизическими особенностями.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества продуктивных пластов, толщины, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при благоприятных экономических показателях.

Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, экономное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

Как отмечено в главе I, вплоть до конца 40-х годов разработка нефтяных месторождений в стране осуществлялась только с использованием природной энергии залежей. Это было связано не только с недостаточно высоким уровнем техники и технологии разработки, но и с отсутствием объективных предпосылок для коренного изменения такого подхода к разработке. Нефтяная промышленность была сосредоточена в основном в южных районах страны, для которых характерно многообразие природных режимов залежей. Многим залежам вследствие их небольших размеров и благоприятных геологических условий свойственны высокоэффективные природные режимы. В связи с относительно небольшой глубиной залежей скважины для их разработки можно было бурить по плотным сеткам. По требованиям того времени были приемлемы системы разработки природных видов энергии.

С середины 40-х годов в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается в основном с освоением с месторождений платформенного типа, которым свойственны большие размеры площадей нефтеносности, значительные глубины залегания основных продуктивных пластов и в большинстве случаев малоэффективный природный режим — упруговодонапорный, быстро переходящий в режим растворенного газа. Это послужило стимулом для научно-технического прогресса в области технологии разработки нефтяных месторождений. Ученые и производственники нашей страны обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разра-192 ботки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путем нагнетания в них воды. Широкое распространение метода заводнения началось в середине 40-х годов. Первоначально он был внедрен на новых нефтяных месторождениях Башкирии и Татарии — Туймазинском, Ромашкинском, Шкаповском, Бавлинском и других, затем распространен во все нефтедобывающие районы страны на новые месторождения практически любых размеров, а также на уже разрабатываемые месторождения с недостаточно эффективными природными режимами.

Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно меньшем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных объектов на высокие уровни добычи и увеличивать в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных природных режимах.

В последние годы более 90 % общего количества годовой добычи нефти в стране приходится на месторождения, раз-рабываемые с применением заводнения.

Методы заводнения нефтяных пластов широко применяется в странах СНГ (Азербайджан, Туркменистан, Украина и др.), а также в странах дальнего зарубежья.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью. В связи с большим диапазоном показателей геолого-физической характеристики залежей значения конечного коэффициента извлечения нефти при заводнении находятся в широких пределах (в основном 0,4 — 0,6).

Следующим шагом научно-технического прогресса явилось создание способов повышения эффективности систем разработки с заводнением, особенно для таких залежей, по которым ожидаемый коэффициент извлечения нефти недостаточно высок. Проходят опробование, промышленные испытания и внедрение нетрадиционные методы воздействия на нефтяные пласты, основывающиеся на термических и других физико-химических процессах вытеснения нефти из пород-коллекторов. Эти методы, обычно довольно сложные и дорогостоящие по сравнению с заводнением, предназначаются для залежей, по которым нефтеотдача пластов при заводнении имеет наименьшие значения или применение заводнения в которых вообще нецелесообразно и невозможно.

Разработка газовых залежей с учетом высокой эффективности их природных режимов до настоящего времени проводится с использованием природной энергии без искусственного воздействия. В последний период в балансе месторождений и запасов УВ все большую роль играют газоконденсатные месторождения. Теория и практика разработки таких месторождений показывают, что в условиях природных режимов может происходить снижение пластового давления до той критической точки, при которой происходят ретроградные явления в залежи и конденсат выделяется из газа в виде жидкости. Значительная часть жидкого конденсата — ценнейшего углеводородного продукта — при этом выпадает в порах пласта и впоследствии оказывается практически неиз-влекаемой. Поэтому освоение экономически целесообразных систем разработки газоконденсатных месторождений, предотвращающих потери конденсата в пласте, — одна из актуальных задач.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади;

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в экплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических исследований, по другим — могут быть предложены три-четыре близкие рекомендации. На этой основе специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов сисемы разработки. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональной системе разработки. Оптимальный вариант выбирают на основе сравнения динамики 194 годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождений при вытеснении нефти водой, выполненные в разные годы и в разных масштабах В.Г. Аванесовым, П.А. Дум-чевым, М.М. Ивановой, В.К. Гомзиковым, Р.Х. Мусдимовым, В.С. Ковалевым, Е.И. Семиным, Э.М. Халимовым и другими, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геолого-промысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение соответствующей системы разработки дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геолого-промысловые особенности эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них ба-ризуется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом. Геологическая модель залежи представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами, а также словесное описание особенностей залежи. Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной корреляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение залежей; карты поверхностей коллекторов с нанесением начальных контуров нефтегазоносности; детальные геологические профили с отражением условий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в целом по залежи и по отдельным пластам. При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схемы обоснования положения ВНК и ГКВ, карты распространения коллекторов разных типов, карты температуры, карты коэффициента светопоглощения, карты проницаемости и др.).

Цифровыми данными характеризуются пустотность, проницаемость, начальная нефте(газо)насыщенность пород-коллекторов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо)на-сыщенная толщина; толщина проницаемых разделов между пластами; физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разными методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее значение по объекту в целом и по его частям. К группе цифровых данных относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; микро- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.); термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается. К важнейшим цифровым данным, необходимым для проектирования, относятся: балансовые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; размеры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; размеры частей залежи —чисто нефтяной, водонефтяной, нефтегазовой, нефтегазоводяной, газоводяной.

В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами, используются кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристика фазовых проницаемостей, зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим, и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие геологическое обоснование системы разработки и влияющие на ожидаемые показатели разработки.

§ 2. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

При использовании природных видов энергии разрабатывают залежи нефти с эффективными природными режимами, для которых искусственное воздействие не требуется, а также некоторые залежи с особыми геологическими условиями, при которых методы воздействия не могут принести необходимых результатов или не могут быть освоены. К числу нефтяных залежей с эффективными природными режимами относят залежи с водонапорным и активным упру-196 говодонапорным режимами. Последний называют активным в случае, когда ресурсы его энергии достаточны для отбора из недр извлекаемых запасов нефти достаточно высокими темпами без снижения пластового давления ниже давления насыщения.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод. Систему применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми ("кольцевыми”) рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шах -матный порядок расположения скважин (рис. 58). Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной толщины пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. Рассмотренные размещение скважин и их перфорация наилучшим образом отвечают процессу внедрения в залежь краевых вод, восполняющих отбор жидкости из нее. Из водонефтяной зоны, имеющей обычно небольшую величину, нефть вытесняется водой к скважинам. В процессе разработки происходит "стягивание” контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, —

скважины последующих рядов.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод. Систему применяют для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти на

Рис. 58. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод.

Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; 3 — добывающие скважины всей площади такие залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; объем залежи уменьшается. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров (рис. 59). При высоте залежи, составляющей 200 — 300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти — до 1—2 мПа-с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх.

Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газа. Система применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбури-вание эксплуатационного объекта обычно по равномерной (более густой, чем в рассмотренных выше случаях) сетке с

Рис. 59. Разновидность системы разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод:

1 — нефть; 2 — вода; 3 — интервал перфорации; положение ВНК: ВНК_нач — начальное, ВНК_тек — текущее перфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины.

Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки. Система разработки нефтяной части газонефтяной залежи предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразований.

Поскольку вода обеспечивает лучшее вытеснение нефти из коллектора по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками. Результаты проведенных во ВНИИнефти под руководством А.В. Афанасьевой расчетов влияния воды и газа на процесс извлечения нефти при разном соотношении объемов нефтяной и и газовой частей залежи ^_н/У_г и при равных других условиях приведены в табл. 7.

Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК. Система предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи (с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплу-

Т а б л и ц а 7

Доли нефти, %, добывамой за счег внедрения воды Q, и газа Q_r

vjv,	Q_B	Qr
3/1	74,3	15,5
1/3	51,2	38,5
1/7	33,5	56,5

атации скважин в условиях подъема ВНК. Методы обоснования оптимальных интервалов перфорации при разработке нефтяной части газонефтяных залежей рассмотрены в главе XVI.

Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки успешно применяется при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта. Подобная система реализована при разработке газонефтяных залежей горизонта IV Анастасиев-ско-Троицкого месторождения в Краснодарском крае, боб-риковского горизонта Коробковского месторождения в Волгоградской области и др.

§ 3. ТРАДИЦИОННЫЙ МЕТОД ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Метод традиционного (обычного) заводнения достаточно эффективен и обычно применяется для разработки залежей с относительной вязкостью пластовой нефти менее 30 — 40 мПа-с, при проницаемости пластов более (40 — 50) 10^-3 мкм².

В последние годы в связи с вводом в разработку многих менее продуктивных залежей заводнение проектируют для залежей с проницаемостью (5 —30)10^-3 мкм² и для залежей с относительной вязкостью нефти до 50 —60 мПа-с. При этом предусматриваются дополнительные технологические мероприятия (см. § 4 настоящей главы).

Применение заводнения для разработки нефтяных и газонефтяных залежей с различными характеристиками привело к необходимости создания разновидностей метода (рис. 60), каждый из которых наиболее целесообразен в определенных геологических условиях.

Внедрение метода заводнения началось с применения законтурного заводнения, при котором вода нагнетается в скважины, расположенные в водоносной части пласта, на некотором расстоянии от внешнего контура нефтеносности. Однако уже вскоре было установлено, что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях и что оно не обеспечивает нужной степени воздействия на залежи с большой площадью нефтеносности и на залежи с существенно неоднородным строением пластов.

Следующим шагом в развитии метода заводнения был пе-

Рис. 60. Разновидности метода заводнения

реход на ряде залежей к приконтурному заводнению, когда вода нагнетается в скважины, расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи. Приближение таким образом искусственного контура питания к зоне отбора повышало возможности метода заводнения.

В начале 50-х годов на Ромашкинском месторождении б ы -ла применена новая система разработки с внутриконтурным заводнением, с разрезанием многопластового объекта (пласты горизонта Д₁) рядами нагнетательных скважин на пло щади. Это положило начало развитию разновидностей внутри-контурного заводнения, при котором вода нагнетается в пласт через скважины, располагаемые непосредственно на площади нефтяной залежи. Был разработан целый арсенал различных видов внутриконтурного заводнения и определены геолого-промысловые условия, в которых они наиболее применимы (см. рис. 60).

Поскольку метод заводнения еще долгое время будет оставаться основным методом разработки нефтяных залежей, вопросы геологического обоснования выбора видов заводнения и других технологических решений при использовании этого метода более подробно рассмотрены в главе X.

§ 4. НЕТРАДИЦИОННЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

Нетрадиционными методами разработки условно принято называть все методы воздействия на пласт, отличающиеся от широко применяемого (традиционного) метода заводнения с нагнетанием в пласты обычной воды. Эти методы необходимы для разработки залежей нефти, на которых обычное заводнение не может быть проведено вообще, и для залежей, где оно не обеспечивает достаточных коэффициентов извлечения нефти. Таким образом, применение нетрадиционных методов предусматривает увеличение коэффициентов нефтеизвлечения по сравнению с их значением при использовании природного режима и обычного заводнения. Поэтому часто традиционные методы разработки называют методами увеличения коэффициента извлечения нефти (МУН).

Технология и технические средства для применения традиционных методов описываются в курсе "Разработка нефтяных и газовых месторождений". В настоящем учебнике внимание концентрируется на геологических критериях применимости методов.

Основное внимание сосредоточено на методах в их наиболее простом виде — при нагнетании в пласт одного из агентов. Эти методы широкого промышленного применения не нашли, но они явились исходными для создания в последние годы арсенала более эффективных комплексных методов. Их краткая характеристика дана в конце данного параграфа.

Ниже приведены характеристики методов в простом виде и их возможностей при использовании в разных геологических условиях.

Простые наиболее освоенные нетрадиционные методы по видам применяемых агентов можно объединить в следующие группы:¹⁴

физико-химические методы — методы, базирующиеся на заводнении, но предусматривающие повышение его эффективности путем добавки к воде различных химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и др.),

теплофизические методы — нагнетание в пласты теплоносителей — горячей воды или пара,

термохимические методы — применение процессов внут-рипластового горения нефти — "сухого", влажного или сверхвлажного,

методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами — растворителями, углеводородными газами под высоким давлением и др.

Каждый из новых методов может быть успешно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при внедрении того или иного метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты. Испытание методов в промысловых условиях показывает, что оценка их эффективности по данным лабораторных и теоретических исследований нередко бывает завышенной. В связи с этим при выборе объектов наряду с экспериментальными данными необходимо учитывать результаты широкого промыслового испытания методов в различных геолого-промысловых условиях.

Поэтому приводимые ниже рекомендации по применению различных новых методов следует принимать в качестве предварительных.

Выявлены некоторые общие для известных сегодня методов повышения нефтеизвлечения геологические факторы, при которых их эффективность резко снижается вследствие бесполезного расходования значительной части вытесняющих агентов в непродуктивных частях объемов залежей: низкая нефтенасыщенность, интенсивная трещиноватость коллекторов, высокая глинистость коллекторов и др.

При обосновании применения нетрадиционных методов следует учитывать, что многие из них дорогостоящие и требуют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования, или плотных сеток скважин. Поэтому при их проектировании и внедрении особое внимание следует уделять вопросам экономики.

Заводнение с использованием химических реагентов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты в качестве вытесняющего агента водных растворов химических веществ с концентрацией 0,001—0,4 % и более. Обычно в пласте создают оторочки растворов в объеме 10 — 50 % общего объема пустот залежи, которые вытесняют нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и при обычном заводнении. С их помощью можно существенно расширить диапазон значений вязкости пластовой нефти (до 50 — 60 мПа-с), когда возможно применение методов воздействия, в которых большую роль играет заводнение. Применение методов на начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их значением при обычном заводнении на 3—10 пунктов. Ниже кратко характеризуются физико-химические методы с добавкой в воде одного из химических веществ.

Полимерное заводнение. Наиболее приемлемым считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации.

Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти

^0 = М^в.

Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствует улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти (10 — 50 мПа-с). Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно снижения темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при проницаемости пород-коллекторов более 0,1 мкм².

При фильтрации раствора в обводненной пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот, поэтому наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов), при глинистости коллекторов не более 8—10 %. Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 80 °С. В последнее время разработаны композиции полимеров с другими химреагентами, позволяющими использовать их и в поздние периоды разработки.

При щелочном заводнении в качестве химреагентов, добавляемых к нагнетаемой в пласты воде, можно использовать каустическую или кальцинированную соду, аммиак, силикат натрия. При взаимодействии щелочи с органическими кислотами пластовой нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы. В результате улучшаются отмывающие свойства воды. Метод наиболее эффективен в гидрофобных малоглинистых колекторах.

На месторождениях Западной Сибири и Татарии в довольно широком объеме осуществляются опытно-промышленные работы по вытеснению нефти оторочкой серной кислоты.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностноактивных веществ (ПАВ). Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по экспериментальным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: повышается смачиваемость породы, снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью и т.д.

Поскольку главным результатом воздействия ПАВ является улучшение смачиваемости, его применение целесообразно при повышенной гидрофобности коллекторов. Вследствие высокой адсорбционной способности ПАВ в водонасыщенных пластах метод рекомендуют применять с начала разработки. Метод рекомендуется при вязкости пластовой нефти 10 — 30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03 — 0,04 мкм², температуре пласта до 70 °С. Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геолого-промысловых условиях представления об эффективности добавок ПАВ в чистом виде становятся менее оптимистичными. Прирост нефтеотдачи оказывается меньше ожидаемого. В настоящее время популярность приобретают методы, основанные на применении композиций ПАВ и других реагентов.

Применение двуокиси углерода. СО₂ можно нагнетать в сжиженном виде в пласт в виде оторочки, которую продвигают нагнетаемой вслед за ней водой. Чаще применяют водный раствор СО₂, оторочка которого также проталкивается нагнетаемой в пласт водой. Углекислота очень хорошо растворяется в нефти. Переходя в нефть, она увеличивает ее объем в 1,5—1,7 раза, снижает вязкость, что улучшает вытеснение нефти из пор.

СО₂ не адсорбируется на стенках пустот породы, поэтому метод может успешно применяться на поздних, водных стадиях разработки залежей, с обычным заводнением, т.е. в качестве вторичного при нефтенасыщенности 35 — 40 %. Нефтеотдача при этом может быть увеличена на 5—10 пунктов.

Большой эффект достигается при вязкости нефти 10 — 15 мПа-с. При большей вязкости смесимость СО₂ с нефтью ухудшается. Поскольку смесимость улучшается с увеличением давления, следует выбирать объекты с пластовым давлением более 10 мПа. По существу, этот метод может быть отнесен и к группе методов смешивающегося вытеснения.

Мицеллярное заводнение. В качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор в объеме около 10 % пустотного пространства залежи, узкую оторочку которого перемещают более широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю — водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость,

пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул, внутри которых молекулы нефти и воды могут перемещаться относительно друг друга. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости.

Он предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента, во избежание нарушения структуры раствора. Желательна средняя проницаемость пластов более 0,1 мкм². Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но из-за большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25 — 30 %. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти — от 3 до 20 мПа-с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 80 °С.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Метод вытеснения нефти паром рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей вплоть до 1000 мПа-с и более.

В России для залежей с вязкостью нефти 30 — 60 мПа-с теоретически обоснован и получил наибольшее признание процесс, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем со-206 здается высокотемпературная оторочка в объеме 20 — 30 % от объема пустотного пространства залежи, которая затем перемещается закачиваемой в пласт водой.

При большей вязкости нефти нагнетание пара должно быть более продолжительным и даже постоянным. Применение метода позволяет достигать значений коэффициентов извлечения нефти до 0,4 — 0,6.

Метод обеспечивает снижение вязкости пластовой нефти, гидрофилизацию породы-коллектора, тепловое расширение породы и содержащихся в ней жидкостей.

Выбор залежей для применения метода основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла, вводимого с поверхности. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная толщина — 10 — 40 м. При меньшей толщине резко возрастают потери тепла в породах, покрывающих и подстилающих продуктивный пласт. При чрезмерно большой толщине горизонта возможен низкий охват воздействием по вертикали. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более

0,5 мкм²), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Нагнетание пара может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушениям, с низкой глинистостью (не более 10 %). Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые, с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при расстояниях между скважинами не более 200 — 300 м.

Наиболее крупные проекты разработки залежей с закачкой пара в пласт реализованы на Сахалине и в Республике Коми.

Метод вытеснения нефти горячей водой может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти и залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в твердом виде в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако этот процесс намного менее эффективен, поскольку для прогрева пласта, вследствие отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3 — 4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение пластовой температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует при заводнении нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины. Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой лимитируется величиной теп-лопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы. Они основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым "горением"). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя нагнетательной скважины и перемещения зоны (фронта) горения по пласту путем последующего нагнетания воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

прямоточное сухое горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится "поджог" нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки пара, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс намного более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся 208 углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая необходимость увеличения давления нагнетания воздуха с ростом глубины залегания пластов и современные возможности имеющихся в отрасли компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах до 1500 — 2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти, от 30 до 1000 мПа-с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм² и нефтенасыщенности более 30 — 35 %. Толщина пласта должна быть более 3 — 4 м. Рекомендации по верхнему пределу толщины в литературе неоднозначны. Среди других рекомендаций имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная толщина может достигать 70 — 80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с температурой горения 700 °С и выше применим для терригенных коллекторов. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при температуре 300 — 500 °С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен лишь при плотных сетках скважин, до 2 — 3 га/скв. При реализации влажного горения, благодаря значительным размерам зоны прогрева впереди фронта горения, возможно применение сеток до 12 — 16 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения. К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами: двуокисью СО₂, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С₂ — С₆), сухим газом высокого давления. Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом — 10 —

20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода — 8 —

14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов — более 1000—1200 м. Благоприятны также вязкость пластовой нефти менее 5 мПа-c, толщина пластов до 10—15 м. Методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод — заводнение.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью — более 60 — 70 %. Вытеснение углекислым газом, как уже отмечалось выше, может быть достаточно эффективным и при меньшей ее величине (35 — 40 %), что позволяет использовать его после значительного обводнения пластов в результате разработки с применением обычного заводнения.

Ввод в разработку новых залежей со сложными геологофизическими условиями (пониженная проницаемость, макро-и микронеоднородность, повышенная или высокая вязкость нефти и др.) потребовал поиска вытесняющих агентов с более действующими характеристиками.

В последние годы резко возросли масштабы исследовательских и промысловых работ по поиску и применению новых способов воздействия на нефтяные пласты. В них активно включились соответствующие научные организации России. Широко эти работы поставлены в Татарстане, Башкортостане, Удмуртской Республике, Западной Сибири и в других нефтедобывающих районах.

Большое признание нашли методы воздействия, основанные на сочетании двух или более агентов, каждый из которых в отдельности оказывается малоэффективным.

Так, широко применяют физико-химические методы с добавками к воде совместно полимера и ПАВ, а также методы с добавлением к этим двум компонентам кислот или щелочей.

Соотношение компонентов строго дозируется для обеспечения повышенных вытесняющей и отмывающей способностей нагнетаемой воды в конкретных геолого-физических условиях.

Нашел признание разработанный в ТатНИПИнефти метод циклического поочередного нагнетания в пласты воды и добытой из залежи нефти, что способствует увеличению охвата процессом вытеснения залежей с повышенной и высокой вязкостью нефти.

Повышению охвата процессом заводнения пластов с низкой вязкостью нефти при их малой проницаемости и неоднородном строении способствует поочередное циклическое нагнетание в них воды и газа.

Сочетание заводнения с газовым воздействием может быть обеспечено также путем некоторого, строго регламентированного выделения в пласте газа из нефти за счет снижения пластового давления менее давления насыщения. Создание таким способом в пласте режима вытеснения газированной нефти водой способствует лучшему вытеснению нефти из малопроницаемых коллекторов.

Большого успеха в разработке залежей вязкой и высоковязкой нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах добились нефтяники Удмуртской Республики. Для таких залежей малоэффективными оказались и обычное заводнение, и полимерное заводнение, и даже известные тепловые методы, применяемые каждое в отдельности. Созданы и внедряются принципиально новые высокоэффективные технологии теплоциклического воздействия — многократное повторное нагнетание пара и холодной воды через нагнетательные и добывающие скважины, термополимерное воздействие, основанное на сочетании двух таких факторов, как температура и водный раствор полимера (нагнетается прогретый полимер).

Комбинирование различных методов открывает широкие возможности для создания новых технологий разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

§ 5. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

И ВЛИЯНИЕ НА НЕЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ

Системы и процессы разработки газовых и газоконденсатных залежей имеют ряд особенностей.

В отличие от нефтяных газовые залежи разрабатываются без воздействия на пласты, с использованием природной энергии. В связи с этим отбор газа из залежей на протяжении всего периода разработки обычно сопровождается снижением среднего пластового давления — более значительными темпами при газовом режиме и менее значительными — при водогазонапорном.

Снижение пластового давления в разрабатываемых газовых залежах в процессе их разработки приводит к важным последствиям.

При взаимодействии залежей с законтурной областью снижение пластового давления в залежах, особенно в крупных, оказывает влияние на состояние пластового давления во всей водонапорной системе, к которой они приурочены. В результате, расположенные вблизи разрабатываемых, новые залежи к началу их освоения могут иметь пластовое давление, пониженное по сравнению с начальным давлением в водонапорной системе. В одновозрастных отложениях также может наблюдаться взаимодействие разрабатываемых залежей, выражающееся в заметном несоответствии скорости снижения пластового давления темпам отбора газа.

Одно из важных последствий падения пластового давления — постепенное снижение дебита скважин в процессе их эксплуатации. В отличие от нефтяных скважин снижение дебита газовых скважин при падении давления происходит даже при сохранении постоянной депрессии на забое скважины. Это обусловлено нарушением линейного закона фильтрации вследствие весьма высоких скоростей движения газа в прискважинной зоне.

При снижении пластового и забойного давлений возрастает величина превышения над ними геостатического давления, что может приводить к заметной деформации пород-коллекторов, особенно в призабойных зонах скважин. В результате ухудшаются коллекторские свойства пород и происходит некоторое снижение дебита скважин.

При сниженном пластовом давлении во избежание поглощений промывочной жидкости и других осложнений часто бывает необходимо изменить технологию вскрытия продуктивных пластов в бурящихся скважинах.

Одна из важных особенностей газовых залежей заключается в том, что вследствие высокой подвижности газа даже при больших размерах залежей каждая из них представляет собой единую газодинамическую систему, все части которой в процессе разработки в той или иной мере взаимодействуют. Это создает предпосылки для управления процессом разработки путем изменения отборов газа из различных частей залежи с целью перераспределения пластового давления в ее пределах и возможно большего замедления темпов его снижения.

Следующая особенность разработки газовых залежей, также обусловленная высокой подвижностью газа, — высокие дебиты скважин, примерно на два порядка превышаю-212 щие дебиты нефтяных скважин при одинаковых коллекторских свойствах пластов. Это позволяет обеспечивать достаточно высокие темпы разработки относительно небольшим количеством скважин, т.е. при намного меньшей плотности сеток скважин, чем для нефтяных залежей.

Как отмечалось, по мере снижения пластового и забойного давлений дебит газовых скважин уменьшается. Для увеличения продолжительности периода сохранения достигнутого максимального уровня добычи газа по мере снижения дебита скважин бурят и вводят в эксплуатацию дополнительные скважины. В результате фонд действующих скважин постепенно возрастает. Но и при этом средняя плотность сетки скважин остается намного меньшей, чем при разработке нефтяных залежей. После отбора 60 — 70 % извлекаемых запасов газа бурение скважин обычно прекращают.

По-разному решается вопрос об эксплуатации обводняющихся скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений. Нефтяные скважины после появления в них воды продолжительное время эксплуатируются в условиях нарастающей обводненности вплоть до 95 — 99 %, после чего выводятся из работы. В результате из обводняющихся скважин отбираются большие объемы попутной воды. При разработке газовых залежей скважины, в которых появилась вода, выводятся из эксплуатации после относительно небольших отборов воды, с восполнением при необходимости действующего фонда скважин за счет бурения. Это связано с особенностями промыслового обустройства газовых месторождений.

Свои особенности имеет разработка газоконденсатных залежей. При отборе из залежей газа с использованием природных режимов пластов забойное давление в скважинах, а затем и пластовое давление падают ниже давления начала конденсации. В результате сначала в локальных прискважин-ных зонах, а затем и повсеместно в пласте начинаются фазовые переходы — часть конденсата выпадает из газа в виде жидкости, оседает в пустотах породы и частично остается в недрах, что обусловливает его потери и снижение коэффициента извлечения конденсата. Конденсат — ценнейшее сырье для нефтехимической промышленности. Поэтому для крупных по запасам газоконденсатных залежей, характеризующихся высоким содержанием конденсата, весьма актуальна проблема применения систем разработки, обеспечивающих поддержание пластового давления выше давления начала конденсации. В настоящее время считают возможным применение для этой цели методов нагнетания в пласт сухого газа или воды.

Более приемлем первый метод, при котором в пласт нагнетается освобожденный от конденсата газ, добываемый из той же залежи, в полном его объеме или частично, в зависимости от того, сколько нужно газа для поддержания пластового давления на заданном уровне. Такой технологический прием называют сайклинг-процессом. Закачку сухого газа в пласт необходимо проводить до тех пор, пока содержание конденсата в добываемом газе не снизится до минимально допустимого с экономической точки зрения. После этого нагнетание газа следует прекращать, нагнетательные скважины переводить в фонд добывающих и залежь разрабатывать как обычную газовую. Внедрение этого процесса сдерживается тем, что значительная часть сухого газа продолжительное время не будет использоваться в народном хозяйстве, а также техническими сложностями реализации процесса.

Важная особенность проектирования разработки газовых и газоконденсатных залежей с малым содержанием конденсата при природных режимах заключается в том, что общее проектное количество добывающих скважин определяют исходя из необходимости обеспечения возможно более продолжительного периода эксплуатации с максимальным уровнем добычи газа.

Проблема достижения проектного коэффициента извлечения газа решается параллельно этим же количеством скважин. С началом падения добычи газа из залежи бурение скважин обычно прекращают. На нефтяных же залежах значительная часть проектных скважин предназначена главным образом для достижения проектного коэффициента извлечения нефти. Бурение таких скважин на участках, где выявлены целики нефти, осуществляется практически до конца разработки залежи.

Строение газовых залежей по сравнению с нефтяными в конечном счете освещается значительно меньшим количеством скважин. В связи с этим при изучении геологического строения залежей и запасов газа особенно важно использовать все возможные косвенные методы — гидродинамические, материального баланса и др.

На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки сильно влияет их геолого-промысловая характеристика.

Так, характер природного режима во многом влияет на темпы падения пластового давления при разработке и, следовательно, на характер снижения дебита скважин. В свою очередь, это определяет масштабы и сроки бурения дополнительных скважин. При прочих равных условиях при водогазонапорном режиме пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом режиме, с повышением активности законтурной области падение давления замедляется. Вместе с тем действие водонапорного режима приводит и к неблагоприятным последствиям. При неоднородности коллекторских свойств газоносных пород по площади и разрезу, а также неравномерности дренирования залежи в разных частях ее объема происходит ускоренное продвижение воды по высокопроницаемым прослоям разреза. Это может стать причиной преждевременного обводнения скважин, расположенных в пределах текущего внешнего контура газоносности.

Следует отметить, что по сравнению с нефтяными залежами в газовых, при проявлении в них напора контурных вод, существуют условия для более неравномерного перемещения воды. Это связано с тем, что кондиционные пределы проницаемости пород для газа значительно ниже, чем для нефти и воды, и поэтому объективно повышается неоднородность пластов за счет включения в эффективный объем залежи пород, непроницаемых для нефти и воды. В результате создаются условия для весьма неравномерного внедрения воды в газовые залежи по проницаемым для нее прослоям. В рассматриваемых условиях особо важное значение приобретает регулирование отборов газа по толщине продуктивных отложений с целью максимально возможного выравнивания скорости внедрения воды. Необходимо выполнение большого объема работ в скважинах по изоляции (выключению из работы) обводненных интервалов. Вместе с тем, как показывает опыт разработки, даже при высокой организации работ по управлению процессом разработки неравномерное перемещение воды, обусловленное неоднородностью пород, приводит к увеличению потерь газа в недрах.

В связи с разной степенью неоднородности продуктивных горизонтов значение коэффициента извлечения газа при водонапорном режиме колеблется в довольно широком диапазоне. На залежах с умеренной неоднородностью коллекторских свойств можно достичь высокого значения коэффициента извлечения, близкого к таковому при газовом режиме (0,9 — 0,95). При высокой геологической неоднородности конечный коэффициент извлечения газа остается намного меньшим.

Характер природного режима залежи и строение продуктивной части отложений следует учитывать при размещении добывающих скважин по ее площади.

В условиях газового режима при умеренной неоднородности коллекторских свойств предпочтительнее равномерное размещение скважин на всей площади залежи. При неоднородном строении пластов, выражающемся в наличии в пределах залежи зон с высокой продуктивностью, целесообразно размещение скважин именно в этих зонах, т.е. неравномерное по площади. Если коллекторские свойства улучшаются в направлении к сводовой части залежи, размещать скважины целесообразно главным образом в наиболее повышенной части структуры.

При размещении скважин на газовой залежи с водогазонапорным режимом следует исходить из соображений обеспечения возможно более равномерного внедрения краевой воды в залежь. Поэтому задача размещения скважин должна решаться в сочетании с задачей вовлечения в процесс дренирования всей газонасыщенной толщины пород в скважинах. Выполнение этого условия в большей степени обеспечивает равномерная сетка размещения скважин.

Геологическое строение залежей оказывает влияние на решение вопроса о выделении эксплуатационных объектов, разбуриваемых самостоятельными сериями скважин. Залежи массивного строения, представляющие собой четко выраженные единые гидродинамические системы, даже в случае большой толщины продуктивных отложений, достигающей нескольких сот метров, при газовом режиме можно разрабатывать одной серией скважин, т.е. как единый эксплуатационный объект. При пластовом строении залежей в условиях затрудненной сообщаемости пластов и большой суммарной газонасыщенной толщине как при газовом, так и при водонапорном режиме целесообразнее выделять два-три объекта разработки. Такое решение обеспечивает большие возможности управления разработкой каждого из объектов. При сходности коллекторских свойств пластов в условиях пластового строения залежи и относительно небольшой суммарной толщины пластов по экономическим соображениям может оказаться целесообразным и объединение всех пластов в один эксплуатационный объект.

Возможен и такой вариант разбуривания, когда первую очередь скважин, необходимых для опытно-промышленной эксплуатации, бурят со вскрытием всех пластов, а в последующих уплотняющих скважинах пласты вскрывают выборочно. 216

Значительно влияет на системы разработки и обустройства газовых месторождений глубина залежей. При инфильтра-ционной природе пластового давления (а именно в этих условиях наиболее вероятно проявление активного водогазонапорного режима) глубина залегания продуктивного пласта определяет величину начального давления. Последнее же влияет на начальные дебиты скважин и на динамику добычи газа из залежи.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления влияние геологических факторов на выбор системы и на показатели разработки еще более увеличивается. Обоснование расположения нагнетательных и добывающих скважин и эффективность процесса воздействия на газоконденсатную залежь во многом будут определяться теми же геологическими факторами, что и при нагнетании воды в нефтяную залежь, — размером залежи, ее тектоническим строением, коллекторскими свойствами пород, характером и степенью макро- и микронеоднородности и др. При небольших размерах залежи, значительных углах падения пород и отсутствии взаимодействия залежи с законтурной областью (залежь литологического типа с наличием "запечатывающего" слоя у ее основания) предпочтение может быть отдано варианту с размещением нагнетательных скважин во внутренней, а добывающих — во внешней части залежи. Этот вариант имеет следующие преимущества: направленность вытеснения более плотного пластового газа менее плотным сухим сверху вниз, что обеспечивает высокую эффективность процесса; отсутствие геологических предпосылок для оттеснения части пластового газа за пределы залежи.

При хорошей связи газоконденсатных залежей с водонапорной системой, особенно при пологом залегании пластов, большие преимущества имеет вариант с размещением нагнетательных скважин в периферийной части залежей, а добывающих — во внутренних частях залежей. Это обеспечивает условия для продолжительной безводной эксплуатации добывающих скважин. Повышение пластового давления в зоне расположения нагнетательных скважин резко снижает возможность внедрения в залежь контурной воды. Большая площадь газоносности служит благоприятной предпосылкой для равномерного размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади.

Газоконденсатные залежи с применением заводнения могут разрабатываться при высокой проницаемости пород-коллекторов, обеспечивающей достаточную приемистость нагнетательных скважин. На небольших залежах более целесообразно законтурное заводнение, на больших — внутри-контурное — площадное или с расположением нагнетательных скважин рядами.

Влияние геологической неоднородности пластов на разработку газоконденсатных залежей весьма существенно при использовании любого рабочего агента. При нагнетании сухого газа могут произойти преждевременные прорывы его к забоям добывающих скважин. Это снижает эффективность процесса извлечения конденсата из недр, приводит к увеличению его продолжительности и требует значительного суммарного объема закачиваемого газа. При заводнении из-за неоднородности пластов возможно опережающее движение воды по наиболее проницаемым прослоям, преждевременное обводнение добывающих скважин.

Большое влияние на выбор системы разработки газовых и газоконденсатных залежей, и в первую очередь на количество скважин, оказывает прочность пластов-коллекторов, т.е. устойчивость против разрушения при эксплуатации скважин. Вследствие высоких дебитов газовых скважин разрушение призабойных зон пластов носит более интенсивный характер, чем при эксплуатации нефтяных скважин. Наиболее подвержены разрушению терригенные породы — слабосце-ментированные и с легко разрушающимся глинистым цементом. Разрушение пород особенно активизируется при обводнении скважин, поскольку вода способствует разбуханию и деформации цемента. Торможение этого процесса может быть обеспечено установкой в скважинах против дренируемых пластов специальных фильтров, проведением мероприятий по управлению процессом разработки для продления периода безводной эксплуатации скважин, ограничением дебита скважин. В последнем случае требуется соответствующее увеличение количества скважин для обеспечения заданной динамики добычи газа.

Как видно из изложенного, геологические факторы оказывают большое влияние на выбор системы и условия разработки газовых и газоконденсатных месторождений, но на их основе даются лишь предварительные рекомендации о возможных технологических решениях. Это обусловлено тем, что на выбор систем разработки газовых залежей в большей степени по сравнению с нефтяными влияют такие факторы, как заданный темп разработки месторождения, соответствующая ему скорость снижения пластового давления, требующийся комплекс промысловых сооружений и необходимые 218 сроки их строительства при разных вариантах размещения скважин, технические возможности по закачке в пласты газа или воды и др.

Так же, как и по нефтяным месторождениям, рациональные системы разработки газовых месторождений, учитывающие весь комплекс факторов, обосновываются путем газогидродинамических расчетов нескольких вариантов разработки, наиболее полно учитывающих геолого-промысловую характеристику месторождения, и выбора оптимального варианта по результатам сравнения их технико-экономических показателей. Эти вопросы рассматриваются в курсе "Разработка нефтяных и газовых месторождений".

Глава X

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЗАВОДНЕНИЕМ И ИХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

§ 1. ВЫДЕЛЕНИЕ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

Эксплуатационным объектом, или объектом разработки, называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геоло-го-технических условий и экономических соображений для совместной разработки одной серией скважин.

При наличии в разрезе месторождения одного продуктивного пласта залежь нефти является единственным объектом разработки. В этом случае и месторождение, и эксплуатационный объект называют однопластовым.

На многопластовых месторождениях до 40-х годов каждый продуктивный пласт обычно служил объектом разработки — базисным или возвратным. Базисные объекты разрабатывались определенными системами пробуренных на них скважин. Возвратные продолжительное время находились в консервации и затем вводились в разработку скважинами, выполнявшими свое назначение по базисному объекту.

При внедрении заводнения, позволяющего управлять п ро-цессом разработки, стало правилом на многопластовом месторождении выделять не только однопластовые эксплуатационные объекты, но и объекты, состоящие из двух-трех пластов и иногда более. При этом понятие "возвратный объект" ушло в прошлое. При выделении на месторождении нескольких объектов разработки на каждый из них, как правило, проектируется самостоятельная система скважин.

Решение вопроса о рациональном группировании пластов в эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении связано с определенными трудностями, так как в ряде случаев могут быть предложены разные варианты. В то же время каждый вариант имеет положительные и отрицательные моменты. Решение о выделении минимального количества объектов (т.е. о расчленении на крупные объекты) позволяет разрабатывать месторождение меньшим количеством скважин и тем самым обеспечивать весомую экономию капитальных вложений. Однако при этом суммарная продуктивность скважин может оказаться несколько меньшей, чем сумма значений продуктивности пластов при их раздельной разработке, затрудняется управление процессом разработки. Так, при наличии в разрезе месторождения четырех примерно одинаковых продуктивных пластов могут быть рассмотрены следующие варианты: выделение каждого пласта в самостоятельный объект (рис. 61, а), выделение двух двухплас-

Рис. 61. Варианты выделения эксплуатационных объектов при наличии четырех продуктивных пластов:

а — четыре однопластовых объекта; б — два двухпластовых объекта; в— один четырЪхпластовый объект; г — один четырехпластовый объект с раздельным нагнетанием воды в пласты. 1 — пласт-коллектор; 2 — интервал перфорации; скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие

товых объектов (рис. 61, б), объединение всех пластов в один объект (рис. 61, ,). При значительной неоднородности пластов-коллекторов и существенных различиях их толщины и проницаемости количество возможных вариантов может быть увеличено (например, объединение в один объект двух средних пластов, в другой — верхнего и нижнего пластов; выделение однопластового и трехпластового объектов). Могут быть выбраны также промежуточные варианты, при которых в добывающих скважинах продуктивные пласты перфорируют совместно, а нагнетание воды проводят раздельно в пары пластов (см. рис. 69, ,,) или даже в каждый пласт в отдельности. Таким образом, выделение объектов разработки является оптимизационной задачей.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов обычно проводят в два этапа. На первом этапе рассматривают геолого-физические особенности, как благоприятствующие, так и препятствующие объединению пластов для совместной разработки; на втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических и экономических факторов.

При выделении объектов разработки, состоящих из нескольких пластов, необходимо, чтобы выполнялись следующие геологические требования:

объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности, что предопределяет их расположение на близких глубинах, небольшие различия в начальном пластовом давлении и температуре и т.д.;

природные режимы пластов должны быть одинаковыми; пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов во избежание различий в характере перемещения жидкости в пластах с разной структурой пустотного пространства, в степени разрушения прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин и т.д.;

желательно, чтобы пласты мало различались по проницаемости и неоднородности, что способствует приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притоку нефти из всех пластов при общем забойном давлении;

между выделяемыми эксплуатационными объектами должны иметься надежные разделы из непроницаемых пород во избежание перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами;

вязкость нефти в пластовых условиях должна быть в объединяемых пластах одинаковой, что обеспечивает общие закономерности процесса вытеснения нефти;

нефть пластов должна иметь одинаковые товарные качества во избежание смеси нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки и переработки (например, нельзя объединять пласты с сернистой и бессернистой нефтью);

эксплуатационный объект должен иметь значительные запасы на единицу своей площади (удельные запасы) для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин.

Для некоторых месторождений учета геологических требований оказывается достаточно для решения вопроса о выделении объектов разработки. В случаях, когда этого недостаточно, выполняют второй этап исследований:

оценку динамики годовых технологических показателей разработки для каждого из возможных вариантов выделения эксплуатационных объектов — по каждому объекту в отдельности и по месторождению в целом;

оценку общего количества скважин, добычи нефти и объемов отбираемой воды;

расчет по вариантам экономических показателей — в соответствии с требованиями рыночной экономики;

выбор варианта с максимальными показателями годовой добычи нефти по месторождению при наибольшем экономическом эффекте и лучшем использовании недр.

Расчеты технологических и экономических показателей разных вариантов проводят с учетом понижающего влияния объединения высокопродуктивных пластов на коэффициент продуктивности скважин. В качестве количественного показателя для оценки последствий объединения пластов в объекты в разном сочетании В.Г. Каналин и другие исследователи рекомендуют использовать коэффициент продуктивности скважин. На величину этого коэффициента влияют количество пластов, объединяемых в эксплуатационный объект, и степень различия в геолого-промысловых характеристиках пластов. Значения коэффициентов продуктивности пластов при раздельной их эксплуатации определяют по соответствующим параметрам этих пластов.

На выбор оптимального варианта выделения объекта заметное влияние может оказывать глубина залегания продуктивных пластов. Поскольку при большой глубине резко возрастает стоимость бурения скважин, оптимальному варианту при большой глубине может соответствовать меньшее количество выделяемых объектов, чем при прочих равных условиях, но при небольшой глубине. На выбор объектов могут оказывать влияние также другие условия освоения месторож-222 дения (расположение месторождения в пределах шельфа, в сложных поверхностных условиях и др.).

Опыт разработки многопластовых высокопродуктивных месторождений и развитие теории проектирования разработки позволяют все более обоснованно подходить к выделению эксплуатационных объектов на новых месторождениях и вносить коррективы в ранее принятые решения по уже разрабатываемым месторождениям. В целом развитие представлений по этому вопросу показало, что мнение специалистов о возможности выделения на высокопродуктивных месторождениях крупных многопластовых объектов разработки, господствовавшее в 40 —60-х годах, было излишне оптимистичным. Если раньше часто принимались решения о выделении эксплуатационных объектов с суммарной нефтенасыщенной толщиной до 40 — 50 м и более, содержащих до 5—10 и более пластов различной толщины, то в настоящее время обычно выделяют объекты с толщиной не более 20 — 30 м и с меньшим количеством пластов. На целом ряде месторождений страны, где вначале были выделены чрезмерно крупные объекты, что привело к недостаточно полному и активному включению их в разработку, позже пришлось бурить значительное количество скважин с раздельным вскрытием верхней и нижней (а иногда верхней, средней и нижней) частей первоначального объекта.

Так, на месторождении Узень сначала в качестве единого эксплуатационного объекта разработки были разбурены многопластовые горизонты XIII и XIV. Позже было пробурено большое количество скважин раздельно на каждый горизонт. Аналогично были разукрупнены некоторые объекты на ряде месторождений Западной Сибири — Самотлорском, Усть-Балыкском и др. На Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения корректировка первоначального решения выполнена иначе. Здесь на первом этапе для совместной разработки были объединены все семь пластов горизонта Д₁. Впоследствии общее количество скважин на площади было увеличено, при этом в каждой новой скважине перфорировались те пласты, которые должным образом не участвовали в разработке на данном участке площади.

При разработке многопластового месторождения проектные решения по системам разработки каждого из эксплуатационных объектов должны приниматься с учетом наличия других объектов. Так, при сравнительно небольшой разнице в глубинах залегания пластов проектные скважины всех объектов целесообразно бурить до подошвы самого нижнего пласта. Это дает возможность на поздних стадиях разработки переводить обводнившиеся скважины одного объекта на другой и таким образом улучшить их выработку. При этом появляется также возможность контроля за выработкой пластов (неперфориро-ванных) одного объекта в скважинах другого нейтронными методами. Скважины одного объекта следует располагать со смещением на площади относительно скважин другого объекта.

При проектировании систем разработки соседних по разрезу объектов необходимо принимать во внимание, что наличие между ними непроницаемого раздела не исключает случаев перетока жидкости между объектами на локальных участках, где этот раздел отсутствует, а также по заколонному пространству скважин с некачественным цементированием. Перетоки наиболее возможны на участках, где между соседними объектами создаются большие перепады давления. Для предотвращения перетоков рекомендуется располагать территориально в одних местах ряды нагнетательных и ряды добывающих скважин соседних объектов. При этом области высокого давления (зоны нагнетания воды) и области низкого давления (зоны отбора) соседних объектов будут совмещены в плане и значения пластового давления в эксплуатационных объектах в каждой точке месторождения будут различаться незначительно (рис. 62, а). В таких условиях перетоки жидкости между объектами практически исключаются. При несоблюдении этой рекомендации области высокого давления одного объекта могут оказаться совмещенными в плане с областями низкого давления другого объекта (рис. 62, б). Предпосылки для перетоков жидкости из нижнего объекта в верхний возникают на участках, где расположены ряды нагнетательных скважин нижнего объекта, а из верхнего в нижний — на участках, где расположены нагнетательные скважины верхнего объекта.

Из-за отсутствия опыта разработки в начале применения заводнения и несоблюдения рекомендуемых условий перетоки жидкости между объектами были допущены на ряде участков первых разрабатываемых с заводнением месторождений — Туймазинском, Шкаповском и др. Для прекращения перетоков потребовалось проведение ряда трудоемких технологических мероприятий.

При выделении в разрезе месторождения двух или нескольких эксплуатационных объектов в проектном документе устанавливают последовательность их освоения. Следует различать три возможные ситуации в зависимости от сравнительной продуктивности объектов.

Рис. 62. Профили пластового давления р_пл эксплуатационных объектов I и II при разном размещении нагнетательных и добывающих скважин:

а — зоны нагнетания и зоны отборов по объектам совмещены в плане; б — зоны нагнетания одного объекта совпадают с зонами отборов другого. Скважины соответственно I и II объектов: 1, 2 — нагнетательные, 3, 4 —

добывающие; 5 — участки с р _пл11 > р_пл1, где возможны перетоки жидкости из нижнего объекта II в верхний объект I; 6 — участки с р_пл j > p_пл1 j, где возможны перетоки жидкости из верхнего объекта I в нижний объект II

При разработке многопластовых месторождений с низкой продуктивностью всех пластов (такие месторождения в последнее время нередко вводятся в разработку) выделение нескольких объектов разработки не обеспечивает достаточно высоких дебитов скважин и оказывается нерентабельным. По таким месторождениям целесообразно более решительно идти на объединение пластов в объекты разработки. При этом необходимо изыскивать надежные способы раздельного определения показателей работы (дебитов, обводненности, давления и др.) каждого из пластов, методы изоляции пластов, обводняющихся ранее других.

При разработке залежей нефти, приуроченных к крупным карбонатным массивам толщиной в несколько сотен метров, обычно трещиноватым, практикуют условное расчленение их на этажи разработки с последовательной выработкой их снизу вверх — единой серией скважин или бурением самостоятельных скважин на каждый из этажей (в последнем случае фактически выделяется несколько объектов разработки).

§ 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ВИДА ЗАВОДНЕНИЯ

Применяемые основные виды заводнения приведены на рис. 63. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений и др.

Ниже приводятся краткая характеристика различных видов заводнения и геологические условия, для которых они в основном могут рекомендоваться.

Законтурное заводнение. При этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта (рис. 63), по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4 — 5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4 —0,5 мкм¹⁵ и более), сравнительно од-226

Рис. 63. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением.

Контуры нефтеносности:

1 — внешний, 2 — внутренний; скважины: 3 — нагнетательные, 4 — доб ываю-

щие

ЕЭ* ЕЗ² ED* EZ>

нородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщ а-емости залежи с законтурной областью. Более широко законтурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных геолого-физических условиях получены хорошие результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.

Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60 — 65 %). Добы-вающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.

Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение целесообразнее применять при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки.

При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

Законтурное заводнение успешно применено при разработке залежей нефти горизонта Д₁ Бавлинского месторождения в Татарии, пласта Д₁₁ Туймазинского месторождения в Башкирии, пластов Б₂ + Б₃ Стрельненского месторождения в Самарской области, пласта Б₁ Жирновского месторождения в

Волгоградской области, пласта Д _3-1 Соколовского месторождения в Саратовской области и других залежей.

Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 64). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Присутствие такого экрана особенно характерно для залежей в карбонатных коллекторах, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пустот минеральными солями, твердыми битумами и др.

По принципам расположения скважин, соотношению числа добывающих и нагнетательных скважин, подходу к разработке газонефтяных залежей, значениям достигаемого неф-теизвлечения приконтурное заводнение приближается к законтурному.

Приконтурное заводнение исследовано при разработке залежей пласта Д ₂ Соколовского месторождения в Саратов

ской области, пласта XIV месторождения Горское и верхнемелового горизонта месторождения Хаян-Корт в Грозненском районе, горизонта XIV месторождения Кулсары в Эм-бенском нефтеносном районе и др.

Внутриконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения

Рис. 64. Система разработки нефтяной залежи с прикон-турным заводнением.

Условные обозначения см. на рис. 63 скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

После обводнения промежуточных нагнетательных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль этого ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Выделяют подвиды этого вида заводнения — разрезание на площади и блоковое.

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т.д.).

Так, при весьма большой площади нефтеносности многопластового эксплуатационного объекта и общем для всех пластов ВНК количество нефтенасыщенных пластов и соответственно нефтенасыщенная толща объекта уменьшаются от свода залежи к периферии. В этих условиях возможно реализовать разрезание эксплуатационного объекта на площади с разным количеством нефтенасыщенных пластов. Большое преимущество такой системы разработки — возможность начинать разработку крупного объекта с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами. Но применение такого способа возможно при условии, что ко времени ввода объекта в разработку известно положение внешних и внутренних контуров нефтеносности по всем его пластам.

При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), размещают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65). При "круговой” форме залежей с обширными площадями нефтеносности направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов — вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 66). В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечивается большее влияние на них закачки воды. При ином направлении разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной доли нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетания воды.

При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке.

Решение этого вопроса диктуется необходимостью обеспечивать влияние нагнетания воды на всю ширину блоков, не допуская консервации их внутренних частей.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта. Уменьшение ширины полос повышает активность системы заводнения, благодаря возрастанию перепада давления на единицу ширины блока, что позволяет частично компенсировать пониженную продуктив-

Рис. 65. Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением.

Условные обозначения см. на рис. 63

Рис. 66. Система разработки крупной "круговой" нефтяной залежи с блоковым заводнением.

Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 1 — высокими, 2 — низкими; остальные условные обозначения см. на рис. 63

ность залежи. Чтобы избежать значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности), в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль "стягивающего”. При повышенной ширине блоков (3,5 — 4 км) принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине (1,5 — 3 км) — три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным. Количество добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, при пятирядной и трехрядной системах соответственно составляет около 5 и 3.

Систему с узкими блоками и трехрядным размещением скважин можно применить и на высокопродуктивном эксплуатационном объекте при необходимости разработки его высокими темпами или с целью обеспечения продолжительного периода фонтанной эксплуатации при больших трудностях перевода скважин на механизированный способ подъема жидкости, а также в некоторых других случаях.

На залежах с широкими водонефтяными зонами всю систему разработки с разрезанием следует распространять и на водонефтяную зону, за исключением самых внешних ее частей с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 3 — 4 м). В некоторых случаях при монолитном строении высокопроницаемых пластов более успешным может быть вариант с комбинированным заводнением, при котором периферийная неразбуренная зона может быть расширена вплоть до изопахиты нефтенасыщенной толщины 5 — 6 м. При этом система разработки с разрезанием залежи, распространенная до этой изопахиты, сочетается с законтурным заводнением, за счет которого в указанных условиях может быть обеспечено вытеснение нефти из неразбуренной периферийной зоны к разбуренной основной части.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды.

Разрезание нефтяных залежей на блоки нашло широкое применение практически во всех нефтедобывающих районах страны — в Самарской области (месторождения Муханов-ское, Кулешовское, Покровское и др.), Арланское месторождение в Башкирии. Большинство месторождений Западной Сибири также разрабатываются с применением блокового заводнения, в том числе Самотлорское, Федоровское, Западно-Сургутское, Правдинское и др.

Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади применяют для эксплуатационных объектов с умеренной неоднородностью строения — при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007 — 0,1 мПа-с, при вязкости пластовой нефти до

15 — 20 мПа-с.

На раннем этапе внедрения заводнения для залежей с умеренными площадями нефтеносности рекомендовалось так 232 называемое сводовое заводнение. При нем предусматривалось расположение нагнетательных скважин в сводовых частях залежей — в виде линейного разрезающего ряда по длинной оси структуры при вытянутой антиклинальной форме залежи или в виде групп из нескольких скважин в своде при брахиантиклинальном строении залежи. Обычно такой вид внутриконтурного заводнения сочетали с законтурной закачкой воды.

Этот вид заводнения себя не оправдал и впоследствии широкого применения не нашел. Это обусловлено нецелесообразностью искусственного обводнения чисто нефтяной, лучшей по продуктивности центральной части залежи при расположении рядов добывающих скважин в менее продуктивных частях, в том числе и в природной водонефтяной зоне.

Площадное заводнение — также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин — треугольной или квадратной — нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными (при внутриконтурном разрезании в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних добывающих рядов) и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной соотношения количеств добывающих и нагнетательных скважин. Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семиточечной прямой — 0,5, обращенной — 2; для девятиточечной прямой — 0,33, обращенной — 3; для ячеистой — 4 — 6.

Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рис. 67. Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются

Рис. 67. Системы разработки с площадным заводнением.

Формы сетки скважин: а — пятиточечная, б — семиточечная обращенная, в — девятиточечная обращенная, г— ячеистая; пунктиром выделен элемент системы; остальные условные обозначения см. на рис. 63

при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью. Такие системы, так же как и блоковая система с разрезанием на узкие полосы, можно применять и для высокопродуктивных объ-ектов при необходимости получения высоких уровней добы-чи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации в случае больших трудностей с организацией механизированной эксплуатации скважин. Их использование может быть целесообразным также в случаях, когда продолжительность разработки месторождения ограничена, например, сроком возможной эксплуатации морских сооружений в условиях шельфа.

Специалистами объединения "Удмуртнефть” доказана целесообразность применения для залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к трещинно-поровым карбонатным коллекторам, площадной системы заводнения, названной ими ячеистой (рис. 67, г). При разработке таких залежей коллек-

тор в добывающих скважинах ведет себя как поровый, а в нагнетательных, в связи с раскрытием трещин под влиянием высокого забойного давления, — как трещинно-поровый.

Приемистость нагнетательных скважин резко возрастает после создания возле них искусственных водонасыщенных зон. Это обусловливает многократное превышение коэффициента приемистости нагнетательных скважин над коэффициентом продуктивности добывающих скважин и соответственно высокую суточную приемистость первых при низких дебитах вторых. Применение в таких условиях обычных площадных систем обусловливает низкий уровень добычи при большом объеме закачиваемой в пласт воды, намного превышающем объем отбираемой из пласта жидкости.

Ячеистая система обеспечивает резкое увеличение отношения количества добывающих и нагнетательных скважин (до 6 : 1 и более), а также расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами при малых расстояниях между добывающими скважинами. Это способствует соответствию объемов нагнетаемой воды и добываемой жидкости, замедляет обводнение добывающих скважин.

Системам разработки с площадным заводнением свойственны и негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе, остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями дебитов скважин и др.

В связи с низкой продуктивностью залежей, при которой применяется площадное заводнение, и вследствие указанных особенностей процесса разработки коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 0,4 — 0,45.

Площадное заводнение в различных модификациях нашло применение на месторождении Чутыр-Киенгопском и других в Удмуртии (пласт А₄), Октябрьском (пласт XX) в Грозненском районе, на многих малопродуктивных залежах месторождений Западной Сибири и Волго-Урала.

Избирательное заводнение — разновидность внутрикон-турного заводнения — предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68). При составлении первого проектного документа на разработку местоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выбирают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений. Избирательное заводнение применяется при разработке некоторых периферийных площадей девонской залежи нефти и залежей в каменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения в Татарии, в бо-бриковском горизонте Краснохолмской группы месторождений в Башкирии, на ряде месторождений других районов.

Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнений (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения (нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже

Рис. 68. Система разработки с избирательным заводнением.

Зоны пласта с проницаемостью: 1 — в ысокой, 2 —

низкой; остальные условные обозначения см. на рис. 63 выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках объекта разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят дополнительные скважины.

Очаговое заводнение применяют очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствованию основных систем разработки с заводнением.

Головное заводнение. Головным называют нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.

Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтур-ного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с другими его видами или с использованием энергии напора пластовых вод.

С применением барьерного заводнения разрабатывают ряд нефтегазовых залежей в Волгоградской области (Бах-метьевское, пласт Б₁ и др.), Западной Сибири (залежи в пластах группы А Самотлорского месторождения) и других районах.

Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта исходя из его геолого-промысловой характеристики для него могут быть рекомендованы два, а иногда и три конкурирующих вида заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может конкурировать с площадным заводнением и т.д. Из числа возможных вариантов, обоснованных геологически, оптимальный вариант выбирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).

§ 3. СЕТКА СКВАЖИН НЕФТЯНОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА

Под сеткой скважин понимают сеть, на которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Правильный выбор сетки скважин — важнейшее звено в обосновании рациональной системы разработки объекта. Поскольку затраты на бурение скважин — одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения, необходимо предотвращать бурение лишних скважин, т.е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно, необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин.

Для каждого эксплуатационного объекта, поскольку он геологически неоднороден и в целом его строение индивидуально, должна создаваться и индивидуальная сетка скважин, неравномерная по площади объекта в соответствии с изменчивостью его строения. По данным разведки, как правило, можно оценить лишь средние значения параметров объекта, изменчивость же его геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято осуществлять двухэтапное раз-буривание эксплуатационных объектов. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по строго геометрической сетке, форму которой определяют с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а густоту (плотность) — с учетом средних параметров объекта. На втором этапе последовательно бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектным документом в количестве 10 — 50 %, а иногда и более от количества скважин основного фонда. Местоположение резервных скважин в первом проектном документе не определяется, а их количество обосновывается исходя из сложности строения объекта разработки, плотности принимаемой сетки основного фонда скважин, степени изученности объекта. Впоследствии места заложения резервных скважин устанавливают по данным основного фонда скважин на основе большого объема геолого-промысловой информации, полученной при их бурении и эксплуатации. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим и другим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку. На объектах, на которых в процессе 238 разработки происходит стягивание контуров нефтеносности (при законтурном или приконтурном заводнении, разрезании залежей на площади или блоки), часть резервных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), наиболее долго находящихся в эксплуатации, взамен обводненных периферийных скважин для обеспечения предусмотренных проектным документом годовых уровней добычи нефти из объекта. В результате бурения скважин основного и резервного фондов на эксплуатационном объекте в конечном счете создается неравномерная (с различными расстояниями между скважинами) сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки.

Многообразие геологических особенностей эксплуатационных объектов обусловливает применение различных сеток скважин основного фонда. Они различаются по характеру размещения скважин, по форме сетки, по постоянству расстояний между скважинами, по плотности.

По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно-переменные. Равномерными называют сетки с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей, скважины которых характеризуются ограниченными радиусами действия, т.е. при низкой проницаемости или высокой неоднородности пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей, представляющих собой нефтегазовые зоны или подстилаемые водой. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки (рис. 69). В последнем случае добывающие и нагнетательные скважины фактически располагаются рядами. Равномерные сетки целесообразны также при внедрении новых методов воздействия на пласт, которые применяют для малопродуктивных залежей. Преимущество равномерных сеток заключается в том, что они позволяют вносить изменения в принятые системы разработки по мере более углубленного изучения объектов, изменять размещение нагнетательных скважин или увеличивать их количество, повсеместно или выборочно уплотнять сетку, осуществлять регулирование разработки путем периодического изменения направления потоков жидкости в пластах и т.д.

Равномерно-переменными называют сетки с линейным расположением скважин, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в

Рис. 69. Равномерная сетка скважин.

Заводнение: а — площадное, б — с разрезанием залежи на блоки. Скважины: 1 — нагнетательные, 2 — добывающие; 7_скв — расстояние между скважинами

рядах (рис. 70). Расстояние между рядом нагнетательных и ближним рядом добывающих скважин может равняться расстоянию между рядами добывающих скважин или быть несколько большим. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин. Такое расположение скважин возможно и целесообразно на залежах пластового типа, которые, благодаря высокой продуктивности и относительно однородному строению, могут разрабатываться на природных режимах вытеснения нефти водой или в сочетании с теми видами заводнения, при которых нагнетательные скважины располагаются рядами (законтурное, приконтурное, разрезание на широкие блоки).

В последние годы применяется ячеистое равномерно-переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных трещинно-поровых пластов при повышенной вязкости пластовой нефти (см. рис. 67, „).

При расположении скважин рядами различают ряды замкнутые и незамкнутые. Замкнутыми называют ряды, которые имеют вид колец, обычно неправильной формы, примерно повторяющей конфигурацию контура нефтеносности залежи или границ площади, выделенной для самостоятельной разработки. Замкнутыми рядами добывающие скважины располагают на залежах пластово-сводового типа и в условиях реализации систем разработки, при которых происходит стягива-

Рис. 70. Равномерно-переменная сетка скважин.

Расстояния между скважинами: 1_скв._д — добывающими, 1_скв._н — нагнетательными; 1_р — расстояние между рядом нагнетательных скважин и первым рядом добывающих скважин; 1_рд — расстояние между рядами добывающих скважин

ние естественных контуров нефтеносности (системы с использованием природного напора вод и с законтурным и приконтурным заполнением). Такую форму рядов применяют также на площадях округлой формы, выделенных в пределах объекта рядами нагнетательных скважин для самостоятельной разработки.

Незамкнутыми называют ряды, обычно прямолинейные, которые пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности. Сюда же относят ряды, параллельные контуры нефтеносности, на залежах, тектонически или литологически экранированных (рис. 71). В таких случаях ряды будут изогнутыми.

При расположении скважин рядами оптимальное количество рядов добывающих скважин обосновывают с учетом того, что любой нагнетательный ряд может оказывать эффективное воздействие не более чем на три добывающих ряда, примыкающих к нему с одной стороны. Внутри замкнутого ряда нагнетательных скважин обычно располагают не более двух замкнутых рядов добывающих скважин и в центральной части залежи (площади) — один незамкнутый ряд, к которому на поздних стадиях разработки будет стягиваться

Рис. 71. Незамкнутые ряды добывающих скважин:

1 — дизъюнктивное нарушение; контуры нефтеносности:

2 — внешний, 3 — внутренний; 4 — добывающие скважины: I, II, III, IV — ряды скважин

контур нефтеносности. Между незамкнутыми разрезающими рядами обычно размещают пять или три незамкнутых ряда добывающих скважин.

При линейном расположении скважин по постоянству расстояний между скважинами различают сетки с постоянными расстояниями, когда повсеместно сохраняются расстояния между рядами и между скважинами в рядах, и сетки с уплотнением к центру площади, когда названные расстояния сокращаются в этом направлении. Чаще проектируют сетку первого вида. Постепенное уменьшение расстояний между рядами и между скважинами в рядах основной сетки может быть предусмотрено при резком увеличении нефтенасыщенной толщины пластов к центру залежи (площади). Такое явление характерно, например, для водонефтяных залежей, имеющих значительную высоту. В некоторых случаях, когда точно известно, что линия стягивания контуров совпадает с местоположением внутреннего (центрального) ряда, уже при определении основного фонда скважины в этом ряду располагают более плотно, чем во внешних рядах.

На объектах платформенного типа с большой площадью нефтеносности на разных их участках может быть принято различное размещение скважин, например в чисто нефтяной зоне — рядами, в водонефтяной или подгазовой — по равномерной сетке.

По форме равномерные сетки скважин основного фонда подразделяются на треугольную и квадратную (рис. 72). Треугольную сетку применяют при равномерном размещении скважин рядами, т.е. при разрезании залежей на блоки, а также при семиточечном площадном заводнении (см. рис. 67, ,). Квадратную сетку проектируют при пятиточечном, девятиточечном (см. рис. 67, б, „) и часто при избирательном заводнении (см. рис. 68).

Скважины в равномерно-переменных сетках располагают в шахматном порядке для обеспечения более равномерного перемещения контуров нефтеносности при разработке залежей.

К важнейшим показателям сетки основного фонда скважин относится ее плотность, которая характеризуется расстояниями в (м) между скважинами и между рядами, а также удельной — 5_осн на одну скважину (га/скв.).

При равномерных сетках расстояния между скважинами одинаковые — 1_скв, при этом площадь квадратной сетки 5_осн =

= ¹с²_кв, ^при треу^г°л^ьн°^й - ?_ОСн = ¹_С²_КВ^/1,°⁷5.

Равномерно-переменные сетки (см. рис. 70) характеризуются следующими расстояниями: 1_сквд — расстояние между добывающими скважинами в рядах; 1_р_д — расстояние между рядами добывающих скважин; 1_р_н-д — расстояние между рядом нагнетательных скважин и первым (внешним) рядом добывающих скважин; 1_скв._н — расстояние между нагнетательными скважинами в рядах. В случаях, когда расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами одинаковы, что бывает очень часто, сетка характеризуется тремя расстояниями: 1_сквд х 1_р_д х 1_р_н
-д (например, 500x600x700 м).

Очень часто дают характеристику плотности сетки до бы -вающих скважин, указывая расстояние между рядами добы-вающих скважин и между скважинами в рядах.

Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. На основании опыта разработки нефтяных залежей установлено, что для обеспечения при вытеснении нефти водой возможно более высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятной геолого-промысловой характеристикой необходимо применять более плотные сетки основного фонда скважин. В разных геологических условиях применены следующие плотности основной сетки добывающих скважин.

Рис. 72. Формы равномер ных сеток скважин.

Сетки скважин: а — квад ратная, б — треугольная; 1 — расстояние между скважи нами

Сетки добывающих скважин плотностью 60 — 40 га/скв. (от 700x800 до 600x700 м) — для единичных залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.

Сетки добывающих скважин плотностью 30 — 36 га/скв. (от 600x650 до 500x600 м) — для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (до 2 — 3), с проницаемостью коллекторов более 0,4 — 0,5 мкм², при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.

Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20 — 25 га/скв. (от 500x550 до 400x400 м) — для залежей нефти в геологически неоднородных пластах с пониженной проницаемостью при относительной вязкости нефти до 4 — 5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 15 — 20) даже при высокой проницаемости пластов.

Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв. (менее 400x400 м) — для залежей с неоднородным строением или низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (более 15 — 20) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов против разрушения и т.д.

На практике для качественного сравнения плотности сетки скважин по разным объектам выделенные выше ориентировочно четыре группы сеток разной плотности основного фонда скважин условно называют соответственно: весьма

редкие, редкие, средние, плотные.

На выбор плотности сетки скважин может существенно влиять глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться сетки, более разреженные по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких 244 случаях разреженную сетку сочетают с более активной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают, особенно по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой.

Как уже отмечалось выше, в результате бурения скважин резервного фонда эксплуатационный объект оказывается разбуренным по неравномерной сетке, соответствующей неоднородности его строения.

Для оценки полной плотности сетки скважин применяются несколько показателей:

1) средняя плотность сетки всего фонда пробуренных скважин на объекте разработки

5о₆щ ^/(^N д + ^N н);

общ.д+н

(Х.1)

2) средняя плотность сетки добывающих скважин на объекте в целом

(Х.2)

3) средняя плотность сетки всего фонда скважин в границах разбуривания объекта

^г.р /(д + Nн);

(Х.3)

4) средняя плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора

(Х.4)

В приведенных выражениях использованы следующие условные обозначения: Б_общ — площадь эксплуатационного объекта (залежи) в начальных его границах; Б_тр — площадь в границах разбуривания объекта; Б_зо — площадь зоны отбора, определяемая при законтурном или приконтурном заводнении и при разрезании залежи в пределах радиусов влияния добывающих скважин внешних рядов; N — количество пробуренных добывающих скважин (основной фонд + резервные); N_н — количество пробуренных нагнетательных скважин (основной фонд + резервные).

Среднюю плотность сетки добывающих скважин в зоне отбора Б_зод определяют лишь для систем разработки с линейным размещением скважин. Сравнение показателя Б_з._од с плотностью сетки основного фонда добывающих скважин 5_оснд позволяет судить о степени уплотнения сетки добывающих скважин в результате бурения скважин резервного фонда.

Показатели плотности сетки 5_о6_щ_д+_н и 5_о6_щ_д характеризуют среднюю плотность сетки в начальных границах эксплуатационного объекта. Обычно некоторые части площади объекта остаются неразбуренными (периферийные части водонефтяных зон залежи с малой нефтенасыщенной толщиной, малопродуктивные участки и др.). Значения ^щ.д+н и 5_г.р.д+н, так же как значения 5_о6_щ_д и Б_з_од близки, если разбурена почти вся площадь объекта. Обычно 5_о6_щ_д+_н > 5_г_р_д+_н и

^_об_щ_д+_н > ^_зод, причем разница между ними тем значительнее, чем больше неразбуренная часть площади.

Наряду с удельной площадью на одну скважину сетку скважин характеризуют удельными извлекаемыми запасами на одну скважину:

^Од+н = °извл ^/(^N д + ^N н)^;

Од = °извл ^/
N„

где О_д+_н и О_д — удельные запасы на одну скважину соответственно при учете всех добывающих и нагнетательных скважин и при учете добывающих скважин; N_H_:_jai — начальные извлекаемые запасы нефти эксплуатационного объекта.

Действующие в настоящее время системы разработки с заводнением характеризуются широким диапазоном значений в основном в пределах 30 — 300 тыс. т/скв. Этот показатель обычно тем больше, чем лучше фильтрационная характеристика объекта, позволяющая применять сетку меньшей плотности.

Все сказанное выше о сетках скважин нефтяных эксплуатационных объектов относится к системам разработки, с разбуриванием залежей вертикальными или наклонно направленными скважинами. В последние годы все более широкое применение находят горизонтальные скважины с длиной горизонтальных стволов, создаваемых в пределах продуктивного горизонта, до 500 — 600 м. Строительство и эксплуатация таких скважин представляет ряд трудностей — затруднены перфорация, геофизические исследования, изоляция обводненных частей горизонта и др. Вместе с тем при удачной проводке горизонтальных скважин на ряде объектов их дебит может в 3 — 5 раз превышать дебит вертикальных скважин. Объектами, благоприятными для бурения горизонтальных скважин, могут быть залежи или их части с небольшой нефтенасыщенной толщиной пластов — низкопроницаемые неоднородные пласты малой толщины, зоны над водонефтяным или под газонефтяным контактом, залежи на площадях с затрудненными условиями разбуривания и т.д.

Горизонтальные скважины можно применять для разбуривания объекта в целом или в сочетании с вертикальными скважинами. При дальнейшем развитии этого направления решение вопросов о расположении горизонтальных скважин во многом будет базироваться на огромном опыте разработки залежей вертикальными скважинами.

§ 4. ГРАДИЕНТ ДАВЛЕНИЯ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ ОБЪЕКТЕ

Темпы разработки нефтяного эксплуатационного объекта зависят от градиента давления в пластах Ар:

Ар = Ар / L, (Х.6)

где Ар = р_плн — р_за6д — перепад давления между контуром питания и зоной отбора; р_плн — пластовое давление на контуре питания (при заводнении — в месте нагнетания воды); р_за6д — забойное давление в добывающих скважинах; L — расстояние между контуром питания и зоной отбора.

Увеличение градиента давления достигается как уменьшением величины L путем активизации системы заводнения (уменьшение ширины блоков, увеличение плотности сетки скважин, применение площадного заводнения), так и повышением давления на линии нагнетания или снижением давления на забое добывающих скважин.

Пластовое давление на линии нагнетания, исходя из опыта разработки залежей в условиях заводнения, признано целесообразным поддерживать на 10 — 20 % выше начального пластового. При площадном заводнении, применяемом на менее продуктивных скважинах, оно в нагнетаемых скважинах может быть и более высоким.

Это способствует увеличению годовой добычи нефти и более полному включению объема залежи в процесс разработки. Необходимое пластовое давление в зонах нагнетания обеспечивается соответствующим давлением на устьях нагнетательных скважин при закачке воды. Эффективность повышения давления нагнетания можно видеть на примере горизонта Д₁ Ромашкинского месторождения. Здесь сначала давление на устье нагнетательных скважин составляло 10 МПа, затем его увеличили до 15—16 МПа. В результате пластовое давление на линиях нагнетания возросло в среднем до 20 МПа при начальном 17,5 МПа. Эффективность такого повышения выразилась в увеличении приемистости скважин в 3 — 4 раза и возрастании толщины пластов, принимающих воду, почти в 2 раза. Эффект складывается из увеличения приемистости интервалов, ранее принимавших воду, возрастания работающей толщины этих интервалов, включения в работу новых интервалов, которые ранее воды не принимали (рис. 73).

Полученная дополнительная добыча нефти экономически эффективна, поскольку повышение давления нагнетания требует относительно небольших капитальных затрат и дает быстрые результаты.

Повышение давления нагнетания имеет геологические ограничения. Превышение давления нагнетания над давлением, при котором происходит гидроразрыв пласта, может привести к преждевременным прорывам нагнетаемой воды к добы -вающим скважинам по образующимся трещинам. При закон-

Рис. 73. Приемистость пластов W в нагнетательной скв. 904 Ромашкинского месторождения.

Давление нагнетания воды, МПа: а — 11, б — 19; кривые электрокаротажа: 1 — ПС, 2 — КС; 3 — интервалы перфорации

турном заводнении при высоком давлении нагнетания значительная часть закачиваемой воды может теряться в связи с ее оттоком в водоносную область пласта. Возрастает также вероятность перетока воды из разрабатываемого горизонта в соседние по разрезу продуктивные или водоносные горизонты с меньшим пластовым давлением.

Снижение забойного давления в добывающих скважинах по большинству эксплуатационных объектов возможно путем массового перевода скважин на механизированный способ эксплуатации. По залежам с низкой продуктивностью для обеспечения достаточных уровней добычи нефти механизированную эксплуатацию скважин применяют с самого начала разработки. Высоко- и среднепродуктивные залежи могут продолжительное время (до появления значительной доли воды в добываемой продукции) разрабатываться с применением преимущественно фонтанного способа эксплуатации скважин. В 1956 г. А.П. Крыловым научно обоснована целесообразность снижения забойного давления путем применения механизированных способов эксплуатации и для залежей с высокой и средней продуктивностью.

Эффективность снижения забойного давления также можно проиллюстрировать на примере горизонта Д₁ Ромашкинского месторождения. По этому горизонту фонтанирование безводных скважин прекращалось при снижении забойного давления до 11,5 МПа. По мере обводнения продукции скважин забойное давление, при котором прекращается фонтанирование, возрастает до 16 МПа. В среднем в период работы фонда скважин фонтанным способом забойное давление составляет 12,5—13 МПа. Давление насыщения нефти газом в среднем 9 МПа. Перевод на механизированный способ эксплуатации со снижением забойного давления до давления насыщения обеспечивает дополнительное увеличение депрессии на забое скважин в среднем на 3,5 — 4 МПа. В таком случае, по расчетам ТатНИПИнефти, за 20 лет после перехода на механизированную эксплуатацию (если этот переход осуществлен на ранних стадиях разработки) дополнительная добыча составит 10—11 % суммарной добычи.

При дальнейшем снижении забойного давления в эксплуатационных скважинах следует учитывать интерференцию скважин. Как показали исследования В.Д. Лысенко и

Э.Д. Мухарского, на механизированную эксплуатацию необходимо переводить не только отдельные скважины, не способные фонтанировать, но и все (или почти все) остальные скважины объекта разработки или его крупного участка, в том числе и устойчиво фонтанирующие. В противном случае механизированная эксплуатация ранее простаивавших скважин приведет к снижению дебита фонтанирующих, и в целом по объекту значительного прироста добычи не будет получено.

При неоднородном по разрезу строении эксплуатационного объекта снижение давления на забое добывающих скважин способствует и увеличению нефтеотдачи пластов, так как при этом обеспечивается включение в работу прослоев и пластов с пониженной проницаемостью.

С экономической точки зрения увеличение перепада давления путем снижения забойного давления менее эффективно, чем повышение давления нагнетания, так как перевод скважин на механизированную эксплуатацию — процесс более капиталоемкий. Тем не менее такой подход приносит значительный экономический эффект.

При определении допустимых минимальных значений забойного давления в добывающих скважинах следует учитывать геологические и другие ограничения. Снижение его допустимо по разным залежам лишь на 10 — 20 % от значения давления насыщения. При большем снижении разгазирование нефти в пласте может привести к снижению нефтеотдачи вследствие интенсивного развития режима растворенного газа. При слабой цементации породы-коллектора, при наличии обширных водонефтяных или подгазовых зон необходимо обосновывать предельную величину забойного давления, при которой не происходит значительного выноса песка или ко-нусообразования.

Необходимый перепад давления между областями питания и отбора и определяющие его давления на линии питания и в зоне отбора обосновывают по каждому эксплуатационному объекту с учетом его геолого-промысловой характеристики.

При низкой продуктивности залежей возрастает необходимость создания более высоких градиентов давления для обеспечения достаточно высоких уровней добычи нефти и соответственно необходимость все более полного использования геолого-технических возможностей применения высокого давления нагнетания воды и эксплуатации добывающих скважин при низком забойном давлении.

ФОНД СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

§ 1. ФОНД СКВАЖИН РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат каналами для подъема УВ и попутных компонентов из недр, для получения информации о залежах, для управления процессами дренирования пластов.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам — по назначению, очередности бурения, способам эксплуатации, по состоянию на отчетную дату, времени ввода в эксплуатацию и т.д.

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждого квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы.

Ниже приводится краткая характеристика фонда скважин с делением его на группы и основным признакам.

По своему назначению скважины подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные,

специальные, вспомогательные.

Добывающие скважины по большинству объектов составляют основную часть фонда скважин. Они предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы — оценочные и контрольные скважины.

Оценочные скважины используются для оценки нефтега-зонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефте-газонасыщенности.

Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезометрические и наблюдательные скважины.

Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины сначала располагали за контуром нефтеносности, по данным о поведении пластового давления в них судят об активности законтурной области и ее связи с залежью. Позднее в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, расположенные в пределах залежи, остановленные для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов — за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщеннос-ти пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с непер-форированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов.

Для изучения процессов, протекающих в пластах, радиоактивными методами ГИС наряду со специальными скважинами широко используют контрольно-эксплуатационные скважины. Возможности включения эксплуатационных скважин в сеть специальных особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины — добы-252

вающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной — для перфорированных. При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины, в которых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, необходимых для наблюдательных скважин.

Фонд специальных скважин частично создается за счет их целенаправленного бурения, а частично — из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи. Так, в число пьезометрических переводят разведочные скважины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добывающие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значительную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в другую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной скважине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненности пластов скважину можно использовать в качестве пьезометрической.

К числу вспомогательных скважин на месторождении относят водозаборные и поглощающие скважины. Водозаборные — это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения. Поглощающие (сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов (см. главу XVIII).

В качестве вспомогательных, так же как и специальных, используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.

По времени ввода в эксплуатацию выделяют две категории скважин эксплуатационного фонда — старые и новые. Выделение этих категорий используется при составлении отчетности по добыче нефти (газа) и при оценке добычи и объемов бурения на предстоящий год и на более продолжительные периоды (см. главу XVII).

К категории старых относят скважины, которые впервые были введены в эксплуатацию на нефть (газ) в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года, в том числе:

скважины, перешедшие с прошлого года, т.е. те старые скважины, которые на 1 января отчетного года находились в действующем фонде;

скважины, восстановленные из бездействия, т.е. старые скважины, которые в прошлые годы давали нефть (газ), но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 января текущего года числились в бездействии или вообще бы -ли исключены из эксплуатационного фонда и числились в других группах скважин.

К категории новых относят скважины, которые в отчетном году впервые введены в эксплуатацию на нефть (газ) из бурения или из освоения после бурения прошлых лет, а также скважины, переведенные из других групп, если они ранее не эксплуатировались на нефть (газ).

В течение отчетного года скважину из одной категории в другую не переводят, хотя в течение года она может побывать в разных группах эксплуатационного фонда или перейти из него в другие группы скважин.

§ 2. СКВАЖИНЫ С РАЗНОЙ ОЧЕРЕДНОСТЬЮ БУРЕНИЯ

Первую очередь скважин на залежах нефти и газа составляют разведочные скважины, которые после окончания разведки переводят в основном в добывающие и частично — в нагнетательные.

Нефтяные залежи небольших размеров могут на 1—2 года вводиться в опытную (пробную) эксплуатацию для получения дополнительных данных, необходимых для обоснования системы и показателей разработки. На этом этапе допускается бурение в различных частях залежи небольшого числа добывающих скважин, которые впоследствии будут вписаны в сетку добывающих и нагнетательных скважин. Такие скважины называют опережающими эксплуатационными. Эксплуатация разведочных и опережающих скважин, освоение под закачку воды двух-трех скважин позволяют уточнить представления о режиме залежи, продуктивности и приемистости скважин, устойчивости пластов-коллекторов против разрушения, характере обводнения скважин и др.

При значительной площади нефтеносного объекта, когда опытная эксплуатация залежи в целом практически невозможна и нецелесообразна из-за больших масштабов работ по обустройству территории, проводят опытно-промышленную эксплуатацию наиболее представительного участка залежи. На выбранном участке бурят и эксплуатируют опережающие добывающие и нагнетательные скважины по сетке, применяемой обычно при разработке в подобных геологических условиях. Таким образом, создают фрагмент будущей системы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в целом. Опережающие скважины бурят на основании проектов опытной или опытно-промышленной эксплуатации.

Последующее бурение осуществляют в соответствии с технологической схемой и затем — с проектом разработки. Как показано в § 3 главы X, проектным документом на разработку предусматриваются основной и резервный фонды скважин. В первую очередь бурят скважины основного фонда. В дальнейшем на плохо вырабатываемых участках бурят скважины резервного фонда.

При резкой макронеоднородности, переходящей в прерывистость пластов-коллекторов со сложной конфигурацией границ их распространения по площади, а также при ослож-ненности строения объекта многочисленными тектоническими нарушениями сплошное разбуривание участка с бурением подряд всех скважин основного фонда может привести к получению значительного количества непродуктивных скважин, попавших в зоны отсутствия коллекторов или в законтурные области пластов и в тектонических блоках. Для предотвращения этого в указанных условиях бурение скважин основного фонда ведут по принципу от "известного к неизвестному". При этом, опережая главный фронт буровых работ, перемещаемый в определенном направлении, выборочно (с пропуском нескольких фондовых точек) бурят отдельную скважину и по полученным результатам решают вопрос о целесообразности бурения соседних скважин. При таком порядке разбуривания количество непродуктивных скважин сводится до минимума. На многопластовом месторождении "сухие" скважины переводят на другие эксплуатационные объекты. При наличии на месторождении одного объекта их ликвидируют без спуска эксплуатационных колонн.

Разбуривание газового месторождения осуществляют в несколько ином порядке. Первую очередь добывающих скважин составляют разведочные скважины. По небольшим объектам их количество иногда оказывается достаточным для обеспечения установленного максимального уровня добычи газа. По средним и крупным месторождениям вслед за разведочными бурят первую очередь добывающих скважин, необходимых для выхода на максимальный уровень добычи. Затем в течение второй стадии разработки бурят дополнительные скважины для поддержания достигнутого максимального уровня добычи, что необходимо в связи с падением дебита и выключением из работы ранее пробуренных обводнившихся скважин.

§ 3. УЧЕТ ИЗМЕНЕНИЙ ФОНДА СКВАЖИН

Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на I и II стадиях разработки, а иногда и на III стадии оно постепенно возрастает, на IV — уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает.

Скважины могут переходить из одной группы в другую. Так, при внедрении внутриконтурного заводнения первое время нагнетательные скважины используют в качестве добывающих. При разрезании залежей рядами нагнетательных скважин практикуют освоение на первом этапе нагнетательных скважин под закачку через одну, а промежуточные нагнетательные скважины продолжают использовать в качестве добывающих. Форсированная добыча нефти из последних способствует перемещению поступающей в пласт воды вдоль линии разрезания. После обводнения промежуточные скважины также осваивают под закачку воды, т.е. переводят в группу нагнетательных. С целью постепенного развития системы заводнения для улучшения воздействия на участки залежи, недостаточно вовлеченные в разработку, практикуют перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные.

Изменяется состояние скважин. В основном они должны находиться в работе, но часть их может быть в ремонте или простаивать по различным причинам.

Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого квартала и года по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет "Фонд скважин" (табл. 8). В отчете отражается весь фонд скважин, числящихся по эксплуатационному объекту (месторождению, нефтегазодобывающему предприятию) на конец квартала. Отчет на конец 256

Форма отчега "Фонд скважин”

№ п/п	Состав фонда	Число сква жин	№ п/п	Состав фонда	Число сква жин
Эксплуатационный фонд				Другие группы скважин
1	Дающие нефть (газ)		12	Нагнетательные
2	Остановленные в пос		13	В том числе действую-
	леднем месяце отчет			щие
	ного квартала из числа		14	Специальные (конт-
	давших добычу в этом			рольные оценочные)
	месяце		15	Водозаборные и даю
3	В том числе находящи			щие иодобромную и
	еся в ремонте			техническую воду
4	Итого действующих		16	Поглощающие, для
	(1+2)			сброса сточных вод и
5	Выбывшие из действу			прочие
	ющих в отчетном году		17	Находящиеся в кон
6	Выбывшие из действу			сервации
	ющих в предыдущие		18	Находящиеся в ожи
	годы			дании ликвидации
7	В том числе находя		19	Ликвидированные по
	щиеся в ремонте			сле эксплуатации
8	Итого бездействующих		20	Ликвидированные
	(5 + 6)			после бурения
9	Осваиваемые и ожи
	дающие освоения пос
	ле бурения
10	В том числе находя
	щиеся в работах по ос
	воению
11	Всего эксплуатацион
	ный фонд скажин
	(4 + 8 + 9)

четвертого квартала характеризует фонд на конец года. Отчеты составляют раздельно для фонда нефтяных и газовых скважин.

В фонде скважин в отчете выделяются эксплуатационный фонд и другие группы скважин.

Эксплуатационный фонд — основная часть фонда, включающая действующие и бездействующие добывающие скважины, а также скважины, осваиваемые или ожидающие освоения после бурения для добычи из них продукции.

К действующим относят скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

скважины, дающие нефть (газ) на конец последнего дня

отчетного квартала (включая скважины, находящиеся на накоплении жидкости при периодической эксплуатации):

скважины, которые в последнем месяце квартала дали продукцию даже в небольшом количестве, но остановлены в этом месяце и находятся в ремонте или простое по любой причине.

К бездействующим относят скважины, ранее эксплуатировавшиеся на нефть (газ), но не давшие продукции в течение последнего месяца отчетного периода, в том числе:

выбывшие из действующих в отчетном году, т.е. остановленные в текущем году и в декабре прошлого года (последние на 1 января отчетного года числились в фонде действующих скважин);

выбывшие из действующих в предыдущие годы, т.е. остановленные до 1 декабря предыдущего года.

К скважинам, осваиваемым или ожидающим освоения

после бурения, относят скважины, принятые после бурения для последующей эксплуатации на нефть (газ), а также скважины, переведенные для этой цели из числа нагнетательных, специальных, законсервированных и других, если ранее они никогда продукции не давали.

Другие группы скважин, указываемые в отчете, соответствуют показанным в § 1 настоящей главы группам скважин, не предназначенных и не используемых для эксплуатации на нефть или газ. При этом в группы специальных и вспомогательных входят все скважины: действующие, выбывшие в бездействие в отчетном и предыдущих годах, находящиеся в освоении и ожидании освоения. В группе нагнетательных скважин отдельно выделяют действующие скважины, которые определяются по тому же принципу, что и действующие добывающие скважины, с тем отличием, что их действие связано с закачкой воды или другого рабочего агента.

В другие группы скважин входят также скважины, находящиеся в консервации, в ожидании ликвидации, ликвидированные после эксплуатации и ликвидированные после бурения. Находящиеся в консервации — это скважины, которые в какой-то период не могут быть использованы ни для какой цели и на которые в связи с этим оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В эту группу включаются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причин консервации. После окончания срока консервации скважину, если она не подлежит ликвидации, переводят в соответствующую часть фонда.

Находящиеся в ожидании ликвидации — это скважины, на которых проводят работы по ликвидации, или скважины, документы на ликвидацию которых направлены в соответствующие органы.

Ликвидированные — это скважины, ликвидация которых оформлена в установленном порядке и ликвидационные работы на которых уже выполнены. Ликвидированные после эксплуатации — скважины, которые после завершения эксплуатации не могли быть использованы в других целях; ликвидированные после бурения — скважины, непригодные для использования по различным причинам: прекращенные бурением по техническим или геологическим причинам, выполнившие свое геологическое назначение, непродуктивные и т.п.

etMT 3

ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЮЩИЕСЯ ПРИ РЕГЕНЕРАЦИИ АБСОРБЕНТА В ПРОЦЕССАХ АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ И ОЧИСТКИ ГАЗА

3.1. ТЕХНОЛОГИИ

3.1.1. СПОСОБ РЕГЕНЕРАЦИИ АБСОРБЕНТА

Краткое описание

Предложенный способ регенерации абсорбента относится к технике осушки и очистки природного или попутного газа.

Способ регенерации абсорбента включает в себя нагрев насыщенного абсорбента, продувку его отпарным газом, охлаждение и осушку последнего и возврат его на стадию продувки. Осушку отпарного газа осуществляют путем адсорбции на твердых поглотителях до точки росы отпарного газа минус 70 - минус 30 °С.

Эффективность

Данный способ позволяет уменьшить расход отпарного газа на 15-20 %, снизить нагрузку регенератора по абсорбенту на 10-15 % и обеспечить повышение концентрации регенерированного абсорбента. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 654274, БИ № 12, 1979 (Авторы: Л.М. Виленский, Г.К. Зиберт, Ю.А. Кащицкий).

3.1.2. СПОСОБ ГЛУБОКОЙ РЕГЕНЕРАЦИИ ПОГЛОТИТЕЛЯ ВЛАГИ - ГЛИКОЛЯ

Краткое описание

Предложенный способ регенерации гликоля относится к процессам абсорбционной осушки газов.

Глубокую осушку гликоля проводят путем предварительного нагрева регенерированным поглотителем водяных паров до 135-140 °С с последующей двухступенчатой отпаркой их, причем вторую ступень ведут под вакуумом, отбирая паровой поток со второй ступени и осуществляя его контакт с потоком холодного поглотителя до вакуум-создающей системы. На стадию контактирования подают 15-60 % (по массе) исходного насыщенного поглотителя, который возвращают после контактирования в исходный поток поглотителя. При этом исходный поток поглотителя подают при 5-40 °С.

Предложенный способ работает следующим образом.

Насыщенный гликоль подают в теплообменник для предварительного нагрева регенерированным поглотителем влаги. Нагретый насыщенный гликоль подают на первую ступень отпарки в среднюю часть атмосферной или вакуумной колонны, где происходит предварительная отпарка влаги.

Пары влаги, выходя из первой ступени отпарки, контактируют в противотоке с флегмой, образованной частичной конденсацией этих паров, что предотвращает унос поглотителя влаги. Несконденсированные пары выводят из первой ступени. Из нижней (кубовой) части колонны частично регенерированный и подогретый поглотитель влаги подают во вторую ступень отпарки, откуда водяные пары поступают на вакуум-создающую систему, перед которой происходит контакт этих паров с потоком холодного исходного насыщенного поглотителя. После его контакта поглотитель возвращается в исходный поток. При контакте в противотоке насыщенного холодного поглотителя влаги с парами воды происходит поглощение паров влаги холодным потоком жидкого поглотителя, что приводит к резкому снижению парциального давления паров влаги и общего давления на этой ступени. Несконденсированные пары с контактной ступени отводят и подают на первую ступень отпарки или сбрасывают в атмосферу.

Эффективность

Предложенный способ глубокой регенерации абсорбента дает возможность получить высококонцентрированный (абсолютизированный) поглотитель влаги, с помощью которого можно осушить природные и попутные газы с большой депрессией по начальной и конечной температуре точки росы и до точек росы минус 40 - минус 100 °С без применения адсорбционных установок, работающих циклически и имеющих значительный перепад давления; для установки осушки с высокой начальной температурой газа этот способ позволяет снизить затраты на предварительные охлаждения этого газа. По сравнению с адсорбционным способом процесс глубокой осушки газа высококонцентрированным гликолем по капитальным вложениям ниже на 20 %, энергозатраты втрое меньше, а себестоимость осушки газа меньше на 30 %. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН и внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28), Всесоюзный заочный политехнический институт.

Литература

Патент РФ < 1033166, БИ < 29, 1995 (Авторы: Г. К. Зи-берт, И. А. Александров, Ю.А. Кащицкий).

3.1.3. СПОСОБ РЕГЕНЕРАЦИИ ЖИДКОГО ПОГЛОТИТЕЛЯ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

Предложенный способ регенерации жидкого поглотителя жидкости относится к процессам осушки газа жидкими поглотителями и используется в промысловых и заводских установках осушки природного и нефтяного газа, в регенераторах гликоля.

На рис. 3.1 изображена принципиальная технологическая схема установки, работающая следующим образом.

Насыщенный гликоль подают по линии 1 в теплообменник 2 для предварительного нагрева регенерированным поглотителем влаги, поступающим по линии 3. Нагретый насыщенный гликоль подают по линии 4 на первую ступень отпарки в среднюю часть атмосферной или вакуумной колонны 5, где происходит предварительная отпарка влаги.

Рис. 3.1. Способ регенерации жидкого поглотителя влаги:

1 - линия насыщенного поглотителя; 2 - теплообменник; 3, 4, 6, 7, 9, 11, 12, 13, 15, 17, 21 - линии материальных потоков; 5 - вакуумная колонна; 8 -вакуумсоздающая система; 10 - контактная ступень; 14 - вторая ступень; 16 - емкость, 18, 19, 20 - запорные устройства; 22 - люк

После контакта на ступени 10 поглотитель по линии 11 возвращается в линию 1. При контакте в противотоке насыщенного холодного поглотителя влаги с парами воды на ступени 10 происходит поглощение паров влаги холодным потоком жидкого поглотителя, что приводит к резкому снижению парциального давления паров влаги и общего давления на этой ступени. Несконденсированные пары с контактной ступени 10 отводят и подают по линии 12 на первую ступень отпарки или по линии 13 сбрасывают в атмосферу.

Для очистки гликоля от примесей часть горячего регенерированного поглотителя из второй ступени 14 отпарки влаги подают по линии 15 в емкость 16, в которой горячий регенерированный поглотитель испаряют путем подачи его паров на контакт с холодным поглотителем перед его контактированием с водяным паром второй ступени отпарки. На линиях 15 и 17 установлены запорные устройства 18 и 19 для отключения емкости 16 от системы. После отключения емкости 16 по линии 21 через запорное устройство 20 соединяют ее с атмосферой, затем выгружают неиспарившиеся примеси (соли, смолы, продукты коррозии), открывая люк (устройство выгрузки) 22.

Эффективность

Вследствие уменьшения засоления диэтиленгликоля потери его при обессоливании практически отсутствуют. Использование предложенного способа позволяет отказаться от закупки импортных установок обессоливания гликолей, стоимость которых значительна (45 000-50 000 долларов). Создание и освоение отечественных аналогичных установок позволяет совместить процесс регенерации с процессом обессоливания, что снижает капитальные и энергетические затраты на эти процессы. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ < 1077619, БИ < 9, 1984 (Авторы: Г. К. Зи-берт, И. А. Александров, Ю.А. Кащицкий).

3.2.1. РЕГЕНЕРАТОР АБСОРБЕНТА

Краткое описание

Регенератор абсорбента (рис. 3.2) выполнен в виде вертикального корпуса с укрепляющей секцией в верхней части, под которой размещены испарительная секция, десорбционная колонка и змеевик десорбционного газа, а в нижней части корпуса установлена рекуперативно-десорбционная секция. Регенератор снабжен усеченным конусом, установленным под испарительной секцией, меньшее основание которого соединено с верхней частью десорбционной колонки, а нижняя часть соединена со змеевиком десорбционного газа.

Регенератор работает следующим образом.

Насыщенный абсорбент подают через патрубок 23 в меж-трубное пространство рекуперативно-теплообменной секции 19, где он предварительно нагревается окончательно регенерированным абсорбентом, стекающим по трубам трубного пучка 20. Через патрубок 24 насыщенный абсорбент выводят из меж-трубного пространства секции 19 и по трубопроводу 25 подают на верх испарительной секции 5. Насыщенный абсорбент стекает по насадке 10, размещенной в трубах трубного пучка 6, равномерно нагревается по всей высоте испарительной секции

5 теплоносителем, который вводят в межтрубное пространство секции 5 через патрубок 8 и выводят через патрубок 9. В процессе нагрева насыщенного абсорбента в трубках трубного пучка 6 пары абсорбента и поглощенного вещества разделяются на фракции в присутствии десорбционного газа, поступающего из колонки 11.

Смесь паров абсорбента, поглощенного вещества и десорбционного газа поднимается в секцию 2, где на насадке при взаимодействии с флегмой, вводимой через патрубок 4, происходит окончательное концентрирование паров поглощенного вещества, которые затем вместе с десорбционным газом выводят через патрубок 29 из регенератора. Частично регенерированный абсорбент из нижней части испарительной секции 5 перетекает в колонку 11, где на насадке 17 он контактирует с десорбционным газом, поступающим через патрубок 16 в низ колонки 11. Десорбционный газ вводят в змеевик 14 через патрубок 15; через патрубок 18 окончательно регенерированный абсорбент выводят из регенератора.

Рис. 3.2. Регенератор абсорбента:

1 - корпус; 2 - укрепляющая секция; 3 -контактное устройство; патрубки: 4 - для ввода флегмы, 8, 9 - ввода и вывода теплоносителя, 15, 16 - ввода и вывода десорбционного газа, 18, 28 - вывода регенерированного абсорбента, 23 - подачи насыщенного абсорбента, 24 - вывода насыщенного абсорбента, 29 - для вывода смеси десорбционного газа и абсорбционного вещества; 5 - испарительная секция;

6, 20 - пучок труб; 7, 21, 22 - трубные решетки; 10 - насадка; 11 - колонка; 12 -перегородка; 13 - кольцевое пространство; 14 - змеевик; 17 - насадка; 19 - рекуперативно-теплообменная секция; 25 - трубопровод; 26 - патрубок; 27 - сборник регенерированного абсорбента; 30 - усеченный конус

Эффективность

В предложенном регенераторе значительно уменьшены габариты, металлоемкость, снижены энергозатраты на проведение процесса регенерации за счет увеличения поверхности теплообмена и равномерного нагрева абсорбента. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН и внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 940812, БИ № 25, 1982 (Авторы: Б.В. Гайдук, Г.К. Зиберт, Г.П. Цинкалов, Л.П. Отвечалин).

3.2.2. РЕГЕНЕРАТОР АБСОРБЕНТА

Краткое описание

Предложенный регенератор абсорбента используется в аппаратах регенерации жидких поглотителей жидкости (гликолей).

Регенератор (рис. 3.3) содержит вертикальный корпус 1, разделенный на отдельные секции. Рекуперативнотеплообменная секция 2 размещена в нижней части корпуса.

В средней части корпуса последовательно расположены секция вторичной отпарки 3, сообщенная по пару на входе с рекуперативно-теплообменной секцией 2, испарительная секция 4, сообщенная с секцией вторичной отпарки 3 по жидкости, ректификационная секция 5.

В верхней части аппарата размещена вакуумноконденсационная секция 6. Рекуперативно-теплообменная секция 2 состоит из обечайки, закрытой сверху и снизу трубными решетками 7, в которых закреплены трубы 8. Межтрубное пространство секции 2 соединено на входе трубой 9 с линией насыщенного абсорбента 10 и на выходе - трубой 11 с линией подогретого насыщенного абсорбента 12. Секция вторичной отпарки 3 состоит из обечайки 13, ограниченной сверху крышкой, а снизу - диском 14 с отверстием и сообщается по пару с теплообменно-рекуперативной секцией 2, а по жидкости - с испарительной секцией 4. Внутри секции вторичной отпарки 3 расположен нагреватель 15. Испарительная секция 4 состоит из двух кольцевых решеток 16, соединенных с внутренней 17 и наружной 18 обечайками, в решетках закреплены трубы пучка 19.

Секция вторичной отпарки 3 расположена внутри секции 4. Над секцией 4 установлена тарелка 20 с отверстием в центре, в которое встроен патрубок 21 для выхода паров. Ректификационная секция 5 состоит из ряда насадок 22, орошаемых раздаточными устройствами 23, дефлегматора 24 и сепарационного устройства 25. В вакуумно-конденсационной секции 6 смонтирована насадка 26 и орошающее устройство 27.

Секция 6 сообщается по пару с секцией вторичной отпарки 3. Тарелка 20 сообщена по жидкости трубой 28 с испарительной секцией 4, которая через гидрозатвор 29 по жидкости со-

Рис. 3.3. Регенератор абсорбента:

1 - корпус; секции: 2 - рекуперативно-теплообменная, 3 - вторичной отпарки, 4 - испарительная, 5 - ректификационная, 6 - вакуумно-кондиционная; 7 - трубные решетки; 8 - трубы; 9, 10 - труба с линией насыщенного абсорбента; 11, 12 - труба с линией подогретого насыщенного абсорбента; 13 -обечайка; 14 - диск; 15 - нагреватель; 16 - кольцевые решетки; 17, 18 -внутренняя и наружная обечайки; 19 - пучок труб; 20 - тарелка; 21 - патрубок для выхода паров; 22 - насадка; 23 - раздаточное устройство; 24 - дефлегматор; 25 - сепарационное устройство; 26 - насадка; 27 - орошающее устройство; 28, 30 - труба по жидкости и пару; 29 - гидрозатвор; 31 - штуцер; 32, 33 - вакуум-насос

единена с секцией вторичной отпарки 3, верх которой сообщен по пару трубой 30 с вакуумно-конденсационной секцией 6.

Регенератор работает следующим образом.

Насыщенный абсорбент по линии 10 подают в межтрубное пространство рекуперативно-теплообменной секции 2, откуда подогретым регенерированным абсорбентом, поступающим в трубное пространство из секции вторичной отпарки 3, подают по трубе 12 через раздаточное устройство 23 на нижнюю насадку 22 в ректификационную секцию 5. На верхнюю насадку

22 этой секции через дефлегматор 24 и раздаточное устройство

23 по линии 10 подают насыщенный абсорбент вместе со стекающей с дефлегматора 24 влагой. Частично регенерированный абсорбент поступает на тарелку 20, откуда он по трубе 28 перетекает в низ испарительной секции 4, омывая снаружи секцию вторичной отпарки 3. При этом происходит частичный ее обогрев абсорбентом, находящимся в испарительной секции; дополнительно обогревают секцию вторичной отпарки паровым нагревателем 15, размещенным внутри секции. Это способствует более интенсивному испарению абсорбента, поступающего в нее через гидрозатвор 29 из испарительной секции 4. Испарительную секцию нагревают водяным паром, поступающим в межтрубное пространство. Пары из испарительной секции 4 через отверстие в тарелке 20 поступают в ректификационную секцию 5, где в противотоке контактируют на орошаемых насадках 22 с насыщенным абсорбентом. Отсепарированные в сепарационном устройстве 25 пары отводятся из ректификационной секции 5 через штуцер 31 на холодильник-конденсатор. Пары из секции вторичной отпарки 3 по трубе 30 подаются под насадку 26 вакуумно-конденсационной секции 6, где с помощью орошения насадки 6 холодным насыщенным абсорбентом, подаваемым по трубе 11, конденсируются, снижая давление, и отводятся вакуум-насосом 32 в линию насыщенного абсорбента 10. Пары воды из секции 6 отсасываются вакуум-насосом 33 и сбрасываются в атмосферу.

Окончательно регенерированный абсорбент стекает из секции вторичной отпарки 3 в трубное пространство рекуперативно-теплообменной секции 2 и охлажденный насыщенным абсорбентом, поступающим по трубе 9, отводится из нижней части аппарата.

Эффективность

Предложенный регенератор абсорбента позволяет получить высококонцентрированный (абсолютированный) абсорбент, с помощью которого можно осушать природные и нефтяные газы с большой депрессией по начальной и конечной температуре точки росы и до точек росы минус 40 - минус 100 °С без применения абсорбционных установок, работающих циклически и имеющих значительный перепад давления. Предложенный регенератор для установок осушки с высокой начальной температурой газа дает возможность отказаться от больших затрат на предварительное охлаждение этого газа.

По сравнению с адсорбционным способом процесс глубокой осушки газа высококонцентрированным абсорбентом (гликолем) по капитальным вложениям ниже на 20 %, энергозатраты втрое меньше, а себестоимость осушки меньше на 30 %.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 990276, БИ № 3, 1983 (Авторы: Г. К. Зиберт, А.Е. Акав, А. Г. Ярмизин, Ю.А. Кащицкий, Б. А. Кузьмин).

3.2.3. ИСПАРИТЕЛЬ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

Предложенный испаритель жидкости (рис. 3.4) используется в регенераторах гликоля, метанола, огневых и паровых подогревателях или испарителях жидких углеводородов.

Испаритель жидкости работает следующим образом.

Сырье в виде жидкостного потока подают через штуцер 2 в приемный карман 18, откуда оно через распределители 14 жидкости поступает в верхний отсек 12, при этом жидкость контактирует с поднимающимся газом, отпаренным из этой жидкости теплоносителем, который подают через штуцер 7, и охлажденный теплоноситель отводят через штуцер 8. Отпаренная жидкость (поднимающимися парами и теплом от греющих элементов) отбирается с нижней части отсека и подается через распределители 14 жидкости на отпарку в нижерасположенный отсек, где температура выше. Далее процесс повто-

ными каналами.

Рис. 3.4. Испаритель жидкости:

Ф - общий вид; • - аппарат с переточными трубами; , - аппарат с переточ-

1 - корпус; штуцера: 2 - подачи сырья, 3 - выхода газа, 4 - выхода остатка;

7, 8 - подачи и выхода теплоносителя; 5 - люк-лаз; 6, 13 - греющие элементы; 9 - переточная перегородка; 10 - отсек отбора остатка; 11 - продольные перегородки; 12 - отсек; 14 - распределитель жидкости; 15 - переточные каналы, 16 - трубы; 17 - перегородки; 18 - приемный карман

ряется, пока жидкость не поступит в нижерасположенный отсек 12. С нижнего отсека, где температура максимальная, остаток переливается через переточную перегородку 9 в отсек 10 отбора остатка. По мере наполнения отсека 10 остаток по уровню сбрасывают через штуцер 4. Поднимающиеся пары из каждого отсека 12 после контакта с жидкостью (которая поступает из распределителей 14) собираются в верхней части корпуса 1, откуда отводятся через штуцер выхода паров 3.

Эффективность

Предложенный испаритель жидкости позволяет повысить производительность оборудования за счет размещения греющих элементов испарителя по всему сечению аппарата, увеличения общей поверхности испарения (более чем максимальное продольное сечение испарителя). Кроме того, увеличивается эффективность разделения за счет противоточного контакта поднимающихся паров стекающей распределительной жидкости, т.е. перехода от однократного испарения к противоточной системе отпарки.

Чистка аппарата упрощается, так как достаточно очистить от солей и примесей пучок одного нижнего отсека. Снижаются капитальные затраты, так как многократная отпарка производится в одном аппарате, а не в нескольких, что обеспечивает снижение энергетических затрат за счет исключения гидравлических потерь, которые обычно максимальны в трубопроводной обвязке между аппаратами, снижения потерь тепла в окружающую среду и увеличения поверхности испарения жидкости, повышения единичной производительности оборудования. Техническое решение использовано для модернизации существующих испарителей.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1489797, БИ № 24, 1989

(Авторы: Г.К. Зиберт, А.Л. Халиф, Е.Н. Туревский).

3.2.4. ТЕПЛООБМЕННИК-ИСПАРИТЕЛЬ

Краткое описание

Предложенный теплообменник-испаритель (рис. 3.5) относится к аппаратам для охлаждения газов и испарения жидкостей или отпарным блокам установок подготовки и переработки газов.

Теплообменник работает следующим образом.

Теплоноситель через патрубок 3 входит внутрь теплообменных трубок пучка 2 и выходит охлажденным через патрубок 4,

Рис. 3.5. Теплообменник-испаритель:

1 - кожух; 2 - трубный пучок; патрубки: 3, 4 -

подвода и вывода теплоносителя, 5 - вывода паров испаренного продукта; 6 -оросительные форсунки;

7 - патрубок; 8 - коллектор подачи жидкого продукта; 9 - вентиль

отдавая тепло испаряемому на поверхности теплообменных трубок жидкому продукту, подаваемому внутрь кожуха 1 из коллектора 8 через патрубки 7 и распыляемому над трубным пучком с помощью форсунок 6.

Дросселирование и распыл жидкости происходит на форсунке, а гашение кинетической энергии струи жидкости - п р и столкновении струй жидкости с поверхностью теплообменных труб. Капли жидкости, образовавшиеся при столкновении струй, равномерно осаждаются на поверхности теплообменных труб и на поверхности пены, образующейся в результате кипения жидкости, способствуя ее разрушению. Расход жидкости регулируют с целью предотвращения переполнения теплообменника запорными устройствами 9 (вентили либо клапаны), установленными вне кожуха аппарата на выходе патрубков 7 из коллектора испаряемой жидкости 8.

Эффективность

Предложенная конструкция теплообменника-испарителя позволяет исключить парообразование в жидкости до форсунок и обеспечить равномерное распределение жидкости по поверхности теплообменных труб, избежать пенообразования, выноса неиспаряемой жидкости в патрубки выхода паров и эрозионного износа наружной поверхности теплообменных труб и, кроме того, исключить изгибающий момент в месте закрепления патрубков в кожухе, что повышает эффективность и эксплуатационную надежность теплообменника-испарителя.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1666914, БИ № 28, 1991 (Авторы: В.В. Андреевский, Г.К. Зиберт, М.П. Игнатьев, А.А. Захаров, В.Ф. Бочкарь, А.П. Литвиненко, В.Н. Клейменов).

3.2.5. ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ ИСПАРИТЕЛЬ

Краткое описание

Предложенный горизонтальный испаритель (рис. 3.6) относится к аппаратам для охлаждения газов и испарения жидкости или отпарным блокам установок подготовки и переработки газов.

Горизонтальный испаритель состоит из корпуса 1, внутри которого размещены трубный пучок 2, патрубки подвода 3 и отвода 4 теплоносителя, патрубки отвода паров и испаренного продукта 5, патрубки ввода испаряемого жидкого продукта 6 из коллектора 7 и перегородки 8, выполненные из гибкого пружинящего материала, например, проволочной сетки, и размещенные между корпусом и трубным пучком по всей его длине, в пространстве, ограниченном с одной стороны внутренней поверхностью кожуха, а с другой - боковой поверхностью трубного пучка, с уклоном в сторону трубного пучка. Перегородки закреплены на трубном пучке (на трубных пучках) на шарнирах 9 и в месте крепления подпружинены пружинами 10.

Теплообменник работает следующим образом.

6 10

Рис. 3.6. Горизонтальный испари- ^ тель:

1 - корпус; 2 - трубный пучок; патрубки: 3, 4 - подвода и отвода ' теплоносителя, 5 - отвода паров испаренного продукта, 6 - ввода испаряемого жидкого продукта;

7 - коллектор; 8 - перегородки;

9 - шарниры; 10 - пружины

Теплоноситель через патрубок 3 входит внутрь теплообменных трубок 2 и выходит охлажденным через патрубок 4, отдавая тепло испаряемому на поверхности теплообменных трубок жидкому продукту, который подается внутрь корпуса 1 из коллектора 7 через патрубки 6. Жидкость из патрубков 6 вводится внутрь корпуса 1 на пучок 2 и перегородки 8 и под действием гравитационных или гидродинамических сил движущихся в направлении патрубка выхода 5 паров испаряемой жидкости увлекается на трубки трубного пучка с каждой перегородки или с каждого звена проволочной сетки (в случае, если перегородки выполнены из проволочной сетки), равномерно смачивает наружную теплообменную поверхность трубок, обеспечивая пленочное испарение жидкости в теплообменных трубках. Если жидкость подается в корпус под перегородки, а пары выходят через верхние патрубки, то образовавшиеся в результате кипения пары жидкости, встречая сопротивление своему движению (перегородки 8), движутся только через трубный пучок, перемешивая и увлекая за собой невыкипевшую жидкость и удерживая ее на трубках теплообменного пучка, препятствуя ее стеканию вниз и способствуя ее полному выкипанию, а пружины при этом плотно прижимают перегородки друг к другу и к корпусу аппарата, увеличивая гидродинамическое сопротивление движению испаряемой среды мимо трубок трубного пучка.

Эффективность

Предложенная конструкция горизонтального испарителя, исключая движение испаряемой жидкости и ее паров мимо трубного пучка, позволяет обеспечить интенсивное пленочное испарение жидкости на всех трубках пучка, независимо от высоты их положения в трубном пучке. Это дает возможность увеличить средний по пучку коэффициент теплопередачи с поверхности теплообменных труб, исключить накопление невыкипевшей жидкости в нижней части кожуха и затопление теплообменной поверхности нижних рядов труб, что позволяет повысить эффективность работы испарителя. Кроме этого отпадает необходимость в периодических нарушениях режима работы испарителя для вывода невыкипевшей жидкости, что повышает надежность его работы.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар, Вуктыльское газопромысловое управление.

Литература

Авторское свидетельство № 1763838, БИ № 35, 1992

(Авторы: В.В. Андреевский, Н.И. Корсаков, И.В. Дубиновский, А. А. Захаров, М.П. Игнатьев, Г.К. Зиберт).

ФИЗИЧЕСКОЕ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЛАСТОВЫХ ПРОЦЕССОВ

Месторождения природных газов представляют собой довольно сложные объекты. Помимо огромных размеров (иногда протяженностью в сотни километров) и больших глубин залегания многие из этих образований, как отмечалось в главе 1 книги, характеризуются многокомпонентным составом, иногда двух- и даже трехфазным состоянием пластового флюида.

Вне зависимости от предусмотренного проектом разработки режима отбора запасов углеводородов достижение высоких коэффициентов извлечения из пласта жидких, а часто и газообразных углеводородов является задачей, решение которой, как правило, требует больших интеллектуальных, физических и материальных усилий и затрат. При этом важную роль играют шаги, предпринятые на стадии начального изучения потенциального объекта разработки. В настоящее время немыслимо обеспечить научное обоснование проекта без глубокого исследования пластовых флюидов, особенностей их поведения в изменяющихся термобарических условиях, что является неизбежным следствием отбора из пласта углеводородов на любом из существующих режимов эксплуатации объекта.

В данной главе рассматриваются наиболее важные стороны научного сопровождения проектов разработки месторождений природного газа, касающихся лабораторного и промыслового изучения процессов, протекающих в эксплуатируемом пласте и определяющих динамику и результативность отбора углеводородов.

Многолетнее изучение и анализ основных аспектов проблемы добычи газообразных и жидких углеводородов позволили авторам монографии создать научные основы повышения эффективности разработки месторождений природных газов. Это во многом стало возможным благодаря использованию результатов всестороннего физического и математического моделирования пластовых процессов.

3.1

КОМПЛЕКС КОМПЬЮТЕРИЗИРОВАННОГО ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВЫХ ПРОЦЕССОВ

Месторождения природных газов как объекты разработки запасов газа и газового конденсата характеризуются большим разнообразием. Это касается размеров объекта и термобарических условий в продуктивных отложениях, особенностей распределения фильтрационно-емкостных свойств по объему пласта и др.

Естественно, что конкретные характеристики объекта влияют на выбор системы разработки, а также на эффективность метода отбора запасов углеводородов. Очевидно, без детального изучения процессов, происходящих в продуктивном пласте при его эксплуатации, невозможно обеспечить научное обоснование проекта разработки и дать адекватные рекомендации по выбору метода отбора запасов газа, конденсата и нефти.

В середине 90-х годов при содействии руководства ОАО “Газпром” экспериментальная база головного исследовательского института отрасли -ВНИИГАЗа была оснащена новейшим оборудованием. Основой ее стал компьютеризированный комплекс установок двух- и трехфазной фильтрации и томографический блок. Модернизация дала возможность существенно повысить надежность получаемой информации при научном обосновании проектов разработки месторождений углеводородов с привлечением принципиально новых способов повышения газоконденсатонефтеотдачи пласта.

3.1.1

СИСТЕМЫ ТРЕХ- И ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

СИСТЕМА ТРЕХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

Функциональная блок-схема, которая показана на рис. 3.1, разработана в соответствии с техническим заданием ВНИИГАЗа фирмой TerraTek, (США). Основные технологические параметры систем фильтрации приведены в табл. 3.1.

ТАБЛИЦА 3.1 Технологические параметры систем фильтрации

Параметр

Система трехфазной фильтрации

Система двухфазной фильтрации

Рабочее давление Рабочая температура Истинная скорость флюидов в керне

Точность насосов

Длина керна Диаметр керна

До 69 МПа До 150 °С 0,04-160 м/сут

± 0,2 % от установленного значения скорости До 3 м 3 см

До 69 МПа До 150 °С 0,10-255 м/сут

± 3 % от установленного значения скорости До 1 м 3 см

Рис. 3.1. Функциональная схема системы трехфазной фильтрации

Система трехфазной фильтрации предназначена для изучения процессов одно-, двух- и трехфазной фильтрации в пористой среде, в частности, для определения относительных фазовых проницаемостей естественного керна. Все узлы и коммуникации системы выполнены в антикоррозийном исполнении (с использованием сплава Hastelloy C-276). Конструктивной особенностью системы трехфазной фильтрации является то, что собственно течение смеси флюидов происходит в режиме рециркуляции, чем обеспечивается относительно быстрое достижение и строгое поддержание режима стационарной фильтрации. Основными узлами цепи рециркуляции (см. рис. 3.1) являются блок насосов, кернодержатель и ультразвуковой сепаратор высокого давления. В системе применяется восемь высокотемпературных насосов фирмы Quizix (США) модели SC-1010, благодаря высокой точности которых обеспечивается заданная истинная скорость флюидов в пористой среде в диапазоне от 0,04 до 160 метров в сутки. Это гарантирует возможность полного воспроизведения реальных скоростей фильтрации, которые существуют как в самых удаленных от скважин участках пласта, так и в при забойных зонах добывающих и нагнетательных скважин. При этом колебания объемной скорости не превышают ±0,2 % от установленного значения.

Важным узлом системы является блок кернодержателя. В состав установки входят два термостатируемых композитных кернодержателя высокого давления, рассчитанных на исследования составного керна длиной до 300 см, диаметром 3 см. Корпуса кернодержателей изготовлены из углеродистого материала в смеси с эпоксидной смолой, что обеспечивает совместимость этих узлов с такими технологиями исследования фильтрации флюидов в пористой среде и характеристик образцов реальных коллекторов, как ядерный магнитный резонанс, сверхвысокочастотное, рентгеновское и гамма-сканирование и реконструкция изображений по данным компьютерной томографии.

Композитные материалы широко используются в мировой исследовательской практике уже более 25 лет. Это происходит во многом благодаря следующим их положительным качествам. Во-первых, композитные материалы прочнее, чем сталь (то есть детали из них могут эксплуатироваться при более высоких давлениях), и существенно легче, чем большинство металлов. Во-вторых, такие материалы обладают антикоррозионной устойчивостью и являются диэлектриками.

Следующим узлом функциональной цепи рециркуляции является трехфазный ультразвуковой сепаратор высокого давления Nisep-300 норвежской фирмы Christian Michelsen Research (CMR). Прибор оснащен ультразвуковой системой измерения уровня фаз в трехкамерном сосуде высокого давления (0,1-69 МПа). Рабочий диапазон температур 15-160 °С. Рабочие емкости сепаратора выполнены из сплава Hastelloy С-276; при изготовлении ультразвуковых преобразователей использованы титан и эпоксидная смола. Общий объем сепаратора 328,5 см³. Точность измерения объема ±0,02 см³.

Кроме основной цепи, в которой происходит рециркуляция изучаемых флюидов, система оснащена приборами и аппаратурой подготовки флюидов к исследованиям (блок аккумуляторов, гидронасосы, источники питания и ограничители давления). Аккумуляторы представляют собой сосуды высокого давления, в которых происходит накопление каждой фазы в отдельности и последующая их подача к насосам Quizix и к сепаратору.

Важным компонентом системы трехфазной фильтрации является узел вискозиметра. Благодаря наличию сменных калиброванных петель вискозиметра имеется возможность определять вязкость каждой фазы в отдельности путем перераспределения потока фильтрации. Эта информация используется для расчета проницаемостей при стационарном режиме фильтрации по закону Дарси.

Загрузка системы рабочими флюидами, сжатие газов до рабочих давлений и вакуумирование системы фильтрации производятся с помощью отдельной, изготовленной во ВНИИГАЗе установки, имеющей в своем составе калиброванный контейнер с поршневым приводом, вакуумный насос и емкости высокого давления для сбора и хранения рабочих флюидов. На схеме (рис. 3.1) этот узел обозначен как гидронасос аккумуляторов и блок источников питания рабочими флюидами. Собственно аккумуляторы представляют собой сосуды высокого давления с поршневым принципом разделения флюида и рабочей жидкости насоса, которая подается в нижнюю часть каждого аккумулятора.

Большое внимание на всех стадиях разработки системы, ее изготовления, монтажа и пуска в эксплуатацию уделялось вопросам обеспечения безопасности. Защита от превышения “пластового” и обжимного давления организована как на программном, так и на аппаратном уровнях. Система оборудована калиброванными разрывными дисками в различных частях гидравлических коммуникаций, разрушающимися при превышении допустимого давления.

Управление всеми аппаратами системы фильтрации полностью автоматизировано. Контроль работы системы организован на основе РС-совмес-тимого компьютера, оснащенного системой ввода - вывода, использующей стандартный интерфейс RS-232. Как известно, данный интерфейс обеспечивает двухстороннюю связь между последовательными портами компьютера и контроллерами исполнительных устройств. Программное обеспечение фирмы Quizix предоставляет оператору возможность управления всеми насосами системы в различных режимах работы, переключения гидравлических коммуникаций при помощи дистанционно управляемых сжатым воздухом клапанов. Кроме того, программа предусматривает постоянную, с заданным интер -валом запись значений всех установленных и измеряемых параметров эксперимента в файл хранения данных. В случае превышения уровня безопасности по давлению обеспечена корректная остановка системы и выдача предупреждающей информации. При помощи специализированного файлового процесса в системе реализован поток информации в режиме реального времени в постоянно открытый файл табличного процессора Microsoft Excel. Это позволяет в динамике наблюдать на постоянно обновляющихся графиках такие параметры, как объемы каждой фазы в потоке по данным ультразвукового сепаратора, скорость звука в каждой фазе, давления и перепады давлений на образце керна, объемные скорости фаз, абсолютные и относительные фазовые проницаемости и многие другие.

СИСТЕМА ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

Функциональная блок-схема, котороя приведена на рис. 3.2, разработана также в соответствии с техническим заданием ВНИИГАЗа фирмой Temco (США) и собрана фирмой TerraTek. Все узлы и соединительные линии системы двухфазной фильтрации выполнены в антикоррозийном исполнении (с использованием сплава Hastelloy С-276).

Принципиально от описанной выше системы трехфазной фильтр ации данная установка отличается тем, что имеет разомкнутый поток фильтр ации смеси флюидов. Этим обеспечивается возможность изучения не только совместного стационарного течения фаз (в частности, определения относительных фазовых проницаемостей стационарным методом), но и исследования различных методов воздействия на пласт путем нагнетания различных агентов. Собственно фильтрация смеси происходит по цепи от блока насосов фильтрации до узлов измерения объемов выходящих фаз. Из системы четырех насосов фирмы ISCO (марки 100DM), работающих в непрерывном парном режиме, к нижней части гидравлических аккумуляторов, аналогичных применяемым в системе трехфазной фильтрации, подается рабочий агент (диэтиленгликоль). Это позволяет перемещать разделительные поршни ак-

Рис. 3.2. Функциональная схема системы двухфазной фильтрации

кумуляторов и, соответственно, подавать в заданном соотношении исследуемые фазы, например, жидкую и газообразную, на вход кернодержателя. Последний также выполнен из композитного материала (аналогично описанному выше). Постоянное давление в цепи фильтрации поддерживается регулятором давления типа “до себя” (модель Temco ВР-10), рассчитанным, как и все компоненты описываемой системы, на давления до 69 МПа и рабочие температуры до 150 °С. Далее двухфазный поток поступает в сепаратор низкого давления, где происходит разделение смеси на две фазы, объем каждой из которых замеряется в соответствующем блоке системы. Система двухфазной фильтрации позволяет проводить исследования в диапазоне истинных скоростей движения флюидов в пористой среде от 0,1 до 255 м/сут, при этом колебания объемной скорости насосов не превышают ±0,03 % от заданной величины.

Управление системой двухфазной фильтрации, как и описанной выше трехфазной системы, полностью автоматизировано. Система работает под управлением программного пакета фирмы Temco, который одновременно осуществляет управление подающими насосами системы, сбор и запись на магнитный диск компьютера всех параметров процесса, контроль безопасности по давлению и температуре системы, а также проводит в автоматическом режиме расчет фазовых проницаемостей газа и жидкости.

В качестве примера рассмотрим методику и результаты одного из се р ии методических тестовых экспериментов, проведенных на системе двухфазной фильтрации. В предварительно заполненный дистиллированной водой образец керна из берейского песчаника проницаемостью 0,4-10^-12 м² проводилась изобарическая (при 20 МПа, 60 °С) закачка дистиллированной воды и азота с целью проверки надежности поддержания системой основных параметров процесса. В автоматическом режиме в течение 12 ч системой было прокачано через образец пористой среды 18 объемов пор двухфазной смеси. На рис. 3.3 показана зависимость перепада давления на образце пористой среды от объема прокачанной двухфазной смеси. Видно, что в данных условиях система достигает стационарного режима фильтрации после прохождения

Рис. 3.3. Перепад давления при фильтрации воды и азота через берейский песчаник (давление

20 МПа)

Рис. 3.4. Относительные фазовые проницаемости при фильтрации воды и азота через берейский

песчаник (давление 20 МПа):

1 - вода, 2 - азот

через керн двух объемов пор смеси. В дальнейшем системой обеспечивается практически полное постоянство перепада давления на уровне 0,16 МПа с точностью 0,01 МПа. На рис. 3.4 изображены зависимости относительных фазовых проницаемостей дистиллированной воды и азота от объема прошедшей через пористую среду смеси. Как правило, относительные фазовые проницаемости изображаются в виде функций насыщенности одной из фаз. Однако в данном случае целью эксперимента было тестирование способности системы длительно поддерживать установившую фильтрацию, и определение насыщенности не проводилось. После достижения стационарного режима фильтрации измеренные с использованием управляющей программы Temco средние значения относительных фазовых проницаемостей воды и азота составили соответственно 30,78±0,1 и 1,79±0,1 % от величины абсолютной проницаемости пористой среды.

Исследования фильтрационных пластовых процессов с использованием описанного высокоточного лабораторного оборудования открывают широкие возможности для научного поиска и создания новых эффективных методов разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

3.1.2

ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТОМОГРАФИИ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Данные экспериментальных исследований многофазной многокомпонентной фильтрации флюидов в пористой среде широко используются в качестве исходной информации для гидродинамических расчетов. От достоверности таких параметров как, в частности, относительные фазовые проницаемости фильтрующихся флюидов, зависит, в свою очередь, и точность технологических показателей проектов разработки месторождений.

Сегодня известны несколько экспериментальных технологий, использующихся как для визуализации, так и для расчета насыщенностей фаз при исследовании процессов вытеснения флюидов в пористой среде. В разные годы были разработаны метод аттестации рентгеновских лучей в различных модификациях, метод нейтронной бомбардировки, нейтронной дифракции, гамма-метод, метод радиоактивных индикаторов, ультразвуковой метод, магнитный метод, метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) и другие.

Начиная с 1969 г. в медицинской практике и позднее в других областях широко используются методы компьютерной томографии (от греческих слов томос - часть, слой и графо - пишу).

Компьютерная томография рентгеновских лучей является технологией получения теневых изображений срезов поперечного сечения объекта, в частности, керна, без его разрушения. Поскольку эта технология представляет возможность двумерной интерпретации данных, ее можно применять для получения информации о процессах, происходящих в пористой среде.

Дадим здесь краткое изложение основных принципов компьютерной томографии. По мере того, как рентгеновские лучи проникают в экспонируемый объект, их интенсивность снижается из-за явлений ослабления (или аттенюации) и рассеивания (рис. 3.5).

Величина аттенюации зависит от плотности изучаемого объекта, его химического состава и энергии потока рентгеновского излучения. Для равных величин энергии рентгеновского луча более плотный материал будет сильнее ослаблять проходящий поток, чем менее плотный. В практической медицинской радиологии для определения интенсивности проходящего луча используется светочувствительный материал, на котором получается изображение объекта. В компьютерной томографии для определения коэффициентов линейной аттенюации используются специальные детекторы.

Зная интенсивность источника рентгеновского излучения I_s и измеренную интенсивность ослабленного излучения I, выражение для коэффициента линейной аттенюации —, определяемого на основе известного в радиологии закона Бира, можно представить в следующем виде:

I- = exp(- — x ) = exp(-^—)рх,

^I s р

где х - толщина; р - плотность объекта; —/р - массовый коэффициент ат-теню ации.

Рис. 3.5. Ослабление (аттенюация) рентгеновских лучей при прохождении через экспонируемый объект

Проникающий в объект рентгеновский луч либо поглощается им, либо отклоняется. По мере аттенюации рентгеновские лучи преобразуются в лучи меньшей интенсивности или в другие формы энергии. При отклонении лучи сталкиваются с атомами сканируемого объекта и движутся в направлении, отличном от начального. Коэффициент линейной аттенюации — можно выразить как функцию параметров аттенюации и отклонения:

bZ ³’8

— = р°Ш +E^ р,

где o(E) - коэффициент Кляйна - Нишины; р - электронная плотность; E - энергетический уровень (кэВ); Z - атомное число; b = 9,8-10^-24 (константа).

В случае, если величина энергетического уровня E превышает 100 кэВ (1 эВ = 1,60-10^-¹⁹ Дж), — зависит в основном от атомного веса Z изучаемого

объекта.

Массовый коэффициент аттенюации зависит от состава и плотности материала и энергии рентгеновского луча. Следовательно, состав и плотность определяют линейный коэффициент аттенюации. На практике удобно пользоваться величиной коэффициента аттенюации, приведенного к воде. Такой параметр обозначается как томографическое число (число CT) и может быть записан как

CT =^—-^—w k,

— w

где — - измеренный в данной точке коэффициент аттенюации; — _w - коэффициент аттенюации воды; k - множитель (обычно k = 1000).

Число CT изменяется от -1000 в воздухе до нуля в воде. Следовательно, каждая единица CT соответствует изменению плотности на 0,1 %.

Большинство применяемых в настоящее время в томографии веществ характеризуются конкретными величинами чисел CT (табл. 3.2). Образцы

экстрагированных кернов месторождений углеводородов имеют числа CT, величины которых находятся в диапазоне от 1300 до 1600.

Основной задачей при интерпретации данных томографии является восстановление изображения по данным аттенюации рентгеновских лучей. Еще в начале двадцатого столетия Дж. Радон разработал математический способ реконструкции изображения, получаемого в ослабленных рентгеновских лучах. Современным материальным воплощением теории Радона является аппарат, который называется компьютерным томографом.

Схематически принцип работы компьютерного томографа иллюстрируется рис. 3.6. Изучаемый объект, имеющий, как правило, переменную ло-

ТАБЛИЦА 3.2 Значения числа ё \ для различных материалов (средние)

Материалы	Число СТ	Материалы	Число СТ
Сухой песок	400	Воздух	-1000
Влажный песок	600	Однородный песчаник	700
Песок с остаточной водой	540	Влажный известняк	1280
Вода дистиллированная	0	Влажный однородный	1550
Вода пластовая	от +100 до +300	песчаник
Нефть	-50	Стекловолокно	870

Рис. 3.6. Принцип работы компьютерного томографа

кальную плотность, располагается между источником рентгеновских лучей и системой детекторов. Источник и детекторы установлены на противоположных сторонах вращающегося кольца.

Энергия, подаваемая к рентгеновской трубке, преобразуется в поток лучей, которые проникают сквозь тонкий срез (1-10 мм) объекта (см. рис.

3.5). После каждой экспозиции кольцо поворачивается на определенный угол и подается следующий поток Х-лучей, который проникает сквозь исследуемый срез уже под несколько другим углом. Таким образом получается семейство экспозиций п р и полном обороте кольца (360°), за чем следует математическая обработка.

Вследствие того, что ослабление рентгеновских лучей прямо пропорционально плотности, томографическое изображение (или томограмма) представляет собой систему распределения плотностей между всеми элементами изучаемого объекта.

Отделение “Методы повышения углеводородоотдачи пласта” ВНИИГАЗа в настоящее время располагает томографической системой третьего поколения Philips Tomoscan 60/TX, созданной на базе модернизированного медицинского аппарата.

Томографы третьего поколения характеризуются тем, что источник рентгеновского излучения и принимающие его детекторы жестко закреплены друг относительно друга и способны синхронно поворачиваться вокруг объекта. Обеспечивается регулировка мощности экспозиции и относительно высокая скорость получения томограмм (время сканирования, табл. 3.3),

В конструкцию томографа включены следующие основные части:

1. Стол для объекта исследования.

ТАБЛИЦА 3.3

Характеристики компьютерного томографа третьего поколения Philips Tomoscan 60/ТХ

Параметры	Значения
Разрешающая способность, пиксели Минимальный размер точки, мм Толщина пластины, мм Количество детекторов Время сканирования, с Напряжение импульса, кВ	320x320 и 512x512 0,25 2-10 576 1,5-9 80-130

2. Сканирующая арка.

3. Электронное устройство сбора данных.

4. Генератор высокого напряжения.

5. Консоль оператора (управление и наблюдение).

Стандартный медицинский “стол для пациента” (объектный стол) в данном случае модернизирован и предназначен для перемещения керна или композитного кернодержателя с гибкими коммуникациями с целью получения последовательных томограмм поперечного сечения вдоль по длине образца. При этом обеспечивается очень высокая точность перемещения, что позволяет получать повторные томограммы в одних и тех же поперечных сечениях. Это является ключевым моментом адаптации медицинских томографов для исследования многофазных фильтрационных процессов в пористой среде. Сканирующая арка содержит вращающееся кольцо с рентгеновской трубкой и системой детекторов излучения.

Компьютерный томограф расположен в помещении с радиационной защитой, обеспечивающий полную безопасность для обслуживающего персонала. Управление томографом осуществляется из соседней комнаты, отделенной освинцованным стеклом.

Важным усовершенствованием стандартного медицинского оборудования (собственно томограф, консоль оператора, процессорный блок) является система хранения и графического анализа томограмм. Она включает и следующие основные элементы:

1 Архивный блок.

2. Система концентрации и передачи данных.

3. Рабочая станция фирмы Sun Microsystems.

Архивный блок разработан американской фирмой РВТ Technologies и представляет собой эмулятор выпускавшихся ранее стандартных промышленных накопителей данных на магнитной ленте. Хранение данных томографии организовано на жестком диске блока архивации, что обеспечивает высокую скорость доступа и существенно большую емкость по сравнению с ленточным накопителем.

Сетевая система передачи данных в рабочую станцию Sun Sparcstation 20 организована на промежуточном компьютере и концентраторе данных BEN210. Рабочая станция предназначена для графической обработки данных, полученных при сканировании изучаемого объекта. Вычислительная мощность станции достаточна для обработки сложных 2D и 3D изображений. При этом используется программный пакет Corescan фирмы TerraTek (США), который обеспечивает возможность детального анализа данных сканирования, полученных по сети томограф ^ блок архивации ^ рабочая станция.

В настоящее время во ВНИИГАЗе с применением оборудования томографического комплекса, включающего собственно компьютерный томограф и автоматизированные системы многофазной фильтрации, реализуется обширная программа экспериментальных исследований процессов многофазной фильтрации.

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИСАДОК ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ КОНТРАСТНОСТИ ТОМОГРАММ

Одной из основных методических проблем визуализации процессов многофазной фильтрации флюидов является обеспечение достаточной контрастности томографических изображений изучаемых потоков. В зависимости от типа флюида и вмещающего его керна контрастность неоднородности распределения флюидов и, в частности, фронта вытеснения одного флюида другим (межфазной границы), варьирует в достаточно широком диапазоне. В случае, когда исследуемые вещества приблизительно одинаково поглощают и рассеивают рентгеновские лучи, контрастность изображений отдельных фаз может быть недостаточна для определения исследуемых параметров. В этих случаях необходимо вводить контрастирующие присадки в те фазы, четкость изображений которых необходимо усилить.

В связи со сказанным выше, томографическая визуализация многофазной фильтрации в пористой среде предваряется исследованием эффективности рассеивания и аттенюации рентгеновских лучей составляющими флюиды компонентами как в объеме (вне пористой среды), так и в насыщенном ими керне. Кроме того, изучается влияние присадок на изменение контрастности томографических изображений. Эти исследования проводятся, с одной стороны, с целью апробации методики, а с другой стороны, с целью получения возможности качественно оценивать эффективность процесса визуализации в сложных смесях, фильтрующихся в пористом керне. При проведении предварительных исследований используются следующие исходные теоретические предпосылки.

Говоря о степени контрастности изображения, фактически мы имеем в виду способность отдельных участков образца по разному взаимодействовать с проходящими через них рентгеновскими лучами. Пучок рентгеновских лучей ослабляется при прохождении через вещество либо в результате аттенюации атомами (фотоэлектрический эффект), либо в результате рассеивания (когерентное рэлеевское рассеяние и рассеяние с изменением длины волны - эффект Комптона).

Интенсивность аттенюации и рассеивания рентгеновских лучей также зависит от их энергии (длины волны). Поэтому при исследованиях необходимо учитывать полихроматизм рентгеновских лучей. Поглощение рентгеновских лучей веществом - явление атомарное: для сложного вещества оно равно сумме поглощений всеми составляющими элементами и в первом приближении не зависит от характера связи между ними. Причина этой простой зависимости заключается в том, что рентгеновские фотоны, обладая высокой энергией, взаимодействуют только с электронами внутренних оболочек, тогда как для видимого света имеют значение внешние электроны, состояние которых уже существенно зависит от характера межатомных связей.

В связи с этим удобно ввести понятие коэффициента массовой аттенюации, который обусловлен атомным номером и постоянен для данного вещества, в каком бы физическом состоянии оно ни находилось. Это фундаментальное свойство используется при выполнении исследований индивидуальных компонентов как в объеме, так и в пористой среде.

Обычно для рентгеновских лучей средней длины волны энергия рассеивания невелика и учитывается при определении интенсивности проходящего пучка рентгеновских лучей как поправка второго порядка малости по отношению к энергии аттенюации. Исключение составляет случай рассеивания без изменения длины волны, когда все атомы вещества образуют ансамбль когерентных источников, излучения которых могут интерферировать.

Интегрально результат взаимодействия пучка рентгеновских лучей с веществом представляется в виде распределения монографического числа (СТ) по исследуемому объему керна. Число СТ пропорционально коэффициенту линейной аттенюации рентгеновских лучей и является базовым при определении интересующих нас параметров (плотности, пористости, газо-, нефте-, водонасыщенности и т.д.). Коэффициент линейной аттенюации зависит от плотности вещества и связан с коэффициентом массовой аттенюации следующим соотношением:

^{—
—}т^р,

где — - коэффициент линейной аттенюации рентгеновских лучей; — _m - коэффициент массовой аттенюации рентгеновских лучей; р - плотность исследуемого вещества.

Как уже отмечалось ранее, интенсивность аттенюации и рассеивания пучка рентгеновских лучей (СТ) в значительной степени определяется атомным номером вещества. Для данного монохроматического излучения поглощение, вообще говоря, возрастает вместе с атомным номером. Легкие элементы и соединения (органические вещества, алюминий, композитные конструкционные материалы для изготовления моделей пласта) поглощают достаточно слабо, тогда как интенсивность аттенюации рентгеновских лучей тяжелыми элементами заметно выше. В связи с этим в качестве контрастирующих присадок используются вещества, молекулы которых включают атомы тяжелых элементов (например, йод). Остальная часть молекулы (носитель тяжелого атома) обеспечивает растворение этой присадки в соответствующем флюиде. Так, если необходимо обеспечить растворение контрастирующей присадки в жидком углеводороде, используют, например, ио-дододекан (1-1С₁₂Н₂₆), в воде - иодистый натрий (NaI).

Чтобы определить степень зависимости интенсивности аттенюации и рассеивания рентгеновских лучей от концентрации контрастирующей присадки в соответствующей фазе, сотрудники ВНИИГАЗа провели измерения числа СТ для ряда флюидов.

Для повышения контрастности жидкой углеводородной фазы в данном случае использовался иодододекан (иодид додекана). Исследования позволили оценить степень влияния концентрации иододекана в додекане на интенсивность аттенюации рентгеновских лучей жидким углеводородом. Исследуемое вещество помещалось в кювету, расположенную на объектном столе компьютерного томографа, и после этого определялось его СТ. Измерения проводились для чистой воды, так и для водных растворов иодистого натрия различных концентраций. Результаты измерений представлены в табл. 3.4.

ТАБЛИЦА 3.4

Флюид/контрастирующая присадка	Концентрация	Число СТ
Вода/NaI	0/0	11
	0,12/0,99	340
	1,19/9,09	2494
Додекан/ 1-IC₁₂H₂₆	0/0	-294
	0,944/1,48	-106
	6,407/9,73	734
Чистый н-гептан	0/0	-330

Полученные значения СТ для различных концентраций контрастирующих присадок были использованы в дальнейших экспериментах по визуализации фильтрационных потоков.

Наряду с исследованием объемных свойств флюидов изучали изменение СТ веществ непосредственно после помещения их образцов в пористую среду. В результате была установлена линейная зависимость коэффициента аттенюации рентгеновских лучей веществом, помещенным в пористую среду,

и, следовательно, величины СТ, от пористости:

—пор = — m ^{x m}>

где —_пор - коэффициент массовой аттенюации рентгеновских лучей вещества, помещенного в пористую среду; — _m - коэффициент массовой аттенюации рентгеновских лучей веществом; m - пористость.

На основе результатов этого исследования была получена возможность оценивать ожидаемую контрастность томографических изображений, что существенно повысило эффективность исследований процессов многофазной фильтрации в пористой среде.

3.1.4

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАСЫЩЕННОСТИ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ ПО ДАННЫМ ТОМОГРАФИИ

Задача достоверного определения флюидонасыщенностей пористой среды при исследованиях многофазной многокомпонентной фильтрации является ключевым моментом получения надежных исходных данных для гидродинамических расчетов пластовых процессов, в частности при разработке технологий активного воздействия на пласт. Компьютерная томография - эффективный инструмент определения насыщенности флюидами пористой среды в процессе визуализации фильтрационных потоков. Процесс измерения насыщенности пористой среды углеводородными и неуглеводородными жидкостями включает несколько этапов исследований.

Первый этап - измерение распределения СТ по объему сухого керна с целью получения распределения плотности. В соответствии со спецификой исследований, измерения на этом этапе проводятся на двух режимах работы рентгеновского источника излучения (100 и 120 кВ), т.е. для рентгеновских пучков с различной энергией (длиной волны).

На втором этапе исследуемый керн заполняется флюидом, СТ которого измерено перед заполнением. Максимальное насыщение керна флюидом достигается за счет его прокачки через образец при повышенном давлении в количестве около десяти объемов пор (в зависимости от петрофизических свойств возможны отклонения в большую сторону). После заполнения керна флюидом измеряется избыточное значение СТ исследуемой системы как разность между СТ керна, заполненного флюидом, и СТ сухого керна. На основе известного распределения этого избыточного СТ рассчитывают поверхностную пористость образца, исходя из следующего соотношения:

m = (СГ100 % фл ^ё^сух.керн^)/ё^об.фл,

где m - относительная поверхностная пористость (определяется усреднением по данному поперечному сечению); СТ₁₀₀ % ф_л - СТ керна, на 100 % насыщенного флюидом с известным объемным СТ; СГ_{сухкерн} - СТ сухого керна; СТо_6М - СТ флюида в объеме.

На третьем этапе производится измерение СТ отдельных фаз флюида перед заполнением керна.

Четвертый этап - непосредственное измерение распределения насыщенности отдельных флюидов. Для этого измеряют распределение избыточного значения СТ системы как разность между СТ керна с фильтрующимся в нем флюидом и СТ сухого керна. Полученное распределение является основным для расчета распределения насыщенности флюида по керну.

В случае двухфазного потока СТ определяют на основе следующего соотношения:

СТ = m х S₁ х CT₁ + m x (1 - S₁)xCT₂,

где m - относительная поверхностная пористость; CT ₁ - число СТ первого флюида; СТ₂ - число СТ второго флюида; S₁ - фазовая насыщенность первым флюидом.

В случае, когда первым флюидом является жидкий углеводород или вода, а в качестве второго используется газ при невысоких давлениях, т.е. когда его СТ значительно меньше СТ первого флюида, вторым слагаемым в последнем соотношении можно пренебречь. Получим

СТ = m х S₁ х СТ₁.

Измерив значения СТ для исследуемых фаз в объеме и распределение пористости по керну, из приведенных выше соотношений получим распределение насыщенности по объему керна.

В пробных исследованиях в качестве первой фазы использовались либо гептан, либо вода. В качестве второй фазы использовались метан и азот. Значения СТ этих веществ приведены выше.

При программировании изложенной процедуры вычислений определение флюидонасыщенности средствами компьютерной томографии становится удобным, информативным и надежным приложением экспериментальных исследований многофазной фильтрации в пористой среде.

3.1.5

ПРИМЕР, ИЛЛЮСТРИРУЮЩИЙ ВОЗМОЖНОСТИ ТОМОГРАФИИ. ВИЗУАЛИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА КАПИЛЛЯРНОЙ ПРОПИТКИ ГИДРОФИЛЬНОГО ОДНОРОДНОГО ПЕСЧАНИКА

Для тестирования возможностей томографической визуализации процесса поступления воды в пористую среду был поставлен эксперимент по продольному томографическому сканированию образца берейского песчаника. Проницаемость по азоту составляла 0,39-10^-12 м², пористость 21 %. Образец керна диаметром 3 см, высотой 6 см был установлен вертикально на столе компьютерного томографа и точно позиционирован по продольному центральному сечению цилиндра. Затем проводилось сканирование сухого образца в этом сечении с целью получения исходной информации для последующего графического вычитания томограмм, полученных на водонасыщенной пористой среде. В определенный момент времени к нижнему поперечному сечению образца подавалась дистиллированная вода. С этого момента

через равные промежутки времени начиналось продольное сканирование образца.

Следующим этапом была обработка данных томографии путем программного графического вычитания томограммы, полученной в определенный момент пропитки, из изображения сухого образца строго в этом же сечении. Результатом этой операции являлось изображение воды, пропитывающей пористую среду, поскольку остальные составляющие томограмм, такие как газовая фаза и пористая среда, при вычитании дают значение числа СТ, равное нулю. Описанные графические преобразования в данном случае выполнялись с использованием стандартного программного обеспечения томографа Philips Tomoscan 60/ТХ, результирующие файлы по сети передавались в рабочую станцию Sun для дальнейшей графической обработки. На рис. 3.7 показана серия результирующих томограмм, отражающих поступательное движение воды при капиллярной пропитке пористой среды. Фазы и граница их раздела видны очень отчетливо, что позволяет в данных условиях исключить применение дорогостоящих контрастных добавок типа йодистого натрия и иодида додекана.

3.2

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫПАВШЕГО В ПЛАСТЕ КОНДЕНСАТА ЖИДКИМИ УГЛЕВОДОРОДНЫМИ И НЕУГЛЕВОДОРОДНЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ

3.2.1

ВЫТЕСНЕНИЕ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА ЛЕГКИМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ РАСТВОРИТЕЛЕМ

В этом разделе описываются экспериментальные исследования, которые были выполнены с целью более полно раскрыть механизм вытеснения выпавшего в истощенном пласте газового конденсата легкими углеводородными растворителями: этаном, этан-пропановой фракцией, ШФЛУ. Одновременно изучалось влияние степени истощения газоконденсатного пласта на эффективность процесса вытеснения выпавшего конденсата растворителем.

Все эти растворители состоят практически только из промежуточных компонентов. Свойства промежуточных компонентов как растворителей веществ нефтяной и газаконденсатной природы подробно исследованы Т.П. Жузе, Г.С. Степановой, А.Ю. Намиотом и другими учеными. Основные интересующие нас физические свойства промежуточных компонентов даны в табл. 3.4. Зависящие от давления параметры - плотность, вязкость, константа фазового равновесия - фиксированы при давлении 10 МПа, поскольку приблизительно такое значение давления характеризует начало завершающей стадии разработки ГКМ, к которой относятся многие из описываемых в данной работе исследований.

Наименьшей молярной массой из всех промежуточных компонентов и, следовательно, наименьшими плотностью и вязкостью при прочих равных условиях обладает этан. Особенностью физических свойств этана является то, что при типичных пластовых давлениях любой, в том числе и завершающей (5-15 МПа), стадии разработки ГКМ константы фазового равновесия этана близки к единице независимо от значения давления схождения. Эта особенность проявляется в процессе разработки ГКМ на истощение, в частности, в том, что содержание этана в пластовом газе и продукции промысла почти не изменяется за весь период разработки.

ТАБЛИЦА 3.4

Некоторые свойства промежуточных углеводородов метанового ряда

Свойства, параметры			Компоненты
Свойства, параметры	^ё2	^ё3	2-С4	Н-С4	изо-С₅	^Н^ё5
Молярная масса, г/моль	30,07	44,09	58,12	58,12	72,15	72,15
Критическая температура,	32,2	96,8	133,9	152,0	187,8	196,6
°С Критическое давление, МПа	4,88	4,26	3,64	3,80	3,30	3,37
Плотность при 10 МПа, г/см³, при температуре: 20 °С	0,397	0,524		0,602		0,642
62 °С	0,261	0,468	-	0,555	-	0,600
80 °С	0,206	0,441	-	0,530	-	0,573
Вязкость при 10 МПа, 10^-2 МПа-с, при температуре: 20 °С	5,5	11,9		18,6		25,4
62 °С	3,2	8,6	-	12,8	-	16,3
80 °С	2,7	7,3	-	10,7	-	13,5
Константа равновесия при 10 МПа: р_сх = 13,7 МПа: t = 20 °С	0,80	0,38		0,20		0,12
t = 62 °С	1,02	0,60	-	0,33	-	0,20
р_сх = 20,6 МПа: t = 20 °С	0,70	0,33	_-	0,16	_-	0,07
t = 62 °С	1,00	0,52	-	0,28	-	0,14
р_сх = 34,3 МПа: t = 20 °С	0,70	0,32	_-	0,15	_-	0,06
t = 62 °С	0,99	0,51	-	0,26	-	0,12

2000		^ 2
1500
1000	-
500 200		фоог<>1* / ч
500 200		фоог<>1* / ч
		I--1.........................

O'- 0L

С₂, % КГФ, г/м* 100 г

Рис. 3.9. Компонентоотдача в процессе нагнетания этана в модель пласта:

1, 2, 3, 4 и 5 - поровый объем этана соответственно 0,9; 1,6; 1,5; 1,3 и 1,1

M_Cs+, г/моль 200 г 50

100

2 V

Рис. 3.8. Зависимость молярной массы M_С5+

(кривая 1), молярной доли С₂ (кривая 2) и КГФ (кривая 3 ) от объема закачанного этана

Рис. 3.10. Зависимость молярной массы М_ё5+ , расхода этана G, КГФ (а) и молярной доли С₁₉ С₂, ё₅₊ (•) от объема прокачанного газа:

I - p = 6 МПа; t = 60 °С; w = 2 м/сут; С₂_исх = 11,7 %; II - p = 10 МПа; t = 60 °С; w =

= 2,5 м/сут; С₂_исх = 4,5 %; III - p = 15 МПа; t = 60 °С; w = 1 м/сут; С₂_исх = 9,3 %; IV -

p = 6 МПа; t = 20 °С; w = 2 м/сут; С₂_исх = 8 %; V - p = 6 МПа; t = 20 °С; w = 3 м/сут;

ё₂_исх = 8 %. Вертикальная пунктирная линия разделяет области С₃ и С₄

Константы фазового равновесия промежуточных компонентов с более высокой, чем у этана, молярной массой (пропан, бутан) при пластовых давлениях, характерных для завершающей стадии разработки ГКМ, значительно меньше единицы, но достаточно высоки, чтобы в газовой фазе сохранялось близкое к начальному содержание этих компонентов в течение всего периода разработки. Естественно, что значительная часть массы э тих компонентов на завершающей стадии разработки ГКМ содержится в жидкой фа-

зе - выпавшем конденсате, несмотря на относительно небольшую объемную долю конденсата в системе. Так, в истощенной до 10 МПа вуктыльской ГКС распределение масс промежуточных компонентов между газовой и жидкой фазами следующее:

Фазы	Этан	Пропан	Бутаны
Газовая............	0,788	0,661	0,499
Жидкая ..........	0,212	0,339	0,501
Всего..............	1,000	1,000	1,000

Типичные для промежуточных компонентов свойства этана обеспечивают достаточно высокую эффективность вытеснения выпавшего конденсата при использовании этана в качестве растворителя: оторочка этана в условиях истощенной газоконденсатной залежи неограниченно смешивается как с пластовой газовой фазой, так и с пластовой жидкой фазой (выпавшим конденсатом).

Экспериментальные исследования позволили раскрыть механизм вытеснения конденсата этаном в условиях, когда ГКС является двухфазной со значительным преобладанием газовой фазы и с неподвижным до введения этана жидким конденсатом. Было показано, что выпавший конденсат тем эффективнее вытесняется этаном, чем значительнее пластовое давление превышает критическое давление (4,88 МПа) этана (рис. 3.8, 3.9, 3.10).

Рис. 3.10. Продолжение

1,0 1,2

Специально осуществленный эксперимент по вытеснению выпавшего конденсата оторочкой этана на модели пласта длиной около 1 м дал возможность детально исследовать механизм процесса вытеснения. На рис. 3.8 представлены графики изменения КГФ, молярной массы фракции С₅₊ и молярной доли этана в продукции в зависимости от объема закачанного рас-

творителя. Эксперимент проводили при постоянных давлении (13,2 МПа) и температуре (60 °С) со средней скоростью продвижения фронта этана 1,6*10^-5 м/с. Анализируя результаты эксперимента, можно прийти к выводу, что на фронте вытеснения осуществляется двухфазная фильтрация пластовой смеси. На рис. 3.9 показаны в относительных единицах зависимости содержания С_{ компонентов в отбираемой смеси от их молярной массы М{.

С_г = Ci (M),

где Q = C_xi /С_Ki - текущее содержание i-го компонента в продукции; C_Ki -содержание i-го компонента в модели пласта к концу процесса истощения.

При прокачке через модель пласта поровых объемов этана У_п = 0,9 компонентный состав продукции (кривая 1) соответствует составу газовой фазы пластовой смеси в момент завершения процесса истощения модели (при

а V

М_с₅₊, г/моль; (7, т/т КГФ, 10W

Рис. 3.10. Продолжение

давлении 13,2 МПа). Состав отбираемой смеси резко меняется при прокачке 1,1 поровых объема этана (кривая 5).

Анализ состава фракции С₃₊ показывает, что относительное содержание наиболее тяжелого компонента имеет максимальное значение по ср авнению с другими компонентами. Эта закономерность соблюдается до прокачки 1,5 объема пор этана. Очевидно, этан, растворяясь в конденсате при непрерывном массообмене между фазами системы, создает на фронте вытеснения вал жидких углеводородов насыщенностью выше критической, при которой начинается двухфазная фильтрация. При прочих равных условиях эффективность процесса вытеснения конденсата этаном тем выше, чем ближе физическое сродство этана и конденсата: в условиях пласта с относительно невысокой температурой (около 20 °С) вытеснение конденсата происходит с меньшим удельным расходом растворителя, чем при температурах п риблизи-

M_Cs+9 г/моль; С, т/т КГФ, 10⁵г/м⁵

Рис. 3.11. Зависимость молярной массы M _C5+ , расхода смеси этана и пропана G (молярная

доля 50 и 50 %), КГФ (а) и молярной доли C_t, С₂, ё₃ и С₅₊ (б) от объема прокачанного газа:

p = 6 МПа; t = 60 °С; w = 2 м/сут; (С₂ + С₃)_исх = 12,4 %

тельно 60 °С. Увеличение молярной массы растворителя позволяет повысить эффективность процесса вытеснения (рис. 3.11).

Влияние темпа прокачки растворителя на эффективность вытеснения выпавшего конденсата (табл. 3.5 и рис. 3.10) свидетельствует о важной роли в механизме вытеснения молекулярного и конвективного перемешивания.

В св язи с этим определение размеров зоны перемешивания (переходной зоны) пластового флюида с вытесняющим его растворителем является важной исследовательской задачей (как для науки, так и для практики).

Конденсатоотдача модели пласта длиной 5 м как функция скорости вытеснения выпавшего конденсата этаном

Номер эксперимента	Линейная скорость продвижения фронта этана, 10^-5 м/с	Конденсатоотдача модели пласта относительно начальных запасов, %
Номер эксперимента	Линейная скорость продвижения фронта этана, 10^-5 м/с	после закачки двух поровых объемов этана	включая истощение*
53	2,34	58	80
43	3,58	57	78
46	8,68	47	69
Среднее	4,86	54	75
значение
* Темп истощения во всех трех опытах был одинаковым, близким к равновесному.

3.2.2

ОЦЕНКА РАЗМЕРОВ ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЫ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ ВЫПАВШЕГО В ПЛАСТЕ КОНДЕНСАТА РАСТВОРИТЕЛЯМИ

Анализ результатов выполненных экспериментальных исследований и расчетов показал, что выпавший в процессе истощения газоконденсатного пласта углеводородный конденсат может быть извлечен на поверхность с помощью жидких в пластовых условиях растворителей углеводородной природы.

Многочисленные эксперименты и промысловый опыт свидетельствуют о том, что для вытеснения углеводородов из пласта растворителем нет необходимости заполнять растворителем весь поровый объем, достаточно создать оторочку размером от 3-4 до 10-12 % объема пор. Максимальные размеры оторочки обусловливаются степенью неоднородности пласта-коллектора, минимальные - физикой образования переходной зоны в условиях однородного пласта. Для оценки минимальной длины переходной зоны при вытеснении нефти растворителем П.И. Забродин, Н.Л. Раковский, М.Д. Розенберг использовали результаты экспериментов на моделях однородного пласта длиной до 50 м. Было установлено, что при вытеснении нефти темп увеличения длины зоны смеси в начале процесса вытеснения очень высок, однако после того, как фронт растворителя продвинется на 10-20 м, длина зоны смеси практически стабилизируется. Так, на участке продвижения фронта от 20 до 50 м при отсчете от места поступления растворителя в пласт длина зоны смеси по экспериментальным данным возрастала в среднем всего на 9,5 %. При дальнейшем продвижении фронта за пределы 50-метрового участка темп возрастания длины зоны смеси становится незначительным: на расстоянии от 20 до 500 м длина зоны смеси по полуэмпирической формуле ВНИИнефти возрастает менее чем на 40 %. Это свидетельствует о том, что для оценки ожидаемой в пластовых условиях длины зоны смеси при проектировании опытно-промышленного эксперимента по вытеснению нефти или выпавшего конденсата растворителем можно выполнять лабораторные эксперименты на модели пласта длиной 20-50 м. В зависимости от проектного расстояния между нагнетательной и эксплуатационными скважинами полученное в экспериментах значение длины зоны смеси /_см можно увеличить согласно полуэмпирической формуле ВНИИнефти:

I = ёт^а

см

где С и а - безразмерные коэффициенты, являющиеся функциями соотношения вязкостей вытесняемого флюида и растворителя; 1 - пройденное фронтом растворителя расстояние, м.

С целью оценки длины зоны смеси при вытеснении растворителем выпавшего конденсата, фазовая насыщенность пласта которым низка, что типично для истощенных ГКМ Урало-Поволжья, были выполнены эксперименты на физических моделях пласта длиной 2; 5 и 20 м. Все эти эксперименты выполнены при температуре 30±1 °C. Скорость вытеснения конденсата растворителем соответствовала темпу продвижения фронта растворителя (этана) от 3-10^-6 до 9-10^-5 м/с.

Первым этапом экспериментов было создание в моделях условий, соответствующих по фазовому, компонентному составу и термодинамическому состоянию условиям истощенной до 6 МПа газоконденсатной залежи. Методика осуществления операций этого этапа, как и операций последующих этапов, рассмотрена выше. Исходная ГКС имела следующий состав (молярная доля, %): С₁ - 83,58; С₃ - 9,66; С₄ - 2,12; С₅ - 1,64; С₆ - 1,03; С₇ -

0,71; С₈ - 0,58; С₉ - 0,29; С₁₀ - 0,19; С₁₁ - 0,10; С₁₂ - 0,10.

Вторым, основным этапом было вытеснение растворителем - этаном двухфазной ГКС с целью извлечения выпавшего конденсата. Результаты, полученные на втором этапе экспериментов, приведены на рис. 3.12 и 3.13. Обращает на себя внимание такая особенность процесса вытеснения конденсата, как компактность зоны смеси, т.е. приведенной к пластовым условиям части продукции с молярной массой 30 г/моль, превышающей молярную массу закачиваемого растворителя - этана. Эта компактность зоны смеси объясняется, очевидно, низкой насыщенностью пористой среды выпавшим конденсатом: при давлении истощения 6 МПа в жидкой фазе ГКС исследованного состава находится всего 1,5-2 % объема системы.

Из результатов описанных в этом разделе экспериментов следует, что независимо от значения насыщенности пласта выпавшим конденсатом (исследован диапазон от 1-2 до 10 % объема пор) относительная длина /_см/х зоны смеси растворитель - конденсат при вытеснении с типичными пластовыми скоростями не превышает для пройденных расстояний следующих значений:

Рис. 3.12. Динамика конденсатогазового фактора КГФ (кривые 1, 3, 5) и

молярной массы М продукции (кривые

2, 4, 6) при вытеснении конденсата этаном из моделей пласта различной длины L:

1, 2 - L = 20 м; 3, 4 - L = 5 м; 5, 6 -L = 2 м

Рис. 3.13. Зависимость ширины 1_см зоны смеси с молярной массой М > > 30 г/моль от пройденного фронтом этана расстояния х

на физической модели пласта длиной 5 м, пористостью 22 % и проницаемостью 1,1-10^-14 м² (в качестве пористой среды использован частично молотый кварцевый песок).

Модель ГКС исходного состава представляла собой 12-компонентную смесь углеводородов метанового ряда с конденсатогазовым фактором 350 г/м³ и давлением начала конденсации около 25 МПа; молярная масса фракции С₅₊ смеси была равна 123 г/моль. Предварительным этапом экспериментов было истощение ГКС от начального давления 25 МПа до заданного давления истощения 6 МПа при постоянной температуре 20 ± 1 °С. В процессе истощения значение параметра п_к1 не превышало 10^-18, т.е. истощение выполняли в условиях термодинамического равновесия. К концу истощения ГКС до заданного давления (6 МПа) насыщенность порового пространства модели пласта жидкой углеводородной фазой (выпавшим конденсатом) составляла около 10 % объема пор согласно контрольному опыту на бомбе фазовых равновесий PVT-8; вязкость жидкой фазы была равна 0,32 мПа-с.

Основной этап эксперимента состоял в прокачке углеводородного растворителя - этана (жидкость в условиях эксперимента) при постоянном среднем пластовом давлении 6 МПа с постоянной скоростью продвижения фронта растворителя около 2-10^-5 м/с.

Длину зоны смеси выделяли (по данным хроматографического контроля) как длину участка фильтрационного потока с содержанием растворителя (этана) от 5 до 95 % (молярные доли).

В табл. 3.6 и на рис. 3.14 приведены результаты одного из опытов на модели пласта длиной 5 м.

По данным работы [12], влияние скорости вытеснения нефти растворителем на длину зоны смеси несущественно: уменьшение ср едней скорости более чем в 4 раза вызывало уменьшение длины зоны смеси всего на 5 %.

Динамика содержания в продукции и удельного расхода растворителя-этана при вытеснении выпавшего конденсата на модели пласта длиной 5 м (скорость 210^-5 м/с)

Объем закачки этана, объемы пор	Молярная доля этана в продукции, %	Молярная масса добываемого конденсата, г/моль	Конденсатогазовый фактор, г/м³	Удельный расход этана, т/т
0,70	1,7	83	11,4	1,87
0,72	1,9	99	18,3	1,30
0,74	2,2	111	1 400	0,026
0,76	2,5	112	3 300	0,016
0,78	2,9	114	4 760	0,015
0,80	4,3	115	3 600	0,026
0,82	6,5	116	2 500	0,049
0,84	13,5	117	1 420	0,154
0,86	36,7	119	700	0,748
0,88	73,0	120	490	2,04
0,90	84,0	121	370	3,04
0,92	89,0	122	190	6,07
0,94	93,0	123	90	13,1
0,96	95,0	125	60	20,0

Механизм образования зоны смеси в условиях истощенного газоконденсатного пласта при закачке в него растворителя, естественно, несколько отличается от механизма образования зоны смеси в нефтяном пласте. Низкая фазовая насыщенность истощенного газоконденсатного пласта выпавшим конденсатом и, естественно, высокая газонасыщенность должны обусловливать более значительную зависимость длины зоны смеси от скорости вытеснения конденсата растворителем, чем это найдено при вытеснении нефти растворителем. Для подтверждения этого предположения были выполнены эксперименты по вытеснению выпавшего конденсата растворителем (этаном) с различной скоростью продвижения фронта растворителя в модели пласта длиной 5 м. Результаты экспериментов представлены в табл. 3.7 и на рис. 3.15.

Рис. 3.14. График изменения молярной доли растворителя С₂ в продукции и его удельного расхода на 1 т извлекаемого конденсата G

Рис. 3.15. Влияние скорости вытеснения w на длину зоны смеси /_см конденсат - этан

/см f М

3,01—

О-¹-¹-¹-¹-

2 4 6 8 w, м/сут

Динамика длины зоны смеси при вытеснении выпавшего конденсата этаном (давление 6 МПа, температура 20 °С, модель пласта длиной 5 м)

Номер эксперимента

Линейная скорость продвижения фронта этана, 10^-5 м/с

Длина^ зоны смеси этан - конденсат, м

• По ана этана от 5 до 9

2,34

3,58

8,68

лизам проб продукщ 5 %.

1,17

2,14

2,48

1и с молярной долей

Как и следовало ожидать, в пористой среде, содержащей двухфазную ГКС, при прокачке жидкого в пластовых условиях растворителя обнаруживается зависимость длины зоны смеси конденсат - растворитель от скорости прокачки. Это объясняется особенностями механизма вытеснения двухфазной ГКС истощенного пласта растворителем, вязкость которого больше вязкости пластовой газовой фазы, но меньше вязкости пластовой жидкой фазы (выпавшего конденсата).

Движение смеси пластовой газовой фазы и этана (“первой” смеси) начинается сразу после начала закачки растворителя в пласт. В то же время вследствие низкой фазовой насыщенности выпавшим конденсатом движение смеси конденсата и растворителя (“второй” смеси) начинается только после того, как насыщенность этой смесью достигает критической величины приблизительно в 30-40 % от объема пор.

Скорость движения первой смеси определяется скоростью закачки растворителя в пласт. Поток этой смеси является источником абсорбируемого конденсатом растворителя, и, естественно, что скорость потока влияет на динамику образования смеси конденсат - растворитель. Эксперименты показали, что с увеличением скорости закачки растворителя длина зоны смеси конденсат - растворитель увеличивается, но при скоростях продвижения фронта растворителя более (5^6)-10^-5 м/с это увеличение становится незначительным.

В описываемых экспериментах по изучению влияния скорости потока на механизм образования зоны смеси конденсат - растворитель скорости фильтрации не выходили за границы области существования закона Дарси; границы области были определены по соотношению В.Н. Щелкачева:

₀ 10 vJk-р , _л

Ке_Ла_М=—г;—-< 1, (3.2)

m ’ П

где Ие_лам - число Рейнольдса в ламинарной области фильтрации флюидов; v - скорость фильтрации флюида, м/с; k - проницаемость пористой среды, м²; р - плотность флюида в пластовых условиях, г/см³; п - вязкость флюида в пластовых условиях, 10^-1 Па-с; m - пористость пласта, доли объема.

Даже для эксперимента, выполненного с наибольшим темпом прокачки

растворителя 8,7-10^-5 м/с, число Рейнольдса было равно (1+3)-10^-3, т.е. значительно меньше критического значения Re = 1.

Таким образом, все эксперименты на модели пласта длиной 5 м были выполнены в области существования закона Дарси, типичной для пластовых процессов.

Эксперименты на моделях пласта длиной 5 и 20 м показали, что при типичных пластовых скоростях 10^-6 и 10^-4 м/с длина зоны смеси растворитель - конденсат в 1,5-3 раза меньше величин, полученных для процесса вытеснения нефти растворителем для тех же расстояний 5 и 20 м соответственно. Таким образом, эффективность вытеснения выпавшего конденсата растворителем выше, чем нефти, если оценивать процесс по минимально необходимому объему оторочки растворителя: 2-3 % объема пор для конденсата по сравнению с 3-4 % объема пор для нефти. Этот обоснованный экспериментальным путем вывод весьма важен для газопромысловой практики. Разумеется, максимально необходимый размер оторочки растворителя, как и п ри вытеснении нефти, может быть оценен только по результатам опытно-промышленного эксперимента. Очевидно, что и этот размер будет несколько ни-же, чем при вытеснении нефти (6-8 % объема пор по сравнению с 10-12 %).

Основной вывод из результатов проведенных исследований можно сформулировать следующим образом. Образование зоны смеси при вытеснении растворителем жидких углеводородов типа газового конденсата с низкой фазовой насыщенностью пласта (S < 5_кр) происходит на существенно меньших пройденных фронтом растворителя расстояниях, чем в случае вытеснения растворителем нефти, насыщенность пласта которой S > S_Kr

3.2.3

ПОВЫШЕНИЕ КОНДЕНСАТООТДАЧИ ПЛАСТА ПРИ НАГНЕТАНИИ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА

Эффект повышения нефтеотдачи при закачке диоксида углерода по сравнению, например, с заводнением обусловлен, прежде всего, развивающимся процессом смешивающегося или частично смешивающегося вытеснения, увеличением насыщенности пласта нефтью вследствие растворения в нефти диоксида углерода, улучшением соотношения вязкостей и уменьшением поверхностного натяжения на границе вытесняемого и вытесняющего флюидов. Наилучший эффект и максимальный коэффициент нефтеотдачи обеспечиваются при смешивающемся вытеснении, которое возможно только в определенных термобарических условиях.

Как показали А.Ю. Намиот, И.И. Дунюшкин, В. Холм и другие исследователи, минимальное давление смесимости нефти и диоксида углерода при данной (пластовой) температуре зависит от молярной массы нефти и незначительно от ее компонентного состава. Минимальное давление смесимости нефти и диоксида углерода тем больше, чем выше температура и молярная масса нефти (углеводорода). Проведенные В. Балинтом, П.И. Забродиным,

Н. Манганом и другими учеными экспериментальные исследования показали, что процесс смешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода происходит при многократном контактировании в процессе фильтрации смешивающихся компонентов и постепенном обогащении зоны смеси тяжелыми углеводородами. Поэтому равенство минимальных давлений смесимости не может полностью характеризовать идентичность процессов смешения. Согласно тем же исследованиям, минимальное давление смесимости многокомпонентной углеводородной жидкости (нефти) можно определять по минимальному давлению смесимости бинарной смеси диоксида углерода с каким-либо индивидуальным углеводородом, молярная масса которого равна молярной массе нефти. Минимальное давление смесимости с диоксидом углерода нефтей различной молярной массы определяется экспериментально. Так, при пластовой температуре 60 °С однофазное состояние смеси и, следовательно, смешивающееся вытеснение диоксидом углерода нефти с молярной массой 185 г/моль возможно при давлении 14 МПа и более, для нефти или конденсата с молярной массой 115 г/моль достаточно давление 11 МПа и более.

В зарубежной и отечественной практике, если судить по литер атуре, нет примеров разработки газоконденсатных месторождений с применением диоксида углерода в смеси с природным газом для закачки в пласт с целью поддержания давления.

Процесс извлечения конденсата из пласта газоконденсатного месторождения в отличие от нефтяных месторождений характеризуется небольшой исходной насыщенностью порового пространства жидкой углеводородной фазой в пределах не выше 10-15 % объема пор, облегченным по сравнению с нефтью составом углеводородов и присутствием природного газа (в основном метана) в большей части порового пространства.

Основываясь на экспериментальных исследованиях для нефтей, можно оценить минимальное давление смесимости с этим агентом индивидуального углеводорода, молярная масса которого равна молярной массе конденсата.

Наибольший интерес для изучения процессов смешивающегося вытеснения конденсата диоксидом углерода представляют подробные исследования Г. Римера и Б. Сейджа системы диоксид углерода - декан, молярная масса которого (142 г/моль) характерна для конденсата.

По результатам этих исследований была построена зависимость минимального давления смесимости системы диоксид углерода - декан от температуры, представленная на рис. 3.16. Там же для сравнения нанесены зависимости минимального давления смесимости диоксида углерода с этаном С₂ и пропаном С₃, полученные экспериментальным путем на аналогичной установке. На кривых нанесены критические точки А, В, D: левая часть кривых относится к жидкости, правая - к газообразному состоянию. При температуре выше критической (31 °С) диоксид углерода представляет собой газ, и система диоксид углерода - декан при давлении выше минимального давления смесимости также будет в газообразном состоянии. Для температуры 60 °С это давление должно быть равно или больше 11,8 МПа.

р, МПа

0 50 100 t,°C 1 2 3 4 а

Рис. 3.17. Зависимость молярной доли Х_ёё2 диоксида

углерода в жидкой смеси с деканом от давления р и температуры t:

1 - а = f( Х_ёО2 ); 2, 3, 4, 5, 6 - температура соответственно 4,4; 20; 38; 71 и 104 °С

Рис. 3.16. Экспериментальные зависимости минимального давления смесимости нефтей с диоксидом углерода от температуры:

Ниже минимального давления смесимости система будет двухфазной; газообразный диоксид углерода, растворяясь в жидком конденсате, увеличивает его объем, что приводит к увеличению насыщенности пористой среды жидкой фазой. На рис. 3.17 представлены зависимости молярной доли диоксида углерода в жидком декане ^со₂ от давления при различных

температурах. Там же нанесены экспериментальные точки, полученные в наших опытах при комнатной температуре (20 °С) на трубной насыпной модели пласта, которая будет описана ниже. По тем же данным была построена нанесенная на рис. 3.17 зависимость увеличения первоначального объема жидкости (декана) а от содержания растворенного в ней диоксида углерода Х_С02. Приведенные данные по системе диоксид углерода - декан

послужили основой для выбора условий экспериментального исследования извлечения из пористой среды жидкого декана, которым моделировали конденсат.

Процесс извлечения выпавшего в пласте конденсата диоксидом углерода изучался на установке, схематически представленной на рис. 3.18. Опыты проводили на термостатируемой трубной модели пласта, которая состояла из четырех прямых труб диаметром 2,5*10^-2 м, соединенных между собой коле-

Рис. 3.18. Схема экспериментальной установки с четырехсекционной моделью пласта:

1 - модель; 2 - манометр; 3 - вентиль запорный; 4 - вентиль регулировочный; 5 - редуктор; 6 - баллон С0₂; 7 - баллон N₂; 8 - хроматограф; 9 - барботер; 10 - газовый счетчик

нами на фланцах; общая длина модели 10,1 м. Некоторые опыты проводили на одной трубе длиной 2 м. Пористая среда модели представляла собой кварцевый песок широкой фракции проницаемостью 2,4*10^-13 м², а поровый объем модели был равен 1250 см³. Выпавший в пласте жидкий конденсат моделировали, как уже отмечалось выше, деканом. Связанную воду не моделировали во избежание побочных эффектов взаимодействия с ней диоксида углерода.

Для создания равномерной насыщенности модель, в которой предварительно создавалось давление каким-либо газом, заполняли жидкой смесью декана с пропаном (заранее приготовленной в контейнере) и затем дегазировали через пять отводов по длине пласта. Различную насыщенность создавали путем изменения состава жидкой смеси пропан - декан в контейнере. Количество декана в модели и насыщенность пористой среды определяли по изменению порового объема и уточняли после опыта по количеству извлеченного декана. О полном извлечении декана и чистоте модели после опыта свидетельствовало значение порового объема.

Перед началом опыта по извлечению декана диоксидом углерода модель продували и заполняли метаном до давления опыта (« 8 МПа), которое несколько выше минимального давления смесимости при температуре опыта 34 °С. Такая температура превышает критическую температуру диоксида углерода (31 °С). В модель пласта диоксид углерода подавали из контейнера с помощью пресса или давлением газа. Из модели поток смеси после регулировочного дроссельного вентиля поступал в змеевик, охлаждаемый водой, далее в закрытый стеклянный мерный цилиндр, где сепарировали жидкий декан, и в газовый счетчик (ГСБ-400), на котором измеряли количество газообразной смеси метана с диоксидом углерода. Перед газовым счетчиком устанавливали стеклянные пипетки для отбора проб смеси газов и анализа их на газоанализаторе, который работает на принципе поглощения диоксида углерода раствором едкого кали.

Методика проведения основных опытов заключалась в том, что из модели пласта, предварительно заполненной исходным количеством жидкого декана и метана, при постоянном давлении и температуре непрерывно производили выпуск продукции в заданном темпе и периодически фиксировали показания приборов и мерных устройств.

По результатам измерений определяли (рис. 3.19) текущий коэффициент извлечения декана n = Q_C / Q ₀ ( Q ₀ - объемное начальное количество

^C10 ^C10 ^C10

декана в модели, Q_C - текущее объемное количество декана, извлеченное

из модели), текущую насыщенность порового пространства деканом

S = -Q_C - Q_C .уУ_м (У_м - поровый объем модели); содержание диоксида

углерода в газовой смеси на выходе - С0₂; текущую долю жидкого декана в извлекаемой продукции о = AQ _{C 0} /AQ _{C 0} + AQ^J ( AQ^- приведенный к

пластовым условиям объем вышедшего газа) и интенсивность извлечения декана С = AQ^J AQ_njr

Опыты в условиях однофазной фильтрации проводили при различной начальной насыщенности порового пространства деканом (S = 6-20 % объема пор) и различной скорости фильтрации (v = (2,2+8,3)*10^-5 м/с в диапазоне типичных пластовых скоростей). Во всех опытах происходило смешивающееся вытеснение и декан полностью извлекался. Физическая картина процесса извлечения декана из модели пласта при нагнетании диоксида углерода во всех опытах идентична и иллюстрируется зависимостями (рис. 3.20), полученными в опыте при S = 12 % и v = 4-10⁵ м/с. Диоксид углерода в добываемом газе появляется при О_м/У_м * 0,87, а декан начинает извлекаться при содержании С0₂ * 50 %.

В начальный период процесса извлечения содержание декана в продукции примерно постоянно и составляет а = 37 %, т.е. в 3 раза больше исходной насыщенности пористой среды деканом (S = 12 %), что свидетельствует

об образовании движущейся зоны повышенной насыщенности (“вала”) декана. Затем, несмотря на максимальную растворяющую способность газа (С0₂ = 100 %), интенсивность извлечения декана или содержание его в продукции резко снижаются из-за уменьшения текущей насыщенности пористой среды жидкостью, и процесс практически заканчивается за период извлечения 0,2-0,3 порового объема газа.

Аналогичный характер извлечения декана отмечался и в опытах вытеснения его жидким диоксидом углерода, которые проводили при охлаждении модели водой до температуры 12-14 °С и давлении около 5 МПа. Как и в экспериментах по смешивающемуся вытеснению декана этаном или пропаном, можно с некоторыми допущениями считать, что в условиях полной смесимости интенсивность извлечения декана (конденсата) пропорциональна содержанию смешивающихся компонентов в пористой среде, т.е. C~S/(1- S).

Результаты экспериментов позволяют рекомендовать применение диоксида углерода при разработке газоконденсатных месторождений. На завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений выпадение конденсата в призабойной зоне пласта может привести к существенному уменьшению продуктивности скважин. Восстановление их продуктивности возможно не только при смешивающемся вытеснении конденсата из призабойной зоны диоксида углерода. Если пластовое давление ниже минимального давления смесимости, то за счет растворения газообразного диоксида углерода в жидком конденсате происходит увеличение насыщенности пласта жидкой фазой; возможно такое увеличение насыщенности, которое сделает жидкую фазу подвижной, т.е. возникнет двухфазная фильтрация.

г|; с С0₂, %

Рис. 3.19. Зависимость текущих коэффициента п извлечения декана и насыщенности S' порового пространства деканом, содержания С0₂ в газовой смеси на выходе модели пласта, текущей доли а жидкого декана в извлекаемой продукции от объема прокачанного диоксида углерода

Рис. 3.20. Зависимость насыщенности S порового пространства и доли а декана в продукции от объема выходящего газа

На описанной выше экспериментальной установке (см. рис. 3.18) были проведены опыты, которые позволили определить условия возникновения двухфазной фильтрации при нагнетании газообразного диоксида углерода в пласт с исходной насыщенностью жидким конденсатом ниже критической.

Опыты проводили при различной начальной насыщенности вплоть до критической в термодинамических условиях, обеспечивающих примерно двукратное увеличение объема конденсата за счет растворения в нем углекислоты.

В первом из описываемых опытов начальная насыщенность пористой среды модели деканом составляла S = 11 % объема пор (это значение характерно для пласта, а не для призабойной зоны). При фильтрации газовой фазы, которую моделировали азотом, относительная проницаемость модели пласта (проницаемость, отнесенная к ее величине для “чистой” модели) практически не изменялась и составляла k = 1,04. Фильтрация газообразного диоксида углерода при среднем давлении около 5,5 МПа и температуре 23 °С не привела к выносу декана, хотя относительная проницаемость вследствие разбухания конденсата и увеличения его насыщенности понизилась до k = 0,89. При указанных термодинамических параметрах непосредственно измеренное количество растворенного диоксида углерода X_C02 = 81 %, чему соответствует а = 2,3 (см. рис. 3.17). Это означает, что при фильтрации диоксида углерода насыщенность возросла до S = 2,3-11 % = 25 %, однако не достигла критической, и поэтому конденсат остался неподвижным. Как следует из полученной ранее экспериментальной зависимости k = k (S), значению S = 25 % соответствует k = 0,89.

В аналогичном опыте, проведенном при начальной насыщенности S = = 27 %, давлении 5 МПа, температуре 21 °С и средней скорости фильтрации v = 3,3-10^-5 м/с, обнаружены вынос декана и уменьшение насыщенности до S = 19 %. Процесс характеризуется постепенным уменьшением содержания декана в извлекаемой продукции с 10 до 3 %, при этом в модель было подано примерно 2,23 поровых объема диоксида углерода, из которых 0,73 пошли на замещение метана, а 1,5 - на процесс извлечения декана. Эта величина согласуется с расчетной, полученной по изложенной ниже методике.

Расчетная оценка показывает, что при указанных термодинамических параметрах молярная доля диоксида углерода, растворенного в декане, X_со₂= 75 % и ожидаемое увеличение объема а = 1,75. Это означает, что начальная насыщенность при растворении диоксида углерода увеличилась до S = 1,75-27 % = 47 %, т.е. стала больше критической, что и привело к двухфазной фильтрации, а конечная критическая насыщенность S^ = 1,75-19 % = = 33 %.

При критической насыщенности порового пространства деканом, которая в данном случае составляет S₀ = 37 %, остальная часть порового пространства модели была заполнена диоксидом углерода при давлении 5,34 МПа и температуре 21,5 °С. Этим термодинамическим условиям соответствуют молярная доля диоксида углерода в декане X_C02 = 84 % и увеличение объема а = 2,8.

В результате разбухания конденсата начальная насыщенность S₀ = = 2,8-37 = 100 %. Поэтому процесс двухфазной фильтрации при постоянном давлении на входе с самого начала характеризовался интенсивным выносом декана. На рис. 3.21 показано изменение во времени насыщенности порового пространства S, объема продукции, приведенного к пластовым условиям и поровому объему модели О_пр/^_м, ^и содержания декана в ней а. В начале процесса основную часть продукции составляет декан (73 %), затем содержание декана резко падает до 10 %, а насыщенность при этом уменьшается с S0 = 37 % до S = 20 %.

На последнем этапе опыта давление было 5,1 МПа, а температура составляла 21 °С; этим условиям соответствуют X_C02 = 75 % и а = 1,85. По

указанным данным можно оценить конечную насыщенность S = 20-1,85 = 37 %, т.е. она такая же, как исходная критическая насыщенность. Фильтрация диоксида углерода после прекращения выноса декана показала, что относительная проницаемость модели k = 0,77 и близка к относительной проницаемости модели с S = 37 % при фильтрации азота. По зависимости k = k (S) этой величине k соответствует S = 35 %, т.е. величина, близкая к критической насыщенности модели декана. Неизменность критической насыщенности пористой среды деканом при растворении в нем диоксида углерода подтверждается расчетной оценкой происходящего при этом изменения поверхностного натяжения. Подсчитанное по общеизвестным зависимостям от парахора и экспериментальным данным исследуемой системы поверхностное натяжение изменяется от 25 до 5 мДж / м² при молярной доле диоксида углеро

что поверхностное натяжение начинает

да в декане Х_С09 = 86

Известно,

влиять на величину критической (остаточной) насыщенности, только если его значение становится менее 0,5 мДж/м². Некоторое различие в значениях критической насыщенности возможно, как уже указывалось, из-за изменения физико-химических свойств декана (конденсата) при растворении в нем уг

Приближенно,

лекислоты.

если

диапазоне S = 0^S принять прямолиней

ную зависимость k = 1-AS, можно вычислить, что вследствие уменьшения насыщенности деканом с S = 37 % до S = 20 % в указанном опыте относительная проницаемость для газа увеличилась с k = 0,77 до k = 0,88, т.е. на 14 %.

Необходимое для увеличения насыщенности пористой среды жидким конденсатом количество диоксида углерода можно определить расчетным путем на основании экспериментальных зависимостей молярной доли растворяющегося газа от давления и температуры и увеличения объема декана от молярной доли, приведенных на рис. 3.17.

Расчет проводили следующим

Рис. 3.21. Параметры опыта по вытеснению конденсата диоксидом углерода при двухфазной фильтрации смеси

образом. Для заданного (желательтельного) увеличения объема декана (конденсата) а = S^S₀ (где S_K и S₀ - конечная и начальная насыщенности жидкостью пористой среды) по зависимости а = а( X_C(02) определяли X_C(02 - молярную долю диоксида углерода, растворенного в жидком декане; по зависимости X_C(02 = X_C02(p, t) - соответствующее ей значение давления р при данной температуре t, а по термодинамическим таблицам - соответствующее значение плотности газообразного диоксида углерода Р^о/

Задаваясь рядом значений начальной насыщенности S₀ = 20-30 %, определили массовое количество диоксида углерода X_C(02, растворенного в жидком декане, на единицу порового объема из выражения

X _ ^GC02^^C02 (3 3)

^ё°² (Gco₂/^co₂) + (Gcjq/^Cio) ’ .

где G_C10 = S₀ p_C10 - масса декана; ^ - молярная масса.

0бъем этого газа в пластовых условиях Q_CO2 = G_CO2/ р_С02. В долях

свободного от жидкости порового объема этот объем равен Q_CO2/(1 - S₀).

Кроме объемного количества диоксида углерода, который растворился в жидком декане, что увеличило насыщенность до S_K, необходимо подать в пласт диоксид углерода, который заполнит поровое пространство (1 - S_K). Суммарное количество диоксида углерода, которое необходимо подать в пласт для увеличения его насыщенности от S₀ до S_K,

Q _ Qco2/(1 - S) + (1 - S_K).

Результаты расчетов для исходной насыщенности S₀, составляющей 10, 20 и 30 %, в диапазоне изменения а = 1,1+3 при температурах 38 °С (пунктирная линия) и 71 °С (пунктирная линия) представлены на рис. 3.22, а, где показано изменение необходимого количества диоксида углерода Q в долях порового объема в зависимости от относительного увеличения насыщенности. На рис. 3.22, б приведены значения давления, обеспечивающего растворение нужного количества диоксида углерода. Эти зависимости показывают, например, что для увеличения исходной насыщенности призабойной зоны от S₀ = 30 % до S_K = 60 %, т.е. в 2 раза при температуре 71 °С и давлении р = 12 МПа, необходимо закачать не менее 1,5 поровых объема этой зоны. При критической насыщенности того же порядка (S^ = 30 %) это позволит уменьшить насыщенность в 2 раза, т.е. получить в призабойной зоне S^ = 15 %. Следует, однако, иметь в виду, что указанное количество диоксида углерода предполагает полное его использование в процессе заполнения порового объема и растворения. Практически потребное его количество из-за неоднородности пласта и недостатка времени массообмена может возрасти в 2-3 раза.

Проведенные опыты и расчеты показывают возможности извлечения выпавшего конденсата при закачке диоксида углерода в пласт на различных этапах разработки месторождения.

По результатам экспериментов и аналитических исследований показано, что эффективное применение диоксида углерода для закачки в истощенный газоконденсатный пласт с целью извлечения ранее выпавшего конденсата возможно на любой стадии истощения ГКМ. На ранней стадии разработки месторождения, при пластовых давлениях выше давления смесимости кон-б

р, МПа

2,0

1,5

1,0

0,5

----

s=o,3

10,0

7,5

1 1 '^чч

1 1 1 1

5,0

2,5

[(

1 1 1 1 1

1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

Рис. 3.22. Зависимость потребного количества Q диоксида углерода (объемы пор) и давления \ от относительного увеличения а насыщенности пласта жидкой смесью

денсата и диоксида углерода при пластовой температуре, механизм вытеснения конденсата будет таким же, как в случае вытеснения конденсата углеводородными растворителями. На завершающей стадии разработки ГКМ, когда пластовое давление ниже давления смешения конденсата и диоксида углерода, механизм вытеснения определяется условиями двухфазной фильтрации, так же как при прокачке обогащенного газа. Давление смесимости, которое разделяет области одно- и двухфазной фильтрации, зависит от молярной массы конденсата, насыщенности пласта этим конденсатом, пластовой температуры и должно находиться экспериментально для конкретной газоконденсатной системы.

3.2.4

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЫТЕСНЕНИЯ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА ИЗ ПЛАСТА

Одним из авторов совместно с П.Г. Бедриковецким расчетным путем получены данные о распределении конденсата по пласту в ходе вытеснения газового конденсата оторочкой ШФЛУ в условиях Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Дана оценка содержания конденсата в характерных областях и скоростей движения флюидов, исследована динамика конденсатоотдачи.

При описании фильтрации многокомпонентной углеводородной смеси она представлена в виде тройной системы. Первым (легким) псевдокомпонентом является метан, вторым (промежуточным) - смесь этана, пропана и бутана, третьим (тяжелым) - фракция С₅₊. Предполагаем, что для трехкомпонентной системы справедлив закон Амага, при смешении псевдокомпонентов в любых пропорциях сохраняется суммарный объем смеси.

Через C_i (i = 1, 2, 3) будем обозначать объемные концентрации компонентов. Компонентный состав смеси определяется двумя концентрациями, например С₃ и С₂, поскольку С₁+С₂+С₃ = 1. На плоскости (С₃, С₂) точки, соответствующие всем возможным значениям концентрации компонентов в смесях, заполняют равносторонний прямоугольный треугольник С₁, С₂, С₃ (рис. 3.23). Бинодаль делит этот треугольник на однофазную и двухфазную области.

Если точка (С₃, С₂), соответствующая компонентному составу смеси, лежит выше бинодали, то смесь находится в однофазном гомогенном состоянии. На рис. 3.23, а точка А, соответствующая ШФЛУ в оторочке, и точка Е, соответствующая газу, проталкивающему оторочку по пласту, находятся в однофазноИ области. Если точка (С₃, С₂), соответствующая компонентному составу смеси, лежит ниже бинодали, то смесь находится в двухфазном состоянии. На рис. 3.23, а двухфазноИ газоконденсатноИ смеси, истощенноИ до 10 МПа ВуктыльскоИ залежи, соответствует точка В. Точки M и N определяют компонентные составы газовоИ и жидкоИ фаз. Из условия, что объемная концентрация С каждого компонента в фазах взята с весами, равными их насыщенностям, следует, что точки M, N и В лежат на одноИ прямоИ -ноде. Вся двухфазная область треугольника С₁, С₂, С₃ покрыта нодами, соединяющими “равновесные пары” точек М и N - компонентные составы жидкоИ и газовоИ фаз, находящихся в условиях термодинамического равновесия.

Каждая нода может быть задана концентрациеИ любого компонента в

одноИ из фаз. Будем задавать ноду концентрациеИ С второго компонента в газовой фазе. Величина С определяет положение точки на бинодали. Через а (С) и в (С) обозначим соответственно тангенс угла наклона но-ды абсцисс и ординату точки пер есе-чения ноды с осью С₂.

Математическая модель фильтрации трехкомпонентноИ углеводород-ноИ системы в пористоИ среде является обобщением модели Баклея -Леверетта фильтрации нефти и воды. Аналогично функции Баклея -Леверетта вводим функцию U₃ = = U(C₃, C), равную объемноИ доле тяжелого компонента в потоке. В двухфазноИ области взаимное вытеснение газожидкостных углеводородных смесеИ описывается уравнением

^дС3 + и = ₀

dt dx ’

±(а О, + в)+К, + в)-⁰. <3.⁴>

Рис. 3.23. Фазовая диаграмма (а) вуктыльской газоконденсатной смеси и фазовая плоскость (б) системы уравнений движения

Здесь i - отношение порового объема, отсчитываемого вдоль пласта от нагнетательноИ галереи (скважины), к поровому объему пласта; t - отношение объема закачанного газа к поровому объему пласта. Введение таких безразмерных координат позволяет использовать предлагаемый метод расчета как для плоскопараллельного (галереИного) вытеснения в произвольноИ жесткоИ трубке тока, так и для радиального.

При крупномасштабном описании фильтрационных течениИ на расстояниях, сравнимых с длиноИ пласта (расстоянием между скважинами), и на отрезках времени порядка периода разработки можно пренебречь капиллярным скачком межфазного давления, диффузиеИ компонентов в потоке и не учитывать процессы межфазного массообмена.

В однофазноИ области процесс вытеснения одноИ углеводородноИ смеси другоИ описывается уравнениями конвективного переноса

(3.5)

В однофазноИ области U₃ = C₃. На рис. 3.23, б изображена зависимость U₃(C₃) при постоянном значении концентрации С (т.е. вдоль ноды). Однофазному течению газа (отрезок РМ) соответствует участок U₃(C₃). Двухфазному течению с неподвижноИ жидкоИ фазоИ при больших значениях га-зонасыщенности соответствует горизонтальный участок МК. Участок KL соответствует двухфазному течению, когда обе фазы подвижны. Горизонтальный участок LN соответствует малым значениям газонасыщенности, когда газовая фаза неподвижна. Однофазному течению жидкости NQ соответствует участок U₃ = C₃. Кривая PMKLNQ является аналогом кривоИ Баклея -Леверетта.

КомпонентныИ состав вуктыльскоИ газоконденсатноИ смеси (точка В) задает начальные условия для уравнениИ 3.4, 3.5; С_3В, С_2В - соответствующие концентрации.

КомпонентныИ состав ШФЛУ в оторочке (точка А) и состав газа, проталкивающего оторочку по пласту (точка Е), задают граничные условия; С_2А и С_2Е - концентрации второго компонента в ШФЛУ и проталкивающем газе.

Точное решение задачи фронтального вытеснения выпавшего в пласте конденсата оторочкоИ широкоИ фракции легких углеводородов, продвигаемоИ по пласту сухим газом, описывает распределение компонентов по пласту в ходе вытеснения, т.е. на плоскости (x, t). Решение имеет вид (рис. 3.24):

(3.6)

(3.7)

(3.8)

(3.9)

С₃ = 0, С₂ = С_2Е при 0 < X < t-Q,

С₃ = 0, С₂ = С_2А при t-Q < х < t,

^ё3 = ^ё3Р > ^ё2 = ^ё2Р ^прИ ¹ = ^U3F ^/^ё3р < х/1 < D,

^ё3 = ^ё3В > ^ё2 = ^ё2В ^прИ D = ^(U3p^-U3B ^)(ё3р ^- С3В ⁾¹ < ^x/t < “.

Здесь Q - отношение объема оторочки ШФЛУ к поровому объему пласта (участка пласта).

На рис. 3.24 приведена структура зоны вытеснения, дан профиль распределения концентрациИ третьего и второго компонентов по пласту в некоторый момент после окончания закачки оторочки. Ось х = 0 соответствует нагнетательным скважинам, ось х = 1 - добывающим. Область В соответствует невозмущенноИ зоне [формула (3.8)]. Вслед за газом пластового состава

Рис. 3.24. Распределение объемных концентраций тяжелого (сплошная линия) и промежуточного

(пунктирная линия) псевдокомпонентов по пласту в ходе вытеснения

В на добывающие скважины поступает конденсатныИ вал, КомпонентныИ состав которого соответствует точке Р. На рис. 3.24 зона движения этого вала также обозначена через F, она описывается форму-лоИ (3.8). Вслед за ШФЛУ (см. рис. 3.24, зона А) за оторочкоИ приходит проталки-вающиИ газ [зона Е, формула (3.6)].

Полученная на основе анализа точного решения структура зоны вытеснения подтверждает результаты лабораторных экспериментов. За счет перехода промежуточных углеводородов из нагнетае-моИ фазы в жидкую увеличивается насыщенность жидкоИ фазы выше предела ее подвижности. Подвижная жидкая фаза выносится в фильтрационном потоке к добывающим скважинам в конденсатном валу, которыИ формируется перед оторочкоИ ШФЛУ. В пористоИ среде за конденсатным валом т р етиИ псевдокомпонент отсутствует. Это соответствует полному вытеснению конденсата оторочкоИ ШФЛУ.

Характерные зоны на плоскости (x, t) разделены фронтами, которые движутся с постоянными скоростями. В данном случае x и t - координаты объемов. Скорость - это поровыИ объем, проходимыИ за время закачки единичного объема газа. Скоростям фронтов и компонентным составам в характерных зонах (3.6) - (3.9) можно дать геометрическую интерпретацию (см. рис. 3.23, •). Поскольку в оторочке и в проталкивающем газе тяжелыИ компонент отсутствует, точкам А и Е на плоскости (C₃, U₃) соответствует начало координат С₁.. Проведем через эту точку прямую U₃ = C₃ до пересечения с кривоИ U₃(C₃). Точка пересечения F определит КомпонентныИ состав конденсатогазового вала. Тангенс угла наклона прямоИ равен скорости фр онта оторочки (3.7) и скорости тыла оторочки (3.8) - единице. Соединим точки F и В. Тангенс угла наклона отрезка FВ равен скорости конденсатного вала D.

В области перед фронтом оторочки средняя по пласту концентрация тяжелого компонента рассчитывается по формуле

C3 (t) = C3 (1/t)-U3 (1/t)t. (3.10)

Для графического определения среднеИ концентрации тяжелого компонента до момента прихода фронта конденсатного вала на добывающие скважины t < 1 /D необходимо через точку В на плоскости (C₃, U₃) провести прямую с наклоном 1 / t до пересечения с осью абсцисс. Абсцисса точки пересечения равна C₃(t). Расстояние от этоИ точки до точки С_3В пропорционально объему отобранного конденсата: С_3В - C₃(t). Текущая конденсатоотдача n(t) определяется по формуле

n(t)= [C3B-Ca(t)] / C3 в • (3.11)

Для нахождения величины C₃(t) после момента прихода конденсатного

вала на добывающие скважины, но до момента прихода фронта оторочки 1 / D < t <

< 1 прямую с наклоном 1 /t надо п р овести через точку F (см. рис. 3.23). После прихода фронта оторочки C₃(t) = 0.

Рис. 3.25. Динамика конденсатоотдачи в ходе вытес- Ц

нения

На рис. 3.25 показана динамика роста текущеИ конденсатоотдачи на стадии невозмущенноИ зоны и конденсатного вала. Полное извлечение конденсата (ц = 1) достигается в момент подхода фронта оторочки к добывающим скважинам, т.е. после прокачки одного порового объема.

На стадиях невозмущенноИ зоны и конденсатного вала конденсатоотдача линеИно возрастает с ростом вр емени t. Поскольку при t = 0 ц = 0, а п р и t =1 ц = 1, график n(t) однозначно определяется значениями 1 /D и n(1/D). Ниже приведены результаты расчетов этих величин для различных значениИ начальноИ насыщенности пласта жидкоИ фазоИ 5_н. Необходимость таких расчетов связана с тем, что нет прямых данных о насыщенности S жидкоИ фазоИ порового пространства на опытном участке Вуктыльского месторождения.

Текущая конденсатоотдача ц в момент 1/D подхода конденсатного вала к добывающим скважинам для различных насыщенностеИ 5_н коллектора ВуктыльскоИ залежи жидкоИ фазоИ при нагнетании в пласт оторочки ШФЛУ:

Из приведенных данных видно, что с увеличением S конденсатныИ вал придет на добывающие скважины быстрее, зона вала расширится; доля конденсата, добываемого на стадии вала, увеличится.

Очевидно, что на первом этапе опытноИ закачки не могут быть получены высокие технико-экономические показатели.

ТАБЛИЦА 3.8

Показатели процесса вытеснения конденсата на опытном участке Вуктыльского ГКМ

Вариант расчета	Время, сут	НакопленныИ объем закачки			Коэффициент, %		Добыча конденсата, т
Вариант расчета	Время, сут	всего, объемы пор	в том числе ШФЛУ, тыс. т	газа сепарации (обогащенного газа), млн. м³	в ы тес-нения	извле чения	Добыча конденсата, т
Оторочка ШФЛУ:
S = 12,5 %	45	0,25	24,8	3,1	1	2	56
	145	0,75	-	19	30	6	170
	205	1,00	-	27	100	120	560
5_н = 27 %	45	0,25	24,8	3,1	15	3	180
	145	0,75	-	19	65	13	790
	205	1,00	-	27	100	20	1200
ОбогащенныИ газ:
5_н = 12,5 %	90	0,25	-	12	7	1,5	40
	370	1,00	-	48	55	11	315
	1100	3,00	-	145	100	20	560
S = 27 %	90	0,25	-	12	3	0,6	36
	370	1,00	-	48	70	14	850
	1100	3,00	-	145	100	20	1200

При оценке ожидаемых показателеИ опытно-промышленноИ эксплуатации опытного участка были рассмотрены четыре варианта:

закачка оторочки ШФЛУ, проталкиваемоИ сухим газом (газом сепара

ции), в пласт с конденсатонасыщенностью 5_н = 12,5 % объема пор, что соответствует условиям зон вуктыльского пласта, удаленных от забоев скважин;

закачка оторочки ШФЛУ, проталкиваемоИ сухим газом (газом сепарации), в пласт с конденсатонасыщенностью 5_н = 27 % объема пор, что соот

ветствует условиям опытного участка (со средневзвешенноИ по объему конденсатонасыщенностью) ;

закачка обогащенного газа, содержащего 50 % (молярная доля) этана, пропана, бутана, в пласт с 5_н = 12,5 %;

закачка обогащенного газа, содержащего 50 % (молярная доля) этана, пропана, бутана, в пласт с 5_н = 27 %.

Во всех вариантах неоднородность пласта учитывалась коэффициентом охвата (приняли, что он равен 0,2). Это значение коэффициента охвата близко к полученному ВНИИГАЗом для месторождения в целом (0,17) при рассмотрении целесообразности осуществления различных методов воздеИ-ствия на пласт.

Показатели опытно-промышленноИ эксплуатации опытного участка, полученные на основании экспериментальных данных и расчетов с использованием математическоИ модели процесса, приведены в табл. 3.8.

3.3

ПРИМЕНЕНИЕ ОБОГАЩЕННОГО ГАЗА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ

ПЛАСТА

3.3.1

МЕХАНИЗМ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОЙ ФАЗЫ ПРИ НАГНЕТАНИИ ГАЗООБРАЗНЫХ АГЕНТОВ

Экспериментальные исследования одного из авторов показали, что если через истощенныИ газоконденсатныИ пласт, содержащиИ выпавшиИ углеводородный конденсат, фильтруется обогащенныИ газ или газообразный диоксид углерода, то при определенных условиях жидкая углеводородная фаза приобретает подвижность. Исследование условиИ подвижности жидкости рассмотрено ниже.

Одновременная фильтрация жидкости и газа возможна, если насыщенность пористоИ среды жидкостью больше некоторого значения, которое зависит прежде всего от характеристик пористоИ среды и физико-химических своИств жидкости и газа. Это критическое значение насыщенности обычно колеблется в пределах от 30 до 50 % объема пор.

Предварительные опыты по фильтрации азота через трубную модель пласта длиноИ 2 м, заполненную кварцевым песком широкоИ фракции, показали, что при проницаемости 1,25-10^-14 м² критическая насыщенность составляет 45 %, а при увеличении проницаемости до 10^-12 м² снижается до 19 %. При проницаемости 1,25-10^-14 м² получена прямолинеИная обратная зависимость относительноИ проницаемости по газу от насыщенности жидкостью, общая для гексана, декана и додекана, и одинаковое значение критическоИ насыщенности (45 %).

По современным представлениям критическая насыщенность при двухфазноИ фильтрации в данноИ пористоИ среде является функциеИ безразмерного параметра vn/o, где v - скорость фильтрации вытесняющего флюида, n - вязкость жидкости, о - поверхностное натяжение на границе фаз. Влияние этого параметра на критическую насыщенность начинает сказываться при vn /о > 10^-3. Для указанных жидкостеИ отношение ц/о соответственно равно 0,016; 0,038 и 0,058 с/м, т.е. меняется в 3,7 раза. Однако при скоростях фильтрации порядка 10^-4 м/с параметр vn /о в рассматриваемом случае остается менее 10^-5, что и объясняет неизменность критическоИ насыщенности.

Эти опыты подтвердили также, что значение критическоИ насыщенности практически не зависит от скорости фильтрации газа и его плотности р, если их произведение находится в обычных для пластовых условиИ пределах v - р = (5+20) - 10^-4 кг - м/м³ - с.

Фильтрация газа, растворяющегося в неподвижноИ жидкости, находя-щеИся в пористоИ среде, при определенных термобарических условиях может привести к существенному увеличению объема жидкоИ фазы, в результате чего возникает двухфазная фильтрация. Такими газами в пластовых условиях могут оказаться, например, обогащенные промежуточными компонентами углеводородные газы или диоксид углерода. Возникающая при этом двухфазная фильтрация будет продолжаться до тех пор, пока опять не будет достигнута критическая насыщенность, которая меньше исходноИ. Некоторую роль при этом играет изменение физико-химических характеристик на границе газ - жидкость.

Условия возникновения и закономерности движения жидкоИ фазы при фильтрации растворяющегося в неИ газа изучались экспериментально на трубноИ модели пласта длиноИ 10 м, заполненноИ кварцевым песком широ-коИ фракции. Опыты проводились при различноИ насыщенности пористоИ среды проницаемостью 2,4-10^-13 м² деканом (плотность декана 0,73 г/см³, молекулярная масса 142 г/моль) вплоть до критическоИ, которая в данном случае при фильтрации азота или другого, практически не растворяющегося в декане газа составляла 37 %. Меньшие насыщенности создавали, заполняя модели предварительно приготовленноИ жидкоИ смесью декана с пропаном, взятых в различных соотношениях, с последующеИ дегазациеИ. Фильтрующимся газом, растворяющимся в декане, служил диоксид углерода. Система декан - диоксид углерода детально изучена, что позволило построить используемые при анализе опытов зависимости молярноИ доли растворенного в декане диоксида углерода X от давления р при различных температурах X = = X(p, t) и зависимость увеличения первоначального объема жидкого декана а от молярноИ доли X, т.е. а = a(X).

Условия опытов выбирали такими, чтобы при комнатноИ температуре происходило приблизительно двукратное увеличение объема жидкого декана вследствие растворения в нем диоксида углерода.

В опытах измеряли давление на входе р₁ и выходе р₂ из модели с помощью образцовых манометров, а также расход газа q при атмосферных условиях с помощью газового счетчика. При двухфазноИ фильтрации объем

Рис. 3.26. Зависимость сопротивления пористой среды при фильтрации газа от скорости фильтрации

вышедшего из модели декана измеряли периодически с помощью стеклянной емкости. По результатам измерений строили зависимости величины Ар²/q n z от q, где Ар² =

Ap²/qy\z, 10~⁴ МПа • см*⁵ д

_А А А_ 3

А АА^Д А

2,4

2,0

= р² -р2; n - вязкость газа; z - коэффициент сжимаемости газа п р и среднем по пласту давлении. Комплекс этих величин характеризует сопротивление пористой среды и обратно пропорционален ее проницаемости.

Один из опытов был проведен при начальной насыщенности пористой среды жидким деканом 11 %. При этом относительная фазовая проницаемость по азоту при этом составляла k = 1,04 (рис. 3.26, а, прямая 2). Некоторое увеличение проницаемости пористой среды при малых насыщенностях жидкостью отмечалось ранее. Фильтрация газообразного диоксида углерода через ту же пористую среду не привела в движение жидкую фазу, но оказалось, что проницаемость модели для газа снизилась и составляет k = 0,89 от исходной проницаемости “чистой” модели (см. рис. 3.26, а, прямые 1 и 3). Это можно объяснить только увеличением насыщенности пористости среды жидким деканом вследствие растворения в нем диоксида углерода. При термобарических условиях опыта - давление 5,5 МПа и температура 23 °С - по известным зависимостям можно определить величины Х₀ = 0,81 и а = 2,3. Следовательно, насыщенность пористой среды возросла при фильтрации диоксида углерода до 11*2,3 = 25 %, что и привело к уменьшению проницаемости. Так как насыщенность не превысила критическую (37 %), то жидкая фаза осталась неподвижной.

При критической насыщенности пористой среды деканом 37 % относительная фазовая проницаемость по азоту k = 0,77 (см. рис. 3.26, б, прямая 2). Фильтрация газообразного диоксида углерода через эту модель при давлении 5,1 МПа и температуре 20 °С привела к интенсивной неустановив-шейся фильтрации жидкого декана, по окончании которой вновь наступила установившаяся фильтрация диоксида углерода, а насыщенность деканом снизилась до 20 %. При этом относительная проницаемость пористой среды для газообразного диоксида углерода изменилась незначительно (см. рис. 3.26, б, прямая 3), так как насыщенность пористой среды деканом с растворенным в нем диоксидом углерода мало меняется - в основном за счет изменения физико-химических свойств (поверхностного натяжения и вязкости) насыщающей жидкости и может быть оценена расчетным путем величиной 20*1,75 = 35 %. В то же время относительная проницаемость по азоту приблизилась к проницаемости “чистой” модели (см. рис. 3.26, б, прямая 4). Неизменность критической насыщенности пористой среды деканом при растворении в нем диоксида углерода подтверждается расчетной оценкой происходящего при этом изменения поверхностного натяжения. Подсчитанное по общеизвестным зависимостям от парахора и экспериментальным данным исследуемой системы поверхностное натяжение изменяется от 25 до 5 мДж/м² при молярном содержании диоксида углерода в декане 36 %. Такое изменение о не сказывается на порядке величины vn/о.

В аналогичном опыте при начальной насыщенности, значительно меньшей критической и равной 27 %, фильтрация газообразной углекислоты также привела к выносу декана и уменьшению вследствие этого насыщенности до 19 %, которую можно считать критической при термобарических условиях опыта; фильтрация азота при этой насыщенности оставляет жидкую фазу неподвижной.

Низкая критическая насыщенность пористой среды жидкой углеводородной фазой может быть достигнута при фильтрации обогащенного промежуточными компонентами углеводородного газа (например, молярная доля, %: метана - 50, этана - 24, пропана - 17 и бутана - 9). Развивавшаяся п ри этом двухфазная фильтрация привела к критической насыщенности порядка 10 % по окончании выноса жидкости, а плотность жидкой фазы за счет растворения в ней газообразных углеводородов снизилась до 0,38 г/см³. Расчетная оценка показывает, что малое значение критической насыщенности в этом эксперименте объясняется резким уменьшением поверхностного натяжения на границе фаз и сближением вязкостей, вследствие чего параметр n/о изменяется на два порядка. Процесс растворения углеводородного газа в жидкости исследован на бомбе PVT. Таким образом, экспериментально показано, что при двухфазной фильтрации кривые фазовых проницаемостей и, прежде всего, критические точки зависят от растворимости газа в жидкости. Явление растворимости газа в жидкости при существенных увеличениях ее объема может привести к подвижности жидкости при небольших значениях насыщенности. Как показали исследования, это имеет практическое значение и обеспечивает возможность воздействия на истощенный газоконденсатный пласт с целью извлечения выпавшего в нем углеводородного конденсата.

3.3.2

ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЗМА ВЫТЕСНЕНИЯ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА ОБОГАЩЕННЫМ ГАЗОМ

Выполненные эксперименты показали, что выпавший конденсат может быть извлечен из пласта путем прокачки газа, обогащенного этаном, пропаном, бутаном (С₂-С₄), и последующего вытеснения смеси сухим (пластовым) газом. В механизм процесса включаются следующие этапы:

однофазная фильтрация газовой фазы, являющейся смесью пластовой газовой фазы и закачиваемого обогащенного газа. Выпавший конденсат начинает поглощать С_2-4, так как концентрация этих компонентов в газовой фазе превышает равновесную. В результате насыщенность S жидкой углеводородной фазой также начинает увеличиваться, но фаза остается неподвижной: S^ > S₁ > S, (рис. 3.27, этап 1);

двухфазная фильтрация обогащенного газа и жидкой углеводородной фазы, являющейся смесью ранее выпавшего конденсата и компонентов С_2-4, поглощенных из обогащенного газа. Насыщенность жидкой фазой достигла критической и продолжает увеличиваться: S2 > S/ > S ₂ (этап 2);

Рис. 3.27. Схема развития механизма вытеснения выпавшего конденсата при закачке обогащенного газа и последующем вытеснении смеси сухим (пластовым) газом:

I - жидкий (выпавший) конденсат; II - закачиваемый сухой газ или пластовая газовая фаза; III - компоненты С₂-С₄ из обогащенного газа; 0-5 - этапы процесса; жирная линия - граница раздела фаз; тонкая линия - номинальные границы раздела фаз, соответствующие исходной насыщенности выпавшим конденсатом (S_B) и критической насыщенности жидкой углеводород^{ной
фазой (}5_Кр._в^ 5_Кр.^ ^_Кр.ост⁾

двухфазная фильтрация газовой фазы, являющейся закачиваемым сухим газом или пластовой газовой фазой. Насыщенность жидкой углеводородной фазой, максимальная для всего процесса в начале этого этапа, снижается вплоть до критической вследствие перехода компонентов С_2-4 в газовую фазу: S3 > S3' ? S^ (этап 3);

однофазная фильтрация закачиваемого сухого газа или пластовой газовой фазы. Насыщенность жидкой углеводородной фазой снижается вплоть до остаточной вследствие продолжающегося перехода компонентов С_2-4 в газовую фазу: S4 > S4'> S^ (этап 4).

Очевидно, что из-за изменения состава фаз при переходе от начальных к конечным этапам процесса S^.^ * S^ * S^.,, где i - порядковый номер этапа; также очевидно, что S^ < S,, в чем и состоит эффект воздействия на истощенный газоконденсатный пласт путем прокачки обогащенного газа.

В отличие от процесса вытеснения нефти обогащенным газом, достаточно полно и широко исследованного Д. Кеном, Г.С. Стоуном и И. Крампом, С.Л. Заксом и другими исследователями, предложенный одним из автором книги процесс имеет целью извлечение из пласта жидкой углеводородной фазы при насыщенности пласта этой фазой, равной или меньшей критической насыщенности. Экспериментальные исследования подтвердили принципиальную возможность перевода ранее выпавшего конденсата, занимающего лишь небольшую долю порового пространства, в подвижное состояние с помощью прокачки обогащенного газа.

Эксперименты с целью оценки эффективности извлечения из пласта выпавшего конденсата были выполнены применительно к типичному ГКМ при заданном давлении истощения 10 МПа (25-30 % начального пластового давления) и постоянной температуре 62 °С в сосуде фазовых равновесий PVT-8 и на физической модели пласта длиной 5 м. Контролировали следующие параметры:

компонентный состав отбираемой продукции (использовали хроматограф ЛХМ-8 МД);

объем жидкой и газовой фаз (с помощью пресса ИП-6); количество подаваемого обогащенного газа (с помощью калиброванного поршневого контейнера КЖ-7);

текущие объем жидкой фазы и среднюю насыщенность в модели пласта (определяли расчетным путем по материальному балансу).

В сосуд PVT-8 со смесью метана, этана, пропана и бутана в соотношениях, отвечающих составу обогащенного газа (молярная доля 50, 24, 17 и 9 % соответственно), загрузили пластовый конденсат состава, близкого к составу пластовой жидкой фазы истощенного до 10 МПа Вуктыльского ГКМ. В пластовых условиях (10 МПа, 62 °С) жидкая фаза составила 12,5 % объема пор.

Очередную порцию обогащенного газа закачивали в сосуд после предварительного изобарического удаления основной части газовой фазы. Всего в эксперименте было прокачано обогащенного газа немногим более двух поровых объемов. В процессе выполнения эксперимента исследовали состав, плотность, молярную массу добываемой из бомбы и модели пласта газовой фазы, а для модели пласта - и вытесняемой жидкой фазы.

Результаты опытов в сосуде PVT-8, подтверждающие результаты расчетов по фазовым равновесиям, представлены на рис. 3.28. Они показывают, что выпавший конденсат интенсивно растворяет промежуточные компоненты из закачиваемого в пласт обогащенного газа. После прокачки 1,5-2 поровых объемов газа жидкая фаза увеличилась в объеме и приобрела гидродинамическую подвижность. Этому также, вероятно, способствовало снижение межфазного натяжения: расчеты с использованием парахоров индивидуальных углеводородов свидетельствуют, что в проведенном опыте после прокачки обогащенного газа в количестве приблизительно 1,5 поровых объема межфазное натяжение на границе раздела газовой и жидкой фаз снижается приблизительно в 4 раза.

Методика одного из лабораторных экспериментов по оценке эффективности вытеснения конденсата на модели однородного пласта (отдельно взятого блока) состояла в том, что последовательно определяли проницаемость “чистой” сухой модели пласта по метану, затем модель пласта заполняли пластовой жидкой фазой при давлении 10 МПа и температуре 62 °С. Определяли вязкость жидкой фазы при этих термобарических параметрах и затем проводили вытеснение пластовой жидкой фазы пластовой газовой фазой до практического исчезновения жидкой фазы в продукции (рис. 3.29). После этого проводили основной эксперимент по прокачке через модель пласта обо-

М₉ г/моль; 5_Ж; КГФ, г/м³; р, г/м ³

Рис. 3.28. График изменения параметров газовой и жидкой фаз при прокачке обогащенного газа:

1, 4 - молярная масса С₅₊ газовой и жидкой фаз М; 2 - относительный объем 5_ж; 3 -КГФ; 5, 6 - плотность жидкой р_ж и газовой р_г фаз

Рис. 3.29. Вытеснение пластового конденсата равновесной газовой фазой:

К_ж и К_С5+ - коэффициенты вытеснения

жидкой фазы и углеводородов С₅₊; 5_ж - насыщенность модели пластовым конденсатом

гащенного газа следующего состава (молярная доля, %): метана - 50; этана -24; пропана - 17; бутана 9. Проницаемость модели пласта по метану п р и 10 МПа и 62 °С получена равной 10^-14 м². Пористость модели пласта 22 %. Вязкость пластовой жидкой фазы при 10 МПа и 62 °С по результатам непосредственных измерений составляла 0,116 мПа-с.

Остаточная насыщенность модели пласта пластовой жидкой фазой после прокачки приблизительно трех поровых объемов пластовой газовой фазы составила 35 % объема пор, что отражает условия призабойной зоны эксплуатационной скважины.

Вытеснение пластовой жидкой фазы, а затем двухфазной ГКС производили с темпом, который соответствовал равновесным условиям: средняя скорость продвижения фронта закачиваемого агента была равна приблизительно 10^-5 м/с.

Результаты эксперимента на модели пласта представлены на рис. 3.30. Как и в эксперименте в сосуде PVT, насыщенность пористой среды S (доли объема пор) жидкой фазой возрастает по мере закачки обогащенного газа. Насыщенность модели пласта жидкой фазой достигает 50-60 % объема пор после закачки обогащенного газа в количестве менее 50 % объема пор. В сосуде PVT такой насыщенности удалось достичь после прокачки 1,7-2 поровых объемов газа. Это объясняется тем, что в модели пласта исходная насыщенность жидкой фазой была почти в 3 раза более высокой, чем в сосуде PVT (35 и 12,5 % объема пор соответственно).

Максимальная насыщенность порового пространства жидкостью составила приблизительно 68 %. При дальнейшей прокачке обогащенного газа в продукции модели пласта стала быстро возрастать доля конденсата, а насыщенность порового пространства жидкостью соответственно уменьшилась. К моменту закачки 2,2 поровых объема газа насыщенность жидкой фазой составляла всего около 10 %; плотность жидкой фазы р также снизилась от начальной 0,592 до 0,38 г/см³. К этому времени было извлечено 96 % остаточных запасов С₅₊.

Рис. 3.30. Изменение некоторых параметров при прокачке обогащенного газа через модель-пласта

Рис. 3.31. Извлечение выпавшего конденсата (молярная масса 130 г/моль, плотность

0,8 г/см³) в процессе прокачки при давлении 9 МПа и температуре 60 °С обогащенного газа, содержащего 50 % метана и 50 % пропана (молярная доля):

П - коэффициент извлечения; S - насыщенность порового пространства конденсатом; о и С₃ - содержание конденсата и пропана в пр о-дукции; О_пл/У_м - приведенный объем добытого газа

Аналогичный опыт на модели пласта длиной 10 м подтвердил высокую эффективность извлечения выпавшего конденсата из призабойной зоны газом, на 50 % (молярная доля) обогащенным пропаном (рис. 3.31).

Проведенные эксперименты показали, что для достаточно полного извлечения выпавшего конденсата (80-90 %) путем прокачки обогащенного газа необходимо повысить насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой до 50-60 % объема пор. Для извлечения выпавшего конденсата из призабойной зоны необходимо прокачать около 50 % объема пор обогащенного газа исследованного состава и затем вытеснить смесь, например, пластовой газовой фазой (должно быть прокачано до 0,7-1 объема пор этой “буферной” газовой фазы).

Для участков пласта, удаленных от эксплуатационной скважины и характеризующихся насыщенностью приблизительно 12 % объема пор, необходима прокачка приблизительно двух поровых объемов обогащенного газа с последующим вытеснением смеси пластовой газовой фазой (потребный объем прокачки этой “буферной” газовой фазы 1-1,5 поровых объема).

На модели пласта длиной около 1 м выполнен эксперимент, в котором моделировали удаленную от эксплуатационной скважины зону пласта с насыщенностью выпавшим конденсатом около 12 % объема пор. Проницаемость модели составляла около 10^-14 м², пористость 26,8 %. В отличие от описанного выше в этом подразделе эксперимента (на модели пласта длиной 5 м) в данном случае исходную насыщенность пористой среды жидкой фазой (выпавшим конденсатом) создавали путем истощения ГКС от давления выше давления начала конденсации до заданного давления 10 МПа. Была изменена также методика контроля компонентного состава продукции модели пласта в процессе вытеснения при 10 МПа истощенной двухфазной ГКС обогащенным газом: всю продукцию направляли сначала на блок отбора и анализа БОТАН, а затем с помощью ловушек разделяли на жидкую и газовую фазы и анализировали каждую фазу на хроматографе ЛХМ-8МД. Использование БОТАНа давало возможность оперативно получать информацию по текущему составу продукции и его динамике.

В данном опыте молярная доля компонентов (%) обогащенного газа следующая: С₁ - 64,82; С₂ - 9,21; С₃ - 9,83; С₄ - 15,96; С₅+ - 0,18; С₂ + С₃ + С₄ = = 35,00. Молярная масса С₂+ была равна 46,8 г/моль. Результаты представлены в табл. 3.9 и на рис. 3.32, 3.33. Обращает на себя внимание то обстоятельство, что выпавший конденсат появляется в продукции лишь после закачки 4,5 поровых объема обогащенного газа. Такое “запаздывание” объясняется тем, что, во-первых, хотя для увеличения насыщенности жидкой углеводородной фазой (ЖУФ) до критической по пласту в среднем достаточно, согласно расчетам, прокачать около 1,5 поровых объема обогащенного газа, все же движение ЖУФ начнется сначала вблизи зоны закачки, так как эта зона по отношению к обогащенному газу работает как фильтр-поглотитель С_2-4, а во-вторых, в двухфазном потоке движение ЖУФ отстает от движения газовой фазы тем сильнее, чем меньше превышение насыщенности ЖУФ над критической насыщенностью и чем больше соотношение вязкости ЖУФ и газовой фазы.

Анализируя факторы, влияющие на интенсивность увеличения насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой и соответственно на эффективность вытеснения выпавшего конденсата при прокачке через пласт обогащенного газа, можно придти к выводу, что в качестве определяющего насыщенность параметра следует принять безразмерный комплекс

ТАБЛИЦА 3.9

Динамика состава продукции при вытеснении ГКС обогащенным газом

Объем закачки газа, объемы пор	Молярная доля, %			КГФ, г/м³	Молярная масса, г/моль
Объем закачки газа, объемы пор	С1	^ё2-4	С5₊	КГФ, г/м³	^Mc ^С2 - 4	M п Сп +
0	85,0	14,0	1,02	39,5	35,4	92,2
0,5	85,0	13,9	1,02	39,2	35,4	91,6
1,0	84,9	13,9	1,01	38,7	35,7	91,2
1,5	84,7	14,4	0,97	37,0	36,4	90,9
2,0	83,4	15,6	0,95	36,3	37,8	91,2
2,5	82,0	17,2	0,92	35,5	39,4	92,1
3,0	79,9	19,3	0,84	32,8	40,6	93,2
3,5	78,0	21,2	0,74	29,3	41,6	94,7
4,0	75,8	23,4	0,64	25,8	42,3	96,3
4,5	72,5	26,7	0,74	30,7	43,4	99,0
5,0	67,7	30,4	1,85	94,6	44,7	120,7
5,5	63,0	34,4	2,36	129,7	45,8	129,1
6,0	61,4	36,6	1,82	102,3	46,4	132,7
6,5	63,4	35,3	1,09	60,2	46,0	131,4
7,0	65,4	34,3	0,53	28,3	46,1	127,7
7,131	65,7	34,2	0,46	24,1	46,1	125,2

Рис. 3.32. Изменение молярной доли легких (а — „) и тяжелых ( д — з) компонентов при вытеснении ГКС из модели пласта обогащенным газом

iпродукции

i=i ^Ki

ASM

вк i=1

где AS = Sф - S_BK; Sф - наименьшая насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой, принимаемая как нижний порог, при котором обеспечивается минимально приемлемый промышленный дебит выпавшего конденсата; S_BK -насыщенность пласта выпавшим конденсатом в момент начала закачки обогащенного газа; М_вк - молярная масса выпавшего конденсата; n - число компонентов в обогащенном газе; т_{ - молярная доля i-го компонента в обогащенном газе; K_i - константа фазового равновесия i-го компонента обогащенного газа при пластовых условиях в момент закачки обогащенного газа, когда насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой увеличилась до Sф (результирующий состав углеводородной смеси определяет величину давления схождения р_сх для смеси).

Приняв конкретные значения факторов, входящих в состав параметра о, возможно найти зависимость текущей насыщенности пласта S жидкой углеводородной фазой от о при заданных объемах закачанного газа. На рис. 3.34 приведена подобная зависимость для серии опытов, различающихся только составом обогащенного газа. В расчетах принято Sф = 0,70 объема пор; S_BK = = 0,125 объема пор; n = 4(С₁, С₂, С₃, С₄); М_вк - 79,2 г/моль; р_сх = 20^ ^35 МПа. Из рис. 3.34 видно, что значения о = 0,9^1,0 отвечают равновесной области - насыщенность пласта жидкой фазой практически не меняется пр и

Рис. 3.33. Изменение параметра фильтрации (а), молярной доли (•), молярной массы (в) и коэффициента извлечения („) С₅₊ при прокачке обогащенного газа через модель истощенного (10 МПа) вуктыльского газоконденсатного пласта

Рис. 3.34. Зависимость S = S (о) (объемы пор) при различных объемах V закачанного обогащенного газа:

1, 2, 3, 4, 5 - объем газа соответственно 5; 3; 2; 1 и 0,5 (объемы пор)

прокачке от 0,5 до 5 поровых объемов газа, значения о < 0,9 определяют область инверсии, насыщенность возрастает до момента закачки приблизительно одного порового объема газа, а затем, не достигнув величины S_KI, = = 0,35+0,4 объема пор, начинает снижаться.

Насыщенность достигает значений S > S^ только при о > 1,2.

Естественно, значения о и S = S^) для каждой газоконденсатной системы необходимо определять, принимая характерные для этой системы значения факторов, образующих параметр о. Выполненные Р. М. Саркисовым эксперименты свидетельствуют о возможности оптимизации процесса вытеснения выпавшего конденсата обогащенным газом, основанной на анализе зависимости насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой от безразмерного параметра о.

3.4

МЕТОД ДОРАЗРАБОТКИ ИСТОЩЕННОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РЕЖИМЕ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

Значительное количество газоконденсатных месторождений, в том числе в России, уже выработано или находится на завершающей стадии разработки. Поскольку остаточные запасы жидких углеводородов в недрах этой группы ГКМ весьма велики (50-60 % от начальных запасов), то существует актуальная проблема повышения конденсатоотдачи объектов, характеризующихся истощенными энергетическими ресурсами, а именно, низким пластовым давлением.

В своих исследованиях авторы уделили внимание этой важной проблеме. Результаты теоретических и экспериментальных работ 70-80-х годов позволили сделать вывод о том, что одним из реальных вариантов ее решения является эксплуатация истощенного газоконденсатного месторождения в режиме подземного хранилища газа. Технико-экономические предпосылки данной технологии, в которой сочетаются регулирование сезонной неравномерности газопотребления в конкретном регионе и доразработка остаточных запасов конденсата, состоят в том, что материальные и финансовые потребности при добыче жидких углеводородов в этом случае существенно сокращаются вследствие “попутного” характера производства.

В данном разделе анализируются результаты исследований авторов и их коллег по этой проблеме.

При фильтрации газовой фазы на начальной стадии разработки газоконденсатного пласта содержание С₅₊ в газовой фазе может быть весьма значительным.

Начальное содержание конденсата (г/м³) в пластовом газе для отдельных ГКМ было следующим: Ново-Троицкое - 427, Вуктыльское - 360, Уренгойское (валанжин) - до 300.

Однако по мере снижения пластового давления содержание С₅₊ в газовой фазе падает вследствие уменьшения растворяющей способности метана, основного компонента газовой фазы, при падении давления в системе.

Поведение сжатых одно- или многокомпонентных углеводородных газов как растворителей конденсата или его аналога изучалось многими исследователями. Интерес для нас представляют работы Б. Сейджа, Т.П. Жузе, С.Л. Закса, А.Ю. Намиота, Г.С. Степановой и др. [11, 15, 29, 42, 47].

Б. Сейдж изучал, в частности, влияние степени обогащения системы метан - я-бутан - я-декан промежуточным компонентом (я-бутаном) на распределение я-декана между жидкой и газовой фазами при температурах от 15 до 137 °С и давлениях от 0,8 до 34,5 МПа.

В области низких давлений, соответствующих условиям истощенного газоконденсатного пласта (5-10 МПа), растворимость я-декана в газовой фазе весьма ограниченна и незначительно изменяется при изменении содержания я-бутана в этой фазе (рис. 3.35). Константы фазового равновесия я-декана в области столь низких давлений не превышают 0,07-0,08, основная масса я-декана сосредоточена в жидкой фазе независимо от количества промежуточных компонентов (я-бутана) в системе.

Г.С. Степанова экспериментальным путем исследовала растворимость в сухом газе (метане) углеводородов различных групп с целью вскрыть природу пластовых потерь конденсата при разработке ГКМ на истощение. Результаты выполненных ею расчетов показали, что чем выше пластовое давление, при котором начата закачка газа, т.е. чем больше масса закачиваемого газа, тем более резко изменяются фракционный состав С₅₊ и его содержание в газе. При давлении 5,4 МПа фракционный состав С₅₊ в газовой фазе (как и в жидкой) изменяется очень незначительно, количество перешедшего в газовую фазу конденсата (С₅₊) в первый период закачки несущественно увеличивается (от 59 до 64 г/м³). После закачки более одного порового объема газа содержание С₅₊ в газовой фазе несколько уменьшается. Исследователь объясняет увеличение концентрации С₅₊ в процессе закачки сухого газа п р и низких давлениях тем, что при давлениях, близких к давлениям максималь-

и-С ₁₀, г/м ³ и- С ю, % ной конденсации этана, пропана и бутанов, присутствие их в газовой фазе уменьшает ее растворяющую способность по отношению к конденсату. Делается ссылка на данные Б. Сейджа (см. рис. 3.35), согласно которым при температуре 71,1 °С и давлении 5,52 МПа изменение молярной доли в газовой фазе я-бутана от 0 до 18 % слабо влияет на растворимость я-декана в газовой смеси, состоящей из метана и бутана, вызывая все более заметное уменьшение растворимости по мере возрастания количества я-бутана в газе свыше 8-12 %.

Рис. 3.35. Зависимость содержания н- С₁₀ в равновесной газовой фазе от содержания в ней н- С₄ для системы С₁+н- С₄+н- С₁₀ при 71,1 °С:

1, 2, 3 - давление соответственно 15,52; 10,35 и 5,52 МПа

Рис. 3.36. Эффективность туймазинского попутного газа (кривые 1' , 2 ') и диоксида углерода (кривые 1, 2) как растворителей нефти:

1, 1 ' - Ромашкинского месторождения (Татарстан); 2, 2 ' - Туймазинского месторождения (Башкортостан)

10 20 »-С₄, %

На примере Вуктыльского ГКМ Г.С. Степанова проанализировала влияние различных факторов на коэффициент дополнительного извлечения конденсата. Наибольшее влияние на интенсивность извлечения конденсата оказывают объем закачанного газа и пластовое давление, в значительно меньшей степени - состав газа. Изменение состава газа в широком диапазоне столь мало влияет на извлечение конденсата, что делается вывод о технологической нецелесообразности обогащения газа промежуточными компонентами при проектировании сайклинг-процесса, хотя не отрицается возможность получения определенного эффекта от добавления в закачиваемый газ пропан-бутановой фракции на начальной стадии разработки ГКМ. Отметим, что К.С. Басниев с соавторами предложил метод добычи выпавшего в пласте конденсата, также основанный на обогащении закачиваемого газа пропан-бутановой смесью и являющийся разновидностью частичного сайк-линг-процесса.

С.Л. Закс провел экспериментальные исследования по извлечению из пористой среды нефтей различного состава углеводородными газами высокого давления (10-40 МПа) при температурах от 20 до 140 °С. Было установлено, что с повышением пластового давления растворимость нефти в прокачиваемом газе увеличивается, причем возрастает средняя молярная масса перешедших в газовую фазу углеводородов. Обогащение газа, содержащего в основном метан, промежуточными компонентами (этан, пропан, бутан) и углекислым газом увеличивает растворимость в газе нефти. С повышением давления влияние состава газа на количество переходящих в газовую фазу углеводородов уменьшается (рис. 3.36).

Т.П. Жузе изучала растворимость в сжатом до 20-50 МПа природном газе нефтей многих отечественных месторождений. На рис. 3.37 приведены изотермы растворимости фракций, выделенных из нефтей парафиновой, нафтеновой и ароматической природы. По своим характеристикам фракции близки к газовым конденсатам (табл. 3.10). Природный газ содержал (массовая доля, %): метана - 74,2, этана - 11,9, пропана - 7,2, бутана - 4,3 и пентанов - 2,4. Исходное соотношение нефти и газа (по массе) во всех опытах было близко к единице. Было установлено, что растворимость углеводородов в газе зависит от их состава и увеличивается с ростом температуры и давления. В исследованном диапазоне давлений (20-50 МПа), значительно больших давлений, характерных для завершающей стадии разработки месторождений (5-10 МПа), растворимость нефти резко падает по мере приближения давления к нижней границе интервала. Отмечается повышение растворимости фракций в газе по мере возрастания отношения масс фракции и газа. С увеличением содержания легких компонентов в широкой фракции растворимость ее в газе растет при прочих равных условиях, однако это справедливо только при сходном групповом составе фракций. Был получен вывод, что при относительно высоких давлениях и температурах групповой и химический состав нефти мало сказывается на ее растворимос-

Рис. 3.37. Изотермы растворимости в сжатом природном газе широких фракций нефти парафинового (кривая 1), ароматического (кривая 3) и нафтенового (кривая 4) основания при 50 °С (см. табл. 3.10)

ти в газе, в то время как при низких давлениях и температурах существует взаимозависимость состава нефти и ее растворимости в газе. Отсюда, очевидно, можно сделать вывод, что на завершающей стадии разработки газоконденсатонефтяных месторождений при относительно низких пластовых давлениях (около 5-10 МПа) возрастает роль экспериментальных исследований в прогнозировании поведения конкретных газоконденсатных и газоконденсатонефтяных смесей.

С.Н. Бузинов с сотрудниками при участии одного из авторов экспериментальными методами исследовал процесс испар ения выпавшего конденсата при эксплуатации газоконденсатного месторождения в режиме подземного хранилища газа. В качестве физической модели пласта использовали трубу длиной 1 м с внутренним диаметром 4,3*10^-2 м, в которой был утрамбован кварцевый песок. Проницаемость модели составляла 2*10^-14 м², пористость -25 %. Сначала воспроизводили процесс истощения газоконденсатного пласта от давления 17,2 МПа (давление начала конденсации) до 3,4 МПа при заданной пластовой температуре 21 °С. Пластовый газ начального состава моделировали многокомпонентной углеводородной смесью, содержащей (молярная доля, %): С₁ - 87,2; С₃ - 7,0; С₄ - 2,0; С₅ - 3,8.

Начальное количество стабильного конденсата (С₅₊) в газе составляло около 157 г/м³, молярная масса - 95,4 г/моль. После истощения модели пласта в нее закачивали газ, повышая пластовое давление в разных опытах до 5,9; 9,8 и 14,7 МПа. Систему выдерживали для установления межфазного равновесия в течение 5-10 сут. Затем из модели пласта отбирали пробы газа для анализа компонентного состава и определения величины равновесного содержания конденсата в пластовой газовой фазе. В первой серии опытов

ТАБЛИЦА 3.10 Характеристика широких нефтяных фракций

Номер фракции (номер кривой на рис. 3.37)	Тип фракции	Плот ность, г/см³	Содержание фракции (%), выкипающей до температуры, °С		Содержание углеводородов (%) во фракции Н -250 °С
Номер фракции (номер кривой на рис. 3.37)	Тип фракции	Плот ность, г/см³	250	450	пар а-фино-в ых	нафте новых	арома- тиче- ских
1	Парафиновая	0,7863	55,9	96,2	61	30	9
2	Парафиновая	0,8001	39,1	96,2	63	29	8
3	Ароматическая	0,8542	55,8	97,2	11	57	32
4	Нафтеновая	0,8392	47,2	88,5	16	72	12

закачку и отбор газа производили через один и тот же торец модели, во второй серии - через разные торцы. Молярная доля (%) компонентов в закачиваемом газе была следующей: С₁ - 95,86; С₃ - 3,38; С₄ - 0,52; С₅₊ - 0,24. Результаты опытов представлены на рис. 3.38 и 3.39. Из рисунков четко следует, что при давлениях от 5 до 10 МПа извлечение выпавшего конденсата с помощью прокачиваемого газа идет в очень низком темпе, если сопоставлять отборы конденсата с его остаточными запасами (см. рис. 3.38, графики 2 и 3).

Следует учитывать, однако, что эксплуатация истощенного ГКМ в режиме подземного хранилища газа может рассматриваться как метод повышения конденсатоотдачи конкретного месторождения, поскольку объем прокачки газа в этом случае практически не ограничен. Для осуществления промышленных отборов остаточного конденсата необходимо решать задачу достаточно полного извлечения тяжелых углеводородов (С₅₊) из газа при низком содержании этих углеводородов в отбираемом газе и в условиях относительно низких давлений на забое и устье скважин.

Экспериментальные и аналитические исследования Т.П. Жузе, С.Л. Закса, Г.С. Степановой, В.В. Юшкина, а также газопромысловая практика свидетельствуют о том, что на завершающей стадии разработки ГКМ содержание С₅₊ в добываемом газе составляет от 50-70 до 10-30 % содержания, зафиксированного в период начала разработки месторождения. Абсолютные величины содержания фракции С₅₊ в добываемом газе при пластовых давлениях ниже 10-15 МПа колеблются от 30-50 до 80-100 г/м³, т.е. являются относительно низкими. Вспомним, что на завершающей стадии разработки большинства ГКМ добывается всего 3-5 % извлекаемых запасов конденсата.

Анализ опубликованных работ показал, что, несмотря на выдвигавшиеся разными исследователями предложения о закачке в газоконденсатный пласт как на начальной стадии, так и на завершающей стадии разработки обогащенного промежуточными компонентами газа с целью повышения конденсатоотдачи пласта, механизм и эффективность извлечения конденсата обогащенным газом на завершающей стадии разработки совсем не исследованы.

В связи с этим под руководством одного из авторов выполнены экспериментальные исследования фазовых равновесий, позволяющие оценить вклад фильтрации газовой фазы в процесс переноса конденсата при нагнетании в истощенный газоконденсатный пласт газов, содержащих более 20 % (моляр-

Рис. 3.39. Содержание в продукции С₅+ при закачке и отборе газа через разные (кривая 1) и одну (кривая 2) “скважину”

Рис. 3.38. Динамика содержания С₅₊ в продукции в зависимости от количества объемов пор V прокачанного через пласт сухого газа:

1, 2, 3 - давление соответственно 14,7; 9,8 и 5,9 МПа

ная доля) промежуточных компонентов (С₂ + С₃ + С₄). Методикой опыта предусматривались следующие этапы, выполняемые последовательно: подготовка в рабочей бомбе двухфазной газоконденсатной смеси; подготовка во вспомогательной бомбе углеводородного газа заданного состава;

изобарический отбор части равновесной газовой фазы из рабочей бомбы с контролем количества отбираемого газа и анализом его компонентного состава;

закачка в рабочую бомбу углеводородного газа заданного состава объемом, равным в пластовых условиях объему отобранной на предыдущем этапе равновесной газовой фазы.

Два последних этапа повторяли в каждом опыте до получения заданного накопленного объема закачанного углеводородного газа. В исходной двухфазной газоконденсатной системе при заданных давлении 10 МПа и температуре 62 °С равновесная газовая фаза составляла 0,875 ± 0,01 общего объема системы. Составы фаз исходной системы приведены в табл. 3.11. В качестве нагнетаемых газов исследованы типичные газы дегазации сырого конденсата, обогащенные в различной степени компонентами С₂+ (табл. 3.12).

Накопленный объем закачанного углеводородного газа достигал в опытах не менее пяти объемов “порового пространства”. Результаты опытов, позволяющие оценить влияние состава нагнетаемого газа на вынос конденсата в газовой фазе, приведены в табл. 3.13 и на рис. 3.40. Сравнивая отдельные опыты, можно прийти к весьма важному заключению, что при прочих равных

ТАБЛИЦА 3.11

Составы (молярная доля, %) равновесных при условиях опыта газовой и жидкой фаз

Компонент	Фаза
	газовая	жидкая
С₁ + n₂	84,21	25,68
С2	8,76	9,15
С₃	3,59	7,17
С4	1,44	5,61
I фракция (44 % С₅ + 56 % С₆)	1,42	11,58
II фракция (С₇)	0,48	16,07
III фракция (С₉)	0,09	12,24
IV фракция (С^)	0,01	7,24
V фракция (С₁₇)	-	5,26
В том числе С₅+	2,00	52,39
Сумма	100,0	100,0
П р и м е ч а н и е. Конденсатогазовый фактор (КГФ) газовой фазы
системы - 74,2 г/м³, молярная масса С₅+ в газовой фазе		- 87,5 г/моль.

ТАБЛИЦА 3.12 Состав закачиваемых газов

Номер опыта	Молярная доля, %						Молярная масса С₂+, г/моль
Номер опыта	С1	^ё2	^ё3	с₄	^ё5+	^ё2+^ё3 + ^ё4	Молярная масса С₂+, г/моль
1	81,1	12,07	5,51	1,11	0,20	18,69	36,0
2	74,80	12,20	10,20	2,60	0,20	25,00	38,7
3	75,54	11,20	5,60	7,41	0,23	24,23	41,9
4	64,82	9,21	9,83	15,96	0,18	35,00	46,8

Динамика молярной доли (%) С₅+, КГФ (г/м³) и молярной массы М (г/моль) в равновесной газовой фазе при закачке газа, обогащенного компонентами С₂+ (давление 10 МПа, температура 62 °С)

Накопленный объем закачанного газа, объемы пор	^ё5+	КГФ	М	^ё5+	КГФ	М
		Опыт 1			Опыт 2
0	1,28	45,2	84,0	1,11	39,8	85,0
1	1,32	48,4	87,0	1,46	56,0	90,9
2	1,19	43,9	87,8	1,29	49,4	90,9
3	0,99	36,8	88,5	1,12	42,8	91,0
5	0,83	31,4	90,4	1,03	39,7	91,8
7	0,76	29,8	93,6	0,93	36,6	93,7
		Опыт 3			Опыт 4
0	1,19	42,5	85,0	1,09	39,0	87,0
1	0,86	31,1	86,2	0,79	29,2	87,9
2	0,68	24,8	87,2	0,54	20,4	90,2
3	0,54	20,0	88,5	0,41	15,7	92,0
5	0,46	16,9	88,2	0,44	17,7	96,4
7	0,48	17,6	87,7	-	-	-
П р и м е ч а н и е. Номер опыта см. рис.			3.40.

условиях на равновесное конденсатосодержание газовой фазы влияет не только содержание компонентов С₂+ в нагнетаемом газе, но и не в меньшей степени молярная масса С₂+. Так, при практически одинаковом содержании С₂+ в газе, нагнетаемом в “пласт” в опытах 2 и 3, в первом случае отмечается увеличение КГФ, а во втором - резкое падение КГФ по мере закачки одного-трех объемов газа (см. рис. 3.40). Из рисунка следует, что независимо от состава нагнетаемого газа равновесное конденсатосодержание газовой фазы не превышает 50-55 г/м³ для исследованной газоконденсатной системы пр и 10 МПа и 62 °С.

Таким образом, экспериментальными исследованиями установлено, что обогащение прокачиваемого через истощенный пласт газа легкими промежуточными компонентами, этаном или этан-пропановой смесью дает возмож-

КГФ, г/м³

	S'	4
	0,50	-
		/
	0,25
^w J 1 1 1 1		1 1 1 1

Рис. 3.40. Равновесное конденсатосодержание (КГФ) газовой фазы (а) и насыщенность S жидкой фазой (•) при давлении 10 МПа и температуре 62 °С как функции объема V закачанного газа в объемах пор (номер кривой соответствует номеру опыта)

ность незначительно повысить в газовой фазе содержание С₅+, но и этот слабый и непродолжительный эффект достигается за счет испарения из выпавшего конденсата его легкой части (см. табл. 3.12). Обогащение прокачиваемого газа пропан-бутановой смесью приводит не к повышению, а к уменьшению содержания С₅+ в газовой фазе смеси (см. рис. 3.40). Анализируя полученные экспериментальные данные и принимая во внимание результаты других исследователей, авторы пришли к однозначному выводу о том, что добычу из пласта выпавшего конденсата путем испарения в прокачиваемый углеводородный газ любого компонентного состава при давлениях ниже 10-15 МПа можно рассматривать, как правило, только в качестве способа попутного извлечения фракции С₅+ при эксплуатации истощенного пласта в режиме подземного газохранилища.

3.5

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ С ПОМОЩЬЮ РАСТВОРИТЕЛЕЙ

Многие газоконденсатные месторождения характеризуются наличием нефтяной оторочки. Она может быть либо сплошной, подстилающей газоконденсатную область залежи, либо, как правило, разорванной, когда нефть залегает в виде узкого кольца или цепочки фрагментов кольца.

Промышленная значимость оторочки определяется, прежде всего, абсолютным количеством запасов нефти. Однако важными критериями могут быть компактность запасов нефти, эффективная толщина нефтенасыщенной области, глубина залегания оторочки, а также коллекторские свойства пласта в этой области.

Если исследования свидетельствуют о низкой ожидаемой нефтеотдаче в случае разработки оторочки на режиме истощения, то может возникнуть вопрос о применении того или иного метода воздействия на оторочку. Как указывалось выше (см. раздел 1.4), при разработке нефтегазоконденсатной залежи возможно применение методов разработки, основанных на нагнетании в пласт воды для поддержания давления и вытеснения нефти в желательном направлении. Однако нагнетание воды исключается при плохих, как правило, коллекторских свойствах газоконденсатного пласта. Авторы, кроме того, убеждены в том, что применительно к таким сложным объектам, как газоконденсатный пласт, в том числе с нефтяной оторочкой (или тем более поэтому), необходимо соблюдать принцип “не навреди”. Рассматривая какие-либо методы воздействия на такие пласты, целесообразно иметь в виду нагнетание агентов, обладающих физико-химическим сродством с пластовыми углеводородами. Это могут быть либо газы, в первую очередь углеводородной природы, либо растворители.

Исходя из этих представлений, авторы с сотрудниками исследовали возможность применения растворителей для интенсификации добычи нефти при разработке нефтяной оторочки ГКМ.

Маломощная нефтяная оторочка газоконденсатной залежи как объект разработки запасов нефти обладает целым рядом особенностей, отличающих этот объект от нефтяных и газонефтяных залежей. Например, при значительной протяженности в горизонтальной плоскости нефтяные оторочки зачастую имеют мощность, измеряемую немногими десятками и даже единицами метров.

Практика разработки нефтегазоконденсатных залежей на истощение показывает, что при этом не достигаются приемлемые величины нефте- и конденсатоотдачи [10, 26]. Одним из возможных способов повышения нефтеотдачи нефтяных оторочек является метод барьерного заводнения и различные его модификации.

Однако соседство нефтяной оторочки с огромными, как правило, запасами газоконденсатной смеси дает возможность обеспечить комплексный подход к разработке месторождения углеводородов как единой системы. Даже если иметь в виду только возможность использования ресурсов газоконденсатной зоны при разработке нефтяной оторочки - одно это обстоятельство позволяет по-новому взглянуть на возможность выбора способов разработки, обеспечивающих повышенную по сравнению с разработкой на истощение степень извлечения запасов нефти.

Экспериментальные и аналитические исследования ВНИИГАЗа наметили направление, в котором, по-видимому, целесообразно продвигаться в ближайшие годы при проектировании разработки нефтяных оторочек ГКМ. Это применение растворителей, которые могут быть получены на сырьевой базе газоконденсатной зоны, для осуществления процесса вытеснения нефти нефтяной зоны.

Преимущества вытеснения нефти растворителями - особенно возможность получения высоких коэффициентов извлечения запасов нефти -широко известны [4, 12]. Специфика организации процесса подобного рода на нефтегазоконденсатном месторождении состоит в том, что имеется достаточно широкий выбор агентов-растворителей, что обеспечивает многовариантность при технико-экономическом анализе перспектив разработки месторождения в целом и нефтяной оторочки в частности.

Цель публикации настоящих материалов - обобщение накопленного авторами опыта при изучении вопросов разработки нефтяных оторочек ГКМ с закачкой растворителей.

Предполагается, что вошедшие в работу материалы будут полезны при проектировании разработки нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей, близких по строению и геолого-промысловым характеристикам к фи-липповской залежи Оренбургского газоконденсатного месторождения.

3.5.1

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ, ГАЗОМ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ И ОБОГАЩЕННЫМ ГАЗОМ

При вытеснении нефти водой или равновесным с нефтью газом (газом газовой шапки) капиллярные силы препятствуют снижению нефтенасыщен-ности за фронтом вытеснения ниже 25-50 %. В отдельных случаях остаточная нефтенасыщенность может быть даже несколько большей.

Процесс вытеснения нефти растворителями характеризуется отсутствием четких границ раздела фаз и практическим отсутствием капиллярных сил в зоне вытеснения, что обеспечивает почти полное вытеснение нефти при закачке определенного объема растворителя. Интересно сопоставить результаты опытов [26] по вытеснению нефти газом при наличии и в отсутствие капиллярных сил на границе вытесняющего флюида и нефти. В первом случае на моделях пласта длиной 6 и 37,5 м получены близкие коэффициенты нефтеотдачи (0,49 и 0,52) до начала повышения газового фактора; конечные коэффициенты нефтеотдачи получены одинаковыми (0,67). Во втором случае на моделях пласта длиной 7 и 37,5 м соответствующие коэффициенты составили 0,675 и 0,82 до начала повышения газового фактора и 0,875 и 0,95 к концу процесса вытеснения.

Отсутствие капиллярного давления в процессе вытеснения нефти растворителями не только дает возможность получать высокие коэффициенты извлечения нефти, но и проектировать закачку растворителей в низкопроницаемые нефтенасыщенные коллекторы, не принимающие воду из-за образования высокодисперсных водонефтяных смесей, которые создают большие гидравлические сопротивления капиллярной природы [26].

В большинстве случаев для вытеснения нефти в качестве растворителей используются сжиженные нефтяные газы, состоящие из так называемых промежуточных углеводородов (этан, пропан, бутаны, пентаны, гексаны). Обычно в пластовых условиях это жидкости, полностью смешивающиеся с нефтью.

При вытеснении нефти газообразными (в пластовых условиях) агентами различают два основных варианта процесса.

Первый из них, обычно называемый процессом вытеснения газом высокого давления, характеризуется тем, что в процессе массообмена преобладает переход промежуточных компонентов из жидкой фазы в газовую. Этот вариант процесса дает хорошие результаты при высоких давлениях нагнетания (порядка 25,0-45,0 МПа).

Во втором варианте процесса в массообмене преобладает переход промежуточных компонентов из газовой фазы в жидкую. Он реализуется п ри закачке в пласт жирного природного газа или газа, искусственно обогащенного промежуточными компонентами, и протекает при более низких давлениях, чем при использовании сухого газа.

Чем меньше в пластовой нефти и в закачиваемом газе промежуточных компонентов, тем большее давление требуется для смешиваемости газа и нефти без фазовых границ раздела. Экспериментальные исследования газонефтяной смеси позволяют построить фазовую тройную диаграмму, на которой система углеводородов представлена состоящей из фракций С₁, С₂ - С₆, С₇+ или С₁, С₂ - С₄; С₅+ и т.п.

Построенная для определенного давления при данной пластовой температуре диаграмма дает возможность выделить область смешиваемости системы по содержанию промежуточных компонентов. На рис. 3.41 приведена фазовая тройная диаграмма для одной из нефтей при давлениях 20,6; 24,0; 27,5 МПа. Касательные КМ, K₁M₁, K₂M₂ разграничивают зоны смешиваемости и несмешиваемости.

При вытеснении нефти газом высокого давления или газом, обогащенным промежуточными углеводородами, процесс идет без границ фазового раздела, за счет образования переходной зоны с плавным изменением свойств от свойств нефти до свойств закачиваемого агента.

Опыты с газами различного состава подтверждают, что увеличение содержания промежуточных компонентов в закачиваемом газе способствует об-

Рис. 3.42. Зависимость конечной нефтеотдачи от увеличения объема легкой нефти, вызванного растворением в ней различных газов [15]:

1 - равновесный газ; 2 - газ сепарации; 3 -конденсатный газ; 4 - смешанный газ; 5 -газ, обогащенный пропаном

Рис. 3.41. Смешиваемость нефти и газа при различных давлениях [15]:

I - двухфазная область; II - область несмешиваемости; III - область смешиваемости

разованию плавной переходной зоны от газа к нефти и обеспечивает повышение нефтеотдачи (рис. 3.41, 3.42).

Перечислим основные факторы, от которых зависит эффективность процесса вытеснения нефти растворителями.

Чем меньше различаются по вязкости пластовая нефть и растворитель, тем меньше размер зоны смеси и тем эффективнее процесс вытеснения нефти растворителем (меньше удельный расход растворителя). Изменение скорости вытеснения в однородном пласте лишь незначительно влияет на изменение основных показателей процесса извлечения нефти из пласта. Повышение степени неоднородности пласта ведет к быстрому возрастанию длины зоны смеси и ухудшению показателей процесса. Однако практика применения растворителей при разработке нефтяных залежей показала, что влияние неоднородности пласта на показатели процесса вытеснения нефти уменьшается при увеличении расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами.

Подобная зависимость наблюдается в однородных пластах, что подтверждается опытами на моделях пласта разной длины [12]. Вследствие того, что на показатели процесса вытеснения нефти растворителями влияет много факторов, учесть вклад каждого из которых чрезвычайно трудно, более или менее точная оценка показателей процесса возможна только после проведения опытно-промышленного эксперимента на участке залежи.

При проектировании процесса вытеснения нефти с помощью растворителей необходимо решать либо задачу выбора состава растворителя для заданных условий вытеснения (пластовых давления и температуры), либо задачу определения необходимых условий вытеснения (давления) при наличии растворителя заданного состава. Кроме того, необходимо обосновать процесс обратного извлечения основной массы закачанного растворителя. В качестве агента, вытесняющего растворитель, используют сжатые углеводородные и неуглеводородные газы или смеси тех и других.

После выбора растворителя и уточнения термодинамических условий, при которых будут осуществлять процесс вытеснения нефти в натурном пласте, необходимо оценить ожидаемую длину зоны смеси “растворитель - нефть”.

Экспериментальные исследования на физической модели пласта длиной 50 м [12] показали, что длина зоны смеси является функцией пройденного фронтом растворителя расстояния и отношения вязкостей нефти и растворителя (рис. 3.43). С достаточной степенью точности эта функциональная зависимость описывается простым уравнением:

L = Cx^a, (3.13)

где x - пройденное расстояние, безразмерная величина в единицах характерного линейного размера (например, радиуса ствола скважины); C, а -коэффициенты, зависящие от соотношения вязкостей нефти и растворителя.

По данным, полученным на физической модели пласта длиной 50 м, для нефтей и растворителей с соотношением вязкостей от 5 до 15, величины С и а можно определить по графикам, приведенным на рис. 3.44.

Пример. Оценим длину зоны смеси при вытеснении на расстоянии 50 м нефти вязкостью 1,7 мПа-с растворителем вязкостью 0,3 мПа-с.

1,7

По рис. 3.44 для отношения вязкостей — = 5,67 находим: C = 52,3; а =

0,3

= 0,113. Отсюда длина зоны смеси равна: 52,3 - A — B - 0,113 = 106 безразмер-

- ⁰¹

ных единиц, или 10,6 м (характерный размер для приведения линейных размеров к безразмерному виду выбран равным 10 см).

Для уменьшения неблагоприятных последствий большого отношения вязкостей нефти и растворителя были предложены технологические приемы, которые позволяют заменить резкую границу между растворителем малой вязкости и нефтью зоной с постепенно изменяющейся вязкостью. Сущность такого рода технологических приемов сводится к тому, что на контакт с нефтью сначала закачивают наиболее близкий к ней по вязкости растворитель, затем следующий растворитель, наиболее близкий по вязкости к закачанному и т.д. в порядке уменьшения вязкости. Экспериментальные исследования

Рис. 3.44. Зависимость коэффициентов С и а от соотношения вязкостей нефти и растворителя ц₀ [12]

показали, что можно эффективно вытеснять нефть растворителем, в 3 р аза менее вязким, чем нефть, если предварительно закачивать в нефтенасыщенную пористую среду небольшие объемы растворителей, каждый из которых отличается по вязкости от контактирующих с ним соседних растворителей, а первый от нефти, не более чем на 25 %. Это - способ создания оторочки растворителя переменной вязкости.

l = W₀ 150 r-

50 - д

J_i_i_i_I

200 300 400 x, =Xjfl₀

Рис. 3.43. Зависимость длины зоны смеси X растворитель — нефть от пройденного фронтом расстояния X для растворителя вязкостью 0,53 мПа-с [12].

l₀ - выбранный характерный размер - радиус ствола скважины (10 см)

100 -

Поскольку от величины отношения вязкостей нефти и растворителя непосредственно зависит длина зоны смеси, т.е. необходимый объем растворителя, выбор растворителя оказывает прямое воздействие на технико-экономические показатели процесса в целом.

При значительном содержании в нефти асфальтосмолистых веществ (АСВ) вытеснение ее легкими растворителями (этаном, пропаном, бутанами, широкой фракцией легких углеводородов) осложняется возможным выпадением АСВ в пласте, что может привести к закупорке поровых каналов.

В таком случае, при наличии в газоконденсатной зоне пласта рассеянной нефти, предлагается закачивать растворитель не на контакт “нефть -газ”, а на определенном расстоянии от него в газоконденсатную зону. Созда-

АСВ, % (массовая доля)

К₉ доли запаса

1,0

0,8 Добьем пор

0,4

Рис. 3.45. Зависимость коэффициента вытеснения K нефти и содержания асфальтосмолистых веществ (АСВ) в продукции от объема V закачки этана (1) и этаноконденсатной смеси (2)

вая условия для продвижения растворителя в сторону газонефтяного контакта, добиваются того, что по мере его продвижения по пласту, в результате контакта с рассеянной нефтью, образуется зона смеси повышенной молекулярной массы и вязкости. Как показали эксперименты (рис. 3.45), выполненные во ВНИИГАЗе, вытеснение нефти оторочкой такого растворителя более эффективно, чем чистым легким растворителем [49].

3.5.2

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ

Основным показателем, определяющим эффективность применяемого метода разработки, является коэффициент извлечения, представляющий собой отношение количества добытой нефти к геологическим ее запасам в разрабатываемой оторочке (участке). При разработке с использованием процесса вытеснения коэффициент извлечения (K_n) может быть представлен как произведение коэффициента вытеснения (п) на коэффициент охвата р:

Kn = п-р.

КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ

Коэффициент вытеснения представляет собой отношение объема вытесненного углеводорода к его начальному объему в зоне пласта, охваченной вытеснением. При вытеснении нефти в условиях неограниченной смесимости с растворителем коэффициент вытеснения может достигать 100 %. Достоверные сведения о величине коэффициента вытеснения получают в результате экспериментальных исследований с реальными углеводородными смесями на моделях пористых сред [9, 27, 28].

По данным экспериментальных исследований строится зависимость изменения насыщенности р порового объема модели пласта вытесняющим агентом от безразмерного объема закачки V = V/V_L (рис. 3.46), где V- объем по-n(V) = n* + f [1 - S(V)]dV.

(3.14)

Рис. 3.46. Изменение коэффициента вытеснения в зависимости от безразмерного объема закачки при различной длине образца

рового пространства всей модели; V_L - объем порового пространства модели при x = L. До прорыва растворителя_ коэффициент вытеснения n = V , в момент прорыва П* = V*.

Коэффициент вытеснения к любому моменту времени после прорыва растворителя определяется численным интегрированием кривой р( V ) по формуле

Общий характер кривых n(V) и n* (V) указывает, что коэффициент вытеснения взаиморастворимых жидкостей различной вязкости существенно зависит от размера образца пористой среды и от соотношения вязкостей

V 0 = V р ^/ V н •

Данные экспериментов [12] показали, что для того, чтобы ошибка в определении n* не превышала 5 % (по отношению к максимальному значению), следует пользоваться моделями примерно следующей длины:

L > 4 м при Vo = 1;

L > 20 м при v₀ = 2,5;

L > 30 м при v₀ = 5.

Объем закачки до полного вытеснения V _n=1 также зависит от длины модели. Анализ зависимостей коэффициента _вытеснения до прорыва (n*) и объема нагнетания до полного вытеснения ( V _n=1) показывает, что с увеличением длины образца n*_5озрастает, а V _n=1 уменьшается. Однако полной стабилизации кривых n*( V ) и V _n=1 даже на длине L = 50 м не наблюдается. В промысловых условиях расстояния между скважинами обычно больше 50 м. Поэтому в однородном пласте значения коэффициента n* будут выше, а значения V _n=1 ниже величин, полученных в ходе экспериментов.

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА

Коэффициент охвата пласта определяется отношением объема порового пространства, охваченного вытеснением, к полному объему порового пространства разрабатываемой оторочки (участка).

Коэффициент охвата зависит от объема закачанного вытесняющего флюида, расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин, начального положения водонефтяного и газонефтяного контакта, характера и степени неоднородности коллекторских свойств пласта. В первом приближении коэффициент охвата (р) может быть представлен как п роизведение коэффициентов охвата по разрезу (р₁) и по площади (р₂) пласта.

Первый из них представляет долю пласта, охваченную процессом вытеснения, при условии, что ряды скважин заменяются галереями.

Рис. 3.47. Зависимость коэффициента охвата по площади в₂ от коэффициента подвижности М при прорыве жидкости для регулярной пятиточечной системы (по Крейгу)

Рис. 3.48. Зависимость конечной нефтеотдачи от объема закачанного вытесняющего агента (по Заксу):

1 - закачка воды; 2 - закачка пропана и газа; 3 - последовательная закачка пропана, газа и воды; 4 - прорыв

Коэффициент площадного охвата (р₂) учитывает дополнительные потери нефти, связанные с образованием застойных зон, и зависит от принятой схемы расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин и от коэффициента подвижности:

M = (3.15)

^кн • Ь в

где к, и к_н - фазовые проницаемости вытесняющего агента и нефти соответственно; Ьв ^и Ь_н - вязкости вытесняющего агента и нефти соответственно.

На рис. 3.47 показаны значения коэффициента охвата по площади, полученные разными исследователями для элемента пятиточечной системы [28]. Следует отметить, что в большинстве случаев удовлетворительное соответствие получается при коэффициенте подвижности M < 1. Однако

при M > 1 обнаруживается большое расхождение между приведенными данными. На рис. 3.47 приведены четыре кривые при M > 1. Эти кривые отвеча-

Рис. 3.49. Коэффициент охвата по площади Р_охв в скошенной четырехточечной системе.

У_выт - вытесняемый объем, равный объему закачанной жидкости, деленному на произведение объема пор элемента и коэффициента вытеснения

	(
*$100* 2 .
§¦	90
8- а	80
&	70
ВО X о CQl	60 1

0,1 1,0 10 м

Рис. 3.50. Зависимость Р_охв по площади при прорыве от коэффициента подвижности М для:

V--rf

а - регулярного лобового рядного заводнения пр и L/2o = 1; • - регулярной шахматной рядной системы при L/2o = 1; в - нормальной (1) и обращенной (2) пятиточечной системы; „ - регулярной нормальной семиточечной системы; д - регулярной обращенной семиточечной системы

ют различным данным, полученным экспериментально в указанном интервале изменения коэффициента подвижности. Замеренные значения коэффициента р₂ по площади при прорыве для M = 3, например, лежат в диапазоне 0,52^0,66.

Несмотря на чрезвычайно высокую степень вытеснения нефти из пор, в которых движется растворитель (пропан), нефтеотдача, как это видно из рис. 3.48, обычно бывает почти такая же, как и при вытеснении нефти водой. Объясняется это тем, что, хотя вытесняющая способность воды намного ниже, чем у пропана, коэффициент охвата пласта при вытеснении нефти водой выше, чем при вытеснении пропаном [28].

Для определения коэффициента охвата по площади можно использовать графики (рис. 3.49-3.52) для различных площадных систем заводнения, приведенных в работе [28].

Коэффициент охвата по разрезу пласта в значительной степени определяется характером и степенью неоднородности коллектора. Очевидно, что пласт-коллектор может быть неоднороден по всем важнейшим свойствам, таким как проницаемость, пористость, содержание связанной воды, распределение размера пор, свойства насыщающих пласт флюидов и т.п. Наиболее важный из этих параметров - проницаемость.

Неоднородность пласта по проницаемости обычно описывается с помощью вероятностного распределения. Распределение задается плотностью распределения:

da = f(k)dk, (3.16)

Рис. 3.52. Зависимость |З_охв для различных систем заводнения от L/2o при коэффициенте подвижности М = 1:

Рис. 3.51. Зависимость |З_охв от коэффициента подвижности М для девятиточечной системы при разных вытесняемых объемах У_выт

1 - лобовое линейное рядное заводнение по Маскету; шахматное рядное заводнение: 2 -по Маскету; 3 - по Пратсу

Q 2    ^{1    1
   1    1    1    1
   1    1}_I_

’ 0 0,8 1,6 2,4 3,2 L/2o

где f(k) - плотность распределения; da - доля пласта, имеющего проницаемость в интервале [k, k + dk].

Плотность распределения удовлетворяет нормировочному соотношению

^kmax

/ f (k)dk = 1, (3.17)

^kmin

где k_min, k_max - минимальное и максимальное значения проницаемости.

Функция плотности распределения может быть задана как в аналитической, так и в табличной форме. Существуют различные виды распределений, применяемых для описания неоднородности пласта по проницаемости, и способы восстановления распределения по геологическим данным [27, 28, 30]. При оценке коэффициента охвата предпочтительно использовать то же распределение проницаемости, которое было использовано при подсчете запасов для данного месторождения. Важными количественными характеристиками распределения проницаемости являются: математическое ожидание ( k ), среднеквадратичное отклонение (а) и вариация проницаемости (V):

^kmax

k = f k • f (k)dk; (3.18)

^kmin

k_max

a² = f (k-k )² • f (k)dk ; (3.19)

k_min

V = а/k. (3.20)

При расчетах коэффициента охвата пласт аппроксимируется полосооб

разной залежью (рис. 3.53) и разбивается на расчетные фрагменты прямолинейными галереями.

Рис. 3.53. Пример аппроксимации нефтяной оторочки.

Штриховкой обозначены непроницаемые границы

Для учета невертикальности газонефтяного и водонефтяного контактов пласт разбивается на M равных по толщине пропластков.

Каждый пропласток разбивается еще на N пропластков различной проницаемости, что позволяет учесть неоднородность коллектора (рис. 3.54).

Таким образом, расчет проводится по M х N гидродинамически не связанным трубкам тока.

Проницаемость пропластков задается в соответствии с вероятностным законом распределения проницаемости, построенным по данным исследования кернов.

В каждой трубке тока предполагается поршневое вытеснение нефти, характеризующееся соответствующей каждому агенту остаточной нефтена-сыщенностью за фронтом вытеснения, где нефть предполагается неподвижной. За фронтом вытеснения вводится фазовая проницаемость для вытесняющего агента в соответствии с остаточной нефтенасыщенностью (рис. 3.55). S' = f - n (n - коэффициент вытеснения, зависящий от свойств агента).

При вытеснении с ограниченным смешиванием необходимо учитывать растворение вытесняющего агента в остаточной нефти за фронтом вытеснения:

AM = Ах • S’ • 0 • K_p • F, (3.21)

где AM - масса растворенного агента в элементе длины Ах пропластка; F -площадь поперечного сечения пропластка; K_p - коэффициент растворимости; 0 - пористость.

Для оценки изменения остаточной нефтенасыщенности в результате растворения агента в нефти в первом приближении предполагается, что плотность нефти при этом остается постоянной:

Рис. 3.54. Схема расчета вытеснения нефти:

ABCD - нагнетательная галерея; EFG - эксплуатационная галерея; ВСН и OMN - начальное и текущее положение контакта агента и нефти. В = L_max - расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями; Ь_н - начальная координата фронта вытеснения; k_m - проницаемость пропластка

Рис. 3.55. Схема расчета движения флюидов в каждом пропластке:

m = 1, 2, M; n = 1, 2, N; р_н, р₀, р_х - давление нагнетания, отбора и на фронте вы тес-нения соответственно; В - расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями;

x^m _n - начальная координата фронта вытеснения; x_{m n} - текущая координата фронта вы тес-нения; k_m - проницаемость пропластка; f₀, f₁ - относительные фазовые проницаемости агента; р_а, р_н - плотности агента и нефти; ц_а, ц_н - вязкости агента и нефти; k_р - коэффициент растворимости агента в нефти; S* - остаточная нефтенасыщенность с учетом растворения агента

S * = S'(1 + Kp/р н

(3.22)

Объем вытесняющего агента, растворяющегося в единицу времени п р и единичной площади поперечного сечения пропластка, в указанных предположениях равен

(3.23)

у: = x -a-S'-0-K_p

где x - скорость продвижения фронта вытеснения в данном пропластке.

Поскольку при жестком режиме фильтрации плотности флюидов (р_н и р_а) принимаются постоянными, используя формулы (3.23) несложно получить соотношения между скоростью продвижения фронта вытеснения ( X) и скоростями фильтрации нефти (У_н) и вытесняющего агента (V_a):

у_: - у: = X -0 1-s

У_н = X-0(1 - S').

Или, что то же:

(3.24)

(3.25)

X =

( - S Г

Ун = А - У а, •0(1-S').

где A = (1-S')

Для скоростей фильтрации в линейном случае справедливы соотноше

ния

?н ^- Px

(3.26)

V =-2_

^у a

И a

+ Рa • g • sinФ

V = ^kн_

И н

-P 0

(3.27)

+ Р н • g • этф

B - x

где ф - угол наклона пласта.

Исключая неизвестное давление p_x из (3.26), получаем основное уравнение движения:

Pн ^- P0 + Рн • ^B • g • ^sin Ф + (рa ^- Рн ) • g • ^з1пФ • x

(3.28)

Средняя фазовая проницаемость агента в зонах вытеснения газа или воды (0-x°) и нефти (x⁰ - х) вычисляется по формуле

(3.29)

ka =

_Л (1-А) ’

fo + fi

где А = x⁰/x.

Численным интегрированием системы уравнений, задаваемой соотношениями (3.24), (3.25), (3.29), определяем скорости фильтрации флюидов и скорости продвижения фронта вытеснения в каждом пропластке.

Козффициент охвата в₁ определяется как доля первоначально нефтенасыщенной части объема фрагмента, охваченной процессом вытеснения.

Расход вытесняющего агента (Р_ра) и добыча флюидов (Q_a и Р_н) в единицу времени определяются суммированием по всем трубкам тока:

Qpa = F3 •в 2 2 V, m, n/(M • N);

m, n

Qa = F3 в22 V, m,n/(M• N)a_mn;

m, n

Q„ = F3 •в 2 2 V„ m, n /(M • N)(1 -a m, n) ,

m, n

где F₃ - зффективная площадь поперечного сечения дренируемого участка пласта; a_{m n} 1 для пропластков, в которых фронт вытеснения достиг зксплуатацион ной галереи; a_m,_n = 0 - для остальных пропластков; р₂ - площадной козффициент охвата.

Рис. 3.56. Зависимость коэффициента охвата в_охв от вариации проницаемости и соотношения вязкостей и

Необходимый для проведения расчетов при вытеснении нефти с ограниченной растворимостью козффициент растворения либо определяется в предварительных физических зкспериментах, либо рассчитывается по методике [28] с использованием констант равновесия.

При отсутствии геолого-промысловой информации, необходимой для проведения данного расчета, более грубая оценка козффициента охвата по разрезу (в₁) может быть проведена по методу Дикстра и Парсонса. По значению вариации проницаемости и соотношению вязкостей козффициент охвата по разрезу определяется по графику, приведенному на рис. 3.56.

3.5.3

ПРИМЕР РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ

Для примера рассмотрим сводовую пластовую газоконденсатную залежь с нефтяной оторочкой. Принципиальная схема и схематический профиль залежи приведены на рис. 3.57. Глубина залегания продуктивных отложений 1300-1800 м.

Характерные особенности залежи следующие: низкая проницаемость пласта-коллектора; низкая пластовая температура;

сравнительно малая вязкость нефти в пластовых условиях; значительная по объему газовая шапка; сравнительно большие углы падения пласта;

сравнительно малая молекулярная масса пластовой нефти

(« 100 г/моль).

В зоне нефтяной оторочки выбран опытный участок, характеризующийся близкими к средним геолого-промысловыми характеристиками, приведенными в табл. 3.14.

По данным исследования кернового материала, неоднородность нефтенасыщенной зоны пласта характеризуется следующим вероятностным законом распределения проницаемости:

(3.30)

где а = 24,4; b = 2,5; с = 3,5; А_ср = 13,26 • 10 ¹⁵ м².

На рис. 3.60 представлена схема выбранного опытного участка. В соответствии с зтой схемой произведена аппроксимация опытного участка в виде полосообразной залежи с размерами (в м) и положениями внешнего и внутреннего контуров газонефтяного и водонефтяного контактов, указанными на рис. 3.59.

Аппроксимированная залежь (опытный участок) разбивается на фрагменты прямолинейными галереями. При зтом для предотвращения продвижения газа, газовой шапки и воды в нефтяную зону нагнетательные галереи размещены на внешнем контуре ВНК и внутреннем контуре ГНК, а также в центральной части чисто нефтяной зоны; между нагнетательными галереями размещены зксплуатационные. Таким образом, опытный участок разбит на четыре фрагмента (см. рис. 3.59). Запасы нефти I, II, III и IV расчетных

Г еолого-промысловые характеристики опытного участка

Параметр	Размер -ность	Зна- че- ние
Средняя глубина залега	м	1725
ния
Общая толщина	м	20
Эффективная нефтенасы	м	8,3
щенная толщина
Средняя проницаемость	10^-15- м²	13
Пластовая температура	°С	33
Пластовое давление	МПа	20,3
Давление насыщения	МПа	18,5
Вязкость нефти в пласто	мПа • с	1,7
вых условиях
Средняя пористость	%	12
Запасы нефти опытного	тыс. т	2280
участка
Запасы газа газовой шапки	млрд. м³	150
Газонасыщенность нефти	м³/м³	135
Плотность нефти в плас	кг/ м³	740
товых условиях
Абсолютная отметка ГНК	м	1690
Абсолютная отметка ВНК	м	1760

фрагментов составили 0,223; 0,259; 0,259 и 0,259 от запасов опытного участка (которые приняты равными 2280 тыс. т).

Рис. 3.57. Схематический профиль сводовой пластовой газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой:

а - схема контуров залежи; б - разрез за-залежи с нефтяной оторочкой

При выборе растворителя исходим из ассортимента продуктов газохимического комплекса, действующего на базе основной газоконденсатной залежи рассматриваемого гипотетического месторождения, а именно:

широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);

“обогащенный” газ;

этан;

диоксид углерода (С0₂).

Компонентный состав (молярная доля) широкой фракции легких углеводородов следующий:

Итого: 100 %

В пластовых условиях (?_пл = 33 °С и р_пл = 20 МПа) данная углеводородная смесь (ШФЛУ) представляет собой жидкость, практически неограниченно смешивающуюся с нефтью, чем достигается достаточно высокий коэффициент вытеснения, принятый равным 0,96.

Плотность ШФЛУ в пластовых условиях определена опытным путем и равна 510 кг/м³.

Если нет возможности определить плотность растворителя опытным путем, можно воспользоваться методикой работы [27].

Рис. 3.58. Схема опытного участка (см. рис. 2.50).

Скважины: 1 - нагнетательные, 2 - эксплуатационные; контур ВНК: 3 - внешний, 4 - внутренний; контур ГНК: 5 - внешний, 6 - внутренний

Рис. 3.59. Аппроксимация опытного участка:

I, II, III, IV - номера расчетных фрагментов; 1, 2, 3, 4, 5 - галереи, аппроксимирующие ряды скважин; скважины: А - нагнетательные, В - эксплуатационные; штриховкой показаны непроницаемые границы

Вязкость ШФЛУ в пластовых условиях определяется либо опытным путем, либо рассчитывается по составу с использованием методики [27]. В нашем случае вязкость ШФЛУ определена в 0,233 мПа • с.

В качестве обогащенного газа предлагается использовать смесь из при-

ТАБЛИЦА 3.15

Компонентный состав обогащенного газа и исходных углеводородных смесей, %

Углеводородная смесь	С1	^ё2	^ё3	С4	С5	С6	^ё5+	СО2	^S	N2	Моле- куляр- ная масса смеси, г/моль
Природный газ	92,0	5,0	2,0	1,0							17,7
Широкая фракция	1,5	2,1	58,6	26,5	9,8	1,5	11,3				51,0
легких углеводоро
дов (ШФЛУ)
Обогащенный газ	61,2	4,0	21,2	9,7	3,3	0,5	3,8				29,0
Контактирующая с	33,8	5,4	3,4	2,0	0,8	0,2	48,2	2,9	3,1	1,2	100
обогащенным газом							0
пластовая нефть
Равновесная газо	71,5	5,0	14,7	6,2	1,4	0,1	1,5	0,4	0,4	0,2	24,5
вая фаза
Равновесная жид	28,27	5,05	26,03	15,85	5,49	1,14	24,05	0,33	0,39	0,03	60,3
кая фаза

ТАБЛИЦА 3.16

Параметры нефти и растворителей, примятые при расчете нефтеотдачи

Параметр	Нефть	Обогащенный газ	Этан	ШФЛУ	СО2
Плотность, кг/м³	740	370	420	510	877
Вязкость, мПа- с	1,7	0,043	0,061	0,233	0,087
Коэффициент вытеснения	-	0,8	0,9	0,96	0,99
Относительная фазовая проницаемость за фронтом вытеснения нефти, доли ед.		0,6	0,9	0,9	1
Коэффициент растворимости, т/м³		0,35

родного газа и широкой фракции легких углеводородов. Компонентный состав обогащенного газа для условий залежи рассчитывался через критические параметры исходных смесей с использованием методики [27]. Количественная оценка фазовых превращений системы “обогащенный газ - нефть” при условиях, близких к смешивающему вытеснению, производилась по методике [28].

В табл. 3.15 представлены компонентные составы обогащенного газа и исходных углеводородных смесей.

Константы равновесия для рассматриваемой системы выбирались из атласа NGAA при доле нефти в системе равной 20 % и р_сх = 70 МПа. Нефть моделировалась гексадексаном.

Расчет равновесного разделения смеси на газовую и жидкую фазы в пластовых условиях производили по уравнениям концентрации методом последовательных приближений.

Плотность, вязкость и молекулярную массу газа и жидкости, которые приведены в табл. 3.16, определяли по методике работы [27].

Коэффициент растворимости закачиваемого обогащенного газа в нефти рассчитывался по формуле

ТАБЛИЦА 3.17 Расчетные значения нефтеотдачи, %

Растворитель	Допрорывная	При газовом факторе 1500 м³/т	При газовом факторе 4500 м³/т
ШФЛУ	22	50	60
Обогащенный газ	17	27	38
СО₂	20	27	42
Этан	18	26	38

У_ .• М.-р VS

жг г 'и н

Кр -, (3.31)

^р n ¦ • M ¦

У - -VS_и

г ^рг

где __жг - количество молей г-го компонента в жидкой фазе объема за фронтом вытеснения растворителя; М_г - молекулярная масса г-го компонента.

Плотность обогащенного газа в пластовых условиях определена по его составу и равна 370 кг/м³; вязкость - 0,043 мПа • с.

Коэффициент вытеснения нефти обогащенным газом принят равным

0,8, что согласуется с экспериментальными данными.

Этан в пластовых условиях представляет собой жидкость плотностью 420 кг/м³ и вязкостью 0,061 мПа^с, практически неограниченно смешивающуюся с нефтью, что позволяет принять достаточно высокий коэффициент вытеснения, равный 0,9.

Диоксид углерода СО₂ в пластовых условиях - жидкость плотностью 877 кг/м³, вязкостью 0,087 мПа • с, неограниченно смешивается с нефтью и обеспечивает практически 100%-ное вытеснение нефти.

Исходные данные - параметры вытеснения и свойства растворителей, описанные выше, сведены в табл. 3.16.

С использованием исходных данных, приведенных в табл. 3.15, 3.16 и на рис. 3.59, по методике, изложенной в предыдущем разделе, произведен расчет коэффициентов охвата, дебитов нефти и растворителя. При этом задавался перепад давления между нагнетательной и эксплуатационной галереями.

Площадной коэффициент охвата принят равным 0,8 для всех рассмотренных растворителей.

Полученные расчетные значения нефтеотдачи, достигаемые при закачке в пласт различных агентов, приведены в табл. 3.17.

Значение конечной нефтеотдачи на естественном режиме разработки оценивается в 10-20 %, а при поддержании пластового давления закачкой воды - в 25-30 %.

Таким образом, приведенные в таблице оценочные величины нефтеотдачи при вытеснении нефти растворителями позволяют надеяться на получение эффекта в повышении нефтеотдачи нефтяной оторочки гипотетической залежи.

Полученные результаты позволяют также рекомендовать проведение опытно-промышленных работ по закачке в пласт таких растворителей, как ШФЛУ, СО₂ и “обогащенный” газ, с целью повышения нефтеотдачи.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ И РЕГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО РАСТВОРИТЕЛЯ

Извлечение жидких углеводородов (нефти, конденсата) из залежи с помощью закачки растворителей как технологический процесс складывается из следующих этапов:

1. Добыча природного газа из залежи.

2. Выделение растворителя из добываемого газа в нужном соотношении компонентов.

3. Подготовка растворителя к транспорту.

4. Транспорт и закачка растворителя в нагнетательные скважины.

5. Прокачка через пласт необходимого количества растворителя до прорыва его вместе с растворенными в нем конденсатом и (или) нефтью к эксплуатационным скважинам.

6. Добыча конденсата и (или) нефти, а также растворителя из скважин, к которым подошел “вал” конденсата (нефти).

В случае необходимости повторной закачки растворителя, извлеченного из скважин, сюда же добавится процесс извлечения компонентов растворителя с последующей подготовкой, транспортировкой и закачкой в пласт.

За исключением первого из перечисленных этапов, все остальные являются специфичными, присущими только процессу разработки газоконденсатной залежи с помощью закачки растворителей.

Основные требования к технологическому оборудованию сводятся к удовлетворению расчетных рабочих значений следующих параметров: производительность установки (по этан-пропановой фракции); степень извлечения компонентов растворителя из продукции; давление и температура продукта на выходе из установки; давление продукта в однофазном жидком состоянии на всасывающих узлах перекачивающего оборудования;

избыточной подпор или кавитационный запас для эффективной эксплуатации перекачивающего оборудования;

производительность и напор, создаваемые одним агрегатом (насосом). Необходимым качеством оборудования является также надежность и простота эксплуатации в широком диапазоне температуры окружающей среды, низкая стоимость оборудования и т.д.

С учетом перечисленных выше требований для осуществления опытнопромышленного процесса предлагается вариант технологической схемы закачки сжиженных углеводородов (этан-пропановой фракции) в пласт (рис. 3.60).

В схеме использованы технологические и технические решения, не требующие для своего осуществления больших капитальных и эксплуатационных затрат.

Для решения задачи выделения этана и этан-пропановой фракции из поступающего на переработку газа может быть использована установка по подготовке газа к транспорту, предложенная лабораторией промысловой обработки газа ВНИИГАЗа [49].

Газ, прошедший первичную сепарацию на сборном пункте, смешивается с циркулирующим конденсатом, охлаждается в теплообменниках 1 и 6 холодом отсепарированного газа, затем в испарителе 2 пропаном и разделяется в

Рис. 3.60. Технологическая схема закачки в пласт и регенерации растворителя

сепараторе 3 на газовую и жидкую части. Выделенный газ нагревается в теплообменнике 1 и после дожатия компрессорами направляется в магистральный газопровод. Холодная жидкость подогревается на насадке сепаратора путем контактного барботажного теплообмена с теплым газом, специально подаваемым в нижнюю часть сепаратора 3. Во избежание замерзания теплообменников 1 и 2 предусмотрена подача метанола.

Состав промежуточных компонентов регулируется степенью обогрева кипятильника 7 и степенью отбора бокового продукта.

Основные параметры технологического процесса выделения промежуточных компонентов приведены в табл. 3.18.

Насыщенный промежуточными компонентами конденсат подается в от-

ТАБЛИЦА 3.18

Основные параметры процесса выделения промежуточных компонентов

Параметр

Размерность

Значение

Давление процесса НТА номинальное Температура испарения хладоагента (для обеспечения точки росы по газу в зимнее время минус 35) Температура в низкотемпературном сепараторе: вер х низ

Кратность циркуляции абсорбента Степень извлечения фракции промежуточных компонентов от потенциала

Доля теплового потока газа, подаваемого в низ сепаратора Часовое количество абсорбента, подаваемого на один блок НТА

Производительность установки по продукту

Тепловая нагрузка на печь деэтанизатора

Потребность в пропановом холоде на все три блока НТА

МПа

°С

литр/нм³ доли ед.

доли ед. м³/ч

тн/ч млн. ккал/ч млн. ккал/ч

5,7 минус 35

минус 28 30 0,4 0,5

0,3

парную колонну 4, где под высоким давлением в присутствии водяного пара происходит выделение легких фракций заданного состава в качестве бокового погона.

Смесь промежуточных компонентов (С₂, С₂-С₃) отбирается в газообразном виде, сжимается в воздушных холодильниках 5 и подается в ресивер 8 (емкость для отбора продукта) при давлении p = 4,0 МПа.

Из ресивера, который одновременно является подпорной емкостью, сжиженные углеводороды центробежными насосами 9 перекачиваются в систему трубопровод - холодильник - вторая подпорная (промежуточная) емкость 8. Вторая подпорная емкость размещается у скважин, предназначенных под закачку растворителя.

На начальной стадии закачки растворителя, когда давление на устье нагнетательных скважин будет равняться примерно 10-20 МПа, процесс поддерживают с помощью плунжерных насосов 10, нормальную работу которых обеспечит вторая подпорная емкость.

Для снижения пульсации и погрешности при измерении расхода растворителя в транспортной линии при работе насосов предусмотрен компенсатор 11 (фильтр).

По мере разработки залежи пластовое давление будет падать и соответственно будет уменьшаться давление на устье скважин, предназначенных для закачки растворителя. При давлении 3,5 МПа и ниже плунжерные насосы отключаются и закачка ведется центробежными насосами. Для компенсации пульсации давления на устье нагнетательных скважин в схеме предусматривается периодическое включение более производительных центробежных насосов.

Для того, чтобы поток продвигался по системе без пульсацй, установлены элементы КИП (12-16). Для смеси, направляемой на деэтанизацию, служит накопитель емкости 17.

Таким образом, при осуществлении процесса предлагается комбинированное использование насосов указанных типов. Заполнение транспортной системы растворителем производится высокопроизводительными центробежными насосами, продавка системы (столба газа в эксплуатационной колонне) и начальная стадия закачки производятся с помощью плунжерных насосов. В дальнейшем возможно подключение центробежных насосов.

В схеме могут быть применены насосы двух типов отечественного производства: плунжерные типа ХТ_р и центробежные типа НС, основные технические показатели которых представлены в табл. 3.19.

Поддержание однофазного жидкого состояния растворителя с целью предотвращения прорыва пузырьков газа на всасывающий узел насоса

ТАБЛИЦА 3.19 Основные технические показатели рекомендуемых насосов

Насос	Тип насоса	Подача, м³/ч	Давление нагнетания, МПа	Напор, м/столба жидкости	Число ступе ней
ХТ_р-4/200	Плунжерный	2-4	22	-	-
ХТ-4/320	“	2-4	32	-	2
^Х Ч - -² 1 ⁰ О	“	2 _-1 6	10	-	-
5НС6Х8	Центробежный	112	-	740	8
5НС5Х8	“	70	-	680	8

должно достигаться регулированием температуры продукта воздушным холодильником и давления в подпорных емкостях, а также теплоизоляцией шлаковатой подпорных емкостей и линии всасывания от окружающей среды (особенно в летнее время).

Скорость закачки растворителя, температура и давление в транспортной системе автоматически контролируются и регулируются блоком КИП.

Предполагаемая технологическая схема может быть применена при осуществлении опытно-промышленного эксперимента с закачкой растворителей на газоконденсатных месторождениях с достаточным содержанием этана и пропана в пластовом газе (не менее 5 % (молярная доля) в расчете на состав продукции в целом).

3.6

ПОВЫШЕНИЕ ОТБОРА УГЛЕВОДОРОДОВ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПОМОЩЬЮ ЗАКАЧКИ НЕРАВНОВЕСНОГО ГАЗА

3.6.1

ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИИ МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ ПЛАСТОВОГО ГАЗА СУХИМ

Конечный этап завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения при давлениях ниже давления р_мк максимальной конденсации пластовой смеси характеризуется резким ухудшением энергетических возможностей пласта. Особенности месторождения, находящегося на этой стадии разработки, как объекта добычи газообразных и жидких углеводородов подробно изучены М. Т. Абасовым, К. С. Басниевым, С.Н. Бузиновым, Ю.В. Зайцевым, Г.А. Зотовым, Г.В. Рассохиным, Г.С. Степановой, Р.М. Тер-Саркисовым, О.Ф. Худяковым, П.Т. Шмыглей и другими исследователями.

Для повышения эффективности разработки месторождения в этих условиях необходимо внедрять методы воздействия, которые учитывают конкретные геолого-промысловые особенности истощенного пласта. Обоснованию методов повышения углеводородоотдачи нефтегазоконденсатных пластов на завершающей стадии и, в частности, на конечном этапе завершающей стадии разработки посвящены работы К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, А.И. Гриценко, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, Р.М. Тер-Саркисова, П.Т. Шмыгли, Дж. Аронофски, У. Блекли и других исследователей.

Методы воздействия на пласт, вне зависимости от этапа разработки месторождения, можно подразделить на две большие группы:

методы локального воздействия, включающие методы интенсификации притока пластовых углеводородов к скважине, методы очистки призабойной зоны, методы изоляции притока пластовых вод и т.п.;

методы площадного воздействия, основанные на нагнетании в пласт различного рода внешних газообразных и жидких агентов.

К методам первой группы относятся создание на забое добывающей скважины предельно низких давлений, вплоть до вакуума, различной мощности взрывы, методы теплового воздействия на забой скважины и т.п. К методам второй группы можно отнести нагнетание воды и газа, в том числе при доразработке остаточных запасов жидких углеводородов пласта после перевода месторождения в режим ПХГ.

Несмотря на значительное количество предложенных и реализуемых методов воздействия на газоконденсатный пласт, подавляющее большинство из них предназначено для использования в условиях, когда пласт еще обладает существенными энергетическими возможностями.

Одним из авторов теоретически и экспериментально обоснованы методы локального и площадного воздействия на пласт, объектом внедрения для которых являются газоконденсатные месторождения на конечном этапе завершающей стадии разработки, с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) р < р_мк. Далее описывается метод нагнетания недонасыщенного газа, обеспечивающий повышение компонентоотдачи пласта в условиях АНПД.

В нефте- и газопромысловой практике широко применяются методы повышения углеводородоотдачи пласта, основанные на вытеснении пластового флюида газообразными и жидкими агентами. Обоснованию этих методов посвящены работы К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, А.И. Гриценко, Т.П.Жузе, С.Н. Закирова, Р.М. Кондрата, И.А. Леонтьева, А.Х. Мирзаджанзаде, В.Н. Николаевского, Г.С. Степановой, Р.М. Тер-Саркисова, П.Т. Шмыгли, П. Мозеса и других исследователей. Истощенный до уровня давлений р_мк газоконденсатный пласт как объект разработки углеводородов обладает такими особенностями, как низкое пластовое давление и двухфазное состояние углеводородной смеси с низкой насыщенностью жидкой фазой ниже уровня гидродинамической подвижности при небольшом содержании жидких углеводородов в газовой фазе, а эксплуатационные скважины такого пласта при значительной их глубине имеют крайне малые забойные давления. Вследствие этого применение конденсированных агентов (жидкостей), обладающих большой массовой плотностью, для вытеснения остаточных углеводородов на истощенных газоконденсатных месторождениях возможно только одновременно с внедрением способа эксплуатации скважин, обеспечивающего их нормальную работу при высоком содержании жидкости в продукции пласта. В то же время применение газообразного агента с той же целью должно быть направлено не просто на вытеснение газовой фазы, а на вовлечение в процесс фильтрации и извлечение из пласта части жидкой углеводородной фазы. В этом случае очевидны преимущества газообразного агента. В качестве нагнетаемого агента можно использовать такие доступные в промысловых условиях газы, как метан (газ сепарации конденсата), азот, двуокись углерода, сероводород. Если сопоставить чистые газы по константам фазового равновесия в рассматриваемых термобарических условиях, то предпочтение следует отдать метану. В табл. 3.20 приведены значения констант фазового равновесия газов в диапазоне давлений схождения систем от 14 до 70 МПа. Наиболее подходящими для испарения в них конденсата являются такие газы, как метан и двуокись углерода. Азот (рис. 3.61) имеет неприемлемо высокие (слабое испарение жидкости), а сероводород неприемлемо низкие (сильная растворимость газа в жидкости) значения констант фазового равновесия.

Поскольку использование двуокиси углерода в качестве нагнетаемого

ТАБЛИЦА 3.20

Константы фазового равновесия газов в условиях истощенного газоконденсатногопласта

Давление,	Темпера		Давление схождения, МПа
МПа	тура, °С	13,7	\| 20,6 \|	27,5	\| 34,3 \|	68,8
3,4	37,8	25	Азот 26,9		24	27
4,1	37,8	18	-	16	22	-
4,8	37,8	-	-	-	18	-
5,5	37,8	-	17,8	-	15	17,5
5,5	60	15	16,3	13,2	19	18,8
3,4	37,8	5,4	Метан 6		5,6	6,9
4,1	37,8	-	-	4,8	5,4	-
4,8	37,8	4	-	-	4,5	-
5,5	37,8	-	4	-	4,2	5,0
5,5	60	3,7	4,4	4,5	4,4	5,5
3,4	37,8	Двуо	жись углерода	3,4
4,1	37,8	-	-	2,8	-	-
4,8	37,8	-	-	2,4	-	-
5,5	37,8	-	-	2,2	-	-
5,5	60	-	-	2,7	-	-
3,4	37,8	С	¦ероводород	1,1
4,1	37,8	-	-	0,95	-	-
4,8	37,8	-	-	0,84	-	-
5,5	37,8	-	-	0,82	-	-
5,5	60	-	-	1,1	-	-

в пласт агента сопряжено с необходимостью осуществления дорогостоящих мероприятий по защите оборудования от коррозии, то в общем случае более предпочтительно, очевидно, воздействие с использованием метана.

Использование сухого углеводородного газа, например перекачиваемого по магистральному газопроводу “Сияние Севера” тюменского газа, имевшего следующий состав на апрель 1988 г.:

Рис. 3.61. Зависимость констант фазового равновесия метана (1) и азота (2) от давления для газоконденсатных смесей с давлением схождения 34,3 МПа при температуре 62 °С

100

-	т/	/5 МПа /I
- /
* tr		25 МПа
		1

Рис. 3.62. Отношение K констант фазового равновесия алканов при 62 и 20 °С в пласте с давлениями 5 и 25 МПа как функция молярной массы М для газоконденсатных смесей с давлением схождения 34,3 МПа

200 М₉ г/моль

Компоненты.......

Содержание (доли), %

Азот

С1

^ё2

^ё3

ёзо-С₄

н-С₄

С5

С6

Сумма

мольные.........

3,483

86,813

6,409

2,208

0,298

0,527

0,261

1 00

массовые........

5,256

75,057

10,483

5,431

0,967

1,721

1 ,085

1 00

в качестве нагнетаемого агента с целью испарения в него пластовых жидких углеводородов и последующего извлечения из пласта, очевидно, могло дать несколько худшие результаты, нежели чистый метан. Однако по совокупности преимуществ (невысокая стоимость, отсутствие необходимости организации производства по выделению чистого метана) этому газу во многих случаях можно отдать предпочтение. Следует отметить, что при типичных температурах газоконденсатных пластов, порядка 60-100 °С, испаряемость фракции С₂₊ в газовую фазу будет существенно значительней, чем при стандартной температуре 20 °С (рис. 3.62). Особенности процесса нормального испарения жидкой углеводородной фазы в условиях истощенного газоконденсатного пласта, в частности такая сторона процесса, как селективность при вытеснении равновесной пластовой газовой фазы нагнетаемым газообразным агентом, требовали экспериментального и аналитического исследования. Представляло научный и практический интерес установление зависимости между объемами закачанного агента и интенсивностью испарения конденсата и образующих его компонентов, определяющей компонентоотдачу пласта при воздействии на него.

3.6.2

ИССЛЕДОВАНИЕ КОМПОНЕНТООТДАЧИ ПЛАСТА

При исследовании процесса вытеснения равновесной пластовой газовой фазы сухим газом в качестве модели газоконденсатной смеси использовали многокомпонентную смесь алкановых углеводородов (табл. 3.21), близкую по своим термодинамическим и физико-химическим параметрам к пластовой смеси исходного состава Вуктыльского НГКМ, а также аналогичные смеси, моделирующие газоконденсатные системы других месторождений.

Эксперименты выполняли в сосудах PVT-соотношений и на физических моделях пласта. Максимальный рабочий объем сосуда 600 см³, параметры использовавшихся моделей пласта приведены в табл. 3.22.

Принципиальная схема экспериментальной установки представлена на рис. 3.63. Коммуникация запорной арматуры позволяет, используя принципиальную схему, видоизменять эту схему в зависимости от конкретных задач эксперимента: можно эксплуатировать только какую-либо одну модель пласта из имеющегося набора, заменять основные модели на другие с необходимыми параметрами или же отключать все модели пласта для проведения эксперимента с использованием сосуда PVT-соотношений. Важнейшим элементом схемы экспериментальной установки является БОТАН, обеспечивающий возможность оперативного контроля состава углеводородной продукции модели пласта или сосуда PVT-соотношений.

В ходе подготовки и проведения эксперимента с газоконденсатной смесью применялись разработанные при участии одного из авторов оригинальные элементы методики, повышающие точность исследований, например:

калибровка загрузочного пресса ИП-6 с оценкой периода релаксации упругих деталей узла;

поправка на испаряемость индивидуальных углеводородов в соответст-

Состав модели пластового газа (мольные доли, %) исходного состава и равновесных фаз

при истощении системы

Компоненты,			Давление, МПа
параметры	35	5,0		3,5	2,0
		газовая фаза	жидкая фаза	газовая фаза	газовая фаза
С1	79,10	83,18	16,23	81,57	78,85
С2	8,80	9,56	6,45	10,06	10,73
С₃	3,90	4,06	6,85	4,61	5,49
изо-С₄	0,60	0,48	1,96	0,68	0,80
н- С₄	1,20	1,10	4,35	1,21	1,66
С5	1,05	0,63	5,92	0,77	1,03
С6	1,26	0,50	10,32	0,58	0,78
С7	1,84	0,40	18,07	0,45	0,57
С9	1,15	0,07	14,01	0,07	0,08
С12	0,64	0,0052	8,90	0,0044	0,0046
^ё17	0,46	0,0001	6,94	0,0001	0,0001
У	100	100	100	100	100
с₅₊	6,4	1,6	64,16	1,86	2,46
м_ё , ^ё5+ ’	115	86,6	-	85,5	85,2
г/моль
КГФ, г/м³	327	58,5	-	67,5	89,4
РШ. ^МПа	30,3	-	-	-	-
5”, %	0	11,4		11	10,5
* При температуре 62 °С. ** Насыщенность системы жидкой фазы (выпавшим конденсатом).

ТАБЛИЦА 3.22

Параметры основных моделей пласта

Параметр	Модель
Параметр	КД-2	КД-5	КД-20
Длина рабочая, см	98,3	500	2000
Диаметр рабочий, см	4,42	2,60	2,85
Объем пор, см³	390	590	3400
Пористость	0,284	0,222	0,260
Проницаемость, 10^-15 м²	10	14,0	30,6
Максимальное рабочее давление, МПа	45	50	50
Максимальная рабочая температура, °С	90	90	90

вии с их молекулярной массой в процессе приготовления фракции С₅₊ весовым способом;

выполнение загрузки газообразных углеводородов (метана) с буферным давлением (42 МПа), при котором температура газа не влияет на коэффициент сжимаемости, и т.д.

В исследованиях использовались как газоконденсатные смеси исходного состава - выше давления начала конденсации, так и равновесные газовые и жидкие фазы, состав которых соответствует условиям истощенной до определенной стадии системы. Приготовление смеси и равновесных фаз осуществлялось, как правило, в сосуде PVT-соотношений, причем параметры приготовленных углеводородных смесей контролировали путем определения давления начала конденсации, зависимости коэффициента сжимаемости и содержания жидкой фазы от давления, а также с помощью хроматографического анализа состава.

Подготовку модели пласта к эксперименту выполняли таким образом,

Рис. 3.63. Схема экспериментальной установки:

1 - пресс ИП-6; 2 - вентиль; 3 - пробоотборник; 4 - баллон с метаном; 5 - манометр образцовый; 6 - сосуд PVT-8; 7 - модели пласта; 8 - хроматограф (БОТАН); 9 - счетчик газовый;

10 - сепаратор

чтобы в зависимости от поставленной задачи, связанной с разработкой основ воздействия на газоконденсатный пласт для повышения компонентоотдачи, располагать моделью газового или газоконденсатного пласта с заданной насыщенностью жидкой углеводородной фазой при заданных составе газовой фазы и термобарических условиях системы. Специальные исследования, выполненные с методической целью, показали, что для получения практически равновесной системы “пористая среда - газоконденсатная смесь” необходимо при изотермобарическом замещении буферного газа (азота, метана) прокачать через модель не менее 10-12 объемов пор смеси заданного состава. Это требование соблюдали во всех соответствующих экспериментах.

Для исследования влияния содержания и типа жидкой углеводородной (в том числе сорбированной) фазы на массообменные процессы при вытеснении одного газа другим подготовку модели пористой среды осуществляли по соответствующей предварительно отработанной методике. В качестве натурных прототипов рассматривались при этом зоны и участки нефтегазоконденсатных, газоконденсатных и газовых пластов, содержащие различное количество углеводородной жидкости - от 50-60 % (зоны вблизи ГНК) до 10-15 % (купольные зоны), а также сорбированные углеводороды в количестве до нескольких процентов объема пор. Насыщенности порядка 50 % объема пор создавали путем вытеснения из пористой среды равновесной жидкой фазы равновесной газовой фазой или метаном, насыщенности в 10-15 % объема пор - путем истощения газоконденсатной системы с ретроградной конденсацией фракции С₂+. Сорбированную фазу формировали вытеснением чистого метана газообразной смесью соответствующего состава с контролем состава системы в пористой среде по балансу количеств поданной и вытесненной смеси, пользуясь данными изменения состава продукции. Для управления исходным объемом сорбированной фазы в каждом конкретном эксперименте пользовались зависимостью между объемом прокачанного сухого газа (метана) и компонентоотдачей образца пористой среды, выделяя расчетным путем вклад сорбированной фазы. Такого рода методика создания модели газового пласта с заданным количеством сорбированного вещества может успешно использоваться только при укомплектованности экспериментальной установки БОТАНом, позволяющим резко повысить точность хроматографического анализа состава многокомпонентных углеводородных смесей.

Процессы фильтрации и взаимовытеснения флюидов на физических моделях пласта осуществляли с соблюдением принципов приближенного моделирования [49]. Аналогично фильтрации взаиморастворимых жидкостей вытеснение газа газом включает следующие элементарные процессы:

фильтрационное движение вытесняемого (перед фронтом) и вытесняющего (за фронтом) газов, в процессе которого происходит закономерное увеличение зоны смеси;

истинное внутрипоровое течение;

действие капиллярных сил на границе раздела фильтрующихся газов и неподвижного выпавшего конденсата;

диффузию компонентов внутри жидкой фазы (конденсата), испарение компонентов в газовую фазу, диффузию испарившихся из жидкой фазы компонентов внутри газовой фазы.

Для подобного комплекса процессов, исходя из уравнений элементарных процессов и использованных в них физических параметров, вывели систему условий подобия модели и натуры:

w^,L

(3.32)

(3.33)

(3.34)

(3.35)

^LP

мод

нат

мод

п_р = в*p| = в*p ;

I I мод I I нат

(3.36)

мод

нат

о		о
p4k	мод	p4k

нат

^tDo		^tDo
_L2	мод	^L2

нат

(3.37)

(3.38)

где w - скорость фильтрации; ^ - вязкость газа; L - длина; k - проницаемость; р - давление; t - время; р - плотность; в* - объемный коэффициент; о - поверхностное натяжение; D_o - коэффициент молекулярной диффузии.

Кроме того, при моделировании требуется соблюдение равенства ряда безразмерных характеристик:

|^к(р) |. |Do_r(k)|,

^1
SK⁽^p^{) |} нат;

^|^D0t⁽^{k) |} нат;

|Do_K(S_K, k)|

(3.39)

(3.40)

(3.41)

| z_r(p) | мод = | z_r(p) | _На_Т;

^| Иг/ И'к ^| мод ^| Цг/ И'к ^| нат, ⁽³.⁴³⁾

(3.42)

где S_K - насыщенность пористой среды конденсатом; г_т - коэффициент сжимаемости газа.

Моделирование ограниченной по толщине части пласта-коллектора дает возможность опустить условие соблюдения значения параметра П_р. Близость свойств модельных и натурных газоконденсатных смесей позволяет не включать в перечень рассчитываемых и параметр п_р.

В экспериментах, осуществляемых не с целью конкретного проектирования, а при разработке метода воздействия на пласт, нет необходимости строгого соблюдения условий подобия модели конкретной натурной залежи. Следует лишь обеспечить такие значения основных из перечисленных критериев подобия, которые являются типичными для рассматриваемого класса натурных объектов (газоконденсатных пластов). Это требование может быть выполнено, если использовать близкие по свойствам к натурным флюиды и физические модели пласта длиной в несколько десятков метров с возможно меньшей проницаемостью пористой среды. Отдельные “элементарные” процессы возможно исследовать на относительно небольших по длине моделях. Набор физических моделей пласта, которым располагали экспериментаторы, позволил провести исследования с соблюдением, когда это требовалось, рассмотренных принципов моделирования. Например, удавалось поддерживать значения важнейшего параметра n_k « 10¹⁶. Это означало, что моделируется участок пласта, например, Вуктыльского месторождения протяженностью 100 м, т.е. заведомо представительный для объекта.

С целью получения исходных экспериментальных данных для разработки методов повышения компонентоотдачи путем прокачки недонасыщенного газа осуществили более двух десятков экспериментов, большинство из которых -на физических моделях пласта с различными характеристиками.

Серия предварительных экспериментов была проведена на модели истощенной газоконденсатной залежи без пористой среды - в сосуде PVT-соотношений. Исследовалась зависимость компонентоотдачи от давления истощения и объема прокачанного сухого газа при изобарическом вытеснении пластовой равновесной газовой фазы. В процессе каждого эксперимента производили последовательно изобарический выпуск части равновесной газовой фазы и ввод сухого газа в эквивалентном объеме с последующим тщательным перемешиванием содержимого сосуда PVT-соотношений и отстоем. В процессе выпуска делали анализы состава отбираемого газа. На рис. 3.643.70 приведены основные результаты экспериментов этой серии.

Приведенные графики позволяют получить представление о динамике параметров продукции истощенной газоконденсатной залежи, разрабатываемой на режиме истощения до определенного давления, на которую затем воздействуют путем прокачки недонасыщенного (по отношению к фракции С₂₊) газа. В области давлений максимальной конденсации пластовой смеси при давлениях примерно 5-6 МПа “продукция” сосуда PVT-соотношений содержит минимальное количество фракции С₅₊, если сопоставить процессы при 5, 3,5 и 2 МПа (см. рис. 3.69). В то же время относительная испаряемость ранее выпавшего конденсата в прокачиваемый газ существенно значительней, чем при меньших давлениях (см. рис. 3.66). По мере уменьшения давления, при котором производится прокачка газа, содержание фракции С₃₊

Cl, % C₂; C₃; С4, %

0 12 3 4 V₉ объем nop

Рис. 3.64. Динамика содержания C₄ (1), C₂ (2), C₃ (3), C₄ (4) в равновесной газовой фазе при прокачке сухого газа (метана) через истощенный до давления р сосуд PVT-соотношений при

Т = 62 °С:

1, 2, 3, 4 - р = 5 МПа; 1, 2, 3 , 4' - р = 3,5 МПа; 1" , 2", 3" , 4" - р = 2 МПа

(пропана, бутанов, С₅₊) в продукции увеличивается, а метана и этана уменьшается (см. рис. 3.69, 3.64).

Примечательно, что количество промежуточных компонентов, этана, пропана, бутанов, в совокупности не зависит практически от давления и определяется только объемами сухого газа, который прокачан через систему на данный момент времени (см. рис. 3.67). Слабее, чем для С₅₊, зависит от давления и молекулярная масса извлекаемой фракции промежуточных углеводородов (см. рис. 3.68). Поскольку плотность извлекаемой из сосуда PVT-соотношений газовой смеси пропорциональна давлению, то удельный коэффициент извлечения жидкой фазы на один объем пор прокачанного газа при давлении 5 МПа существенно выше, чем при меньших давлениях (см. рис. 3.70).

Полученные в ходе экспериментов на сосуде PVT-соотношений результаты послужили основой для составления программы соответствующих экспериментальных исследований с использованием физических моделей пласта, содержащих пористую среду. Предусматривалось изучить особенности процесса компонентоотдачи газоконденсатного пласта, истощенного до давлений, соответствующих области максимальной конденсации смеси и нормального испарения жидкой углеводородной фазы, при изобарическом вытеснении равновесной газовой фазы недонасыщенным компонентами С₂₊ газом. С целью изучения влияния количества жидкой углеводородной фазы на выход индивидуальных углеводородов программа исследований включала эксперименты

Рис. 3.65. Динамика извлечения фракций С₂_₄ и С₅₊ при прокачке сухого газа (метана) при Т = 62 °С через вуктыльский пласт, истощенный до 5 МПа (а), 3,5 МПа (•) и 2 МПа (в)

Mr Mr

2-4 » ^5+>

с_м.% с₅*%

г/моль г/моль

- 20		100-
	л\.	-
- 10	^ \—Q₊~~	50-
- 0	1 1 L. ll«	._i_

Cj4) % С₅₊,% 20

' 4	\ ^Mc_s+	100
3		-
- 2>		50-
1	-	-
- 0	С₂-4 I I .......... I*"»-» !¦ • 1-	1 0

М_с,.

*-2-4»% Г/МОЛЬ

Г100

М_с М_с

^с2-4» ^L5tl

г/моль г/моль

/00

М_с

С₅₊, % г/моль

		4
/к	¹ fc₅₊
	^С 2-4	2-
...1_1-	— С 2-4

4 V, объем пор

на моделях пласта, различающихся содержанием жидкости. Предусматривалось также исследовать влияние температуры на динамику извлечения компонентов пластовой смеси. Значительное внимание предполагалось уделить определению зависимости длины переходной зоны от пройденного расстояния при вытеснении равновесной газовой фазы сухим газом, что представляет практический интерес в связи с оценкой требуемого объема нагнетаемого в пласт газа и прогнозированием состава добываемой углеводородной смеси.

Рис. 3.66. Динамика извлечения жидкой (нестабильной) фазы при изобарической прокачке сухого газа (метана) через истощенный до давления р сосуд PVT-соотношений, Т = 62 °С:

1 - р = 5 МПа; 2 - р = 3,5 МПа; 3 - р = 2 МПа; пунктиром обозначено содержание в системе жидкой фазы; сплошными линиями - коэффициент извлечения жидкой фазы за счет испарения

Подготовка моделей углеводородных смесей осуществлялась в сосуде PVT-соотношений. После загрузки всех индивидуальных компонентов С₂₊ из пробоотборников (с помощью пресса ИП-6), а метана из контейнера-поджимки в расчетных количествах смесь перемешивали и определяли коэффициент сжимаемости смеси при комнатной температуре и заданной температуре эксперимента. Получаемый график зависимости коэффициента сжимаемости смеси от давления давал возможность производить балансовые расчеты при передавливании смеси в модель пласта и при проведении процессов вытеснения смеси из модели.

Рис. 3.68. График изменения молярной массы фракций С_2-4 и С₅₊ к моменту изобарической прокачки 1 и 5 объемов пор сухого газа через модель истощенной газоконденсатной залежи (сосуд PVT-соотношений, Т = 62 °С)

Рис. 3.67. Кривые выхода фракции С_2-4 в составе газовой фазы при вытеснении сухим газом (метаном) равновесной пластовой газовой фазы истощенного до давления р вуктыльского пласта (эксперименты на сосуде PVT-соотношений, Т = 62 °С):

1 - р = 5 МПа; 2 - р = 3,5 МПа; 3 - р = = 2 МПа

С₅₊, %

Рис. 3.69. Кривые выхода фракции С₅₊ в составе газовой фазы при прокачке сухого газа через истощенный пласт (сосуд PVT-соотношений, Т = 62 °С):

1 - р = 5 МПа; 2 - р = 3,5 МПа; 3 - р = = 2 МПа

о -1-1-1-1-

Рис. 3.70. График изменения коэффициента извлечения жидкой углеводородной фазы при изобарической прокачке сухого газа (метана) через истощенный до давления 5; 3,5; 2 МПа (сосуд PVT-соотношений, Т = б2 °С). Штриховой линией дан коэффициент K в пересчете на один объем пор при р = 5 МПа

1 2 3 4 5 р, МПа

На физической модели пласта длиной 1 м был выполнен эксперимент при давлении 5 МПа и температуре 62 °С по моделированию процесса воздействия сухим газом на газоконденсатный пласт, характеризующийся высокой насыщенностью пористой среды жидкой углеводородной фазой (около 50 % объема пор). Проницаемость пористой среды модели равнялась

1,4*10¹⁴ м², пористость - 0,222; подобные условия типичны для частично истощенного газоконденсатного пласта и области максимальной конденсации пластовой смеси.

Результаты этого эксперимента были использованы для отработки элементов методики исследований на моделях пласта длиной 5 и 20 м.

Методикой экспериментов на моделях пласта длиной 5 м предусматривалось на первом этапе создание истощенного до 5 МПа газоконденсатного “пласта” с заданной насыщенностью жидкой углеводородной фазой, которая составляла в отдельных экспериментах от 1,9 до 48 % объема пор.

Высокая (48 %) исходная насыщенность жидкой фазой достигалась путем вытеснения равновесной “пластовой” жидкой углеводородной фазы равновесной “пластовой” газовой фазой при давлении порядка 5 МПа. “Среднюю” (12,5 % объема пор) насыщенность создавали, моделируя процесс дифференциальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси исходного (до начала разработки) состава. Для оценки насыщенности пористой ср еды жидкой фазой при конечном давлении процесса конденсации (5 МПа) производили параллельный опыт на сосуде PVT-соотношений, а затем вводили поправку на сорбцию углеводородов пористой средой по результатам ранее выполненных специальных исследований. Так, при температуре 62 °С исследовавшаяся газоконденсатная смесь характеризовалась при давлении 5 МПа насыщенностью жидкой фазой в сосуде PVT-соотношений в 11,5 % объема системы, а в модели пласта в - 12,5 % объема пор.

Низкие исходные насыщенности (1,9-2 % объема пор) пористой среды жидкой фазой при давлении 5 МПа создавали за счет сорбции углеводородов породой при прокачке “равновесной” газовой фазы исходного состава через модель пласта. Величину насыщенности пористой среды жидкой углеводородной фазой (ЖУФ) в этом случае оценивали по данным покомпонентного расчета материального баланса распределения углеводородного вещества между равновесной газовой фазой - “продукцией” модели пласта и сорбированной в модели пласта частью смеси.

Модель пласта, подготовленная к основному эксперименту таким образом, представляла собой истощенную газоконденсатную систему, характеризовавшуюся заданным содержанием ЖУФ (1,9; 2,0; 12,5; 48 % об ъема пор), давлением 5 МПа и температурой либо 20, либо 62 °С.

Основной этап эксперимента состоял в моделировании процесса вытеснения пластовой углеводородной смеси при заданном давлении (5 МПа) и температуре (20 или 62 °С) нагнетаемым агентом. В качестве нагнетаемого агента использовали сухой углеводородный газ - метан. Использование чистого по компонентному составу метана обеспечило в процессе экспер имента надежность хроматографического контроля динамики извлечения углеводородов, содержавшихся в модели пласта до начала воздействия.

Некоторые результаты изучения углеводородоотдачи модели пласта в процессе воздействия путем изобарической прокачки сухого газа представлены на рис. 3.71, 3.72. На этих рисунках сгруппированы графики изменения некоторых параметров продукции на стадии истощения модели пласта (I) и на стадии прокачки газа (II). Естественно, что на стадии истощения средний конденсатогазовый фактор (КГФ) и молекулярные массы продукции в целом и фракции С₅₊ в том числе существенно выше, нежели на последующей стадии прокачки газа. Однако большой интерес представляют результаты, характеризующие динамику извлечения этана, бутанов, фракции С₂_₄ и С₅₊ (см. рис. 3.71). Чем выше молекулярная масса извлекаемого компонента, тем большее количество газа требуется прокачать через модель пласта, чтобы прекратился процесс извлечения этого компонента. Так, содержание этана снижается до 0,1 % после прокачки 1,6 объема пор газа, а нормального бутана _ только после прокачки 2,5 объемов пор. В то же время содержание стабильной части углеводородной продукции _ фракции С₅₊ _ мало изменяется в течение длительного этапа процесса прокачки газа; даже после прокачки

Cl С₂;С₂-4 ^н~С₄

Мцрод » г/моль

100

		/ ¹	и
- 20	- 2


*- 10 0*	*- 1* L о	I»,— 1 'Ml _ш_af~ ^т

Р пл у 25 МПа

Рис. 3.72. Динамика истощения (I ) модели пласта длиной 5 м компонентами С₅₊ и последующего вытеснения (II ) компонентов сухим газом: коэффициенты извлечения пё даны в % от

^С5+

начальных, а пС - ^в

^С5+

% от остаточных (р_пл =

= 5 МПа) запасов С₅+; Т = 62 °С

5 поровых объемов нагнетаемого агента конденсатогазовый фактор продукции лишь на 25-30 % ниже значения этого параметра в начале процесса воздействия. Постепенное возрастание молекулярной массы добываемой ф ракции С₅+ в процессе прокачки газа (на 10 % к моменту закачки 5 поровых объемов по сравнению с началом процесса) свидетельствует о том, что эта фракция за счет испарения в прокачиваемый газ не может быть в принципе полностью извлечена из пласта: наиболее высокомолекулярная часть фракции останется в виде неизвлекаемого остатка даже после бесконечно большого количества прокачанного через пласт газа. Оценка конденсатоотдачи (для фракции С₅+) показала, что к концу разработки модели пласта на режиме истощения (при давлении забрасывания 5 МПа) коэффициент извлечения составил 24 % от начальных запасов фракции С₅+. При прокачке сухого газа коэффициент извлечения С₅+ практически линейно зависит от объема прокачанного газа:

П_С5+ = 3,32V; 0 < V < 4, (3.44)

где V - объем прокачанного сухого газа в объемах пор; п_С5+ - коэффициент извлечения фракции С₅+, в % от начальных запасов этой фракции; при V > > 4 зависимость несколько изменяется и п_С5+ < 3,32 V.

Для оценки влияния содержания ЖУФ в пористой среде на параметры углеводородоотдачи пласта при изобарической прокачке сухого газа была выполнена серия экспериментов на модели пласта длиной 5 м с исходной насыщенностью пористой среды жидкой фазой, существенно меньшей, (порядка 2 % объема пор), чем равновесная насыщенность исследовавшейся газоконденсатной смеси выпавшим конденсатом (12,5 % объема пор). Методика создания такой насыщенности описана выше.

На рис. 3.73 представлены результаты двух соответствующих экспериментов по вытеснению равновесной газовой фазы модели пласта сухим газом (метаном) при температурах 20 и 62 °С. Сравнение рис. 3.73 с рис. 3.71, 3.72 свидетельствует о существенном различии значений всех параметров продукции в случаях вытеснения пластовой смеси сухим газом из пласта, содержащего 12,5 и 2% объема пор ЖУФ. В первом случае более высокими сохраняются в процессе допрорывного вытеснения конденсатогазовый фактор (50-60 г/м¹⁶ по сравнению с 20-25 г/м³), молярная масса продукции

- 100	*_ 2*	_
		*¦Mr* ^С5+
*- 50*	-WAV 1 2	^прод
	1 1 ² 1 1	КГФ_г ^С5+

Рис. 3.73. Зависимость параметров продукции модели пласта длиной 5 м от объема прокачанного сухого газа при давлении 5 МПа:

1 - Т = 20 °С, ^Ж_УФ = 2 % объема по р;

2 - Т = 62 °С, ^Ж_УФ = 1,9 % объема пор

Рис. 3.74. Графики изменения содержания С₄, С₂, С₃, С₄ в равновесной газовой фазе (а), а также некоторых параметров продукции модели пласта (о) при прокачке сухого газа (метана) через модель истощенного до давления p = = 5 МПа вуктыльского пласта:

Т = 62 °С, исходная насыщенность

ЖУФ равна 48 % объема пор

КГФ_г , г/м' ^Cs+

100

^прод> Mq₅₊, г/моль г/моль

12 3

V, газонасыщенные объемы пор

Рис. 3.75. Сравнительная динамика извлечения фракции С₅+ при прокачке сухого газа (метана) через модель истощенного до давления 5 МПа вуктыльского пласта, Т = 62 °С:

⁷моль; II -

относительное содержание фракции С₅+ продукции модели пласта; исходное содержание ЖУФ, % от объма пор: 1 -48; 2 - 12,5; 3 - 1,9

Рис. 3.76. Графики изменения конденсатогазового фактора (КГФ) и молярной массы (м с₅

фракции С₅+ продукции модели пласта длиной 5 м при изобарическом вытеснении сухим газом

(метаном).

Давление р = 5 МПа, 1, 4 - ^Ж_УФ = 2 % объема пор, Т = 20 °С; 2, 5 - ^Ж_УФ = 12,5 % объма пор, Т = 62 °С; 3, 6 - ^Ж_УФ = 48 % объема пор, Т = 62 °С

(20 г/моль по сравнению с 19 г/моль) и фракции С₅₊ (86-87 г/моль по сравнению с 85-86 г/моль). Если конденсатогазовый фактор и молярная масса продукции остаются в первом случае более высокими и после прорыва нагнетаемого сухого газа, то молярная масса фракции С₅₊ во втором случае начинает резко возрастать после прорыва газа. Это объясняется быстрым истощением остаточных запасов легкой части фракции С₅₊ во втором случае. Таким образом, в газоконденсатных пластах с невысоким содержанием ЖУФ (порядка единиц процентов объема пор) прокачка газа, очевидно, нецелесообразна как метод повышения углеводородоотдачи пласта. В то же время в пластах типа продуктивного пласта-коллектора Вуктыльского ГКМ с насы-

С|,% С₂;С₃,% 100

2 F, объем пор

*-—— -10**	с₂ ---------	С,

-5	Сз
-о- о	/v\
	1 ^	6 а_

-I

е₄,%

(W/о с₅₊,%

*й

4 о

100

10 -

	м
{’⁵ 1	5 U
	+
	и
	1
10 ^прод	. 20-
	\ >
• •-
"^Х—- х Д* ^	V/M_C5+
\
-0,5 \
\ /	я
Л⁷
л
. —А~ >ч	ь-Ад—Ь-Л......................-.........................Л_

2 F, объем пор

Рис. 3.77. Графики изменения содержания С₄, С₂, С₃, С₄ (а) и параметров продукции модели пласта длиной 5 м (•) при изобарическом (р = 5 МПа, Т = 62 °С) замещении равновесной газовой фазы на метан.

Исходное содержание ЖУФ равно 1,9 % от объема пор

12 3 4 F,объем nop

С_м,% КГФ_С5+,г/м⁵ M_Cs+, г/моль C₅₊,%

Рис. 3.78. Графики изменения содержания С₄, С₂, С₃, С₄ (а) и параметров продукции модели пласта длиной 5 м (•) при изобарическом (р = 5 МПа, Т = 62 °С) замещении метана на равновесную газовую фазу.

Исходное содержание ЖУФ равно 1,9 % от объема пор

1 2 3 4 5 F, объем nop

Рис. 3.79. Динамика относительного содержания С₄, С₂, С₃, С₄ в равновесной газовой фазе при прокачке сухого газа (метана) через модель истощенного до давления р = 5 МПа Вуктыльского пласта, Т = 62 °С:

I - модель пласта; II - сосуд PVT-соотношений; 1 - метан; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - бутаны; исходная насыщенность ЖУФ равна 48 %

(сплошные линии), 12,5 % (штрих), 1,9 % (пунктир) объема пор

щенностью углеводородным конденсатом в 15-20 % несомненна физическая целесообразность процесса доизвлече-ния выпавшего конденсата путем прокачки сухого газа при давлениях порядка 5 МПа.

Исследования показали, что температура оказывает определенное влияние на эффективность доизвлечения остаточных запасов углеводородов (см. рис. 3.73), однако при значительных объемах прокачки газа влияние температуры уменьшается.

Представленные в графической форме зависимости компонентного состава продукции модели пласта от объема закачанного сухого газа (рис. 3.743.79) дают наглядное представление о процессе углеводородоотдачи по р истой среды, содержащей двухфазную смесь. Особый интерес представляет процесс образования зоны интенсивной двухфазной фильтрации с извлечением значительного количества пластовой жидкой углеводородной фазы при прокачке сухого газа через пласт, содержащий такое количество жидкой углеводородной фазы, которое близко к критической насыщенности (см. рис.

3.74, 3.75, 3.76). О вовлечении в фильтрацию пластовой жидкой углеводородной фазы свидетельствует динамика молярной массы фракции С₅+ в ходе прокачки сухого газа (см. рис. 3.74-3.79). Максимальные значения молярной массы фракции С₅₊ достигают 115 г/моль после прокачки 1,5-2 объемов пор сухого газа.

Следует иметь в виду, что в условиях натурного пласта требуемые объемы нагнетаемого газа будут существенно меньшими вследствие степенной зависимости длины зоны перемешивания при взаимовытеснении флюидов от пройденного фронтом вытеснения расстояния. Однако из-за значительной неоднородности и трещиноватости натурного пласта-коллектора этот эффект будет в сильной степени ухудшен, так что в конечном счете реальная удельная потребность в нагнетаемом агенте будет близка к величинам, использованным при лабораторном моделировании процесса.

По результатам выполненных исследований можно сделать вывод о том, что при разработке ГКМ в области максимальной конденсанции пластовой смеси в качестве нагнетаемого газообразного агента, провоцирующего смещение равновесия в сторону жидкой фазы и позволяющего обеспечить двухфазную фильтрацию пластовой смеси, может быть использован предельно осушенный природный газ (метан с минимальными примесями компонентов С₅₊). Зонами типичного газоконденсатного пласта, наиболее подходящими для воздействия с интенсификацией двухфазной фильтрации, являются приконтурные, крыльевые участки пласта вблизи нефтяной оторочки месторождения.

Оценка показывает, что благодаря воздействию сухим газом имеется возможность дополнительно извлекать около 10 % (от начальных запасов) жидких пластовых углеводородов зоны, в которой будет реализован процесс прокачки.

3.6.3

ИЗУЧЕНИЕ РАЗМЕРОВ ЗОНЫ СМЕСИ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ ГАЗА ГАЗОМ

Процесс вытеснения одного газа другим в пористой среде сопровождается образованием зоны смеси этих газов. При реализации на газоконденсатном месторождении технологии воздействия на пласт путем нагнетания газа, отличающегося по составу от равновесной в пластовых условиях газовой фазы, необходима предварительная оценка длины зоны смеси, а также получение аналитической зависимости длины зоны смеси от пройденного фронтом расстояния. Такого рода информация позволит рассчитать ожидаемые технико-экономические показатели при реализации технологии и определить эффективность процесса вытеснения пластовой газовой фазы нагнетаемым агентом.

Результаты экспериментального изучения закономерностей образования зоны смеси при взаимовытеснении смешивающихся флюидов, в частности, при вытеснении газа газом в пористой среде, также представляют теоретический интерес. Этой проблеме посвящены работы С.Н. Бузинова, Ю.П. Желтова, В.Н. Николаевского, М.А. Пешкина, Г.П. Цыбульского, Э. Ма-ерса, К. Марле, Г. Спозито и др. [21, 33], однако из-за сложности механизма переноса вещества в нерегулярных структурах вопрос о теоретическом определении коэффициентов дисперсии примеси до сих пор остается открытым. Даже в простейших случаях медленной фильтрации несжимаемых не-сорбируемых флюидов до конца не ясно, как влияет сама пористая среда на эффективные коэффициенты диффузии. Считается, что коэффициент извилистости ^ порового пространства достаточно точно связывает коэффициенты диффузии в объеме D_м и в пористой среде (Д_эф):

Б_эф = mD_M/^, (3.45)

где m - пористость.

Однако вычисление величины ^ как параметра реальной пористой среды на практике неосуществимо из-за крайней неупорядоченности структуры порового пространства.

Часто при обработке результатов экспериментов принимают значение

D/D Рис. 3.80. Зависимость коэффициента переме-

^м шивания D от параметра 6-v/D_M (по Блэку

эллу):

1 - теоретическая кривая; 2 - кривые, построенные по экспериментальным данным; 6 -средний размер частиц пористой среды, м; v - средняя скорость фильтрации, м-с^-1; D_м -коэффициент молекулярной диффузии, м²-с^-1

^ — 1,7, полученное теоретическим путем для упорядоченных структур (например, упаковок сфе р ических твердых частиц) из гидродинамической модели массопереноса вещества в пористой среде. Но при малых ско-2 2 0 1 2 3 ростях фильтрации, соизмеримых со

10' 10" 10' 10 10 10 10 скоростями молекулярной диффузии

(когда практически нет конвективного перемешивания), коэффициент извилистости ^ следует определять по формуле 3.45 из диффузионной модели.

В общем случае массоперенос вещества в реальных пористых средах определяют четыре основных процесса:

процесс фильтрации, характеризуемый скоростью фильтрации v; его движущей силой является перепад давления;

молекулярная диффузия компонентов в поровом пространстве пласта-коллектора, характеризуемая коэффициентом диффузии D^ движущей силой процесса является разность концентраций; рассматривая поток вещества через элемент пористого пласта при описании механизма молекулярной диффузии, пользуются понятиями так называемой эффективной диффузии и коэффициента эффективной диффузии (3.45);

перемешивание вещества в движущемся потоке, или дисперсия; при достаточно высоких скоростях фильтрации, по данным, например, Р. Блэкуэлла и В.Н. Николаевского, коэффициент дисперсии зависит от скорости фильтрации v (рис. 3.80);

сорбция компонентов смеси, характеризуемая, с одной стороны, изотермой сорбции di = f(C_i) (C_i - концентрация i-го компонента в газовой фазе, отнесенная к объему пористой среды, моль/м³; a_t - количество сорбированного вещества при концентрации C_i, отнесенное также к объему пористой среды, моль/м³), и, с другой стороны, - кинетическим соотношением, учитывающим скорость фазового перехода “адсорбтив - адсорбат”.

В условиях реального газоконденсатного пласта вдали от забоев скважин скорости фильтрации невелики и имеют порядок величин 10^-6 м/с, а безразмерный параметр Блэкуэлла составляет при этом 6v/D _м < 10^-1, т.е. на практике можно не учитывать явления конвективного перемешивания (см. рис. 3.80) и кинетики сорбционных процессов на фронте вытеснения газа газом.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

Исследования выполнялись автором совместно с В. А. Николаевым применительно к условиям опытного участка Вуктыльского НГКМ, истощенного до давления порядка 5 МПа.

Рис. 3.81. Схема установки:

1 - пресс ИП-6; 2 - вентиль; 3 - пробоотборник; 4 - баллон с метаном; 5 - манометр образцовый; 6 - сосуд PVT; 7 - модель пласта; 8 - хроматограф (БОТАН); 9 - отбор пробы газа при анализе несорбирующихся компонентов; 10 - счетчик газовый; 11 - сепаратор

Схема экспериментальной установки представлена на рис. 3.81. Установка включает сменную модель пласта, а также оборудована отводом для отбора проб газа при анализе на “внешнем” хроматографе несорбирующихся компонентов (не разделяющихся на колонке хроматографа БОТАНа). Эксперименты по оценке длины зоны смеси газ - газ выполняли с применением двух моделей пласта, имеющих следующие параметры:

1	2
5	20
0,222	0,260
14	30,6
1	1,5
0,59	3,40

Номер модели...................................................

Длина, м......................................................................................................................5

Пористость т, доли............................................................................................0,222

Проницаемость ^*10^-14, м²....................................

Размер частиц 6* 10^-5, м.......................................

Объем пор У*10^-3, м³..........................................

Целью выполнения первой серии экспериментов было определение коэффициентов извилистости Ц пористых сред моделей пласта, на которых впоследствии предполагалось провести эксперименты по оценке длины зоны смеси углеводородный газ - метан. Для определения Ц использовались такие слабо сорбирующиеся при низком давлении (порядка 5 МПа) газы, как азот и двуокись углерода. При давлении 5 МПа расчетное значение коэффициента взаимной диффузии этих веществ D_м = 3,0* 10 ⁷ м²/с. Для исключения

зависимости эффективной диффузии от скорости фильтрации v экспери

менты проводили при низких (пластовых) значениях v, при которых выполнялось соотношение

6v/D_м < 10¹. (3.46)

Для определения коэффициентов эффективной диффузии по экспериментальным данным использовали известное решение в безразмерном виде:

^дСi + dC_{ _ D* д²Cj (3 47)

дт + дх VL _дх 2 ^,
(3.⁴⁷⁾

где т, х, C_t - безразмерные время, линейная координата и концентрация; L - длина модели пористой среды с граничными и начальными условиями, соответствующими условиям проведения опытов:

С((0, т) = 1; Q( х, 0) = 0.

Решение (2.47) приводит к соотношению В.Н. Николаевского

?_эф i =-^vL₂-. (3.48)

! / $

8C:

16л

дт

⁷ t=i±0,5

Это соотношение аналогично предложенному Дж. Аронофски

Y =-¹—2 ’

16n(lT%

" дт %

где y = D/vl; I - длина перемешивания.

Соотношение позволяет по углу наклона кривой изменения концентрации компонентов на выходе из модели пласта в зависимости от безразмерного времени определять коэффициенты эффективной диффузии компонентов смеси.

eOaiauiAio aeeaONeQA^aa

Серия экспериментов по вытеснению двуокиси углерода азотом, а также азота двуокисью углерода позволила определить коэффициенты извилистости 1 моделей пористых сред.

Вначале были найдены с использованием описанной выше методики (по углу наклона экспериментальных кривых изменения концентрации одного газа в смеси в процессе вытеснения его другим газом) значения коэффициентов эффективной диффузии. Затем по соотношению (3.45), используя известные значения взаимной молекулярной диффузии несорбирующихся газов (азот - двуокись углерода), получили коэффициенты извилистости 1.

Результаты экспериментов по вытеснению двуокиси углерода азотом и азота двуокисью углерода при давлении 5 МПа представлены ниже.

Эксперименты показали, что при вытеснении двуокиси углерода азотом

и, наоборот, азота двуокисью углерода при одинаковых скоростях фильтрации v « 10⁵ м/с получаются практически одинаковые (с точностью ± 5 %) значения коэффициентов диффузии. Средние их значения для первой модели D = 2,9 -10^-8 м/с и для второй модели D = 3,1-10^-8 м/с. При меньших скоростях фильтрации v & 5х10^-6 м/с те же коэффициенты составляют D = = 2,84 -10^-8 м²/с для первой и D = 3,13 -10^-8 м²/с для второй модели. Таким образом, результаты экспериментов подтверждают независимость коэффициентов эффективной диффузии от скорости фильтрации при выполнении соотношения (3.46).

Представляют интерес полученные с использованием диффузионной модели коэффициенты извилистости пористых сред. Величины 1 оказались существенно большими, чем принимают обычно, исходя из гидродинамической модели: 1 = 2,09 для первой модели пласта и 1 = 1,93 для второй модели пласта.

При выполнении экспериментов по вытеснению углеводородной газообразной смеси сухим газом (метаном) использовались установка и методика, аналогичные описанным выше.

Составы равновесных фаз вуктыльской пластовой углеводородной системы при давлении 5 МПа и исходный состав системы (при давлении 37 МПа) приведены в табл. 3.23. Поскольку в составе равновесной газовой фазы при данных условиях (5 МПа) преобладает метан, а содержание каждого из компонентов фракции С₂₊ в смеси не превышает 10 % (этана -9,56, пропана - 4,06 % и т.д.), влиянием компонентов друг на друга при рассмотрении диффузионных процессов (и использовании коэффициентов диффузии) можно пренебречь [41].

Как и в экспериментах с несорбирующимися газами, вытеснение углеводородного газа сухим (метаном) проводили при скоростях фильтрации, равных 5-10^-6 м/с. Таким образом, и в этом случае влияние кинетики сорбции на форму фронта практически исключалось.

Рассмотрим методику построения изотерм адсорбции из экспериментальных данных по вытеснению сухого газа газовой смесью. Предположим, компонент i смеси газов не сорбируется. Тогда, основываясь на дополнительной информации о коэффициентах молекулярной диффузии данного компонента в смеси и зная свойства пористой среды, можно вычислить коэффициент эффективной диффузии по соотношению (3.45).

Полученная величина О_эф. позволяет построить гипотетическую форму фронта вытеснения в случае несорбируемости компонента (рис. 3.82, кривая

1). В действительности, однако, компонент i сорбируется пористой средой, и поэтому фактически определенная из эксперимента кривая фронта вытеснения (кривая 2) будет смещена вправо и иметь более пологий наклон, зависящий от формы изотермы сорбции. Чтобы определить количество сорбированного вещества, например, при концентрации его в газе C- , достаточно определить заштрихованную площадь между двумя кривыми 1 и 2 (см. рис. 3.82).

ТАБЛИЦА 3.23

Состав вуктыльского пластового газа (молярные доли, %) исходного состава и равновесных фаз системы, истощенной до давления 5 МПа

Углеводород, параметр	Давление, МПа
	37	5
	Система	Газовая фаза	Жидкая фаза
Метан	79,10	83,19	16,23
Этан	8,80	9,56	6,45
Пропан	3,90	4,06	6,85
Изобутан	0,60	0,48	1,96
Бутан	1,20	1,10	4,35
Пентан	1,05	0,63	5,92
Гексан	1,26	0,50	10,32
Гептан	1,84	0,40	18,07
Нонан	1,15	0,07	14,01
Додекан	0,64	0,0052	8,90
Гептадекан	0,46	0,0001	6,94
Сумма	100	100	100
Пентаны плюс высшие Молярная масса пентанов (г/моль) ГКФ (г/м³)	6,40 115 327	1,60 86,6 58,5	64,16 126,4

Аналитическое выражение для (оценки) заштрихованной площади имеет вид

Si $ Ci & = Ci (2 - т 1) + f C_u ()dx - f C2 i (x)dx, (3.49)

$ & ^x' 0 0

где C_u, C₂_i - функции относительной концентрации компонента i на выходе из модели пласта для идеального (в отсутствие адсорбции) и реального случаев соответственно.

Отсюда величина адсорбции i-го компонента а_{ (моль/м³), отнесенная к единице объема пористой среды, равна

^т1 ^т2

a_i(C_i) = C_i(2 -т_t) + f C_Xi(T)dT - f C2_i(T)dT , (3.50)

^{x v ;} 0 0

где величины C_u и C₂_i имеют тот же смысл, что и в уравнении (3.48), но выражены в “абсолютных” значениях (моль/м³).

Многочисленные эксперименты показывают, что форма фронта при малых и больших значениях C сильно деформирована. На рис. 3.82 изображен типичный для углеводородов случай, причем с увеличением размера молекулы компонента смеси соответствующая кривая все заметнее отклоняется от симметричной S-образной кривой для гипотетического случая.

Принципиально возможно изменение формы фронта вытеснения под влиянием кинетики фазового перехода “адсорбтив - адсорбат”. Описанные опыты были повторены при других скоростях фильтрации, еще более низких (—10^_6 м/с), и результаты обеих серий экспериментов совпадали; отсю-

Рис. 3.82. Изменение концентрации С компонента i в выходящей из пористой среды смеси:

1 - компонент i не сорбируется; 2 - компонент i сорбируется пор истой с р едой

Рис. 3.83. Динамика молярной массы продукции при вытеснении метана газовой смесью из модели пласта длиной 5 м (а) и 20 м (б); р = 5 МПа, Т = 20 °С.

Состав газовой смеси, % (молярные доли): С₁ - 83,04; С₂ - 9,48; С₃ - 4,29; изо-С₄ - 0,48;

да можно сделать вывод, что в условиях описанных экспериментов скорость установления адсорбционного равновесия компонентов достаточно велика.

На рис. 3.83, 3.84 представлены экспериментальные графики зон смеси для компонентов С₃, изо-С₄, н-С₄, С₅ по результатам опытов на моделях пласта номер 1 и 2 (см. табл. 3.23). На рис. 3.85 представлены изотермы сорбции компонентов смеси следующего состава (в мольных %) в моделях пористых сред 1 и 2 (см. табл. 3.23): Q - 79,5; С₂ - 9,0; С₃ - 6,0; изо-С₄ - 2,2; н-С₄ - 1,8; С₅ - 1,5.

Из рисунков видно, что изотермы сорбции, особенно наиболее тяжелых компонентов, существенно нелинейны. Резкий подъем вверх изотерм с ростом величины С связан, по-видимому, с началом конденсации компонентов.

На рис. 3.86 изображены зависимости коэффициентов адсорбции

K, = а,(С,)/С.

Рис. 3.84. Относительная длина зоны смеси для компонентов С₃, С₄, С₅ для модели пласта длиной

5 м (а), 20 м (б).

Экспериментальные точки на этом и последующих рисунках не показаны

-		I
j	*1,0*	-
	*0,5*	/ *ч ' //* - *У'²* // уу УУ 1 1
10 С₃, моль/м³ 0		5 л-С_4> моль/м
, моль/м ³	*а₅,* моль/м⁵
. .	*1,0*	. //
V/		¹//
х .	*0,5*	- */У2* ......i I

Рис. 3.85. Изотермы адсорбции компонентов углеводородной смеси:

1 - в модели пористой среды № 1; 2 - в модели пористой среды № 2

а₃, моль/м⁵ 3

1,0

0,5

5 изо-С_4> моль/м⁵О

2,5 С₅, моль/м³

от плотности вещества i в пористой среде (в моль/м²). Видно, что при низких плотностях коэффициент адсорбции не зависит от величины C_i и, следовательно, при этом вполне допустимо линейное приближение Генри.

Значения K⁰ = K_i

коэффициентов адсорбции при низких парциальных

давлениях компонентов изображены на рис. 3.87 в виде зависимости от размера молекулы углеводорода. Однако с ростом плотности сорбируемого компонента величина K_i становится существенно зависящей от величины C_i. Таким образом, соотношение Генри

а(С) = KiCi

далеко не всегда можно использовать в практических расчетах процессов вытеснения.

Как следует из изложенного, угол наклона кривой C_i (см. рис. 3.82) определяется диффузией компонента i и его свойством сорбироваться данной пористой средой. Ясно, что при достаточно больших коэффициентах Генр и K_i и достаточно малых коэффициентах диффузии D_эф. ширина фронта вытеснения будет определяться в первую очередь сорбцией компонентов смеси. Интересно получить критерий подобия, позволяющий определять возможность пренебрежения диффузией компонентов при расчете ширины фронта

При i = 4 верхняя пара получена для няя - для н-С₄

Рис. 3.86. Зависимость коэффициентов адсорбции от молярной концентрации компонентов углеводородной смеси:

/ - в модели пористой среды № 1; 2 - в модели q jq пористой среды № 2 *

изо-С₄, ниж-

Рис. 3.87. Зависимость коэффициента адсорбции Генри при низкой концентрации компонентов углеводородной смеси в пористой среде от порядкового номера алканового углеводорода (К = 0,002, М_{ = = 0,0586).

Верхняя точка каждой пары точек относится к модели пласта < 1, нижняя - к модели пласта < 2.

вытеснения. Из выражения 3.48 следует, что ширина фронта в отсутствие сорбции близка к значению (в безразмерном виде)

а / nD

^Ах * - Ч тг ¦

В том случае, если ширина фронта определяется только сорбцией

(диффузия отсутствует), она равна для линейных изотерм Дт_с = 2a_i /Ci = = 2K_i. Если изотерма нелинейна, в качестве K_t можно брать его среднее значение.

Искомый критерий имеет вид

(3.51)

Если П > 1, то ширина переходной зоны определяется, в первую очередь, сорбцией и при ее оценках диффузией можно пренебречь. Если же П < 1, то диффузия играет определяющую роль в формировании фронта вытеснения. Легко видеть, что выражение 3.51 определяет критическое расстояние L, после прохождения фронтом которого диффузия перестает влиять на его формирование. Это критическое расстояние

(3.52)

Таким образом, на больших расстояниях (L >> Г_кр) ширину фронта можно оценить по выражению

(3.53)

ДL_i = 2Kl.

Наибольшее значение ДГ^ как и наибольшее критическое расстояние Г_кр, имеют наиболее легкие компоненты. Из экспериментальных данных, приведенных в данном разделе, следует, что оценки критического расстояния

(3.52) и ширины зоны смеси (3.53) для газоконденсатных систем наиболее целесообразно проводить по компонентам С₃-С₄. При этом в качестве K_i выбирается некоторое среднее значение, характерное для изотермы сорбции данного компонента.

Известно, что при отсутствии сорбции ширина зоны смеси пропорциональна L (это видно и из выражения для Дт*). В случае сорбируемости примеси при L >> Г_кр ширина зоны смеси пропорциональна L (см. 3.53). При П « 1 показатель степени при L должен находиться в пределах 0,5 < < n < 1. Действительно, обработка результатов экспериментов для моделей пористых сред № 1 и № 2 (см. табл. 3.23) показала, что n ^ 0,7. При этом для модели № 1 (L = 5 м) П = 0,88, для модели № 2 (L = 20 м) П = 1,76, а Т_кр = 6,5 м (расчеты проведены по пропану). При аналогичных условиях в пласте критерий будет принимать большие значения, так как характерные расстояния существенно превышают Т_кр = 6,5 м.

Таким образом, формирование фронта вытеснения в газоконденсатонасыщенных пластах происходит под влиянием двух процессов: диффузии и сорбции. Сорбируемость компонентов пластовой смеси может привести к тому, что фактором, определяющим форму и ширину фронта вытеснения, является сорбция; в этом случае выполняется соотношение П >> 1. В то же время при П ~ 1 ширина фронта зависит от пройденного расстояния как Lⁿ, причем показатель степени п может варьировать в пределах 0,5 < n < 1, что и подтверждают эксперименты.

Использование формулы 3.53 и данных рис. 3.87 позволяет оценить длины зон смеси как для отдельных компонентов вытесняемой пластовой равновесной газовой фазы, так и для этой фазы в целом. Например, для этана, пропана, бутанов, пентанов длины зон смеси составят соответственно: при пройденном фронтом вытеснения расстоянии 500 м около 1,5; 29,6; 57,6; 85,7 м; при пройденном расстоянии 1000 м около 3,1; 59,2; 115,2; 171,4 м. Для пластовой газовой фазы (по фракции С₂₊) соответствующие длины зон смеси будут равны 24,4 и 48,7 м, т.е. составят около 5 % расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами.

Оценка длины зоны смеси по формуле (3.53) дает наименьшие значения этого параметра, которые следует использовать при определении момента начала контроля за прорывом нагнетаемого газа к добывающим скважинам. Учитывая результаты исследований по испаряемости компонентов С₂₊ в прокачиваемый газ, а также существенное отличие ожидаемого коэффициента охвата пласта от единицы, при составлении, например, регламента на закачку сухого газа необходимо предусмотреть соответствующие мероприятия контроля на добывающих скважинах в расчетные периоды времени после начала закачки газа.

3.6.4

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СМЕСИ СУХИМ ГАЗОМ

Развитие методов численного моделирования и современной электронновычислительной техники позволяет эффективно решать реальные задачи многокомпонентной фильтрации.

Математическое описание процессов фильтрации пластовых флюидов сводится к решению краевых задач для системы нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных.

Точные или приближенные аналитические решения этих задач, пригодные для практического использования, можно получить для фильтрационных потоков простой геометрии и при использовании различных упрощающих предположений о механизме процесса. Однако большинство реальных фильтрационных потоков имеют сложную форму и описываются системами нелинейных дифференциальных уравнений, получить аналитическое решение которых невозможно; эти уравнения решаются приближенными численными методами с использованием ЭВМ.

При построении численной модели и алгоритмов используется дискретное представление переменных и дифференциальных операторов уравнений, а также области течения.

Используя допущения о локальном термодинамическом равновесии фаз, справедливости обобщенного закона Дарси, пренебрегая малым влиянием капиллярных, диффузионных сил и гравитацией, изотермическую фильтрацию многокомпонентной смеси можно описать следующей системой дифференциальных уравнений:

div(kh p_i grad p) = — (mkN z_i), i = 1, l,

N = S-Вж. + (1 - S) -Вт-;

(3.54)

M_ж Mj.

S = 1 - Sj..

Уравнения (2.54) являются уравнениями баланса количества каждого из компонентов в дифференциальной форме. Суммируя уравнения для компонентов и заменив последнее уравнением баланса общего количества смеси в случае тонкого горизонтального пласта в пренебрежении вертикальным движением флюида, получаем эквивалентную систему:

div(kh P, grad p) = mh — (Nz,), i = 1, l-1;

div(kh p grad p) = mh^dN, (3.55)

где P = 2 Pi.

Введенные величины связаны дополнительными соотношениями:

z_iK_i

l + v(K, -1)

При описании модели используются следующие обозначения: K_i - константа равновесия i-го компонента; z, - мольная доля i-го компонента в смеси; y_i, x_i - мольные доли i-го компонента в газовой и жидкой фазах; v -мольная доля газовой фазы; р_г, р_ж - плотности газовой и жидкой фаз; ц_г, ^_ж - вязкости газовой и жидкой фаз; k, m - абсолютная проницаемость и пористость пласта; f_T, ^_ж - относительные фазовые проницаемости газовой и жидкой фаз; h - эффективная мощность пласта; М_г, М,_ж - молярные массы газовой и жидкой фаз; М_i - молярная масса i-го компонента; S - насыщенность порового пространства жидкой фазой; N - число молей в единице

объема смеси; р - давление; t - время; l - число компонентов в системе.

Мольная доля газовой фазы определяется следующим образом:

если 2 z_iK_i < 1, то v = 0

i _1

(смесь в однофазном жидком состоянии);

если 2 z, /K_i < 1, то v = 1

i _1

(смесь в однофазном газовом состоянии).

Если условия не выполняются, то v находится в интервале [0 < v < 1] и является единственным корнем уравнения концентраций (3.56).

Искомые функции в рассматриваемой модели - давление и мольные доли компонентов в смеси.

Для построения замкнутой системы уравнений многокомпонентной фильтрации необходимо задать соотношения для плотностей, вязкостей, констант равновесия компонентов и относительных фазовых проницаемостей. Значения р_г, р_ж, ц_г, ц_ж вычисляются по формулам

Рг

мг

7 м_г % м0

# Мж % м_ж⁰

¹ж \Р-1

^ж $ р ⁰ &

Здесь индекс “0” относится к исходному состоянию пластовой системы, X -Х₈ - постоянные.

Используя предложенные B.C. Митлиным и Г.П. Цыбульским математическую модель и программу, один из авторов совместно с Б.В. Макеевым и М.И. Фадеевым выполнил расчеты процесса вытеснения двухфазной газоконденсатной смеси сухим газом, результаты которых были подтверждены описанными в работе экспериментами.

Особенность осуществляемых в соответствии с программой расчетов фазового равновесия состоит в том, что константы равновесия считаются зависящими от давления, температуры и одного параметра состава R, задаваемого в виде

-Ст,

где С_пром и С_тяж - соответственно доли промежуточных и тяжелых компонентов в смеси; d - постоянная величина, определяемая из равенства параметров состава для газовой и жидкой фаз исходной пластовой системы.

Исходной информацией при построении интерполяционных полиномов для констант равновесия являются данные экспериментальных исследований на бомбе PVT-соотношений или результаты расчета парожидкостного равновесия свойств углеводородных многокомпонентных смесей с использованием уравнений состояния Пенга - Робинсона. Рассчитанные значения констант равновесия, плотностей и вязкостей фаз служат основой построения интерполяционных полиномов для K_t, р_г, р_ж, ^_г, ^_ж.

Функции фазовых проницаемостей задаются в двух формах. В первой форме /_г и /_ж зависят только от насыщенностей. Во второй - фазовые проницаемости зависят и от состава пластовой смеси.

Функции фазовых проницаемостей выбирались в следующем виде:

%^Y

S - S

s< s*,

, S„ > S„*;

s„ < s;

s„ - s; i - s; 0,

^/г

где S* и S* - пороги гидродинамической подвижности жидкой и газовой фаз. В первом случае величины S* и S* постоянны. Во втором - зависимость

фазовых проницаемостей от состава учитывается через коэффициент межфазного поверхностного натяжения о, определяемый по формуле

⁽x ^рж у Рг % ^ Мж ^У¹Иг J’

2(P. )i (

i=1 $

о^1/4

где (P_ch)_i - парахор i-го компонента.

Пороги подвижности фаз определялись так, чтобы при о ^ 0 фазовые проницаемости переходили в прямые:

S* _ ^аг^о

S* = S*/3;

Y = а₁ + a₂S*.

Коэффициенты а₁ и а₂ в выражении для S* определяются из экспериментальных исследований по фильтрации углеводородных смесей различного состава.

При решении уравнений фильтрации для пласта, дренируемого системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, необходимо систему уравнений (3.55) переписать с учетом членов источников и стоков, которые заменяют граничные условия на скважинах.

Суммарный дебит или приемистость скважин при отборе или закачке (в k-м уравнении) в единицах массы для эксплуатационных скважин определяется выражением

Q3 _ ~~Q^k~~ , (3.57)

2^Mk^e k i_1

^гд^е Ч = Pk^/e.

Для нагнетательных скважин Qf - заданная величина, где e_k - мольная доля k-го компонента в потоке.

С учетом формулы (3.57) систему (3.55) перепишем в виде

^тэ

div( kh Pk grad p)+ ^ Qk( - (, у - у]) +

¦ =1

*н , , d\Nz_h)

+ ^ Qa⁵(x- ^XJ, У - yf% _ --mh, (3.58)

I=1 $ I dt

k _ 1, l;

div(kh в grad p) + ^ Q/6⁽x - xj, у - у₁^э) +

I=1

+ 2 Qi^H⁵(x - ^хЪ у - yj

(3.59)

— mh,

нн

где w э и w_H - число э ксплуатационных и нагнетательных скважин; xj, у

координаты нагнетательных скважин; xj, у, - координаты э ксплу-

атационных скважин; 6(x, у) - дельта-функция Дирака.

Система (3.58-3.59) в отличие от системы (3.55) содержит (l + 1) уравнение, а (3.59) получено с использованием условия нормировки состава

2 Zk _¹

k _1

Аппроксимируя систему (3.58), (3.59) в узлах прямоугольной равномерной по каждой из координат сетке системой конечно-разностных уравнений, получим:

смеси > z

„n+1 _ „,п+1

рП+1 _ pn+1

ri_1,j r i,j

^pi—1,j ^pi,j

2,j^hi+1/2, j^R i+1/2, j,k ' ~2

(Ax)

+ ^ki- 1/2,j^hi_1/2,j^R г-1/2, k

I Ax)

_pn+1 _ _pn+1 _pn+1 _ _pn+1

n Pi, j+1 P i, j 1 r, _Rn Pi, j _1 P i,I

+ ^ki,j + 1/2^hi,I _1/2^Rz,j+1/2, k 2

(ау)

+ ^ki,I + 1/2^hi,I _1/2^R г,I-1/2, k

^(ау)

At, k = 1,7; (3.60)

n+а1 , , n+а1

pn+^n+1 _ I_pn _Zn

| г i,j i,I,k I I r i,i i,i,k

+ Qⁿ , _ m, h ,

^ i, I, k ^L'J ^L'J

_pn+1/2 _pn+1/2

^pi+1,I ^pi,

_pn+1/2 _ _pn+1/2

+ k h Rn ^Pi _¹.i' ^{p l},i' +

+ ^ki-1/2,j^hi-1/2,j^Ri-1/2,j 2 +

(Ax)

k h R n f'ⁱ+¹,j >'ⁱ,J

^ki+1/2,j^hi+1/2,j^R i+1/2,j 2

(Ax)

+ k h R n ^Pij'+¹^PiI + k h R n ^Pij'_¹^PiI + Qn _

+ ^Ki,j+ 1/2'%j + 1/2^Ri,j + 1/2 2 + i,j_1/2'%j_1/2^Ri,j_ 1/2 , ,l i

^(Ау)

/ At;

, n+ а₂ n+ а1

^NNI pz;^1/2 _ f-) Pb

(3.61)

2m_ijh_ij

n+1/2 _ pn+1/2

n+1/2 _ pn+1/2

i i on ^pi+1,I ^pi,I и t, on ^pi_1,I ^pi,I

^ki+1/2,I^hi+1/2,j^Rz+1/2,j " “2 + ^ki_ 1/2,I^hi_ 1 /2,I^R . 1 ¦ " “2

_¹^/2'^j (Ax)

I Ax)

n+1 n+1

+ k h Rn ^piJ'+¹^piJ' + k h R n ^pi I-¹^piJ

+ ^i,j + 1/2'%j +1 / 2^r i, I+1/2 2 + i,I _1/2'%j _1/2^R i,j _1/2

+ Qⁿ. _

2 i, I

^(Ау)

^(ау)

> n+ а3 , « n+ а2

^N % pn+1 _ j _^N % pn+1/2

p ⁶ у ^J " ^f p ) l., ^p

(3.62)

2m_ijh_ij

At.

L.I

Здесь L, j - нумерация узлов по координатам i и у; k - номер компонента; и - нумерация шагов по времени; Ai, Ау, At - шаги по пространству и по времени; Qlj_:k - дебит закачки (отбора) для k-го компонента в данном узле;

Qtj - суммарный дебит закачки (отбора) в данном узле; а₂ - а₁ = а₃ - а₂ = = 1/2.

Алгоритм решения системы уравнений (3.60)—(3.62) представлен на рис. 3.88 и состоит в следующем. Поле давлений находится из уравнений (3.61), (3.62) методом переменных направлений типа Писмена - Рэчфорда. Для решения возникающих при этом систем линейных уравнений с трехдиагональной матрицей применяется метод прогонки.

Далее явным образом находятся поля концентраций из уравнения (3.60) для компонентов. При расчете фазового равновесия уравнение для определения мольной доли газовой фазы v решается методом Ньютона. Коэффициенты проводимостей в половинных узлах вычисляются на старом временном слое по правилу “против тока”.

Аппроксимация по времени имеет первый порядок точности по At, при

# N % ’

этом величина i — i $ Р I

определялась при помощи аппроксимации вида

Предложенная разностная схема является трехслойной, поэтому для вычислений на первом шаге необходимо применять итерационный алгоритм

либо проводить расчеты на первых шагах с постепенным увеличением дебитов скважин.

Производные по времени на первом шаге аппроксимируются выражениями нулевого порядка точности:

p & At + 0(1),

но погрешности аппроксимации малы, поскольку

малы возмущения начального распределения р и z_k. Данный трехслойный метод первого порядка точности является неявным по давлению и явным по концентрациям, т.е. он условно устойчив по z_k, что на-

Рис. 3.88. Алгоритм расчета процесса вытеснения пластовых флюидов

⁰ 1 0 N % p¹ - p ⁰

0 ii

N % p V k-

0(1);

0 0

Р ^z0

3Nz_k

кладывает определенные ограничения на шаг по времени и характерную величину градиента давления.

Контроль за счетом осуществляется путем проверки условий полного и покомпонентного баланса, а также проверки условия консервативности в каждом узле разностной сетки.

Использование трехслойной разностной схемы позволяет избежать итерационных процессов, что в значительной мере сокращает затраты машинного времени при численном моделировании процессов многокомпонентной фильтрации.

Рассмотрим постановку задачи применительно к условиям конкретного газодобывающего объекта.

С целью доизвлечения углеводородного сырья на текущей стадии разработки Вуктыльского ГКМ было предложено реализовать на опытном участке в районе скважин № 129-195 (зона УКПГ-8) один из методов активного воздействия на газоконденсатный пласт путем закачки недонасыщенной газовой фазы (сухого газа) в условиях аномально низких пластовых давлений. В такой постановке задача предложена впервые ВНИИГАЗом совместно с Се-верНИПИгазом. При этом преследуются две цели.

Во-первых, заменить равновесную пластовую газовую фазу, богатую промежуточными компонентами С₂-С₄, сухим газом (тюменский газ), практически состоящим из метана.

Во-вторых, вовлечь в процесс разработки пластовую жидкую фазу путем испарения находящихся в жидкой фазе углеводородов в прокачиваемую через пласт недонасыщенную газовую фазу, поддерживая при этом энергетическое состояние объекта. В связи с этим во ВНИИГАЗе под руководством автора выполнен комплекс теоретических и экспериментальных исследований по отработке технологических процессов воздействия на пласт Вуктыльского ГКМ в условиях аномально низких пластовых давлений (ниже давления максимальной конденсации пластовых углеводородов).

Фазовая характеристика вуктыльской пластовой смеси на текущий момент разработки месторождения близка к характеристике этой смеси при давлении максимальной конденсации: относительный объем равновесной жидкой фазы составляет 10-15 % от объема порового пространства, содержание компонентов С₅₊ в равновесной газовой фазе не превышает 50 г/м³.

При аналитическом исследовании процесса прокачки сухого газа вук-тыльскую пластовую систему, истощенную до 5 МПа, моделировали многокомпонентной смесью углеводородов с параметрами, близкими к параметрам реальной системы.

Состав сухого газа (вытесняющего агента) в исследованиях принимали соответствующим составу тюменского газа. Приведем составы используемых в расчетах смесей, в мольных долях, %:

Компонент.............. N₂ C₁ C₂ C₃ изо-С₄ h-C₄ Ф₁ Ф₂ Ф₃ Сумма

Система:

пластовая........................3,150 59,16 8,6 4,91 0,93 2,0 4,39 12,46 4,40 100

тюменский газ (газ

закачки)............................0,49 98,89 0,35 0,19 0,03 0,05 100

В расчетах процесса вытеснения пластовых углеводородов сухим газом рассматривались два варианта размещения скважин на опытном участке. В первом варианте предусматривалось бурение трех нагнетательных скважин между двумя галереями действующих эксплуатационных скважин (скв. 127, 158, 195, 151, 150 и 7, 129, 130, 133), расстояние между которыми 700-1000 м. Суммарный дебит нагнетательных скважин в расчетах был принят равным 600 тыс. м³/сут. Расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами 450-1000 м. В расчетах было принято, что опытный участок имеет прямоугольную форму и характеризуется длиной 3800 м при ширине 1 800 м.

Во втором варианте предусматривалось закачку сухого газа производить через скважины 158, 195, 151 с суммарным дебитом 1,5 млн. м³/сут; в качестве добывающих могли быть использованы скважины действующего эксплуатационного фонда (7, 129, 130, 133, 150, 127, 128). Таким образом, этот вариант не требовал дополнительных капитальных вложений в бурение нагнетательных скважин.

Закачка сухого газа позволяет замедлить темп снижения давления в зоне воздействия и обеспечивает достаточно стабильные дебиты добывающих скважин. Значительные расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами позволяют получить приемлемый коэффициент охвата пласта с практически полным вытеснением пластового газа сухим в охваченной вытеснением части пласта.

Для расчета вытеснения пластовой газовой фазы сухим газом использовалась математическая модель двумерной двухфазной многокомпонентной фильтрации, описание которой приведено выше.

Трещиновато-пористый пласт-коллектор Вуктыльского месторождения отличается большими эффективными толщинами и высокой степенью неоднородности как по площади, так и по разрезу продуктивной толщи. В математической модели использовались усредненные данные геолого-промыс-ловых исследований коллекторских свойств пластов опытного участка по закачке газа, представленные СеверНИПИгазом. В расчетах было принято, что пласт неоднороден по проницаемости k = k(x, y) и пористости m = = m(z, y), причем площадная неоднородность задавалась с учетом трещиноватости коллектора. Эффективная мощность пласта выбиралась таким образом, чтобы произведение hm соответствовало среднему значению этой величины, принятой при подсчете запасов газа рассматриваемого участка на осно-

к=12,9 т-0,079 Xs 127

к—15,2 т-0,080

................

к—18,9 т-0,087 _К№158

к—14,9 т-0,100

к-21,4 т—0,108

к-18,2

т-0,106

к-11,8 т—0,093 • ЛЬ 150

к-16,0

т-0,084

к-17,0

т-0,086

к-10,0

т-0,090

к-14,5

®мп

т—0,096

к—21,7 т-0,102

Vs 151 к—17,6 т-0,099 О

к-13,3

т-0,095

к-18,5 т-0,113 _{

к-16,1

>№7

т-0,102

к-15,9 т-0,099 _{

к-15,6

т-0,100

'№129

к—15,7 т-0,098

к—15,0 т-0,099

№130

к-15,7

т-0,099

№133

Ш' Г®ы~гъ

Рис. 3.89. Расчетная сетка для участка закачки сухого газа.

Нагнетательная скважина: 1 - в 1-м варианте расчета; 2 - во 2-м варианте расчета; 3 - эксплуатационная скважина; k - проницаемость, 10^-15 м²; m - пористость, доли объема пор

вании проведенных СеверНИПИгазом геолого-промысловых исследований скважин. Значение эффективной мощности в расчетах принято постоянным и равным 190 м.

Область фильтрации имеет форму прямоугольника с числом узлов по горизонтали 38 и по вертикали 18. Таким образом, расчетная сетка (38x18) включает 684 расчетных узла, расстояние между которыми по обоим направлениям одинаково и равно 100 м. Расчетная сетка и фильтрационные параметры участка приведены на рис. 3.89. На границах области фильтрации задавалось постоянное давление, тем самым учитывалось поддержание давления в залежи за счет внедрения в нее пластовой законтурной воды. В начальный момент времени t₀ в пласте задавалось распределение давления по координатам р = р₀(х, у).

Углеводородная система при заданных исходных термобарических условиях (р₀ = 5 МПа, Т₀ = 62 °С) соответствовала пластовой вуктыльской ГКС при тех же условиях. По результатам расчета процесса дифференциальной конденсации получено значение насыщенности пласта жидкой фазой, равное

11,5 % объема пор. Массовые дебиты эксплуатационных скважин и их размещение в расчетной модели соответствовали реальным условиям опытного участка.

Для двух вариантов расчета были приняты следующие дебиты эксплуатационных скважин:

Номер скважины..................................127 158 195 151 150 7 129 130 133

1-й вариант..............................................- 218 26 257 ----2-й вариант..............................................331 - - - 206 312 564 324 410

Таким образом, фильтрационная задача, при решении которой ставится цель найти распределение давления р(х, у, t) и концентраций компонентов C(x, y, t) в процессе закачки сухого газа, сводится к интегрированию дифференциальных уравнений в частных производных эллиптического типа с использованием интегрально-интерполяционного метода для построения конечно-разностного аналога с учетом начальных и граничных условий.

Результаты математического моделирования процесса вытеснения равновесной пластовой газовой фазы сухим газом применительно к условиям опытного участка Вуктыльского ГКМ при давлении р = 5 МПа и температуре Т = 62 °С представлены на рис. 3.90-3.94. Динамика процесса фильтрации в ходе вытеснения пластовой газовой фазы сухим газом для 1-го и 2-го варианта размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин показана на рис. 3.90, 3.91. На этих рисунках приведены поля концентраций промежуточных углеводородов С₂-С₄ и насыщенностей жидкой фазой порового объема пласта через 3, 6 и 10 лет после начала закачки сухого газа. Из приведенных рисунков видно, что зона “осушки” в первом варианте (с тремя дополнительно пробуренными нагнетательными скважинами) меньше, чем во втором, за счет различного темпа закачки вытесняющего агента. Первые три года распределение фронта вытеснения близко к симметричному. По мере подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам наблюдается изменение изолиний концентраций С₂-С₄, а также насыщенностей жидкой фазы. Однако зон, не охваченных вытеснением, не наблюдается. Практически слияние фронтов вытеснения во втором варианте расчета происходит на 6-й год закачки сухого газа, в первом - несколько позднее. Распределение насыщенности жидкой фазы в ходе закачки сухого газа представлено на рис. 3.90, II (а, •), 3.91, II (а, •).

Из приведенных рисунков видно, что значительное уменьшение объема

Рис. 3.90. Месторождение Вуктыл, участок закачки сухого газа, 1-й вариант расчета:

I - поля концентраций С₂-С₄ через 3 года (а), 6 (•) и 10 (в) лет закачки; II - поля насыщенностей через 6 (а) и 10 (•) лет закачки

жидкой фазы наблюдается вблизи нагнетательных скважин, что говорит об интенсивном массообмене компонентами газовой и жидкой фаз в призабойной зоне этих скважин. При этом в первую очередь испаряются легкие углеводороды из состава жидкой фазы, а именно, С₂-С₄. Содержание углеводородов С₅₊ в пластовой жидкой фазе в значительной мере меняется в призабойной зоне нагнетательных скважин, далее оно практически постоянно по

всей площади, охваченной вытеснением. Таким образом, происходит осушка призабойных зон скважин, через которые поступает в пласт вытесняющий агент вследствие интенсивного испарения промежуточных компонентов, а также фракции С₅₊ в неравновесную газовую фазу, и на определенном расстоянии от зоны закачки пластовый газ вытесняется практически равновесной газовой фазой.

На рис. 3.92, а, б показано изменение состава продукции в ближайших к нагнетательным эксплуатационных скважинах (158 и 129) соответственно в первом и втором варианте расчета по годам закачки сухого газа. Из приведенных графиков видно, что значительное увеличение доли метана, а также снижение содержания компонентов С₂-С₄ в отбираемой продукции скважин происходит через 1,5 года закачки в первом варианте расчета и через 2 года во втором, что говорит о прорыве закачиваемого агента к эксплуатационным скважинам. Прорыв газа закачки к периферийным скважинам происходит значительно позднее и определяется дебитами эксплуатационных скважин, их размещением на опытном участке и неоднородностью коллекторских свойств пласта.

При прокачке сухого газа средний состав продукции добывающих скважин практически не изменяется до момента закачки газа в объеме примерно

1,5 объемов пор зоны воздействия.

Добыча промежуточных (С₂-С₄) и высококипящих (С₅₊) углеводородов по годам эксплуатации добывающих скважин для 1-го и 2-го вариантов расчета в ходе закачки сухого газа показана на рис. 3.95, 3.96. Объемы добычи углеводородов в первом и втором вариантах расчета практически пропорцио-

Рис. 3.91. Месторождение Вуктыл, участок закачки сухого газа, 2-й вариант расчета:

нальны объемам нагнетания вытесняющего агента и изменяются линейно в ходе закачки. Объемы добычи углеводородного сырья определяются, в первую очередь, дебитами самих скважин. Максимальная добыча углеводородов С₂ - С₄ и С₅₊ наблюдается на скв. 129 в обоих вариантах расчета. Минимальные отборы этих углеводородов получены на скв. 195 в первом варианте расчета.

На рис. 3.93, в приведена суммарная добыча промежуточных углеводородов и фракции С₅₊ по годам закачки сухого газа. За десятилетний период добыча углеводородов С₂_₄ составит 2 млн. т в первом варианте и около

1,5 млн. т во втором варианте расчета. Добыча конденсата в первом варианте за этот же период закачки составит 350 тыс. т, а во втором варианте расчета _ 300 тыс. т. Небольшие отличия в суммарной добыче углеводородного сырья в первом и втором варианте расчета за один и тот же период эксплуатации добывающих скважин объясняются разными коэффициентами охвата зоны воздействия. Полнота охвата зоны участка вытеснением к моменту прорыва на все добывающие скважины равна 0,5 во втором варианте и 0,8 в первом варианте расчета.

Закачка сухого газа позволяет продлить период доразработки опытного

Рис. 3.92. Графики изменения концентраций углеводородов С_±, С₂, С₃, С₄, С₂_₄, % (молярная доля) в продукции эксплуатационных скважин по годам закачки сухого газа:

а - 1-й вариант расчета, скв. 158; б - 2-й вариант, скв. 129

участка, сохранить в течение всего периода нагнетания значительные дебиты скважин по газу и по конденсату и существенно увеличить полноту отборов углеводородов из рассматриваемого участка пласта. Результаты математического моделирования процесса вытеснения пластовых углеводородов сухим газом позволяют определить приведенный объем закачки сухого газа на промысле. В условиях реального пласта Вуктыльского ГКМ с учетом коэффициента охвата, определяемого неоднородностью пористой среды по разрезу и по площади, а также размещением сетки эксплуатационных скважин, приведенный объем закачиваемого газа не должен превышать 1,5 объемов пор обрабатываемой зоны.

Результаты аналитического исследования процесса доизвлечения плас-

С_м,тыс. т 400

300

200

С 2-4 , ТЫС. Т

400 300

200

100

-	Скв. 129 У'
	У' ш,
	/ Ултп
	/ /
	/ / ^#^7
-

- /
	195
	Z_1_1_1_

-
	Скв. 129
-	7/133
	/ / 127 .
	/ / 7
^—
	150
_1_	_1_1_1_

9 Годы 1

1 3

9 Годы

Рис. 3.93. Показатели добычи промежуточных углеводородов С₂_₄ по годам эксплуатации скважин в ходе закачки сухого газа:

500

250

-⁵⁺’ ^ тыс.т С

а - 1-й вариант расчета; • - 2-й вариант; в - суммарная добы

ча (сплошная линия- 1-й вариант, штриховая - 2-й вариант)

С₅₊, тыс. т

10^бт

2-4’

- 2
		У ^24

- 1
	1 1 1 1 1

О 2

С₅₊, тыс. т

8 10 Годы

_ Скв. 129 /	75	Скв.129
/ 133		/ %
-	50
-	25	-
¹⁵⁰		--" ^Ш
- \| I ¦ ¦	0	1 1 1 1

9 Годы

9 Годы

Рис. 3.94. Показатели добычи высококипящих углеводородов С₅₊ по годам эксплуатации скважин в

ходе закачки сухого газа:

а - 1-й вариант расчета; • - 2-й вариант

товых углеводородов при закачке сухого газа использованы при оценке технологических и технико-экономических показателей эксплуатации опытного участка Вуктыльского месторождения.

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГЛАВА ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ

§ 13. ПРОЯВЛЕНИЕ УПРУГОГО РЕЖИМА

Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме - это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.

Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например в процессе разработки месторождения с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Упругий режим с точки зрения физики - расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т.е. нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.

С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ и режим пласта изменится - упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.

Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач разработки нефтяных месторождений.

Рис. 52. Схема скважины при исследовании методом восстановления давления:

1 - ролик подъемного устройства; 2 - канат (кабель); 3 - задвижка; 4 - скважина; 5 -глубинный манометр; 6 - пласт

Рис. 53. Кривая восстановления забойного давления, построенная по точкам (1) факти-ческих измерений давления

1. При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.

На основе теории упругого режима создан наиболее известный в практике разработки нефтяных месторождений метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД). Технологически этот метод состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом q до достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой (рис. 52) опускают глубинный манометр, способный регистр и-ровать изменение давления на забое скважины во времени t. В некоторый момент времени, условно принимаемый за начальный (t = 0), закрывают исследуемую скважину. Давление на ее забое р_с начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового р_к (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважинами. В каждой исследуемой скважине давление может восстанавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления р_с = р_с(0, определяют на основе соответствующего решения задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопроводность пласта. На рис. 53 показана типичная фактическая кривая восстановления забойного давления в виде зависимости Рс = PoOgO-

Рис. 54. Кривая понижения давления в прослушиваемой скважине

2. При расчетах перераспределения давления в пласте и соответственно изменения давления на забоях одних скважин в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.

Эти расчеты используют, в частности, для интерпретации данных “гидропрослушивания” пласта, осуществляющегося следующим образом. В момент времени t = 0 производят, например, пуск в работу скв. А с дебитом q_A (рис. 54). На забое остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного давления РсВ = PeB^(t)*

Слева (см. рис. 54) показаны “волны” понижения пластового давления (р₁ < р₂ < р_в), а справа - типичная фактическая кривая понижения давления в прослушиваемой скважине. По скорости и амплитуде понижения давления р_сВ = р_сВ(0 можно оценить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В. Если же в скв. В не происходит изменения давления, т.е. она не прослушивается из скв. А, то считают, что между этими скважинами существует непроницаемый барьер (тектонический сдвиг, участок залегания непроницаемых пород и т.д.). Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для определения охвата пласта воздействием и регулирования его разработки.

3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени поступлении воды в нефтеносную часть из законтурной области месторождения.

Если нефтяное месторождение разрабатывается без воздействия на пласт и это месторождение окружено обширной водоносной областью с достаточно хорошей проницаемостью пород в этой области, то отбор нефти из месторождения и понижение пластового давления в нем вызовут интенсивный приток воды из законтурной в нефтеносную область разрабатываемого пласта.

На рис. 55 показана схема нефтяного месторождения с равномерным расположением скважин, разрабатываемого на естественном режиме. В процессе отбора из пласта вначале нефти, а затем нефти с водой пластовое давление изменится по сравнению с начальным р_к0, которое сохранится в водоносной части на некотором постоянно увеличивающемся удалении от контура нефтеносности. В нижней части этого рисунка показана э п ю р а пластового давления вдоль разреза пласта по линии АА'. Как видно из этой эпюры, вблизи внешнего 1 и внутреннего 2 контуров нефтеносности пластовое давление резко снижается в результате роста фильтрационного сопротивления при совместной фильтрации нефти и воды, а затем плавно изменяется по площади. Вблизи добывающих скважин 3, естественно, возникают воронки депрессии, и забойное давление в скважинах составляет р_с. Построив изобары 5 (линии равного пластового давления), можно определить средневзвешенное пластовое давление р (см. рис. 55), которое в процессе разработки месторождения на естественном режиме будет уменьшаться со временем. Если вблизи контура нефтеносности имеются наблюдательные

Рис. 55. Схема нефтяного месторождения и изменения пластового давления:

1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности; 3 - добывающие скважины; 4 - пьезометрические скважины; 5 -

изобары; 6 - услов

ный контур нефтеносности; 7 - эпюра пластового давления вдоль разреза месторождения по линии АА

(пьезометрические) скважины 4, то замеряют изменение давления на контуре р_кон в этих скважинах, при этом считая, что пьезометрические скважины находятся на некотором условном контуре нефтеносности 6. Таким образом, можно рассматривать изменение во времени средневзвешенного пластового давления р = ф(?) или контурного р_кон = р_кон(0. По отбору жидкости из нефтяной залежи с корректировкой на изменение упругого запаса можно определить изменение во времени отбора воды q _зв из законтурной части пласта. Далее можно приближенно полагать, что темп отбора воды из-за контурной области пласта равен темпу отбора жидкости из нефтяной залежи q_ж = q^t). Пусть, например, на месторождении имеются пьезометрические скважины и по глубинным замерам определено изменение в них давления р_кон = р_кон(0 за некоторый начальный период разработки месторождения At₁.

Фактическое изменение р_кон = р_кон(0 показано на рис. 56, а изменение q _ж = q_ж(0 за начальный период A t₁ и за весь период разработки месторождения - на рис. 57. Естественно, в начальный период At₁ разработки отбор жидкости из месторождений в связи с его разбуриванием и вводом в эксплуатацию скважин возрастает. За этот период и определено фактическое изменение давления на контуре р_кон. При t > t₁ отбор жидкости из месторождения изменяется иначе, чем в начальный период: он сперва стабилизируется, а в поздний период разработки снижается.

Рис. 57. Зависимость ц_ж от времени

1 - фактическое изменение q_ж за период At₁; 2 - возможные варианты изменения q_ж при t > t₁

1 - фактическое (замеренное в пьезометрических скважинах) контурное давление р_кон за период At₁; 2 - возможные варианты изменения р_кон пр и различных q_ж (t > t₁)

Р кон

Рис. 56. Зависимость р_кон от времени

Поэтому просто экстраполировать изменение р_кон(0 по имеющейся зависимости р_кон = р_кон(0 за начальный период разработки At_x нельзя, так как темп отбора жидкости изменится при t > t_x. Изменение р_кон = р_кон(0 прогнозируют на основе решения соответствующих задач теории упругого режима.

4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.

Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного заводнения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтурной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С повышением давления на линии нагнетания приток воды в нефтенасыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода начнет утекать в законтурную область.

При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться решение задачи упругого режима, когда на контуре нагнетательных скважин (рис. 58) задано давление р_кон, а т ре-буется определить расход воды, утекающей в законтурную область пласта.

5. При определении времени, в течение которого в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.

Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с применением внутри-контурного заводнения при однорядной системе разработки. Пусть в какой-то момент времени были остановлены первый и второй ряды

Рис. 58. Схема разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения:

1 - внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности; 3 - добывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины; 5 - контур нагнетательных скважин

нагнетательных скважин, а в момент времени t = 0 их вновь включают в эксплуатацию.

Процессы вытеснения нефти водой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. Поэтому можно считать, что спустя некоторое время после пуска нагнетательных рядов в пласте между добывающим и нагнетательным рядами наступит период медленно меняющегося распределения давления (при постоянстве расходов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из пласта жидкости), т.е. упругий режим закончится и создается почти установившийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима. Задача о перераспределении давления при упругом режиме в прямолинейном пласте между нагнетательной и добывающей галереями и об определении времени наступления установившегося режима решена в гл. II.

Для того чтобы осуществлять расчеты процессов разработки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо прежде всего получить дифференциальное уравнение этого режима, при выводе которого исходят из уравнения неразрывности массы фильтрующегося вещества, которое представим в более развернутом, чем в гл. II, виде:

dt dt

(III.1)

Пористость пласта т, как было отмечено в гл. II, нелинейно зависит от среднего нормального напряжения о. Однако в диапазоне изменения о от доли единицы до 10 МПа зависимость пористости от среднего нормального напряжения можно считать линейной, а именно:

т = т₀ - в_е(о - о₀). (III.2)

Здесь в_с - сжимаемость пористой среды пласта; о₀ - начальное среднее нормальное напряжение.

Используем связь между горным давлением по вертикали о_г, средним нормальным напряжением о и внутрипоровым (пластовым) давлением р, определяемую формулой (II.64).

Из формулы (II.62) следует, что при о_г = const

- = -^. (III.3)

dt dt

Учитывая (III.2) и (III.3), получаем

dm dm до

dt до dt

(III.4)

Плотность фильтрующейся в пласте жидкости в первом приближении линейно зависит от давления р, т.е.

р = P0 [1 + вж(р - Р0)], (III.5)

где в_ж - сжимаемость жидкости; р₀ - плотность жидкости при начальном давлении р₀.

Из (III.5) имеем

dp dp dp dp

— =--= PoP ж—- ^(III.⁶⁾

dt dp dt dt

Используя закон Дарси и считая абсолютную проницаемость k и вязкость жидкости р не зависящими от координаты, имеем —

divpv =--divpgradp. (III.7)

Подставим (III.4), (III.6) и (III.7) в (III.1). В результате по

лучим следующее выражение:

pP_c — + mp₀^ — = - divpgradp. (III.8)

dt dt р

Учитывая незначительную сжимаемость жидкости, в формуле (III.8) можно положить p « p₀. Тогда окончательно получим дифференциальное уравнение упругого режима в следующем виде:

— = Kdlv gradp; к = —;

dt рв

в = в_е + тв_ж. (III.9)

Здесь к и в - соответственно пьезопроводность и упругоемкость пласта (по предложению В.Н. Щелкачева).

Численное компьютерное решение уравнения упругого режима позволяет рассчитывать изменение давления во времени в каждой точке пласта.

В некоторых простых случаях можно использовать точные решения уравнения (III. 9). При грубых оценках возможностей разработки нефтяных месторождений при упругом режиме используют понятие об упругом запасе месторождения, его части или законтурной области. Упругий запас - это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное, предельное, исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения, значение. Упругий запас обычно определяют по формуле линейного закона сжимаемости пласта

ДУ_П/У = рДр; в = вс + твж, (III. 10)

где Д^_п - изменение порового объема при изменении пластового давления на величину Др, т.е. непосредственно упругий запас пласта объемом V.

Пример III. 1. Рассмотрим пример определения упругого запаса нефтяного месторождения. Пусть имеем месторождение, продуктивный пласт которого имеет объем V = 10⁹ м³ = 1 км³. Это - довольно большое месторождение, например длиной 20 км и шириной 5 км. Толщина пласта составляет 10 м. Предположим, что начальное пластовое давление равно 16 МПа, а давление насыщения - 6 МПа. Продуктивный пласт непосредственно за контуром нефтеносности выклинивается, замещаясь практически непроницаемыми породами. Поэтому в нефтеносную часть месторождения из его законтурной области поступает незначительное количество воды. Можно рассчитывать только на упругий запас нефтеносной части месторождения. Вопрос ставится следующим образом: сколько можно добыть жидкости из пласта при снижении пластового давления Д^ на 10 МПа от начального пластового до давления насыщения?

Для ответа на этот вопрос необходимо определить упругий запас нефтяного месторождения с учетом указанных его особенностей. Пусть в = 10^-4 1/МПа.

Тогда согласно (III. 10)

ДУ_П = УвД^ = 10⁹ • 10^-4 • 10 = 10⁶ м³.

Таким образом, можно сказать, что при снижении пластового давления на

10 МПа упругий запас месторождения составляет 1 млн. м⁹.

§ 14. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА КОНТУРЕ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ В ЗАКОНТУРНОЙ ОБЛАСТИ ПЛАСТА

Для разработки месторождения важно знать изменение давления во времени на условном контуре нефтеносности месторождения р_кон = р_кон(0 или средневзвешенного по площади нефтяной залежи пластового давления р. Оно позволяет прогнозировать перевод отдельных групп скважин с фонтанного на механизированные способы эксплуатации, а также определять время, когда пластовое давление снизится до давления насыщения, начнется разгазирование нефти в пласте и возникнет режим растворенного газа, а затем - газонапорный.

Прогнозирование времени перехода месторождения с упругого режима на режимы растворенного газа и газонапорный особенно необходимо при разработке месторождений, где такой переход допускать крайне нежелательно. Так, например, на месторождениях с высоким содержанием парафина в нефти (выше 15-20 %) разгазирование пластовой нефти приведет к существенному изменению ее фазового состояния и выделению парафина в виде твердой фазы (что, в свою очередь, повлечет за собой повышение вязкости нефти и появление у нее неньютоновских свойств), осаждению твердого парафина в пористой среде пласта и в конечном счете к уменьшению нефтеотдачи.

Наконец, известно, что воздействие на разрабатываемые пласты путем заводнения или других методов по ряду причин обычно начинается не в момент ввода месторождения в разработку, а спустя некоторое время (“запаздывает”). Важно знать, в течение какого времени допустимо разрабатывать нефтяное месторождение без воздействия на пласт при упругом режиме, не доводя до возникновения режимов растворенного газа и газонапорного.

Расчет изменения во времени средневзвешенного пластового или контурного давления при геометрически сложной конфигурации контура нефтеносности с учетом реального расположения скважин на месторождении возможен только с использованием численных методов и компьютеров или аналоговых устройств.

Если, например, известен контур выклинивания законтурной водоносной части и месторождения (рис. 59), то всю водоносную область можно разбить на некоторое число ячеек с размерами сторон Д1 и Ду. Перераспределение давления за контуром месторождения, естественно, сильно зависит от параметров в его законтурной части, которые обычно бывают недостаточно точно известны. Обычно для прогнозирования изменения давления на контуре месторождения адаптируют расчетное изменение давления к фактическому, замеренному в начальный период разработки месторождения. Поэтому при расчетах, видимо, не следует стремиться к мельчению ячеек в законтурной области пласта, так как знание параметров этой области является неточным и прогнозирование давления на контуре будет давать удовлетворительные результаты только после адаптации расчетного изменения к фактическому.

В случае конфигурации месторождения, близкой к круговой, можно достаточно точно прогнозировать изменение контурного давления аналитически на основе решения задачи упругого режима о притоке воды из законтурной области пласта к нефтяной залежи, имеющей в плане форму круга радиусом R (рис. 60). Следует отметить, что характер течения воды к нефтяным

Рис. 60. Схема разбиения площади нефтяного месторождения и его законтурной водоносной области на ячейки:

1 - контур вы1клинивания водоносной области месторождения; 2 - ячейка площадью АхАу; 3 - условный контур нефтеносности; 4 - аппроксимация контура нефтеносности

залежам в законтурных областях во многих случаях действительно близок к радиальному, происходящему как бы в залежи круговой формы в плане.

Рис. 59. Схема нефтяного месторождения круговой формы в плане:

1 - условный контур нефтеносности;

2 - аппроксимация контура нефтеносности окружностью радиусом R

Итак, пусть месторождение (см. рис. 60) разрабатывается на естественном режиме, и вследствие сравнительно незначительного упругого запаса энергии в нефтяной залежи будем считать количество отбираемой жидкости из месторождения q_ж(0 равным количеству поступающей воды к нефтяной залежи из законтурной области пласта q_3B(t), т.е. q^t) * q^(t) .

При разработке нефтяных месторождений добыча жидкости q^t) изменяется обычно так, как это показано на рис. 57. Для расчета р_кон(0 будем считать законтурную область неограниченной (R < r < го). Радиальная фильтрация воды в этой области описывается дифференциальным уравнением упругого режима (III.9), которое в рассматриваемом случае принимает следующий вид:

д²р 1 dp¹ —— +-- I

д^p dt

(III.11)

где p(r, t) - давление в точке А с координатой r в законтурной области пласта (см. рис. 60).

Рассмотрим вначале несколько упрощенную задачу упругого режима, для которой начальное и граничное условия записываются следующим образом: p = p„ при t = 0, R < r < »:

q_x = -2n — 0 r —1 = const. (III.12)

V ^dr 2 r=

r = R

Решение этой задачи получают с использованием преобразования давления p(r, t) по Лапласу

р (r, s) = J p(r, t) e^-stdt, (III.13)

где p(r, s) - преобразованное давление; s - параметр преобразования.

В общем виде это решение по Ван Эвердингену и Херсту имеет следующий вид:

р„ - р(р, т) = f (р, т);

2nkh

f (р _т) = 2 7 (1 - e^-u2t )[Ji(u)Yo(up) - Yi(u)Jp(up)]du. (III 14)

’ П u ²[Ji²(u) + Yi²(u)] ’ '

р = r/R; т = Kt/R².

Здесь /₀(мр), J₁(u), У₀(мр), Y(u) - принятые в математических руководствах обозначения функций Бесселя.

Функция Др, т) была рассчитана Ван Эвердингеном и Херстом.

Для расчета изменения во времени давления р_кон(0 необходимо использовать значения этой функции при р = r/R = 1 (рис. 61).

Оказалось, что зависимость f(1, т) от lg(1 + т) можно с необходимой точностью аппроксимировать следующей достаточно простой формулой:

f(1, т) = 0,5[1 - e^-8,77lg(1+^t)] + 1,12lg(1 + т) или

f(1, т) = 0,5[1 - (1 + т)^-3'⁸¹] + 0,487ln(1 + т). (III.15)

Таким образом, для q_ж = const давление р_кон(0 можно рассчитать по формуле, вытекающей из выражений (III. 14) и (III.15):

р_кон(0 = р„ - ^ f (i, т). (III.16)

2nkh

Рис. 61. Зависимость f(1, т) от lg (1 + + ^т):

1 - точное значение функции по Ван Эвердингену и Херсту; 2 - аппроксимация функции формулой (III. 15)

Рис. 62. Зависимость q_3B(X) от X

Однако добыча жидкости в процессе разработки месторождения, естественно, не остается неизменной во времени.

Рассчитать изменение !_кон(^) при переменном во времени Язв = <73.(0 можно с помощью интеграла Дюамеля.

Для получения этого интеграла будем рассматривать q_зв = = Я_зв(т) и считать, что я_зв изменяется со временем не непрерывно, а ступенчато, причем каждая ступенька Aq_зв начинается в момент времени Х_{. Используем два времени: т, исчисляемое с начала разработки месторождения, и X с отдельными моментами времени X_f, соответствующими ступеньками Aq^ = const.

Таким образом, дебит жидкости q_зв будет зависеть теперь уже не от т, а от X_f или просто от X (рис. 62).

В соответствии с формулой (III. 16), изложенными соображениями и рис. 62 можно написать следующее выражение:

и Чзв

Ркон(т) = Р„--^ ^[Чзв0^ (1- Т) +

2nkh о

+Aq3_Bif (1- т - X1) + Aq3,2f (1, т - X2) + ...] =

11 ^q3B

= Р»- — 2Aq3_Bif(1- т - x_s). (iii.17)

2nkh о

Разделим и умножим выражение, стоящее в правой части (III. 17) под знаком суммы, на AX. В результате получим

Ркон(т) = p„ - — i^f (1- т - Xi)AX. (III.18)

2nkh о AX

Перейдем в (III. 18) к пределу, полагая AX ^ 0. Тогда для любого AX (индекс i можно опустить) имеем

Ркон(т) = Р. - i^f (1, т - X)AX =

2nkh о AX

AX ^ 0

_и ^т dq

= Р.--— f-^f (1, т - X)dX. (III.19)

2nkh dX

Интеграл (III.19) и есть интеграл Дюамеля.

При разработке нефтяных месторождений отбор жидкости из пласта изменяется во времени обычно таким образом, что вначале он нарастает в связи с разбуриванием месторождения и увеличением числа эксплуатируемых добывающих скважин, а затем стабилизируется на значительное время и лишь в конце срока разработки снижается.

Однако если учитывать, что приток воды происходит из законтурной области пласта, то снижение поступающего ее объема может начаться раньше, чем произойдет общее уменьшение отбора жидкости из месторождения в конце разработки. Это происходит в связи с переходом на законтурное заводнение пласта, когда часть отбираемой жидкости будет компенсирована закачиваемой в пласт водой.

Учитывая сказанное, схематизируем изменение текущего отбора воды из законтурной области пласта во времени в общем случае следующим образом:

1) я_зв = аХ при 0 < X < Х₁ = т₁;

2) Язв = q зв1 = const при Х1 < X < X, = т,;

3) Язв = q зв1 - аХ при X, < X < X,, = т,,;

4) q _зв = q _зв2 = const при X > X,,. (III.20)

При этом время X, = т, соответствует началу закачки в законтурную область воды. В момент времени Х₁ = т₁ месторождение оказывается полностью разбуренным и отбор воды из законтурной области стабилизируется. В момент т = т, начинают вводить в эксплуатацию нагнетательные скважины в законтурной области и приток из нее воды, затрачиваемой на компенсацию отбираемой жидкости из нефтеносной части месторождения, уменьшается. При этом текущий отбор жидкости, остающийся неизменным, частично компенсируется закачкой воды в пласт и ее притоком из законтурной области. Текущая закачка воды в законтурную область пласта может быть такова, что она не только компенсирует добычу жидкости из нефтяного месторож-

дения, но и приведет в конце концов к росту давления на контуре нефтяного месторождения по сравнению с первоначальным. В момент времени т = т,, вытеснение нефти осуществляется полностью закачиваемой за контур водой, причем часть ее уходит в законтурную область.

Рассмотрим вначале изменение контурного давления р_кон = = р_кон(Л, т) в первом из указанных случаев, т.е. при 0 < X < < A.J. Из (III.20) имеем

_ _а _ const.

Тогда Ркон^(т) _ Р»

-Гf(1, т - X)dX _ q»

2nkh _о

-/^Х

2nkh _о

+ о, 487ln[1 + (т - X)]jdX _

[1 + (т - X)]³

а^

2nkh

о, 5т - о, 5J

_ Р»

J(c);

о [1 + (т - X)]^J I а^

+о, 487^ln[1 + (т - X)]dXj _ p

2nkh

J(c) _ о,5т - о,178

(1 + т)

+ о,487[(1 + т)1п(1 + т) - т].

(III.21)

Чтобы получить изменение р_кон = р_кон(т) при X > Х₁, необходимо из формулы (III.21) вычесть р_кон = р_кон(т) при т > т₁, соответствующее д_зв = аX. В результате получим при т > т₁

J (т) —^а^ J(c - т<)

Ркон^(т) _ Р» ^-

2nkh

а^

2nkh

[J(т) - J(т - т₁)].

(III.22)

Р» ^-

В третьем случае, т.е. при при т > т,, из выражения для р_кон = р_кон(т) по формуле (III.22) необходимо вычесть решение, соответствующее изменению д_зв в третьем случае (III.20). Имеем

P_ко„(т> = P» - — [J(т) - j(t-t,)] -^ J(t-t.). (III.23)

2nkh 2nkh

В четвертом случае при X > т.. получим

Pкон (т) = p„ - [J (т) - J (т - т,)] -

2nkh

-_о₁^ J (t-t. ) - J (t-t.. )]. (III.24)

2nkh

Рассматриваемая задача может ставиться и иным образом. Задают давление р_кон(Х) и определяют q _зв = ^_зв(т).

Применение современных математических методов и вычислительных средств позволяет учесть изменение параметров в законтурной области, ее ограниченность и другие осложняющие факторы.

Вместе с тем не всегда можно и нужно использовать сложные математические методы и вычислительную технику. В ситуациях, требующих получения быстрого ответа, применяют простые, но несколько менее точные расчетные схемы. Так, для приближенного прогнозирования изменения давления р_кон = = р_кон(?) можно считать, что месторождение вводится в разработку в момент времени t = 0 с некоторым постоянным дебитом q._ж. Пусть вязкость нефти близка к вязкости воды, проницаемость и толщина пласта в его нефтенасыщенной части и за пределом условного, среднего контура нефтеносности (рис. 63) одинаковы. За контурное давление р_кон(0 будем условно принимать давление в точке А, расположенной на расстоянии b от оси 1. Для приближенного расчета изменения во времени давления р_кон(0 применим следующий прием: будем считать, что отбор жидкости из всех скважин нефтяного месторождения q_ж заменяется отбором из трех, пяти или другого числа n точечных стоков с дебитом q_iy так что

У‘

.....-

¹ 1

А /

Я ^Ь

Г⁹ -

^г О 1 *

С -¦ ⁹

/ 1

^Х J X

Рис. 63. Схема нефтяного месторождения с тремя точечными стоками:

1 - условный контур нефтеносности

Пусть, например, согласно графику (см. рис. 63)

= q₀ + qi+ q₂.

q* = qo + qi + q2. (iii.26)

Точечный сток q₀ расположен в начале координат, а стоки q_i и q₂ - слева и справа от него на расстояниях соответственно -а и а. Тогда, используя соответствующую формулу гл. II, получаем выражение для приближенного определения изменения давления во времени в любой точке пласта на расстоянии

r = л/>

lx² + у² от начала координат:

4Kt

^qoH

4nkh

Ap(t) = р» - p(t) = -

^qi^

4nkh

^q2^

4nkh

(III.27)

t \2 2 (x + a) + у

4Kt

t \2 2 (x + a) + у

4Kt

Из (III.27) имеем формулу для определения изменения давления в точке А (см. рис. 63).

b² 4Kt

^qo^

4nkh

^AP_K0H^(t) = Р» ^- P_K0H^(t)

(III.28)

4Kt

^(q1 + ^q2^ 4nkh

Рассмотрим примеры расчета контурного давления.

П р и м е р 111.2. Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга (см. рис. 60), окружено обширной водоносной областью, которую можно считать простирающейся до бесконечности. Начальное пластовое давление в нефтяной залежи, как и на его контуре, р» = 20 МПа при r = R = 3-10³ м. Проницаемость пласта в замкнутой водоносной области k = 0,1 мкм², вязкость воды И = 10^-3 Па-с, упругоемкость пласта р = 10^-9 1/Па, толщина водоносного пласта h = 10 м.

Количество воды, поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определим по формуле (III.20). При этом т₁ = 2 года, т, = 4 года, а₁ = а = 0,1368 м³/сут.

Найдем изменение контурного давления в течение первых пяти лет разработки месторождения.

Определим прежде всего пьезопроводность к водоносного пласта. Имеем

10^-

Ир

т = Jf! = ~~^{10 t}~~ = 0,111 -10^-71 = 0,96 - 10^-3t,

R² 9 -10⁶

где t - в сут.

Вычислим не р_1он, а Ар_1он(т) = р» - р„_н(т). При t = 2 года = 730 сут имеем т = 0,96-10^-3-730 = 0,708.

По формуле (III.21)

Ар_К0Н(т) = -^а^J(т); -^а^ = 2,182 -10⁷;

^0Н 2nkh 2nkh

J (т) = 0,5 - 0,7008 - 0,178

1__-

(1 + 0, 7008)^2,81 +0, 487[(1 + 0, 7008) ln1, 7008 - 0, 7008] = 0, 311;

Ap_K0H = 2,182 -10⁷ - 0,311 = 6,78 МПа.

При t = 3 года Ар_1он(т) следует вычислять по формуле (III.22). Имеем

т = 0, 96 -10^-3 -1095 = 1, 051; т₁ = 0, 7008;

Ар_К0Н(т) = -^аИ- [J(т) - J(т-т₁)];

2nkh

. 1 1 J (т) = 0,5 -1,051 - 0,17811--1 +

/ 2, 051²’⁸¹2

+0, 487(2, 051 ln 2, 051 - 1, 051) = 0, 5768;

. 1 1 J(1 051 - 0, 7008) = 0, 5 - 0, 3502 - 0, 17801--j +

/ 1, 3502²⁸¹2

+0, 487(1, 3502 ln1, 3502 - 0, 3502) = 0,1006.

Тогда

Ар_1он(т) = 2,182-10⁷(0,5768 - 5,1006) = 10,4 МПа.

Через 4 года = 1460 сут имеем т = 0,96-10^-3-1460 = 1,402; т₁ = 0,7008; т - т₁ = 0,7012;

/(1,402) = 0,8805; /(0,7012) = 0,3113;

Ар_к(ш(т) = 2,182-10⁷(0,8805 - 0,3113) = 12,4 МПа.

И, наконец, через 5 лет = 1825 сут вычисляем Ар_1он(т) по формуле (III.23). Имеем

т = 0,96-10^-3-1825 = 1,752; т, = 1,402; т - т₁ = 1,0512; т - т, = 0,35;

Рис. 64. Зависимость давления на контуре месторождения р_кон от времени

/(1,752) = 1,212; /(1,0512) = 0,577;

/(0,35) = 0,1005;

Ар_кон(т) = 2,182-10⁷( 1,212 - 0,577 -

- 0,1005) = 11,7 МПа.

Таким образом, после стремительного роста темпа отбора Ар_кон(т) начало увеличиваться. На рис. 64 показана зависимость Ар_кон от времени t.

П р и м е р III.3. Рассмотрим изменение пластового давления в наблюдательной скв. В (см. рис. 54) спустя 1 год после пуска нефтяной скв. А с дебитом q_A в момент времени t = 0. Дебит

скв. q_A = 100 м³/сут = 1,16-10^-3 м³/с. Проницаемость пласта k = 0,1 мкм²; вязкость нефти ц = 10^-3 Па-с, толщина пласта h = 10 м; упругоемкость в = 10^-10

1 /Па. Пласт считаем неограниченным. Скв. А находится на расстоянии R = 10³ м от скв. В.

Изменение давления в скв. А в данном случае можно определить по формуле (II. 132), считая скв. А точечным стоком. Определим вначале величину

2 = R² = 4Kt.

Имеем

к = k/цв = 10^-13/(10^-3-10^-10) = 1 м²/с.

При t = 1 год = 0,315-10⁸ с

10⁶

- 0,8 -10^-2.

z =

4 -1 - 0,315 -10

При 2 << 1 из формулы (II. 132) имеем -Ei(-z) - -0,5772 - lnz.

Тогда из (II. 132) получаем

Яд ц 4nkh

qA ц

Ei(-Z) :

(-0,5772 - ln z) =

Ар_в = Р Яд ц

¦ ^рв = 4Kt

4nkh

Яд Ц _ln ^225Kt

ln-

4nkh 1,781R² 4nkh

Подставляя в приведенную формулу числовые значения входящих в нее величин, получаем

1,16 -10^-3 -10^-3

2, 25 -1 - 0,315 -10⁸ 10⁶

= 0, 394 МПа.

^АРв =

4 - 3,14 -10^-13 -10

Рассмотренный в примере III. 3 способ вычисления изменения пластового давления в наблюдательной скважине в результате пуска нефтяной можно приближенно использовать для на-

хождения давления при гидропрослушивании пласта, а также для приближенной оценки изменения контурного давления, если все добывающие скважины залежи заменить одной центральной добывающей скважиной.

§ 15. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ РЕЖИМАХ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА И ГАЗОНАПОРНОМ

При уменьшении давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Когда насыщенность порового пространства свободным газом, выделившимся из нефти, еще мала, газ остается в нефти в виде пузырьков. С увеличением же газонасыщенности в связи с прогрессирующим снижением пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление - газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднородность.

В отличие от первичных газовых шапок нефтегазовых месторождений, существовавших в них до начала разработки, газовая шапка, образовавшаяся в процессе разработки, называется в т о -р и ч н о й .

Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, называют р е ж и м ом р ас т в о р е н н ог о г аза . Если произошло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется г а з о н а п о р н ы м .

Опыт разработки нефтяных месторождений и теория фильтрации газонефтяной смеси с учетом сил гравитации показывают, что почти всегда режим растворенного газа довольно быстро переходит в газонапорный. Часто режим растворенного газа может существовать в нефтяном пласте в сочетании с упругим режимом в его законтурной области или даже в сочетании с водонапорным, если пластовое давление близко к давлению насыщения. Тогда вблизи добывающих скважин возникает режим растворенного газа, а вблизи нагнетательных - водонапорный. Такие режимы пластов называют с м е ш а н н ы м и .

Рассмотрим разработку пласта при смешанном режиме - упругом в его законтурной области, и растворенного газа - в нефтенасыщенной части пласта. Пусть разрабатываемый пласт

Рис. 65. Схема нефтяного месторождения круговой формы в плане, разрабатываемого при смешанном режиме:

1 - условный контур нефтеносности; 2 -аппроксимация условного контура нефтеносности окружностью радиусом R; 3 - добывающие скважины

имеет форму, близкую к кругу (рис. 65). Его законтурная водоносная область достаточно хорошо проницаема и простирается очень далеко (“до бесконечности”). Она разрабатывается при упругом режиме. Давление на контуре нефтенасыщенной части пласта можно определить по методике, изложенной в предыдущем параграфе.

Пусть нефтяной пласт разрабатывается с использованием равномерной сетки добывающих скважин. Радиус контура питания каждой добывающей скважины r_K можно считать равным половине расстояния между скважинами. Если r = r_K, пластовое давление р = р_к < р_нас (р_нас - давление насыщения). При приближенном расчете дебитов добывающих скважин можно принять р_к = ар_кон(т), где а - некоторый постоянный коэффициент.

Итак, при смешанном режиме давление на контурах добывающих скважин r = r_K определяют с учетом контурного давления в нефтяной залежи, которое, в свою очередь, вычисляют на основе теории упругого режима, если задано изменение во времени текущего поступления воды из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта q^ = q₃,(t).

Если р_к близко к давлению насыщения, но ниже его и, следовательно, насыщенность пласта свободным газом незначительна, то можно приближенно считать текущий объем поступающей воды в нефтенасыщенную часть пласта из законтурой области равным текущей добыче пластовой нефти, т.е. q^ = q_K.

Если известна текущая добыча пластовой нефти из нефтяной залежи в целом, то необходимо лишь вычислить дебиты скважин с тем, чтобы определить, сколько скважин необходимо пробурить на залежи для обеспечения указанной текущей добычи нефти.

Определим дебиты скважин при режиме растворенного газа. Перераспределение давления вблизи скважин происходит значительно быстрее, чем изменение контурного давления в нефтяной залежи р_кон(т) и соответственно давления на контуре питания скважин р_к = р_к(т). Поэтому распределение давления при r_c < r < r_K можно считать установившимся в каждый момент времени, т.е. квазистационарным.

На характер течения газированной нефти в пористой среде влияет растворимость в ней газа. Для количественного определения растворимости газа в нефти в теории разработки нефтяных месторождений обычно используют закон Генри. Однако, по-видимому, в зависимости от свойств конкретных нефтей и газов представляют этот закон различным образом. Для расчетов разработки пластов при режиме растворенного газа используют формулу закона Генри обычно в следующем виде:

У_Гр = aoV!, (III.29)

где У_гр - объем газа, приведенный к стандартным (атмосферным) условиям, растворенный в нефти; а₀ - коэффициент растворимости; У_н - объем нефти в пластовых условиях вместе с растворенным в ней газом; р - абсолютное давление.

Для реального газа необходимо учитывать коэффициент его сверхсжимаемости 2 = z(p, T). При изотермическом процессе уравнение состояния реального газа можно представить в виде

Р / Рг2 = Рат/Рг ат^ат, (III.30)

где р_г, z, р_г
ат, 2_ат - соответственно плотность и коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовом р и атмосферном р_ат давлениях.

Для массовой скорости фильтрации газа v_г на основании обобщенного закона Дарси имеем выражение

v„ = _ ~~kk„(s)pp^r_ат~~ эр . ^ = _г/ (III.31)

И u ^р ат ^дг

Для массовой скорости фильтрации растворенного в нефти газа имеем

V = _ ^ккн^ж^)а0^ррг ат ^dp (III 32)

^ГР Ин dr * '

И, наконец, скорость фильтрации нефти v_E выражается следующим образом:

v_h = _^kkn(^ зр . (III.33)

И н ^dr

Найдем отношение суммарного объемного расхода фильтрующегося в пласте газа (свободного и растворенного в нефти), приведенного к атмосферным условиям, к объемной скорости фильтрации нефти, называемое пластовым газовым фактором Г. При установившейся фильтрации значение Г остается постоян-

ным в любом цилиндрическом сечении пласта при r_c < r <r_K (г_с - радиус скважины).

Из (III.31), (III.32) и (III.33) имеем

_{а Н} . ^kг^(sж)^И н

^а о Нат + ¦—;—:-

^kн^(sж⁾И нФ

^рат

const. (III.34)

Из (III.34) следует, что есть связь между давлением p и насыщенностью пласта нефтью (жидкой углеводородной фазой) 5_ж. Таким образом, при установившемся движении газированной жидкости

p = р($_ж). (III.35)

В то же время, согласно обобщенному закону Дарси, относительная проницаемость для нефти

&н = &н(5ж). (III.36)

На основе (III.35) и (III.36) заключаем, что должна существовать зависимость относительной проницаемости для нефти от давления

к_н = kH (р). (III.37)

Теперь можно получить аналог формулы Дюпюи для притока газированной нефти к скважине с дебитом д_н. Имеем

q* = _ ^. (III.38)

И н ^dr

Для интегрирования (III.38) необходимо ввести функцию Христиановича H, определяемую как

Н = Jкн(р) dp + С; dH = кн(р) dp. (III.39)

Интегрируя (III. 38) с учетом (III.39), получаем формулу для определения дебита нефти

q_н = ^2nkhAH ; АН = Н_К _ Н_с, (III.40)

и н^1п—

Гс

где H_K, H_с - значения функции Христиановича соответственно на контуре питания (r = r_K) и на скважине (r = г_с). Имея зависимости относительных проницаемостей для нефти и газа конкретного пласта, данные о вязкости нефти и растворимости газа в нефти, можно построить зависимость H = H(p), а затем по формуле (III.40) определить дебит скважины, задаваясь значением забойного давления в скважине. Зная общую текущую добычу из нефтяной залежи на основе решения задачи упругого режима в законтурной области пласта и дебит одной скважины, определяем число скважин, которые необходимо пробурить для разработки пласта при смешанном режиме.

В приведенных расчетах предполагалось, что законтурная область пласта обладает достаточно высокими фильтрационными свойствами. Но даже в случае такого предположения давление на круговом контуре пласта падает весьма интенсивно. Если же проницаемость в законтурной области в несколько раз ниже, чем в самом пласте, или пласт выклинивается за контуром нефтеносности, что часто бывает, то приток воды в нефтенасыщенную часть пласта становится незначительным и можно считать, что нефтяная залежь замкнутая, а законтурная вода неактивная. В этом случае приток нефти и газа к скважинам уже нельзя считать установившимся в каждый момент времени.

Будем считать, что в рассматриваемом случае всплывание пузырьков газа, выделившегося из нефти, затруднено из-за слоистости пласта. В этом случае в пласте разовьется в чистом виде неустановившийся режим растворенного газа.

Для упрощения расчета разработки пласта при этом режиме можно считать, что течение газа к каждой скважине, ограниченной контуром радиуса r_K (см. рис. 65), квазистационарное - установившееся в каждой линии тока, но изменяющееся во времени.

Рассматривая массовый приток нефти к каждой скважине, будем в кривых относительных проницаемостей учитывать насыщенность жидкой углеводородной фазой в каждой точке пласта 5_ж, а при рассмотрении разработки элемента пласта в целом (при г_с < r < r_K) введем некоторую среднюю насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой, равную э_ж. Пусть эта насыщенность существует в некотором сечении пласта, близком к контуру при давлении в этом сечении, равном р .

Тогда для массового дебита нефти д_нс, притекающей к скважине, имеем выражение

q _ 2лгИ^рH^kH⁽^^)
dp (hi 41)

^НС И н ^dr

Массовый дебит газа

^kr⁽^^)pr , ^kH⁽^^)a0^ррн

q„c _ 2nh

Для газового фактора в элементе пласта в целом получаем выражения

E _ ^p [( ;ж)и о + а о ];

^Рн

^ж) _ к_Г(5ж)/ к_н(5ж); Ио = И_н/И„¦ (III.43)

Имеем следующие выражения для масс нефти и газа в пласте радиусом r_K:

M_H = p_HV_H; М_г = а0 р V_Hp_H + p_rV_r;

V = V_H + V_n (III.44)

где V_H и V_T - объемы соответственно нефти и газа.

Из (III. 44) получаем

АМ_г = а₀А р V_Hp_H +а₀ р AV_Hp_H + A(p_гV_г); AM_H=p_HAV_H. (III.45)

На основе уравнения материального баланса получим следующее выражение для газового фактора:

Г = АМ_г/АМ_н=А р Ун.+а₀ р + ~~^A(p„^Vr)~~. (III.46)

^AVH pH^AVH

Учитывая, что

5ж = Ун/У; АЗж = aVh/V; 1-Sk = V„/V, (III.47)

имеем

Г = аоЗж АР + а ор + -^AA^pVL. (III.48)

^AsK pH^AsK^VH

Процесс разработки пласта считается изотермическим. Так как не учитывается сверхсжимаемость газа, из (III. 30)

p„ _ ср. (III.49)

Тогда из (III. 48) и (III. 49), устремляя Ар и А§_ж к нулю, получаем

^ж _ ^а0^ж^pH + ^{с(1 - S}ж⁾ (III 50)

d^{p с}р^⁽?ж⁾и о

Дифференциальное уравнение (III.50) совпадает с известным уравнением К.А. Царевича, выражающим связь между насыщенностью жидкости и давлением на контуре питания скважины, эксплуатируемой в условиях режима растворенного газа.

Решая уравнение (III.50), получаем зависимость средней насыщенности жидкостью Б_ж от среднего давления р и затем -все остальные показатели разработки. При этом, поскольку в случае режима растворенного газа плотность нефти в пластовых условиях в процессе разработки значительно увеличивается вследствие выделения из нефти газа, во время подсчета нефтеотдачи следует учитывать изменение плотности нефти.

Пусть L₂ - масса дегазированной нефти, а L₁ - масса газа, растворенного в нефти. Объем нефти в пластовых условиях равен V_H. Тогда

L,/p_lK + L₂/p₂ = Vh; L1/L2 = а р , (III.51)

где p_lK - кажущаяся плотность растворенного в нефти газа; p₂ - плотность дегазированной нефти.

Тогда плотность нефти в пластовых условиях

p_H _--_-1 + а^р-. (III.52)

^L1 /^plK + ^L2^p2 !/^p2 + ^ар /^plK

Начальные запасы нефти в области пласта, охваченной разработкой:

Сно = prnMl - S_CB)V_n_J_I, (III.53)

где p_HD - плотность нефти при давлении насыщения; m - пористость; 5_св - насыщенность связанной водой; V_ra - объем пласта. Остаточные запасы нефти в пласте, охваченном разработкой:

Сост = pHm( Sж - s_CB)V_na. (III.54)

Из (III.53) и (III.54) для текущего коэффициента вытеснения П1 получим выражение

п _ ^GHO ^-
GOCT _ 1 _ ^pH⁽^ ^-
sCB⁾ (III 55)

^GHO ^pHO⁽¹ _ ^sCB⁾

Умножив п₁ на коэффициент охвата разработкой, получим текущую нефтеотдачу в зоне, приходящейся на одну скважину. Зная число скважин, можно определить текущую нефтеотдачу по месторождению в целом в каждый момент времени, а также среднее пластовое давление р .

Рассмотрим характер разработки пласта при образовании газовой шапки.

В процессе разработки такого пласта газ, выделяясь из нефти, всплывает под действием сил гравитации в газовую шапку (рис. 66). Таким образом, нефтяной пласт разрабатывается при газонапорном режиме. Месторождение разбурено равномерной сеткой добывающих скважин. Вблизи каждой из них в процессе эксплуатации образуются воронки депрессии. Однако на условном контуре питания скважин при r = r_K давление равно р_к. Введем понятие среднего пластового давления р, которое будем считать близким к давлению на контуре питания р_к, поскольку воронки депрессии занимают незначительную долю в

Рис. 66. Схема нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой:

1 - нефть; 2 - газовая шапка; 3 - законтурная вода

распределении давления в пласте в целом. Объем пласта У_оп, охваченный процессом разработки:

Vоп = m(1 - Оп^пл, (III.56)

где V^ - общий объем пласта.

Будем считать, что разработка пласта началась с того момента времени, когда среднее пластовое давление р было равно давлению насыщения р_нас.

Приток нефти и газа к отдельным скважинам можно вычислять по формуле Дюпюи или по формуле безнапорной радиальной фильтрации. Изменение же среднего пластового давления р определим, используя соотношения, вытекающие из уравнения материального баланса веществ в пласте в целом.

Для этого введем следующие обозначения: N₁ - полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти; N₂ - полная масса дегазированной нефти в пласте; L₁ -масса газа, растворенного в нефти; G₁ - полная масса свободного газа.

Имеем следующие соотношения материального баланса:

N₁ = G₁ + L₁; N₂ = L₂, (111.57)

где L₂ и N₂ - полная масса дегазированной нефти. Используем формулу закона Генри в том же виде, что и при р ассмотр ении фильтрации газированной нефти, а именно:

L₁/L₂ = а р . (III.58)

Для получения замкнутой системы соотношений материального баланса применим соотношение для суммы объемов компонентов в пласте в виде

G1/p₂ + L₂/p₂ + L1/p1_K = У₀п, (III.59)

где p₁ и p₂ - плотность соответственно газа в пласте и дегазированной нефти; p_1K - кажущаяся плотность растворенного в нефти газа. К соотношениям (III.57) - (III.58) необходимо добавить уравнение состояния реального газа (III.30), которое в рассматриваемом случае принимает вид

р/Pi = Ратф / Р1 ат (III.60)

В итоге имеем полную систему соотношения для определения р. Будем считать процесс разработки пласта при газонапорном режиме изотермическим. Для некоторого упрощения задачи ос-редним также отношение коэффициентов сверхсжимаемости газа ф, положим ф = ф_ср.

Будем считать, что N₁ и N₂ известны в каждый момент времени t. Эти величины определяют следующим образом:

^N1 = N01 _ J^pia_Tq!a_Tdt, N2 = N02 _ J^p2^2^t,

0 0

где N₀₁, N₀₂ - начальные массы соответственно газа и дегазированной нефти в пласте; ^_1ат - текущая объемная добыча газа, замеренная при атмосферных условиях; q₂ - текущая добыча дегазированной нефти.

Подставляя (III.57), (III.58) и (III.60) в (III.59), получаем для определения р следующее квадратное уравнение:

ар² _ Ьр + с = 0; а = N^ / р_1к;

^^аР_атф _ N2.

-Von +

^р1ат ^р2

Р1ат ^р2

N р ф

_L-a^. (III.61)

^Р1ат

Решение этого уравнения имеет два корня, а именно:

— Ь ± \ Ь² _ 4ac /,тт

pi,2 =-—₂-¦ (III.62)

Для того чтобы узнать, какой из корней справедлив, проведем исследования квадратного уравнения (III.61). Обозначим

y = ap² _ Ьр + c (III.63)

Поскольку а - величина всегда положительная, то ветви параболы (III.63) направлены в сторону возрастания у. Величины

b и с также всегда положительные. Поэтому оба корня уравнения (III.61) положительные. В самом деле подкоренное выражение (III.62) всегда меньше b и в любом из случаев положительное. Чтобы определить, какой же из корней (меньший или больший) справедлив, продифференцируем (III.63). Имеем

Если 2ap _ Ь < 0, то производная dy/dp - отрицательна и функция у убывает. В этом случае справедлив меньший корень р₁. При 2ap _ Ь > 0 соответственно справедлив больший корень р₂. Таким образом, вообще говоря, необходимо в каждом конкретном случае определять численное значение величины 2ap _ Ь с тем, чтобы найти справедливый корень уравнения (III.61).

Масса свободного газа в пласте

G₁ = N₁ - N₂ ар. (III.65)

Объем газовой шапки в каждый момент времени разработки пласта

^1 = Ратф/Р1ат(^/Р - ^а). (III.66)

П р и м е р III.4. Нефтяной пласт разрабатывается при режиме растворенного газа. Вязкость нефти и_н = 5 • 10^-3 Па • с, вязкость газа и_г = 0,02 • 10^-3 Па • с

при пластовых условиях. Принимается, что вязкости нефти и газа незначительно изменяются с давлением, так что

И_н/И_г = И₀ = 250 = const.

Относительные фазовые проницаемости для нефти и газа линейно зависят от насыщенности пористой среды жидкостью з_ж, так что функция

^ж) = 4^^ ¦

При этом s,, = 0,7; s, =0,5.

Начальное пластовое давление равно давлению насыщения (р_нас = 5 МПа). Плотность дегазированной нефти р₂ = 0,9 • 10³ кг/м³, кажущаяся плотность газа Р1к = ^0,3 • 10³ кг/м³. Требуется определить коэффициент вытеснения п₁ ^в момент времени, когда насыщенность s _ж станет равной 0,5. По условию задачи

с = 0,7 • 10² т/(м³ • МПа), р_н = 0,7 т/м³.

Оценки показывают, что вторым членом в числителе правой части уравнения (III.50) можно пренебречь в виду его малости. Тогда уравнение (III.50) упростится и примет вид

^ж = ^а 0^ж ^рн^dp 0 '

Подставляя в приведенное выше выражение функцию ^( Бж) и интегрируя,

получаем окончательное следующее выражение для определения s _ж в зависи

мости от р

⁽^ж _ ^s, ⁾“ . ⁽¹ _ 0

р = А-

^sж ^а0^рн ^sж

Коэффициент A определяется из условия з_ж = s,,, p = р_нас. Коэффициент вытеснения определяем по формуле (III.55) с учетом III.52 и а = 0,0544. При ?_ж = 0,5, p = 0,577 МПа,

1 + 0,0544 • 5 . ₃ 1 + 0,0544 • 0,577 „_ос , ₃

0,63 т/м³; р_н =-:-:-= 0, 85 т/м³.

,,, 0,0544 • 5 0,0544 • 0,577

1,11ч—^--111 + —-¹-

0, 3 0, 3

При

_{0 7} , 0, 85 (0, 5 _ 0, 05)^0,3 _{0 361} = _0
253

п₂ = 0,7; п = 1---= 0, 361; п = 0 , 253.

^{2 1} 0, 63 1 _ 0, 05

П р и м е р III.5. Нефтяное месторождение, приуроченное к антиклинальной складке, имеет форму в плане, близкую к круговой, с радиусом контура нефтеносности R = 3 • 10³ м. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром, так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает.

Месторождение начали разрабатывать, когда среднее пластовое давление было несколько выше давления насыщения р_нас = 8 • 10⁶ Па. Однако за счет упругого режима из пласта добыли незначительное количество нефти по сравнению с ее первоначальным содержанием. Поэтому условно можно считать, что разработка месторождения была начата при p = р_нас. Пористость пород пласта m = 0,25 м, толщина h = 25 м, насыщенность связанной водой з_св = 0,05. Коэффициент охвата разработкой п₂ = 0,8. Плотность нефти р₂ = 0,85 т/м³, плотность газа в атмосферных условиях р,_ат = 0,85 • 10^-3 т/м³, кажущаяся плотность газа р_1к = 0,3 т/м³, а = 8,5 • 10^-9 т/(т • Па), ф = ф_ср = 0,9.

В течение 10 лет текущий отбор нефти из месторождения будет составлять д_н = 1,5 • 10⁶ т/год. Отбор газа изменяется в течение 10 лет следующим образом:

Jl20-10⁶ м³ /год при 0 < t < 2 года;

j[120 + 42,43(t _ 2)^1/2] • 10⁶ м³ /год при 2 < t < 10 лет.

Таким образом, отбор газа из месторождения через 2 года после начала разработки начнет возрастать и через 10 лет после начала разработки удвоится.

Рассчитаем изменение во времени пластового давления и определим объем газовой шапки в долях от объема пласта, охваченного разработкой. Вначале определим объем пласта, охваченного разработкой. По формуле (III.56) имеем

У_оп = m(1 - s^n^h = 0,25(1- 0,05)0,8 • 3,14 • 9 • 10⁶ • 25 = 134,24 • 10⁶ м³.

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому вместо (III.59) можно написать

^N02^{/ р}2 + ^N01^/р1к = ^Vcm^{; N}01 = ^аN02^pнас,

где N₀₁, N₀₂ - начальные массы газа и нефти в пласте.

Из приведенных соотношений получим

Von

95, 7 • 10⁶ т

¹ + ^арнас 1

Р2 Р1к 0,85 0,3

8,5• 10_⁹ • 95,7• 10⁶ • 8• 10⁶ = 6,508• 10⁶ т.

134,24 • 10⁶

Вычислим 2ap _ Ь при р = p Имеем

_2ap _Ь = ²^02^а_{р V} ^2^ар1ат^фср + N2

^2ap _ ^Ь -^рнас _ ^Von--+-

^р1к ^р1ат ^р2

0,3

95, 7 • 10⁶ • 8, 5 • 10^-9 • 10⁵ • 0, 9 95,7 • 10⁶

0, 85 • 10^-3 0, 85

⁶ - 134,24• 10⁶ - 86,13• 10⁶ + 1 Как видно, даже при р = p^ величина 2ар - Ь отрицательна. При р < < p^ она тем более будет отрицательной. Следовательно, справедлив меньший корень квадратного уравнения (III.61), т.е.

43, 38 • 10⁶ - 134,24 • 10⁶ - 86, 13 • 10⁶ + 112, 6 • 10⁶ = -64,39 • 10⁶

_ - Ь - ijb² - 4ac

c = ~~lra^Tcp~~ =-^,— = 1,059 • 10⁸ n₁.

Р1ат 0,85 • 10^-3

Из условия задачи N₂ = 95,7 • 10⁶ - 1,5 • 10⁶?;

N₁ = 6,508 • 10⁶ - 0,102- 10⁶t при 0 < t < 2;

N₁ = 6,508^ 10⁶ - 0,102^ 10⁶t - 0,02405(t - 2)^3/2 при 2 < t < 10.

Следовательно, через 10 лет после начала разработки N₂ = 95,7 • 10⁶ - 15 • 10⁶ =- 80,7^ 10⁶ т;

N₁ = 6,508^ 10⁶ - 0,102 • 10⁶ • 10 - 0,02405 • 8^3/2 = 4,944 • 10⁶ т.

Тогда a = 2,286; b = 112 • 10⁶; с = 5,236 • 10¹⁴; p = 5,23 МПа.

Таким образом, за 10 лет среднее пластовое давление снизится на 2,77

МПа. На рис. 67 показано изменение текущей добычи нефти д_н, газового фактора Г и среднего пластового давления р в процессе разработки месторождения

при газонапорном режиме.

Газовая шапка будет занимать долю X от порового объема пласта, охваченного разработкой. При этом

' ^{1 ,} - 80,7 • 10⁶ • 8,5 • 10^-9 | = 0,205.

0,85 • 10^-3 • 134,24 • 10⁶ / 5,23 • 10⁶

L j\-1-1-1-1-

0 2 4 6 8 t, годы

Рис. 67. Изменение текущей добычи нефти q_H, газового фактора Г и среднего

пластового давления !

Таким образом, через 10 лет после начала разработки пласта газовая шапка займет 20,5 % от порового объема пласта, охваченного разработкой. Нефтеотдача составит 12,6 %.

В § 15 были представлены упрощенные теоретические основы и методы расчета разработки пластов при режимах растворенного газа и газовой шапки.

При современном проектировании разработки месторождений в случаях возникновения указанных выше режимов используется теория, по меньшей мере, двухфазной двухкомпонентной фильтрации и соответствующие этой теории методы компьютерного счета. В случае необходимости рассмотрения извлечения из недр отдельных веществ (компонентов) применяются расчеты на основе модели многофазной фильтрации (“композиционной” модели).

Из рассмотрения основных закономерностей разработки нефтяных месторождений при естественных режимах, изложенных в настоящей главе, а также соответствующих примеров следует, что такая разработка в большинстве случаев не может быть эффективной. Так, разработка нефтяных месторождений при упругом режиме во многих случаях приводит к значительному снижению пластового давления и, как следствие, к уменьшению перепадов давления и дебитов скважин. Поддержание высоких темпов разработки в условиях падения пластового давления требует бурения слишком большого числа скважин. Только в особых случаях разработки месторождений при очень “активной” законтурной воде запасы месторождений могут быть выработаны при допустимом снижении пластового давления.

Разработка нефтяных месторождений при режимах растворенного газа и вторичной газовой шапки ведет к существенному росту газовых факторов скважин и месторождений в целом и в конечном счете к снижению нефтеотдачи. При режимах растворенного газа и газовой шапки вряд ли можно достичь конечной нефтеотдачи выше 35 % даже в случаях разработки месторождений нефтей вязкостью 1-5 • 10^-3 Па • с. Кроме того, разработка нефтяных месторождений при этих режимах связана, как правило, с низкими дебитами скважин.

Исключение из описанных закономерностей составляют случаи разработки месторождений в трещиноватых коллекторах, где нефть подстилается огромным бассейном активных законтурных вод. Такие случаи характерны для месторождений Ирана, Кувейта и других стран.

Указанные недостатки разработки нефтяных месторождений при естественных режимах стали понятны нефтяникам уже в 30-х гг. этого века. К концу 40-х гг. разработка подавляющего числа месторождений, особенно содержащих маловязкие нефти, стала осуществляться с воздействием на пласты, главным образом, заводнением.

Однако знать теорию, методы расчета и технологические возможности разработки нефтяных месторождений при естественных режимах необходимо. Это нужно прежде всего для выявления эффективности разработки месторождений при заводнении или других методах воздействия на пласты по сравнению с разработкой при естественных режимах, которая принимается за исходный, “базовый” вариант.

Контрольные вопросы

1. Напишите дифференциальное уравнение упругого режима в радиальном случае.

2. Объясните механизм притока воды из законтурной области пласта к нефтяной залежи круговой формы в плане с постоянным дебитом и объясните методику расчета давления на контуре залежи.

3. Объясните принцип расчета притока воды к нефтяной залежи из законтурной области пласта при переменном дебите с использованием интеграла Дюамеля.

4. Изложите основные закономерности разработки пласта при режиме растворенного газа.

5. Выпишите и объясните соотношения для расчета разработки нефтяного месторождения при режиме газовой шапки с использованием метода многокомпонентного материального баланса.

ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА

Химические реагенты делятся на стабилизаторы (понизители водоотдачи); понизители вязкости; вспомогательные; профилактические добавки.

3.1. РЕАГЕНТЫ-СТАБИЛИЗАТОРЫ

1. Углещелочной реагент (УЩР) — представляет собой щелочную вытяжку из бурого угля, т.е. гуматы натрия, которые создают вокруг глинистых частиц защитную оболочку. Наиболее эффективный УЩР получается при 13 %-ной концентрации сухого бурого угля и 2 % щелочи при работе на пресной воде. УЩР готовят на заводе и поставляют в сухом виде.

В условиях буровой или глиноцеха УЩР можно приготовить в глиномешалке следующим образом. В глиномешалку объемом 4 м³ наливают 2 м³ воды, затем загружают расчетное количество каустической соды. После того как каустическая сода растворится, при перемешивании загружают расчетное количество бурого угля. Перемешивание ведут в течение 2-х ч. Затем мешалку доливают водой до верха, пере

мешивают еще 20 мин и оставляют на отстой. В табл. 3.1 приведены данные о количестве угля и щелочи, необходимых для приготовления УЩР различной концентрации. УЩР применяют для стабилизации пресных и слабоминерализованных глинистых растворов.

2. Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — представляет собой волокнистое вещество белого цвета. Хорошо растворима в горячей воде (70+80 °С) и плохо — в холодной.

Расход бурого угля и жидкой или твердой каустической соды для приготовления 1 м³ углещелочного реагента

Концентрация УЩР, %	Содержание влаги в угле, %					Плотность жидкой каустической соды				Расход твердой каустической соды, кг
	15	20	30	40	50	1,45	1,48	1,5	1,53
	Расход бурого угля,				кг	Расход жидкой каустической соды, л
5 (1 : 0,2)	59	62	71	83	100	16	15	14	13	10
10 (1 : 0,2)	117	125	143	166	200	32	30	28	26	20
13 (1 : 0,2)	153	162	186	217	260	43	39	37	34	26
15 (1 : 0,2)	176	190	215	250	300	49	45	43	39	30
20 (1 : 0,2)	235	230	285	335	400	65	60	57	52	40

Получают КМЦ воздействием щелочной целлюлозы на мо-нохлорацетат натрия. Промышленность выпускает высокомолекулярную, высоковязкую КМЦ (степень полимеризации 500+600) и низковязкую (степень полимеризации 300). Высоковязкая КМЦ хорошо снижает водоотдачу глинистых растворов, насыщенных хлористым натрием. При этом готовят 8+10 %-ный раствор КМЦ: на 4 м³ водного раствора ее расход составляет 300+400 кг.

3. Серогель EN-55 является аналогом КМЦ. Применяется для снижения водоотдачи буровых растворов. При обработке пресных и соленасыщенных растворов эффективность действия серогеля в 2 — 4 раза ниже, чем при использовании КМЦ-600.

Для химической обработки готовят 10 — 8 — 5 %-ные водные растворы серогеля. Выпускался этот реагент в б. ГДР.

4. Гидролизный полиакрилнитрил (ГИПАН) — продукт гидролиза полиакрилнитрила. Выпускается в виде 10+15 %-ного раствора плотностью 1100+1110 кг/м³. Это вязкая жидкость желтого цвета с аммиачным запахом. Имеет щелочную реакцию — рН 12+12,4. Количество ГИПАНа для химической обработки зависит от минерализации бурового раствора и забойной температуры. Для пресных и слабоминерализованных растворов при забойных температурах 100+120 °С достаточны добавки ГИПАНа 0,5+0,75 %, при температурах 180+200 °С — 2+3 %. ГИПАН сочетается с крахмалом, КМЦ, УЩР, модифицированными лигносульфонатами и др.

Готовят водный раствор ГИПАНа следующим образом: в глиномешалку объемом 4 м³ заливают 1100 л этого реагента, остальной объем доливают водой. После перемешивания в течение 10 мин реагент готов к использованию.

5. Метакриловый сополимер (МЕТАС) является сополимером метакриловой кислоты и метакриламида. Выпускается в виде порошка или гранул белого цвета. МЕТАС применяется для снижения водоотдачи пресных и соленасыщенных (по NaCl) растворов при обычных и высоких (до 200 °С) температурах. Он не выдерживает хлоркальциевой агрессии. При наличии в буровом растворе более 300 мг/л ионов кальция перед вводом МЕТАСа производят предварительную обработку кальцинированной содой или сульфатом натрия в пределах 1+2 %.

Используют МЕТАС в виде 5+8 %-ного водно-щелочного раствора при соотношении со щелочью 10:3,5 (из расчета на сухое вещество).

Готовят МЕТАС следующим образом. Глиномешалку вместимостью 4 м³ заполняют водой на 2/3 объема. В нее загружают 200+320 кг МЕТАСа (в расчете на сухое вещество) и перемешивают 30 мин. Затем вводят 70+112 кг твердой каустической соды или соответствующий объем ее раствора, доливают водой до полного объема глиномешалки и смесь перемешивают 1,5 часа до полного растворения МЕТАСа. В буровой раствор, имеющий рН = 8+9,5, рекомендуется вводить МЕТАС в виде 8 %-ного водно-щелочного раствора (соотношение МЕТАСа и щелочи 10:2,5 в расчете на сухие вещества).

Если рН бурового раствора находится в пределах 9,5+10,5, то его вводят без предварительного гидролиза каустической содой. Обработка порошковым МЕТАСом буровых растворов, имеющих плотность более 1800 кг/м³, в которых содержание водной фазы невелико, может вызвать загущение раствора. В этом случае целесообразно использовать водно-щелочные растворы реагента.

На первичную обработку пресных растворов расходуется

0,2+1 % МЕТАСа, соленасыщенных — 2+2,5 % (в расчете на сухое вещество к объему бурового раствора). При повторных обработках расходуется 0,1+0,2 %.

6. Крахмал-полисахарид, формула (С₆Н₁₀О₅); тонкий белый порошок без запаха и вкуса. Плохо растворим в холодной воде, частично растворим и частично набухает в нагретой до 60 °С воде.

Модифицированный крахмал (МК) представляет собой светлый порошок 8+12 %-ной влажности, медленно растворяющийся в холодной воде. Выпускается Александровским крахмальным заводом (Кабардино-Балкария). Модифицированный крахмал является защитным реагентом, стабилизирующим пресные и минерализованные растворы, в том числе хлоркальциевые. Обычные добавки его к пресному и маломинерализованному раствору составляют 1 + 1,5 %, к насыщенному солью — 1,5+3 %, но в каждом отдельном случае они уточняются в лаборатории.

Вводят порошок модифицированного крахмала в циркулирующий раствор через гидросмеситель небольшими дозами в течение нескольких циклов, так как наблюдается интенсивное первоначальное загущение. В процессе циркуляции раствор разжижается, поэтому осуществляется строгий контроль за его реологическими характеристиками и в случае резкого понижения статического напряжения сдвига предусматриваются добавки различных структурообразователей. Модифицированный крахмал может применяться в комплексе с другими защитными реагентами и понизителями вязкости. Наибольший эффект обработок проявляется при сочетании крахмала с КМЦ. При хлоркальциевой агрессии перед вводом крахмала рекомендуется обрабатывать растворы кальцинированной содой. В отличие от обычного крахмала применение модифицированного упрощает обработку, устраняет необходимость использования щелочи и уменьшает расход в 1,2+1,5 раза.

В случае отсутствия модифицированного крахмала используют технический крахмал, для перевода которого в растворимое состояние требуется предварительная клейстеризация с каустической содой.

Для приготовления 5+8 %-ного крахмального клейстера в глиномешалку вместимостью 4 м³ заливают (на 3/4 объема) воду и при перемешивании добавляют 200+300 кг обычного крахмала. Перемешивают до удаления комков, после чего вводят каустическую соду из расчета 1+2 % массы крахмала, т.е. 2+4 кг. Через 15+20 мин реагент готов к употреблению. При использовании морской воды или полном насыщении солью бурового раствора концентрацию каустика в крахмальном клейстере увеличивают до 2+4 % и крахмал вводят после растворения щелочи.

7. Оксиэтилированная целлюлоза (ОЭЦ) — защитный коллоид для буровых растворов в условиях полиминеральной солевой агрессии при температуре до 150 °С. Является аналогом КМЦ.

8. Tylose VHR — понизитель водоотдачи; содержание Na КМЦ 60+70 % со степенью полимеризации 600. Выпускает фирма Hoechst (ФРГ).

3.2. РЕАГЕНТЫ - ПОНИЗИТЕЛИ ВЯЗКОСТИ

1. Феррохромлигносульфонат (ФХЛС) — пылевидный, сыпучий водорастворимый порошок коричневого цвета.

ФХЛС получается при взаимодействии лигносульфонатов (сульфитно-дрожжевой бражки — СДБ) с сернокислым железом и бихроматом натрия. Однопроцентный водный раствор ФХЛС имеет рН = 4+4,5.

ФХЛС является понизителем вязкости пресных и минерализованных растворов, растворов известковых, гипсовых, высококальциевых и др. По своему действию на глинистые минералы ФХЛС относится к ингибиторам гидратации. Затормаживая процесс набухания глинистых пород, ФХЛС способствует увеличению периода устойчивого состояния стенок скважины, предотвращает переход выбуренной породы в глинистый раствор и улучшает его очистку. Растворы, обработанные ФХЛС, не коагулируют при попадании в них умеренных масс гипса и солей и стабильно сохраняют свои свойства при температурах до 200 °С.

Готовят ФХЛС в глиномешалке в щелочной водной среде обычно в соотношении реагента со щелочью 1 : 0,2, т.е. одна часть ФХЛС к 0,2 частям каустической соды. В глиномешалку вместимостью 4 м³ заливают 2 м³ воды и загружают 40 кг твердой каустической соды. После ее растворения загружают 200 кг ФХЛС. После перемешивания полученный 5 %-ный раствор ФХЛС готов к употреблению.

2. Нитролигнин — представляет собой желто-коричневый порошок, растворимый в водном растворе щелочи. Получают нитролигнин из гидролизного лигнина окислением его азотной кислотой без последующего омыления. Используют в основном 5+10 %-ные водно-щелочные растворы при соотношении нитролигнин : щелочь = 1 : 0,1+0,5, в зависимости от значения рН бурового раствора.

Готовят нитролигнин в глиномешалке, для чего заполняют ее водой на 1/3 объема, загружают 60 кг твердой щелочи, после ее растворения загружают 200+400 кг нитролигнина и перемешивают смесь 1 + 1,5 ч. После этого глиномешалку доливают до 4 м³ водой, смесь перемешивают 15+20 мин, и реагент готов к употреблению. Обработку нитролигнином ведут путем добавления его в циркулирующий раствор.

3. Полифенольный лесохимический реагент (ПФЛХ) представляет собой темно-коричневое вещество, растворимое в слабощелочной среде. ПФЛХ получается при формальдегид-ной конденсации полифенолов растворимых смол термолита древесины с последующим сульфометилированием. Применяется в виде 5 %-ного водно-щелочного раствора. В глиномешалку вместимостью 4 м³ заливают воду, загружают 200 кг ПФЛХ и 50 кг каустической соды. Перемешивание ведут в течение 1 + 1,5 ч, доливают глиномешалку водой до верха, перемешивают еще 10+15 мин, после чего реагент готов к использованию.

4. Окисленный хромзамещенный лигносульфонат (ОКЗИЛ) представляет собой продукт окисления сульфит-спиртовой барды хромпиком в кислой среде. Буровым предприятиям поставляется в жидком виде с плотностью 1120+1140 кг/м³, рН = 6, т.е. слабокислая среда. ОКЗИЛ готовят в глиномешалке 2,5; 5; 10 %-ной концентрации. Соотношение ОКЗИЛа со щелочью в растворе 1 : 0,1; 1 : 0,2; 1 : 0,3 в расчете на сухое вещество.

Так, в глиномешалку заливают 2 м³ воды и загружают 25 кг твердой каустической соды. После ее растворения заливают 1 м³ товарного 25 %-ного ОКЗИЛа и, перемешивая, доливают до 4 м³ водой.

5. Serl-sol; serl-thin — реагенты — понизители вязкости (Финляндия) — являются аналогом ФХЛС. Индекс CR означает, что реагент содержит хром. Индекс PFCR — означает, что реагент содержит железо (феррум) и хром. Готовят эти реагенты в глиномешалке в виде водного раствора 5 %-ной концентрации в соотношении со щелочью: 20 % NaOH от массы сухого реагента.

3.3. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ РЕАГЕНТЫ

1. Каустическая сода (NaOH) — белое твердое вещество плотностью 2130 кг/м³, растворимость в воде 52,2 % (при 25 °С). Сильное основание, на живую ткань действует разрушающе. Применяется для приготовления реагентов, а также для повышения рН до величины, обеспечивающей наибольший эффект разжижения. Избыток NaOH вызывает рост структурообразования.

2. Кальцинированная сода (карбонат натрия — Na₂CO₃). Свое название получила от латинского слова кальцинация (прокаливание). Представляет собой мелкокристаллический порошок, в зависимости от чистоты имеет цвет от белого до до светло-серого. Выпускается в безводном виде или содержит кристаллическую воду до 60 %, готовят ее в виде 15 %-ного водного раствора. Обычно вводят в раствор после раз-буривания цементных мостов с целью удаления в осадок в виде мела ионы кальция:

Ca(OH)₂ + Na₂CO₃ = CaCO₃ + 2NaOH.

Кальцинированную соду применяют еще и для эффективного распускания кальциевой глины. Такая глина после ввода в раствор карбоната натрия переходит в хорошо набухаемую натриевую.

3. Хлористый натрий (NaCl) применяется для приготовления соленасыщенных глинистых растворов при разбурива-нии солевых отложений. Перед вводом соли глинистый раствор разбавляют водой. Коллоидная фаза в глинистом растворе должна быть в пределах 2+3 %. Соль вводят через гидросмеситель до насыщения. После стабилизации раствора КМЦ до водоотдачи 5+6 см³/30 мин вводят утяжелитель. Надо отметить, что баритовый утяжелитель может находиться во взвешенном состоянии в соленасыщенном глинистом растворе и без стабилизации, т.е. при высокой водоотдаче.

4. Хромовые соли Na₂Cr₂O₇ и K₂Cr₂O₇, т.е. бихромат натрия и бихромат калия (хромпик), представляют собой желтооранжевый порошок, хорошо растворимый в воде, и применяются для придания растворам термостойкости выше 100 °С.

Используются они в виде 10 %-ных водных растворов и предохраняют глинистые растворы, обработанные УЩР, ПФЛХ, ГИПАНом от температурного застудневания и роста водоотдачи.

5. Известь (CaO — окись кальция) — продукт обжига из

вестняка, мела и других карбонатных пород. При взаимодействии с водой получается гашеная известь Са(ОН)₂. В бурении используется при известковании глинистых растворов совместно с NaOH и лигносульфонатами. При этом происходит ионный обмен Na ^ СаО⁺⁺. Ориентировочные расходы реагентов: извести 0,3+0,9 % по весу от объема раствора, лигно-сульфонатного реагента — 0,5+2 % и каустической соды

0,2+0,5 %.

Способ обработки следующий. В циркулирующий глинистый раствор, стабилизированный УЩР, в начале желобной системы подается гашеная известь, затем каустическая сода и лигносульфонатный реагент. Кроме этого, известь применяют при приготовлении высококальциевых глинистых растворов. Здесь основным поставщиком ионов Са⁺⁺ является хлористый кальций. Применение известковой обработки дало в

Плотность водных растворов солей и щелочей при 20 °С

Количество сухого вещества в 100 г	NaOH		KOH		CaCl₂
Количество сухого вещества в 100 г	Плот ность, кг/м³	Содер жание, г/л	Плот ность, кг/м³	Содер жание, г/л	Плот ность, кг/м³	Содер жание, г/л
1	1010	10,10	1007	10	1007	10
2	1021	20,41	1011	20	1014	20,2
4	1043	41,71	1033	41	1031	41
6	1065	63,89	1049	62	1048	62
8	1087	86,95	1065	84	1065	85
10	1109	110,9	1082	108	1083	108
20	1219	243,8	1176	235	1177	235
30	1328	398,4	1287	387	1281	384
40	1430	572,0	1411	564	1395	558
50	1525	762,7	1538	666	-	-

П р о д о лж е н и е т а б л . 3.2

Количество сухого вещества в 100 г	KCl		NaCl		Na₂CO3
Количество сухого вещества в 100 г	Плот ность, кг/м³	Содер жание, г/л	Плот ность, кг/м³	Содер жание, г/л	Плот ность, кг/м³	Содер жание, г/л
1	1004	10	1005	10	1008	10
2	1011	20,2	1012	20	1019	20
4	1023	40,9	1026	41	1039	41,5
6	1036	62 1	1041	62,5	1060	63,6
8	1050	84	1055	84	1081	86,5
10	1063	106	1070	107	1102	110
20	1132	226,4	1147	229	-	-

Т а б л и ц а 3.3

Содержание хлорида кальция в растворах и их плотность

Концентрация раствора, % (по массе)	Плотность при 20 °С, кг/м³	Содержание безводного CaCl₂, кг		Температура замерзания раствора, °С
Концентрация раствора, % (по массе)	Плотность при 20 °С, кг/м³	в 1 л раствора	в 1 кг раствора	Температура замерзания раствора, °С
1	1010	0,010	0,01	-1
2	1015	0,020	0,02	-1
3	1023	0,030	0,03	-1
4	1032	0,041	0,04	-2
5	1040	0,052	0,05	-2
6	1049	0,063	0,06	-3,1
7	1058	0,074	0,07	-3,1
8	1066	0,085	0,08	-4,2
9	1075	0,087	0,09	-4,2
10	1084	0,108	0,10	-5,7
15	1130	0,170	0,15	-10
20	1178	0,236	0,20	-17,6
25	1228	0,307	0,25	-39
30	1282	0,385	0,30	-50,2
35	1362	0,468	0,35	(-10)
П р и м е ч а н и е . В скобках указана температура выкристаллизовыва-
ния избытка соли.

свое время хорошии результат при проводке скважин, разрез которых был представлен хорошо растворимоИ натрие-воИ глиноИ, и где снижение вязкости глинистого раствора считалось большоИ проблемой.

Известно, что в результате реакции взаимодеИствия гаше-ноИ извести с кальцинированноИ содоИ полученныИ мел выпадает в осадок, а полученная щелочь остается в растворе. ЭтоИ реакциеИ можно воспользоваться при приготовлении реагентов - понизителеИ вязкости в условиях, когда нет глиномешалки и каустическую соду приходится готовить в мернике агрегата, что недопустимо с точки зрения техники безопасности. Кроме того, этот метод позволяет заменить дорогостоящую и дефицитную каустическую соду более дешевыми и доступными материалами, известью и кальцинированноИ содоИ. Расчетным путем находим соотношение: для получения 10 кг NaOH надо иметь 9,25 кг Ca(OH)₂ и 13,25 кг Na2CO3.

В промысловоИ практике расчет необходимого количества вещества для получения заданноИ концентрации раствора осуществляют следующим образом. Допустим, необходимо приготовить 50 л 6 %-ного раствора кальцинированноИ соды Na₂CO₃, считая на безводную соль. Для этого:

определим массу 50 л раствора ( p_Na2CO3 = 1,061 г/см³)

m = pV = 1,061-50 000 = 53 050 г = 53,05 кг; определим количество соды из соотношения

100 г раствора - 6 г соды 53 050 г - X г

6 - 53 050 X = - = 3183 г;

100

определим количество воды 53 050 - 3183 = 49 867 г.

Количество сухого реагента, необходимое для получения требуемоИ концентрации, можно установить по данным табл. 3.2 и 3.3.

Глава 3

ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

3.1. Основы подъема газожидкостной смеси

Процесс эксплуатации скважин - подъем заданного количества жидкости с забоя скважины на поверхность. При этом основной задачей является проведение этого процесса непрерывным способом и с наибольшей эффективностью.

Рассмотрим в общих чертах энергетическую сторону процесса эксплуатации скважин.

Значение полезной работы, отнесенной к единице веса поднимаемой жидкости, зависит только от глубины скважины; для данной скважины при всех условиях подъема оно остается неизменным.

Затраченная на подъем этого количества жидкости энергия в общем случае складывается из энергии, поступающей с жидкостью на забой скважины из пласта, и энергии, вводимой в скважину с поверхности любым способом, за вычетом энергии, уносимой ее за пределы устья скважины. В свою очередь, энергия, поступающая на забой скважины из пласта, складывается из энергии, которую несет с собой жидкость, и энергии, которую содержит поступивший вместе с жидкостью газ (при забойном давлении ниже давления насыщения).

Пренебрегая эффектом растворимости газа в нефти и считая процесс расширения газа в скважине изотермическим, приведем выражение для пластовой энергии, поступившей вместе с 1 т жидкости на забой скважины:

= 1₀₀₀ ^p~~^заб ^{- p}о~~ + G₀p_{0 ln} ^,

р Ро

где р_заб - забойное давление, кг/см²; р₀ - атмосферное давление, кг/см²; р - плотность жидкости, кг/м³; G₀ - газовый фактор, приведенный к атмосферному давлению, м³/т.

В указанном случае энергия затрачивается только на подъем жидкости до устья.

Для подачи этой жидкости от устья до сборного пункта нефти необходимо еще некоторое количество энергии. Тогда общее необходимое количество энергии

№_за6 = 1000 ^Р~~^{заб - Р0}~~ + G₀p₀ ln ,

р p₂

где p₂ - давление на устье скважины, кг/см².

Такой способ эксплуатации скважины носит название фонтанного способа.

При забойном давлении выше давления насыщения газ, поступивший вместе с нефтью из пласта, полностью в ней растворен. Выделение из нефти свободного газа начнется в точке ствола скважины, в которой давление станет равным давлению насыщения нефти газом. Это давление обычно находится на некоторой высоте от забоя скважины, но в частном случае может быть и на устье скважины. При этом подъем нефти будет происходить только за счет гидростатического напора пласта, и предыдущее выражение преобразуется таким образом

№_за6 = 1000 ^p~~^{заб - p2}~~. р

В общем случае условием подъема жидкости будет неравенство

Нр

p заб > -^,

где Н - глубина скважины, м.

При установившемся движении, когда пласт подает столько же жидкости, сколько ее поступит из скважины на поверхность, забойное давление уравновешивается давлением столба жидкости в скважине, противодавлением, создаваемым на устье скважины, и давлением p_lp, необходимым для преодоления трения жидкости о стенки труб при ее движении от забоя до устья скважины:

pзаб = ^Н + p2 + p^, ¦

Давление, затрачиваемое на преодоление трения, в зависимости от условий подъема жидкости

p,p = X Н^{2 р}, (3.1)

^r^р 2dg 10

где X - коэффициент трения, численно зависящий от режима движения жидкости в скважине; v - скорость движения жидкости в скважине, м/с; d - диаметр трубы при движении жидкости, м; g - ускорение свободного падения, м/с².

Скорость движения жидкости

_v Q

21600nd^

где Q - дебит жидкости, т/сут.

В преобразованном виде уравнение (3.1) имеет вид

ptp = X ^HQ²

9,32 • 10⁹п ²рd⁵g

При закрытой скважине, очевидно,

Нр

p заб = p пл = - + p 2.

Таким образом можно определить давление в пласте.

При различных режимах отбора жидкости из пласта, определяя соответствующие значения забойных давлений, можно исследовать характер притока жидкости по уравнению

^Q = ^K(pпл ^- pзаб )

где K - коэффициент продуктивности; n - показатель степени.

Теперь рассмотрим подъем жидкости под действием движущей силы расширяющего газа. Газ, введенный в жидкость, обладает подъемной силой, равной весу вытесненной им жидкости (без учета веса самого газа). Точками приложения подъемной силы газа являются поверхности жидкости, соприкасающиеся с газом. Подъемная сила газа действует на жидкость путем непосредственного давления на нее и посредством трения газа о жидкость.

Для подъема смеси жидкости и газа по вертикальной трубе необходим некоторый перепад давлений между нижним p₁ и верхним p₂ концами подъемной колонны. Значение этого перепада равно сумме:

1) давления веса столба смеси p^;

2) давления, затрачиваемого на преодоление трения смеси о трубы, p,p;

3) давления, затрачиваемого на ускорение жидкости (скорость жидкости в трубах за счет расширенного газа постепенно увеличивается), p_y^;

4) давления, затрачиваемого на ускорение движения газа,

^pYi^:

p1 - p2 = Pсм + p,p + py^ + p_y.T.

Давление, затрачиваемое на ускорение жидкости, p_yx_ по сравнению с давлениями веса столба смеси и трением ее о трубы очень мало. Еще меньшее значение будет иметь p . Таким образом, можно принять

p1 - p2 = p^ + p,p.

При движении смеси давление в колонне труб меняется, что ведет к изменению объемного расхода газа. Таким образом, даже при установившемся движении вдоль подъемника условия движения смеси непрерывно изменяются.

3.2. Оборудование устья фонтанной скважины

В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на вы-киде, ввода в скважину газа или жидкости.

Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемое фонтанной арматурой.

Условия работы фонтанной арматуры определяются:

давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;

наличием мехпримесей и скоростью его движения в арматуре;

характером фонтанирования;

химическим составом газа и нефти и их температурой.

Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования, является давление газа и газонефтяной смеси.

При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению (без учета веса столба газа). При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому.

В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому.

Глубина вскрываемых пластов, а следовательно, и пластовое давление колеблется в широких пределах.

Для удовлетворения различным условиям фонтанирования по ГОСТ 13846-84 арматуру изготовляют по разным схемам (рис. 3.1). Основные параметры фонтанной арматуры приведены в табл. 3.1. Зарубежные фирмы изготовляют фонтанную арматуру по стандарту АНИ6Т, что в основном соответствует нашему ГОСТу. По заказу потребителя арматура может быть изготовлена, например, на давление 210 МПа. Наиболее известны фирмы-изготовители: “Cameron Equipment Inc; “ERC

Industries Inc; “Lanzagorta Int’l; “Manoir Industries Stream-Flo Industries, Lind” (США). Один из видов арматуры приведен на рис. 3.2.

Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, т.е. соединяет между собой техническую и обсадную (эксплуатационную) колонны, и герметизирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки.

Т а б л и ц а 3.1 Основные параметры фонтанной арматуры

Стволовая	часть елки	Условный проход боковых отводов, мм		Рабочее давление р_р,			МПа
Условный проход, мм	Номи нальный диаметр, мм	Условный проход боковых отводов, мм		Рабочее давление р_р,			МПа
50	52	50	14	21	35	70	105	140
65	65	50,65	14	21	35	70	105	140
80	80	50, 65, 80	14	21	35	70	105
100	104	65, 80, 100		21	35	70
150	152	100		21

Рис. 3.1. Тройниковые (t—„ ) и крестовые (%, А ) схемы:

1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка; 10 - фонтанная

елка

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной внутренний ряд труб - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки. Во втором случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на муфтовой подвеске, устанавливаемой в крестовике трубной головки; при двухрядной для внутреннего ряда труб муфтовую подвеску устанавливают в тройнике трубной головки, а для наружного - в крестовике.

Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

Елка араматуры выполняется тройниковой (одно- или двухструнной) либо крестовой (двухструнной). Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси.

В тройниковой двухструнной арматуре рабочая струна -верхняя, а в крестовой может быть любая. Запасные струны используют при смене штуцера или запорного устройства.

Рис. 3.2. Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника:

1 - манометры; 2 - трехходовой кран; 3 - буфер; 4, 9 - задвижки; 5 - крестовик елки; 6 - переводная катушка; 7 - переводная втулка; 8 - крестовик трубной головки; 10 - штуцеры; 11 - фланец колонны; 12 - буфер

Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению и схеме (тройниковая или крестовая) с учетом подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб.

На заводе-изготовителе фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическому испытанию, при котором для арматуры, рассчитанной на рабочее давление до 70 МПа, давление испытания р_исп = 2р_р, а от 70 МПа и выше р_исп = 1,5 р_р.

Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется ма-нифольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы. Запорные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: прямоточные задвижки с уплотнительной смазкой и пробковые краны.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготовляют для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.

Шифр фонтанной арматуры определяет ее схему, конструкцию, способ управления задвижками, условный проход по стволу и боковым отводам, давление, климатическое исполнение и коррозиестойкость.

Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846-84) условно представляется в виде

афх₁х₂х₃ - Х₄Х₅Х₆Х₇,

где А - арматура; Ф - фонтанная; Х₁ - конструктивное исполнение: с фланцевыми соединениями - без обозначения

(наиболее распространенное); подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки - К; подвеска подъемной колонны на муфте в трубной головке - без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН - Э; Х₂ - номер схемы арматуры; при двухрядной концентричной подвеске к номеру схемы добавляется буква “а”; Х₃ - способ управления задвижками: вручную - без обозначения; дистанционно и автоматически -В; автоматически - А; Х₄ - условный проход (в мм) по ГОСТ 13846-84; когда условные проходы ствола елки и ее боковых отводов отличаются, цифровое обозначение указывают дробной величиной; Х₅ - рабочее давление, МПа; Х₆ - климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69: для умеренной климатической зоны - без обозначения; для умеренной и холодных климатических зон - ХЛ; Х₇ - исполнение по коррозиестойкости: для обычных сред - без обозначения; для сред, содержащих: до 6 % СО₂ - K1; до 6 % H₂S и СО₂ - K2; до 25 % H₂S и CO₂ -K3.

На фонтанную арматуру введены изменения в ГОСТ 1384689. Стандарт разработан на устьевую фонтанную и нагнетательную арматуру, состоящую из устьевой елки и трубной обвязки, независимо от области применения по климатическому району и рабочей среде. Настоящий стандарт не распространяется на устьевую арматуру с параллельным подвешиванием НКТ, для добычи и нагнетания теплоносителя, а также на скважины с подводным расположением устья.

Типовые схемы фонтанных елок по ГОСТ 13846-89 аналогичны ГОСТ 13846-84. Основное отличие нового стандарта в том, что в нем предусмотрена не одна, а две схемы трубных обвязок. Первая схема трубной обвязки по ГОСТ 13846-89 аналогична ГОСТ 13846-84, а вторая схема трубной обвязки позволяет подвешивать две колонны НКТ по схеме “труба в трубе” (рис. 3.3).

Рис. 3.3. Типовые схемы трубных обвязок, по ГОСТ 13846-89:

а - для одной колонны НКТ; • - для двух колонн НКТ

Необходимая схема фонтанной арматуры подбирается путем сочетания необходимой схемы фонтанной елки с требуемой схемой трубной обвязки.

Фонтанную арматуру на 14 МПа изготовляют тройникового и крестового типов с крановыми запорными устройствами для скважин, эксплуатируемых фонтанным способом и погружными центробежными электронасосами. Арматура предназначена для работы с некоррозионной средой, с объемным содержанием механических примесей до 0,5 %. Температура рабочей среды 120 °С.

Трубная головка фонтанной арматуры с пробковыми кранами позволяет проводить различные технологические операции при давлении до 20 МПа. Фонтанную арматуру с пробковыми кранами выпускают по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13846-84.

На боковых струнах фонтанной елки установлены регулируемые дроссели.

Запорными устройствами фонтанной арматуры на 14 МПа являются пробковые краны типа КППС.

Уменьшение усилий при повороте пробки, предохранение уплотняющих поверхностей от коррозии и износа, а также обеспечение герметичности затвора крана достигаются за счет специальной конструкции и уплотнительной смазки. Смазку ЛЗ-162 закладывают в кран через канал шпинделя при вывернутом нажимном болте. Под действием нажимного болта п р и его ввертывании смазка продавливается по четырем вертикальным канавкам пробки и поступает в нижний кольцевой канал. В результате каналы со смазкой находятся под давлением и окружают замкнутым кольцом проходные отверстия крана, создавая тем самым необходимую герметичность.

Фонтанную арматуру, рассчитанную на рабочее давление 21 и 35 МПа, изготовляют по тройниковой схеме для подвески одного или двух рядов подъемных насосно-компрессорных труб на резьбовой подвеске патрубка.

Запорным устройством в такой фонтанной арматуре является прямоточная задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность которого обеспечивается плотным контактом шибера с седлами.

Для регулирования дебита скважины фонтанную арматуру оснащают дросселем регулируемого или нерегулируемого типа.

На боковых отводах елки и трубной головки могут быть предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, карманы для замера температуры среды, а также вентили для замера давления.

В прямоточных задвижках ЗМС1 герметичность создается плотным контактом шибера с седлами как на входе, так и на выходе.

Фонтанную арматуру на рабочее давление 70 МПа изготовляют по схеме 6 ГОСТ 13846-84. В качестве запорного устройства применяются прямоточные задвижки ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером, с уплотнением “металл по металлу”, с автоматической подачей смазки в затвор.

Арматура в зависимости от типа комплектуется различными задвижками: АФ6аВ - с ручным, дистанционным и автоматическим управлением; АФ6А - с ручным и автоматическим управлением; АФ6 - с ручным управлением.

Задвижки ЗМАДП с дистанционным и автоматическим управлением пневмоприводные имеют дублирующее ручное управление.

3.3. Регулирование работы фонтанной скважины

Режим работы фонтанных скважин можно изменять: а) созданием противодавления на выкиде фонтанной елки установкой штуцера (называемого обычно устьевым штуцером) или в трапе; б) созданием местного сопротивления у башмака фонтанных труб путем применения глубинного штуцера; в) подбором диаметра и длины колонны подъемных труб.

Устьевые штуцеры применяют нескольких конструкций соответственно характеристике скважины. Отверстие в штуцере делают в зависимости от заданного режима работы скважины. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях за боковыми задвижками (кранами) фонтанной елки. Обычно за задвижкой (краном) на выкиде помещают катушку, а рядом с ней штуцер. За штуцером находится штуцерный патрубок длиной 1-1,2 м, изготовленный из толстостенной 102- или 146-мм бурильной трубы и имеющий на обоих концах фланцы.

На обеих выкидных линиях устанавливают штуцеры с отверстиями одинаковых диаметров с целью сохранения режима работы скважины при смене штуцера.

На рис. 3.4 изображен штуцер, используемый на скважинах, где в продукции скважины содержится песок. В стальной корпус 3 штуцера плотно вставлена стальная термообработанная или выполненная из твердых сплавов втулка 4. Для герметичности уплотнения между буртом штуцера и фланцами устанавливают металлические прокладки 2. При смене штуцера переводят фонтанную струю с рабочей линии на запасную, открыв и закрыв соответствующие задвижки. Для смены штуцера нужно разболтить два соединения штуцерного патрубка, причем нижние болты не следует вынимать из отверстий. Далее, для того чтобы вынуть буртик штуцера из паза, необходимо отвести в сторону на 5-7 мм штуцерный патрубок, после чего его можно будет повернуть на 180°, вынуть из него сработанный штуцер и вставить новый. Новый штуцер устанавливают в обратном порядке.

Для облегчения и ускорения смены штуцеров применяют быстросменяемые и регулируемые штуцеры.

На рис. 3.5 показан регулируемый штуцер (дроссель). В этом штуцере фонтанная струя меняет свое направление на 90°. Чтобы изменить проходное сечение в штуцере, иглу-наконечник 2 приближают к втулке 1 или отдаляют от нее

Рис. 3.4. Устьевой штуцер со сменной втулкой:

1 - катушка; 2 - металлическая прокладка; 3 - стальной корпус; 4 - втулка;

5 - патрубок

путем вращения маховика 6. Значение открытия штуцера показывает стрелка на указателе. Регулируемые штуцеры можно применять только для скважин с малым содержанием песка в фонтанной продукции.

В условном обозначении регулируемого дросселя указывается: ДР - дроссель регулируемый; первое число - диаметр условного прохода, мм; второе число - рабочее давление, МПа; следующее буквенное обозначение - исполнение по коррозионной стойкости по аналогии с фонтанной арматурой и задвижкой, например типа ДР-65*35К1.

При необходимости иметь насадку постоянного сечения предусматривается нерегулируемый дроссель. Для этого сборка, состоящая из шпинделя, насадки, гайки и других деталей, заменяется заглушкой.

Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются при помощи специальных пакеров. Сменяют такие штуцеры без извлечения труб из скважин. Для спуска и подъема забойных штуцеров применяют специальный спускоподъемный инструмент, спускаемый на стальном канате.

3.4. Исследование фонтанных скважин

Основой исследования скважин на приток, независимо от способа эксплуатации, является определенное для данной скважины в данный период ее работы уравнение притока жидкости:

Q = К(р_пл - рза_в)^л. (3.2)

Исследования скважин на приток проводят двумя методами: 1) метод прослеживания уровней или давлений; 2) метод пробных откачек или установившихся отборов.

Первый метод заключается в том, что в скважине отбором или подливом жидкости понижают или повышают уровень жидкости относительно статического уровня, т.е. выводят скважину из состояния равновесия. Затем, прекратив отбор или подлив жидкости, прослеживают во времени изменение положения уровня жидкости в скважине или забойного давления.

Механизм этого процесса заключается в следующем. Уровень жидкости в скважине понижается, т.е. давление на забой становится меньше пластового, и начинается движение жидкости из пласта в скважину. После прекращения отбора жидкость из пласта продолжает поступать в скважину, повышая в ней уровень. Рост уровня вызывает: повышение давления на забой, уменьшение депрессии (разница между пластовым и забойным давлением) и в конечном счете снижение притока жидкости из пласта. Темп подъема уровня замедляется и приближается к статическому. Скорость подъема уровня, очевидно, будет зависеть от значения коэффициента продуктивности исследуемой скважины.

По значениям отбора и забойного давления при этом отборе и изменения их во времени в результате расчетов можно получить уравнение притока жидкости.

Метод пробных откачек при установившихся отборах заключается в следующем.

Производят одновременный замер дебита и забойного давления скважины при установившемся режиме, затем изменяют режим работы скважины, т.е. изменяют значение отбора жидкости, и после установления нового режима эксплуатации скважины вновь одновременно замеряют дебит и забойное давление. Ряд подобных операций (не менее трех) позволяет установить зависимость дебита скважины от забойного давления, т.е. установить уравнение притока.

Для фонтанных скважин второй метод исследования преобладает.

На основе полученных данных строят график зависимости притока жидкости или газа от значения депрессии (разности между пластовым и забойным давлением). Этот график называется индикаторной диаграммой. По этой диаграмме расчетным путем определяют параметры пласта, продуктивность скважины. Индикаторную диаграмму строят в прямоугольной системе координат. На вертикальной оси откладывают значения депрессии давления или же забойные давления, а на горизонтальной оси - суточные дебиты скважин в тоннах или кубометрах. На график наносят фактические данные измерений.

В точке пересечения осей дебита и депрессии давление на забое равно пластовому, т.е. р_пл - р_за6 = Ар = 0; р_пл = р_за(5; поэтому приток отсутствует и дебит скважины равен нулю.

На рис. 3.6 показано построение индикаторной диаграммы. Пересечение линии дебита с линией, соответствующей депрессии, дает точку индикаторной кривой. Как видно из графика, расположенные таким образом в системе координат фактические точки находятся на прямой, называемой индикаторной линией. Это означает, что во всем интервале исследования скважины сохраняется линейный закон фильтрации жидкости в пласте и зависимость между дебитом и депрессией давления прямолинейная. В этом случае зависимость производительности скважины от депрессии выражается формулой:

для жидкости

Дебит Q

Рис. 3.6. Индикаторная диаграмма зависимости

дебит - перепад давления (депрессия)

^Q = ^К⁽р_пл^- Рз_а6⁾ = ^КАР,

где Q - дебит жидкости, т/сут; К - коэффициент продуктивности, т/сут/(МН/м²); А р - депрессия, или разница между пластовым и забойным давлением, МН/м².

Коэффициент продуктивности K показывает, сколько тонн жидкости может дать скважина в единицу времени при снижении давления на забой на 1 МН/м² (или 0,1 МН/м²).

Коэффициент продуктивности определяется по индикаторной кривой как разность от деления размера отрезка 0-I по оси абсцисс на размер отрезка 0-1 по оси ординат или аналогично отрезкам I-II и 1-2.

Формулу притока жидкости и газа к забою скважин можно записать и так:

Ар = aQ,

если положить, что a = 1 /К.

Линейная зависимость дебита от депрессии нарушается при повышенных дебитах скважин вследствие изменения характера фильтрации жидкости вблизи забоя скажины.

Индикаторная линия получается вогнутой или выпуклой к оси дебитов. Для индикаторных линий, изображенных на рис. 3.7, могут быть найдены общие уравнения в виде

Q = К(р_пл - р_м6)^й. (3.3)

При n = 1 зависимость между дебитом и депрессией (р_пл -- р _заб) прямолинейная (кривая 1); это означает, что во всем интервале изменений забойного давления сохраняется линейный закон фильтрации жидкости.

При n < 1 зависимость между дебитом и депрессией представляется выпуклой кривой (кривая 2); это означает, что фильтрация в призабойной зоне происходит по нелинейному

закону, что обычно имеет место при газонапорном режиме или больших дебитах. В этом случае коэффициент продуктивности будет величиной переменной, уменьшающейся по мере увеличения депрессии.

При n > 1 зависимость между дебитом и депрессией представляется вогнутой линией (кривая 3); такие кривые являются результатом неустановившихся капиллярных эффектов в пласте, которые могут возникнуть при некоторых условиях движения жидкости в мелкопористой среде. Так как вогнутые кривые характеризуют неустановившийся режим, то определять по ним коэффициент продуктивности нельзя.

По индикаторной кривой можно определить дебит скважины при всех промежуточных значениях забойного давления, предсказать значение дебита при изменении пластового давления, а также судить о характере движения жидкости в призабойной зоне пласта.

Из уравнений притока жидкости в скважину следует, что при р _заб = р _пл дебит скважины Q = 0; при р _заб = 0 дебит скважины достигает максимального значения. Этот дебит называется потенциальным; он характеризует максимальную производительность скважины при полном снятии противодавления на пласт.

В большинстве случаев индикаторные линии бывают представлены выпуклыми кривыми, или же прямолинейная вначале линия переходит затем в выпуклую. При таких индикаторных линиях коэффициент продуктивности является величиной переменной, разной для каждого участка линии.

В условиях, когда р_заб > р_нас (где р_нас - давление насыщения нефти газом) и НКТ спущены до верхних отверстий фильтра, коэффициент продуктивности

K = ^Q2 ^{- Q}1

^рзатр ^—
р затр

где Q1 и Q2 - дебиты скважины при режимах работы I и II, м³/сут; рз_атр и рз’_атр - затрубные давления на устье скважины

при режимах I и II соответственно:

В условиях, когда р_за6 < р_нас (независимо от глубины спуска НКТ), коэффициент продуктивности

K ₌ _^qL^-Qi_ ,

рзав ^- рз’ав

где рз_ав и рз’_ав - забойное давление при режимах I и II соответственно.

Часто при больших депрессиях линейный закон фильтрации нарушается, и прямая индикаторная линия искривляется. В таких случаях коэффициент продуктивности определяют по прямолинейному участку индикаторной линии. При этом исследуемая скважина должна давать однородную жидкость.

При добыче обводненной нефти строят индикаторные линии - одну для всей жидкости, другую для нефти и третью для воды. При помощи этих линий определяют составляющие общего дебита при каждом режиме.

Если скважину исследовали при недостаточных пределах изменения депрессии, для установления технологического режима работы скважины индикаторные кривые экстраполируют. Прямые индикаторные линии можно экстраполировать до 1,75 Др_тах, а кривые - до 2,25 Др_тах, где Др_тах - максимальная депрессия, полученная при исследовании.

Для экстраполяции кривых индикаторных линий, а также для непосредственного установления режима работы скважины по уравнению притока необходимо определить пластовое давление р_пл, коэффициент продуктивности скважины K и показатель степени n.

По данным исследования скважины при трех разных режимах получим

^Q1 = ^К(пл ^- р\а6) ;

^Q2 = ^К(рпл ^- рз’аб) ;

Путем совместного решения этих уравнений относительно n находят:

' ^рзаб

р п

^р пл ^рзаб

^рпл ^рзаб

Среднее значение

Пластовое давление р_пл находят предварительно непосредственным замером его глубинным манометром (после остановки скважины) или графическим путем нахождения точки пересечения индикаторной линии с осью давлений (при Q = 0).

Из уравнения притока (3.3) коэффициент продуктивности

K ¦¦

рзав)ⁿ

Для большей точности аналогично определению n находят среднее значение коэффициента продуктивности K.

По коэффициенту продуктивности скважины можно найти коэффициент проницаемости и пьезопроводность пласта

_K ⁽i R C K|ij ln—— + C j

k = ^[
rc- , Д,

2nh

где K - коэффициент продуктивности скважины,

см³/с/(кг/см²), который определяется по коэффициенту продуктивности с размерностью т/сут/(кг/см²) путем умножения на 11,57 — (здесь Ь_н - объемный коэффициент нефти;

Рн

р_н - плотность дегазированной нефти, т/м³); ^ - вязкость нефти в пластовых условиях, сП; R_K - половина среднего расстояния между скважинами, м; г_с - радиус забоя скважины (считая по долоту), м; C - общий коэффициент гидродинамического совершенства скважин; h - эффективная мощность пласта, см.

Определение коэффициента проницаемости по коэффициенту продуктивности возможно лишь в условиях безводной нефти И при рзав > рнас.

На основании построенной индикаторной линии или найденного коэффициента продуктивности скважины с учетом заданного дебита устанавливается соответствующий режим работы скважины.

Одночленная формула притока жидкости Q = KAp, выраженная прямой индикаторной линией, справедлива лишь при линейном законе фильтрации. При отклонении от линейного закона фильтрации получается индикаторная линия, выпуклая к оси дебитов. В этих условиях справедлива двучленная формула

Ap = AQ + BQ².

Первый член этой формулы выражает потери напора, вызываемые трением жидкости в порах пласта, которые зависят от дебита и вязкости жидкости. Второй член выражает потери напора, обусловленные инерционными свойствами жидкости, которые зависят от дебита во второй степени и плотности жидкости.

При неустановившемся режиме проводят исследование фонтанных скважин методом восстановления забойного давления. При этом после остановки скважины наблюдают за скоростью восстановления забойного давления во времени. Результаты наблюдений и вычисленные данные заносят в таблицу по следующей форме: точки наблюдений, время t, с, Ар, кг/см². По полученным данным строят кривую восстановления давления в полулогарифмических координатах Ар и lg t и определяют наклон к оси абсцисс (угловой коэффициент) прямолинейного участка этой кривой по двум крайним точкам:

i = tga = ~~^Apn ^-Ар1~~ .

^lg tn ^-^lg ^t1

Если масштабы на осях координат взяты произвольно, то геометрическое значение угла a может и не соответствовать найденному наклону i. В этом случае продолжение прямолинейного участка кривой до пересечения с осью ординат находят длину отрезка

A = i lgii^, (3.4)

r₀²

где X - коэффициент пьезопроводности, см²/с; r₀ - приведенный радиус скважины, см.

Коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура питания

k = 0,183, Д, ih

где Q - дебит скважины, см³/с; b - объемный коэффициент нефти; h - эффективная мощность пласта, см.

Из этой формулы может быть найдена гидропроводность пласта:

** = 0,183 Я!, Д. i

Из формулы (3.4) можно найти приведенный радиус скважины:

2, 25х

пр

10-

где х = —j-т - пьезопроводность пласта, см / с; ^ - вяз-

^(^mP ж + Р п )

кость нефти, сП; m - коэффициент пористости; в_ж - коэффициент сжимаемости нефти, кг/см²; в_п - коэффициент сжимаемости породы, кг/см².

Приведенный радиус скважины может получиться и больше действительного радиуса в тех случаях, когда в призабойной зоне имеются трещиноватость (естественная или полученная при перфорации) или каверны, образованные путем частичного выноса песка в процессе эксплуатации скважины.

Коэффициент гидродинамического совершенства скважины

1 Rk lg —

Гс

1 Rk lg—

пр

В некоторых случаях при исследовании скважины методом восстановления давления не удается получить на графике в координатах р и lg t прямолинейный участок. Это объясняется влиянием на характер кривой восстановления давления продолжающегося во время остановки скважины притока жидкости под действием упругих пластовых сил. Тогда данные исследования скважины надо обрабатывать дифференциальным или интегральным методом.

3.5. Обслуживание фонтанных скважин

Режим эксплуатации скважины устанавливают на основе обеспечения рационального расхода энергии пласта. Нормальная эксплуатация скважины заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.

При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на замерных установках, определяют дебит нефти, газа, содержание воды и песка в продукции скважины и т.п. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования; выкидных линий; скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина. Желательно все ремонтные работы с образованием отложений парафина проводить без остановки скважины.

Результаты наблюдений записывают в специальный журнал. Эти данные служат исходным материалом для установления оптимального режима эксплуатации других скважин, работающих в аналогичных условиях.

При эксплуатации фонтанных скважин могут возникать всякого рода неполадки: запарафинивание НКТ, образование песчаных пробок, разъедание штуцера, обводнение скважины, засорение штуцера и выкидной линии и др. Признаком таких неполадок могут быть изменения буферного и затрубного давлений, дебита нефти, количества воды и песка.

Если засорились НКТ, то буферное давление понижается, а затрубное повышается (если в скважину спущен один ряд насосно-компрессорных труб). В случае образования песчаной пробки в работающей скважине увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть. Это повысит скорость движения продукции по НКТ, что может привести к выносу песка.

Если песчаная пробка образовалась на забое, то затрубное давление падает. Для удаления этой пробки также увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть.

При появлении воды в скважине необходимо уменьшить дебит. При увеличении дебита и уменьшении буферного давления следует увеличить проходное отверстие штуцера. В этом случае переключают линию выкида на другую и заменяют штуцер.

Если засорились штуцер или выходная линия, то дебит снижается, а буферное и затрубное давления увеличиваются. В этом случае также переключают линию выкида нефти на другую и проверяют штуцер и выкидную линию.

Для борьбы с отложениями парафина проводят следующие мероприятия:

уменьшение пульсации фонтанирования при максимальном снижении газового фактора;

применение механической очистки НКТ различными скребками;

покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эпоксидными смолами, эмалями, бакелитовым лаком и др. (футерование) ;

расплавление парафина;

растворение парафина различными растворителями.

При использовании скребков на устьевой арматуре монтируют лубрикатор с сальником. Для спуска скребков на проволоке и их подъема применяют депарафинизационные установки типа АДУ, которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления.

Для расплавления парафина применяют прогрев НКТ закачкой пара, горячей нефти или нефтепродуктов.

Подачу теплоносителей в виде пара от паровой передвижной установки (ППУ) в затрубное пространство и выход его через насосно-компрессорные трубы обеспечивают расплавление и вынос его струей нефти.

Для обработки скважин паром применяют передвижные парогенераторные установки пПу-3М, ППУА-1200/100 и ППУ-1600/100.

Техническая характеристика установки ППУ-3М

Топливо...................................................................... Дизельное

Расход топлива, кг/ч..................................................... До 85

Передвижная парогенераторная установка ППУА-1200/100, ППУ-1600/100 выпускается серийно взамен снятых с производства паровых передвижных установок ППУ-3М (рис. 3.8).

Установка ППУА-1200/100 отличается от установки ППУ-3М большей производительностью, имеет более совершенную конструкцию котла и оснащена системой автоматической защиты котла. Работой основных узлов и систем установки уп-

еЁО. 3.8. iOU$IO,I$ eei-3a:

1 - цистерна для воды; 2 - кузов; 3 - котел паровой; 4 - рама с креплением; 5 - привод и трансмиссия привода; 6 - пи

тательный насос; 7 - автомобиль КрАЗ-255Б;

равляют дистанционно с одного рабочего места - из кабины водителя. Установку монтируют на шасси автомобиля КрАЗ-255Б или КрАЗ-257.

Техническая характеристика ППУА-1200/100

Привод механизмов установки................................ От тягового двигате

ля автомобиля

Мощность, отбираемая от двигателя автомобиля, кВт... 13-15 Размеры, мм, на шасси автомобиля:

КрАЗ-255Б........................................................................................................8588x2700x3740

КрАЗ-257 ............................................................................................................9050x2700x3560

Масса установки, кг:

на шасси КрАЗ-255Б с полной заправкой..........................19 200

на шасси КрАЗ-257 с полной заправкой..............................18 380

В передвижной парогенераторной установке ППУА-1200/100 (рис. 3.9) питательная вода из емкости 7 под гидростатическим напором через водяной фильтр 8 поступает на прием питательного насоса высокого давления 16 и далее нагнетается в парогенератор 26.

На напорном трубопроводе между питательным насосом и парогенератором последовательно смонтированы регулирующий вентиль 20, диафрагма ДВ-100 21 и обратный клапан КП-160 22. С помощью регулирующего вентиля 19 часть потока направляют во всасывающую линию, регулируя расход воды, который измеряют датчиком предельных значений расхода. Для исключения попадания пара в напорную линию при внезапном повышении давления в парогенераторе предусмотрен обратный клапан 22.

Полученный в парогенераторе пар поступает через расширитель 15, регулирующий вентиль 14 и обратный клапан 2 к потребителю. На паропроводе на выходе из парогенератора установлены два предохранительных клапана СППКМ-25-100, отрегулированные соответственно на 10,8 (рабочий) и 10,5 (контрольный) МПа. На расширителе 15 смонтированы приборы контроля температуры и давления. Для предотвращения попадания продукции скважины в трубопроводы установки предусмотрен обратный клапан КП-160 2.

Дизельное топливо из емкости 34 поступает в шестеренный

—><(

Рис. 3.9. Принципиальная схема новки ППУА-1200/100:

А - пар к потребителю; Б - воздух к вентилятору; В - пар в емкость для подогрева воды; Г - сжатый воздух от компрессора; Д - слив (дренаж); /, 19, 20, 27 - вентиль регулирующий В-622-2; 2, 22 - обратный клапан; 3, 18, 23 ~ вентиль запорный В-201; 4 - фильтр воздушный; 5, 9, 17, 25, 35 - пробковый

28 29 30 -

проходной сальниковый муфтовый кран; 6 - ресивер; 7 - емкость для воды; 5 - фильтр водяной; 10, 31 ~ коробка отбора мощностей; II - вентилятор Ц-10-28-4; 12 - заслонка шиберная; 13 ~ клапан предохранительный СППКМ-25-100; 14 -вентиль регулирующий; 15 ~ расширитель; 16 - насос питательный ПТ-2/160; 21 - диафрагма высокого давления ДВ-100; 24 - горелочное устройство; 26 - парогенератор; 28- клапан отсечной 14с821 р; 29 - фильтр топливный; 30, 32 - вентиль регулирующий 15с90бк; 33 - насос топливный ШФ-0,4/255; 34 - бак топливный; 36 - кран запорный

Т а б л и ц а 3.2 Техническая характеристика агрегатов

Показатель	1АДП-4-150	АДПМ-12/150-У1	2АДПМ-12/150-У1
Нагреваемая среда		Нефть сырая
Подача по нефти,	8,2; 14,5	12	12
м³/ч
Температура подогре
ва нефти, °С:
безводной	110-150	150	150
обводненной до	110	122	122
30 %
Давление, развивае	16; 20	13; 16	13; 16
мое в рабочем режи
ме, МПа
Топливо, используе	Дизельное автотракторное ГОСТ 305-82
мое при работе агре-
гата

насос ШФ-0,4/25Б 33. Расход топлива во всасывающую линию регулируют вентилем 32. Топливо, пройдя через топливный фильтр 29, отсечной клапан 28, поступает в горелочное устройство, предварительно подогреваясь.

Воздух в горелочное устройство поступает от вентилятора Ц-10-28-4 11 через шиберную заслонку 12, подогреваясь.

Системы трубопроводов дренируются как естественным сливом через запорную арматуру 9, 36, 23, 18, так и подачей сжатого воздуха из ресивера 6.

Агрегат АДП для депарафинизации скважин горячей нефтью предназначен для нагрева и нагнетания нефти в скважину с целью удаления со стенок труб отложений парафина (табл. 3.2). Агрегат может быть использован также для депарафини-зации трапов, мерников, манифольдов и др.

Агрегат смонтирован на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б1А (рис. 3.10). Привод всех механизмов агрегата осуществляется от тягового двигателя автомобиля. Агрегатом управляют из кабины водителя. В качестве нагреваемой среды используют сырую нефть. Ресурс работы агрегата по запасу нефти равен 4 годам. Его обслуживают два человека.

Весь агрегат состоит из нескольких узлов и систем: нагревателя змеевикового типа, нагнетательного насоса, трансмиссии, вспомогательного оборудования, трубопроводов, контрольно-измерительных приборов и системы автоматики. Нагреватель представляет собой змеевик высокого давления, заключенный в двухстенный кожух. В нижней части нагревателя выложена топка, в которую введена форсунка. Здесь же смонтировано запальное устройство.

3600

Рис. 3.10. Агрегат для депарафинизации скважин горячей нефтью 2АДП-12/150-У1:

1 - насос; 2 - маннфольд; 3 - нагреватель; 4 - трансмиссия привода оборудования; 5 - топливная система

Принцип работы агрегата заключается в следующем. Нефть из емкости всасывается насосом и прокачивается через змеевики нагревателя. При своем движении по змеевикам нефть нагревается до определенной температуры и далее через напорный трубопровод нагнетается в скважину.

Для усиления эффекта воздействия используют подогретые растворители, например конденсат. Эффективным способом борьбы с отложениями парафина в НКТ является их футеровка, т.е. покрытие их внутренних поверхностей специальными лаками, эмалями или стеклом.

В систему обслуживания фонтанных скважин входит оборудование их устья (фонтанной арматуры). Основными элементами ее являются запорные устройства.

Пробковый кран и прямоточная задвижка, уплотняемые смазкой ЛЗ-162, не требуют больших усилий при управлении ими. В прямоточных задвижках для увеличения герметичности категорически воспрещается применять рычаг, так как герметичность от увеличения усилия не возрастает, поскольку плашки плоские. В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками требуется через два-три месяца смазывать подшипники шпинделя солидолами УС. Необходимо также через штуцер в днище корпуса задвижки в соответствии с инструкцией набивать смазку ЛЗ-162. Герметичность затвора прямоточной задвижки повышается за счет уплотнительной смазки, которая автоматически подается к поверхности затвора давлением среды в корпусе задвижки.

После установки фонтанной арматуры с крановыми запорными устройствами на скважине необходимо дополнительно набить уплотнительную смазку во все краны и проверить их на плавность работы затвора. Смазка подается масленкой, которая ввинчивается в резьбовое отверстие шпинделя в месте нажимного болта. Кран в момент набивки смазки должен быть или полностью открыт, или полностью закрыт.

После заполнения крана смазкой нажимной болт необходимо поставить в исходное положение. Рекомендуется ввинтить его на половину длины, чтобы в процессе эксплуатации продавливать смазку на уплотнительные поверхности вращением нажимного болта на пять-шесть оборотов. Регулярная подача смазки на уплотнительные поверхности крана обеспечит постоянную герметичность затвора. Обязательна поднабивка смазки после депарафинизации скважин паром и других технологических операций, проводимых при давлениях, близких к рабочему.

Для надежной работы затвора следует регулярно проверять наличие смазки в системе крана и по мере необходимости, но не реже 1 раза в 3 мес проводить набивку смазки масленкой. Смазку подают масленкой в кран до тех пор, пока ее подача не станет затруднительной.

Фонтанную арматуру, эксплуатирующуюся перед установкой на другой скважине, как правило, проверяют и, если требуется, ремонтируют с обязательным последующим гидравлическим испытанием.

Ремонт задвижки или пробкового крана включает: разборку и промывку деталей в керосиновой ванне, их промер и отбраковку, ремонт изношенных деталей и изготовление новых, сборку задвижки и гидравлическое испытание.

Простые по конструкции и не требующие специальной термической обработки детали изготовляют в ремонтномеханической мастерской.

В арматуре с прямоточными задвижками во фланцевых соединениях, за исключением соединений крестовика с тройником, тройника с переводной катушкой, применены стальные уплотнительные кольца одностороннего касания. В связи с этим на затяжку шпилек требуются значительно меньшие усилия, чем при использовании уплотнительных колец с двухсторонним касанием. После ремонта задвижки подвергают гидравлическому испытанию.

3.6. Техника безопасности при эксплуатации фонтанных скважин

При эксплуатации фонтанных скважин производятся работы: по оборудованию скважин, по ремонту арматуры и чистке песчаных пробок; во время открытых фонтанов по установке задвижек и арматуры. Все эти работы имеют свою специфику.

При производстве работ при спуске НКТ необходимо принять все меры для предупреждения и открытого выброса (фонтанирования).

Основными мероприятиями являются:

заполнение скважины жидкостью заданной плотности до ее устья;

наличие работоспособного превентора;

тщательный технический и технологический надзор за состоянием скважины.

Так как спуск НКТ может проходить в газовой атмосфере (до определенных пределов), то необходимо принять противопожарные меры. Основные мероприятия сводятся к следующему:

недопущение открытого огня вблизи производства работ; выключение электроэнергии вблизи скважины; освещение зоны работ (в темное время суток) прожекторами, установленными не менее чем за 30 м от скважины; применение инструмента, не дающего искры; установка медной воронки (для предупреждения ударов муфт);

осмотр смазки трущихся частей подземных механизмов. Кроме опасности в пожарном отношении, работа в газовой атмосфере вредна, поэтому обеспечение работников противогазами, уменьшение времени пребывания в газовой атмосфере и организация медицинской помощи на месте работы являются обязательными мерами безопасности.

ГЛАВА

ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ СКВАЖИНЫ

Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в осадочном чехле и фундаменте земной коры на различных глубинах: от 250 до 10 000 м и более. Для извлечения пластового флюида на поверхность бурятся газовые и газоконденсатные скважины. По назначению скважины подразделяются на: разведочные, эксплуатационные, наблюдательные и нагнетательные. Газовые скважины используются для: 1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла; 2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов; 3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов;

4) предотвращения подземных потерь газа; 5) получения информации о пласте и забое.

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, температура газа достигает 523 К. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движующегося в скважине.

В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес строительства скважин может составлять 60 — 80 % в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.

Долговечность работы и стоимость строительства скважин во многом определяются их конструкциями.

Оборудование газовой скважины, необходимое для ее эксплуатации, испытания и исследований, состоит из наземного и подземного.

К наземному оборудованию газовых скважин относится арматура и аппаратура, устанавливаемые на устье скважины.

Подземное оборудование включает оборудование забоя и ствола скважины. Оборудование забоя, через который осуществляется сообщение пласта со скважиной, предусматривает обеспечение рабочего дебита при длительной эксплуатации скважин без осложнений и аварий в течение всего срока разработки месторождения. Оборудование ствола скважины состоит из ряда обсадных колонн, включая кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны, обеспечивающих надежность эксплуатации скважины в течение всего периода ее работы, и насосно-компрессорных труб (НКТ), спускаемых для подачи газа от забоя до устья, пакеров, забойных и приустьевых клапанов и клапанов для подачи ингибиторов для борьбы с коррозией и гидратами.

3.1. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.1.1. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Вскрытие газового пласта является завершающим процессом бурения скважины. Технология вскрытия продуктивного пласта значительно влияет на условия освоения и определяет продуктивную характеристику скважины. Методы вскрытия пласта зависят от текущего пластового давления, прочности и фильтрационных характеристик, ожидаемого дебита продуктивного пласта и других факторов.

При вскрытии продуктивного пласта нарушается упругое равновесие пород вокруг ствола скважины. При этом изменяются структура порового пространства и прочностные характеристики пласта, что может привести к значительному снижению проницаемости призабойной зоны пласта и дебита газа.

Для восстановления дебитов обычно рекомендуется интенсификация притока путем создания вертикальных трещин с помощью гидропескоструйной перфорации.

При вскрытии и освоении скважин происходит перестройка напряжений в призабойной зоне за счет снижения пластового давления при постоянстве горного давления. Это может привести к тому, что перед началом деформации вышележащего массива горных пород произойдет расширение пор пласта, нарушающее целостность пород призабойной зоны. В последующем при деформации всего массива вышеле-138 жащих горных пород соотношение горного и пластового давлений изменяется, что ведет к уменьшению пористости, а следовательно, возможны соответствующие нарушения целостности пород призабойной зоны. Указанные явления могут приводить к деформациям призабойной зоны. Эти явления усиливаются акустическими колебаниями пород, возникающими при эксплуатации скважины при дебитах, когда фильтрация газа сопровождается нарушением линейного закона фильтрации.

При вскрытии продуктивного пласта должна быть исключена возможность открытого фонтанирования скважины и в то же время сохранены природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, принимаются меры к улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины путем применения различных методов интенсификации притока газа. Кроме того, необходимо, чтобы работали все вскрытые при бурении интервалы пласта. Это гарантирует длительную безводную эксплуатацию скважин (максимальный коэффициент газоотдачи), наилучшие условия притока газа из каждого пропластка, минимальные коэффициенты фильтрационного сопротивления и высокие энергосберегающие дебиты газа.

Предупреждение открытого аварийного фонтанирования достигается противодавлением столба бурового раствора на забой. Для этого необходимо, чтобы давление столба бурового раствора в стволе скважины на забой на 10—15 % превышало ожидаемое пластовое давление, что создается путем применения бурового раствора, в котором регулируется его плотность. Например, используются меловой раствор с добавками для его утяжеления барита или гематита, раствор с добавками КМЦ (карбонил-метил-целлюлоза) и др. При низком качестве бурового раствора вода может фильтроваться в пласт на глубину от нескольких сантиметров до метра и более. На стенках ствола скважин образуется плотная глинистая корка, которую довольно трудно удалить. Отметим, что проницаемость глинистой корки обычно на два порядка ниже проницаемости пласта. Наличие глинистой корки и от-фильтровавшейся в пласт воды резко снижает коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны скважины. Поэтому при вскрытии продуктивного горизонта необходимо обращать особое внимание на качество бурового раствора. Водоотдача бурового раствора должна быть минимальной — до 2 — 3 см³ за 30 мин, условная вязкость в преде-

Рис. 3.1. Схема гидродинамически совершенной и несовершенной

скважин:

а — совершенная по степени и характеру вскрытия; б — несовершенная по степени и совершенная по характеру вскрытия; в — совершенная по степени и несовершенная по характеру вскрытия; г — несовершенная по степени и характеру вскрытия

лах 18 — 25 с. Толщина образуемой корки на стенках скважин не должна превышать 2 — 3 мм.

Бурение при вскрытии пласта ведут с замедленной подачей долота на забой и тщательно следят, особенно при подъеме бурового инструмента, за обязательным заполнением скважины до устья буровым раствором.

При наличии в продуктивном интервале глинистых п ро-слоев необходимо принимать меры по борьбе с разбухаемо-стью глин, которая может привести к ухудшению продуктивной характеристики скважины и осложнениям при эксплуатации.

При вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического в целях предупреждения фильтрации воды в пласт и обеспечения высокой продуктивности скважины применяют буровые растворы на нефтяной основе или используют поверхностно-активные вещества (ПАВ). При составлении проектов разработки следует рассматривать возможность вскрытия малодебитных пластов с продувкой забоя газом или использования других средств или методов интенсификации притока газа для уменьшения коэффициентов фильтрационного сопротивления.

Рис. 3.2. Схемы конструкций забоев при закаичиваиии скважин:

1 — обсадная колонна; 2 — фильтр; 3 — цементный камень; 4 — пакер; 5 — перфорационные отверстия; 6 — продуктивный пласт; 7 — хвостовик

При вскрытии продуктивного пласта устье скважины оборудуется противовыбросовым устройством — превентором. В газовых скважинах до вскрытия продуктивных пластов предусматривается спуск, как минимум, одной промежуточной колонны или кондуктора на глубину, исключающую возможность разрыва пород давлением газа при закрытии превентора в случае выброса. На газовых месторождениях с большим этажом газоносности и аномально высоким пластовым давлением спускаются дополнительные промежуточные колонны для прохождения всего этажа газоносности без поглощения промывочной жидкости, а также для предотвращения связанных с этим выбросов. До вскрытия газового пласта промежуточной колонной или кондуктором перекрываются породы, поглощающие буровой раствор, а также породы, сообщающиеся с дневной поверхностью. Башмаки колонн устанавливаются в плотных, непроницаемых породах. В случае бурения, когда в качестве промывочной жидкости используется газ или воздух, скважина оборудуется специальным вращающимся превентором. Вскрытие пласта газом или воздухом обеспечивает получение больших дебитов газа и предотвращает засорение призабойной зоны глинистым раствором.

Продуктивный пласт вскрывают полностью или частично (рис. 3.1). Если в данном интервале или участке пласта нет подошвенных или контурных вод и не ожидается их поступления в процессе разработки, пласт может вскрываться на полную толщину (см. рис. 3.1, а, б); в противном случае вскрывают часть толщины пласта, при которой не должно быть притока вод к забою скважины в течение всего или длительного периода эксплуатации (см. рис. 3.1, б, г). Обычно при большой толщине пласта не доходят на 50—100 м до газоводяного контакта. В целом задача о величине вскрытия пласта и выборе рабочего, в том числе и энергосберегающего, дебита является технико-экономической, решаемой путем оценки многих вариантов и выбора из них оптимального, исходя из условий обеспечения длительного безводного периода эксплуатации и наибольшего коэффициента газоотдачи.

В зависимости от характеристики пород призабойной зоны пласта (устойчивости от разрушения при ожидаемом дебите, наличии подошвенной воды и воды в пропластках между объединяемыми горизонтами, пластовых давлений и др.) выбирается соответствующее оборудование забоя газовой скважины. Если призабойная зона сложена устойчивыми породами (песчаниками, известняками, ангидритами), то сообщение продуктивного пласта со скважиной осуществляется открытым забоем (см. рис. 3.1, а, •).

При наличии устойчивых коллекторов применяется оборудование забоя фильтром с манжетным цементированием или спуск хвостовика. На рис. 3.2 приведены схемы конструкций забоев при заканчивании скважин.

Фильтры обычно изготовляются из труб, на которых имеются вертикальные или горизонтальные щели. Ширина щелей в зависимости от фракционного состава песка, слагающего продуктивный пласт, составляет от 0,75 до 3 мм. Когда фильтр имеет диаметр эксплуатационной колонны, он спускается одновременно с ней после вскрытия скважины на полную глубину. Цементаж осуществляется с помощью манжетной заливки, т.е. от кровли продуктивного пласта. Когда фильтр имеет диаметр меньше диаметра эксплуатационной колонны, то эксплуатационная колонна спускается до кровли продуктивного горизонта, производится ее цементаж, после чего скважина бурится до проектной глубины и оборудуется фильтром-хвостовиком. Спуск фильтра-хвостовика в скважину производится на бурильных трубах с переводником, имеющим левую резьбу, который навинчивается на специальную муфту с конической резьбой, ввернутой на конец фильтра. После спуска и установки фильтра на забое поворотом бурильных труб вправо вывинчивают левый переводник специальной муфты и затем производят подъем бурильных труб из скважины.

Специальные гравийно-намывные и другие виды фильтров, а также крепление призабойной зоны фильтрующими смолами и пластмассами находят практическое применение на скважинах подземных газовых хранилищ, которые сложены неустойчивыми и рыхлыми песками, склонными к пробкообразованию.

Когда призабойная зона сложена из неустойчивых пород, склонных к обвалу, сообщение скважины с пластом осуществляется путем перфорации (см. рис. 3.2, г, д). В случае применения перфорации эксплуатационная колонна спускается с перекрытием и цементажом продуктивного пласта. После затвердения цемента и разбуривания цементного стакана скважину подготавливают для перфорации. Вначале производят промывку скважины со спуском НКТ или бурильных труб до забоя с целью удаления осадка из глинистого раствора и разбуренного цемента. Скважина после промывки не должна простаивать, чтобы не образовался осадок бурового раствора на забое. После перфорации скважину промывают со спуском труб до фактического забоя (дна) с последующей заменой раствора на воду.

Оценка проникновения бурового раствора в пласт

При бурении скважин на забое устанавливается давление, обычно превышающее пластовое. Поэтому в пласт проникает буровой раствор или его фильтрат, ухудшая фильтрационные параметры продуктивного пласта. Если толщина продуктивного пласта значительна, а скорость бурения невелика, то раствор может проникнуть на большое расстояние. Ниже приводится метод оценки проникновения раствора в пласт.

Пусть фильтрация раствора происходит в соответствии с законом Дарси. При этом вязкость раствора постоянна и вытеснение газа происходит поршневым образом, а проницаемость пласта по вертикали равна нулю. Расход раствора, приходящийся на единицу толщины,

q = — ^Р^з^-
Р~~^пл~~ , (3.1)

И Щг / ^r0⁾

где к — проницаемость пласта в горизонтальном направлении; и — вязкость раствора; р_з — забойное давление; р_пл — пластовое давление на глубине n; r — радиус проникновения раствора в пласт; r₀ — радиус скважины.

В том случае, когда в призабойной зоне образуется глинистая корка радиуса r₁ и проницаемости kj, ее влияние на расход раствора можно учесть. Для этого в формулу (3.1) нужно подставить величину

^k-1 _r \ ^k1

r_c I —

^r1

где г_с — истинный радиус скважины.

Полагая, что забойное давление определяется весом столба раствора в скважине, получаем

^r0² I ^ro² ' ^m^^r0²

Зная момент вскрытия уровня h, по формуле (3.7) можно найти радиус проникновения раствора для любого момента времени. При этом следует помнить, что Ар также зависит от h.

При пользовании формулой (3.7) зависимость начала отсчета времени от глубины h вызывает некоторое неудобство. 144

Рис. 3.3. График для расчета радиуса проникновения раствора

Для получения единого времени введем в формулу время т, отсчитываемое от момента вскрытия забоем кровли пласта

Рис. 3.4. График изменения радиуса проникновения раствора r в зависимости от глубины h за различное время, сут:

1 - 174; 2 - 348; 3 - 378

(отметки h₀). Если бурение производится с постоянной ско

ростью v, то отметка вскрывается забоем в момент

т* = —. (3.8)

Тогда в формуле (3.7)

t = т - т*. (3.9)

Расчетная зависимость имеет вид: при т < (h - h₀)/v

r = r0;

при т > (h - h₀)/v

f (r / ч) - «14» , (3.10)

m^r₀

где f(x) = x²(lnx² - 1) + 1; x = (r/r₀).

График функции lnf(x) представлен на рис. 3.3. Если т < т*, то долото не дошло до глубины h и, следовательно, раствор на этой отметке в пласт не проник. Если т > т*, расчет ведется по формуле (3.10). Для этого, подставляя соответствующие параметры, вычисляем правую часть формулы. Зная f(r/r₀), по графику (см. рис. 3.3) находим r/r₀.

Приведем результаты расчета радиуса проникновения

раствора для следующих исходных данных: v = 2,88 м/сут; m = 0,15; к = 100-10^-3 мкм²; ^ = 50 сП; р = 1700 кг/м³; р₀ = 33,3 МПа; р₁ = 38,3 МПа; r₀ = 10 см; h₀ = 2300 м; h₁ = = 3300 м.

Кривые зависимости r от h для трех моментов времени приведены на рис. 3.4. Кривая 1 соответствует моменту, когда буровой инструмент достиг отметки 2800 м (пройдена половина толщины продуктивного пласта); кривая 2 - моменту прохождения инструментом подошвы пласта (отметки 3300 м). Если после вскрытия подошвы прошел еще один месяц, то распределение радиуса проникновения определяется кривой 3. Примерно посредине разреза раствор проникает в пласт на максимальное расстояние (кривые 2, 3). Наличие максимума можно объяснить тем, что с увеличением глубины растет депрессия на пласт при уменьшении времени фильтрации из скважины. Сочетание этих факторов, действующих в противоположные стороны, определяет существование максимума.

Как показывают расчеты, снижение скорости бурения приводит к более значительному проникновению раствора. Максимум на кривых 2 и 3 становится более четким.

Перфорация газовых скважин

Основным методом сообщения ствола с пластом на газовых скважинах является перфорация, осуществляемая с помощью специальных стреляющих аппаратов, называемых перфораторами. Спуск и подъем перфоратора из скважины производится на бронированном каротажном кабеле при помощи подъемника, смонтированного на автомобиле. Выстрел из перфоратора вызывается электрическим током, подводимым по кабелю с пульта управления каротажной станции. Современное оборудование допускает селективную работу по одной пуле, отдельными группами или залповую работу всеми снарядами одновременно.

Перед перфорацией эксплуатационную колонну в скважине опрессовывают с целью проверки ее герметичности. В большинстве случаев перфорация осуществляется в скважинах, заполненных промывочной жидкостью или водой. При перфорации каналы пробиваются пулями, торпедами (снарядами) и кумулятивной струей, образующейся за счет истечения металла с внутренней поверхности облицовки заряда. Действие перфораторов различного типа характеризуется их пробивной способностью.

Размеры перфорационных каналов, получаемых при применении различных перфораторов, показаны на рис. 3.5.

Помимо конструктивных особенностей перфораторов глубина перфорационного канала зависит от гидростатического давления, температуры, плотности среды, толщины слоя жидкости между перфоратором и стенкой скважины, твердости металла и цементного камня и др. Исследованиями установлено, что с увеличением пористости и проницаемости породы глубина перфорационного канала растет. С увеличением прочности породы размеры перфорационного канала уменьшаются.

Перфораторы пулевые (ПП3) выпускаются диаметром 65, 80 и 98 мм и рассчитаны на максимальное давление 50,0 МПа и температуру среды 115 °С. Для глубоких скважин с высокой температурой на забое выпускаются специальные перфораторы ППТ-90 и ППТ-105, для которых допускается температура 165 °С.

По сравнению с пулевыми более эффективными являются торпедные перфораторы, принципиальным отличием кото-

Рис. 3.5. Каналы, образующиеся в породе при вскрытии пластов (в мм).

Перфорация:

а — пулевая; б — торпедная (ТПК-22); в — кумулятивная (ПК-103); г — гидропескоструйная

рых является использование вместо пули-болванки снаряда диаметром 22 — 32 мм. Проникая на определенную глубину, такой снаряд, взрываясь, создает каверны и разветвленную систему трещин, которые служат дополнительными каналами для притока газа в скважину. Перфорацию проводят в плотных породах, так как в рыхлых породах могут образовываться песчаные пробки на забое.

Снарядные перфораторы изготовляются различных размеров: ТПК-22 для спуска в 5" колонну и ТПК-32 для спуска в 6" обсадную колонну.

Для обеспечения большей глубины прострела, особенно в твердых породах, широкое распространение нашла кумулятивная (беспулевая) перфорация. Эта перфорация основана на принципе осевой кумуляции. Отверстия в колонне создаются не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов. При взрыве образуется направленная струя газов. Скорость струи газов достигает 9 км/с, а давление, оказываемое ею на поверхность ствола, составляет порядка 30 000 МПа.

При кумулятивной перфорации создаются отверстия без повреждения колонны и цементного кольца.

Кумулятивный заряд массой 30 г пробивает в плотных породах канал глубиной 200 — 250 мм (пуля обычного перфоратора образует канал глубиной не более 20 — 25 мм). Бескор-пусные кумулятивные перфораторы дают возможность увеличить массу заряда до 200 — 250 г, благодаря чему глубина каналов вырастает до 400 мм и более.

Диаметр пробиваемого отверстия прямо пропорционален калибру кумулятивного заряда и зависит от формы кумулятивной выемки. Заряд кумулятивного перфоратора представляет собой шапку взрывчатого вещества, имеющего специальную конусообразную выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва.

Диаметр перфоратора максимально приближается к диаметру перфорируемой колонны с целью снижения бесполезного расхода энергии заряда на прохождение пространства между перфораторами и перфорируемой колонной.

Изготовляются кумулятивные перфораторы различных видов: корпусные ПК-103 и бескорпусные ПКС-80 и ПКС-105. Бескорпусные кумулятивные перфораторы ПКС являются более мощными и производительными по сравнению с кумулятивными корпусными перфораторами ПК-103.

Кумулятивную перфорацию, как наиболее эффективную, целесообразно применять в твердых породах в условиях наи-148 более трудного сообщения призабойной зоны скважин с продуктивным пластом.

Однако в тех скважинах, где может быть обеспечено хорошее вскрытие продуктивного пласта пулевой перфорацией, следует применять ее, как наиболее дешевую по сравнению с перфорацией других видов.

Перфорацию обычно осуществляют в скважине, заполненной глинистым раствором, и на устье устанавливается противовыбросовая задвижка высокого давления, позволяющая закрыть скважину при аварийном проявлении пласта после перфорации.

В середине 50-х годов применялась перфорация газовых скважин в газовой среде под давлением с целью предохранения от засорения глинистым раствором призабойной зоны в процессе и после перфорации. Перфорация в газовой среде под давлением, осуществляемая через лубрикатор, была предложена во ВНИИГазе. Она начала находить применение на газовых месторождениях Западной Украины и СевероСтавропольского месторождения и обычно использовалась на скважинах, в которых отсутствовали фонтанные трубы. Из-за необходимости последующей задавки скважин для спуска НКТ и ряда самопроизвольных прострелов на устье в лубрикаторе в дальнейшем эта перфорация применения не нашла. При разработке модифицированной технологии перфорации в газовой среде при спущенных НКТ или последующем спуске НКТ под давлением ее можно использовать как один из методов интенсификации притока газа, в том числе в плотных низкопроницаемых коллекторах, для которых большое значение имеют эффективные условия вскрытия пласта.

В качестве метода интенсификации притока находит применение гидроабразивный — гидропескоструйная перфорация. Гидроабразивный метод основан на использовании кинетической энергии струи жидкости с абразивными частицами (песком), истекающей с большой скоростью из насадок, спускаемых в скважину на колонне НКТ.

В качестве основного оборудования гидропескоструйной перфорации служит струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. Для нагнетания жидкости обычно используют цементировочные агрегаты. Сущность гидропескоструйной перфорации состоит в том, что при нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком с большой скоростью выходит из сопел и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу.

Гидроабразивный метод имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстие в колонне и в цементном кольце не имеет трещин, интервал вскрытия устанавливается более точно, имеются возможности регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы и трещины.

Гидропескоструйная перфорация применяется для вскрытия пластов при опробовании разведочных и эксплуатационных скважин, в том числе с ухудшенными фильтрационными параметрами призабойной зоны, для вскрытия пластов в скважинах, оборудуемых для раздельной эксплуатации двух и более пластов в одной скважине, вскрытия пластов с трещиноватыми и плотными низкопроницаемыми коллекторами.

Гидропескоструйное вскрытие обычно не дает должного эффекта в интервалах, ранее обработанных соляной кислотой, или после гидроразрыва, а также при повторном вскрытии высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением.

Кроме того, применяется комбинированное вскрытие перфорацией (или открытым забоем) и последующей солянокислотной обработкой (например, на Вуктыльском, Оренбургском месторождениях и др.) или перфорацией и гидравлическим разрывом пласта и т.д.

Ранее (в большей степени за рубежом и в меньшей у нас) применяли ядерные взрывы для глушения аварийных газовых фонтанов, вскрытия и интенсификации газовых и нефтяных пластов, перевода непромышленных залежей в промышленные, а также для увеличения дебита скважин. После объявления моратория на ядерные взрывы этот вид работ был прекращен. (В частности, ядерным взрывом в пробуренной специально наклонной скважине был погашен аварийный фонтан на месторождении Урта-Булак, дебит которого по данным акустико-гидродинамических исследований превышал 18 млн. м³/сут).

После вскрытия продуктивного пласта одним из указанных выше способов в скважину спускают насосно-компрессорные трубы и приступают к промывке со спуском труб до нижней отметки забоя и освоению скважины на приток газа. После возбуждения для очистки призабойной зоны проводится продувка скважины. В процессе продувки выносятся вода и глинистый раствор, поступившие в призабойную зону при бурении и перфорации. В случае применения глинистых растворов с большой плотностью, значительно превышающей пластовое давление, что имеет место, например, при 150 вскрытии пластов большой толщины (Карачаганакское месторождение и др.), часть интервалов пласта в призабойной зоне может быть запечатана из-за поступления в них значительного количества раствора. В результате этого будет получен небольшой дебит газа. В этом случае необходимо для очистки от глинистого раствора, если продувка не дает должного эффекта, закачать в призабойную зону воду с добавками ПАВ, метанол или конденсат и повторить продувку. Кроме того, в случае необходимости проводятся работы по дополнительной перфорации или интенсификации притока. Количество отверстий и оптимальная плотность перфорации рассчитываются, исходя из конкретных условий данного месторождения, применяемого оборудования ствола и конструкции перфораторов.

3.1.2. ОСВОЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕ БУРЕНИЯ

Процесс освоения заключается в возбуждении скважины, очистке от жидкости и других примесей ствола, забоя и призабойной зоны. Освоение заканчивается проведением полного комплекса гидродинамических и акустико-гидродинамических исследований.

Возбуждение скважины состоит в понижении давления, создаваемого столбом жидкости (буровой раствор или вода) на забое, до давления меньше пластового, чтобы обеспечить приток газа из пласта.

Понижение давления на забое при освоении скважины достигается путем:

замены промывочного раствора водой с целью уменьшения плотности жидкости; если пласт не возбуждается, воду заменяют более легким раствором, например, нефтью;

одновременного нагнетания в скважину воды и воздуха (или газа);

снижения уровня жидкости в скважине при помощи сваба или желонки.

Жидкость в стволе скважины оказывает на пласт давление:

р = Рждн, (3.11)

где р_ж — плотность жидкости, кг/м³; д — ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с²; Н — высота столба жидкости, м (до верхних дыр перфорации).

Пример. Скважина глубиной 2000 м и пластовым давлением 25,0 МПа заполнена до устья буровым раствором плотностью, равной р_ж = 1500 кг/м³. Давление, оказываемое столбом бурового раствора, составляет 30,0 МПа, т.е. превышает пластовое давление на Ар = 5,0 МПа. Скважину можно освоить путем снижения плотности раствора или понижения уровня жидкости.

Определим, до какого значения необходимо снизить плотность раствора в скважине, чтобы забойное давление стало равным пластовому р_пл (25 МПа = 25-10⁶ Па):

Р_пл 25 • 10⁶ лппл / ₃ р = =-= 1274 кг/м³.

^ж дН 2000 • 9,81

При неизменной плотности раствора в скважине для обеспечения условия р_з = р_пл его уровень необходимо снизить на

Ah = ^Р^р^-
Р~~^пл~~ = ~~⁵ •¹⁰~~⁶ = 400,1 м.

р_жд 12,74 • 9,81

На практике для обеспечения притока газа в скважину забойное давление необходимо снизить ниже пластового дополнительно на значение потерь на трение при движении газа от забоя до устья и учесть депрессию Ар_з, которую необходимо создать для вызова притока газа из пласта в скважину.

При замене промывочного раствора на более легкий необходимо знать, какое давление потребуется создать на насосах, прокачивающих жидкость (а при аэрации раствора — давление газа на устье).

Освоение скважин, в которых отсутствуют НКТ (что иногда применяется в виде исключения для неглубоких скважин), производится путем оттартывания жидкости при помощи желонки. Оттартывание осуществляется до уровня, при котором создавшаяся разность между пластовым давлением и давлением, создаваемым столбом жидкости в стволе сквжины, достаточна для того, чтобы выбросить промывочный раствор или воду и перейти на фонтанирование газом.

Скважины можно освоить нагнетанием в затрубное пространство воздуха или газа с помощью передвижных компрессоров или газом высокого давления из соседних освоенных скважин.

При методе "раскачки" для освоения скважины первоначально создается давление газа или воздуха в затрубном пространстве, вследствие чего часть жидкости из скважины че-152 рез фонтанные трубы будет выброшена на поверхность. После прекращения истечения жидкости из НКТ затрубное пространство резко соединяют с атмосферой. Затем напорную линию от компрессора или газопровода присоединяют к НКТ, вновь создавая давление. В результате нескольких таких "раскачек" давление столба жидкости на забой скважины станет меньше пластового и скважина будет фонтанировать.

В некоторых случаях освоение рядом расположенных газовых скважин производят сжатым газом, который подводят по газопроводу от работающей скважины.

Перед освоением скважину тщательно промывают со спуском НКТ до нижней отметки забоя, чтобы не допустить образования осадка бурового раствора в нижней части фильтра, так как в скважинах при отсутствии НКТ или когда они опущены до верхнего интервала перфорации при значительной толщине пласта, а также когда при промывке НКТ не доходят до нижних отметок забоя, после освоения работает только верхняя часть вскрытого интервала продуктивного пласта, а нижняя часть его запечатана осадком из глинистого раствора.

Примером могут служить отбивки фактических забоев по скважинам большинства разрабатываемых месторождений.

В процессе освоения при наличии в стволе значительного количества твердых примесей недопустима остановка скважины до окончания выноса этих примесей и перехода на фонтанирование газом, так как в противном случае может образоваться пробка, которая может привести к засорению или прихвату фонтанных труб. В качестве примера может служить скв. 42 Шебелинского месторождения, в процессе освоения которой выносилось большое количество бурового раствора, и, не дождавшись продувки скважины до получения чистого газа, освоение ее было остановлено, в результате чего образовалась пробка, на ликвидацию которой было затрачено несколько месяцев.

После возбуждения и очистки забоя и призабойной зоны от глинистого раствора и других примесей скважину продувают на одном из рабочих дебитов с выпуском газа в атмосферу на факел. Время продувки колеблется от нескольких часов до суток и зависит от количества и характера выносимых примесей. Для скважин с возможным интенсивным выносом породы, увеличивающимся во времени, который может привести к осложнениям при эксплуатации, продолжительную продувку при высоких депрессиях делать нельзя. Дебит газа, допускаемый при продувке, зависит от характеристики пласта и состояния надземного оборудования. Более эффективными для очистки призабойной зоны являются периодические продувки скважины до получения при каждой из них чистого газа без примесей. При опасном разрушении призабойной зоны продувку осуществляют через штуцера, последовательно во времени увеличивая размер последних и наблюдая за количеством выносимых твердых частиц и жидкости.

Обычно со временем дебит газа и давление на устье скважины при продувках на неизменном штуцере увеличиваются по мере очищения призабойной зоны. Уменьшение дебита и давления на устье в процессе продувки свидетельствует о засорении забоя и требует немедленного прекращения продувки. Для определения количества примесей, выносимых из пласта, и характера их изменения во времени применяют се-парационные передвижные установки.

В процессе исследований и последующей эксплуатации скважины следят за состоянием забоя. Для этого ведут наблюдение за примесями, скопившимися в сепараторах, и проводят периодическую отбивку забоя специальной желонкой, спускаемой на проволоке через лубрикатор с помощью лебедки. Для того чтобы желонка не оборвалась при подъеме, на башмаке фонтанных труб устанавливается раструб, через который спускаются до забоя грузы: желонка — для отбивки забоя, глубинные приборы — для исследований. Наилучшие результаты дает применение глубинных шумомеров или информационно-управляющих комплексов.

Скопление примесей выше башмака НКТ может быть замечено по показаниям давления на буфере и затрубье после закрытия скважины.

Наиболее простым мероприятием для очистки забоя от скопившихся примесей в большинстве случаев является продувка скважин, которая производится периодически по мере накопления жидких и твердых примесей. Весьма эффективным способом разрушения и выноса песчаных пробок и жидкости является низкочастотное озвучивание забоя большой мощности. На завершающей стадии разработки месторождений, когда пластовое давление значительно ниже гидростатического, эффектиность продувки снижается.

В ряде скважин имеется зумпф, расположенный ниже вскрытого интервала, который, как правило, заполнен жидкими и твердыми примесями. В том случае, если при засоре-154 нии забоя продувка не дает желаемых результатов, осуществляется капитальный ремонт скважины.

Для удаления жидкости с забоя скважины на завершающей стадии разработки эффективно применять плунжерный лифт и поверхностно-активные вещества.

3.2. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

3.2.1. КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

Газовые скважины подразделяются на вертикальные, наклонные, горизонтальные и многозабойные.

Наклонные, горизонтальные и многозабойные скважины применяются с целью увеличения дебита в низкопроницаемых коллекторах, при наличии на территории месторождения жилых или промышленных объектов, расположении месторождений в зоне континентального шельфа, тяжелых климатических условиях (тундра, болота) и т.п., а также на завершающей стадии разработки на макроуровне, обойденные продвинувшейся пластовой водой.

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту.

Конструкция газовых скважин зависит от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений и других факторов.

На рис. 3.6 приведены схемы конструкций газовых и газоконденсатных скважин.

Физические свойства газа (плотность и вязкость), их изменение в зависимости от давления и температуры существенно отличаются от плотности и вязкости нефти и воды. Плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50—100 раз меньше, чем у воды и нефти.

Рис. 3.6. Конструкции скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях и в подземных хранилищах газа:

$ — Майкопское газоконденсатное месторождение (скв. 37), 146мм обсадная колонна (сварная); • — Вуктыль-ское газоконденсатное месторождение ; , —

Уренгойское газоконденсатное месторождение (высокодебитная

скв. 22); „ — Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв.

18); д — ПХГ1; А -ПХГ2; 1 — хвостовик

Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину, чем в нефтяных, для предотвращения разрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды и выхода газа на дневную поверхность.

Глубина спуска кондуктора в газовых скважинах

h = L - RTln-^, (3.12)

Рср?^Л

где L — глубина скважины; R — удельная газовая постоянная; T — средняя температура на длине (L — h); р_н — начальное пластовое давление газа; р_ср — средняя плотность горных пород разреза на длине h; д — ускорение свободного падения.

Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин. Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типов УС-1, ГС-1. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается использованием цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

3.2.2. ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ СКВАЖИН

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов: 1) литологического и фациального состава пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор; 2) механической прочности пород; 3) неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу; 4) наличия газо-, нефте- и водоносных пластов в продуктивном разрезе; 5) местоположения скважины на структуре и площади газоносности; 6) назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная) .

Если газовая залежь пластового или массивного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами), а в продуктивном разрезе отсутствуют нефте-

Рис. 3.7. Схема оборудования забоя газовых скважин в рыхлых горных породах на ПХГ:

1 — бурильные штанги диаметром 60,3 мм; 2 — переводник с левой резьбой; 3 — обсадная колонна диаметром 146 мм; 4 — интервал ствола скважины, расширенной до 256 мм; 5 — гравий; 6 — щелевой

фильтр; 7 — труба диаметром 50 мм; 8, 9 — клапаны обратной и прямой циркуляции соответственно; 10 — хвостовик диаметром 62,7 мм; 11 — забой

Рис. 3.8. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа:

1 — обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 — противовыбросовая головка;

3 — манометр; 4 — соединительные трубы; 5 — кран, регулирующий подачу гравия; 6 — бункер для гравия; 7 — цементировочный агрегат; 8 — емкость

с водой

и водонасыщенные горизонты, то добывающие скважины могут иметь открытый забой. Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтровую часть пласта на забой скважины спускается хвостовик. Когда газонасыщенный пласт представлен слабосцементированными породами, а в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные пропластки, то открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов либо рыхлые породы призабойной зоны пласта укрепляются вяжущими веществами.

В последнее время наибольшее распространение, особенно при оборудовании забоя скважин, расположенных в р ыхлых

песчаных пластах на подземных хранилищах газа (ПХГ), создают намывные гравийные фильтры. В этом случае с помощью специальных гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в которой намечается намывка гравия, например со 146 до 256 мм. Диаметр образованной зоны определяют с помощью каверномера. После расширения зоны намывки гравия в скважину на НКТ спускают забойный фильтр (рис. 3.7) длиной 10,6 м, трубу, перфорированную круглыми отверстиями диаметром 10—12 мм, общая площадь которых составляет 15 — 20 % площади боковой поверхности трубы. Труба обматывается сеткой галунного плетения № 18, проволокой из нержавеющей стали или капронового волокна с зазорами 0,5— 1 мм между витками. В нижней части фильтра имеется клапанная коробка с клапанами для осуществления прямой и обратной промывки скважины. Ниже клапанной коробки фильтра находится хвостовик из НКТ диаметром 62,7 мм, длиной 19 м. Выше фильтра устанавливается затвор из 100-мм НКТ длиной 13 м.

На рис. 3.8 изображена принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине ПХГ. Перед намывом гравия со средним диаметром частиц 1 мм проводится прямая и обратная промывка скважины. После полного вытеснения глинистого раствора водой начинается закачка гравия в расширенную часть пласта. После намыва гравия пласт испытывается на вынос песка. Для уменьшения проявления арочного эффекта и предотвращения возможного образования пустот в гравийном массиве и выноса частиц пласта в скважину через эти пустоты рекомендуется увеличивать зазор между надфильтровой трубой и обсадной колонной скважины.

Призабойная зона пласта в рыхлых коллекторах может укрепляться закачкой в поровое пространство жидких вяжущих веществ — о р -

ганических полимерных ма- s

Рис. 3.9. Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта

териалов, которые при взаимодействии с катализатором полимеризации затвердевают и цементируют рыхлую породу. В качестве вяжущих химических веществ в зависимости от температуры и минерального состава пласта-коллектора используют органические смолы, пластмассы, специальные составы типа "перматрол".

В качестве органических смол применяют эпоксидную, фе-нолформальдегидную, карбамидную (крепитель М), а также смолы из сырых фенолов и формалина, РР-1. На рис. 3.9 изображена схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта. Исходными реагентами для получения смолы служат сырые фенолы и формалин. В качестве катализатора полимеризации применяется едкий натр. Работа по обработке скважины проводится в следующем порядке.

1. В скважине определяют глубину забоя, температуру пласта, удаляют песчаную пробку, исследуют поглотительную способность.

2. В скважину спускают заливочные трубы 6 диаметром 50 или 75 мм. Кольцевое пространство между обсадной колонной и заливочными трубами герметизируют пакером 7.

3. Устье скважины оборудуют заливочной головкой 5.

4. Цементировочный агрегат 3 закачивает в скважину формалин, а цементировочный агрегат 1 — раствор сырых фенолов и щелочи. Исходные реагенты смешиваются в тройнике-смесителе 4.

5. После закачки исходных реагентов в скважину при помощи агрегата 2 осуществляют продавку смолы в пласт водой.

Реагенты закачивают в пласт в предельно короткий срок

— от 15 до 30 мин.

6. После продавки скважину оставляют на время, необходимое для затвердевания смолы, в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно 2 сут, при 343 и 333 К — 4,8 и 14 сут соответственно.

7. Проверку результатов крепления призабойной зоны пласта проводят путем ее исследования при установившихся отборах. Способ крепления призабойных зон скважин органическими смолами был усовершенствован за счет одновременной закачки в скважину жидкой фенолформалиновой смеси с песком. Содержание фенолформалиновой смеси составляет 35 — 40 % массы песка. В этом случае прочность закрепленного песка призабойной зоны практически не умень-160 шается и, что особенно важно, не уменьшается коэффициент проницаемости обработанной призабойной зоны. Смесь указанного состава отвечает всем требованиям перекачки.

Для крепления рыхлых песков на подземных хранилищах газа при низких температурах пласта (293 — 303 К) разработан метод крепления смолой из фенолоспирта. В качестве катализатора полимеризации (поликонденсации) используется бен-золсульфокислота (БСК).

Отличительные черты технологии крепления этим способом: 1) смола продавливается в пласт при помощи углеводородной жидкости (газовый конденсат или дизельное топливо);

2) после продавки смолы в пласт в объеме, равном объему порового пространства пласта радиусом 1 м, в пласт закачивается теплый газ, что способствует повышению прочности смолы и упрощает освоение скважины после обработки;

3) обработка призабойной зоны смолой проводится без задавки скважины жидкостью; это сокращает время обработки, сводит до минимума проблему взаимодействия воды с породами цементирующего вещества пласта-коллектора (особенно с глинами монтмориллонитового типа, набухающими при взаимодействии с пресной водой), повышает качество сцепления смолы с породами пласта. Таким методом были обработаны призабойные зоны многих скважин на различных ПХГ.

Если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или имеет место чередование газо-, нефте- и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, иметь открытый забой нельзя. В этих условиях скважина бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в нее можно спускать фильтры, собранные на поверхности.

3.2.3. ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА СКВАЖИН

Ствол скважины — промышленное сооружение, которое обеспечивает безаварийную работу в течение всего срока разработки месторождения.

С целью изоляции проходимых при бурении водяных пластов, а также для предохранения стенок скважины от обвалов, сообщения пласта с устьем после бурения ствол скважины крепят (обсаживают) стальными обсадными трубами с последующим их цементажом.

Под конструкцией газовой скважины понимают ее глубину, диаметр и глубину спуска обсадных колонн, высоту подъема цементного раствора за колоннами, оборудование забоя, диаметр и глубину спуска насосно-компрессорных труб, а также комплекс оборудования, включающий пакера, забойные и приустьевые клапаны и соответствующую аппаратуру для контроля за работой скважины.

Чтобы в начале бурения не было искривления ствола скважины, в специально вырытом шурфе (шахте) устанавливается направление соответствующего диаметра длиной 2 — 3 м. Следующую колонну, называемую кондуктором, обычно спускают на глубину 50 — 500 м с целью предохранения скважины от обвалов пород и поступления в скважину воды из водоносных пластов, залегающих в этом интервале глубин.

После кондуктора в скважину спускают еще одну или две, в зависимости от глубины или других условий, обсадные колонны. Если после кондуктора спускают две колонны, то первая (наибольшего диаметра) называется промежуточной, а вторая — эксплуатационной. При соединении труб в колонны для обеспечения герметичности соединений в процессе эксплуатации скважины применяют специальные уплотнительные смазки, которые используют и для муфт, навинченных в заводских условиях, и поднимают цемент до устья.

Для каждого месторождения выбор конструкции газовой скважины производится исходя из особенностей геологического строения месторождения, климатических условий, физико-химических характеристик газа и жидкости, распределения температур от устья до забоя, условий бурения и эксплуатации в течение всего срока разработки месторождения. Конструкция газовых скважин должна обеспечивать: экологическую безопасность в течение всего срока разработки месторождения;

прочность скважины как технического сооружения, исключающую смятие и разрушение обсадных колонн в течение всего периода эксплуатации;

изоляцию водо-, нефте- и газоносных пластов; разобщение продуктивных горизонтов, являющихся объектами самостоятельной разработки;

предотвращение межколонных газопроявлений, прорывов газа и грифонообразований в процессе бурения и эксплуатации скважины;

минимально необходимый расход материалов и средств в процессе разведки и разработки месторождения;

получение максимально допустимого дебита скважин; возможность работы при оптимальных технологических режимах при максимальном эффективном использовании пластовой энергии;

вынос жидкости с забоя скважин;

возможность подачи ингибитора для борьбы с коррозией и гидратообразованием в стволе и на забое скважины.

Специальная конструкция скважин предусматривается в случае раздельной эксплуатации двух и более горизонтов в одной скважине. Особая конструкция скважин с точки зрения прочности и создания необходимой герметичности (например, даже путем спуска сварных колонн) должна предусматриваться для скважин, в которых из одного пласта осуществляется добыча газа, а в другой пласт производится закачка газа или воды. Такого рода скважины могут потребоваться на многопластовых месторожедниях и при закачке газа или воды в газоконденсатные залежи с большим содержанием конденсата при разработке их с поддержанием давления.

Скважины в зонах вечной мерзлоты, где возможны смятие колонн после бурения при длительной их остановке, а также потеря устойчивости за счет растепления ствола при эксплуатации скважины, должны сооружаться с большей надежностью. Для зон вечной мерзлоты на кондукторе может устанавливаться изоляция или специальный второй кондуктор для обеспечения циркуляции хладагента. Межколонное пространство над цементным стаканом заполняется незамерзающей жидкостью, например, соляркой, а ствол скважины при длительной ее консервации — соляркой или раствором хлористого кальция.

Иногда для улучшения связи цементного кольца с колонной наружная поверхность эксплуатационных колонн покрывается песком.

В газовых скважинах эксплуатационные колонны дополнительно рассчитываются на внутреннее давление, соответствующее статическому давлению после вызова притока газа, а промежуточные колонны — на максимальное давление при выбросе.

Высота подъема цементного раствора за обсадными колоннами газовых скважин, как правило, устанавливается: за кондуктором — до устья;

за промежуточными колоннами — с перекрытием башмака предыдущей колонны на 100 м;

за эксплуатационными колоннами при осуществлении мероприятий, обеспечивающих герметичность резьбовых соединений обсадных труб, из расчета перекрытия башмака предыдущей промежуточной колонны на 100 м.

В случае опасности утечек газа через резьбовые соединения обсадных труб, а также при наличии в газе агрессивных компонентов (углекислоты, сероводорода) цементный раствор за эксплуатационной колонной поднимается до устья скважин. Наличие сероводорода в газе требует выбора соответствующего металла или покрытий для эксплуатационных колонн и фонтанных труб.

После цементажа каждая колонна подвергается испытанию на прочность и герметичность.

Контроль за высотой подъема цементного раствора за обсадными колоннами осуществляется электротермометром или другими методами через 8—12 ч после окончания цементирования, а качество заполнения кольцевого пространства цементным раствором определяется цементомером после подготовки скважины к перфорации.

Испытание эксплуатационной колонны состоит в предварительном снижении уровня и наблюдении за его изменением (подъемом) в течение заданного промежутка времени. Например, колонна считается герметичной, если за 8 ч уровень жидкости не поднимается более 1 м в 125— 152-мм колоннах, 0,5 м в 178 — 203-мм колоннах и 0,3 м в 229 — 254-мм колоннах. Если при испытании обсадной колонны уровень жидкости поднялся выше допустимого, то обсадная колонна считается негерметичной. В этом случае проводится повторное испытание и в зависимости от полученного результата составляется план дальнейших работ по данной скважине.

На большинстве газовых промыслов применяются одно-или двухколонные конструкции скважин. При этом одноколонная конструкция, состоящая из кондуктора и эксплуатационной колонны, обычно используется для небольших глубин до 600—1000 м. Для значительных глубин более 2500 — 3000 м применяются трехколонные конструкции скважин.

Размер эксплуатационной колонны, как правило, составляет 12,7 или 15,2 см и реже 20,3 или 25,4 см.

При проектировании конструкции газовой скважины исходный диаметр эксплуатационной колонны определяется исходя из обеспечения надежной и безопасной дли-164 тельной эксплуатации скважины, а диаметр НКТ выбирается исходя из условий обеспечения заданного рабочего дебита и выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей потоком газа, а также из необходимости обеспечения минимума потерь давления в стволе скважины.

Эксплуатация газовой скважины должна осуществляться по НКТ.

НКТ обеспечивают надежную добычу газа и подъем жидкости с забоя, предохраняют эксплуатационную колонну от абразивного и коррозионного разрушения, дают возможность подавать в ствол и на забой антигидратные и антикоррозионные ингибиторы, а при необходимости без особых затруднений задавливать скважину раствором или водой. Кроме того, НКТ способствуют проведению необходимых исследований глубинными приборами.

В зарубежной практике для освобождения ствола газовых скважин от жидкости используются сифонные трубки диаметром 2,54 — 3,81 см, которые спускаются в НКТ или параллельно с ними, если скорость восходящего потока газа в них недостаточна для выноса жидкости с забоя.

Диаметр эксплуатационных колонн газовых и газоконденсатных скважин выбирается в зависимости от геологопромысловой характеристики продуктивных горизонтов и обеспечения надежных условий эксплуатации скажин, а также на основании технико-экономических расчетов, в которых рассматриваются зависимости получаемых дебитов газа и потерь давления в скважинах разного диаметра и оптимальных значений газоотдачи по пласту в целом с затратами на скважины. Выбранный диаметр скважины влияет на эффективность разработки, промысловое обустройство и транспорт газа.

Скважины с увеличенными диаметрами эксплуатационных колонн диаметром 20,3 — 25,4 см пробурены на Уренгойском и Медвежьем месторождениях, где из каждой такой скважины предполагался дебит газа 3 — 6 млн. м³/сутки.

Для газовых и газоконденсатных месторождений, особенно если газ содержит агрессивные компоненты, необходимо предусматривать дополнительные условия, обеспечивающие надежность скважин, в том числе спуск заколонного пакера на конце эксплуатационной колонны, оборудование забоя специальными забойными клапанами и пакером, спускаемым на НКТ, и заполнение затрубного пространства ингибитором для борьбы с коррозией.

Примером выбора утяжеленных конструкций газовых

Рис. 3.10. Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины:

1 — эксплуатационный пакер; 2 — ци реляционный клапан; 3 — ниппель; 4 — забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 — разобщитель НКТ; 6 — ингибиторный клапан; 7 — аварийный срезной клапан; 8 — НКТ; 9 — жидкий ингибитор коррозии и гидратооб-разования; 10 — хвостовик

скважин могут служить скважины Оренбургского и Карачаганакского месторождений, где вслед за кондуктором спускается 20,3-см промежуточная колонна до кровли продуктив-ног горизонта, далее спускается 12,7—15,2-см эксплуатационная колонна.

С падением давления в залежи уменьшаются дебиты газовых скважин, меняются условия бурения, а также изменяются конструкции пробуренных на поздних этапах эксплуатационных скважин.

В процессе эксплуатации скважины необходимо осуществлять регулярное наблюдение за состоянием ствола и устья, в том числе за возможными вибрациями башмака НКТ, деформациями колонн, и контроль за межколонным давлением. Для регистрации межколонного давления колонная головка оборудуется специальным патрубком с вентилем и манометром. При возрастании межколонного давления следует принять соответствующие меры по его ликвидации вплоть до глушения скважины для ее ремонта.

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должна удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола, устья и забоя. Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять: 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплута-цию скважины на установленном технологическом режиме;

5) замену насосно-компрессорных (фонтанных) труб (НКТ) без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 3.10.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитель (пакер); колонна насосно-компрессорных труб; ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; аварийный, срезной клапан; разъединитель колонны НКТ; хвостовик. Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсе-кателями включает: посадочный инструмент, ловители, шар с седлом для посадки пакера, приемный клапан, головку к скважинным приборам, грузы, гидравлический ясс, механический ясс, шлипсовый замок, груз для обрыва скребковой проволоки, двурогий крюк, уравнительную штангу, инструмент для управления циркуляционным клапаном.

Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (Н₂8, CO₂, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа.

Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта.

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на НКТ и устанавливается обычно выше пакера.

Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т.д. Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска в скважину и извлекается вместе с ними.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидра-тообразования. Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска и извлекается вместе с ними (КИМ-89В-350К).

Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца НКТ при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Аварийный срезной клапан КАС168—140 предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа КЦ при помощи проволочного приспособления. Устанавливается с НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (КО219/168— 140).

Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов: разобщителя (пакера); собственно клапана-отсекателя. К пакерам, применяемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования: безотказность в работе; надежность разобщения пласта от затрубного пространства; возможность установки на любой заданной глубине; малое время для соединения с колонной НКТ; простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость; устойчивость к агрессивным средам при высоких давлениях и температурах.

На рис. 3.11 дана схема пакера типа HRP-1 фирмы "Камко" (США). Он имеет корпус, состоящий из верхней 8 и нижней 38 труб, соединенных между собой. Верхний и нижний концы корпуса заканчиваются переводниками 1 и 45. На наружной поверхности верхней трубы размещен уплотнительный элемент в сборе. Он состоит из резиновых манжет 17 и 18, фигурных колец 16, гильзы 19, упора 14 и сдвигающегося кольца 21. На наружной поверхности нижней трубы корпуса смонтирован шлипсовый узел, состоящий из упора 42 с втулкой 43, шлипсов 39 и толкателя 37. Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера А, которую образует цилиндр 29 и соединенный с ним толкатель 37, поршень 27 со стаканом 34, связанным через втулку храпового механизма 26 кольцом 21 с корпусом пакера. В нее нагнетается жидкость при установке пакера в скважине. Для удержания пакера в рабочем (уплотненном и заякоренном) состоянии поршень 27 и цилиндр 29 снабжены храповыми механизмами 32 и 23, состоящими из четырех секторов и двух пружинных колец 22 и 31 каждый.

Рис. 3.11. Разобщитель (пакер) HRP-1 фирмы "Камко" (США)

Рис. 3.12. Пусковая пробка РЕ-500

Для освобождения пакера от обсадной колонны перед извлечением его из скважины предусмотрен механизм распаке-ровки, состоящий из разгрузочной муфты 7 с наружной и внутренней левыми резьбами. Внутренней резьбой разгрузочная муфта соединяется с верхним концом корпуса пакера, а наружной — через разгрузочный упор 9 и втулку 2 с колонной НКТ. Кроме того, разгрузочная муфта через корпус подшипника 12 соединена с упорным кольцом 33 уплотнительного элемента. Для облегчения вращения колонны НКТ при распакеровке служат подшипники 11, а для предотвращения проворачивания корпуса пакера при этом — пружины 40, прикрепленные к шлипсам винтами 41. В местах возможных утечек и перетоков жидкости в пакере установлены уплотнительные резиновые кольца 4, 10, 13, 15, 30, а резиновые соединения закреплены винтами 3, 25, 28, 36, 44. Для удержания подвижных деталей в статическом положении при спуске пакера в скважину, а также для предварительной опрессовки его (4 МПа) служат штифты 20 во втулке 24 и кольцо 35.

После достижения пакером места посадки в скважине в НКТ бросается шар 2 (рис. 3.12), который садится на седло 3 пусковой стационарной пробки РЕ-500, удерживаемое в ко р -пусе клапана 1 на срезных тарированных штифтах 5 на нижнем конце пакера. Седло уплотнено в корпусе резиновым кольцом 4.

В колонну НКТ под давлением нагнетают жидкость. Жидкость через отверстие в корпусе пакера поступает в камеру Л (см. рис. 3.11). Под действием усилия, возникающего под давлением жидкости в камере, штифты 20 срезаются, пор -шень 27 и толкатель 37 перемещаются в противоположные стороны. При движении поршня 27 вверх усилие от него че-

рез втулку храпового механизма 26 передается на сдвигающееся кольцо 21. При этом резиновые манжеты 17, 18 деформируются и разобщают зоны затрубного пространства, расположенные выше и ниже пакера. При движении толкателя 37 вниз шлипсы 39 выдвигаются наружу, чем достигается заяко-ривание пакера в обсадной колонне. Когда давление в колонне НКТ достигает 23 — 27 МПа, срезные тарированные штифты а разрушаются и шар с седлом падают на забой, а храповые механизмы 23 и 32 фиксируют пакер в уплотненном и заякоренном состоянии в обсадной колонне.

Для освобождения пакера от обсадной колонны колонну НКТ вращают по часовой стрелке на 15 оборотов, одновременно поднимая ее. При этом прежде всего от приложенного момента вращения срезаются штифты 5, затем при первых четырех оборотах разгрузочный упор 9 сворачивается с разгрузочной муфты 7 до упора вращающейся муфтой 6. При этом отверстие во втулке 2 оказывается выше конца верхней трубы 8 и центральный канал пакера сообщается с затруб-ным пространством. Через него закачкой жидкости в затрубное пространство промывается надпакерная зона затрубного пространства от возможных накоплений механических примесей перед срывом пакера с места установки. При дальнейшем повороте разгрузочная муфта 7 сворачивается с верхней трубы 8, которая последовательно перемещает за собой вверх корпус подшипника 12, упор подшипника 14, гильзу 19, сдвигающееся кольцо 21, втулку храпового механизма 26, поршень 27.

Поршень увлекает за собой цилиндр 29 и толкатель 37, при этом как уплотнительные элементы 17 и 18, так и шлипсы 39 освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные диаметральные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скажины.

Во ВНИИГазе производится гидравлический пакер типа ПГ (ПГ-118-50 и ПГ-140-50), технической особенностью которого является использование патентованной системы с запорным храповым механизмом и сдвоенными плунжерами. Такое конструктивное решение впервые дает возможность осуществить посадку и извлечение пакера гидравлическим способом без вращения или осевого перемещения колонны НКТ в месте установки пакера, что позволяет спускать в скважину одновременно два или более пакера.

Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забой-

Рис. 3.13. Забойный прямоточный клапан-отсекатель 03П-73

ного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.

На рис. 3.13 дана схема клапана-отсекате-ля типа ОЭП-73. Забойный прямоточный от-секатель (ОЗП) состоит из корпуса 6, к нижнему концу которого присоединен клапанный узел, имеющий седло 10, заслонку 14, пружину 12, ось 13 и кожух 15. К верхнему концу кожуха присоединен переводник 1, имеющий упор а. В центральном канале устройства помещен подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11. Подвижный патрубок 4 имеет наружную проточку. Между подвижным патрубком 4 и корпусом 6 уста^} новлено фиксирующее устройство, состоя-г щее из пружины 5, цанги 7 и регулировоч-| ной гайки 3. Лепестки в цанге вазаимодейст-_f вуют с проточкой подвижного патрубка 4 и кольцевым выступом в корпуса 6. Кольца 2,

) 8 и 9 уплотняют поверхности сопрягаемых

деталей. Устройство работает следующим образом. Перед спуском отсекателя в скважину, исходя из рассчитанного дебита, устанавливают сменный штуцер 11 и гайкой 3 регулируют пружину 5 на определенное усилие. К переводнику 1 присоединяют уравнительный клапан и замок; сборку спускают в скважину и устанавливают в ниппеле.

Во время нормальной работы скважины газ или жидкость из пласта, проходя через центральный клапан устройства, поднимаются на поверхность по колонне НКТ. При прохождении газа через штуцер 11 создается перепад давлений, усилие от которого перемещает штуцер 11 с подвижным патрубком 4 в крайнее верхнее положение, но усилие пружины 5 фиксируемого устройства препятствует этому, в результате заслонка 14 остается открытой. Увеличение расхода газа через штуцер приводит к возрастанию перепада давлений на нем. Когда усилие, вызванное перепадом давлений, превысит усилие пружины 5, подвижный патрубок 4, отжимая пружину, начнет перемещаться вверх. После перемещения подвижного патрубка на 3 — 5 мм цанга 7 отходит от выступа в корпуса 6 и, выходя из взаимодействия с проточкой, освобождает подвижный патрубок 4 от действия пружины 5. Подвижный патрубок мгновенно перемещается до упора а переводника 1. В этот момент под действием пружины 12 заслонка 14 перекрывает центральный канал устройства.

Клапан-отсекатель открывается следующим образом. В НКТ на скребковой проволоке спускают уравнительную штангу, которая открывает уравнительный клапан. При этом нижний конец ее упирается в подвижный патрубок 4. После выравнивания давлений над и под заслонкой 14 подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11 под действием веса уравнительной штанги перемещается в крайнее нижнее положение. В результате заслонка устанавливается в положение "открыто". Лепестки цанги 7, взаимодействуя с кольцевым выступом корпуса 6 и проточкой б подвижного патрубка 4, фиксируют последний в рабочем положении.

Клапан-отсекатель ОЗП-73 имеет следующие преимущества: 1) седло и заслонка клапана находятся вне действия потока газа, не подвергаются абразивному износу; 2) отсутствует мертвая зона, влияющая на надежность работы отсекателя в скважинах, имеющих в потоке газа твердые взвеси; 3) небольшая длина отсекателя, благодаря тому что пружина фиксирующего устройства при наличии цанги имеет жесткую характеристику; 4) четкость срабатывания на закрытие, так как пружина сжимается только на 3 — 5 мм и перестает действовать на подвижную трубу, тогда как в других конструкциях усилие пружины постоянно воздействует на подвижный элемент устройства.

Саратовский филиал СКБ "Росгазавтоматика" разработал конструкцию клапана-отсекателя К-168-140, входящего в комплект скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (К-219/168-140).

Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений содержат коррозионные компоненты: сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионовую, щавелевую, масляную). Так, например, пластовый газ Астраханского месторождения имеет следующий состав (% по объему): сероводород 26,5, углекислый газ 11; месторождения Урта-Булак — 5,35 и 3,15; Оренбургского — 1,3 — 5 и 0,5 — 1 ,75.

Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений

Рис. 3.14. Схема компоновки подземного оборудования скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении:

1 — хвостовик диаметром 127 или 114 мм и длиной 100— 380 м; 2 — пакерное устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм; 3 — клапан-отсекатель с проходным сечением 33,4 мм; 4 — циркуляционный клапан типа “скользящая втулка” с внутренним диаметром 73 мм; 5 — НКТ диаметром 127 или 114 мм

и температур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов. При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давления и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнительные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм/год.

Срок службы НКТ до обрыва в верхней части и падения на забой скважины на месторождениях Краснодарского края составляет 1 — 18 мес, нарушение герметичности задвижек фонтанной арматуры происходит в течение 1—2 мес, фланцевых соединений — в течение 4 — 6 мес.

На рис. 3.14 изображена схема компоновки скважинного оборудования на Оренбургском газоконденсатном месторождении. В добывающие скважины спускается скважинное оборудование фирмы "Камко” (США), включающее: хвостовик диаметром 127 или 114 мм, длиной 100 — 380 м, предназначенный для улучшения условий освоения и эксплуатации вскрытой продуктивной толщины пласта; пакерное устройство с диаметром проходного сечения 57 мм для разобщения затрубного пространства от внутренней полости НКТ с целью предохранения эксплуатационной колонны от воздействия кор -розионно-активных компонентов в добываемом газе; клапан-отсекатель с диаметром проходного сечения 33,4 мм в пакерном устройстве для предотвращения чрезмерного

увеличения дебита скважины; циркуляционный клапан с

внутренним диаметром 73 мм типа "скользящая втулка” для сообщения трубного пространства с затрубным; НКТ диаметром 127 или 114 мм.

Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважины от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

Для защиты от коррозии внешней поверхности хвостовика, направленного воздействия соляной кислотой на карбонатные породы открытого забоя скважины, получения более точных данных при геофизических исследованиях скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении усложнили конструкцию хвостовика, изменили узел разобщения призабойной зоны пласта от затрубного пространства.

Хвостовики скв. 196, 743, 775 оборудовали подпакерным циркуляционным клапаном, струйными клапанами, ниппелем для установки скважинной пробки.

Для проведения дебитометрии, поинтервального замера пластовых давлений, отбора проб в колонне обсадных труб в призабойной зоне скважины в ТюменНИИгипрогаз разработали конструкцию подвижного хвостовика. В процессе эксплуатации скважины хвостовик находится в крайнем нижнем положении. Продукция скважины движется через хвостовик и НКТ на устье. При проведении исследования в процессе работы скважины в нее через лубрикатор на каротажном кабеле или канате спускается специальное подъемное устройство, которое зацепляет хвостовик в нижней его части. Хвостовик поднимается вверх, при этом на поверхности следят за нагрузкой по индикатору массы. Захватывающее устройство поднимается на поверхность. В освобожденной от хвостовика зоне перфорации проводят указанные исследования. После этого хвостовик с помощью специального устройства вновь опускают вниз в рабочее положение.

Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород на месторождениях Севера используются двухстенные трубы с высокоэффективной теплоизоляцией между ними.

ВНИИГаз разработал насосно-компрессорные теплоизолированные трубы модели ЛТТ-168 х 73, состоящей из внешней несущей трубы 168 х 11Д и внутренней трубы 73 х 5,5Д. Между стенками труб диаметрами 168 и 73 мм может помещаться теплоизоляция любого типа с коэффициентами теплопроводности до 0,01163 Вт/(м-К). Трубы ЛТТ-168 х 73 использованы в конструкции скв. 110 Южно-Соленинского месторождения.

Определение диаметра и глубины спуска НКТ

Колонну НКТ спускают в скважину для: 1) предохранения эксплуатационной обсадной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (Н₂8, CO₂, кислот жирного ряда — муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной и др.), содержащихся в потоке газа; 2) контроля за условиями отбора газа на забое скважины; 3) создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых взвесей и жидкости с забоя скважины;

4) равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему вскрытому интервалу; 5) проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину.

Определение внутреннего диаметра НКТ. При работе газовых скважин газовый поток, как правило, несет некоторое количество твердых и жидких частиц. Вертикальное движение частиц в восходящем газовом потоке наблюдается в стволе скважины и сепараторах.

Рассматривая вертикальное движение частицы, введем предположение, что она несжимаема; влиянием стенок трубы на частицу и взаимодействием между частицами пренебрегаем. Направим ось х вертикально вниз. Тогда уравнение движения для частицы будет

= — = (_Шч - m_T)g ± F cos(x, F), (3.13)

где т_ч — масса частицы; т_г — масса газа в объеме частицы; w — относительная скорость частицы; g — ускорение свободного падения; F — сила сопротивления.

В общем случае вертикального движения частиц возможны следующие три случая.

1. Среда, где происходит движение частиц, является неподвижной. Тогда силой, двигающей частицы, будет только сила тяжести. При этом скорость частицы будет возрастать с увеличением размера и удельного веса частиц, уменьшением плотности и вязкости среды. Вязкость газовой среды влияет только на скорость движения мелких частиц.

2. Поток газа движется вверх. В этом случае движутся и среда, и частицы. Если рассматривается движение частиц относительно потока газа, то скорость потока газа во внимание не принимается. При осаждении частиц важно знать скорость их движения относительно стенок сепараторов, так как этим определяется эффективность отделения. Частицы будут уноситься потоком газа, если w < v (w — скорость движения частиц относительно газового потока; v — скорость газа). В этом случае частицы будут двигаться вверх со скоростью w,j = —(w — v). Когда w = v, т.е. w, = 0, частицы находятся в газовом потоке во взвешенном состоянии. Падение частиц осуществляется, когда w > v, при этом скорость падения w_ч = w — v.

3. Поток газа движется вниз. Здесь частицы будут падать только вниз, притом с большей скоростью, чем при спокойном падении. В этом случае скорость падения частиц w_ч = = w + v [4].

Сила сопротивления всегда противоположно направлена движению частицы, следовательно,

cos(x, ^А F) = ± 1;

(3.14)

при движении частиц вниз, когда w > 0, имеем cos(x, ^А F) = = — 1 и при движении вверх, когда w < 0, имеем cos

(x, ^А F) = +1 [4].

В общем виде сила сопротивления выражается уравнением

₂

F = ^f w_?l

(3.15)

где ф — коэффициент сопротивления, который зависит от числа Re и формы частицы; f — миделево сечение частицы; р_г — плотность среды.

В зависимости от характера обтекания частицы в уравнении (3.15) изменяется коэффициент сопротивления от линейного до квадратичного режимов.

В общем виде закон сопротивления с учетом сил трения и сил инерции в безразмерной форме представим в следующем виде:

(3.16)

где а и в — постоянные.

Эта формула применима при любых значениях числа Рейнольдса. При малых числах Re, когда имеется ламинарное обтекание частицы, формула (3.16) превращается в закон Стокса. Наоборот, при высоких числах Re величина в значительно больше a/Re, и формула (3.16) превращается в закон Ньютона.

На рис. 3.15 приведено сравнение с экспериментальными данными формулы (3.16) для шара, когда a = 24 и в = 0,44. Наибольшие отклонения по формуле (3.16) получаются в переходной области, для линейного и квадратичного законов сопротивления наблюдается относительно небольшое отклонение от фактического сопротивления. Учитывая же приближенность расчетов движения частиц, которые на практике проводятся для оценки их скорости, считаем, что формула

(3.16) вполне приемлема.

При рассмотрении неустановившегося движения частиц коэффициент сопротивления является переменным и в общем случае может изменяться от линейного до квадратического режима. Поэтому при рассмотрении этой задачи вы-ражение коэффициента сопротивления формулой (3.16) является наиболее удобным и обоснованным.

Установившееся движение частицы характеризуется равенством силы тяжести силе сопротивления. Подставляя в уравнение (3.13) силу сопротивления, выраженную формулами (3.15) и (3.16), после некоторых преобразований получаем

^(рч ^{— р}г ^)q _ ³M^aw _ ^3рг^вw 2 = 0

⁴Рч 4р_ч^ ⁴Р А '

откуда скорость движения частицы

_1ПлУ_I_I_I_I_I_I_I_I_I_Г I J

10~⁵10~⁴ Ю'^ъ Ю'² 10^л 1 10 10² 10³ 10⁴ 10^s 10 ⁶ Re

Рис. 3.15. Зависимость ф от Re для частиц шарообразной формы:

1 — экспериментальная кривая; 2 — кривая по формуле (3.16)

(3.17)

2d,р_гр

+ , ⁴ff^d(pч _ рг⁾

³рг ^в

где ^ — вязкость газа; ё_ч — диаметр частицы; р_ч — плотность частицы.

Скорость по формуле (3.17) может быть найдена для любой формы частиц на всем диапазоне изменения Re.

Для шарообразных частиц формула (3.17) примет вид

( 27,3|i + + 3,03d₄(p_ч _рг)д _ 27,3|л

(3.18)

I ^^рг ^j

^рг *^ч^рг

Для круглых пластинок при a = 20,4 и р = 1,12

(3.19)

^dч^pг

^рг

⁽9,11|i + 1,19d₄(p₄ _ рг)д 9,11|i

\) ^d_ч^pг ^j

Таким образом, формула (3.17) применима для любой формы частиц и характеризует установившееся движение частиц на всем диапазоне изменения режимов, начиная от линейного до квадратичного. Формулы (3.18) и (3.19), справедливые для шаров и пластинок, охватывают крайние случаи изменения формы частиц.

Переходя к рассмотрению неустановившегося движения частицы, отметим, что коэффициент сопротивления является также неустановившимся.

Из уравнений (3.13) (3.15) и (3.16) после некоторых преобразований получим

dw = ⁽р_ч _ рг⁾д _⁽a + р+ ³рг^ж2dt р_ч ) Re j 4р^_ч

Обозначая

3ргв _;

3|ia

; ь--

; c ¦¦

⁴рч ^dч

^(рч ^р г^)g

^рч

получаем

dw 2

(3.20)

— = c _ bw _ aw². dt

Разделив переменные, проинтегрируем уравнение (3.20). При условии b² + 4ac > 0 и принимая начальные условия при t = t₀ = 0; w = w₀, имеем

,- b - V Ь² + 4ac _

•yb² + 4ac ^w
0 + 2a _e-n/b²+4ac _-b - Vb

) - л/ь ²

i² + 4ac

2a , .1,2 a 2a

b + \ b + 4ac

^w 0 + ' „

w =-^2a---. (3.21)

b - Vb² + 4ac ^w о +-₂-

i__2a_

^b W^b² + ^4ac _-n/b² + 4ac ^w 0 ¹ „ ^e 2a

Подставляя в формулу (3.21) значения a, b и с, получаем окончательное выражение для определения скорости при не-установившемся движении частиц любой формы на всем диапазоне изменения Re, начиная со Стокса до Ньютона. Когда t = “, уравнение (3.21) превращается в уравнение (3.17).

Приведенные соображения о неустановившемся движении частиц позволяют более детально представить условия движения частиц в восходящем газовом потоке. Теоретически время достижения конечной скорости частицы равно бесконечности, но практически оно достигается уже через несколько секунд или даже при небольших размерах частиц через доли секунд. Период неустановившегося движения частиц увеличивается при увеличении диаметра и плотности частиц и уменьшении плотности и вязкости среды. При этом чем больше значение конечной скорости, тем больше времени требуется для ее достижения.

Выведенный общий закон для скорости движения частиц позволяет применять его для частиц любой формы на весьма широком интервале изменения Re до 200 000, т.е. для всех практически случаев, связанных с движением жидких и твердых частиц при эксплуатации газовых скважин.

Диаметр колонны НКТ определяется в следующем порядке. Уравнение притока газа к скважине [6] имеет вид

р2 - Рз² = aQ (3.22)

или

р2 - Рз² = a - bQ^ + bQ, (3.23)

где р_к, р_з — соответственно пластовое и забойное давление; Q — дебит газа; а, b — коэффициенты фильтрационного

сопротивления; Q = Q - Q ln ; Q™ — критический дебит

^р Q

^К.р

Из (3.22) и (3.23) определим р_з, соответствующее принятому значению Q. Далее найдем t, по формуле t, = ^ - i (р_к —

— р_з) и Затем по формуле (3.17) определим w₀ для заданного диаметра частицы d₄ и далее — необходимый диаметр D НКТ, принимая некоторый резерв скорости для надежности выноса частицы (w_0p = 1,2w₀):

^D = V^4QzзРо^T0^/(ПРз^Z0^w0p ⁾. ⁽³.²⁴⁾

Обычно р_ч = 2500 кг/м³, ё_ч = 0,1 мм, w₀ = 1+3 м/с.

При заданных диаметрах колонны НКТ и выносимых частиц породы ё_ч изменение во времени дебита скважины Q для выноса твердых частиц с забоя скважины определяется методом итераций (последовательных приближений).

При выносе капель жидкости с забоя скважины на поверхность их размер и форма изменяются при изменении температуры и давления. Повышение давления в области проявления прямых процессов конденсации и испарения приводит к увеличению (сохранению) размера капли, возрастание температуры — к уменьшению размера капли в результате испарения жидкости с ее поверхности.

Сохранению размера капли способствует поверхностное натяжение о, уменьшению размера, дроблению капли — скоростной напор. Установлено, что при данной скорости газового потока существует критический, максимальный диаметр капли, зависящий от критерия Вебера.

Расчетная формула для скорости капли критического диаметра имеет вид [7]

w0min = 10(45 - 0,0455Рз)¹^/4Р₃"¹^/2. (3.25)

Определим дебит газа, при котором капли жидкости критического диаметра будут выноситься с забоя скважины:

Qmin = w0min . (3.26)

⁴^ТзР0^2: з

Подставив это выражение в уравнение притока газа к скважине (3.22) или (3.23), с учетом зависимости z = z^, Т_з) методом последовательных приближений определим р_з для заданного диаметра колонны НКТ и затем n_0min и Q_min.

Методика определения диаметра НКТ, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважины, должна быть основана на теории движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам исходя из условия, что газовые скважины работают с очень большим газовым фактором по сравнению с нефтяными скважинами. При этом частицы породы находятся в жидкости и выносятся вместе с жидкостью. Обычно на практике исходят из условного значения минимально допустимых скоростей газа у башмака НКТ.

При эксплуатации газоконденсатных скважин жидкие углеводороды, выделяясь из газа, создают в НКТ двухфазный поток. При малых скоростях движения смеси в скважине накапливается столб жидкости, создавая дополнительное сопротивление и снижая дебит скважины. В этих условиях газоконденсатная скважина должна работать с превышением минимального дебита, обеспечивающего вынос конденсата на поверхность. Этот дебит определяется по эмпирической формуле

mTz ²

(3.27)

где Q — минимальный суточный дебит; D — диаметр НКТ; р_з — забойное давление; Т — температура на забое; m — молекулярная масса газа.

Рассмотрим методику определения диаметра НКТ по условиям обеспечения заданных потерь давления в стволе скважины.

По результатам газодинамических исследований скважин известны значения энергосберегающего и максимально допустимого дебитов с точки зрения недопущения разрушения пласта, обводнения скважин или других причин и соответствующие этим дебитам давления на забое р_з, а также реальные значения коэффициентов гидравлического сопротивления при движении смеси газа и жидкости. При заданных давлениях на забое р_з и устье р_у и известном дебите Q диаметр фонтанных труб

D₅ = 1,33 • 10^-2XQ²z2рТс²р(e^2s - 1)

(3.28)

Если значение диаметра, полученного по формуле (3.28), больше диаметра, определенного из условия обеспечения выноса твердых и жидких частиц на поверхность, то принимается диаметр, определенный по последнему условию. Если же значение диаметра окажется меньше вычисленного из условия необходимости выноса примесей на поверхность, то его можно увеличить до размеров последнего. При этом потери давления в стволе скважины уменьшаются. Таким образом, определяющим фактором в нахождении диаметра скважины, если существует опасность разрушения пласта или подтягива-182 ния воды, является необходимость выноса на поверхность жидкости и продуктов разрушения пласта. Если же дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давления до оптимального значения с технологической и технической точек зрения.

При заданном диаметре НКТ потери давления

1,33 • 10"²T²z² Q²(e^2s - 1)

АРс

(3.29)

Если значение Ар_с, определенное по формуле (3.29), окажется выше допустимого, то приходится снижать дебит газов до получения необходимого значения потерь давления. Методика расчета по приведенным формулам аналогична случаю определения забойного давления по давлению динамического столба газа (см. гл. 2). Исходя из выбранного диаметра НКТ определяется диаметр эксплуатационных колонн с учетом возможности спуска в скважину необходимого скважинного оборудования (пакеров, клапанов и др.), обеспечивающих надежность длительной эксплуатации скважин без осложнений и аварий.

После окончания бурения и всех работ, связанных со вскрытием пласта и оборудованием забоя, в скважину спускают НКТ.

При наличии одного продуктивного горизонта в скважину спускается одна колонна НКТ, а при наличии в залежи нескольких прослоев с разными фильтрационными характеристиками или нескольких продуктивных горизонтов и при их раздельной эксплуатации — две или более НКТ. При этом они могут быть спущены концентрично или параллельно с применением разобщителей.

Наличие НКТ в газовой скважине дает возможность облегчить и ускорить процессы освоения после бурения и глушения промывочным раствором или водой перед проведением работ по интенсификации или ремонтных работ, а также осуществить контроль за стволом скважины в определенной степени без спуска глубинных приборов.

При наличии коррозии труб могут устанавливаться протекторные защитные кольца, которые помещаются между НКТ в муфтах.

Глубина спуска НКТ в скважину определяется продуктивной характеристикой пласта (или пластов) и технологическим режимом скважины. Обычно НКТ целесообразно спускать до нижних отверстий перфорации.

Диаметр НКТ определяется в зависимости от ожидаемого максимального рабочего дебита, максимально допустимой рабочей депрессии в стволе скважины (А_{с max} = р_з — р_г) и соответствующих скоростей, обеспечивающих вынос твердых и жидких примесей с забоя на поверхность.

Значение А_{с max} определяют в соответствии с требуемым минимально допустимым давлением на устье р_г и выбирают в каждом случае соответственно местным условиям.

По мере подъема газа по НКТ скорость его движения возрастает, поэтому минимально допустимая скорость определяется для нижнего сечения НКТ. Если определенная для этого сечения скорость будет обеспечивать вынос жидкости, то, очевидно, она будет достаточной для дальнейшего выноса примесей по НКТ.

Скорость у башмака НКТ

4• 0,1013• 10⁷QTz _n QTz ,

-¹-= 0,52- м/с

(3.30)

86400 • 273nD ²Р_з D ²Р_з

где Q — рабочий дебит скважины; F — площадь сечения НКТ, F = nD²/4; D — диаметр НКТ; р_з — забойное давление; Т — забойная температура газа; z — коэффициент сверхсжимаемости газа для условий р_з и Т_з. Согласно опытным данным минимальная скорость выноса жидких и твердых частиц с забоя скважины составляет 5—10 м/с. Принимая v = = 10 м/с, из уравнения (3.30) получаем формулу для диаметра фонтанных труб

Фактический диаметр выбирается из стандартных размеров.

Далее для выбранного фактического диаметра НКТ определяется депрессия в стволе скважин:

А с = Рз -

Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину. Положение башмака колонны фонтанных труб в скважине существенно влияет на: 1) отработку продуктивных горизонтов в многопластовом неоднородном по толщине пласта месторождении; 2) высоту образующейся песчано-глинистой проб-

Рис. 3.16. Схематический разрез забоя скважины, вскрывшей неоднородный по разрезу газонасыщенный пласт:

I—IV — пачки пласта различной толщины h, проницаемости к и пористости m; 1 — жидкостная или песчано-глинистая пробка в скважине; 2 — башмак колонны НКТ; 3, 4 — кровля и подошва пласта соответственно

ки при освоении и эксплуатации скважин; 3) высоту столба жидкости (конденсата и воды) в НКТ и затрубье; 4) очередность обводнения по высоте многопластовых месторождений; 5) сопротивление потоков газа, движущихся сверху вниз и снизу вверх к башмаку колонны НКТ; 6) коэффициенты фильтрационного сопротивления

А, В и величину О_кр.

На рис. 3.16 приведен схематический разрез многопластового месторождения, представленного пачками коллекторов различной толщины h, проницаемости к и пористости m. При добыче газа из пласта он будет отбираться из I и частично из II пачек, поскольку III и IV пачки перекрыты жидкой или песчано-глинистой пробкой. В I и II пачках наблюдается наиболее интенсивное падение давления и наиболее существенное продвижение краевой воды. В крайнем случае I и II пачки могут обводниться, в то время как в нижних пачках запасы газа останутся почти начальными. Для отбора газа из III и IV пачек придется пробурить новые скважины. Очередность выработки и обводнения пачек снизу вверх в этих условиях нарушается, а технико-экономические показатели добычи газа ухудшаются.

Положение башмака колонны НКТ в скважине влияет на высоту образующейся песчано-глинистой пробки при неизменном дебите газа. В качестве примера приведем эмпирическую зависимость высоты песчано-глинистой пробки h (в м) на скважинах месторождения Газли от погружения башмака колонны НКТ относительно интервала перфорации (H — b) в скважине при Q = 860 тыс. м³/сут:

h = 19,5 - 0,21217, (3.31)

где 1 = (H — b)100/H, %; H — толщина пласта, м; b — расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до башмака колонны НКТ, м.

Из зависимости (3.31) следует, что максимальная высота песчаной пробки h_max = 19,5 м при 1 = 0 (b = H) (т.е. когда башмак колонны фонтанных труб находится в кровле пласта) и h = 0 при 1 = 92 % (b = 8 % от Н) (т.е. когда башмак колонны НКТ на 8 % от толщины пласта не доходит до нижних отверстий перфорации).

Высоту столба жидкости в затрубном пространстве при эксплуатации скважины по колонне НКТ можно определить из соотношения

0,03415p(L - h)

Рзт^е ^ + Pжg^h = Рз.

где р_зт и р_з — измеряемые давления в затрубном пространстве на устье и забое скважины соответственно; р — относительная плотность затрубного газа по воздуху; z, T — средние по глубине скважины соответственно коэффициент сверхсжимаемости затрубного газа и абсолютная температура газа; h — высота столба жидкости в затрубном пространстве.

Высоту столба жидкости в колонне НКТ h₁ (в м) можно определить по уравнению Ю.П. Коротаева

h₁ = ^k1D-^L-, (3.32)

4Q / п + K₁D ²

где Q — расход газа в рабочих условиях (р_з, t,), м³/с; К₁ —

экспериментальный коэффициент, К₁ = 0,5 м/с; D — внутренний диаметр НКТ, м; L — длина колонны НКТ, м.

3.2.4. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН

Оборудование устья скважины предназначается для подачи газа из ствола скважины в газосборник сети, подвески насосно-компрессорных труб, герметизации и обвязки обсадных колонн, а также для установления, регулирования и поддержания заданного режима скважины.

Устьевое оборудование состоит из колонной головки, трубной головки и елки, штуцеров, манометров, термометров, регулирующих и предохранительных клапанов и т.д. Кроме того, для удобства открытия и закрытия задвижек, смены штуцеров и проведения исследований на устье монтируются специальные мостки.

Колонная головка предназначена для обвязки верхних концов обсадных колонн и кондуктора между собой и герметизации межколонного пространства. Колонные головки вы -пускаются на рабочее давление 7,5; 12,5; 20,0; 30,0; 35,0; 70,0; 100,0 МПа. Пробное давление обычно составляет 200 % от рабочего, за исключением последних двух, для которых пробное давление составляет 150 %.

На рис. 3.17 дана схема колонной головки на шлипсах. В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 1, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами. Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы 3, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна. Для гер-

Рис. 3.17. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн:

1 — широкоопорный пьедестал; 2 — опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны; 3 — шлипсы; 4, 7 — нижнее и верхнее кольца; 5 — отводной патрубок; 6 — уплотнение; 8 — нажимная гайка

Рис. 3.18. Оборудование устья скважины крестовиковой ($) и тройниковой

( •) арматурой:

1 — фланец; 2 — уплотнитель; 3 — буфер; 4 — вентиль; 5 — манометр; 6 — задвижка; 7 — крестовина; 8 — тройник; 9 — штуцер; 10 — катушка

метизации межтрубного пространства в опорном пьедестале над шлипсами установлен сальник, состоящий из газонефте-стойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8.

В зависимости от конструкции скважины, числа обсадных колонн для обвязки устья применяют различное оборудование. Распространение получили три схемы обвязки.

По первой схеме обвязывается устье скважин одноколон-

ной конструкции для колонн диаметром 114 и 168 мм на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм, навинчиваемого на резьбу эксплуатационной колонны.

На второй схеме — для двухколонной конструкции скважины обвязываются обсадные трубы 273 х 168 мм и 299 х 168 мм на рабочее давление 12,5 МПа. Оборудование состоит из колонной головки и деталей обвязки: колонного фланца, металлической прокладки, шпилек, гаек.

По третьей схеме — для трехколонной конструкции скважины обвязываются обсадные трубы 462 х 273 х 168 мм; 426 х 299 х 168 мм на рабочее давление 12,5, 20,0 и 30,0 МПа. Оборудование состоит из колонной головки и деталей обвязки: колонного фланца, шести клиньев диаметром 273 или 299 мм для подвески промежуточной колонны, резинового пакера диаметром 273 или 299 мм и катушки.

Для второй и третьей схем имеются три размера колонны головок на рабочее давление 12,5; 20,0 и 30,0 МПа. Все колонные головки состоят изх корпуса, катушки, четырех клиньев и других деталей.

Конструктивные особенности колонных головок состоят в том, что промежуточные и эксплуатационные колонны подвешиваются на клиньях, что позволяет контролировать давление в межтрубном пространстве; фланцы уплотняются при помощи металлических прокладок из малоуглеродистой стали овального сечения; отдельные элементы конструкции можно опрессовывать на скважине.

На колонную головку устанавливаются трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для подвески насоснокомпрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной. Иногда трубная головка вместо нижнего фланца имеет внутреннюю резьбу, с помощью которой она навинчивается непосредственно на обсадную эксплуатационную колонну. Фонтанная елка включает в себя арматуру, устанавливаемую выше верхнего фланца трубной головки. Фонтанная елка предназначена для освоения скважины, контроля и регулирования ее режима и закрытия скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа — крестовина, а тройникового типа — тройник. На ней монтируются штуцера, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель. Последний предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсе-кателя типа К-301 выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувст-190 вительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давления до и после заслонки.

На рис. 3.18 изображены трубные головки и фонтанные елки крестовикового и тройникового типов. Междутрубные пространства уплотняются кольцевыми прокладками. Нижние боковые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный. Фонтанная елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации. Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний — рабочий, нижний — резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности), неудобна в обслуживании, неуравновешена. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации обычно нефтяных скважин — при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин на режимах, при которых выносится песок, недопустима. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины. Возрастание дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

Разработан комплекс устьевого оборудования для высоко-дебитных скважин газовых месторождений (3.19), который состоит из: блочной фонтанной арматуры АФБ6-150/ 160 х х210 ХА с дублирующей дистанционно управляемой стволовой задвижкой 3, автоматическими отсекателями 2 и угло-

Рис. 3.19. Комплекс устьевого оборудования для высокодебигных скважин

выми регулирующими дросселями 1 на боковых отводах елки; трубной головки 4, предусматривающей возможность подвески одного ряда насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм; манифольда фонтанной арматуры, позволяющего отбирать продукцию по одному из двух или по обоим боковым отводам одновременно и менять штуцерные насадки без остановки скважины; колонной головки ОКК1-210 для обвязки обсадных колонн диаметрами 219 и 324 мм между собой и герметизации межтрубного пространства при помощи самоуплотняющегося уплотнителя. Диаметр условного прохода ствола 150 мм, боковых отводов трубной головки 65 мм, боковых отводов елки 100 мм, температура окружающей и рабочей среды до 213 и 393 К соответственно, давление 21 МПа.

В России Воронежский механический завод в 1992 г. освоил производство оборудования устья скважины, удовлетворяющего мировым стандартам. Фонтанная арматура АФ6В.100/80-70К₃ может работать при давлении газа до 70 МПа, при температуре окружающей среды от — 60 до + 43 °С, при объемном содержании сероводорода и диоксида углерода до 25 % каждого.

При эксплуатации газовой скважины необходимо, чтобы все задвижки елки были полностью открыты, за исключением задвижек на запасной выкидной струне. Это вызвано тем, что если в струе газа имеются твердые примеси, то при не полностью открытых задвижках могут разъедаться клинкеты. В случае выхода из строя коренной задвижки смена ее требует глушения скважины. Коренная задвижка должна быть открыта полностью как при эксплуатации, так и при временной остановке скважины. Для других задвижек устанавливается следующий порядок открытия и закрытия их на елке. При пуске скважины в эксплуатацию открывают коренную задвижку, далее открывают задвижку, ближайшую к крестовине, затем к отводу. При остановке скважины следует закрыть задвижки в обратном порядке. При сборке фонтанной арматуры на устье должно быть обращено внимание на тщательность крепления всех соединений и в особенности трубной головки, так как в случае ее ремонта или смены необходимо глушение скважины. Кроме того, неисправность фонтанной арматуры может служить причиной аварий, а несвоевременное устранение дефекта может привести к открытому фонтанированию скважины. На фонтанной арматуре устанавливаются два манометра: один на буфере для измерения рабочего и статического давлений в скважине, а другой — на одном из отводов крестовины трубной головки для измерения давления затрубного пространства. Фонтанная елка оборудуется штуцерами, термометрами, обратным клапаном, установкой для ввода метанола и пр.

Для регулирования дебита газа и давления при эксплуатации газовых скважин применяются штуцера. Конструктивно они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Нерегулируемые штуцера просты по конструкции и обычно в промысловых условиях изготавливаются из стальной болванки круглого сечения, диаметр отверстия которой находится в прямой зависимости от рабочего дебита скважины и колеблется в пределах от 3 до 25 мм и выше. Кроме указанной выше конструкции штуцера на газовых промыслах применялись дисковые штуцера.

В связи с широким распространением групповой системы сбора газа местоположение штуцера ввода метанола с елки переносится на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). В этом случае облегчается наблюдение за штуцерами одновременно нескольких скважин. При продувке скважины выкид соединяется с манифольдом длиной 20 м и более, прочно укрепленным в земле "мертвяками". При продувке газ подается на факел.

3.3. ОДНОВРЕМЕННАЯ РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДВУХ ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

Многие газовые и газоконденсатные месторождения — много- или однопластовые большой толщины с разной проницаемостью по вертикали. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможны двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором — одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной.

Сущность одновременной раздельной эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной заключается в том, что выбранные для этой цели пласты разобщаются между собой в обсадной колонне при помощи разобщителя (пакера) и последующей их эксплуатации по отдельным лифтам без смешения продукции. Использование этого метода позволяет уменьшить капиталовложения в скважины. Это особенно рационально там, где бурение скважин сравнительно затруднено и требует больших затрат.

В США чаще всего одновременную раздельную эксплуатацию (ОРЭ) применяют для двух или трех горизонтов, но при необходимости и для пяти, шести или даже восьми горизонтов одной скважиной.

Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной начал применяться с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении и получил распространение на Оренбургском и других месторождениях.

Метод одновременной раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экономические преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование; сокращается численность обслуживающего персонала.

3.3.1. ВЫБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИН ПРИ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Выбор объектов для ОРЭ двух пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между пластами, режима эксплуатации пластов. Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны, разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.

Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения дебитов пластов, ремонтные работы в скважине, а также требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов.

Одновременная раздельная эксплуатация целесообразна и для одной залежи, в разрезе которой встречаются как высоко-, так и низкопроницаемые прослои, и поэтому возникает необходимость в эксплуатации их с различными депрессиями и регулировании равномерного продвижения пластовой воды для повышения газо- и конденсатоотдачи. Для этой цели пласты выбирают с таким расчетом, чтобы они между собой были разделены пачкой непроницаемых пород достаточной толщины и чтобы в процессе эксплуатации не получить перетока газа из нижнего пласта в верхний с более низким давлением. Когда для установки разобщителя выбрана скважина, эксплуатирующая один пласт, второй газовый пласт выбирают с таким расчетом, чтобы для его вскрытия потребовалась перфорация одной обсадной колонны. Перед установкой разобщителя скважина глушится промывочной жидкостью при помощи заливочного агрегата путем закачки жидкости в затрубное пространство. Давление на выкиде насоса во время глушения скважины должно быть выше давления в затрубном пространстве. Для успешного проведения работ по глушению необходимо иметь промывочную жидкость в количестве не менее двух объемов скважины. Чтобы при глушении скважины не создавать высокого давления на выкиде насоса и в затрубном пространстве, необходимо, чтобы задвижки на елке фонтанной арматуры были открыты и газ выпускался в атмосферу через штуцер. Жидкость закачивают пока до заполнения всего объема скважины, и через НКТ вместо газа будет поступать жидкость. Глушение скважин, эксплуатируемых без НКТ, весьма затруднено. В этом случае жидкость закачивают без выпуска газа в атмосферу, что приводит к значительному повышению давления на выкиде насоса и устье. Увеличение давления будет наблюдаться до тех пор, пока жидкость частично не заполнит ствол скважины; после этого давление постепенно снижается. Когда давление на устье упадет до нуля, задвижку на елке арматуры открывают полностью и продолжают закачку жидкости до заполнения ствола скважины до устья и дальнейшего перелива жидкости из скважины. При глушении скважины принимают меры, предупреждающие засорение работающих интервалов пласта. Например, используются меловые растворы и т.п.

Если скважина глушится промывочным раствором и в намеченном интервале перфорации образовался осадок, то НКТ после глушения приподнимают с таким расчетом, чтобы башмак их находился выше предполагаемого нижнего интервала перфорации на 5 — 8 м. Затем скважины промывают промывочным раствором, обеспечивая противодавление на забой, превосходящее давление в пласте. При этих условиях перфоратор беспрепятственно доходит до заданной глубины и исключается возможность газового выброса из скважины при спуске разобщителя. После окончания работ по перфорации, как правило, необходимо этот интервал несколько раз проработать грушеобразным фрезом-шаблоном для очистки внутренней части эксплуатационной колонны от оставшихся по-196 сле прострела пуль и заусенцев. Диаметр фреза-шаблона берется на 4 — 5 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны скважины. Фрез-шаблон спускают на НКТ на 5 — 8 м ниже предполагаемой глубины установки разобщителя. Скорость спуска и подъема шаблона должна быть вдвое меньше обычной скорости спуска НКТ. Фрез-шаблон должен двигаться в обсадной колонне под действием собственного веса.

Как при перфорации, так и при проверке ствола скважины шаблоном при спуске разобщителя устье ее должно быть оборудовано противовыбросной арматурой (превентором) во избежание открытого фонтанирования. Если скважина после перфорации долгое время простаивала, то для удаления осадка от промывочного раствора ее следует промыть со спуском НКТ до нижних перфорационных отверстий.

3.3.2. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Для разобщения пластов в скважине при их ОРЭ применяют разобщители, разобщающие межтрубное кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны НКТ. Из верхнего пласта газ отбирают по меж-трубному пространству, из нижнего — по НКТ.

Разобщитель является основным элементом оборудования, обеспечивающим осуществление одновременной раздельной эксплуатации. На практике применяются различные конструкции разобщителей.

Разобщитель должен удовлетворять следующим требованиям: соединяться с НКТ; обеспечивать беспрепятственный

спуск его в скважину; обеспечивать герметичность при установке в заданном месте затрубного пространства; посадка его должна управляться с поверхности.

Установка разобщителя в скважине осуществляется одним из следующих методов: многократным вращением колонны труб вправо; плавным поворотом колонны труб влево на один оборот (дальнейшее вращение может вызвать развинчивание труб в муфтовых соединениях); натяжением или поднятием труб на определенную длину; допуском труб и приложением их веса к разобщителю; путем создания гидравлического давления внутри колонны труб.

Для этого в разобщителях некоторых конструкций для поддержания давления устанавливается седло и в трубы бросается пробка или шарик. Кроме того, съемные разобщители используются также при цементаже скважин, гидравлическом разрыве пласта, обработке призабойной зоны. По окончании операции такой разобщитель снимается или разбуривается.

Конструкции разобщителей весьма разнообразны, однако общими узлами почти для всех них являются: уплотняющий элемент, циркуляционные клапаны, фрикционные пружины, освобождающее устройство.

В разобщителях уплотнение обеспечивается полым резиновым цилиндром-манжетой. При продольном сжатии манжета увеличивается в диаметре и плотно прижимается к обсадной колонне и обеспечивает герметичность.

В ряде конструкций разобщителей используется несколько уплотняющих элементов, изготовленных из резины различной прочности. Это обеспечивает большой уплотняющий эффект с меньшими давлением или деформацией, чем в одноманжетном разобщителе. Например, в разобщителе с тремя манжетами твердость верхней и нижней манжет обычно более высокая, чем твердость средней. При спуске в скважину крайние манжеты будут подвержены большему износу, чем средняя манжета, обеспечивающая наибольшее уплотнение.

Шлипсы состоят из трех-четырех сегментов с зубчатой поверхностью и удерживают разобщитель в обсадной колонне во время приложения нагрузки к резиновой манжете. Зубчатая поверхность шлипсов прижимается к обсадной колонне с помощью конуса. Некоторые разобщители имеют два ряда шлипсов, работающих в противоположных направлениях. Такое расположение шлипсов не позволяет разобщителю передвигаться как вниз, так и вверх.

Циркуляционные клапаны необходимы для обеспечения циркуляции глинистого раствора из затрубного пространства и выравнивания давления перед срывом пакера; с помощью циркуляционных клапанов также обеспечивается циркуляция жидкости при цементаже, гидравлическом разрыве пласта, промывке или испытании скважины.

Циркуляционный клапан располагается над уплотняющим элементом, и открывается движение НКТ или бурильных труб. С открытием клапана затрубное пространство сообщается с НКТ или бурильными трубами.

Для ОРЭ двух пластов одной скважиной на глубине 2000 — 3000 м и более разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечиваю-198

Рис. 3.20. Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП:

а — схема размещения ГУЭ2ГП в скважине; б — переключающее устройство установки (ГПУВ)

щая надежное разобщение газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, а также независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает эксплуатацию верхнего пласта по затрубному пространству, нижнего — по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов по НКТ.

Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) одной скважиной (рис. 3.20) состоит из гидравлического переключающего устройства (ГПУВ) Г и шлип-сового пакера П. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ. Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний — переводник 1. Внутри размещен цилиндр 3, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника. В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими и упорными кольцами, сжатыми гайками. Длина хода поршня в цилиндре равна 45 мм. Надпоршневое пространство на наружной поверхности цилиндра пазами соединено с трубным пространством ниже седла 2. В корпусе сальника и в верхней части поршня просверлено по шесть отверстий 6 диаметром d = 10 мм.

Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при крайнем верхнем положении поршня и перекрываются глухим кольцом при нижнем его положении. На корпусе сальника помещен кожух 7, предохраняющий обсадную колонну от прямого воздействия струи при прокачке через НКТ в затрубное пространство. Для сообщения трубного и затрубного надпакерного пространств, т.е. для перевода поршня из нижнего положения в верхнее, через лубрикатор фонтанной арматуры в трубы спускают груз с навинченным на нижнем конце специальным шаром диаметром 38 мм.

После того как шар садится на нижнее седло, над ним создается гидравлическое давление на 6 — 7 МПа выше существовавшего. Это давление, действуя снизу на головку поршня, заставляет его перемещаться в верхнее положение — устройство открыто. Для его закрытия в НКТ спускают груз с шаром диаметром 45 мм до посадки последнего на верхнее седло 9. При создании над шаром давления поршень перемещается в нижнее крайнее положение — устройство закрыто. Благодаря применению в качестве уплотняющих деталей 200 пластмассовых элементов пакер обладает высокой химической и температурной стойкостью.

Разобщители применяют в скважинах, эксплуатирующих только один продуктивный пласт, для обеспечения надежной эксплуатации скважин или если давление на забое скважины превышает допустимое давление для эксплуатационной колонны, а также в случае наличия высококорродирующей среды. Установка разобщителя между эксплуатционной колонной и НКТ предупреждает механическое, эрозионное или коррозионное разрушение эксплуатационной колонны.

3.4. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.4.1. ДЕФОРМАЦИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ГАЗОВЫХ

СКВАЖИН

Серьезным фактором, существенно осложняющим эксплуатацию скважин, является деформация их обсадных колонн, в ряде случаев носящая массовый характер.

Анализ промысловых материалов показывает, что деформация обсадных эксплуатационных колонн практически имеет место на всех без исключения разрабатываемых месторождениях нефти и газа. В.В. Савченко и Г.Г. Жиденко установили, что исправление обрывов и отводов обсадных колонн при помощи различных оправок и грушеобразных фрезеров технически затруднено, а исправленные обсадные колонны в процессе эксплуатации вновь деформируются. Единственным способом исправления скважин с деформированными обсадными колоннами, по мнению ряда исследователей, является забуривание нового ствола.

Разработка нефтяных и газовых месторождений может сопровождаться оседанием земной поверхности, причем размер оседания колеблется в широких пределах — от десятков сантиметров до десяти метров и более (табл. 3.1).

При применяемых в настоящее время способах крепления скважин башмак обсадной колонны, как правило, опускают на забой с целью разгрузки от возникающих в колонне осевых растягивающих напряжений от собственного веса колонны. В любом случае разгрузка колонны от осевых напряжений осуществляется, если не "посадкой" башмака на забой,

Фактические данные по оседанию земной поверхности при разработке нефтегазовых месторождений

Месторож дение	Зафиксированное оседание земной поверхности за год, мм	Общая фактическая осадка земной поверхности, м	Месторож дение	Зафиксированное оседание земной поверхности за год, мм	Общая фактическая осадка земной поверхности, м
Сураханы	38,4 - 47,4	0,82	Ястребин-	-	1,8
Раманы	12,9-13,5	0,23	ское
Сабунчи	11,8-13,5	0,23	Дельта-	30	0,6
Бинагады	3,9	0,07	Зареа
Биби-Эй-	10,0	0,17	(США)
бат			Гуз-Крик	-	0,9
Ставро	42,0	0,14	(США)
польское			Саур^-	-	12,0
Газли	17,0	—	Лейк
Шебелнн-	23,0	0,62	(США)
ское			Уилминг	-	9,0
Брагуны	—	2,56	тон (США)

то разгрузкой ее на цементный камень после окончания процесса цементирования (искусственный забой).

При "жестком" креплении скважины на устье (обвязка эксплуатационной, промежуточных колонн и кондуктора колонной головкой) и посадке ее башмака на забой в процессе деформации продуктивных пластов и оседания земной поверхности в колонне возникают дополнительные осевые нагрузки.

Когда обсадная колонная зацементирована от устья до забоя, в ней будут возникать нормальные напряжения сжатия. Резьбовые соединения работают на срез при сжимающих осевых напряжениях.

Если цемент за колонной поднят не до устья или имеются разрывы сплошности цементного камня за колонной, то не-зацементированные участки колонны предельно изогнутся с их смятием, сломом, отводом и др.

На рис. 3.21 представлены схемы деформаций обсадных колонн, подвергающихся осевым нагрузкам, вызванным деформацией продуктивных пластов.

В первую очередь происходит деформация незацементиро-ванных участков колонн, а также участков, находящихся в зонах кавернообразования.

Минимальная длина незацементированных участков колон-

ны, выдерживающих осевые нагрузки без продольного изгиба,

L = 2,513{вхр[р(Рн - Р)] - m}(D² + d²) ^min ш{вхр[Р(Рн - Р)] - 1}Н

где в - средневзвешенный по толщине пласта коэффициент сжимаемости пор; р_н, р - начальное и текущее пластовое давление соответственно; Н - начальная толщина пласта-коллектора; Е - модуль Юнга; D, d - внешний и внутренний диаметр обсадных труб соответственно, м; L - длина обсадной колонны; m - средневзвешенный по толщине пласта начальный коэффициент пористости.

Анализ расчетов нормальных напряжений, испытываемых обсадной колонной в результате деформации продуктивных пластов и оседания земной поверхности, показывает, что их значение достигает сотен МПа. Естественно, что при существующих в настоящее время способах установки и крепления обсадных колонн никакие колонны не в состоянии выдержать такие напряжения.

Деформации обсадных колонн отмечаются в различные промежутки времени с момента ввода скважины в эксплуатацию - от нескольких месяцев до нескольких лет.

Поскольку деформации продуктивного пласта происходят из-за снижения пластового давления в результате отбора пластового флюида, то в каждой скважине эти деформации и пропорциональные им осевые напряжения в обсадных колоннах будут зависеть от падения пластового давления с момента ввода скважины в эксплуатацию. Поэтому в эксплуатационных скважинах, проводимых на поздней стадии разработки месторождений, когда изменения пластовых давлений незначительны, смятия обсадных колонн может не произойти.

В.В. Савченко и Г.Г. Жиденко была разработана конструкция скважины, позволяющая компенсировать осевые нагрузки в обсадных колоннах, возникающие вследствие оседания земной поверхности. Сущность конструкции заключается в предварительном создании полости ниже расчетного положения башмака эксплуатационной колонны, причем диаметр полости должен быть больше наружного диаметра муфтовых соединений обсадной колонны, а ее глубина должна определяться размером максимальной деформации продуктивных пластов с учетом засорения полости в процессе эксплуатации скважин.

Рис. 3.21. Схемы возможных деформаций обсадных колонн при действии на них осевых нагрузок

Все промежуточные колонны (направление, кондуктор, технические обсадные колонны) цементируются в обязательном порядке от устья до забоя. Обсадная эксплуатационная колонна цементируется манжетным способом от ее башмака до устья скважины. Цементный столб при цементаже всех без исключения обсадных колонн должен быть сплошным (не иметь разрывов).

Такая конструкция скважины (рис. 3.22) позволит обсадной колонне свободно перемещаться вниз под действием осевых напряжений, а возможность деформации колонны будет сведена к минимуму.

Работоспособность предлагаемой конструкции скважин подтверждается опытом эксплуатации скв. 170 и 484 Шебе-линского месторождения, обсадные колонны которых по тем или иным причинам оказались опущенными на глубину, находящуюся значительно выше забоя скважины, причем ствол скважины бурился долотом одного диаметра как под обсадную колонну, так и до забоя.

Безаварийная работа скважин объясняется тем, что их обсадные колонны имеют возможность свободно перемещаться по стволу скважин вниз под действием осевых нагрузок.

В скважинах, построенных по ныне существующим конструкциям (с опорой колонны на забой), предлагается создать дополнительные полости ниже башмака обсадных эксплуатационных колонн, используя долота с расширителями или гидравлические расширяющие аппараты. Эти полости также можно создать путем срезки и удаления нижней части эксплуатационных колонн.

Создание полости под башмаком обсадных эксплуатационных колонн предлагается использовать как способ ремонта эксплуатационных скважин с деформированными колоннами. По данному способу после выполнения работ по созданию полости под башмаком обсадной колонны производятся ее осадка и выправление, например, путем спуска специальных оправок и приложения к низу колонны растягивающих нагрузок. Если колонна была не смята, а только изогнута, то ее выправление может произойти за счет аккумулированных в ней сил, как в сжатой пружине, без приложения специальных усилий.

Для диагностики технического состояния обсадных эксплуатационных колонн и своевременного выявления их деформации предлагается использовать периодическую инклинометрию ствола скважин. Сравнение получаемых инклино-

Рис. 3.22. Предлагаемая В.В. Савченко и Г.Г. Жиденко конструкция скважины с зумпфом под башмаком эксплуатационной колонны. Расположение колонны до (t) и после (•) деформации продуктивного пласта

грамм между собой и с фоновой, полученной после проводки скважин, позволяет судить о месте и степени деформации обсадных колонн и принимать необходимые мероприятия по предотвращению дальнейшей деформации колонны и ее слома. Инклинометрия, как эффективный способ диагностики технического состояния скважин, широко использовалась на Шебелинском месторождении.

При снижении пластового давления и деформации продуктивного пласта возмущение передается по массиву вышележащих горных пород до поверхности земли. Может иметь место, как наиболее общий случай, процесс послойной реакции на возмущение, т.е. послойного опускания массива горных пород. Оседание земной поверхности происходит с некоторым запаздыванием после деформации продуктивного пласта. Время запаздывания и возможность оседания земной поверхности зависят от размеров залежи, ее строения, глубины, петрофизических свойств массива горных пород.

В местах разрыва толщи горных пород при послойном их опускании обсадные колонны скважин работают на растяжение, поскольку в результате цементирования они жестко связаны с массивом горных пород. Так как на растяжение работают малые длины колонн, то для их разрыва достаточны незначительные перемещения слоев горных пород.

Для предотвращения разрыва колонн Г. Г. Жиденко был предложен и внедрен новый подход к способу крепления скважин, заключающийся в создании нежесткого соединения колонны и горного массива¹⁷. Затрубные пространства всех колонн заполняются не цементным раствором, а вязкопластичными агентами. Применение специальных вязкопластичных агентов позволит горным породам свободно оседать без зацеплений за колонны, кроме того, появляется возможность после окончания разработки месторождения извлечь на поверхность все колонны.

При разработке деформируемых пластов следует учитывать следующее: если продуктивный пласт залегает горизонтально, а скважина проведена без отклонений от вертикали, то нагрузки, возникающие при его деформации, действуют на колонну в осевом направлении. Но, как правило, продуктивные пласты залегают под каким-то углом, поэтому на колонну при их деформации начинают действовать и радиальные нагрузки. Причину их возникновения можно объяснить следующим образом: пластовое давление при разработке залежи быстрее падает в верхней ее части, так как в этой части располагают основной фонд эксплуатационных скважин. В области ГВК или ВНК падение пластового давления в какой-то мере компенсируется притоком пластовой воды, поэтому и деформация пласта в верхней его части будет больше. Кровля продуктивного пласта как бы поворачивается в сторону пласта вокруг своих нижних частей. Поскольку смещение кровли пласта значительно меньше его длины, то можно считать, что деформация пласта происходит по нормали к плоскости его залегания.

Способы, сводящие к минимуму возможность деформаций обсадных колонн, таковы:

установка обсадных колонн в скважине, заключающаяся в создании под башмаком обсадной колонны полости (зумпфа), позволяющей колонне свободно опускаться вниз под действием осевых нагрузок, возникающих вследствие деформации продуктивного пласта и оседания вышележащего массива горных пород;

периодическая инклинометрия ствола скважин, применяемая для диагностики технического состояния обсадных колонн и своевременного выявления мест и степени их деформаций;

вскрытие продуктивного пласта по нормали к его кровле, сводящее к минимуму сминающие нагрузки, возникающие при деформации пологих и крутозалегающих продуктивных пластов;

тампонаж скважин вязкопластическими жидкостями (массами), предотвращающий жесткое сцепление колонны со стенками скважины и возникновение в ней дополнительных осевых напряжений;

ремонт деформированных обсадных колонн, заключающийся в создании под их башмаком полостей с использованием для этих операций резцов, долот с расширителем или гидравлических расширяющих аппаратов.

3.4.2. КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБ

Проблема борьбы с коррозией металла является одной из важнейших в мире. Почти 1/3 производимого металла разрушается по причине коррозии. Ежегодные потери металла от коррозии в нашей стране в нефтяной промышленности составляют 1 млн. т, из них 800 тыс. т — трубы. Общий метал-лофонд в нефтяной промышленности 40 млн. т. С коррозией связана высокая аварийность. Ущерб от коррозии на 30 % приводит к загрязнению окружающей среды.

Борьба с коррозией на газовых промыслах

Основной причиной коррозии газопромыслового оборудования является химическое или электрохимическое воздействие агрессивных компонентов, входящих в состав извлекаемого флюида, на металл. Интенсивность ее зависит: от характера и структуры металла; от характера состава агрессивной среды, в которой могут содержаться вещества, ускоряющие или замедляющие процесс коррозии; от температуры и давления этой среды; от механического воздействия на металл и т.п. [7].

Одним из наиболее важных факторов, характеризующих агрессивную среду и влияющих на электрохимические реакции, является концентрация ионов водорода, т.е. водородный показатель рН среды. Если водородный показатель рН < 7, то это свидетельствует о кислой реакции, если рН > 7 — щелочной. Скорость коррозии особенно сильно возрастает с уменьшением рН до 4 и менее. При изменении рН от 4 до 9 скорость коррозии примерно остается постоянной, и с дальнейшим увеличением (рН > 9) она уменьшается. В сильно щелочной среде (рН > 14) наблюдается увеличение коррозии вследствие растворения продуктов коррозии с образованием ферратов.

Механизм коррозии газопромыслового оборудования носит обычно смешанный характер: электрохимический, при котором разрушение является результатом действия большого количества микрокоррозионных гальванических элементов за счет неоднородности различных участков поверхности металла, имеющих разные потенциалы и химический характер, при котором разрушение является результатом непосредственного взаимодействия коррозионного агента с металлом. По основному агенту, вызывающему коррозию, различают: сероводородную и углекислотную коррозию и коррозию растворенными в пластовой воде низкомолекулярными органическими кислотами (уксусной, муравьиной, пропионовой и др.). Процессы коррозии протекают обычно со смешанным электрохимическим и химическим механизмом.

По условиям протекания коррозионного процесса выделяются следующие основные виды коррозии:

коррозия в электролитах, в качестве которых обычно служат кислоты. Электролитом является конденсационная или пластовая вода, насыщенная Н₂8, CO₂ или органическими кислотами или их солями;

коррозия под напряжением, возникающем за счет растяжения НКТ, в том числе и под действием собственного веса труб;

коррозионная эрозия, вызываемая большими скоростями движения электролита, наличием выступов, впадин вместе с абразивным истиранием металла;

щелевая коррозия, возникающая во фланцах и резьбовых соединениях;

биокоррозия, связанная с деятельностью сульфатов восстанавливающих бактерий, бактерий, поглощающих железо и марганец в форме ионов, и др.

По характеру коррозионного разрушения различают: сплошную коррозию, которая носит поверхностный характер; местную — точечную и питинговую; коррозионное растрескивание за счет одновременного воздействия агрессивной среды и растягивающих напряжений, поражающее металл в глубину, например, наводороживание металла при наличии Н₂8 в газе.

Многообразие видов коррозии, протекающей на месторождениях природного газа, вызвано большим разнообразием условий работы газопромыслового оборудования, изготовленного из стали различных марок.

Наиболее четко выделяется несколько узлов, резко отличающихся характером и интенсивностью коррозионных разрушений, при отсутствии подачи ингибиторов или применении специальных сталей.

Коррозия НКТ обычно начинается с некоторой определенной глубины от устья скважины — например, на месторождениях Краснодарского края это 1200 — 800 м. Ниже этого интервала коррозия была весьма незначительна. К устью скважины интенсивность коррозии возрастала. Внутренняя поверхность труб корродирует в основном равномерно. Скорость коррозии обычных стальных труб составляла 0,2 — 0,8 мм/год. Нижние концы труб в муфтовых соединениях труб корродировали на значительно большую глубину. Скорость коррозии их достигала 5 — 7 мм/год. Максимальные разрушения фонтанной арматуры приурочены к местам резкого изменения направлений газожидкостного потока: поворотам, выступам, местам скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер. Скорость коррозии уплотнительных колец, задвижек, тройников достигала 10 мм/год и более.

Максимум коррозии в горизонтально уложенных трубопроводах приурочен к нижней образующей, где в основном 210 движется электролит. Обычно имеется четко ограниченная полоса разрушения, ширина которой соответствует постоянно смачиваемой электролитом поверхности. В верхней части труб скорость коррозии меньше. Наряду с общим равноценным характером коррозии имеются участки с язвенной точечной коррозией. Скорость коррозии составляла 1 —

2 мм/год.

На УКПГ коррозия в основном носит равномерный характер, и скорость ее не превышает 0,2 —0,4 мм/год. В местах поворотов и в пониженных местах имеются участки с язвенной и точечной коррозией.

С увеличением концентрации коррозионных агентов в воде скорость коррозии увеличивается. Концентрация СО₂ и Н₂8 в воде зависит от давления, температуры и минерализации воды.

В скважинах интервал изменений рН воды обычно колебался от 2 до 7. Отмечалось отсутствие коррозии в скважинах в нейтральных средах. Содержание рН зависит от концентрации в воде СО₂ и Н₂8 и ее ионного и солевого состава.

Обычно с ростом температур возрастают скорость химических и электрохимических реакций и скорость коррозии, но увеличение температуры уменьшает растворимость СО₂ и Н₂8 в воде, что уменьшает скорость коррозии. Однако при высоких давлениях концентрация коррозионных агентов в воде достаточно велика, и в целом рост температуры стимулирует процессы коррозии.

НКТ и обсадные колонны в скважине эксплуатируются в условиях значительных растягивающих напряжений, усиливающих интенсивность коррозии.

Рост скорости газожидкостного потока увеличивает интенсивность коррозии.

В местах расположения выступов, впадин, поворотов, штуцеров и других местных сопротивлений увеличивается скорость коррозии.

Присутствие углеводородного конденсата оказывает пассивированное влияние, уменьшая скорость коррозии за счет образования защитной пленки на металле. Однако конденсат служит и стимулятором коррозии на границе двух несмеши-вающихся жидкостей — воды и конденсата в присутствии сероводорода.

Ингибиторы коррозии

Защита оборудования от коррозии с применением ингибиторов является самым распространенным методом. Ингибиторы условно можно подразделить на следующие группы.

Нейтрализаторы, нейтрализующие коррозионные агенты. Широко распространены такие нейтрализаторы, как известковое молоко, сода и др. Нейтрализаторы обладают высокой эффективностью защиты (до 100 %), а также увеличивают теплотворную способность газа за счет нейтрализации СО₂ и Н₂8. Однако в результате нейтрализации могут образовываться нерастворимые осадки, забивая штуцера, трубопроводы и др. При значительном содержании СО₂ и Н₂8 для нейтрализации требуется большое количество данного ингибитора. Обычно при содержании Н₂8 в газе в количестве, при котором экономически нецелесообразно получение элементарной серы, применение нейтрализаторов приобретает практический интерес.

Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Применяют углеводородорастворимые и водорастворимые ингибиторы. В качестве первых распространены отходы нефтехимического производства.

Ингибитор ИКСГ-1 является углеводородорастворимым и применяется для защиты от коррозии оборудования газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится СО₂. Для защиты от Н₂8 используют ингибитор И-1-А (смесь прири-диновых кислот высших оснований). Кроме того, в качестве ингибиторов применяют: РА-23 — смесь аминокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью, катапин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5, БА-6, "Виско", ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д.

На некоторых месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используют комплексные ингибиторы коррозии и гидратообразования типа КИ-ГИК.

В последние годы стали изготовлять высокогерметичные коррозионно-стойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок 18Х1ГМФА, 18-Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород. Они выдерживают давление до 50 МПа. Впервые колонна НКТ из труб НКТ-114 была спущена в скв. 234 Оренбургского газоконденсатного месторождения.

Ингибиторы в затрубное пространство подают дозировочным насосом. Поступая на забой, они подхватываются восходящим потоком газа и растекаются по стенкам НКТ.

В пласт закачку ингибиторов производят периодически — 1—4 раза в год с помощью заливочного агрегата. Этот метод эффективен и не требует больших затрат. При выборе ингибитора необходимо не ухудшить коллекторские свойства пласта. В США и Канаде распространены твердые ингибиторы, которые сбрасываются или с помощью троса спускаются на забой, где, растворяясь в жидкости, поднимаются на поверхность, образуя защитную пленку на внутренней поверхности НКТ и арматуры.

На промыслах для защиты различных элементов оборудования довольно широко применяют коррозионно-стойкие металлы. Так, применение уплотнительных колец из стали марки 1Х8Н9Т и наплавка уплотнительных поверхностей задвижек фонтанной арматуры электродами из нержавеющей стали способствовали увеличению срока службы этих узлов в несколько раз.

Применение защитныш покрытий

Защитные покрытия (металлические, пластмассовые, лакокрасочные, стеклянные и др.) можно использовать в различных элементах газопромыслового оборудования. Лакокрасочные покрытия применяются для покрытий внутренней поверхности газопроводов, сепараторов при наличии в газе Н₂8. Использование остеклованных труб в результате их высокой стоимости экономически целесообразно лишь в особо сложных, с точки зрения коррозии, условиях эксплуатации. Для газоконденсатных скважин из пластмассовых покрытий выдержали испытания покрытия на основе эпоксидных композиций и др.

Для защиты оборудования и труб от коррозии при наличии Н₂8 и СО₂ можно использовать и стеклоэмалевые покрытия, наносимые на внутреннюю и внешнюю поверхности труб в заводских условиях. Преимущества эмалевых покрытий заключаются в их химической стойкости и механической прочности. Стеклоэмалевые покрытия обладают высокими защитными свойствами. При механических и термических нагрузках в пределах упругой деформации они работают как единое целое с металлом трубы. В эксплуатационных условиях эмалированные изделия могут работать при температуре -50 - +300 °С.

Основными материалами, входящими в состав большинст-

ва эмалей, являются недефицитные и недорогие материалы — кварцевый песок, полевой шпат и бура — 80 — 85 % по весу.

Метод оплавлений эмалей, основанный на использовании энергии электромагнитного поля высокой, повышенной или промышленной частоты, позволяет эмалировать трубы и крупногабаритные изделия в заводских условиях без применения печей. Эмалирование труб ведется на станках-автоматах, где обеспечивается постоянная температура оплавления эмали, что является решающим фактором для получения эмалевой пленки высокой химической стойкости и полной сплошности.

Испытания стеклоэмалевых покрытий труб на химическую стойкость и механическую прочность и промышленное внедрение индукционного способа эмалирования на ряде заводов, а также положительные результаты по укладке на газопроводах дают основание применять стеклоэмалевые покрытия для защиты труб от коррозии и на сероводородсодержащих месторождениях.

Специальные замковые соединения позволяют применять эмалированные НКТ со стандартной резьбой.

Коррозионно-абразивный износ оборудования [8]

Добываемый и транспортируемый газ содержит механические примеси: частицы песка, барита, гематита, глины и продукты коррозии, которые могут вызывать абразивное изнашивание деталей наземного и подземного оборудования. Детали фонтанной арматуры, поворотные участки наземных трубопроводов, обвязка аппаратов сепарационной установки подвергаются интенсивному разрушению вследствие ударного и ударно-скользящего воздействия на поверхность металла твердых частиц, часто находящихся в жидкости.

Особенно интенсивному изнашиванию подвергаются фланцевые, резьбовые и сварные соединения, запорная арматура и уплотняющие элементы в виде колец разных типоразмеров. Нарушение плотности запорного элемента вследствие попадания в места сопряжения механических примесей в конечном итоге приводит к выходу из строя всей задвижки. Присутствие в газовом потоке даже незначительного количества абразивных частиц способствует увеличению скорости процесса коррозионного изнашивания. Например, износ клинкета одной из задвижек составил 15 — 20 мм.

Газоабразивному изнашиванию подвергаются технологические линии газосборных пунктов и элементы технологического оборудования газораспределительного блока.

При снижении пластового давления в процессе разработки залежи часть горного давления передается "скелету" пласта и вызывает его деформацию. При этом каналы пор и трещины уменьшаются. Вследствие этого происходит снижение прочности пород, слагающих пласт, вплоть до разрушения призабойной зоны пласта и выноса механических примесей из забоя скважин.

Основная причина выноса механических примесей — разрушение газоносного пласта при повышенных депрессиях на пласт и высоких дебитах, особенно в случае коллекторов, представленных слабосцементированными породами. Это приводит к образованию песчаных пробок на забое и в стволе скважины, интенсивному изнашиванию НКТ, в первую очередь в местах резьбовых соединений, а в последующем к обрыву или смятию колонны. На вынос примесей из забоя скважин оказывают влияние высокие депрессии при освоении и эксплуатации, применение при ремонтных работах в качестве промывочной жидкости воды, не обработанной специальными химическими реагентами. Появление в продукции скважины пластовой воды приводит к резкому снижению прочности слабосцементированных коллекторов и даже превращению их в рыхлые коллекторы, образованию пробок или выносу песка из скважины, что приводит в свою очередь к газоабразивному износу оборудования.

Максимально допустимый рабочий дебит скважин, устанавливаемый в зависимости от устойчивости пород-коллекторов, исключающий разрушение пласта, уменьшается в процессе разработки месторождений. Приводимые в литературе ограниченные нормы выноса песка, не приводящие к разрушению пласта, на практике приводят к таким серьезным последствиям, что не могут быть рекомендованы для применения. Кроме того, в процессе эксплуатации прочность практически всех коллекторов снижается и наряду с подвижкой вышележащих пород приводит к деформациям или сломам колонн и НКТ. Наличие песка в струе нормально работающей скважины должно быть полностью исключено. Разрушение призабойной зоны не происходит при энергосберегающих дебитах. В частности, данные эксплуатации месторождения Медвежье показали, что значения депрессий, при которых происходит вынос породы, колеблются от 0,41 до 1,2 МПа.

Исследования разрушения пласта и выноса породы, проведенные на скв. 203 при дебите 2-10⁶ м³/сут и депрессии на пласт 1,2—1,5 МПа, показали интенсивный вынос песка, что при дальнейшей эксплуатации приводило к абразивному износу оборудования и разрушению пласта.

На интенсивность изнашивания оборудования газовых и газоконденсатных месторождений оказывают влияние давление и скорость газового потока, содержание воды и конденсата, удельное и общее количество выносимых механических примесей. Появление воды в скважинах Старо-Минского и Северо-Ставропольского месторождений сопровождалось разрушением коллекторов призабойной зоны, что служило причиной абразивного изнашивания деталей оборудования, образования песчаных пробок, прихвата НКТ, смятия эксплуатационных колонн даже при незначительном объеме добываемой жидкости.

Как показывает практика эксплуатации, абразивному изнашиванию подвергаются также и магистральные газопроводы и газоперекачивающие агрегаты.

При сероводородной коррозии ингибиторы способны только снизить, но не исключить процессы наводораживания и сульфидного растрескивания сталей, работающих под напряжением. В связи с этим проводится изыскание сталей, стойких к такому разрушению. Причиной сульфидного растрескивания является межкристаллитная диффузия в сталь водорода, образующегося на катоде в процессе электрохимической коррозии металла в водном растворе сероводорода.

Коррозионные процессы при наличии в продукции скважин конденсата и пластовой жидкости сопровождаются механическим изнашиванием. Не исключено влияние кавитации, значение которой зависит от скорости течения жидкости, давления, температуры и содержания газа. Скорость кавитационного разрушения превосходит скорость коррозионного изнашивания более чем на 4 порядка.

Наличие агрессивных компонентов и пластовой жидкости вызывает образование на внутренних поверхностях деталей коррозионных пленок, которые затем разрушаются в результате ударов твердых частиц и капельной жидкости. Абразивный и кавитационный виды изнашивания способствуют активизации коррозионных разрушений деталей оборудования с увеличением скорости последней. Кавитационное изнашивание является распространенным видом изнашивания деталей газопромыслового оборудования.

На процесс кавитации большое влияние оказывает расположение омываемой поверхности по отношению к направлению движения потока. В настоящее время распространена 216 механическая теория, объясняющая разрушение поверхности контакта при кавитации непосредственными многократно повторяющимися гидравлическими ударами струек жидкости, возникающими при деформации пузырьков пара.

Возникновение, развитие и захлопывание кавитационных пузырьков сопровождаются сложным комплексом механических, электрических, тепловых, акустических и световых явлений. При захлопывании кавитационных пузырьков возникают высокие импульсы давлений и температур, значения которых могут достигать соответственно 100 МПа и 600 °С. При кавитации значение износа металла пропорционально скорости потока в седьмой степени, а также квадрату давления в потоке. Кроме того, оно несколько повышается с ростом температуры потока, достигая максимума при 60 °С.

При ударном воздействии абразивной частицы на металл изнашивание происходит путем снятия микростружки, а при изнашивании в среде абразивных частиц — за счет микроцарапания выступами абразивных частиц.

Механизм абразивного изнашивания может рассматриваться как совокупность следующих элементарных процессов: 1) упругое взаимодействие абразивной частицы с металлической поверхностью; 2) пластическое деформирование изнашиваемого металла при внедрении абразивной частицы; 3) процесс снятия (среза) доли металла абразивной частицей с поверхности изнашиваемого материала.

Газоабразивное изнашивание — крайне сложный процесс, который зависит от многих параметров. Процесс соударения твердой частицы с поверхностью металла происходит при различных углах атаки. При газоабразивном изнашивании экспериментально подтверждено существование триболюми-нисценции (свечение в зоне соударения абразивной частицы с металлической поверхностью).

Изнашивание происходит в результате термоэлектронных и термохимических процессов, а также за счет упругих и пластических волн напряжений; причем между электрическими величинами, возникающими в месте контакта тел, и износом имеется прямая связь.

Механизм газоабразивного изнашивания заключается в суммировании большого числа элементарных царапин. Процесс царапания, как и процесс резания металлов, происходит вследствие пластических деформаций снимаемого слоя металла. Исследования продуктов изнашивания металлических образцов показали, что частицы металла имеют небольшие размеры (1 — 100 мкм), причем встречается самая разнообразная форма частиц.

Одним из факторов, наиболее сильно влияющих на интенсивность изнашивания, является скорость абразивных частиц v (газообразного потока), при этом существует степенная зависимость между интенсивностью изнашивания и скоростью частиц:

AY / Q = avm,

где AY — абсолютный износ образца (весовой или объемный); Q — масса (объем) абразива, вызывавшая износ AY; а — коэффициент, зависящий от физико-механических свойств изнашиваемого и абразивного материалов. В газоабразивном потоке значение показателя степени m составило

1,48 — 1,6, значения износа от скорости гидроабразивного потока m = 2,2. Максимальное значение m = 4.

Интенсивность изнашивания зависит от размера абразивных частиц, причем максимум интенсивности изнашивания по данным разных авторов колеблется в пределах 30 — 150 мкм. Под концентрацией абразивных частиц подразумевают массу абразивного материала, попадающую на поверхность в единицу времени г/(см²-с). Величина, имеющая эту размерность, называется "удельным массовым расходом". При увеличении удельного массового расхода абразива до определенного значения интенсивность изнашивания возрастает. Но дальнейшее увеличение массового расхода вызывает уменьшение интенсивности изнашивания, и наступает такое состояние, когда значение массового расхода не влияет на интенсивность изнашивания.

Интенсивность изнашивания в зависимости от температуры газоабразивного потока для конструкционных сталей в диапазоне температур 20 — 400 °С изменяется незначительно.

Изнашивание потоком твердых частиц зависит, в частности, от плотности потока (критерия р_г/р_ч, где р_г и р_ч — соответственно плотность газового потока и частиц) или давления на интенсивность газоабразивного изнашивания. С увеличением плотности потока линейно возрастает и интенсивность изнашивания.

Одно из наиболее эффективных средств повышения сопротивления стали газоабразивному изнашиванию — термомеханическая обработка, заключающаяся в пластической деформации аустенита с последующей закалкой на мартенсит и низким отпуском. Наибольшей износостойкостью обладают литые хромистые стали с мелкозернистой аустенитно-фер-218 ритной структурой. Менее износостойкие — никелевые, марганцовистые и хромоникельмарганцовистые сплавы с крупнозернистой аустенитной структурой.

Практически нет работ по исследованию изнашивания в газожидкостных абразивных потоках. Эта область переходная между областями газоабразивного и гидроабразивного изнашиваний. Нет плавного перехода от газоабразивного к гидроабразивному изнашиванию в результате влияния явления кавитации. С практической точки зрения — это наиболее часто встречающийся вид изнашивания. Для оценки значения износа поверхности принята интенсивность изнашивания

П = AY/Q,

где Q — масса абразива, вызвавшая массовый износ AY.

3.4.3. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ [7]

При эксплуатации газопроводы подвергаются коррозии из-за самопроизвольного окисления металла труб. Коррозия металла труб происходит как снаружи — под воздействием почвенного электролита (почва, насыщенная влагой и солями) на подземных участках и атмосферы на надземных участках, так и внутри — под воздействием влаги, примеси Н₂8 и солей, если они содержатся в транспортируемом газе.

От внутренней коррозии трубы защищают путем осушки газа от влаги и очистки его от Н₂8 и других агрессивных примесей. Коррозию внутренней поверхности труб газопроводов можно приостановить или замедлить добавлением в транспортируемый газ ингибиторов коррозии. Механизм защитного действия ингибиторов коррозии состоит в образовании на поверхности металла защитной мономолекулярной пленки. Опыт транспортировки газа Оренбургского газоконденсатного месторождения, содержащего до 2,2 % сероводорода, показал, что газопровод диаметром 1000 мм работал с частыми остановками из-за коррозионного растрескивания. Защиту газопромыслового оборудования и газопроводов от внутренней коррозии при транспортировке газа, содержащего сероводород, осуществляли с помощью ингибитора И-1-А (смесь пиридиновых кислот высших оснований), раствором которого смачивали поверхности сепараторов, труб и т.п.

От наружной коррозии трубы заглубленных газопроводов защищают путем одновременного применения пассивной и активной противокоррозионных защит.

Пассивная защита заключается в нанесении на наружную поверхность труб защитного противокоррозионного изоляционного покрытия, предназначенного для предотвращения контакта металла трубы с грунтом. Изоляционное покрытие должно обеспечивать сплошность защитного слоя, водонепроницаемость, хорошую адгезию к металлу, обладать высоким омическим сопротивлением, химической стойкостью и быть экономичным. Применяют изоляционные покрытия на основе битумных мастик и полимерных липких лент.

Активный метод противокоррозионной защиты заключается в применении катодной поляризации защищаемого трубопровода при помощи внешнего источника тока (катодная защита) или гальванического анода (протекторная защита).

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик на 45 — 95 % состоят из битумов нефтяных изоляционных БНИ-

IV или БНИ-V и наполнителей для повышения прочности и вязкости мастик. Наполнители могут быть минеральными (тонкомолотый асфальтовый известняк, доломит, асбест), органическими (резиновая крошка размером не более 1 мм), полимерными (порошкообразный полиэтилен, атантический полипропилен) .

Битумно-резиновая и битумно-полимерная мастики обладают высокой вязкостью в расплавленном состоянии, что позволяет наносить их на трубы слоем толщиной до 6 мм за один проход изоляционной машины. Внедрение в битум полипропилена повышает не только вязкость мастики, но также ее упругость и теплостойкость, что особенно важно для нанесения изоляции на участки газопровода с повышенной температурой газа после компрессорных станций.

Битумно-пропиленовая мастика при отрицательных температурах пластичнее, чем битумно-резиновая. Ее ударная прочность в 2 — 3 раза больше, чем у битумно-резиновой (при 263 К), а водопоглощение в 1,5 раза меньше, что улучшает ее диэлектрические свойства. Кроме наполнителя, в мастику вводится пластификатор (зеленое масло, полиизобутилен, полидиен) для повышения пластичности изоляционного слоя при низких температурах окружающего воздуха.

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик состоят из слоя грунтовки, основного слоя (или нескольких 220 слоев) мастики и слоя оберточного материала. Грунтовка (холодный раствор битума в бензине в соотношении 1:3 по объему) наносится на предварительно очищенную стальную трубу тонким слоем для обеспечения хорошей адгезии основного слоя мастики к металлу.

Оберточные материалы служат для придания изоляционному покрытию повышенных противокоррозионных свойств и механической защиты слоя мастики. Тип покрытия (нормальный, усиленный и т.д.) выбирается в зависимости от коррозионной активности грунта, характеризуемой удельным омическим сопротивлением.

Усиленный тип изоляции должен применяться на газопроводах диаметром 1020 мм и более, а также на всех газопроводах меньшего диаметра при прокладке их в районах южнее 50-й параллели северной широты в европейской части России, в засоленных почвах любого района страны (солончаки и т.п.), в болотистых, заболоченных и поливных почвах любого района страны, на подводных переходах, в поймах рек, на переходах через автомобильные и железные дороги, на территориях компрессорных станций, ГРС и примыкающих к ним участках по 250 м, на участках промышленных и бытовых стоков, в зоне действия блуждающих токов, на газопроводах с температурой газа выше 313 К (усиленное покрытие из полимерных липких лент).

На газопроводах, прокладываемых в черте городов, населенных пунктов или промышленных предприятий, должны применяться покрытия на основе битумных мастик усиленного типа. Защитные покрытия такого типа состоят из одного слоя грунтовки и одного-трех слоев липких полимерных лент (в зависимости от типа изоляции).

За рубежом для противокоррозионной изоляции трубопроводов широко применяют каменноугольный пек (тяжелый остаток от перегонки каменноугольного дегтя). Отечественная промышленность выпускает мягкий, средний и электродный пеки с температурой размягчения соответственно 318, 338 и 348 К. Изоляционная мастика из каменноугольного пека состоит из среднего пека, пластификатора (каменноугольная смола, энтраценовое масло) и наполнителя (резиновый порошок, асбест).

Пековые покрытия обладают более высокими диэлектрическими свойствами и водостойкостью по сравнению с битумными мастиками, но значительно токсичнее, что ограничивает их широкое применение.

Одно из перспективных направлений в защите трубопроводов и резервуаров от коррозии — применение полимерных покрытий на основе эпоксидных и некоторых других смол (полиэфирных, виниловых и т.п.). Эпоксидные покр ы -тия применяются для защиты внутренней поверхности стальных резервуаров.

Технологический процесс нанесения эпоксидных покрытий включает в себя очистку поверхности, нанесение покрытия, контроль за качеством покрытия. Для подготовки поверхности под покрытия часто применяют преобразователи ржавчины, особенно при промежутке времени между очисткой и нанесением покрытия более 6 — 7 ч. Действие преобразователей ржавчины основано на образовании ко р -розионно-неактивных соединений на защищаемой поверхности.

Катодная и протекторная защиты газопроводов

Катодную защиту применяют для предотвращения разрушения труб газопровода от почвенной (электрохимической) коррозии и анаэробной биокоррозии. При катодной защите (рис. 3.23) отрицательный полюс внешнего источника постоянного тока 2 подключают к подземному газопроводу 1, а положительный — к анодному заземлению 4.

Анодное заземление изготавливают из стали (отходы труб, стальной профиль). Применяют анодные заземлители из железокремнистых чугунов, запрессованных в коксовую мелочь, обеспечивающих меньший расход материала заземлите-ля. Для грунтов повышенной влажности (на болотах, поймах рек и т.п.) применяют анодные заземлители из стального сердечника и коксового наполнителя на цементном связую-

Рис. 3.23. Принципиальная схема катодной защиты:

1 — трубопровод; 2 — внешний источник постоянного тока; 3 — соединительный п р овод; 4 — анодное заземление

щем с добавкой 5 % нитрата натрия. На территориях газо- и нефтехранилищ, компрессорных станций и других объектов с большим количеством подземных коммуникаций применение обычных анодных заземлений менее эффективно из-за экранирующего влияния сети подземных трубопроводов. В этих случаях эффективнее применять глубинные анодные заземления, достигающие глубины 50 — 70 м.

Станции катодной защиты устанавливаются с интервалом 20 — 40 км (в зависимости от коррозионной активности грунта). Принципиально схема протекторной защиты заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности с металлом (магнием, цинком), имеющим более электроотрицательный потенциал. В искусственном гальваническом элементе в присутствии электролита — воды, насыщенной Н₂8 и СО₂, анод (магний, цинк и др.) разрушается, на катоде же (стальное оборудование) эффект коррозии не проявляется.

Большая протяженность и металлоемкость конструкции промыслового оборудования требуют значительных затрат электроэнергии, а большая глубина скважин и многоколон-ность конструкции скважин создают трудности использования протекторов.

В США и Канаде протекторы устанавливаются в неглубоких скважинах (450 — 600 м), а катодная защита наряду с ингибиторами является основным средством защиты глубоких скважин.

Применение протекторной защиты (катодная защита гальваническими анодами) допускается групповыми установками.

В качестве гальванических анодов (протекторов) можно применять все металлы, имеющие отрицательный потенциал больше, чем железо. Практически для защиты подземных трубопроводов лучше применять магний, цинк и алюминий. По количеству электроэнергии, получаемой с единицы массы, эффективнее алюминий и магний, однако на поверхности алюминия образуется плотный слой окислов, снижающий эффективность работы протектора. Поэтому предпочтение отдают протекторам из магниевых сплавов повышенной и высокой чистоты. Магниевые протекторы выпускаются в комплекте с порошкообразным активатором из гипса, эпсо-мита и глины.

Ограничить проникновение блуждающих токов, создаваемых в земле рельсовым транспортом, работающим на постоянном токе, в подземный трубопровод можно увеличением переходного сопротивления слоя изоляции и продольного сопротивления трубопровода, а также созданием на трубопроводе более отрицательного потенциала, чем потенциал рельсов.

На трубопроводах в зоне действия блуждающих токов применяется противокоррозионное покрытие усиленного типа. Увеличение продольного сопротивления трубопроводов достигается их электрическим секционированием изолирующими фланцами (например, на выходе подводного трубопровода на берег, на входе и выходе из компрессорной станции с собственным контуром заземления и т.п.).

3.4.4. ОТЛОЖЕНИЕ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ И МИНЕРАЛОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Добыча газа часто на определенном этапе разработки сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ в поровом пространстве пласта-коллектора, стенках НКТ, наземных коммуникациях систем подготовки газа и т.п. Накопление солей приводит к уменьшению поперечного сечения, закупорке труб и оборудования, снижению коллекторских свойств пласта, в итоге к значительным потерям давления или прекращению добычи газа практически на всех разрабатываемых месторождениях.

Главный источник выделившихся солей — минерализованная пластовая вода, попадающая в скважины вместе с добываемым газом. Причинами осаждения из нее солей и минералов являются: 1) снижение давления и температуры в процессе разработки месторождения; 2) смешение пластовых вод с растворами ионного происхождения (метанолом, водами). Борьба с отложениями солей требует значительных затрат. По этой причине большое практическое значение приобретают различные методы прогноза осаждения солей из пластовых вод, моделирования процессов закупорки порового пространства пласта и газопромыслового оборудования при различных режимах эксплуатации скважин. Моделирование позволяет выбрать наиболее эффективный способ борьбы с солеотложениями еще на стадии проектирования объектов.

Пластовые воды месторождений природных газов имеют различный состав, изменяющийся от почти пресных вод месторождений Западной Сибири до высокоминерализованных рассолов Шебелинского, Оренбургского и других месторождений. Также различны температуры и давления в пластах-коллекторах. Разнообразны и условия эксплуатации месторождений: изменение температуры и давления в стволе скважин, дебит скважин и количество выносимых газом пластовых вод, состав закачиваемых в пласт и скважины растворов. Совокупность всех этих факторов в конечном итоге определяет состав и количество выделяющихся из раствора солей и минералов.

В процессе эксплуатации и особенно на завершающей стадии эксплуатации в скважинах и промысловых коммуникациях происходит интенсивное отложение солей.

На 1.01.86 г. солеотложения были на 557 скважинах Шебе-линского месторождения, т.е. 95,5 % эксплуатационного фонда. Процесс солеотложений прогрессирует с 4,5 % фонда скважин в 1971 г. по 95,5 % в 1985 г.

Мощности солевых пробок на ранней стадии 3 — 5 м и более 600 м на поздней.

Кристаллизация солей продолжается до полной закупорки НКТ или затрубного пространства. Чаще всего солеотложе-нию подвержены оба пространства с жестким прихватом НКТ.

Основным методом борьбы с солеотложениями является промывка скважин пресной водой. Начало промывки определяется по снижению производительности скважины или росту давления в затрубном пространстве.

На ранней стадии процесс солеотложений проходит мед-ленее, затем следует его ускорение. По отдельным скважинам время образования солевой пробки до полной закупорки НКТ измеряется 10—15 сут, а по значительной части скважины рост пробок замедлен и измеряется в пределах 300400 сут.

Для определения начала солеобразования применим акустико-гидродинамический способ исследования скважин с установкой на устье шумомера. Также с помощью глубинного шумомера можно определить места образования солевых пробок в скважинах.

Промывка скважин пресной водой производится в количестве 4 — 5 м³ цементировочными агрегатами ЦА-320 и ЗЦА-400, кислотным агрегатом АЗИНМАШ-55, паромере установками ППУ-3М.

При этом имеют место обвалы солей на забой. В связи с этим применяется дозировочная технология промывки свежей водой, заключающаяся в подаче воды порциями 300 — 400 л, с повторением цикла до полной ликвидации пробки.

Продолжительность промывки составляет около 15 ч. Ежегодные прямые затраты на проведение этих работ возрастают. С ростом числа промывок увеличиваются потери газа в атмосферу, так как при промывке скважина работает на факел.

Глухие пробки ликвидируются при капитальном ремонте с подъемом НКТ.

Для предупреждения солеобразования был предложен метод подачи воды в затрубное пространство каждой скважины по специально проложенным трубопроводам (ингибиторо-проводам) диаметром 28 — 32 мм. Предусматривается подача ингибитора на устье с помощью дозировочных или отдельных насосов на каждую скважину.

Максимальный расход воды находится в пределах 100 — 200 л/сут и зависит от интенсивности солеобразования.

3.4.5. УДАЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

В газовых скважинах происходит конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной кон-денсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к снижению дебита, прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже полной остановке скважины.

Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Кроме того, можно предотвратить поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.

Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в сепараторы, отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или НКТ с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.

Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой скважины для поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в атмосферу через сифонные или НКТ без закачки или с закачкой ПАВ (пенообразователей) на забой скважины.

Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геологопромысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.

Количество воды и конденсата, выделяющихся из газа на забое скважины при забойных давлении и температуре, определяется по кривым влагоемкости газа и изотермам конденсации.

Для предупреждения прорыва конуса подошвенной воды в газовую скважину ее эксплуатируют при предельных безводных дебитах.

Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цементного раствора под давлением. Во время этих операций газонасыщенные пласты изолируют от обводненных пакерами. На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. Опытно-промышленные испытания показали, что для получения устойчивой пены "концентрацию пенообразователей" следует принять равной 1,5 — 2 % объема закачиваемой жидкости, а стабилизаторы пены — 0,5 — 1 %. В качестве пенообразователя применяют сульфонол и ДМ-РАС, в качестве стабилизатора — КМЦ-500. Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют аэратор (типа "перфорированная труба в трубе"). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух, в наружную трубу — водный раствор ПАВ насосом с расходом 2 — 3 л/с.

Эффективность метода удаления жидкости обосновывается специальными исследованиями скважин и технико-экономическими расчетами.

Для поглощения жидкости пластом скважину останавливают на 2 — 4 ч. Поскольку столб жидкости не всегда уходит в пласт, а при низких давлениях приток газа может не возобновиться, этот метод применяют редко.

Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ низкого давления в течение длительного времени.

Продувка скважин в атмосферу осуществляется в течение 15 — 30 мин. Скорость газа на забое при этом должна достигать 3 — 6 м/с. Метод прост и применяется, если дебит восстанавливается на длительный срок (несколько суток). Однако этому методу присущи многие недостатки:

жидкость с забоя удаляется не полностью, возрастающая депрессия на пласт приводит к интенсивному поступлению новых порций воды, разрушению пласта, образованию песчаной пробки, загрязнению окружающей среды, потерям газа.

Периодическая продувка скважин осуществляется через НКТ диаметром 63 — 76 мм или через специально спущенные сифонные трубы диаметром 25 — 37 мм. От продувки в атмосферу этот метод отличается тем, что он применяется только после накопления определенного столба жидкости на забое.

Газ из скважины вместе с жидкостью поступает в газосборный коллектор низкого давления, отделяется от воды в сепараторах и поступает на компримирование или сжигается в факеле. Автомат, установленный на устье, периодически приоткрывает клапан на рабочей линии. Команду на это автомат получает при возрастании до заданного перепада между давлениями в затрубном пространстве и в рабочей линии. Значение этого перепада зависит от высоты столба жидкости в НКТ.

Для накопления жидкости на забое может использоваться внутрискважинная сепарация газожидкостного потока. Такой способ сепарации с последующей продавкой жидкости в нижележащий горизонт был испытан на скважинах Коробковского месторождения. При этом методе существенно уменьшаются гидравлические потери давления в стволе скважины и расходы на сбор и утилизацию пластовых вод.

Периодическое удаление жидкости можно осуществлять и при подаче ПАВ на забой скважины. При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа через столб жидкости образуется пена. Поскольку плотность пены существенно меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа (0,2 —0,5 м/с) обеспечивают вынос пенообразной массы на поверхность.

При минерализации вод менее 3 — 4 г/л применяется 3 — 5 %-ный водный раствор сульфонола, при высокой минерализации (до 15 — 20 г/л) ипользуют натриевые соли сульфокислот. Жидкие ПАВ периодически закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ (порошки "Дон", "Ладога", Триалон и др.) изготовляют гранулы диаметром 1,5 — 2 см или стержни длиной 60 — 80 см, которые затем подают на забой скважин.

Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут, рекомендуется вводить до 4 г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с притоком до 10 т/сут это количество уменьшается.

Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения до 300 — 400 л раствора сульфонола или порошка "Новость" приводило к увеличению дебитов в 1,5 — 2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта достигала 10—15 сут. Присутствие конденсата в жидкости снижает активность ПАВ на 10 — 30 %, а если конденсата больше, чем воды, пена не образуется. В этих условиях применяют специальные ПАВ.

Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при определенных скоростях газа, обеспечивающих образование капельного двухфазного потока. Известно, что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в НКТ диаметром 63 — 76 мм при глубинах скважин до 2500 м.

Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая вода непрерывно поступает на забой скважины. Диаметр колонны НКТ подбирается таким образом, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя. При переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если потери давления на трение меньше противодавления на пласт столба жидкости, которая не удаляется с забоя.

Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газ-лифтные системы с забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные клапаны. На клапан действуют сила сжатия пружины и разность давлений, создаваемых столбами жидкости в НКТ и затрубье (вниз), а также сила, обусловленная давлением в затрубном пространстве (вверх). При расчетном уровне жидкости в затрубном пространстве соотношение действующих сил становится таким, что клапан открывается и жидкость поступает в НКТ и далее в атмосферу или в сепаратор. После снижения уровня жидкости в затрубье до заданного входной клапан закрывается. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не сработают пусковые газлифтные клапаны. При открытии последних газ из затрубного пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются, и внутри труб снова накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.

В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный лифт типа "летающий клапан". В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель, а на фонтанной арматуре — верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные трубы, которые служат ему направляющим каналом ("цилиндром"), а сам он выполняет роль "поршня".

Практикой эксплуатации установлены оптимальные скорости подъема (1—3 м/с) и падения (2 — 5 м/с) плунжера. При скоростях газа у башмака более 2 м/с применяют плунжерный лифт непрерывного действия.

При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м используют скважинные насосные установки. В этом случае удаление жидкости не зависит от скорости газа и может осуществляться до самого конца разработки залежи при снижении устьевого давления до 0,2 —0,4 МПа. Таким образом, скважинные насосные установки применяют в условиях, когда другие способы удаления жидкости нельзя использовать либо их эффективность резко падает.

Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают ниже зоны перфорации под буферным уровнем жидкости или над забойным клапаном, который пропускает в НКТ только жидкость.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 3

1. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1987. — С. 310.

2. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басилаев К.С. Добыча природного газа. — М.: Недра, 1976. - С. 368.

3. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1985. — С. 421.

4. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. — М.: Недра, 1 975.

5. Коротаев Ю.П., Швидлер М.И. Расчет проникновения глинистого раствора в пласт // Газовая промышленность. — 1971. — № 8.

6. Коротаев Ю.П. Исследование и режимы эксплуатации скважин // Обзор. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — 1991. — С. 74.

7. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Справ. руководство. — М.: Недра, 1987. — Т. II. — С. 173—187.

8. Бирюков В.И., Виноградов В.Н., Мартиросян М.М., Михайлычев В.Н. Абразивное изнашивание газопромыслового оборудования. — М.: Недра, 1 977.

9. Ермилов О.М. и др. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. — М.: Наука, 1996.

ДОЛГОСРОЧНАЯ МОДЕЛЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕСУРСОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Значимость природного газа для всей экономики стремительно повышается, и если процесс освоения и использования ресурсов природного газа не оптимизировать с позиции всего цикла, то можно нанести значительный ущерб рациональному использованию его ресурсов.

Анализ работ, в которых изучаются принципиальные основы решения оптимальных проблем развития всего топливно-энергетического комплекса, а также газоснабжения различных стран и регионов, приводит к заключению, что эффективное использование газовых ресурсов невозможно без построения количественных моделей оптимизации освоения всех запасов углеводородного сырья. При этом необходимо учитывать весь срок разработки всех месторождений.

В этой связи формулируется задача оптимального комплексного использования всех запасов природных газов, на основании исследований, проведенных С. С. Гацулаевым совместно с одним из авторов настоящей книги [4, 5].

3.1. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ ЭФФЕКТИВНОГО КОМПЛЕКСНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕСУРСОВ

ГАЗА

Процесс освоения месторождений природного газа связан со многими отраслями экономики главным образом через трудовые, научно-исследовательские, конструкторские, проектные, материальные, валютные и топливно-энергетические ресурсы. Одновременно он связан с условиями социального порядка и природопользования. Поэтому формально процесс освоения должен оптимизироваться в составе всей экономики страны. Такая постановка задачи, конечно, нереализуема. Чтобы сделать задачу реализуемой, процесс освоения и потребления ресурсов природного газа следует рассматривать в рамках поисково-разведочных работ, обустройства, разбуривания и эксплуатации газовых месторождений, создания и эксплуатации газотранспортных систем. Связь выделенной таким образом системы использования газа с остальной частью экономики будет осуществляться в форме зависимости эффективности использования газа от темпов потребления, а также зависимости стоимости расходуемых ресурсов от интенсивности и времени их реализации. Предполагается, что эта система будет базироваться на среднесрочных отраслевых и региональных проектных решениях по организации, разведке и разработке групп и отдельных месторождений. Между совокупностью этих решений и моделью оптимизации использования ресурсов газа действует двусторонняя связь. С одной стороны, модель оптимизации обеспечивает указанные решения основной управляющей информацией — динамикой отраслевой добычи, а с другой — получает от них данные, по которым система может вычислять агрегированные экономические и технологические показатели.

3.2. ОСОБЕННОСТИ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕСУРСОВ ГАЗА

Процесс использования ресурсов природного газа состоит из разведки, обустройства месторождения, добычи, транспортировки и потребления.

При решении данной задачи следует рассматривать весь срок использования запасов природного газа. Представление

о ресурсах природного газа в значительной степени неопределенно и может быть дано только в вероятностных терминах.

В каждый момент времени можно говорить о количестве разведанных запасов (промышленных категорий А+В + Cj) 2_р и неразведанных запасах ^_н (категории С₂ + Д₁+ Д₂).

При этом количество разведанных запасов известно с достаточной достоверностью, а количество неразведанных запасов можно описывать только вероятностно.

С точки зрения потоков масс природного газа и информации о состоянии их за цикл полного использования его запасов, удобно этот процесс формализовать как процесс перевода:

1) неразведанных запасов z_?tt в разведанные z_vt (поиск и разведка);

2) разведанных запасов в обустроенные z_ot и необустроен-ные забалансовые z_zt;

3) разрабатываемых запасов z_ot в добычу Q_t и остаточные запасы выработанных месторождений z_ut.

Принимается, что добытый газ и его компоненты транспортируются и используются потребителями практически без складирования.

Рассмотрим предлагаемую схему движения ресурсов природного газа в процессе их освоения и применения. Начальное состояние цикла использования газа при Т = 0 характеризуется

^zн ^н^р, ^zz, ^zu, ^Zо, ^q) °. ⁽³.¹⁾

Конечное состояние цикла при Т = Т_к

2!пн °; ^zz^zzk; ^zо ^zок; ^Q^Qk, ⁽³.²⁾

где z_пн — начальные прогнозные ресурсы газа; z_zK, z_ок, Q_K — конечное состояние запасов z_z, z_о и добычи Q.

Интенсивность поисков и разведки (процесс перевода z^ ^ z_р) при рациональном ведении работ зависит от темпов ассигнований на процесс и эффективности самого процесса.

Эффективность процесса использования природного газа рассматривается как функция разведанности запасов

Pt ^^^н, ⁽³.³⁾

где p_t — степень разведанности прогнозных ресурсов газа; z_pt — разведанные запасы газа в текущий момент времени.

Срок разведки среднего месторождения (или лаг разведки Ь_р) характеризует интенсивность процесса: с момента начала разведочных работ до получения соответствующего прироста разведанных запасов требуется определенный период. Он может быть сокращен путем увеличения темпа разведки (годового разведочного метража) и, следовательно, большей себестоимостью разведки.

Процесс обустройства разведанных месторождений аналогичным образом характеризуется разрывом во времени между началом строительства и эксплуатацией месторождения (лаг обустройства Ь_о).

При этом ассигнования на обустройство разведанных запасов в момент времени t зависят от объема необустроенных разведанных запасов z_wt, т.е.

^Zноt ^zpt ^zzt ^Zоt, ⁽³.⁴⁾

где z_pt — разведанные запасы газа; z_zt — забалансовые разве

данные запасы (нерентабельные на момент времени t по экономическим соображениям); z_ot — обустроенные разведанные запасы, характеризующиеся степенью обустроенности запасов

W = Zоt/Zп (3.5)

и лагом обустройства Ь_о. При этом интенсификация работ по обустройству месторождения увеличивает удельные затраты на обустройство.

При эксплуатации месторождения обустроенные запасы

^Zоt ^Zpt ^Z^t ^Zzt ^Zvt ^Q t ⁽³.⁶⁾

вырабатываются в течение срока разработки среднего месторождения Т_э. По такому же принципу вычисляются ассигнования на создание и удельные затраты на эксплуатацию

транспортной системы.

Следовательно, суммарные затраты на разведку, разработку и транспорт определяются в зависимости от вычисляемых в ходе расчета вариантов развития отрасли степени разведанности p_t и степени обустроенности W_t ресурсов природного газа. Рассчитанный таким образом вариант оптимизируется по максимуму экономического интегрального дисконтированного эффекта. В состав оптимизируемых параметров входят:

коэффициенты, характеризующие темп ассигнований на разведку как годового звена системы (А_ро, А_р^ А_р^;

лаги разведки, обустройства и транспорта (Ь_р, Ь_о, Ь_т);

срок эксплуатации среднего месторождения Т_э.

При этом важны две особенности принятого критерия:

1) эффект дисконтируется частично (T_D — доля дисконтируемой части эффекта) для того, чтобы исключить практическое обнуливание эффектов за горизонтом сравнительно небольшой части полного срока использования всех ресурсов газа;

2) цена газа и конденсата ("замыкающие затраты") зависит от темпа потребления и времени, причем эта зависимость представляется в виде исходной таблицы с несколькими исходными параметрами (цена + темп потребления).

В результате разработки модели в данной постановке полносрочной отраслевой оптимизации будут исключены следующие последствия: нерациональное быстрое истощение ресурсов газа для удовлетворения как высококвалифицированных, так и низкоквалифицированных потребителей за сравнительно короткий срок, за пределами которого даже высококвалифицированные потребители не будут обеспечены ресурсами природного газа.

3.3. АЛГОРИТМ ОПТИМИЗАЦИОННОГО ПРОГНОЗА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РЕСУРСОВ ГАЗА

Из вышеуказанного вытекает следующий алгоритм полносрочного оптимизационного прогноза развития процесса использования ресурсов природного газа.

I. Определить темп ассигнований поисково-разведочных работ.

1. Вычислить возможный темп ассигнований начального

периода, исходя из правила, предусматривающего обеспече

ние изучения общих геологических условий освоения природных ресурсов. В течение этого начального периода отсутствует самоокупаемость процесса разведка-добыча

^Y1 = ^Ар2 + ^р1^Хр(^⁾. ⁽³.⁷⁾

2. Вычислить возможный темп ассигнования поисково

разведочных работ из фонда ассигнований на разведку. Этот фонд создается путем отчисления части дохода от процесса использования разведанных ресурсов за период начисления (накопления) дохода Т_Нф.

Фонд накопления для данного момента создается из дохода D, получаемого за период от (—Г_нф) до t:

Y = Aр2xD(^). (3.8)

Необходимость формирования фонда ассигнования разведки по результатам ряда лет вытекает из случайной природы результатов по отдельным годам, т.е. из соображений стабилизации ассигнований на разведку.

3. Принять за темп ассигнования на поисково-разведочные работы большое значение из возможных темпов ассигнования:

5рЮ = max(Y1, YJ. (3.9)

II. Установить темп прироста разведанных запасов, определяемых темпом ассигнований на разведку S^f).

1. Найти безразмерную эффективность разведочного бурения по зависимости безразмерной эффективности от степени разведанности ресурсов, полученной в результате линейной интерполяции кривой эффективности геологоразведочных работ. Отметим, что указанная зависимость эффективности разведки от разведанности является характеристикой запасов и поэтому считается заданной (рис. 3.1)

Э_б(Ц = Э_б(р₍). (3.10)

2. Вычислить эффективность разведочного бурения

Э^) = Э^Этах, (3.11)

где Э_тах — наибольшая эффективность при Э_б(^ = 1.

Тогда текущее значение безразмерной эффективности геологоразведочных работ вычисляется по алгоритму.

3. Для вычисления стоимости единицы разведочного буре

ния (например, 1 м проходки) принимаем следующую поли-номную зависимость от разведанности р и лага разведки 1_р:

Сро = С_Р1 + (ёр2 + Срэр^р,+ (Ср4+ Ср51р)1р. (3.12)

4. Вычислить темп разведочного бурения:

P(t) = 5^)/Сро. (3.13)

5. Вычислить темп прироста разведанных запасов, полученных от ассигнований на разведку за период от t до (t + dt),

р (t), уел. ед.

0 20 40 60 80 100 Э_б (t), %

Рис. 3.1. Кривая эффективности геологоразведочных работ u₆(t) в зависимости от разведанности запасов p(t)

относя этот прирост запасов к периоду от (t + Lр) до ^ + 1р + + dt):

Zр(f + Lр) = Э(ЩрЩ. (3.14)

III. Определить темп ассигнований на обустройство разведанных необустроенных запасов.

1. Вычислить объем разведанных необустроенных запасов с учетом коэффициента ввода в обустройство разведанных запасов к_во:

2н.оМ = 2^)к_в.о — 2о( t). (3.15)

2. Для вычисления удельных издержек на обустройство разведанных необустроенных запасов принимаем полином-ную зависимость от степени обустроенности W и лага обустройства L^

Oot = С₃1+(С₃2+С₃3хтЩ^Щ + (С₃4 + С^₀^₀. (3.16)

3. Вычислить темп ассигнований на обустройство разведанных необустроенных запасов:

So(t) = С^^.о^) С_ао = SJL₀. (3.17)

4. Вычислить темп прироста обустроенных запасов, исходя из ассигнований и удельных затрат на обустройство за период от t до (t+dt), относя этот прирост к периоду от

^(t + ^ ^{до (t} + ^Lо + ^dt):

Zо(f + Lо) = Sо(t)/C_Sо. (3.18)

IV. Определить темп добычи газа и конденсата обустроенных неразработанных запасов природного газа.

1. Вычислить объем обустроенных неразработанных запасов с учетом коэффициента газоотдачи месторождения к_го:

Zонр(f) = Zо(f) — Q(t)/k_ro. (3.19)

2. Вычислить темп добычи газа из обустроенных неразработанных запасов по среднему сроку эксплуатации месторождения Г_э:

Q'(t) = Zонр(t)/T_э. (3.20)

3. Вычислить концентрацию конденсата в добываемом га-

зе¹⁸:

к_гк = к_Ж1 + (k_rK2 + k_rK3W(t))/W(t). (3.21)

4. Вычислить темп добычи газового конденсата:

Q'(t) = Q’(t)K_T. (3.22)

5. Вычислить удельные затраты на добычу и промысловую переработку газа и конденсата. Принимаем по аналогии с вычислением предшествующих удельных затрат полиномную зависимость от степени обустроенности W и среднего срока эксплуатации месторождения Т_э:

= С_ГК1 +(С_ГК2 + С_т^Щт^ + (С_тк4 + С_Ж5Гэ) Т_э. (3.23)

6. Вычислить темп затрат на добычу газа и конденсата:

SJt) = Q'(t)C_T. (3.24)

V. Определить темпы затрат на транспортировку газа и конденсата потребителю.

1. Среднее расстояние транспортировки рассчитываем исходя из степени обустроенности W:

Щ = А0+&1 + loWmWt). (3.25)

2. Средние удельные затраты на расширение транспортной системы и себестоимость на единицу транспортной работы по газу вычисляем, зная степень обустроенности W и

темп добычи газа Q'(t):

Qт = Ст0+(Ст1 + QW)) ^ + (0, + Q4Q ' (t))Q'(t). (3.26)

3. Вычислить удельные затраты на расширение транспортной системы и среднюю себестоимость на единицу транспортной работы по конденсату:

Ст_К = СтС_к. (3.27)

4. Тогда темп ассигнований на расширение транспортной системы по газу и конденсату:

Sr(t) = [ir(t)Q ' (П—Ц-1^’ (—1)]С_ет+[Ш Qi(t) —

— 1т(-1) Qi(t—1)]С₅т_К. (3.28)

5. Вычислить себестоимость транспорта газа и конденсата:

C_F(t) = imQ’ (t)Q+ QiMQJ. (3.29)

VI. В результате вычисляем суммарные расходы и добычу продукции за временной шаг (t+dt):

dS(t) = (Бр(^ + БоЩ + Бд(^ + Бт(т^ dQ = Q'(t)dt; S(t) = S(t— 1) + dS; (3.30)

dQ_K = Q^(t)dt; Q(t) = Q(t—1) + dQ;

^Q_K^(t) = ^Q_K^(t—1) + ^dQ_K.

VII. Определить цену газа и конденсата, добываемых в единицу времени (год), с учетом того, что ценность единицы каждого компонента продукции находится в сильной зависимости от темпа потребления продукции [1]:

V(t) = 2 [Q'(t)M_iq_i+ Qim-MJ. (3.31)

В основе такой зависимости лежит шкала эффективности газопотребления, учитывающая все виды потребления, в том числе в качестве сырья для химической промышленности.

VIII. Определить эффект от процесса использования ресурсов природного газа (П — поток наличности):

1. Темп прироста эффекта

П (t) = V(t)— S(t). (3.32)

2. Дисконтированный темп экономического эффекта

Щ (t) = П(t)[D_B(1 +Ен.п) ^— + 1 — Dd]. (3.33)

3. Кумулятивный народнохозяйственный эффект

Щ) = П (t)dt—П_D(t—1). (3.34)

4. Кумулятивный дисконтированный эффект

П^) = Щ (^ — П^—1). (3.35)

5. Фонд ассигнований в разведку

D(t) = ЛэоНХП' (t-Тн.ф), (3.36)

где Л_эо — доля H_D(t), направляемая в разведку.

IX. Условия продолжения данного варианта:

а) если не достигнуто значение степени разведанности запасов, соответствующее максимальной эффективности геологоразведочных работ Э₆_тах;

б) если П’ > 0, т.е. процесс еще доходен;

в) иначе расчет варианта закончен.

При выполнении условий "а" или "б" расчет по пунктам

I — IX повторяется в новом временном слое.

В результате расчета получаем вариант полносрочного использования ресурсов природного газа.

X. Найти оптимальный вариант (критерий оптимизации W_D; оптимизируемые параметры — А_р0, А_р1, А_р2, L^ L_m L,., Т_э) путем вычисления эффективности изменения оптимизируемых параметров. Если для нового варианта, полученного изменением предыдущих значений оптимизируемых параметров, такое же улучшение возможно, то вычислительный процесс повторить по улучшенному варианту, начиная с пункта I. В противном случае в качестве оптимального варианта процесса использования природного газа принимается последний вариант.

Условные обозначения алгоритма:

t — текущий момент времени;

S^ У₁, У₂ — темпы ассигнований на поисково-разведочные работы;

А_р0, А_р1, А_р2 — коэффициенты формулы ассигнования в начальный период разведки (оптимизируемые параметры);

Э₆ — безразмерное значение эффективности геолого

разведочных работ;

Э_тах — максимальное значение эффективности геологоразведочных работ;

р, W — степени разведанности и обустроенности потенциальных ресурсов газа соответственно;

L _р, L_m L,. — лаги соответственно разведки, обустроенности, транспорта;

С_р1 — С_р5 — коэффициенты удельных показателей разведки, полученные в результате статистической обработки данных о ведении разведочных работ на газ;

С_ро — стоимость единицы проходки;

Н_р — темп разведочного бурения;

z_р — разведанные (по категориям А+В + С₁) запасы газа;

К_во — коэффициент ввода в обустройство;

Т'&ф — время ассигнования в разведочный фонд;

z^ z_w — соответственно обустроенные и необустроенные запасы газа;

C_s1 — С_з5 — коэффициенты затрат на обустройство, полученные аналогично коэффициентам С_р1 — С_р5;

C_s0 — удельные затраты на обустройство;

S,^ — темп ассигнований на обустройство;

Q', Q — темп добычи и накопления добычи газа;

Q'k, Qk — темп добычи и накопления добычи конденсата;

К_го — коэффициент газоотдачи;

Т_э — средний срок эксплуатации месторождения;

К_гк, К_гк1 — К_гк5 — концентрация конденсата в газе и коэффициенты, учитывающие изменение концентрации конденсата в газе;

С_к, С_к1 — С_к5 — удельные затраты на добычу и промысловую переработку газа и конденсата и коэффициенты, учитывающие зависимость С_к от W и Г_э;

S_д — темп ассигнований на добычу газа;

1_т, 1_т0 —1_т2 — среднее расстояние транспортировки и коэффициенты, учитывающие характер зависимости 1_т от W;

С_т, С_т₀—С_т4 — удельные затраты на расширение транспортной работы по газу и коэффициенты, учитывающие зависимость С_т от Q(t) и W;

ё_т2 — удельные затраты на расширение транспортной системы конденсата (идентифицируются по ретроспективному поведению);

S.J., С_ет — С_утк — темп ассигнований на расширение транспортной системы газа и конденсата и коэффициенты, учитывающие зависимость S_т от Q(t), Q_K(t), 1_г;

C_F — себестоимость транспорта газа;

V — цена газа и конденсата;

Д — ценность каждого компонента продукции;

M_t, M_K, — концентрация каждого компонента соответственно в газе и конденсате.

3.4. ПОРЯДОК РАСЧЕТОВ ПО АЛГОРИТМАМ

ПОЛНОСРОЧНОГО ПРОГНОЗА ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

На первом этапе работы с алгоритмом оптимизированного прогноза процесса использования ресурсов природного газа были проведены оценочные расчеты с учетом фактических данных о состоянии запасов и добычи газа в целом по стране и крупным газодобывающим районам.

На основе имеющейся информации о потенциальных ресурсах, зависимости эффективности геологоразведочных работ от степени разведанности ресурсов и планируемых объемов разведочного бурения рассматриваются различные варианты темпов перевода потенциальных ресурсов в разведанные запасы.

Под эффективностью геологоразведочных работ на газ, выражаемых обычно в тысячах кубометров на 1 м поисковоразведочного бурения, понимаем

Э_т(^ = Z (t)/H(t), (3.37)

где z'(t) — прирост разведанных запасов газа за счет H(t) метров поисково-разведочных работ.

Для возможности сравнения различных районов между собой и более обобщенного использования имеющейся информации по старым районам вводится понятие безразмерной эффективности геологоразведочных работ Э₆ в зависимости от степени разведанности ресурсов р, представляющей собой отношение текущей эффективности и максимальной эффективности геологоразведочных работ, т.е.

Э_бЩ = Эт(р)/Этах, (3.38)

где Э_т(р) — текущая эффективность геологоразведочных работ.

Для оценочных расчетов долгосрочного прогноза можно воспользоваться кривой зависимости эффективности геологоразведочных работ на газ от степени разведанности ресурсов (см. рис. 3.1).

Зависимость объемов разведочного бурения Н от степени разведанности ресурсов задается в соответствии с планируемыми объемами буровых работ на перспективу. Зная степень разведанности ресурсов на каждый исследуемый момент времени, можно по указанным выше зависимостям определить эффективность геологоразведочных работ и объем разведочного бурения.

Годовой прирост разведанных запасов Z (t)

Q (t) = Э₆ (р) Этах-Н( t). (3.39)

Последовательно суммируя значения текущих разведанных запасов Zрf с каждым новым годовым приростом запасов Zр(t+dt) = Zр(t)+Z(t)dt, получаем в динамике зависимости темпа перевода потенциальных запасов в промышленные категории:

2р = Zр. (3.40)

Одной из основных проблем при долгосрочном прогнозировании добычи газа является обеспечение заданных темпов добычи газа определенным объемом разведанных запасов. Разведка должна быть подчинена добыче: нужно разведать столько, сколько можно добыть с учетом лага разведки и обустройства. В отечественной практике показатель обеспеченности газа запасами определяется обычно отношением извлекаемых запасов на начало года к годовой добыче газа. Задаваясь различными (но постоянными на весь рассматриваемый отрезок времени) значениями обеспеченности, текущее значение годовой добычи газа Q(f) определяем по формуле

q,(f) = ~~^Q(f)~~, (3.41)

^Крат

где Z_р(t) — разведанные запасы газа; К_го — коэффициент га-зоотдачи; Q(t) — суммарное количество газа, добытое к моменту времени f; К_рат — обеспеченность добычи запасами.

Для определения годовых отборов газа на каждом новом временном шаге воспользуемся результатами расчетов динамики разведанных запасов вплоть до момента времени Г_к. Суммарная добыча попутно будет вычисляться следующим образом:

Q(f+df) = Q(f) + Q'(t) dt, (3.42)

Тогда по формулам (3.41) и (3.42) получаем динамику добычи природного газа Q = Q(f).

3.5. МЕСТО ПОЛНОСРОЧНОГО ОПТИМИЗАЦИОННОГО ПРОГНОЗА В ПЛАНИРОВАНИИ РАБОТ ПО ОСВОЕНИЮ РЕСУРСОВ ГАЗА

В силу длительного срока прогнозирования и принципиальной невозможности преодолеть неопределенность в геологической информации как по количеству, так и по особенностям неразведанных ресурсов природных газов, эффективности газопотребления, стоимости процесса освоения запасов природного газа предполагается, что полносрочное прогнозирование уточняется каждый раз при принятии средне- и краткосрочных плановых или проектных отраслевых и районных решений с учетом всей имеющейся к этому времени информации.

Для этой же цели используется вероятностное представление о распределении возможных значений определяющих параметров модели развития газовой отрасли. Это необходимо для того, чтобы проводить оптимизационное прогнозирование при всех имеющих смысл сочетаниях определяющих параметров процесса развития газовой отрасли, а по ним найти распределение оптимизированных прогнозов.

Связь между моделями полносрочного прогнозирования по стране в целом и отдельным провинциям удобнее всего осуществлять с помощью модели оптимизации графика добычи и основных технологических параметров и кадастровой (рентной, экономической) оценки месторождения. С использованием этой модели и независимо от графика добычи по стране в целом прогнозируется добыча из каждого месторождения с максимальным интегральным дисконтированным эффектом. Этот эффект рассчитывается по цене продукта у выхода из промысла.

Месторождения для определения очередности их ввода ориентируются по кадастровой оценке. Затем решается пространственно-временная транспортная задача подачи природного газа укрупненным потребителям из отдельных месторождений таким образом, чтобы за период среднесрочного планирования (10 — 20 лет) обеспечить выполнение соответствующего участка полносрочного прогноза и достичь максимального народнохозяйственного эффекта. Результаты решения транспортной задачи используются в качестве задания для составления проектов обустройства месторождения, создания инфраструктуры газодобывающих районов, расширения газотранспортной системы и других конкретных проектных и организационных вариантов.

3.6. КАДАСТРОВАЯ ОЦЕНКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Под кадастровой оценкой месторождений природного газа понимается денежное выражение величины народнохозяйственного эффекта в зависимости от комплексного использования запасов при оптимальных значениях основных технологических показателей (график добычи, число скважин и т.д.). В общем случае разработка газоконденсатных месторождений (ГКМ) состоит из периодов управления темпом добычи и истощения. Периоды управления в свою очередь состоят из шести этапов:

1. Начальный продукционный: мощности компрессорных станций (КС) для товарного инжекционного газа равны нулю, регулирование темпа продукции за счет числа элементов (элементарные технологические потоки будем называть далее просто элементами), степень возврата равна нулю.

2. Начальный продукционно-инжекционный: степень возврата держится на постоянном уровне, темп продукции регулируется числом элементов, КС товарного газа имеет нулевую мощность.

3. Второй продукционно-инжекционный этап: число элементов не меняется, темп отбора регулируется мощностью КС товарного газа, степень возврата не меняется.

4. Второй продукционный этап: темп продукции регулируется числом элементов, степень возврата и мощность КС равны нулю.

5. Третий продукционный этап: темп продукции регулируется мощностью КС транспортировки, число элементов не меняется, степень возврата равна нулю.

6. Этап истощения: число элементов, мощность КС не меняются, степень возврата равна нулю.

Кадастровая оценка запасов природного газа имеет своей целью улучшение их использования, повышение эффективности общественного производства при условии соблюдения народнохозяйственного системного подхода на базе оптимизации использования этих ресурсов. Количественно оценка равна денежному значению эффекта от эксплуатации запасов в настоящее время и в будущем.

Оценка используется при решении проблем перспективного развития и размещения объектов газовой промышленности, особенно задач по расширению ее сырьевой базы, — при составлении интегральных схем развития на дальнюю перспективу, анализе фактических достижений в области подготовки новых запасов газа, при выделении балансовых и забалансовых запасов газа, при решении целесообразности продолжения работ в цикле открытие — разведка — дораз-ведка — разработка запасов природных газов (переход от регионального, общегеологического изучения к детальному структурному изучению, к глубокому поисковому и разведочному бурению, детальной разведке, опытно-промышленной эксплуатации и каждому последующему этапу разработки), при установлении очередности работ по подготовке и эксплуатации запасов, определении рациональной обеспеченности добычи запасов различной категории подготовленности, а также для оценки месторождений в составе государственного кадастра.

Кадастровая оценка запасов не есть результат специальных проектных решений, тщательно и детально учитывающих природные, географо-экономические свойства запасов, общий уровень научно-технического прогресса и оптимизирующие конкретные производственные ситуации по материально-техническому обеспечению, специальные научные исследования, научно-технические разработки. По этой причине кадастровая оценка и проектные решения неравнозначны. Усилия и затраты по составлению проекта разработки материализуются в виде превышения проектного экономического значения эффекта над рентным нормативным эффектом от эксплуатации рассматриваемых запасов.

Оценка запасов газа Z_н по месторождениям осуществляется по формуле

Z_н = 2 ^{Ц
(t) - Э} ^ тах, (3.43)

f = 1 (1 + E н.п)t

где Т — расчетный период оценки месторождения (или его части), исчисляемый либо от года проведения оценки (для эксплуатируемых или находящихся в промышленном освоении месторождений), либо от предполагаемого года начала строительства (для всех прочих месторождений) и кончая годами отработки запасов; Ц — ценность годовой продукции (включая все попутно извлекаемые компоненты), исчисляемая в замыкающих затратах t-го года; Э₍ — сумма эксплуатационных (без отчислений на амортизацию в части реновации и без отчислений в фонд погашения стоимости геологоразведочных работ) и предстоящих капитальных затрат в t-м году эксплуатации; Е_ип — нормативный коэффициент приведения разновременных затрат и результатов (дисконтирования), принят равным 0,08.

Оценка запасов, при эксплуатации которых получается не один продукт (природный газ), а несколько видов (многокомпонентная продукция: газовый конденсат, гелий, сера и др.), предусматривает суммирование ценностей продукции по всем компонентам, а также суммирование затрат на выпуск всех компонентов.

Замыкающие затраты по отдельным видам продукции в принципе вычисляются таким же образом, как и замыкающие затраты на газ и топливо. В качестве цены на продукцию используются замыкающие затраты, т.е. предельно допустимые с народнохозяйственной точки зрения затраты на прирост продукции в рассматриваемом географическом месте в определенный момент времени.

Для расчета нормативных замыкающих затрат в принципе по каждому из множества объектов вычисляются показатели затрат (капитальных и эксплуатационных) на разведку, строительство и эксплуатацию промысловых объектов, а также транспортных (до потребителя). Затем все объекты ранжируются по удельному эффекту (экономический эффект от функционирования объекта, отнесенный к объекту затрат) и находится часть ранжированного ряда объектов таким образом, чтобы была обеспечена вся потребность в топливе.

Удельные затраты замыкающего объекта являются нормативными замыкающими затратами.

При установлении нормативных замыкающих затрат должны учитываться и мировые цены на природный газ, т.е. внешний рынок рассматривается как потребитель со своими ценами. Уровень замыкающих затрат, как легко видеть из метода определения их значения, не может быть постоянным во времени из-за ввода в разработку запасов с систематически уменьшающейся эффективностью. Это является следствием того факта, что наиболее эффективные запасы осваиваются по возможности в первую очередь. Систематический рост во времени энергопотребления и, как следствие, газопо-требления ведет к тому же исходу — постоянному росту замыкающих затрат.

При вычислении затрат должны учитываться и ликвидационные затраты, затраты на рекультивацию промысловой территории, а в цене продукции учитывается остаточная (ликвидационная) стоимость промысловых объектов и агрегатов.

При экономической оценке запасов природных газов в состав затрат по добыче газа включается сумма убытков землепользователей, потери сельскохозяйственной продукции в результате ухудшения качества территории, занимаемой газодобывающим предприятием, согласно основам земельного законодательства.

Нормативная оценка запасов должна строиться на полном использовании опыта проектирования, разработки и обустройства газовых месторождений, фактических данных разработки месторождений на различных стадиях эксплуатации. Они позволяют оценивать запасы по наиболее общим и существенным природным, географо-экономическим сведениям, которые, как правило, имеются или могут быть получены. Естественно, оценки следует давать с помощью современной вычислительной техники и методов, поскольку малый объем наиболее существенной информации необходимо подвергнуть всесторонней интерпретации, в том числе и оптимизации как обязательной нормативной операции.

Нормативная оценка должна даваться таким образом, чтобы коэффициент газоотдачи не был задан, а являлся результатом рентной оценки запасов. Для достижения объективности в оценке запасов, т.е. чтобы оценка продукции не менялась в зависимости от конкретной технологии, необходимо динамику продукции и динамику затрат определять при использовании нормативной технологии. В качестве таковой, определяемой однозначно, естественно, следует принять технологию газодобычи, оптимизируемую по основным техническим параметрам, существенно влияющим на оценку. Эта технология должна быть реализуема с помощью современных стандартных технологических средств.

Из сказанного следует, что для оценки запасов строится модель со структурой, синтезируемой на базе основных особенностей фактического поведения запасов природных газов в процессе разведки и разработки, причем идентификация модели выбранной структуры (определение параметров модели) осуществляется так, чтобы модельное и фактическое с заданной точностью совпадали для совокупности месторождений, по которым имеются фактические данные, но которые не участвовали в идентификации моделей.

3.7. НОРМАТИВНАЯ МОДЕЛЬ РАЗРАБОТКИ И АЛГОРИТМ КАДАСТРОВОЙ ОЦЕНКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Для практических расчетов рентной оценки месторождений необходимо определить, как основные результирующие величины (замыкающие затраты, продукция залежи, экономические затраты) зависят от геолого-технических характеристик разработки запасов, продуктивности скважин, их числа, мощности КС и т.д. Поэтому строятся нормативная модель разработки и алгоритм вычисления этих величин.

Для построения алгоритма расчетов нормативной технологии используется описанная далее разбивка системы на подсистемы (элементы), для каждой из которых применяются уравнения движения газа (таким же образом поступаем при моделировании экономической системы).

Подсистема "скважина" в газодинамическом отношении складывается из нескольких элементов: призабойной зоны, ствола скважины (собственно скважина), выкидной линии (шлейф, газопровод, соединяющий соответственно устье скважины со сборным пунктом), регулирующего штуцера.

В том случае, если призабойная зона скважины разрушается под действием фильтрационного потока, то предельный дебит определяется уравнением

Q[a + fo(Q - Q^)] < Qпр[a + - Q^)], (3.44)

где Q — произвольный дебит скважин; Q _пр — предельный дебит скважины.

Предельный дебит, не срывающий пленку ингибитора коррозии со стенок насосно-компрессорных труб, при e^2s « « 1 дается в выражениях:

при Q < Q_K

Q¹⁹z²T² Q² z² T²

W ^y¹Y ^пр^у.пр¹ у.

^п^у.п^ у.пр

pL ^{- aQ
-}⁰^Q² рпл.пр^- ^пр^-

при Q > Q_Kр (3.45)

Q ²z ²T² Q² z² T²

у у п у.п у.

^пр-^у.пр-¹ у.пр

кие аппараты имеют сравнительно малое значение в газодинамическом отношении.

Газодинамическое описание ДКС пр оводим с помощью зависимости при изотермическом компримир овании всего потока от давления на приеме до давления газопотр ебления (подачи в систему магистрального тр анспорта).

В газодинамическом отношении сборные пункты, газосборный коллектор и головные сооружения без ДКС могут быть объединены, если учесть, что для ср едних значений число сборных пунктов п_сп можно связать с нормой предельной длины шлейфа, которая в свою очер едь зависит от площади разбуривания Р_р.

Вводим норму потери давления в промысловых газопр оводах р_и тогда

^кш = PlVРр /(^скв);

I--⁽³-⁴⁶⁾

^к г.с = PlV ^Рр ^/(ЛЛспЬ

где к_ш, к_гс — коэффициенты гидравлического сопр отивления соответственно шлейфа и соединительного газопр овода; Р_р — площадь разбуривания; п_скв — число скважин.

Подсистема "залежь" при равномерном р азмещении скважин по площади газоносности Р_г = Р_р характеризуется одинаковыми давлениями газа во всех точках залежи во времени при отсутствии воздействия водонапорной системы.

В случае неравномерного размещения отбора залежь моделируется двумя зонами:

1. Зона р азбуривания, в котор ой во всех точках остаточное пластовое давление

Рпл.о ^- Рпл.н^{(1- Q}_r + ^^плУ^н ⁽³-⁴⁷⁾

где

— 1 г

^Q = — J ?^пск_В^;

N о

^п = - / 9и dt; (3.48)

N о

Р_плн, Р_пло — соответственно пластовое давление начальное, текущее в зоне отбора; z^^, z^^ — коэффициент сверхсжимаемости газа при р_пл._н, р_пл._о; N — начальные запасы газа в

зоне разбуривания; q — средний дебит скважины; п_скв —

число скважин; д_п — темп пер етока из неразбуриваемой зоны в зону отбора.

2. Зона неразбуривания, в которой во всех точках пластовое давление в данный момент времени

Рпл = Рпл.н(1 — Qн)Zпл/Zпл.н• (3.49)

Темп притока газа из втор ой зоны в первую считаем про-

пор циональным разности потенциалов линейной фильтр ации

2 2 ^Рпл ^PПЛ.O^,

дп = ^Xз (Рпл ^- Рпл.оК ⁽³-⁵⁰⁾

где Х_з — коэффициент фильтрационного сопр отивления газовому потоку между зонами, зависящий от коллектор ских свойств геометрии размещения отбора и всей залежи.

Эту величину следует, как и все другие параметр ы модели, идентифицир овать так, чтобы фактическое и модельное поведения совпадали с нужной точностью. В тех случаях, когда отсутствует р етр оспективное поведение для такой идентификации, можно принять

Рп^нл² - РЩл.о = I - --I, (3.51)

\ ^го ^r1)

где d — пар аметр геометр ии (фор мы); г_о, r₁ — хар актер ные размеры площади отбора и всей залежи.

Расчеты показали, что в рамках практически встр ечаю-щихся залежей равномерное и неравномерное размещение отборов не изменяет количественную оценку залежи, поэтому в дальнейшем считаем оправданным при оценках полагать Рг = Р .

Если в пр оцессе разработки залежи ожидается заметное влияние водонапорной системы на поведение залежи, то это может сказаться на пластовом давлении, на параметрах а и Q уравнения притока в скважину и на выходах из стр оя скважин вследствие обводнения. В этом случае для дренируемой зоны

Рпл.о = Рпл.н ¹ ~~"QC °^п~~ ^ , (3.52)

¹ " W ^zпл.н

где W — й_о — объем порового пространства.

Величина W является функцией коллекторских и геометрических свойств водонапорной системы, зон отбора, динамики давлений в зонах (которые в свою очередь являются функциями указанных величин и интенсивности отбора газа) и должны идентифицироваться по ретроспективному поведению.

Влияние на среднее значение а и 0_кр водонапорной системы (обводнения скважин) пока исследовано недостаточно. Естественно, эти величины зависят от значения W^ чем выше тем больше увеличиваются а и 0_кр.

Темп выхода из строя скважин за единицу времени относительно объема вторгшейся в зону отбора воды

W' = Wо/Qо, (3.53)

где число действующих скважин тем выше, чем больше обводненность дренируемой зоны W_t) и больше объем эксплуа-

тации /Пс_КА-

Капитальные затраты в подсистему скважин

^Кс ^Пскв^Кс.с⁽¹ + ^к1⁾ + ^кш^Рпл^(К1ш0 + ^К1ш^ + ^К1ш2^{q )}, ⁽³.⁵⁴⁾

где Кс.с — стоимость скважины, Кс.с является исходной информацией по залежи; кш, К1ш0, К1ш1, К1ш2 — коэффициенты зат!ат.

Эксплуатационные затраты по подсистеме скважины Эс пропорциональны стоимости продукции ее подсистемы:

Эс = Й2Пск_ВКс.с+ №_о +d2_g q). (3.55)

Капитальные затраты подсистемы "сборные пункты"

Кс.п = d2 (Пс^с_к^п_в)^в1 + Й3 (qс.п)^в2. (3.56)

Эксплуатационные затраты подсистемы "сборные пункты"

Эс.п = d₄ (iC_B )^в3 + d₅ (q с.п )^в4. (3.57)

Капиталовложения и эксплуатационные затраты в газовый коллектор вычисляются так же, как и для шлейфов:

^кс.„ = - ^к1с.„.о + ^.п) ^кс.„;

(3.58)

^Эс.г ^{_ Э}с.г.о + -^d7^Кс.г + ^d3^qС.⁶!) .

Затраты на ДКС (К_дкс) формируются относительно полезного эффекта ДКС — изотермической мощности и работы

на компримирование газа:

^Кдкс ^{_ К}ксс + ^d9^; (3 59)

Эд_Кс = Э_Ксс + d_wW_K, ⁽³.⁵⁹⁾

где К_ксс — независимые капиталовложения в КС; Э_ксс — независимые эксплуатационные затраты в КС; |w_k = cq lnp⁰¹),

Р_мг, Р_пр — давление в магистральном газопроводе и на приеме ДКС соответственно.

Затраты, не связанные с учтенными выше подсистемами технологическими факторами:

К = К + d n^¹ + d _q^ma^xp8;

проч ^про^ ^и11^ ‘скв ~ ^и1И n '

(3.60)

Э = Э + d п^вд + d _q^р10

^проч ^про ~ ^и13^‘скв^ ^u144 n ¦

В уравнениях (3.54) — (3.60) d₁ — d₁₄ — коэффициенты пропорциональности затрат от следующих за ними аргументов; в₁ — в₁₀ — показатели нелинейной зависимости частей затрат от аргументов. Все эти величины представляют собой экономические нормативы, которые определяются путем количественного анализа фактических и проектных значений затрат и аргументов.

Для вычисления затрат из газодинамических расчетов получаем аргументы: л_скв, q^,, q_m W_K, л_сп, q^ и прочие; затем, зная нормативы экономических зависимостей (параметры моделей экономики), находим для данного технологического варианта значения критерия — оценки запасов при данной технологии R.

Надлежащий выбор исходного варианта разработки ускоряет нахождение лучшего варианта. Вариант определяется тремя параметрами: максимальным темпом отбора g_max, максимальным числом скважин л_{скв max}, максимальной мощностью до ДКС _max. Исходный темп отбора на основании эксплуатации газовых месторождений можно находить по формуле

q,. = N/20; (3.61)

исходное максимальное число скважин по формуле

«скв max = q з^с^ ⁽³.⁶²⁾

где

q^ = min^cH^^, (3.63)

а максимальную исходную мощность по выражению

^W_№ max = ^т ^ln , ^,
(3.⁶⁴⁾

\ ⁽⁽⁰, ³^рпл.о^{) —
a} + ^^qскв w^)q скв w

где q^ _w — дебит скважины при данной мощности,

q^ w= min[qс_Kв при Рпл= 0,3рпл.о, q по (3.44) или (3.45)]. (3.65)

Для отыскания варианта с максимальной оценкой используются следующие методы покоординатной оптимизации:

1. Интервал возможных значений оптимизируемых аргументов делится на несколько равных подынтервалов вокруг исходного значения (например, две в сторону уменьшения и две в сторону увеличения).

2. Просматриваются все интервалы первого аргумента с максимумом оценки, это значение вытесняет в исходном варианте значение первого аргумента.

3. Со вторым и третьим аргументами повторяется последовательно действие пункта 2.

4. За интервал возможных значений аргументов принимаются значения подынтервалов, охватывающих набор аргументов, результирующих из пункта 3.

Запасы природных газов с многокомпонентной продукцией оцениваются на базе тех же принципов, что и с однокомпонентной продукцией (чисто газовые залежи), но принимается во внимание следующее:

цена многокомпонентной продукции складывается из суммы цен всех компонентов продукции;

темп извлечения компонентов продукции, отличающихся от газового компонента, определяется по темпу добычи газа (газового конденсата) и содержанию рассматриваемого компонента в газе, являющемся носителем (основным компонентом продукции) всей продукции;

цена единицы компонента продукции, отличающегося от чистого газа, так же как и цена единицы чистого газа, меняется во времени, но не обязательно по идентичному закону;

затраты в рассматриваемом случае включают все те элементы, которые присутствуют в однопродуктивном расчете. Но размеры затрат аналогичных элементов часто не совпадают количественно. Другим эффектом многокомпонентной продукции являются изменение (ухудшение, как правило) газодинамических характеристик, увеличение газодинамического сопротивления движению потоков носителя газового потока.

Третий момент специфики многопродуктивного случая — появление новых элементов и подсистем в составе технологии: конденсатосборный коллектор, установки по стабилизации конденсата, подсистемы закачки чистого (сухого) газа или других агентов воздействия на залежь, сеть нагнетательных трубопроводов, нагнетательные скважины, установки для выделения из потока гелия, сероводорода и других компонентов и их переработки.

Из сказанного следует, что каждый вид многопродуктивного процесса добычи природного газа должен иметь свою нормативную технологию для определения, вычисления продуктивной и затратной частей рентной оценки. При этом необходимо учитывать указанные общие черты всех видов, общие отличия от базисного, чисто газового случая.

Исходя из этих соображений, газоконденсатные залежи следует оценивать при двух принципиально разных видах технологии:

1) без поддержания пластовых давлений — технология, аналогичная технологии для чисто газовых залежей;

2) с поддержанием пластовых давлений путем возврата газовой части продукции полностью или частично (закачка других агентов поддержания пластовых давлений пока признается экономически не оправданной).

Рентную оценку можно проводить на основе нормативной технологии разработки газовых залежей, алгоритма и программы, а также создания справочно-информационной системы для систематических массовых и одиночных определений экономических оценок и выдачи всевозможных справок

о сырьевой базе газовой промышленности.

Кадастр (банк данных) по месторождениям может быть использован как для рентной оценки, так и для решения комплекса задач информационного, аналитического, экономического характера, а также задач текущего и долгосрочного прогнозирования.

3.8. АЛГОРИТМ СРЕДНЕДОЛГОСРОЧНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ (10-30 ЛЕТ)

Исходные данные:

1) динамика добычи полносрочного прогнозирования при-!одного газа;

2) зависимости эффективности потребления всеми потребителями;

3) кадастровые оценки всех месторождений, которые могут участвовать в поставке газа, в том числе динамика подачи газа из месторождения и интегральный эффект;

4) стоимость передачи продукции от каждого месторождения ко всем возможным потребителям.

Имеем j потребителей и i месторождений.

Количество газа, добываемое из i месторождений, равно количеству газа, потребляемому j потребителями:

q = 2 q^j = 2 q_t, (3.66)

^jⁱ

где для j потребителей выполняется условие

q^j = 2 qj, (3.61)

а для i месторождений

qi = 2 qj, (3.68)

задача сводится к нахождению q_{ таким образом, чтобы выполнялись следующие условия:

²²q^j = q^(t);

j ⁱ

2q! = qi (ti); (3.69)

^ti = ^t^-^tvi ^,

где q(t), q_i(t_i) — заданные величины, полученные из полносрочного прогноза; t_vi — время ввода i-го месторождения в разработку.

Функционал модели в этом случае имеет вид

_n2₀(^At-^2Efj^х qi^-2 2^ ^-^^с1д1 ^х qt 00 ^ ^{max,
(3}.¹⁰⁾

где E_f — суммарный экономический эффект от добычи и

транспортировки продукции от каждого месторождения ко всем потребителям; С₁_т — суммарные транспортные расходы; С₁_д — суммарные расходы на добычу.

Оптимизируются qj и t_vi, при этом количество потоков,

прикрепленных к i-му месторождению, позволяет определить

количество значений t_vi, а также число qj, равное

nj =22 6j, (3.11)

^{J i} j ^J

при 6у = 1, если qj > 0, иначе 6_ij = 0.

Тогда для любого момента времени выполняются следующие условия:

1. q^j_t = 0, если t_vi + t_3i > t > t_vi;

2. q_it = 1 q_it, если t > tvi; (3.12)

³. ²qit=qt

из долгосрочного прогноза; t^ — срок эксплуатации i-го месторождения.

Для решения задачи в такой постановке рассмотрим следующий алгоритм среднесрочного прогнозирования:

1) из невведенных месторождений выбирается по возможности разнообразная по размещению и наиболее приоритетная по кадастровой оценке группа месторождений;

2) в качестве вновь вводимого для обеспечения заданного Q(t) пробуется каждое месторождение и выбирается то, при вводе которого достигается лучший эффект;

3) распределение потоков из этого месторождения по потребителям производится при условии El = max.

Основным недостатком такого алгоритма является "близорукость" при учете интересов полносрочной оптимизации. Например, при таком подходе может оказаться выгодной форсированная разработка запасов с благоприятными геоло-го-эксплуатационными характеристиками, что в дальнейшем может привести к обратным потокам в рамках расположения таких запасов. В этой связи попробуем реализовать следующую задачу: обеспечить подачу газа, предусмотренную полносрочной оптимизацией таким образом, чтобы:

добыча по отдельным месторождениям соответствовала графикам добычи;

потребители получили такое количество газа, при котором достигается максимальный интегральный эффект.

Максимизацию эффекта предварительно заменим задачей минимизации транспортной работы за весь срок и максимизацией потребительского эффекта при заданном суммарном потреблении.

(3.13)

22 Qj = Q‘, t = 1,...,T.

2Qj = Q^- — потребитель.

Это начальные значения Q^l_q. Далее их можно уточнить, добиваясь максимизации эффекта за период среднесрочного планирования, но сохраняя порайонное распределение отборов за срок планирования.

3.9. МНОГООТРАСЛЕВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

За основу многоотраслевого моделирования топливно-энергетического комплекса страны принимаются те же принципы, что и для одноотраслевого. При этом потребители моделируются многомерными (многопродуктивными или массивными) функциями — потребителями в пространстве, определяющимися координатами — видами ресурсов: газ, нефть, уголь и т.д. В результате многоотраслевая модель представляется как набор одноотраслевых моделей, функции которых — потребители всех видов ресурсов.

Моделирование технико-экономического района получается из многоотраслевой модели, в которой часть потребительских функций представлена в виде потоков за пределами района, а часть источников ресурсов — потоки из смежных районов.

На рис. 3.2, а представлена одноотраслевая модель типа "один источник — один потребитель". Здесь НЗ — начальные запасы, РЗ — разведанные запасы, ОЗ — обустроенные запасы, ДЗ — добытые запасы, ТЗ — переданные по_ транспортной сети запасы, ПЗ — потребленные запасы, РЗ — _неразведанные запасы, ОЗ — необустроенные запасы, ПЗ — запасы, потерянные при потреблении; /_р, /_о, /_д, /_п — функционирование процесса соответственно разведки, обустройства, добычи, транспорта и потребления.

Многоотраслевая модель типа "один источник по каждому ресурсу — один потребитель" фактически состоит из набора элементов модели (рис. 3.2, б), объединенных общим (единым) потребителем. При этом потребитель характеризуется одной комплексной потребительской функцией /_п от п-районов добычи.

На схеме (см. рис. 3.2, б) представлены более сложные по своей структуре одно- и многоотраслевые модели типа "несколько источников — несколько потребителей". Здесь /_т(1...п) — объединенная транспортная функция по первому — п-му ресурсу, т.е. каждая отрасль характеризуется од-

ной комплексной транспортной функцией. Кроме того, каждый потребитель П3₁ ..._к характеризуется одной комплексной потребительской функцией f_n(i...k).

Не все компоненты алгоритма оптимизации многоотраслевой модели доведены до выбора наиболее рационального и надежного варианта. Однако в этом отношении нет принципиальных трудностей. Основное затруднение ожидается в построении многоотраслевых (многоресурсных) функций потребления отраслевого и районного уровней.

fp fo ffl f_T fn

H3 -f-> P3 -]-> 03 —i— ДЗ -p> T3 —1-> ПЗ

P3 03 ДЗ ТЗ ПЗ

Рис. 3.2. Многоотраслевая модель различных типов топливно-энергетического

комплекса:

а — тип "один источник — один потребитель"; б — тип "несколько источников — несколько потребителей"

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 3

1. Федоров Н.А. Техника и эффективность использования природного газа в промышленности // Тематический научно-технический обзор. — М.:

изд. ВНИИЭгазпром, 1970.

2. Еременко Н.А., Крылов Н.А., Кувыкин Ю.С. и др. Методика прогнозирования эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ // Геология нефти и газа. — 1979. — № 1.

3. Крылов А.П., Алексеева А.М., Гужновский Л.П. и др. Моделирование развития и размещения нефтяной промышленности. — М.: Недра, 1981.

4. Коротаев Ю.П., Гацулаев С.С., Горбанева Т.Г. Долгосрочная модель использования ресурсов продукции газа. Трубопроводные системы в энергетике. — М.: Наука, 1985.

5. Коротаев Ю.П., Мирончев Ю.П., Гацулаев С.С. Ресурсы природного газа // Эпоха метана не миф, а реальность. — М.: изд-во МТЭА, Г А НГ им. И.М. Губкина, 1996. — Кн. 1.

134

ГИДРОМЕХАНИКА В БУРЕНИИ

При бурении нефтяных и газовых скважин

практически все технологические процессы и операции сопровождаются различными гидромеханическими явлениями, которые во многом определяют качество и эффективность буровых работ.

Гидромеханика или механика жидкости рассматривает явления, связанные с покоем жидкости (гидростатика) и ее движением (гидродинамика). При этом основное внимание уделяется решению двух задач: нахождению силового взаимодействия жидкости с окружающими ее твердыми телами и определению распределения скоростей и давлений внутри жидкости.

3.1. ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА И МОДЕЛИ ЖИДКОСТЕЙ

Основным предметом изучения гидромехани-

ки является жидкость — агрегатное состояние вещества, сочетающее в себе черты твердого (сохранение объема, определенная прочность на разрыв и др.) и газообразного (изменчивость формы, подвижность и др.) состояний. Все жидкости способны в той или иной мере изменять свой объем под действием сжимающих усилий, т.е. обладают сжимаемостью. Это свойство характеризуется коэффициентом сжимаемости

где V — объем жидкости; р — давление.

Объем жидкостей изменяется и вследствие температурных воздействий. Это свойство жидкостей характеризуется коэффициентом теплового расширения

вт = - ²⁰ — ,

' V dT

где T — температура.

Коэффициенты сжимаемости и теплового расширения обычно принимают постоянными, так как для давлений и температур, представляющих интерес для практики бурения, их изменение незначительно. В этом случае изменение объема можно определять по формулам

V = Vo(1 - врАр);

V = Vo(1 + вт АТ),

где V₀ — начальный объем.

В гидромеханике жидкость представляется сплошной средой с непрерывным распределением в ней основных физических свойств, т.е. все механические характеристики являются функциями координат точки и времени. В этом заключается гипотеза о непрерывности и сплошности жидкой среды.

Одна из основных физических величин, характеризующих жидкость, — плотность

АМ

р = lim-,

AV ^ 0 AV

где АМ — масса жидкости в объеме AV.

По плотности жидкости можно определять удельный вес у, характеризующий объемные силы тяжести, согласно формуле

y = р g^,

где g — ускорение силы тяжести.

Принимая во внимание сжимаемость и тепловое расширение, имеем р = f(p, Т), а с учетом коэффициента сжимаемости и теплового расширения

^рр

рт =

1 - в рАр

Все реальные жидкости обладают свойством сопротивляться усилиям, касательным к поверхности выделенного объема,

т.е. усилиям сдвига. Это свойство называют вязкостью. Причина ее возникновения — диффузия молекул, сопровождающаяся переносом количества движения из одного слоя в другой и тем самым обусловливающая возникновение сил внутреннего трения в жидкости. Для того чтобы дать определение подобного рода силам, рассмотрим равновесие выделенного в жидкости элементарного объема.

В общем случае действующие силы можно разделить на поверхностные и объемные. К поверхностным силам относятся силы трения, поверхностного натяжения, упругости; к объемным — силы тяжести, инерции, электрического и магнитного взаимодействия и др. В общем случае поверхностные силы разлагаются на нормальную и касательную составляющие. Первая вызывает деформацию сжатия, и в гидромеханике ее называют давлением и обозначают р, а вторая вызывает деформацию сдвига или напряжения трения, и ее обозначают т. Взаимосвязь между касательными напряжениями т и характеристиками движения жидкости обусловливает реологические свойства.

Если рассмотреть две параллельные площадки в движущейся жидкости, которые отстоят друг от друга на расстоянии dh и движутся со скоростями соответственно v и v + + dv, то жидкость, подчиняющаяся закону вязкости Ньютона, имеет следующую формулу для определения касательного напряжения:

т = п—, dh

где п — коэффициент внутреннего трения или динамической (абсолютной) вязкости.

На практике используют коэффициент кинематической вязкости

v = п/р.

Наряду с жидкостями, подчиняющимися закону Ньютона (например, вода), в практике бурения приходится иметь дело с жидкостями, которые отклоняются от этого закона. Их называют неньютоновскими или аномальными. Взаимосвязь деформаций и напряжений для подобных жидкостей является предметом изучения реологии — раздела физической механики. В общем случае в зависимости от реологического поведения жидкости можно разделить на две основные группы.

К первой группе относятся:

вязкопластичные жидкости, для которых где к — коэффициент консистентности; n — показатель степени; при n < 1 аномально вязкие жидкости называют псев-допластичными, при n > 1 — дилатантными, т.е. расширяющимися или растягивающимися, а при n = 1 имеем ньютоновскую жидкость.

Ко второй группе относятся жидкости, которые обладают свойствами твердого тела и жидкости, т.е. проявляют упругое восстановление формы после снятия напряжения. Эти жидкости называют вязкоупругими, и к ним относится модель Максвелла, или модель релаксирующего тела, для которого

^т = ^т 0 + п — dn

где т₀ — динамическое напряжение сдвига; п — коэффициент структурной вязкости;

аномально вязкие жидкости, для которых

1 _L dr = dV

п G dt dh '

где G — модуль упругости при сдвиге.

Для этих тел важным параметром является время релаксации t = п / G, которое характеризует время затухания упругих напряжений в жидкости. Так, в случае dv/dn = 0 для этих тел имеем

где т₀ — начальное упругое напряжение сдвига при мгновенном напряжении.

Из этого выражения следует, что при t = п/G напряжение в жидкости уменьшится в e раз, а при t ^ » оно станет равным нулю, т.е. напряжение в теле полностью исчезнет. Чем меньше для жидкости время релаксации (G ^ »), тем слабее проявляются твердообразные свойства таких жидкостей, так как в их модели член, содержащий dr/dt, будет стремиться к нулю, и поведение тела станет ньютоновским.

При рассмотрении неньютоновских жидкостей вводится понятие эффективной вязкости п_э, которое для вязкопластичных жидкостей определяется по формуле

пэ = п+—^-^,

dv/dn

а для аномально вязких жидкостей

n-1

пэ = k + I ^

Использование приведенных гидромеханических моделей и свойств жидкостей позволяет решить основные задачи гидромеханики в бурении.

3.2. ГИДРОСТАТИКА И ЭЛЕМЕНТЫ ДИНАМИКИ ЖИДКОСТЕЙ

Равновесие (покой) жидкостей изучает гидростатика, одним из основных положений которой является закон: давление в любой точке покоящейся жидкости остается постоянным для всех площадок, проходящих через эту точку: р_х = р_у = р_г = р_п, где р_х, р_у, р_г, р_п — гидростатические давления на площадках, перпендикулярных соответственно к осям х, у, z, n.

Будучи независимым от ориентировки площадок, само гидростатическое давление в разных точках жидкости может быть различным, т.е. р = f(x, у, z).

Если рассмотреть равновесие элементарного объема покоящейся жидкости плотностью р в поле тяжести или любой другой силы, имеющей на осях x, у, z проекции X, Y, Z ускорений, соответствующих этой силе, то имеем следующую систему уравнений:

X - 1 ^ = 0;

р dx 1 Эр р ду 1 Эр р dz

Z - 1 Эр = 0,

которая называется уравнениями гидростатики Эйлера.

Если в качестве силы выступает сила тяжести, то имеем для проекций ее ускорений X = 0; Y = 0 и Z = — д, где в 110 последнем выражении знак минус связан с тем, что ось направлена вверх.

Тогда уравнения Эйлера примут вид:

1 ^ = 0; 1 ^ = 0; 1 ^ = -д.

р 5x р Эу р dz

Первые два уравнения указывают на то, что давление не зависит от координат x и у, т.е. одинаково во всех точках любой горизонтальной плоскости, а из третьего получаем:

— = ^-рд = ^-y ^,

где Y — удельный вес.

Для несжимаемой жидкости, т.е. y = const или р = const, после интегрирования имеем р + yz = С, где C — постоянная интегрирования.

Если в какой-либо точке покоящейся жидкости с координатой известно давление р₀, то C = р₀ + yz₀.

Следовательно, в общем случае для произвольной координаты имеем следующее основное уравнение гидростатики:

р = р0 + Y(z0 - z) или ^р + z = = z0,

Y Y

т.е. для всех точек покоящейся однородной жидкости сумма пьезометрической р/y и геометрической z высот имеет одинаковое значение. Отметим, что согласно этому соотношению для поверхности уровня (р = р₀) имеем z = const, т.е. поверхности уровня жидкости — горизонтальные плоскости.

Основное уравнение гидростатики позволяет сделать ряд весьма важных для практики выводов. Так, если рассматривать сообщающиеся сосуды, на поверхности жидкости которых действует давление р_а, то для однородной вязкой жидкости в обоих сосудах уровень будет располагаться на одной высоте. Если же в сосудах будут находиться вязкие жидкости разной плотности р₁ и р₂, то z₁/z₂ = р₂/р₁ или z₁/z₂ = y ₂/Y₁, т.е. высоты уровней в сообщающихся сосудах, отсчитанные от поверхности раздела несмешивающихся вязких жидкостей, обратно пропорциональны их плотностям.

Если к свободной поверхности одного из сообщающихся сосудов приложить избыточное давление, т.е. р_а1 > р_а2, то для вязкой однородной жидкости уровень в другом сосуде установится в положении z₂, для которого

или

Y (z2 - z 1) = Ар.

На этом принципе основаны пьезометрические приборы для измерения давлений.

Иная картина будет наблюдаться, если в сообщающихся сосудах находится вязкопластичная жидкость. В этом случае необходимый перепад давления для подъема жидкости на высоту z₂ определится по формуле

_y(z_z₎ . ^4т0^(z2 ^{- z} 1⁾

^Ар = Y⁽^z2 ^-^z1⁾ +-^,

где т₀ — динамическое напряжение сдвига; d — диаметр сообщающихся сосудов; z₂, z₁ — высота сосудов от их общего дна.

Дополнительный член в этой формуле отражает необходимый дополнительный перепад давления для преодоления предельного напряжения сдвига. Так, для скважины, заполненной однородной вязкопластичной жидкостью (буровой раствор), пусковой перепад давления на насосах необходимо определять с учетом дополнительного перепада

Ар = + iiTiL,

D - d₁ d₀

где L — глубина скважины; D — диаметр скважины; d₁, d₀ — соответственно наружный и внутренний диаметры труб.

С помощью основного уравнения гидростатики, позволяющего рассчитать давление в покоящейся жидкости, можно решить и вторую задачу гидромеханики, т.е. определить давление жидкости на ограничивающие ее стенки. Для этого необходимо использовать основное правило: составляющая давления жидкости на плоский элемент ограничивающей поверхности, параллельная горизонтальной оси, определяется как давление на проекцию этого плоского элемента, перпендикулярную к выбранной оси. При этом полная сила избыточного давления жидкости на плоскую стенку равняется произведению площади стенки на избыточное давление в центре тяжести стенки. Точка приложения этой силы называется центром давления и для плоской наклонной стенки центр давления располагается всегда ниже центра ее тяжести.

Особый интерес для практики имеет случай определения

сил, действующих на поверхность погруженного в жидкость твердого тела. Так, если рассмотреть цилиндрическое твердое тело, вертикально расположенное в жидкости, то на его верхний и нижний торцы будут действовать соответственно силы: р₁ = y _жz₁F; р₂ = y_жz₂F , где y_ж — плотность жидкости; z₁, z₂ — высота столба жидкости соответственно над верхним и нижним торцами; F — площадь горизонтального сечения цилиндра.

Результирующая этих сил

^A = р1 ^- р2 = ^-Y⁽^z1 ^-
z2⁾^F = ^-Y

где У_ц = F(z₂ — z₁) — объем цилиндра.

Отметим, что для такого осесимметричного тела, как цилиндр, очевидно равенство сил на боковой поверхности. В более общем случае на всякое тело, погруженное в жидкость, действует выталкивающая сила, направленная вверх (о чем свидетельствует знак минус в последней формуле) и равная весу вытесненной им жидкости (закон Архимеда):

^A = Yж^V т

где У_т — объем тела.

Следует обратить внимание на то, что архимедова сила является поверхностной, т.е. действует на смоченную поверхность тела. Равнодействующая этой силы приложена в точке пересечения смоченной поверхности с вертикалью, проходящей через центр тяжести массы вытесненной жидкости в объеме погруженной части тела. Последнее обстоятельство является важным, так как неправильное представление о природе поверхностных сил может служить источником ошибочных выводов при решении задач по определению внутренних напряжений, например при расчете бурильных и обсадных труб.

Эта сила возникает при наличии замкнутой в жидкости смоченной поверхности (в случае частично погруженного или плавающего тела смоченная поверхность замыкается горизонтальной плоскостью сечения тела в плоскости уровня жидкости). Если же тело погрузить на дно сосуда и вытеснить жидкость из зоны контакта с дном, то подъемная сила исчезнет и, наоборот, появится сила, прижимающая тело к дну в результате действия гидростатического давления. Это является одним из объяснений прихватов бурильного инструмента, аналогичных присосу подводных лодок на грунте.

В случае если вес тела уравновешивается архимедовой силой для погруженной его части, то тело плавает. В противном случае оно тонет, а в общем случае тела, погруженные в жидкость, теряют в весе столько, сколько весит вытесненная ими жидкость.

При движении жидкости или тел в ней для того, чтобы процессы взаимодействия были бы полностью описаны, необходимо, чтобы в каждой точке пространства, занятого жидкостью, были известны давление, плотность и составляющие скорости перемещения частиц жидкости, т.е.

р = fi(x, y, z ,t);

P = f2(x, y, z ,t);

v x = f3(x, y, z ,t); vy = f4(x, y, z ,t); v z = f₅(x, y, z ,t).

При этом, если указанные величины являются функциями времени t, то движение называют неустановившимся, а в противном случае — установившимся. В большинстве практических задач движение жидкости является не установившимся, то во многих случаях изменение процесса движения во времени протекает весьма медленно, и для практических целей его можно считать установившимся.

В качестве одного из основных в гидромеханике применяют понятие о расходе жидкости. В расчетах используют массовый и объемный расходы, под которыми понимается соответственно массовое dM или объемное dQ количество жидкости, протекающее через поперечное сечение dW за единицу времени: dQ = YdW; dM = vpdW, где v — скорость течения жидкости по нормали к поперечному сечению dW.

Поперечное сечение плоскостью, нормальной к скорости, называют живым сечением, и общий расход Q через любое сечение можно определить по формуле

Q = / v cos (vn)dW ,

где Q — общая площадь сечения потока; п — направление нормали к элементарной площадке.

В ряде задач с целью упрощения используют понятие скорости потока, и в этом случае Q = v^Q, откуда средняя скорость 114

Уср = — J v cos (vn)dW.

^— Q

В случае установившегося течения несжимаемой жидкости средний расход не меняется во времени, и при отсутствии притока или оттока расход будет одинаковым во всех сечениях по длине потока, т.е. v^Q = const, а для течения в потоке с одинаковым сечением

v^ = const.

Помимо понятий расхода, живого сечения и средней скорости в гидромеханике характеристиками потока служит ряд геометрических величин, таких как смоченный периметр х, гидравлический радиус г_г. Смоченным периметром называют периметр живого сечения, по которому последний соприкасается с ограничивающими стенками, а гидравлический радиус представляет собой отношение площади живого сечения потока к смоченному периметру. Так, в случае течения жидкости в кольцевом пространстве концентрически расположенных труб диаметрами D и d имеем

X = n(D + d);

_r = n(D² + d²) = D - d

4n( D + d) 4

При течении жидкости одним из принципов анализа является рассмотрение потока с позиций баланса механической энергии.

Для любого сечения потока жидкости полная механическая энергия складывается из потенциальной энергии Mgz , кинетической энергии 1/2 Mv² и энергии упругого состояния рУ. В этих выражениях M — масса элемента жидкости; g — ускорение силы тяжести; v — скорость этого элемента; V = = M/p — его объем. Относя все составляющие к единице веса, получаем, что удельная энергия

р v² U = z + ^- +-.

Y 2g

Кроме указанных составляющих в общем случае затрачивается энергия на преодоление сил сопротивления, обусловленных внутренним трением, удельную величину которой обозначим И_с.

Таким образом, если воспользоваться законом сохранения энергии двух сечений потока, получим z1 + й + vl = z 2 + * + vl + hc.

Y 2g y 2g

При отсутствии сил сопротивления, т.е. при h_с = 0, данное выражение соответствует уравнению Бернулли для установившегося потока несжимаемой вязкой жидкости

₂

z + ^р + — = const,

Y 2g

где z — геометрический напор; р/y — пьезометрический напор; v²/2g — скоростной напор.

Для течения жидкости при наличии сил трения потери на силы сопротивления определяются по формуле

z - z2) + ¹ (р1 - р2) + — (vf - v2²)

Y 2g

В случае течения в горизонтальном трубопроводе постоянного сечения z₁ = z₂ и v₁ = v₂ имеем

^hc = ^{1 (}р1 ^- р2⁾.

Используя гипотезу о пропорциональности сил сопротивления квадрату средней скорости потока v^, можно получить выражение

h_c = X ^ ^L,

2g d

где X — безразмерный коэффициент сопротивления; L — расстояние между сечениями трубопровода; d — диаметр трубопровода.

Таким образом, потери давления между двумя сечениями установившегося течения жидкости при наличии сил трения в горизонтальном круглом трубопроводе определяются по формуле

р1 - р2 = - ,

2g d

которая называется формулой Дарси — Вейсбаха.

Для того чтобы использовать формулу Дарси — Вейсбаха в практических расчетах, необходимо знать коэффициент 116 сопротивления X, который зависит от характера течения жидкости, ее свойств, геометрических характеристик потока, шероховатости трубопровода и др. Прежде чем дать основные формулы для расчета X, необходимо определить два вида течения вязких жидкостей, основные закономерности возникновения которых были экспериментально установлены Рейнольдсом. Им было выявлено, что при движении вязких жидкостей в круглом трубопроводе при определенных условиях окрашенные струйки движутся параллельно твердым стенкам, не смешиваясь друг с другом. Такое течение было названо ламинарным или слоистым. В дальнейшем при увеличении скорости течения возникает перемешивание движущихся слоев жидкости, которое все более интенсифицируется с ростом скорости течения. Такое движение называется турбулентным или возмущенным. Основное отличие турбулентного движения от ламинарного состоит в наличии интенсивных пульсаций скорости потока во всех направлениях, вследствие которых происходит поперечное перемешивание жидкости в потоке. Кроме того, если ламинарное течение может быть установившимся и неустановившимся, то турбулентное движение — неустановившимся, даже если оно происходит под действием постоянного во времени перепада давления в трубопроводе.

При течении вязкопластичных жидкостей характер возникновения и развития течения несколько иной. В начальный момент времени жидкость остается неподвижной, пока касательные напряжения на стенках трубы не превысят т₀.

После достижения перепада давления, достаточного для преодоления сил пластичности, жидкость начинает двигаться, сохраняя недеформированное ядро радиусом г₀, на границе которого касательные напряжения равны т₀, а в пристенной зоне наблюдается сдвиговое течение в ламинарном режиме. Такой характер потока вязкопластичной жидкости носит название структурного течения. По достижении определенного перепада давления ядро потока исчезает, и некоторое время поток движется ламинарно, а затем начинается переход в турбулентное течение.

В общем случае течение несжимаемой вязкой жидкости описывается системой уравнений, основывающихся на втором законе Ньютона и неразрывности потока и имеющих в прямоугольной системе координат x, y и z следующий вид:

ЭХ dy dz

В этой системе первые три уравнения носят название уравнений Навье — Стокса, а последнее — уравнение неразрывности.

В уравнениях Навье — Стокса первые члены отражают действие силы инерции, вторые — массовой (весовой) силы тяжести, третьи — давления, а четвертые — силы вязкого трения на элементарный объем движущейся несжимаемой вязкой жидкости.

Для простейшего случая течения между двумя безграничными горизонтальными пластинами, находящимися на расстоянии 2h, т.е. — h < Х < h, при установившемся (ламинарном) течении имеем

П d ²v _ 1 dp

Р dx² Р dx

или, принимая во внимание конечность перепада давления на некоторой длине L, получим

d ²v _ Ap dx² n^L

Используя граничное условие прилипания жидкости к твердым стенкам v = 0 при x = — h и x = h, после интегрирования получаем

т.е. распределение скоростей будет параболическим с максимальной скоростью на оси потока при у = 0:

_v _ 1 APhL

max

h 3

Q _ Гv_dx _ 2 -^AP^h-

-h ³ ^^L

а средняя скорость

Q 2h

1 Aph²

3 |iL

^vm

Таким образом, для плоской щели при ламинарном течении вязкой несжимаемой жидкости расход при постоянном перепаде давления пропорционален кубу расстояния между плоскостями или потери давления при постоянном расходе обратно пропорциональны кубу расстояния между плоскостями.

Аналогичный подход к решению задачи для ламинарного течения вязкой несжимаемой жидкости в цилиндрической круглой трубе диаметром d = 2R дает следующие результаты:

ApR²

1 -I -

4Lr|

* r V

+ rJ

т.е. для цилиндрической круглой трубы расход пропорционален уже четвертой степени радиуса R (или диаметра), и потери давления растут с уменьшением радиуса R по закону четвертой степени. Из последних выражений следует соотношение

_p_{- p} _ ^8Ln^v ср _ 32^ _v

^p1
p2 _R2 _d 2 ^v^cp,

называемое формулой Гагена — Пуазейля.

Используя формулы Дарси — Вейсбаха и Гагена — Пуазейля, можно определить величину X для несжимаемой вязкой жидкости при ламинарном течении:

л ^YV cp L 32 Ln л _n, _/T^

X--=- vcp или X = 64/Re,

2g d d²

где Re = pv_cpd/n — безразмерный комплекс, называемый числом или критерием Рейнольдса.

Приведенная формула для расчета коэффициента сопротивления X справедлива в области Re < 2300, в которой течение для несжимаемой вязкой жидкости можно считать ламинарным. При дальнейшем росте числа Рейнольдса наблюдается переход к турбулентному течению, т.е. число Рейнольдса может служить критерием для оценки наличия того или иного режима течения жидкости.

При ламинарном течении вязкопластичных жидкостей в цилиндрической круглой трубе наблюдается более сложная картина распределения скоростей:

где г₀ — радиус ядра потока при структурном течении, определяемом из условия r₀ = 4Lx₀/Ap.

Максимальная скорость потока, т.е. скорость ядра, определяется по формуле

max

а объемный расход вычисляется по формуле Букингема

q = nR⁴Ap !_ 4I ^2to^l- +1 * ^2to^l/ 8Ln 3 ( RAp) 3 ( RAp)

и соответственно

Apd² , 4 * 2toL^- 1 * 2toL^{- 4}

- 1--I - j + I - j

v — 1 _-!—j +_ i_°L- j

^cp 32 Ln 3 + RAp j 3 | RAp)

Если воспользоваться формулой Дарси — Вейсбаха и последним выражением, то получим 120

64n i _ 4 * 2т₀L^- + 1 * 2т_oL^-

3 ^ RAp ) 3 + RAp )

что указывает на невозможность определения X без знания величины Ap. В общем случае X для вязкопластичной жидкости при структурном режиме течения может определяться по фо!муле

64 ^* т ₀d

-Г' ⁰

где Tod/fnv^) = Sen — безразмерный комплекс, называемый числом или критерием Сен-Венана —Ильюшина и характеризующий эффект пластичности жидкости.

Вид функции ф аналитически определить затруднительно, но с достаточной для практических расчетов точностью X можно вычислить по формуле

8т о

1+-²- (l+V 1+Sen)

Sen' I

которая дает незначительную погрешность скоростей сдвига. Обратите внимание, что

области малых

P^vcp^{d v}cpn n ^т 0^d

^/cpP

Sen

Re'

где безразмерная величина Re" определяет собой отношение сил инерции к силам пластичности.

На рис. 3.1. приводится номограмма для определения X по значению чисел Рейнольдса и Сен-Венана — Ильюшина.

Для упрощенных расчетов с достаточной для целей бурения точностью X можно определить по формуле

^{64n *}_I
1

т od ^-

^{d 1
6}n^v cp ) ,

pv с

где

ⁿ

^т o^{d -}

- /!1 +

,d + 6nv

:Re *

^т 0^d ⁶n^v cp

1 + -

называют обобщенным параметром Рейнольдса, который не является критерием для оценки вида течения, так как для по-

Рис. 3.1. Зависимость X от безразмерных чисел

следнего необходимо знать Sen. Но для практических расчетов зависимость X = 64/Re* используется широко при структурном режиме течения ввиду ее простоты.

При турбулентном режиме течения для круглой цилиндрической трубы коэффициент сопротивления для Re = = 2500^7000 можно определить по формуле Блазиуса

X = 0,3164 /^ReT

Для глинистых и цементных растворов может быть использована формула Б.И. Мительмана

для Re* = 2500+40000, или формула Р.И. Шищенко и

К.А. Ибатулова

X = 0,075/л/Йё\

которая рекомендуется для Re* = 2500+50000. При значениях Re* > 50000 коэффициент сопротивления может быть принят постоянным и равным 0,02.

При ламинарном течении в трубах аномально вязких систем (псевдопластичных жидкостей) X определяют по формуле, приведенной в работе У. Уилкинсона:

2_n dn

X = 64/Re'; Re' = ^{v cp
P}- ,

k * 6n + 2⁸ I - J

где Re' — обобщенный критерий Рейнольдса псевдопластичных жидкостей; k, n — показатели соответственно консистенции и степени для псевдопластичных жидкостей.

При турбулентном режиме течения вязкопластичных жидкостей в трубах X определяют по кривой 1 (рис. 3.2) в зависимости от Re.

Значение X при турбулентном течении псевдопластичных жидкостей в трубах вычисляют по аппроксимационной формуле Доджа и Метцнера, имеющей вид X = a(Re)^b, где a, b — безразмерные коэффициенты.

Коэффициенты а и b определяют в зависимости от n из следующего ряда:

При течении вязкой несжимаемой жидкости в цилиндрическом коаксиальном канале, представляющем для бурения существенный интерес, имеем следующие основные зависимости:

v = Ml =1 _ ll _ (1 _ a2)in_^RiZ_! 1 4Ln R² ln a

₁ _ (₁ _ _a2)0,5 _ ln^2a /(1 _ a²) _;

_v = ^Ap^rL

^max 4Ln

ln a

10³2 3 4 6 810⁴ 2 3 4 6 810⁵ 2 3 4 6810⁶ Re

Рис. 3.2. График изменения коэффициента гидравлического сопротивления X в зависимости от критерия Рейнольдса Re (по Пиготту). Турбулентный режим течения:

1 — в круглой трубе; 2 — в кольцевом пространстве; 3 — в четырехугольном пространстве

10 ²

q _ nApRf

8Ln

ln a

1 + a⁴ + -

ApR₁²

8Ln

ln a

где a = R₂/R₁ — отношение наружного радиуса внутренней трубы к внутреннему радиусу наружной трубы.

Коэффициент сопротивления Х_к при ламинарном течении с достаточной для практических расчетов точностью в этом случае определяется по формуле X_K = 96/Re_K, где Re_K = ру_ср х

х (D — d)/n — число Рейнольдса; D, d радиусам R₁ и R₂ диаметры.

При течении вязкопластичных жидкостей в цилиндрическом коаксиальном канале вычисление профиля скоростей представляет сложную задачу, и имеется большое число приближенных решений (М.П. Воларович, А.М. Гуткин,

А.Х. Мирзаджан-заде, Е.М. Соловьев, Я.М. Раси-заде, С.Г. Гурбанов, В.И. Липатов, В.И. Мительман и др.). Так, в частности, для определения расхода используются формулы:

по М.П. Воларовичу и А.М. Гуткину

соответствующие

2т о L

2т o4

1 _

2 (R1 _ R2)Ap

(R1 _ Rl)Apo

4R₁(R₁ _ R₂)³Ap 6Ln

по Гродде

”Ap(R1 + ^R2^)(R1 ^- R₂) 12Ln

(R1 - R2)Ap

Для определения коэффициента сопротивления для вязкопластичной жидкости используются формулы: по Я.М. Раси-заде и С.Г. Гурбанову

тn(D - d)

96п

1 +

pvcp(D - d)

6пт c

по В.И. Липатову и Б.И. Мительману

тo(D - d)

64г|

(1 - a)

1 + a ² + (1 - a ²) ln a

pvcp(D - d)

6nv _с

по Гродде с учетом эксцентриситета

^т n^D

рП⁽¹ + ^е)

1 + - е ² 2

где е — эксцентриситет (е = 0 — концентричное расположение, e = I — полный эксцентриситет).

Коэффициент сопротивлений для псевдопластичных жидкостей при течении в цилиндрическом коаксиальном канале при d/D > 0,5 и n > 2 с погрешностью менее 3 % определяется по упрощенной формуле Фредериксона и Бирда:

64 • 2'

ReL

v^2-n(D - d)ⁿ Re; =~~^{vcp (D d)}_n~~.

k * 6n + 2-

"a + n .

В общем случае известные эмпирические зависимости для определения X_K могут быть представлены в виде

X„ = C/Re*,

к К

где C — постоянная.

Постоянная C имеет разные значения у различных авторов, а имеющихся экспериментальных данных недостаточно, чтобы сделать окончательные выводы.

При турбулентном течении вязкопластичных жидкостей в

цилиндрическом коаксиальном канале для 1600 < Re^ < 6500 можно использовать формулу Б.И. Мительмана

или Р.И. Шищенко

а при Re* > 6500 коэффициент сопротивления можно считать равным 0,030 — 0,032.

В зарубежной практике значение X_K при турбулентном режиме течения буровых растворов в кольцевом зазоре бурящейся скважины определяют по кривым 2 и 3 (см. рис. 3.2) для обсаженной и необсаженной частей ствола в зависимости от Re_K.

Зависимостей для вычисления X_K при турбулентном течении псевдопластичных жидкостей в трубах кольцевого сечения нет. В первом приближении можно использовать зависимость для X по формуле Доджа с заменой Re' на Re^.

При течении вязкопластичных жидкостей коэффициент сопротивления при структурном режиме течения зависит от двух безразмерных критериев, и переход к турбулентному течению уже не однозначно определяется критерием Рейнольдса.

Условия перехода от структурного к турбулентному режиму течения для жидкостей, обладающих вязкопластичными свойствами, рекомендуется определять по эмпирической формуле Е.М. Соловьева:

Re^ = (2100 + 7,3He^0,58);

0 < Не < 1,210⁷;

п 2

^п п

где Не — критерий Хедстрема; ^_ср)_кр — критическая скорость течения, м/с; п — пластическая вязкость, Па/с; p — плотность, г/см³; т₀ — динамическое напряжение сдвига, Па; 126

наружный диаметры трубы, м; D — внутренний диаметр кольцевого

пространства, м).

простран-

d,, dн —

Рис. 3.3. Зависимости коэффициента в от показателя n для расчета критерия, определяющего смену режимов течения для псевдопла-стических жидкостей:

1 — течение в кольцевом

пространстве (частота вращения бурильных труб

1,5 с^-1); 2 — течение в бурильных трубах

D — эквивалентный диаметр канала, м ( D = d_B — для трубы; D = (D — dj — для кольцевого ства, здесь внутренний

При Re^ < 2100 — режим течения жидкости структурный, при Re^ > 2100 — режим турбулентный.

Для жидкостей, обладающих псевдопластичными свойствами, переход режима определяется по Z-критерию:

Dn,, 2— п „ ^v cp p

Z =

в,

в — коэффициент, зависящий от п.

На рис. 3.3 приведена зависимость в от п для бурильных труб и кольцевого пространства. При Z < 26,2 режим течения ламинарный, если же Z > 26,2 — характер движения жидкости турбулентный.

Аксиальное движение потока, а также вращение трубы несколько увеличивают значения Z.

Для ряда гидромеханических задач не удается дать строго теоретического решения, и тогда прибегают к исследованию явлений экспериментальным путем. В этом случае чрезвычайно важно организовать эксперимент таким образом, чтобы полученные результаты не носили частного характера и их можно было бы распространять на широкий класс объектов. Достижение такой цели связано с необходимостью соблюдения принципов гидромеханического подобия явлений. Первый из них — принцип геометрического подобия. Для геометрически подобных тел необходима пропорциональность сходственных размеров. Так, два цилиндрических круглых трубопровода будут геометрически подобны, если выполняется условие d₁/L₁ = d₂/L₂.

Иными словами, все размеры одного тела получаются умножением сходственных размеров другого тела на постоянный множитель.

Если два потока жидкости имеют геометрически сходственные ограничивающие поверхности и скорости в сходственных точках будут пропорциональны, то для таких потоков выполняется принцип кинематического подобия.

Наконец, для геометрически подобных потоков жидкостей при пропорциональности действующих на сходственные элементы каких-либо сил имеем динамическое подобие.

Наиболее общий подход при использовании теории подобия — анализ дифференциальных уравнений движения, позволяющий определить критерии подобия объектов. Так, если обратиться к одномерному уравнению Навье — Стокса для двух объектов 1 и 2

^dvx1 = _х
— 1 + т^{d 2}у_х 1_;

^dt ^p1 d^x1 ^p1 дх1

^dvx2 = _{x —} _Ljp2. + П2 ^d2vx2 , ^dt
p2 ^dx 2 ^p2 dx²

то для выполнения условий подобия явлений необходимо обеспечить следующее

^x1 = ^Ц L^x 2^;
Vx 1 = ^v^Vx₂^;

^П1 = ^Ц п^П2^{; p}1 = ^Ц p^p2^{; x}1 = ^Q^x 2^;

где ц_L,ц_v,ц_n,ц_p,ц_a,^_p — соответственно масштабы подобия длин, скоростей, вязкости, давления, сил тяжести и плотности.

Подставляя последние выражения в уравнение Навье — Стокса для объекта 1 и принимая во внимание, что ц_t = ц _L / ц_v, получаем

^^2dvx2 ^dvx2 =ц _x2
— ^p ^1dP2 + ^Цv П2 ^d2vx2 .

^Ц L ^{dt 9} HpH L^p2^dx2 |l_p|lL ^p2 ^dx2

Для того чтобы явления для объектов 1 и 2 были одинаковыми, необходимо равенство коэффициентов для всех членов (тогда уравнение для объекта 1 переходит в уравнение для объекта 2), т.е.

₂

Цv _ .. _ ^ЦР _ ^ЦП^Цv

Ц L ⁹ Ц рЦ L Ц р,Ц L

Из полученного условия можно составить три независимых гидромеханических критерия подобия:

^Ц p^Ц v I,

^{_ 1};

Ц Р

^Ц P^Ц v ^ЦL _ 1;

_ ¹;

Ц п

^Ц 9 ^Ц v _ 1 ^Ц z

Согласно первому критерию, который называют критерием Эйлера или коэффициентом давления, имеем

En _ _ -^^р2_ _ const;

^p1^v 1^{2 p}2^v 2

для второго — критерий Рейнольдса

R_e _ ^pvL1 _ ~~^p2v2L2~~ _ const;

П1 П2

для третьего — критерий Фруда

Fr _ -^v1- _ ^v- _ const.

9^L1 9^L2

Следовательно, для полного гидромеханического подобия ламинарного течения вязкой несжимаемой жидкости необходимо равенство Re, Fr и En. В отдельных задачах возможно равенство некоторых критериев. Так, для определения потерь давления в горизонтальной круглой цилиндрической трубе ранее была показана необходимость равенства лишь критерия Рейнольдса, что соответствует одинаковому значению коэффициента сопротивления X. Обратим внимание, что критерий Re является отношением сил инерции к силам трения; критерий Fr — сил инерции к силам тяжести и критерий En — сил перепада давления к силам инерции. Из этих критериев можно получить еще три критерия: число Стокса

St' _ ^ _ *2; nv Fr

число Лагранжа

La' _ ^ApL _ En Re; nv

гидравлический уклон

i _ ^Ар _ En Fr. y^l

Все остальные сочетания из отношений сил инерции, тяжести, трения и перепада давления будут обратными величинами приведенных шести критериев.

Для вязкопластичных жидкостей помимо приведенных критериев подобия имеются условия динамического подобия, обусловленные наличием сил пластичности.

К приведенным шести критериям можно добавить критерии:

Сен-Венана — Ильюшина ^Sen _ X₀^L/⁽n^vср⁾;

Стокса St'' _ yL /то;

Лагранжа La'' _ Ар /т₀;

Рейнольдса

^Re _ p^vc²p^/то.

Эти критерии характеризуют подобие в смысле соответствия отношений сил пластичности к силам вязкости, сил тяжести к силам пластичности, сил перепада давления к силам пластичности и сил инерции к силам пластичности.

Все приведенные критерии подобия относятся к случаю установившегося движения. В случае неустановившегося дви-

130

жения появляется дополнительный критерий подобия sh = = vt/L, представляющий собой отношение инерционной силы при нестационарном движении pvL³/t к инерционной силе

при стационарном движении pv²L² и называемый критерием Струхаля или гомохронности.

3.3. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСНОВНЫХ РЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Расчетные зависимости для определения реологических характеристик зависят от вида используемого вискозиметра и реологического состояния бурового раствора, отображаемого условными математическими моделями, устанавливающими связь между касательными напряжениями и соответствующими скоростями сдвига в любой точке жидкости.

Основное затруднение в реологических исследованиях — изменение структурно-механических свойств буровых растворов, как и большинства гидрофильных геотерогенных систем, во времени.

Обычно в буровых растворах, оставленных в состоянии покоя, происходит тиксотропное упрочнение до определенных пределов, в результате чего коагуляционно-тиксотропная структура со временем может приобрести значительную прочность. Под воздействием касательных напряжений, превышающих прочность тиксотропной структуры, начинаются довольно сложные процессы перехода от покоя к течению. В этом случае тиксотропные связи разрушаются во времени, т.е. наблюдается тиксотропная деструкция.

Таким образом, при наличии тиксотропной структуры буровые растворы следует относить к реологически нестационарным жидкостям. Поэтому при определении стационарных реологических характеристик необходимо иметь уверенность в том, что в изучаемой системе произошла тиксотропная деструкция, т.е. осуществлен переход к реологически стационарной жидкости.

На рис. 3.4. приведены условные кривые течения бурового раствора, обладающего тиксотропными свойствами. При непрерывном увеличении градиента скорости du/dr касательные напряжения т растут по некоторой кривой АВ. Если сразу же по достижении точки Q начать снижение градиентов

Рис. 3.4. Кривые течения тиксотропно-го бурового раствора

скорости, то касательные напряжения будут уменьшаться по линии QC. Подобное явление будет происходить независимо от того, из какой точки кривой АВ начался процесс уменьшения градиентов скорости. Если же по достижении точки Q продолжать деформировать жидкость с постоянной скоростью сдвига, то касательные напряжения со временем будут уменьшаться и в конечном счете состояние жидкости будет определяться на графике точкой D. При последующем непрерывном уменьшении градиентов скорости реограмма будет представлена прямой DE. В некоторых случаях прямая DE является единственным отображением вязкопластичной модели Шведова — Бингама, однако для ряда буровых растворов это отображение может быть получено лишь при условии длительного деформирования жидкости при нескольких стабилизированных скоростях сдвига.

du/dr

Таким образом, в общем случае стационарное реологическое состояние (вязкопластичная модель) тиксотропного бурового раствора может характеризоваться некоторой прямой, имеющей с прямой DE лишь одну общую точку D.

Твердо установленных критериев оценки тиксотропных свойств буровых растворов не существует.

Известны работы, посвященные оценке тиксотропных свойств на основе анализа изменений касательных напряжений во времени при деструкции и упрочнении структуры буровых растворов, изучению причин неинвариантности статического напряжения сдвига и т.д.

В практике бурения тиксотропные свойства бурового раствора оценивают величинами 0_1г 0_1о, а процесс тиксотропного упрочнения характеризуют величиной

К _ 010 / 01, (3.1)

где 0₁, 0_1о— статические напряжения сдвига после 1 и 10 мин упрочнения структуры, замеренные на вискозиметрах ротационного типа при частоте вращения наружного цилиндра 0,2 об/мин.

Методы определения реологических характеристик достаточно хорошо разработаны лишь для неньютоновских жидкостей — стационарных по реологическому состоянию.

Условно считается, что стационарные реологические характеристики буровых растворов можно определить при условии интенсивного предварительного разрушения тиксотропной структуры с последующей регистрацией стационарных касательных напряжений при более низких скоростях сдвига. При этом диапазон изменений скоростей сдвига должен соответствовать условиям практики.

Основное дифференциальное уравнение, описывающее одномерное стационарное сдвиговое изометрическое течение несжимаемых жидкостей на гидродинамически стабилизированном участке прямолинейного канала произвольного сечения, имеет вид

(3.2)

где т — касательное напряжение на расстоянии r от оси канала; l — длина стабилизированного участка; р — перепад давления.

Интегрирование выражения (3.2) дает

(3.3)

На оси канала r = 0, т = 0, и поэтому постоянная интегрирования Cj = 0. Взамен (3.3) имеем

т = pr /21.

(3.4)

Касательное напряжение на стенке капилляра т₃ можно получить из (3.4) при условии r = R:

т ₃ = pR/21,

(3.5)

где R — внутренний радиус капилляра.

Совместное решение (3.4) и (3.5) приводит к выражению

(3.6)

^т = ^т 3

Для жидкостей, стационарных по реологическому состоя-

133

нию, скорость сдвига (du/dr) зависит лишь от напряжения сдвига т.

Если ось координат совпадает с осью потока, а профиль скоростей рассматривается в положительной области, то при течении жидкости в канале

-du / dr = Пт). (3.7)

Расход Q при течении жидкости в капилляре радиусом R определяется из уравнения

Q = J 2nru(r)dr

или

Q = п

Интегрирование по частям дает

r²u(r)

Q = п

(3.8)

- - Jr²du(r) 0 J

Согласно (3.5) и (3.6)

— du(r) = f ^)dr;

dr = ^ d^

^T 3

Уравнение (3.8) с учетом этих соотношений приводится к виду

^т5

(3.9)

nR³

Если скольжение жидкости вдоль стенки капилляра отсутствует, то следует принять u(R) = 0.

В этом случае взамен (3.9) имеем основное уравнение, описывающее движение жидкостей в капиллярных вискозиметрах вне зависимости от вида истинной кривой течения,

= -¹ Г^{т 2f
(т}№^т.

nR³ т³ J

Для ньютоновской жидкости истинная кривая течения описывается реологическим уравнением

Y = ^т) = т / ц, (3.11)

где ц — абсолютная вязкость.

Интегрирование уравнения (3.10) с учетом (3.11) приводит к известной формуле Пуазейля:

т s = ц (3.12)

Множитель при абсолютной вязкости в выражении (3.12) носит название средней скорости v_K, т.е.

v_K = 4Q / nR³; (3.13)

v_K = 8W / d, (3.14)

где W — средняя скорость течения жидкости в капилляре диаметром d.

Формулу (3.12) с учетом (3.13) по аналогии с (3.11) можно записать в виде

v_к = Ffrs) = тs / ц. (3.15)

Величины т и v_к, значения которых для капиллярных вискозиметров вычисляются по формулам (3.15) и (3.13), носят название консистентных переменных и являются исходными для построения реальной консистентной кривой течения, используемой затем для определения реологических характеристик.

При построении реограммы в консистентных переменных все опытные точки будут укладываться на одну кривую независимо от диаметра капилляра. Например, согласно формуле (3.15), зависимость т^ v_K) определяется лишь абсолютной вязкостью жидкости.

Расслоение консистентных кривых для различных диаметров капилляров можно рассматривать как доказательство скольжения жидкости вблизи стенок канала или как результат ее принадлежности к жидкостям, нестационарным по реологическому состоянию.

Уравнение (3.15) в консистентных переменных примет вид

^т s

vк = 4/т ²Пт^. (3.16)

^т s ₀

Из уравнения (3.16) следует, что v_K будет определяться лишь величиной T_s независимо от вида истинной кривой течения f(T). Очевидно, что это возможно при наличии допущений, принятых при выводе зависимости (3.10). Следовательно, если каждая частица жидкости движется с постоянной скоростью параллельно оси трубы, т.е. отсутствует скольжение на стенке и скорость сдвига в точке зависит от напряжения сдвига: -du / dr = f (т), то зависимость (3.16) следует рассматривать как обобщенную консистентную кривую.

Общая связь между консистентной и истинной кривыми течения при движении жидкости по капилляру устанавливается на основе уравнения (3.16), приведенного к виду

^f (Тs ) =Л ^d

^F(T s ^)Т
3

. 2 ^4т s

/ dT _s. (3.17)

Согласно выражению (3.17), при r = R

f (Ts) = (du / dr)s, (3.18)

где ( du / dr)_s — градиент скорости на стенке трубы.

В соответствии с выражением (3.18) график зависимости ( du / dr)_s от T_s отображает истинную кривую течения.

Необходимо отметить, что F(T_s) определяет зависимость средней скорости сдвига в потоке от касательного напряжения на стенке капилляра, тогда как f(T_s) — функция градиента скорости на стенке ( du / dr)_s от касательного напряжения на стенке.

Связь между консистентными переменными при течении реологически стационарных жидкостей в зазоре вискозиметра с коаксиальными цилиндрами устанавливается следующим образом.

Пусть наружный цилиндр радиусом R₂ вращается с постоянной угловой скоростью ю, а внутренний цилиндр с наружным радиусом Rj подвешен на упругой нити (рис. 3.5).

Обозначая через М момент, создаваемый сопротивлением сдвигу, через r — радиус элементарного цилиндрического слоя и через l — высоту внутреннего цилиндра, получаем

М = 2nr ²1т,

откуда соответственно

т = М /2nr²l. (3.19)

Градиент скорости у, под которым в реометрии понима-

Рис. 3.5. Принципиальная схема вискозиметра с коаксиальными цилиндрами:

схема распределения скорости u и градиентов скорости у в цилиндрическом зазоре при условии R₁ < r₀ < R₂; ¦ — то же, при условии r₀ = R₂; 1 — упругий элемент; 2 — подвес; 3 — внутренний цилиндр; 4 — жидкость; 5 — внешний цилиндр; 6 — специальная полость; 7 — приспособление для вращения внешнего цилиндра

ется первая производная функция скорости u по координате r, взятая по нормали в направлении скорости,

Первый компонент этой формулы характеризует вращение всей жидкости как целого и в возникновении касательных напряжений не участвует, второй — носит название сдвига

Y = — = ю + r —. dr dr

(3.21)

(3.20)

D = r

= r-

Здесь необходимо отметить, что отождествление градиента скорости и скорости сдвига

справедливо только для прямолинейных потоков, например, при движении жидкости в трубке капиллярного вискозиметра.

со

Ограничимся рассмотрением

реологически стационарных жидкостей, т.е. жидкостей, реологические характеристики которых не зависят от времени. этом случае

D = f (т). (3.22)

Следовательно, имея в виду (3.21) и (3.22), можно записать

rf (71 = f' т).

(3.23)

Если скольжение жидкости на стенках обоих цилиндров отсутствует, то

и = 0 при r = R_t;

u = R₂ro при r = R₂.

Приведенные граничные условия позволяют найти распределение скоростей u(r) по сечению путем интегрирования уравнения (3.23)

u(r) = f (т) — .

(3.24)

В случае если течение охватывает весь зазор, образуемый цилиндрами вискозиметра (r = R₂), то уравнение (3.24) принимает вид

(3.25)

Уравнения (3.21) и (3.19) можно представить в виде

d ln r ,

D f (т)

Совместное решение этих уравнений дает выражение

(3.26)

(3.28)

(3.29)

т ₁ = М / 2nR₁²¹1; т ₂ = М / 2nR221.

Из соотношений (3.28) и (3.29) следует, что напряжение сдвига на стенке внутреннего цилиндра больше, чем на стенке внешнего.

Совместное решение (3.28) и (3.29) дает х₂ = dtj = (—) т₁. (3.30)

Уравнение (3.27) с учетом (3.30) примет вид

^т1

1 _rf (т)

ю = '

2т ат1

- Г— дт. (3.31)

2т

Решение уравнений (3.24) и (3.31) зависит от вида функции ffa). Для неньютоновских жидкостей

f (т) = т / ц. (3.32)

С учетом (3.19) и (3.32) решение (3.24) и (3.31) приводит к зависимостям

u(r)- rf-^dl = М[_L-1); (3.33)

/¦

где а = (R₁ / R₂)²; т₁ = М/2л^²1.

Формула (3.33), впервые полученная Стоксом, применяется для определения абсолютной вязкости ньютоновских жидкостей при помощи вискозиметров с коаксиальными цилиндрами.

Зависимость (3.33) по аналогии с (3.32) можно привести к виду

т₁ = ц^^ (3.34)

1 - а

или

т 1 = цу (3.35)

_ 2ю

где у =- — средняя скорость сдвига в коаксиальном за-

1 - а

С учетом консистентных переменных т j и v _p зависимость (3.33) примет следующий окончательный вид

^т1

гМ dt. (3.36)

1 - a J т

arj

Уравнения (3.16) и (3.36), отображающие течение жидкостей и консистентных переменных, служат для получения основных расчетных соотношений по определению реологических характеристик на капиллярных вискозиметрах и приборах с коаксиальными цилиндрами соответственно.

Точную расчетную формулу для определения реологических характеристик вязкопластичных жидкостей на капиллярных вискозиметрах можно получить в результате интегрирования уравнения (3.16) при условии, что жидкость в приосе-вой области не подвержена сдвигу, т.е.

f (т) = (т - т₀)/ п, т0 < т < тз;

f (т) = 0; 0 < т < т₀. (3.37)

Уравнение (3.16) с учетом (3.37) примет вид

^тШ

V_к = — ~~Г^2(т-т0)~~ d! (3.38)

^т _s J п

^т0

Решение (3.38) приводит к формуле, известной под названием полного уравнения Букингема, записанного в консистентных переменных,

v_K = - ²²1° +1 (3.39)

П ' ³ г з

где т _з = pR/21; v₃ = 4Q / nR³.

Определить искомые реологические характеристики (т₀, п) из уравнения (3.39) практически невозможно, хотя в принципе эта операция осуществима с помощью компьютера методом наименьших квадратов. В этой связи уравнение (3.39) в практической реометрии не используется.

Если предположить, что жидкость во всей области от оси до стенки капилляра подвержена сдвигу, т.е.

f (т) = (тз - т0)/ п, 0 < т < тз, то, используя уравнение (3.16), после интегрирования получаем

(3.40)

Зависимость (3.40) отображает асимптоту уравнения (3.39) и носит название неполного уравнения Букингема.

Использование (3.40) взамен (3.39) приводит к погрешности менее 6 % при т₀/т_з < 0,5 (по Р.И. Шищенко).

Основное расчетное соотношение на основании формулы

(3.40) имеет вид

Пластическая вязкость находится по любым двум точкам полученной прямой, дающим две пары значений т_з1 — V _к1 и т_з2 — V _к2, позволяющих исключить т₀,

Динамическое напряжение сдвига определяется значением отрезка, отсекаемого консистентной прямой на оси т_з: опытные точки отклоняются от прямой. В этом случае аппроксимация данных линейной зависимостью методом наименьших квадратов недопустима. Необходимо экстраполировать линейный участок консистентной кривой до пересечения с осью т_з, имитируя асимптоту реальной кривой течения. Погрешность подобной аппроксимации уменьшается с ростом прямолинейного участка консистентной кривой, в противном случае вычисленные реологические характеристики могут существенно отличаться от реальных.

Реологическое уравнение истинной кривой течения псевдопластичных и дилатантных (степенных) жидкостей имеет вид

f (т) = (т / k)^1/n.

(3.41)

Подстановка (3.41) в уравнение (3.16) дает

^тз

(3.42)

Интегрирование (3.42) приводит к зависимости, позволяющей определить реологические характеристики степенных жидкостей при течении в капиллярных вискозиметрах,

(3.43)

Формулу (3.43) можно применять при постоянстве во всем диапазоне касательных напряжений сдвига от т_з на стенке до нуля на оси капилляра, т.е. в соответствии с условиями интегрирования уравнения (3.42). Опытные точки в этом случае удовлетворительно аппроксимируются прямой на графике с координатами ln т_з — ln v_K. Так, логарифмирование (3.43) дает

lnт_з = ln k' + n ln v_K;

Используя любые две точки аппроксимирующей прямой, можно вычислить n по формуле

_n = lⁿТз2 ^- l^nтз1 Ш^v_к2 ^- l^nvK1

Затем определить показатель

-П

& ³ⁿ + ¹v ^] (3 4 5)

^v к11 ⁽³.⁴⁵⁾

' 4n

или

& 3n + 1 - У

²I .

Практически график логарифмической зависимости т _з от v_к аппроксимируется несколькими прямыми в разных диапазонах т _з.

В этом случае определение показателей n и к базируется на теоретических разработках капиллярной вискозиметрии, изложенных У.И. Уилкинсоном, смысл которых заключается в следующем.

Дифференцируя уравнение (3.17) по частям, получаем

-(= 2 v_K +¹ т _з^. (3.46)

' dr * _з 4 ^к 4 ^з Ётз ' ’

Уравнение (3.46) удобно для определения градиента скорости на стенке трубы независимо от вида истинной кривой течения. Оно наглядно показывает, что градиент скорости на стенке трубы совпадает по значению со средней скоростью сдвига лишь у ньютоновских жидкостей.

Преобразуя уравнение (3.46), приходим к зависимости Рабиновича и Муни

(dU] = f v_K +1 v_K . (3.47)

' dr * _з 4 4 d lnт_з

Если обозначить производную в любой точке логарифмической зависимости т_з от v_к через

П = бЫх^, (3.4₈)

d ln v _к

то подстановка этого значения в уравнение (3.47) приводит к выражению, предложенному Метцнером и Ридом,

-(dr I - ^ v- (3.49)

'^dr*_з ⁴ⁿ'

Имея в виду (3.49), уравнение касательной в любой точке логарифмической консистентной кривой можно записать в виде

или

где к₁ — показатель консистенции, характеризующий с некоторым приближением вязкость (густоту) материала; n’ — показатель неньютоновского поведения жидкости.

Если зависимость т _s от v_K в логарифмических координатах нелинейна, то к₁ = ф( т _s) и n = ^( т _s).

Зависимость (3.50) внешне сходна с уравнением Оствальда — Рейнера, описывающим истинную реологическую кривую в степенном виде

(3.51)

Параметры к и n близки по смыслу к' и n' в характеристике материала. Однако они физически принципиально различаются, поскольку к и n являются истинными характеристиками текущей среды, тогда как к' и n' косвенно определяют реологическое состояние жидкости лишь при течении в капилляре.

Связь между n и n' устанавливается на основе уравнения (3.49), приведенного к виду

d ln т _s d ln т _s d ln т _s

d ln т _s

(3.52)

Поскольку ранее доказано, что график зависимости (du/dr) от т _s отображает истинную кривую течения, то с учетом уравнения (3.51)

d ln т _s d ln т

(3.53)

Подстановка формул (3.48) и (3.53) в уравнение (3.52) приводит к выражению

d ln т _s

— = 1 + n’

которое после дифференцирования принимает вид, удобный для определения n и n',

n =-^-. (3.54)

Величины n и к определяются следующим образом. Опытные точки наносят на график в координатах ln т₅ — ln v _к. Проводят линейно-кусочную аппроксимацию опытных данных j-x участков (j = 1, 2, 3, ..., m). В пределах каждого j-го линейного участка кривой согласно формуле (3.48) показатель неньютоновского поведения n' является постоянной величиной, не зависящей от ln т₅.

При этом dn'/d ln т_s = Q и из уравнения (3.54) следует, что n = n'.

Таким образом, для каждого выделенного участка показатели n и к будут иметь разные значения. Для их определения используют формулы (3.44) и (3.45).

В связи с многообразием применяемых буровых растворов график логарифмической зависимости т₅ от v_K может существенно отличаться от линейного в широком диапазоне изменения средних скоростей сдвига.

Возникают затруднения в классификации жидкости по реологическому состоянию. В этом случае необходимо осуществить переход от консистентной кривой течения к истинной. Здесь следует подчеркнуть, что реологическое уравнение, отображающее истинную кривую течения, является исходным для последующего описания течения сложных сред в рабочих элементах применяемого оборудования с помощью интегральных величин.

Основные правила перехода сводятся к следующему.

Логарифмический график зависимости т _s от v _к используют для определения n' по формуле (3.48) для фиксированных значений т₅.

Вычисляют скорость сдвига на стенке капилляра по уравнению (3.49) для v_к, соответствующих фиксированным т₅.

Набор значений ( — du/dr) на основании (3.18) используют для построения истинной кривой течения —du/dr = f(!), которая затем отображается в аналитическом виде. Величина n для фиксированных значений т₅ и n' может быть определена по формуле (3.54).

Изложенный метод универсален, поскольку его можно применять для широкого круга реологически стационарных жидкостей даже в том случае, если п' меняет свое значение в определенных интервалах напряжений сдвига. Естественно, что в этом случае истинная кривая течения будет описывать лишь исследованный интервал напряжений сдвига. Описанный способ определения истинной кривой течения трудоемок, и для реализации рационально использовать компьютер.

Расчетные формулы для определения реологических характеристик вязкопластичных и степенных жидкостей на приборах с коаксиальными цилиндрами можно получить в результате решения уравнения (3.36) с учетом зависимостей (3.37) и (3.41) соответственно.

Решению этой задачи для вязкопластичных жидкостей посвящены работы Б.П. Вайнберга, М. Рейнера и Р. Ривлина.

Подставляя формулу (3.37) и уравнение (3.36), получаем

^т1

. 1

^F (1 - a)

?1ф1

^ г1_^т°_dT. (3.55)

^p (1 - a) J тп

После интегрирования получим уравнение течения вязкопластичной жидкости в кольцевом зазоре вискозиметра с коаксиальными цилиндрами, выраженное в консистентных переменных:

ln a _

^т1 = ^-т о-— + n^v p;

^a (3.56)

Т1 = ^V; vp = - —; a = (R / R₂)².

2nR t 1 - a

Как видно из уравнения (3.56), зависимость между т ₁ и v_p линейная. Практически по опытным данным строят график в координатах т ₁ — v_p. По любым двум точкам аппроксимирующей прямой, дающим две пары значений т₁₁ — v_p1 и т₁₂ — v_p2 вычисляют пластическую вязкость

П = т^12
-т¹¹ . (3.57)

^v p2 ^{- v} p1

Динамическое напряжение сдвига определяется по формуле

т о = -тю ^, (3.58)

ln a

напряжение сдвига на стенке внутреннего цилиндра

при v _p = 0, численно равное отрезку, отсекаемому прямой

где Tl

на оси напряжений сдвига.

Уравнение в консистентных переменных (3.36) для псевдопластичных и дилатантных (степенных) жидкостей с учетом зависимости (3.41) имеет вид

1-n

V_p

dT.

(3.59)

1 _rT ⁿ

1 „ I . 1/n

1 - a -> к

^aTi

Интегрирование (3.59) приводит к зависимости

(1 - a)

(3.60)

/1 1/n.

n(1 - a )

Ti = kpvpⁿ; kp = k

где kp — показатель консистенции жидкости в кольцевом

зазоре вискозиметра.

После логарифмирования (3.60) имеем

In t_l = ln kp + n ln v

(3.61)

Показатель kp вычисляют по любым двум точкам аппроксимирующей прямой

lnт ₁₂ - lnT_l1

(3.62)

^{ln v} p2 ^{- ln v}pi

На основании уравнения (3.60) k = t_l1

(^l - a) _v

n(1 - a^l/n) ^p1

или

- n

(^l - a) _v

(3.63)

,1/n. ^p2

Реологические характеристики буровых растворов замеряют на капиллярных вискозиметрах и приборах с коаксиальными цилиндрами (торсионных вискозиметрах), представляющих разновидность большой группы ротационных приборов с сочетанием измерительных поверхностей различных форм.

Каждому типу используемого вискозиметра присущи свои достоинства и недостатки. Капиллярные вискозиметры вследствие громоздкой и сложной конструкции применяются в основном для научно-исследовательских целей.

В буровой практике широко используются приборы с коаксиальными цилиндрами ВСН-3, ВСИ-4, "Реотест", ФАН и т.д.

Следует отметить, что при замере реологических характеристик любой жидкости для получения инвариантных данных требуется учет поправок на пристенное скольжение, кинетическую энергию потока, донный эффект, начальный участок и т.д.

Стабильные значения реологических характеристик тиксотропных суспензий при работе с вискозиметрами с коаксиальными цилиндрами обычно можно получить следующим образом.

Стабилизированную суспензию заливают до нужного уровня в цилиндр вискозиметра и приводят в равновесное состояние вращением внешнего цилиндра на большой скорости до получения не зависящего от времени крутящего момента. Аналогичные операции проводят и при каждой последующей, более низкой частоте вращения цилиндра. Замеренные таким образом углы закручивания и соответствующие им частоты вращения цилиндра используют для вычисления консистентных переменных и определения реологических характеристик.

Интенсивное перемешивание раствора вращением цилиндра вискозиметра на большой скорости до равновесного состояния, без последующей выдержки вращения по ступеням до равновесного состояния дает менее стабильные результаты замеров, особенно в растворах, обладающих сильной тиксо-тропией.

3.4. ГИДРОДИНАМИКА

ПРИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

Одна из специфических гидромеханических задач, возникающая в процессе бурения и существенно влияющая на качество буровых работ с позиций предупреждения гидроразрывов, газоводонефтепроявлений и поглощений, — определение гидродинамических давлений в стволе скважины в процессе спускоподъемных операций с бурильным инструментом, спуска обсадных колонн и их расхаживания. Физи-148 ческая картина процесса при этом состоит в том, что движущаяся в скважине колонна бурильных или обсадных труб, во-первых, увлекая буровой раствор за счет вязких сил, а во-вторых, освобождая при подъеме или замещая при спуске трубами объем в стволе скважины, вызывает возникновение гидродинамических давлений, расходуемых на преодоление сил сопротивления.

На рис. 3.6 представлены профили скорости для вязких и вязкопластичных жидкостей в кольцевом пространстве и трубе. В случае закрытого конца движущихся труб течения жидкости в них, естественно, не будет. Представленные п р о-фили скорости соответствуют ламинарному для вязких жидкостей и структурному для вязкопластичных жидкостей течениям. При этом скорость жидкости на стенках трубы будет равна скорости движения труб согласно условию прилипания. В кольцевом пространстве имеем некоторое распределение

Рис. 3.6. Эпюры распределения скоростей в трубах и затрубном пространстве для вязких ($) и вязкопластичных ( •) жидкостей при спуске колонны

скоростей в соответствии с характером сдвигового течения, отвечающего условиям равенства совокупного расхода, по формулам:

при закрытом нижнем конце

q = v т п—²;

при открытом нижнем конце

q = vтП(r² - Г1²),

где г₁, г₂, v_т соответствуют приведенным обозначениям (см. рис. 3.6).

В случае движения труб с закрытым концом, что соответствует спуску и подъему бурильной колонны, в ньютоновской жидкости имеем для расхода условие

& ) & ) 7

тАР- (R² - Г2²)

- 2 R 1 ² 1 2 Qd	_- ^v т	^R1 ^{- г}2 _г ¹ 2
R	2	( _R ²_
ln —		2 ln—
' г ²		г ² *

^АР 16г|1

q = nr₂²v _т = 2п

Из этого соотношения следует, что перепад давления 4г| Lv _т

Ар

(R² + —2 ln- (R² - Г2²) ^г2

где L — длина труб; п — вязкость жидкости; v^. — скорость движения труб.

Скорость жидкости v для любого текущего значения радиуса г в кольцевом пространстве может быть определена по формуле

ln—

_—

ln — ' ^г2

4r|L

_v = ^АР(^{R2 - г}2²) ^aP(^{r2 - г}2²) ^1П г² + _v

ln ^R ^г2

Приведенными формулами можно воспользоваться и для вязкопластичных жидкостей, используя значение эффективной вязкости, рассчитанной по формуле

^T0^(R-
г2⁾

1 +

Пэ = п

³Л^т ^{- v}ci

где v_ср — средняя скорость в кольцевом пространстве, определяемая по формуле

Точное решение для движения цилиндра большой длины в цилиндрическом сосуде при структурном течении вязкопластичной жидкости в кольцевом пространстве дано Н.А. Гука-совым, но вследствие сложности решения его используют редко.

Отметим, что в связи с изменением предельного напряжения сдвига со временем и другими физико-химическими воздействиями реологические параметры могут существенно изменяться, а также, принимая во внимание отсутствие учета сил инерции, местных сопротивлений и упругости системы, эти расчетные формулы следует считать приближенными, так как на практике имеются существенные расхождения при сравнении с замерами фактических давлений глубинными манометрами. В связи с этим в настоящее время имеется ряд приближенных и эмпирических формул, полученных для различных геолого-технических условий и имеющих определенную область применимости.

Так, А.М. Пирвердяном и Н.А. Гукасовым предложена формула

Ар =_4П?т_+ ^0_,

(R² - —2²)ln^— + (R² - —2²) ^{R - —2} ^г2

которая, по мнению авторов, дает удовлетворительные результаты для условий

nv_т/yR² = 0 + 10^-2; 0/yR = 0 + 5 • 10^-2; r₂ / R = 0,4 + 0,7.

По А.К. Козодою, А.В. Зубареву и В.С. Федорову,

Ар

4(R² - —2²)

где а₀ = 6+8 — опытный коэффициент.

По их мнению, также может быть использована формула

Ар__^b0n^Lv т + _ф ² •^10-4
Lt0

^Р 4R2&—2 - 1 ^{— -
Г}>

где ф = (1+0,33)r₂/R; b₀ = 0,88+0,15 — опытный коэффици-

ент, большие значения которого соответствуют уменьшению зазора в кольцевом пространстве.

При подъеме труб предлагается последнюю формулу записывать в виде

^b0^nLv т _ ф ² • ^{10 2 Lt} 0

Ар =

4(R² - r₂²) ^r^{- г}2

По мнению Е.И. Сукуренко, при спуске бурильных труб гидродинамическое давление может быть рассчитано по формуле

33v п

т э

Ар =-

4(R² - —₂²)

где п_э — эффективная вязкость, определяемая по формуле

П— 0— - —2)²(R + Г2 )98,1

Пэ = П +

3-10⁸g

В.И. Крыловым по результатам обработки большого числа экспериментальных данных, полученных глубинным манометром на площадях Татарии, предложена формула, которая при сравнении с другими дала лучшую сходимость

Ар = а + bv 2,

где

а = 4 • 10^-6 т ₀

b = 10А.—^L--^у-;

D - d1 2g

Ij, l₂ — длина соответственно бурильных труб и турбобура; dj, d₂ — наружный диаметр соответственно бурильных труб и турбобура; L — общая длина бурильных труб и турбобура; D — диаметр скважины; у — удельный вес бурового раствора; g — ускорение силы тяжести.

Для случая открытого конца движущихся труб, что соответствует спуску обсадных колонн без обратного клапана, принимая во внимание равенство потерь давления в кольцевом пространстве и трубах, имеем для ньютоновской жидкости

q = ^{п( — -
r}2^2)vт = qт + q_Кп

где q^., q_Kn — расход жидкости соответственно в трубах и кольцевом пространстве.

Из выражения следует, что гидродинамическое давление и расход в трубах могут быть рассчитаны по формулам

п( R² - —2У т

Для наиболее часто применяемых на практике сочетаний обсадных труб и долот значение q^. составляет 20 — 30 % общего расхода вытесняемой жидкости, а для бурильных труб это значение равно примерно 10 %.

Приведенными формулами можно пользоваться и для приближенных расчетов при наличии вязкопластичной жидкости, используя эффективную вязкость

1 4т₀г?

Пэ=п —0^—

+ ^r2)

которая соответствует условию q^. = 0,25q.

Использование формул для движения труб с частично открытым концом, что соответствует наличию долота с промывочными отверстиями или дроссельных обратных клапанов, нецелесообразно ввиду малости q^. по сравнению с q_ra. В этих случаях рекомендуется применять формулу для труб с закрытым концом, что соответствует расчетам с запасом.

Все рассмотренные формулы основаны на учете гидродинамических давлений по всей длине кольцевого зазора между трубами и стенками скважины и относятся к зоне торца движущихся труб. Очевидно, что в любом промежуточном сечении движущейся колонны, а тем более в стволе скважины, еще не занятом спускаемой колонной, знание гидродинамических давлений тоже актуально. Если принять, что движение труб — процесс нестационарный, а импульс давления, возникающий на торце трубы, распространяется по законам гидроудара, то рекомендуется следующая методика расчета Ар. Импульс давления Ар (рассчитанный по любой из приведенных выше формул) распространяется по гидравлическому каналу вверх к устью скважины и вниз к забою. При этом импульс затухает, и его значение на расстоянии x от торца труб определяется по формуле

Ар_х = Аре^-kx, (3.64)

где к — коэффициент затухания импульса давления, м^-1. Для приближенных расчетов для труб к_т = 0,00047 м^-1, для заколонного пространства к_зп = 0,0012 м^-1.

На устье скважины импульс давления затухает, а на забое удваивается, отражается и распространяется вверх к торцу труб и далее — к устью скважины. В этом случае после отражения

Ар_у = 2Ap_L е^-ку, (3.65)

где Ар,_ — давление Ар_х при х = L; у — расстояние от забоя скважины до расчетного сечения ствола.

Таким образом, в стволе скважины под спускаемой колонной труб для расчетов принимают большее давление из Арх и Ару.

Приведенная методика для расчета гидродинамических давлений на удалении от торца движущейся колонны оказывается весьма полезной с позиций предупреждения поглощений и последующих возможных газоводонефтепроявлений.

3.5. МЕСТНЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ

СОПРОТИВЛЕНИЯ

При гидравлическом расчете технологических операций, оценке гидравлических сопротивлений различного рода устройств (долото, турбобур, устьевая обвязка, муфтовые и замковые соединения труб, элементы технологической оснастки при цементировании и др.), помимо потерь давления на трение по длине канала также необходимо учитывать местные потери давления.

Ввиду трудностей теоретического анализа характеристик течения в сложных устройствах при различных режимах течения в стендовых условиях снимают сразу общий коэффициент сопротивления всего устройства или группы близко расположенных друг к другу устройств. В практике бурения наибольшее значение из всех видов истечения жидкости имеет истечение из насадок долота (или иного устройства с насадками), причем с двух точек зрения: формирование струи, воздействующей на преграду, а также потери давления в насадках.

Струя, сформированная в насадке той или иной формы, попадая в массу окружающей ее жидкости, постепенно расширяется, если не встречает преграды. В струе прежде всего отмечают ее границу, т.е. поверхность раздела с окружающей жидкостью. В связи с наличием пульсации скоростей, перпендикулярных к поверхности раздела, будет происходить постоянный обмен частицами между струей и окружающей жидкостью.

На рис. 3.7 представлена схема затопленной свободной турбулентной струи. Началом струи считают обычно выходное сечение насадки. На протяжении от начального сечения до переходного имеется ядро струи или ядро постоянных

Рис. 3.7. Схема затопленной свободной турбулентной струи:

1 — насадка; 2 — начальное сечение; 3 — граница струи; 4 — переходное сечение; 5 — пограничный слой; 6 — основной участок; 7 — начальный слой; 8 — ядро

скоростей. Во всех точках этой области скорости одинаковы и равны u₀. Опыты показывают, что ядро ограничено с боков практически прямыми линиями. Эти линии отделяют ядро от окружающего его турбулентного струйного слоя, в пределах которого они изменяются (см. рис. 3.7). В переходном сечении, где заканчивается размыв ядра постоянных скоростей, пограничный слой занимает все сечение потока; начиная с этого сечения скорость вдоль оси потока падает. Участок струи между выходным и переходным сечениями называется начальным, остальная часть струи — основным участком. Считают, что внешние границы турбулентного пограничного слоя очерчены прямыми линиями, проходящими через кромки насадки и пересекающимися в полюсе 0.

Исследования показали, что размеры эпюр усредненных скоростей, построенных для плоских живых сечений струи, связаны между собой простыми зависимостями. В случае равномерной эпюры скоростей в выходном сечении гидродинамическое давление в струе практически равно давлению в окружающей среде.

Практический интерес представляют следующие параметры струи, выраженные через радиус насадки R_q, скорость истечения из отверстия u₀ и экспериментальный коэффициент структуры а « 0,08:

расстояние от начального сечения до полюса струи

х„ = 0,29 R₀/a;

длина начального участка

х_н = 0,67 Rq/ a;

тангенс угла, равного половине угла расширения струи, tga = 3,4а;

половина высоты струи на расстоянии х от начального сечения

скорость на оси струи основного участка струи

0,96u₀

max

— + 0,29 Rq

В условиях скважины приведенные параметры являются

ориентировочными, поскольку искажаются под влиянием стесненных условий забоя и стенок.

Потери давления в насадках долот рекомендуется определять по формуле

ДРд =-^, (3.66)

²9^а д

где р — плотность жидкости; Q — расход; а_д — коэффициент расхода промывочных отверстий или сменных насадок долот; !д — суммарная площадь промывочных отверстий.

В случае, если в долоте установлены насадки разного диаметра, это учитывается величиной (д

Согласно В.И. Мительману, коэффициент расхода для промывочных отверстий серийных долот а_д = 0,67, а для сменных профилированных гидромониторных насадок а_д = = 0,9.

Следует иметь в виду, что при бурении роторным способом значение Q в формуле (3.66) соответствует подаче 0_н буровых насосов. В случае бурения турбобуром с обычной конструкцией нижней опоры через кольцевой зазор в ниппеле проходит часть жидкости, не достигая долота, и поэтому Q = Q_н — т.е. меньше на значение утечек Утечку можно определить по формуле

q н = —-

1 + -

где а_н, 1^ — соответственно коэффициент расхода и площадь кольцевого зазора в нижней опоре (ниппеле) турбобура.

При течении воды а_н = 0,46 и при течении буровых растворов а_н = 0,31.

Потери давления в местных сопротивлениях таких сложных устройств, как гидравлические забойные двигатели, определяются только совокупно для каждого устройства. Для этого следует воспользоваться паспортными характеристиками для турбобуров, винтовых забойных двигателей, колонковых турбодолот различных типов. Поскольку они представляют данные о срабатываемом перепаде давления на оптимальном режиме (т.е. на полезную работу и на местные сопротивления) при промывке водой р_зд ,, то для расчета потерь давления при промывке буровыми растворами р_{зд 6р} следует воспользоваться формулой

РЗД _бР = Рзд , ^ (1 - КПД),

где КПД — коэффициент полезного действия рассматриваемого устройства.

Потери давления в электробуре

Р = ApQ², (3.67)

где А — коэффициент потерь давления для электробуров; р[кг/см²]; р[г/см³]; 0[л/с].

Коэффициент потерь давления А для электробуров различных типов следующий:

Тип электробура ............... Э215-8 Э215-8К ЭР170-8 ЭР170-4 Ведущая

труба с токоприемником

Коэффициент А ..................................0,0102 0,0287 0,032 0,0714 0,00356

Гидравлические потери р_но в различных элементах наземного оборудования (в обвязке) буровой установки рассчитывают по формуле (3.67), где коэффициент потерь давления А определяют по рекомендациям В.И. Мительмана (табл. 3.1).

Бурильные и обсадные трубы, соединяемые в колонны замками и муфтами, характеризуются местными сопротивлениями в зонах соединения, а следовательно, и потерями давления.

Потери давления в замках и муфтах р_з(_м) при течении раствора внутри труб учитываются по формуле

Т а б л и ц а 3.1

Коэффициенты потерь давления А для элементов наземной циркуляционной обвязки буровой установки

Стояк		Шланг		Вертлюг		Ведущая труба
Диаметр, мм	Аст'10³	Внутрен ний диаметр, мм	Ап'10³	Диаметр проход ного сечения, мм	А_в'10³	Услов ный диаметр, мм	А_{в т}'10³
89	6,96	38	38,4	32	22,7	63	16,5
114	3,85	50	9,7	50	4,57	89	10,2
1 47	1 ,07	63,5	2,9	65	1,1	114	1,8
168	0,40	76	1,2	75	0,9	146	0,9
		80	0,93	80	0,7	1 68	0,4
		90	0,52	90	0,44
		1 02	0,28	1 02	0,29

Рз(м) = 1 (3.68)

п g do

где 1₃(_M) — коэффициент сопротивления замкового (муфтового) соединения в трубах; n₃(_M) — число замковых (муфтовых) соединений; d₀ — диаметр трубы (внутренний). Коэффициенты сопротивления

5 - кК 1 ²

¹ з(м) ^{- k}| .2 ¹ '

' ^dmin *

где d_min — минимальный диаметр проходного сечения в замковом (муфтовом) соединении; k = 2+2,5 (по данным различных авторов).

Потери давления в замках и муфтах р_зк при течении раствора в кольцевом пространстве скважины рассчитывают по формуле

Рзк - 1 зк-f ~~^Q2pnз(м2.~~ , (3.69)

П²g „₂L d² )

_D2

где 1_зк — безразмерный коэффициент местных гидравлических сопротивлений в замках (муфтах) в кольцевом пространстве; D, d — диаметр соответственно скважины и труб (наружный).

Коэффициент 1_зк зависит от обобщенного параметра Ret в кольцевом зазоре и, согласно Б.И. Есьману, может быть рассчитан по формулам

1 _зк - _^А^ при Re*_K< 1100-1600;

Ret

Т а б л и ц а 3.2

Коэффициенты А_к, В_к, С_к для расчета потерь давления в местных гидравлических сопротивлениях в затрубном пространстве (по Б.И. Есьману)

dз/D

А_ж

в_ж

с_ж

0,75

0,82

0,92

П р и м е ч а i труб в скважине,

1125

6375

4875

12750

51750

80250

и е. В числителе в знаменателе — дл

6,0

7,5

17.3

137.0

- для эксцентрично концентричного.

3,8

2,5

6,0

5.4

36.4 42,1

го расположения

1 _зк -~в^ при (1100+1600) < Re*_K < (4200+6000);

1 _зк - ё_к - const при Re^ > 4200+6000.

Коэффициенты А_к, В_к, С_к в этих формулах при концентричном и эксцентричном расположениях труб в скважине (табл. 3.2) зависят от отношения диаметра замка (муфты) трубы d., к диаметру скважины D.

Для практических расчетов по формулам (3.68) и (3.69) в табл. 3.3. приведены размеры бурильных труб, муфт и замков; в табл. 3.4 — рекомендуемые ВНИИБТ соотношения ди-

Т а б л и ц а 3.3

Размеры бурильных труб, муфт и замков для расчета местных гидравлических сопротивлений в трубах и затрубном пространстве

Диаметр бурильной трубы, мм		Трубы с высаженными внутрь концами		Трубы с высаженными наружу концами		Наружный диаметр замков к бурильным трубам, мм
наруж ный	внут ренний	Диаметр проходного отверстия, мм	Наруж ный диаметр муфты, мм	Диаметр проходного отверстия, мм	Наруж ный диаметр муфты, мм	Тип ЗН	Тип ЗШ	Тип ЗУ
60,3	46,2	32	80	46,2	86	80	_—	_—
	42,3	24		42,3
73,0	59,0	45	95	59,0	105	95	108	—
	55,0	34		55,0
	51,0	28		51,0
89,0	75,0	60	108	75,0	118	108; 113	118	—
	71,0	49		71,0
	67,0	45		67,0
101,6	87,6	74	127	—	140	—	133	—
	85,6	70		85,6
	83,6	66		83,6
	81,6	62		81,6
114,3	100,3	82	140	—	152	140	146	146
	98,3	78		98,3
	96,3	74		96,3
	94,3	70		94,3
	92,3	68		92,3
127,0	113,0	95	152	—	—	—	—	155
	111,0	91
	109,0	87
	107,0	83
139,7	123,7	105	171	123,7	185	172	178	—
	121,7	101		121,7
	119,7	100		119,7
	117,7	91		117,7
168,3	150,3	128	197	—	—	197	203	—
	148,3	124

Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных и обсадных колонн

Условный диаметр обсадной колонны, мм	Условный диаметр (в мм) бурильной колонны при бурении		Условный диаметр обсадной колонны, мм	Условный диаметр (в мм) бурильной колонны при бурении
Условный диаметр обсадной колонны, мм	забойными двигателями	ротором	Условный диаметр обсадной колонны, мм	забойными двигателями		ротором
114	_—	60	245	127; 140; (129;		114; 127
				147)
1 27	—	60	273	140	(1 47)	127; 140
1 40	—	73	299	140	(1 47)	140
1 46	—	73	324	140	(1 47)	140
1 68	—	89	340	140	(1 47)	140
178	89; 102 (90; 103)	89, 102	377	140	(1 47)	140
1 94	102; (103); 114	102; 114	> 406	168	(170)	168
21 9	114; 127; (129)	102; 114

П р и м е ч а н и е. В скобках указаны диаметры легкосплавных бурильных труб.

аметров бурильных и обсадных колонн, а в табл. 3.5 — допустимые (по рекомендациям ВНИИБТ) области взаимного сочетания долот и обсадных колонн, которые позволяют определить размеры кольцевого пространства скважины при бурении и креплении.

Гидравлический канал при бурении электробуром также имеет местные сопротивления. Для их определения Б.И. Есь-ман рекомендует следующие (см. табл. 3.5) значения коэффициента А, которые используются при расчетах по формуле

p - ApQ²n, (3.70)

где n — число местных сопротивлений одного типоразмера.

Потери давления в элементах обвязки циркуляционной системы при цементировании рассчитывают по формуле (3.70), коэффициенты А для различных элементов приведены в табл. 3.6 (данные В.И. Бондарева).

Следует иметь в виду, что коэффициенты А практически

Т а б л и ц а 3.5

Коэффициенты потерь давления А в трубах для электробурения

Типоразмер трубы для электробурения	В замке КТШ3х50 (^аб = ^{41,5 мм})	В замке КТШЭ2х50 ^(djm6 = ^{34 мм)} КРЭП2х50 (40х25)	В кабельном разъеме
Н-140	0,00133	0,000843	0,0002
Н-127	—	0,0048	0,0005
Н-114	—	0,00655	0,0027

Коффициенты потерь давления А в трубах для элементов оснастки при цементировании (по В.И. Бондареву)

Тип оснастки	Рабочая жидкость
Тип оснастки	Вода	Вязкопластичный буровой раствор
Турбулизатор	0,00022	0,00028
Центратор	0,000185	0,00023
Кран цементной обвязки для	0,017	0,017
труб d = 50 мм
Обратный клапан ЦКОД с
дросселем диаметром, мм:
10	0,62	1,02
15	0,30	0,32
20	0,13	0,16
24	0,075	0,078
32	0,022	0,023

не изменяются сравнительно с табличными для тех диапазонов режимов течения, с которыми приходится встречаться при промывке и цементировании обсадных колонн при условии, что элементы оснастки на зашламлены глинистой коркой или породой более чем на 30 %.

Расчет потерь давления в обвязке цементировочного оборудования с устьем скважины по зависимостям, разработанным отдельно для гладких участков и местных сопротивлений в коленах, кранах, тройниках и других деталях, не дает желаемой точности. Поэтому для случаев промывки или цементирования скважин через цементировочный манифольд (в две нитки быстроразъемных трубок) рекомендуется использовать экспериментальную зависимость (уравнение регрессии)

р_м - 0,08 - 0,12 • 10^-3pQ² + 0,026pQ,

где Рм[МПа]; р[г/см³]; Q[л/с].

При цементировании с верхней цементировочной пробкой с учетом сопротивлений на ее перемещение в обсадной колонне перепад давления на устье (в манифольде и от пробки) рекомендуется определять по зависимости р_мн = 0,67 +

+ 0,15Т0“² pQ² — 0,0128pQ, где размерности параметров те же, что и в предыдущей формуле.

3.6. ЭЛЕМЕНТЫ ГИДРОМЕХАНИКИ

ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СИСТЕМ

Для установившегося течения двухфазной смеси в трубах и каналах кольцевого сечения, когда одна из 162

фаз — газ, а вторая — несжимаемая жидкость система уравнений состояния принимает вид: уравнение движения

(знак плюс — для восходящего потока и минус — для нисходящего, при этом ось z совпадает с направлением силы тяжести);

уравнения сохранения массы Fpp₁v ₁ - Q₁p₁ - m₁ - const; (3.72)

F⁽¹ - p⁾p2^v2 ^{- Q}2P2 ^{- m}2 ^{- const}; ⁽³.⁷³⁾

термодинамические уравнения состояния p - zRTp1g; (3.74)

p₂ - const; (3.75)

уравнение концентраций P - P(P1, P2, v 1, v2, p, Xc)F1 / F; (3.76)

уравнение для коэффициента гидравлических сопротивлений

^X c ^{- X} c⁽P1> P2> ^v 1-^v 2p< P⁾. ⁽³.⁷⁷⁾

В уравнениях (3.71) — (3.77): p — давление; p — концентрация газовой фазы; p₁, p₂ — плотность соответственно газа и жидкости; v₁, v₂ — скорости фаз; F, F₁ — площадь сечения соответственно потока и его части, занятой газом; Q₁, Q₂ — расход фаз; z, T — усредненные значения соответственно коэффициента сверхсжимаемости и температуры по глубине; R — газовая постоянная, R = 29,27 Дж/(моль-К).

Использование при решении системы уравнений (3.71) — (3.77) некоторых допущений, приближенных аппроксимаций и экспериментальных данных позволяет получить ряд формул для оценочных расчетов при проектировании технологических процессов.

При бурении с промывкой аэрированным буровым раствором расход воздуха, обеспечивающий витание частиц

шлама при заданной подаче бурового раствора нормальной плотности, выбирают согласно формуле

gd₄p₄p & 0,108F_K²d₄p₄

(3.78)

0, 008

Q2²P2 - 0,0785F_K²d4P4

^p0^p0

где Q₀ — расход газа при нормальных условиях; F_K — площадь сечения затрубного пространства; d₄, р₄ — соответственно диаметр и плотность частиц шлама; p — давление в рассматриваемом сечении; р₀ — плотность воздуха в нормальных условиях; p₀ — давление в нормальных условиях; Q₂ — подача бурового раствора; р₂ — плотность бурового раствора.

Графоаналитический метод расчета давлений позволяет вручную вычислить давление в различных сечениях гидравлического канала скважины при промывке и цементировании.

В заколонном пространстве давление в конце любого простого участка (элемента) вычисляют по формуле

p - ДМ + B, (3.79)

где М определяется из рис. 3.8 по числу N при — 2 < N < 5. При N > 5 используют приближенные решения М = N — — 1gN, а при N < 2 — М = 10^N.

Для вычисления необходимых величин определяются общие исходные данные: коэффициент аэрации a = Q₀/Q₂, массовый коэффициент аэрации п = ар₀/р₂; коэффициент

^kap0 _{, где k} ^Q2

где k

S₂ = 2,3 ap₀; давление p*

пло-

¹,^{33 -
k} F^gdj,

щадь сечения; d_F — диаметр гидравлический; коэффициент

= 1 + ¹

2,2k

Формулы для расчета коэффициентов Д и B в соотношении (3.79) выбирают в зависимости от z₁, который вычисляют по формуле

p + p₀

Ai - Bi

(3.80)

z, --

p ^- p + p0

^р2^дД 1

^Д1

^p + p₀ ^a—

⁰Д

где

Рис. 3.8. Графики для определения чисел а:

$ — для случаев: 1 —0 < N < 5 (за БТ, УБТ, турбобуром, в долоте), 2 — N < 5 (в турбобуре), 3 — d > 1, M_x < 0; —1,5 < N < 0 (внутри БТ, УБТ); 1, 2 — в положительных координатах; 3 — в отрицательных координатах; ¦ — для

случаев: верхнее семейство кривых — а = 0 (за УБТ, БТ и турбобуром), а < < 1, M_x > 0 (в УБТ и БТ); нижнее семейство кривых — а < 1, M_x < 0 (в УБТ и БТ)

Д, - 1 + 0,81п + — к^{2 r} ~~+ ^0,81~~; (3.81)

¹ 2 0,81

_Bl - 0,19 + ^ к²&1 + —п_|. (3.82)

2 ' п + 0,81*

Известно, что для восходящего потока в трубах и затрубном пространстве Х_с = 0,05.

При расчетах по формуле (3.80) привязываются к априори известным давлениям для заколонного пространства. Это давление на устье p_у и давление p *, физический смысл которого в том, что это давление на глубине z₁. Тогда в формуле (3.80) p = p*, p’ = p_у * 10⁵ Па. Далее

а) Д - (S₂ - 2,3С₁), B - -С₁ для z ₁ > L, (3.83)

где

^С1 - ap0 .

Д1

Для нахождения числа M определяют

Д Д Д

(3.85)

б) Д - S2

В - 0 для z, < L,

л 2 о гл ^_c I 2 nn + 1

где Д₂ - n + n + n m; В₂ - 2mn; m - —¹ k -

Для нахождения числа M вычисляют

| Т 1U [

пД Д ^аД

(3.86)

здесь z = L — z,; в) Д = 1; M = p*, В = 0 для z, = L.

(3.87)

Давление на глубине L получается после подстановки Д, D и M в (3.79).

Изложенная вы1ше методика расчета давлений рассчитана на случаи, когда диаметры труб и ствола не изменяются по глубине. Если гидравлический канал состоит из нескольких простых участков, расчет ведут по участкам последовательно, начиная от устья. При этом для каждого следующего участка в формуле (3.80) за начальное давление p' принимают вычисленное давление для конца предыдущего участка. Длину L отсчитывают от конца предыдущего участка. Параметры к и p* также корректируют в соответствии с изменением площади сечения канала.

К решению уравнения (3.79) сводится также расчет перепада на долоте, если известно давление p., под долотом (конец последнего участка в затрубном пространстве).

Тогда для давления на входе в долото p_д Д = S₂, D = 0.

Число M определяют по числу N (см. рис. 3.8)

(3.88)

где ^ — коэффициент расхода; Ф — суммарная площадь сечения насадок.

При расчетах можно принять ^ равным его значениям для однофазных жидкостей.

Для определения давления перед входом в турбобур p^. по известному давлению на выходе турбобура p_дД = S₂; В =

Для нахождения числа M необходимо вычислить

N _- ^Ag^(Q0P0 + ^Q2P2^)Q2 + ^pд + ^ap0 _- jg ^pд ^-
ap0

S 2 S 2 ⁴ S 2 '

где Л - ~~^Ap,r~~ , здесь Ap_т, Q_т — соответственно перепад давле-

gp2Q²

ния и расход жидкости в турбобуре при оптимальной работе на чистой жидкости плотностью р₂.

Для нисходящего потока в трубах расчет проводят для верхних сечений при известных давлениях p_OT в нижних сечениях.

Здесь

_ zRTрg • 2,3n' г,

Д -~~V^g ,~~ I ; В - 0,

1 + a

где

^k2

В трубах коэффициент Х_с принимается равным 0,06. Для определения числа M вычисляют

N - M₀ + 0,51 lg| M₀₀| + 0,5(1 - a)² lg| M₀ + 0,217a(1 -a) -

-^ (i - i)² ~l= ,

2,3n' zRT

где I — длина участка в трубах;

M₀ --^(l -a); M₀₀ - M₀ - 0,217a,

2,37 n'

1^вт

здесь p_Bт -

zRT p2g

Начиная расчет с участка труб, примыкающего к долоту или турбобуру, и подставляя вместо p_B1. соответствующее подсчитанное давление на входе в долото или турбобур, а затем переходя на следующий участок и используя давление на предыдущем, получаем давление на стояке.

Наличие турбобура в системе требует дополнительной проверки его работоспособности при заданном расходе фаз. Условия проверки имеют вид

Q2 > 0,50т; M_p < Mт^ —,

^APт

где Q_т, M_т2, Ap_т — справочные данные турбобура (оптимальный расход, тормозной момент, перепад давления) при нормальном режиме работы; Ap — вычисленный перепад давления на турбобуре.

О ВЫБОР ТРАССЫ

МАГИСТРАЛЬНОГО Г Л А В А НЕФТЕПРОВОДА

В задании на проектирование должны быть указаны начальная и конечная точки магистрального нефтепровода. Они определяются при выборе головных сооружений на промысле, расположением нефтеперерабатывающего завода, местом отвода от крупной магистральной системы и конечным пунктом (крупным потребителем, морским терминалом и т.д.). Начальная и конечная точки магистральных нефтепроводов намечаются на начальных стадиях проектирования — при составлении ТЭО.

После выбора оптимальной трассы все расчеты, выполненные на стадии разработки ТЭО, уточняются.

Оптимизация трассы нефтепровода между заданными точками может быть проведена по различным критериям. Оптимальной считается трасса, сооружение нефтепровода вдоль которой позволяет получить максимальное или минимальное значение оценочного критерия. Наиболее общим, универсальным критерием является минимум капитальных и эксплуатационных затрат. Частными критериями оптимальности являются:

минимум металловложений (кратчайшая трасса); минимум трудовых затрат при сооружении нефтепровода (прохождение трассы по благоприятным для строительства участкам местности);

минимальный срок строительства (сооружение нового нефтепровода вдоль действующих нефтепроводов, где уже есть ряд сопутствующих сооружений — связь, вдольтрас-совые дороги, водоснабжение, канализация, энергоснабжение и т.д.; где имеются строительные подразделения и не требуется времени на перебазировку и подготовительные работы, в коридоре круглогодично функционирующих транспортных коммуникаций).

3.1. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА СТОИМОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Стоимость строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов зависит от многих факторов, основными из которых являются следующие.

Диаметр нефтепровода. Затраты в линейную часть составляют 70 — 80 % от общего объема капитальных вложений, остальные приходятся на нефтеперекачивающие станции. В свою очередь, отношение стоимости строительномонтажных работ к стоимости труб резко меняется от диаметра нефтепровода: чем больше диаметр, тем больше стоимость труб в общей стоимости линейной части.

В табл. 3.1 приведены данные о металловложениях в линейную часть нефтепроводов. Например, при переходе диаметра от 720 до 1020 мм металловложения увеличиваются в 1,8 раза. Поэтому трассы нефтепроводов с увеличением диаметра труб стремятся приблизить по протяженности к "воздушной прямой", так как стоимость единицы длины нефтепровода резко возрастает, в первую очередь, из-за стоимости труб и только во вторую очередь из-за категорий местности, влияющих на объем строительно-монтажных работ.

В то же время удельные затраты электроэнергии на перекачку нефти будут уменьшаться с увеличением диаметра, так как они пропорциональны величине LQ²/D⁵ , где L, Q,

D — соотвественно длина, объемный расход и диаметр нефтепровода.

В таблице 3.2 приведены данные об удельном расходе электроэнергии на перекачку нефти.

Рабочее давление. С увеличением диаметра толщина стенки труб возрастает, что приводит к повышению стоиТ а б л и ц а 3.1

Металловложения в линейную часть нефтепровода

Диаметр нефтепровода, мм	Металловложения, т/км	Диаметр нефтепровода, мм	Металловложения, т/км
219	31-37	530	95-105
273	46-52	630	118-129
320	55-64	720	150-165
377	64-82	820	174-192
426	85-102	1020	268-298
		1220	396-430

Скорость перекачки,		Диаметр нефтепровода,			мм
м/с	219	273	325	377	426	530
0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1.3 1.4 1.5 1.6 1,7	30,6 44.9 53,4 61.9	31.2 36,5 43,4 50.3	23.6 23,8 35.7 44,6	18,7 23,1 27,9 34,0 41,5	16.5 18.5 20.4 23.4 23.6	12.3 14.0 15,8 18.1 20.5 23.6 27.4
1,8 1,9	-	-	-	-	-	-

П р о д о л ж е н и е т а б л. 3.2

Скорость перекачки, м/с		Диаметр нефтепровода,			мм
Скорость перекачки, м/с	630	720	820	920	1020	1220
0,8 0,9 1,0 1,1	10,8	-	-	-	-	-
1,2	12,3	10,3	8,4	-	-	-
1,3	14,0	11,8	10,4	8,7	8,6	-
1,4	15,6	13,3	11,5	9,6	9,5	-
1,5	17,5	14,8	12,8	10,6	10,5	-
1,6	19,6	16,4	13,9	11,7	11,4	10,2
1,7	-	18,4	15,2	12,9	12,2	10,6
1,8	-	20,4	16,6	14.1	13,3	11,1
1,9	-	22,8	18,3	15,5	14,4	11,5

мости линейной части. Поэтому чем выше давление, тем выше стоимость единицы длины нефтепровода при одном и том же диаметре, а удельные эксплуатационные затраты меньше.

Природные условия. В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды - болота, реки, горные участки и другие - стоимость сооружения линейной части нефтепровода может увеличиваться в несколько раз. Этим обстоятельством объясняется то, что при прокладке нефтепровода в сложных природных условиях трассы могут быть значительно больше "воздушной прямой".

Экономико-географические условия характеризуются степенью обжитости территории, наличием транспортных коммуникаций, промышленных объектов и сельскохозяйственных земель. От них зависит протяженность трассы и условия (дальность) доставки грузов для строительства, что, в свою очередь, влияет на стоимость строительно-монтажных работ.

После определения оптимального направления трассы проводят выбор площадок для размещения нефтеперекачивающих станций и уточняют на основании гидравлического расчета параметры нефтепровода.

3.2. КЛАССИФИКАЦИЯ УЧАСТКОВ

И КАТЕГОРИЙ МЕСТНОСТИ

Как отмечалось выше, природно-климатические условия влияют на стоимость трубопровода, вызывая увеличение объема строительно-монтажных работ, транспортных издержек на доставку к месту строительства труб, машин, механизмов, различного оборудования, а в дальнейшем и объема эксплуатационных затрат. Для более детального расчета стоимости сооружения отдельных участков трассы в зависимости от природных условий все участки местности классифицируют по типам: равнины; пустыни; болота; вечно-мерзлые грунты; водные преграды; горы. При необходимости эта классификация может быть расширена.

В то же время каждый тип территории участка трассы может быть сложен грунтами, сильно различающимися как по составу, так и по сложности их разработки: широко распространены песчаные грунты, супеси, глины, лессы, мел, галька, гравий, могут встречаться известняки, скальные грунты и т.д. Их свойства определяются количественным соотношением тех или иных фракций. Классификация грунтов и пород по сложности механизированной разработки приведена в СНиП 4.02-91. Согласно этой классификации грунты делятся на семь групп.

На объемы строительно-монтажных работ и способы их проведения также сильно влияют грунтовые воды, типы болот и водных преград.

Для более полного учета факторов, существенно влияющих на объем капитальных затрат при сооружении нефтепровода, участкам местности с различными грунтами и типами естественных и искусственных препятствий присваивается соответствующая категория. Стоимость единицы дины трубопровода заданного диаметра, прокладываемого по участку трассы определенной категории, рассчитывается проектной организацией индивидуально на текущий момент времени.

3.3. ПРИМЕНЕНИЕ ГЕОИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ ПРИ ВЫБОРЕ ТРАССЫ НЕФТЕПРОВОДА

В большей части проектных организаций используются системы автоматизированного проектирования (САПР), построенные на основе различных программных средств, например AutoCAD компании "Futodesk".

В свою очередь, эксплуатационные службы начинают внедрять геоинформационные системы (ГИС) и технологии на основе цифровых картографических материалов инженерно-геодезических, геологических, гидрологических и экологических изысканий, что приводит к необходимости решения задач интеграции ГИС и САПР технологий.

Геоинформационные системы обеспечивают сбор, хранение, обработку, отображение и обновление пространственных (картографических) данных. По программному обеспече-нию различают несколько классов ГИС, из которых полно-функциональным является класс

инструментальных ГИС.

Для решения задач, связанных с выполнением инженерных изысканий для строительства магистральных нефтепроводов, могут использоваться инструментальные ГИС, например "Mapinfo Professional" v. 4.52.

При предварительной проработке возможных вариантов транспорта нефти в начальной стадии инвестиционного процесса и разработке Декларации о намерениях ГИС используется в качестве справочно-поисковой системы на основе цифровой картографической информации масштаба 1:1000000 - 1:200000, а также имеющихся цифровых слоев: магистральных нефтепроводов, продуктопроводов, НПС, нефтеперерабатывающих заводов, пунктов учета экспортной нефти и другой информации, вводимой в цифровом виде. На основе технико-экономических оценок составляется схема альтернативных вариантов транспортировки нефти. Проводится корректировка и дополнение баз данных по объектам магистральных нефтепроводов.

При инженерных изысканиях для подготовки ТЭО инвестиций в строительство нефтепровода выполняется комплекс полевых и камеральных работ, которые должны обеспечивать получение необходимых и достаточных данных о природных и техногенных условиях намечаемых вариантов транспортировки нефти для обоснования выбора трассы. На этом этапе инженерных изысканий, как правило, выполняются камеральное трассирование в масштабе 1:25000 и комплекс изыскательских работ на эталонных участках проектируемой трассы.

Выбор трассы между начальным и конечным пунктами надлежит проводить в пределах области поиска, определяемой эллипсом, в фокусах которого находятся начальный и конечный пункты.

Малая ось эллипса

а = I^Kp-1, (3.1)

где I — расстояние между начальной и конечной точками по геодезической прйкой, км; а_р — коэффициент развития линии трубопровода, который определяют из условия:

K = W /W ,

^{1 х}р ^и " ср.о' ^и " ср.н

где W _с_р_о — приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками

Рис. 3.1. Фрагмент карты инженерно-геологического районирования 66

с учетом переходов через препятствия; W _ср._н — приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками без затрат на переходы через естественные и искусственные препятствия.

При выполнении полевых работ используют приборы спутникового позиционирования GPS, электронные тахеометры и полевые компьютеры.

Для оценки инженерно-геологических условий в возможном коридоре прохождения трассы с помощью ГИС "Mapin-fo Professional” строятся различные по содержанию тематические карты масштаба 1:500000—1:100000 (четвертичных отложений, ландшафтная, тектоническая, инженерно-геологического районирования и др.).

На рис. 3.1 приведен фрагмент карты инженерно-геологического районирования одного из районов РФ, выполненный ОАО "Гипротрубопровод” для проектирования нефтепроводной системы КТК.

Задача отыскания оптимальной трассы формулируется следующим образом: найти путь от начальной точки нефтепровода до конечной точки, для которого суммарные затраты по каждому участку трассы (дуге) будут минимальны.

Для области поиска создается цифровая модель местности, заданная формулой (3.1), по каждой дуге которой подготавливается информация и определяется значение критерия оптимальности.

На рис. 3.2 приведен фрагмент цифровой модели местности (масштаб 1:25000).

Алгоритмы поиска оптимальной трассы могут быть различны, и их выбор зависит от сложности подготовки исходных данных, ресурсов вычислительной техники, необходимой точности вычислений. Описания алгоритмов поиска кратчайшего пути приводятся в специальной литературе и хорошо известны.

На основе найденной трассы производится уточнение проектных решений.

в процессе разработки. Одно кз существенных достижений промыслово-геофизических методов ясследоваЕгий — широко применяемые в настоящее время дебито-метрия и термометрия, с помещью которых в эксплуатационных газовых скважинах под давлением выделяют работающие интервалы, определяют дебиты отдельных пропластков, коэффициента фильтрационного сопротивления, проницаемость, пьезопроводность и др.

К газогидродинамическим методам исследования скважин относится снятие КВД после остановки, снятие кривых стабилизации давления и дебита при пуске скважины в работу на определенном режиме (с определенным диаметром шайбы, штуцера, диафрагмы) и снятие индикаторной кривой, отражающей зависимость между забойным давлением и дебитом при работе скважины на различных режимах.

Независимо от процесса, проходящего в скважине, мы получаем информацию. В частности, если екзажина простаивает длительное время, то в большинстве случаев определяется пластовое давление, величина которого используется при обработке результатов исследования при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Если скважина только что остановлена, то снимается КВД, по которой определяются параметры пласта. Если скважина только что пущена в работу, то снимаются кривые стабилизации давления и дебита, также позволяющие определить параметры пласта. Если скважина эксплуатируется на определенном режиме, тэ данные этого режима можно использовать при гидродинамическом исследовании. Так, например, дебит скважины и продолжительность работы ее с данным дебитом используется при обработке КВД. Если предстоит снятие индикаторной кривой, то режим, на котором работала скважина перед снятием индикаторной кривой, можно использовать как один из предполагаемых при стационарном методе исследования или как режим со стабилизированной характеристикой при применении ускоренных методов исследования скважин. Отмстим, что помимо оснозных параметров полезно измерять межколонные давления и их изменение в зависимости от процесса, проходящего в скважине. Такие исследования позволяют изучить межколонные перетоки газа, герч1етич-нэсть скважины и возможность перетока газа в вышележащие пласты. Таким образом, при любом состоянии газовой скважины можно получить определенную информацию, используемую в дальнейшем при определении тех или иных параметров пласта и скважины. Поэтому весь процесс исследования скважины должен фиксироваться во времени.

Имеющиеся методы получения информации о пласте и скважине условно можно разделить на две группы.

1. Прямые методы, изучающие непосредственно образцы породы и продукцию, получаемую из скважины. К прямым методам определения параметров пористой среды и получаемой продукции относятся лабораторные изучения свойств керна и физико-химических свойств газа и пластовой жидкости. К числу прямых вспомогательных методов относятся также кавернометрия, газовый каротаж и изучение шлама, получаемого в процессе бурения продуктивного разреза.

2. Косвенные методы, изучающие физические свойства пласта и получаемой продукции с помощью установления связи этих свойств с другими параметрами, измеряемыми различными методами — геофизическими, термометрическими, газогидродинамическими.

Комплексное использование этих методов позволяет качественно и надежно определить исходные параметры, необходимые при подсчете запасов, проектировании разработки залежи и установлении оптимального технологического режима работы газовых скважин.

1.2. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Классификация газогндродиначшческнх исследований определяется назна’ ченнсм этих исследований и зависит от поставленных задач. На разных этапах изученности газового месторождения (освоение, опытно-промышленная эксплуатация и разработка залежи) требования, предъявляемые к газогидродинамическим исследованиям, различны. В целом исследования газовых скважин делятся на первичные, текущие и специальные.

I. Первичные исследования проводятся во всех разведочных и эксплуатационных скважинах. Первичные исследования являются базисными, проводятся и полном объеме и позволяют определить параметры пласта, его продуктивную характеристику, установить добывные возможности скважины, а также связь между дебитом, забойным и устьевым давлением и температурой, режим работы скважины с учетом наличия и выноса жидких и твердых частиц в потоке, начальное пластовое давление, степень и качество вскрытия пласта и др. В некоторых случаях первичные исследования газовых скважин проводятся поинтервально с целью выявления продуктивной характеристики по разрезу для установления возможности одновременного вскрытия всего газоносного разреза. Как правило, на разведочных площадях исследования проводятся с выпуском газа в атмосферу.

При первичных исследованиях газовых скнажин определяются следующие параметры.

1. Статическое давление на устье.

2. Пластовое давление по устьевым замерам расчетным путем либо глубинными манометрами.

3. Забойные давления на различных режимах работы скважины так же, как и пластовое давление, по данным замера в трубном или затрубном пространстве, либо глубинными манометрами.

4. Дебит скважины по данным шайбного измерителя критического течения или диафрагменного измерителя, установленного в замерном пункте.

5. Процесс восстановления и стабилизации давления регистрируется самопишущим манометром, а в случае отсутствия такового — через определенные промежутки времени образцовым манометром.

Давление должно быть привязано ко времени для дальнейшей обработки кривых восстановления и стабилизации давления. Частоту регистрации давления устанавливают исходя из темпа роста или падения давления па данной скважине. Для хорошо проницаемых коллекторов в начальной стадии процесса восстановления и стабилизации давления замеры следует проводить через 0,5, 1 и 2 мин. В дальнейшем частота измерения давления постепенно уменьшается до 5, 10, 30, 60 мин и т. д. В случае необходимости полного восстановления или стабилизации давления в иизкопроницаемых пластах конечные участки кривых можно определить при помощи замеров с интервалами времени в сутки и более. При первичных испытаниях газовой скважины так же, как и в текущих исследованиях, продолжительность работы на режимах и процесса восстановления выбирается в основном предварительно. Существующие в настоящее время газогидро-дннамические методы позволяют существенно сократить срок испытания скважины, сохраняя при этом качество и объем получаемой информации.

6. Температура газа на забое и на устье на различных режимах, а также н процессе восстановления и стабилизации давления.

7. Количество выносимой воды, конденсата и твердых примесей па различных режимах.

8. Отбираются пробы газа, конденсата и воды при различных режимах для определения их физико-химических свойств в зависимости от изменения давления и температуры, наличия агрессивных компонентов в их составах.

II. Текущие исследования проводятся на эксплуатационных скважинах н процессе разработки месторождения. Основная задача текущих исследований - получение необходимой информации для анализа и контроля за разработкой. Объем текущих исследований диктуется конкретными условиями месторождения и сводится в основном к гидродинамическому исследованию скважин с целью проверки ранее принятых параметров и установления закономерности их изменения в процессе разработки, внесения соответствующих корректив в проектные показатели, если изменения проверяемых параметров существенны.

Пластовое давление согласно «Правилам разработки газовых и газокондек-сатных месторождений», утвержденным Госгортехнадзором СССР 6 апреля 1970 г. и новому проекту этих правил па начальной стадии разработки необходимо измерять не менее одного раза в квартал с охватом 25% действующего фонда сква-жнн. После ввода залежи в разработку на полную мощность, оценки запасов по

Механические примеси - вещества, нерастворимые в данной смеси.

Точка росы газа по влаге. Этот показатель может быть как по давлению (давление точки росы), так и по температуре (температура точки росы). В первом случае то давление, при котором происходит начало конденсации водяных паров при заданной температуре, называется точкой росы газа по давлению, На практике относительно паров воды этот термин используется не часто. В основном его употребляют для обозначения давления начала конденсации применительно к углеводородам.

Относительно водяных паров термин "точка росы по влаге" означает значение температуры, при которой газ становится насыщенным водяными парами при заданном значении давления. Дальнейшее снижение температуры приводит к конденсации водяных паров (при постоянном давлении).

Точка росы по углеводородам характеризует конденсацию углеводорода из газовой смеси. Так же, как по воде, этот показатель может быть при постоянном давлении (температура точки росы) и при постоянной температуре (давление точки росы). Поскольку все углеводородные компоненты газа, а также С0₂ и сернистые соединения взаиморастворимы, нельзя выделить показатель точки росы газа по индивидуальному углеводороду.

Абсолютная точка росы газа - это температура, при которой из газа начинает выделяться любая жидкая фаза. Поскольку все компоненты газа практически взаиморастворимы, точки росы газа по воде, углеводородам, гликолю, метанолу и т.д. одинаковы.

Необходимо отметить следующее. Когда речь идет о точке росы газа по влаге, это означает, что в образовавшейся жидкой фазе определяющим фактором является концентрация воды. Кроме того, в данном случае, когда говорится о точке росы по воде, правильным было бы подразумевать, что влагосодержание газа в указанной точке росы так же является равновесным, как если бы газ при этой температуре контактировал с водой. Аналогичное положение имеет место, когда речь идет о точке росы по углеводородам.

Пороговая точка росы газа. Известно, что основными показателями газа, характеризующими возможность его транспортирования в однофазном состоянии, являются точки росы по влаге и углеводородам. Ту точку росы, ниже которой происходит конденсация водяных паров или углеводородов, предлагается назвать пороговой точкой росы газа при заданном давле-

нии. Этот показатель определяется на основе термодинамических параметров газа вдоль трассы МГ. При расчетах пороговая точка росы обозначается как Т_п.

Уязвимая точка газопровода. Под этим понятием подразумевается точка, параметры которой (р, t) больше всего способствуют образованию жидкой фазы в системе. Определение этой точки может производиться как натурным исследованием, так и расчетным путем. В обоих случаях большое внимание уделяется определению давления и температуры на участках газопроводов, где имеются различные отклонения (оголенные участки, подводные переходы, недостаточно глубокая укладка и т.д.) от типового режима их эксплуатации.

Относительно водяных паров и тяжелых углеводородов уязвимые точки определяются отдельно, так как их значения не всегда совпадают. Последнее объясняется различным влиянием снижения давления на равновесное содержание паров воды и тяжелых углеводородов в газовой фазе.

В интервале рабочего давления магистральных газопроводов (5,0~7,5 МПа) со снижением давления равновесная влагоем-кость газа повышается, происходит как бы доосушка газа. В то же время в указанном интервале понижение давления способствует конденсации тяжелых углеводородов.

При установлении требуемой глубины обработки газа уязвимая точка определяется на основе нескольких участков магистральных газопроводов (отдельно по воде и углеводородам).

Уязвимая точка газотранспортной системы, как правило, определяется на основе проектной схемы газотранспортных систем. При этом принимается во внимание фактическое состояние отдельных участков газопроводов с учетом диапазона изменения их производительности.

Равновесная влагоемкость газа. Этот термин характеризует максимально возможное количество водяных паров в газе при заданных параметрах (р, О. Здесь значение температуры мажет задаваться как температурой, при которой газ насыщается водяными парами, так и точкой росы. Во втором случае имеется в виду, что газ осушен до указанной температуры точки росы при заданном давлении.

Влагосодержание газа. Это понятие обозначает фактическое в л агосо держание газа. Этот показатель может быть как меньше (если газ предварительно контактировал с раствором ингибитора или подвергся осушке), так и больше (при наличии в системе капельной влаги) равновесной влагоемкости газа.

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

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.

НЕСТАЦИОНАРНЫЕ

КАВИТАЦИОННЫЕ

ТЕЧЕНИЯ

§ 1. Понятие о потенциале ускорения

Исследование гидродинамических сил, действующих на тело при нестационарном обтекании с отрывом струй, имеет практическое значение: его результаты необходимы для различных инженерных расчетов, в частности при проектировании конструкций быстроходных судов.

Настоятельная потребность в достаточно простых способах расчета вызвала появление теории, основанной на ряде допущений, известных из решений линейной задачи о стационарном обтекании, В частности, предполагается, что вызванные скорости жидкости, обусловленные присутствием тела и его колебаниями, малы по сравнению со скоростью основного потока. Весьма плодотворным оказался метод потенциала ускорения, введенный в аэродинамику Прандтлем.

Метод потенциала ускорения состоит в следующем. Из теории невязкой жидкости известно, что нестационарное движение определяется уравнениями Эйлера.

В случае плоского движения (г = 0), исключая массовые силы, в декартовой системе координат получим:

Wx\<Wx__v I ^dv* у —__^{1 д}Р .

dt дх ^Ух~т~ ду ^уу~ р дх ’

^(1УЛЛ)

Проекции скоростей, входящие в (IV. 1.1), легко представить так:

V_x = V_K + v_x, V_y = v_y,

где V_K — скорость на границе каверны при стационарном обтекании; v_xt v_y—проекции вызванной скорости v на оси Ох и Оу. 166

В дальнейшем v_x, v_y и их производные будем считать малыми величинами. Тогда третьими членами в (IV. 1.1) можно пренебречь. В результате найдем:

dv_x , dvx _v ^_____1_ Ф .

* к

dt ¹ дх ^к р дх ⁷

__(IV 12)

dt ' дх ^к р ду ¹ V.I.ZJ

Введем безразмерные величины

После подстановки (IV. 1.3.) в (IV. 1.2) получим:

₌ —Li^L_;

^к dt ' дх рдх

V ЛШМ- 4- I/² —__¹^дР

^к dt ^ дх ^Ук р ду

или

1	dv_x	, dv_x	1	ф .
V_K	dt	¹ dx	j<N Ы 1 ^ CL	dx ’
1	dv_y	, ^dvy	1	dp
Ук	dt	¹ dx ~~	К	dy '

(IV. 1.4)

Как видно из (IV. 1.4), левые части этого выражения представляют собой проекции вектора ускорения а = а_х\ + а_у], где

1	dv_x	, dv_x	1	dp .
	dt	¹ dx	pvl	dx '¦
1	дЪ_у	^d~Vy	1	dp
	dt	¹ dx	pvl	dy

Известно, что векторное поле потенциально, если выполняется условие

rot а = О

или

TF-is- (^1УЛ-⁶)

Составив частные производные правых частей (IV. 1.5) по у и по х соответственно, убеждаемся, что в нашем случае условие (IV. 1.6) выполняется и векторное поле ускорения потенциально. Определение потенциала консервативного поля

равносильно задаче о вычислении функции Ф по ее полному дифференциалу:

, _ дФ . . дФ _л

^d®--w^dx + -w^dV'

дФ дФ

^U*~ дх' ^аУ ~^ ду '

Тогда потенциал поля ускорений находим по формуле

Ф == J а_у dy + j dx dx.

Подставляя вместо а_х, а_у их значения по формуле (IV. 1.5), после интегрирования получим следующие выражения для потенциала ускорения (для несжимаемой жидкости): в размерной форме

в безразмерной форме

или, так как потенциал определяется с точностью до постоянной,

Ф = —?=(IV. 1.7)

pvl

Если вызванные скорости отсчитывать от скорости основного потока на бесконечности, т. е. считать, что

v_x = Voo + v_x; V_y = Vy,

то выражение для безразмерного потенциала ускорения получим в виде

или

Ф = — ^4^. (IV. 1.8)

pvl

Покажем теперь, что потенциал Ф — гармоническая функция, т. е. он удовлетворяет уравнению Лапласа.

Уравнение неразрывности течения:

доу

Продифференцируем первое и второе уравнение (IV. 1.5) по х и у соответственно, а затем сложим их почленно:

¹⁵

j dv_x

к¹

1 ³

I dv_x

до„\

Кк dt

{ дх

' ду J

¹ дх

\ дх

¹ ду )

= д*Ф_ \ _(IVI
10)

pV_K \ дх^{2 1} ду² )

Как видно, на основании (IV. 1.9) левая часть (IV. 1.10) обращается в нуль. В результате получим уравнение Лапласа

₊₀ (IV. 1.11)

дх² * ду^2.

На основании (IV. 1.11) можно утверждать, что существует комплексная функция F (z, t) = Ф + iW, удовлетворяющая условиям Коши—Римана:

дФ ду дФ дУ _/TW - _10ч

= = ~ду~⁼ дх~^=
аУ <^IV-^U2>

Назовем функцию F (z, t) комплексным потенциалом ускорения. Легко установить связь между вызванной комплексной скоростью v и комплексным потенциалом ускорения F.

Принимая во внимание, что v — v_x—iv_yi умножим второе уравнение (IV. 1.4) на i и вычтем его из первого. После преобразований с учетом (IV. 1.12) получим:

1 (	dv_x
Vk V	dt
	дФ
	дх
	1

dv_y

. дФ ^ ду “

/ dv_x
\ дх	дх }
дФ	. дЧ .
дх ¹	¹ дх ’

уЛ + ТГ = %' ^{1УЛЛЗ)

Рассмотрим теперь применение метода потенциала ускорения к задачам нестационарного кавитационного обтекания.

§ 2. Ускоренное кавитационное обтекание тонкого клина

Такая задача встречается в корабельной гидродинамике, например, при нестационарных режимах движения крыльевой системы быстроходного судна (колебания на волнении, разгон, торможение). В ряде случаев отдельные элементы системы: стойки, крылья—находятся в режимах кавитации (или вентиляции), при которых с течением времени изменяются: скорость набегающего потока, длина каверны, а также гидродинамические силы сопротивления. Так как профиль стойки имеет большое удлинение, то ее обтекание может быть уподоблено обтеканию тонкого тела.

Рассмотрим тонкий клин АСВ единичной длины в ускоренном потоке невязкой и невесомой жидкости при числе кавитации х =/= О [78]. Предположим, что на бесконечности скорость натекающего потока Vco изменилась на малую величину Vi (t) так, что результирующая скорость имеет вид

V{t) = V_x + М0-

Необходимо найти вызванные скорости, длину каверны и силу сопротивления, обусловленные изменением скорости потока. Физическая плоскость течения дана на рис. IV. 1, а. Здесь хАу — прямоугольная система координат, связанная с клином; х'Оу' — система координат, связанная с жидкостью на бесконечности. Пусть давление на бесконечности равно при кратковременном изменении скорости V_x (t) ускорение потока равно а =

Рассмотрим граничные условия задачи.

1. На поверхности клина при 0 < х < 1, у = О

** = ттчГ=*Р- ^(IV-²¹⁾

Выразим это условие через потенциал ускорения. Так как v_y = = const, то из второго уравнения (IV. 1.5) получим, что ^ =

= 1ш-^~ = 0 или, принимая во внимание условие Коши—

Римана,

^ЗФ = = О, (IV.2.2)

ду ^т dz дх

кроме того, примем W = 0.

2. На границе каверны давление р = р_к. Принимая во внимание (IV. 1.7) для потенциала ускорения, получим граничное условие в виде:

при 1<х<1_уу = 0

Ф = Re F (z, t) - 0, (IV.2.3)

где / — длина каверны.

3. На бесконечности (при больших значениях 121). В настоящей задаче целесообразно представить систему координат хАу как неподвижную. Тогда на основании принципа Далам-бера необходимо учесть инерционные силы, обусловленные ускорением потока на бесконечности, что достигается введением в интеграл Коши — Лагранжа потенциала инерционных сил в виде Q = ах.

Рис. IV. 1. Ускоренное кавитационное обтекание тонкого клина: а — физическая плоскость течения; б — линеаризованная физическая плоскость; в — вспомогательная плоскость Q:

Re F (г, /) = Ф = 0;

Т ^{dF
дФ} А

Irn —г— — —— — 0; dz ду

г — вспомогательная плоскость ?:

Re F (z, t) = Ф = 0; д — вспомогательная плоскость v v„

Учитывая сказанное, представим потенциал скорости и давление в следующем виде:

Ф = V (t) х, р = poo — р ах. (IV.2.4)

Подставляя выражение (IV.2.4) в (IV. 1.7), найдем величину комплексного потенциала ускорения при больших значениях \г\_:

F (г, t) ~ ”2~ (р_к - роо + раг)

Р*К

или, принимая во внимание, что V_K = Vco УI + х, получим:

F(z, /)--о—⁵⁵---~~ovAvV~~ - (IV.2.5)

¹ ' V^( 1+х) 2(1+х) ^v

В формуле (IV.2.5) первый член представляет собой вид особенности на бесконечности.

Линеаризованная физическая плоскость течения и граничные условия даны на рис. IV. 1, б. Преобразуем с помощью формулы Кристоффеля—Шварца внешнее (по отношению к разрезу) течение на плоскости z на вспомогательную верхнюю полуплоскость Q (рис. IV. 1, в), при этом может быть использована известная нам формула из § 1 гл. III.

Q = а - i)^1/z (у^Г ^или^Q⁼^k (т^гГ • ^(IV'²'⁶⁾

В результате получим задачу с заданными граничными условиями на вещественной оси плоскости Q. Точка М (ik) на мнимой оси этой плоскости соответствует бесконечно удаленной точке на плоскости z (г == оо). Решение этой задачи выполним методом особенностей, рассмотренным нами в § 4 гл. III. В этом случае находим потенциалы ускорений, обусловленные каждой особенностью, а затем суммируем их.

По аналогии с изложенным в § 4 гл. III преобразуем течение на плоскости Q на вспомогательную плоскость ? с помощью формулы

« = -г(? + т)- ^(1У-²'⁷⁾

Как видно из рис, IV. 1, г, поверхности клина располагаются на полукруге единичного радиуса, а границы каверны — на вещественной оси. Однако отметим, что если постоянные значения граничных условий не изменяются при переходе от одной плос-

« dF тт «*

кости к другой, то граничное условие изменяется. Дей

ствительно,

dF dF dF dF dz

dz ~ dl dz ^ИЛИ dl dz

Производные ^ или • ^ ¦ легко определить путем дифференцирования (IV.2.6) и (IV.2.7). Опуская промежуточные выкладки, получим

4(/-0g2₊(_S2₊₁₎2

(IV.2.8)

dz 8/(/-l)?(S⁴-l)

Таким образом, граничное условие на поверхности единичного круга плоскости ? зависит от (IV.2.8). Координату точки плоскости ?, соответствующую бесконечно удаленной точке z = = оо, аналогично решению стационарной задачи, находим при помощи формулы (111.4.15):

?_m = t[/^v,+(/- I)⁷*]- (IV.2.9)

Неизвестный потенциал ускорения F можно легко получить как сумму потенциалов ускорений, вызванных особенностями:

F (?, О = 4 ln-|^f + t (s - -?-) + F_s, (IV.2.10)

где первый член соответствует скачку вызванной скорости v_y в носике клина; второй член характеризует вызванную скорость при обтекании окружности единичного радиуса; третий член определяется особенностью на бесконечности при z — оо; А (/)— действительная функция времени.

Асимптотическое приближение для потенциала ускорения на плоскости ? в точке ?_т (г = оо) после подстановки в первый член (IV.2.5) формул (IV.2.6), (IV.2.7) и последующих преобразований имеет вид

„ а[/ (/ — 1)]‘^/вСи

ВбЛИЗИ I = Im, (IV.2.11)

2^1 (1+Х) (g — 1т)

где определяется формулой (IV.2.9).

В дальнейшем формулу для F удобнее получить в новой вспомогательной плоскости v, связанной с плоскостью Q соотношением

= (1±|)'^/2. (IV.2.12)

Вспомогательная плоскость, соответствующая этому преобразованию, дана на рис. IV. 1, д.

С помощью (IV.2.7)—(IV.2.12) выражение (IV.2.11) преобразуем так:

где v — координата, сопряженная с v.

Граничные условия (IV.2.1), (IV.2.2) и (IV.2.5) применимы к мнимой и вещественным осям плоскости v соответственно.

Решение для функции F при z = оо может быть выражено затем через комплексную переменную ?:

t — (/ — 1)^1/г ( + (/—1)^1/г

2Vi(l+x)

v —v„

V — Vm

-(/-1)^1/2

Vm	v + Vm
1 + 1
E-bn ¹	? +

1 —-

1 + -

^;/₂

. a (/ — 1)

(1 — C)

= I

4Vl(l+x)

? + 7—

ът

Таким образом, окончательно решение для потенциала ускорения имеет вид

*ln-™

Jt J I

F(t> t)

— n¹/*

. a (/ — 1)

(l-S)

? + Sn

^1+_r

ь m

1 —

(IV.2.14)

?+¦

^С~Г"

ът

Полученное решение удовлетворяет граничным условиям для F dF

и ^ •, а также граничным условиям для вызванной скорости v_y. Скорость v_y может быть найдена из (IV. 1.5):

Vy = | G (l, IJ, t — ^Г^-)

; ? — переменная интегрирования.

где G =

дл;

Решение (IV.2.14) для комплексного потенциала ускорения F при заданных ускорении и форме клина содержит две неизвестные функции: A (t) и I (t) — длину каверны. Найдем два дополнительных условия для их определения.

Первое условие легко найти, если в (IV.2.14) положить ? —» —> ?_т, а затем вещественную часть полученного выражения приравнять постоянному члену формулы (IV.2.5). Опуская промежуточные выкладки, найдем

Z¹/* -

^{1 к} Р 1

- = — 1П

2 1 + х я

д(/ + 1) 2Vl (1 + к)

(IV.2.15)

A(t)l

Второе условие можно получить исходя из следующих соображений. При больших значениях z можно принять условие, что контур клин—каверна замкнут. Тогда, если представить вызванную скорость v в виде ряда Лорана, найдем:

¹ 1-)__Ь— ₊ (IV.2.16)

(1+к)¹/’ ^-г +

В этом выражении в соответствии со сказанным выше вычет а_± = 0. Отсутствие логарифмической особенности в выражении F_s

₁ dF

означает также, что вычет при разложении функции —в ряд

Лорана равен нулю. Используя (IV.1.13) и (IV.2Л6), получим,

что = 0, т. е. а_х не зависит от времени и поэтому равно

значению для стационарного потока.

В рассматриваемой задаче предполагается, что при кратковременном изменении скорости потока каверна остается симметричной относительно оси Ах, однако при этом изменяются размеры каверны при сохранении ее площади — укорочение каверны сопровождается увеличением ее ширины, удлинение — уменьшением ширины. При больших скоростях потока, когда весомость жидкости проявляется слабо, это допущение справедливо и подтверждается экспериментом. Согласно [ 119 ] площадь стационарной каверны для клина единичной длины находим по формуле

5 = —2 па₂,

тогда в свете принятого допущения а₂ = const.

Все сказанное выше дает основание считать с учетом (IV. 1.13)

и (IV.2.16), что коэффициент при члене Мг² в выражении для -

должен быть равен нулю, а это, в свою очередь, значит, что равен нулю коэффициент при члене llz в выражении для определения F.

Учитывая эти обстоятельства и переходя к плоскости ?, после промежуточных преобразований из (IV.2.14) получим второе условие для определения неизвестных A (t) и I (t):

—5-5-(/- 1 (I - 1) = 0. (IV.2.17)

где р (я) — давление на стороне клина; р_к — давление в каверне.

Разность давлений, входящая в (IV.2.18), может быть получена на основании (IV. 1.7), (IV.2.14) и (IV.2.17).

| Полагая в (IV.2.19) а = О, получим формулу для стационарного кавитационного обтекания клина в невесомой жидкости. Длина каверны I (t) определяется из (IV.2.15) и (IV.2.17) при заданном значении ускорения а (t). Из этих двух уравнений функция А (t) легко исключается. В результате получаем прямую зависимость между I (t) и a {t):

(IV.2.20)

где к — число кавитации стационарного потока.

Уравнение (IV.2.20) решается графически для заданных к и |3. После графического определения функции I (t) по формуле (IV.2.20) находят коэффициент сопротивления С_х по (IV.2.19).

§ 3. Нестационарное кавитационное обтекание тонкого профиля вблизи свободной поверхности

Рассмотрим тонкий кавитирующий профиль, совершающий вблизи свободной поверхности колебания малой амплитуды по закону h (.х, t) в потоке жидкости, имеющем постоянную скорость Foo. [69]. Предположим, что каверна замыкается далеко за телом, что соответствует малым числам кавитации х. Отрыв струй происходит в произвольных фиксированных точках нагнетающей и засасывающей сторон профиля. В качестве схемы замыкания каверны примем схему М. Тулина с двойными спиральными вихрями, уже рассмотренную в гл. II.

Течение рассматриваем в прямоугольной системе координат хОу, нагнетающие и засасывающие стороны профиля определяются уравнениями у_х = у_х (х) и у₂ — Уъ (*) соответственно.

Предположим, что y_lt2 и настолько малы, что средняя линия профиля незначительно отличается от отрезка прямой, а вызванные скорости (обусловленные нестационарностью) v = = v_x — iv_y малы по сравнению со скоростью основного потока Voo. При сделанных выше допущениях влияние нестационарных составляющих движения можно рассматривать как малые возмущения, а задачу представить в линейной постановке.

Физическая плоскость течения z показана на рис. IV.2, а. Задачу также будем решать методом потенциала ускорения (см. § 1 этой главы). Рассмотрим граничные условия:

1) на поверхности профиля задана вертикальная составляющая скорости жидкости. Так, если профиль совершает колебания по закону h = h (х, t), то вертикальная составляющая скорости определяется формулой

^ = (^1У-^ЗЛ)

Рис. IV.2. Нестационарное обтекание тонкого профиля вблизи свободной поверхности: а — физическая плоскость течения; б — линеаризованная физическая плоскость; в — вспомогательная плоскость.

где у (я, t) определяется формой профиля и законом колебания, а граничное условие на профиле в соответствии с (IV. 1.1) имеет вид:

дФ dVy , dV_yu

-df ⁼ -^ = nr + -dr^v”

при 0 < х < х_А, у = 0⁺;

О < х < х_с, у = О".

2) на границе каверны давление р = /?_к, поэтому, учитывая (IV. 1.8), получим:

При Х_А < X < и х_с < X < и где I — длина каверны.

3) на свободной поверхности давление постоянно и равно /?<*>, поэтому граничные условия имеют вид:

при —оо < х < оо, у = Я,

где Я— глубина погружения профиля.

4) в соответствии со второй схемой М. Тулина давление в следе каверны р = р<*,, поэтому условие на границе следа

Ф = 0 при / < х < оо, у = 0⁺.

5) на большом удалении перед профилем вызванные скорости и ускорения пропадают, следовательно,

(IV.3.2)

F (z_y t) = 0 при х = —оо.

6) в дополнение к перечисленным выше граничным условиям в точках А и С (см. рис. IV.2, а) должно удовлетворяться условие плавности схода струй, что эквивалентно условию Чаплыгина— Жуковского о конечности скорости и непрерывности распределения давления в этих точках. Таким образом, функция F (2) должна быть ограничена в этих точках в каждый момент времени.

В дальнейшем под х и у будем понимать безразмерные значения координат, отнесенные к Я. В этом случае Я = 1.

Линеаризованная физическая плоскость течения и граничные условия показаны на рис. IV.2, б. Как видно из рисунка, течение находится внутри многоугольника BAEFIDC. Преобразуем внутреннюю область этого многоугольника с помощью интеграла Кристоффеля—Шварца на нижнюю полуплоскость ? так, чтобы вершины многоугольника лежали на вещественной оси ?.

Подобные преобразования были нами уже сделаны при решении стационарных кавитационных задач в § 1 гл. III и определялись формулой (III. 1.26). Учитывая, что в рассматриваемом случае используются безразмерные координаты, напишем фор-мулу, устанавливающую соответствие плоскостей z (.х, у) и ? (|, т]) следующим образом:

? — in (1 +р

(IV.3.3)

Параметрическая плоскость ? и соответствие точек плоскости дано на рис. IV.2, в.

Задача сводится теперь к определению функции F (?), регулярной во всей нижней полуплоскости ? (за исключением точки ? = 0) и удовлетворяющей следующим граничным условиям:

1) Ф = 0 ' при —оо < ?<—т] = 0";

2) Ф = -у- при — < ? < — %_А, т] — 0-; (IV.3.4)

³> 1^Г ^{= У}^’ ^ПР^И — ?л<К?с> л = 0“,

где (I, t) определяется с учетом формы профиля и закона движения крыла;

4) Ф = -f- при 1с < | < l_D\

5) Ф = 0 при l_D < \ < оо;

6) F (?) ограничена при I = —\_А, % = |_с.

В верхней полуплоскости ? в соответствии с принципом аналитического продолжения

F(0 —Ffi).

Следовательно,

Re F⁺ = Ф⁺ = — Re F" = — Ф";

Как следует из условия Коши—Римана, производная -связана с функцией ? интегральным соотношением

- ? (6, /) = J ^ (?, 0 d\ - с (t), (IV.3.5)

где с (t) — постоянная интегрирования.

Таким образом, задача об определении потенциала ускорения сводится к краевой задаче Римана—Гильберта для нижней полуплоскости со смешанными краевыми условиями. Действительно, на отрезке АС (см. рис. IV.2, в) границы полуплоскости задано

Im —что согласно (IV.3.5) равносильно заданию Im (?) —

== W (?), на остальных отрезках задано Re F (t) ~ Ф (?). И здесь может быть использована формула Келдыша—Седова (см. § 2 гл. II). Применение этой формулы было ранее рассмотрено при решении стационарных кавитационных задач.

Функция F (?) ограничена вблизи концов отрезка (—Цд, ?с),

вблизи точки ? = 0 ограничен интеграл J F (?) dt,.

Необходимо по заданным граничным условиям найти потенциал ускорения во всей нижней полуплоскости ?.

В § 2 гл. II уже указывалось, что есть несколько разновидностей формулы Келдыша—Седова, которые определяются условиями на концах отрезков вещественной оси.

В рассматриваемом случае функция F (?) ограничена на всех

концах а_К1 а вблизи концов Ь_к ограничен интеграл J F (?) d?.

Тогда в соответствии с (II.2.11) решение получит следующий вид:

оо

^F (?) = 448- — [ ^ch' (IV.3.6)

динаты концов отрезков, имеющих мнимые граничные условия, т. е. в рассматриваемом случае а_к = —l_Al 1_С; Ь_к = 0.

В соответствии с (IV.3.6) получим:

₍₀уГ (с-е_с)(Е+б_л)
= ЕМ

Яй (О К S² с

Функция g (т) имеет следующие значения: g (т) = 0 при —оо < I < — 1_Е;

g (*) = -%- при — 1е<1< — Ia, (IV.3.7)

g (т) = — iW при —l_A < I < 1с,

= при Ic<KId\

g (т) = 0 при l_D < I < оо.

Подставляя эти условия в (IV.3.6), получим:

__-1а

х V (? ~ 5_С) (S + 1а) Г т *

2 J ₁/(т-|_с)(т + |_л)(т-?₎ ⁺

— $Е

к vVjcHe+ji)

После вычисления второго и третьего интегралов выражения (IV.3.8) и преобразований получим

1Ле-Е_с)(е + Ел)

л?

? (т, t) х dx

F(Q

~l_A

1/(E_d - Sc) (? + Е_л) + /(? - E_c) (E₀ + l_A) V (Б _? + E_c) (С + Ел) - /(E - E_c) (E_B - l_A)

Tc~V^+Va

+ 2 In

2 ш

/(S-ScHS + E^) _)n l/E

— 2

(IV.3.9)

/Е_? + Е_с+/Е_я-Е,

Формула (IV.3.9) — общая для произвольного закона неуста-новившегося движения; функция ^гР (т, t) для каждого закона колебания будет иметь свое выражение. Параметры t_E и %_D — функции времени. В частном случае струйного обтекания (х = 0) F (?) определяется первым членом (IV.3.9).

В формулах (IV.3.9) абсциссы \_А и ?_с известны. Они определяются согласно (IV.3.3) по заданным значениям координат х_А и х_с на физической плоскости течения. Величины же l_D и ?>е неизвестны, для их определения составим два дополнительных условия.

В качестве первого дополнительного уравнения, связывающего параметры и можно использовать условие равенства

координат «двойных спиральных вихрей». Тогда, учитывая формулы (IV.3.3), получим:

0 Ie) (*

(IV.3.10)

После преобразования найдем:

1 +1р 1 — \е

“Ь* ^>Е ^==z

(IV.3.11)

Второе дополнительное уравнение получаем исходя из граничных условий (IV.3.2).

Точка F с координатой ? (—1,0) в параметрической плоскости соответствует аналогичной точке г (оо, 0) на физической плоскости. Полагая поэтому в (IV.3.9) ? = —1, F (—1) = 0, получим:

W (т, t)xdx %

1 -Ея 1+Е D

V(Ес- т) (т + Ia) (1 + т) 2 V{\ + lc) (1 - Ел)

I ₉|_nV(Ед — Ес) (1 — Ел) + К(1 + Ес) (Ер + Ел) V(Ie + Ес) (1 - Ел) - V(i + Ес) (Ея - Ел)

2/(T+W+17) in

(IV.3.12)

VlE + lc + V%e —1а

Выражения (IV.3.9), (IV.3.11), (IV.3.12) позволяют получить однозначное решение задачи.

Рассмотрим в качестве примера вертикальные гармонические колебания кавитирующей пластинки ВС. Закон неустановившегося движения при этом имеет вид

/г (/) = (IV.3.13)

где h₀ — амплитуда колебаний; со — угловая частота.

Учитывая угол атаки а, можно представить уравнение траектории произвольной точки х пластины следующим образом:

у(х, ?) = -— ах — hffit®*. (IV.3.14)

Вертикальная составляющая скорости находится по формуле (IV. 3.1):

V_y - —- /юйое/*', (IV.3.15)

а ускорение а_у определяется путем дифференцирования (IV.3.15) по времени:

а_у = о)²Л₀е/^ю/.

Скорость и ускорение легко представить в виде

V_y = = —а - /-2— h_Qei^at; (IV.3.16)

' со ^v оо

= = (IV-3.17)

со оо

На основании условия (IV. 1.12) находим, что

-?(*, t)= \^-dx-c(t).

Принимая во внимание формулы (IV.3.17), получим:

— ? (х, t) = j h₀eidx - с (t), (IV.3.18)

а после интегрирования (IV.3.18)

? (x, t) =--i?- + с (0. (IV.3.19)

При переходе от физической плоскости z к вспомогательной ? воспользуемся формулой (IV.3.3), в результате найдем:

После подстановки (IV.3.14) в (IV.3.9) получим выражение для потенциала ускорения F (?, t) при заданном законе колебаний пластинки. Ш|

Коэффициент подъемной силы можно получить из выражения для потенциала ускорения (IV. 1.8).

Действительно, если

то давление на внешней стороне контура

р = — рУ?оФ + роо.

Принимая во внимание, что давление в каверне постоянно и равно р_ю легко определить суммарное давление, действующее на точку контура:

р — рк^= — рПФ + роо — рк

или

p-_At = _pV* (Ф--^-). (IV.3.21)

Интегрируя (IV.3.21) по контуру профиля, получим выражение для суммарной силы, действующей на него:

^zc ^zc

Р = — i J (р — рк) dz = —ipVlо J (Ф--y} dz,

²Л ^ZA

где z_A, z_c— координаты точек отрыва каверны.

Проецируя силу Р на ось у_у найдем подъемную силу

r = -pVlJ(®—f)d*

и коэффициент подъемной силы

^ХА

где b — длина хорды профиля.

Потенциал ускорения определим по формуле (IV.3.9). Момент относительно передней кромки профиля

М = — pV% J (Ф — ~) xdx,

а коэффициент момента

^ХА

Для определения потенциала ускорения Ф, а затем гидродинамических коэффициентов С_у и С_т необходимо предварительно найти постоянную интегрирования с (t) в (IV.3.5). Рассматривая гармонические колебания профиля, представим потенциал ускорения и вызванные скорости в комплексной форме:

Ф = ф (х, у) в/®*; V_x = и* (х, #) е/®<;

(IV.3.22)

^vy = vy(*> У)е№>

где Ф (х, у); р* (а:, г/); v_y (,х, у) — комплексные функции координат, не зависящие от времени.

Тогда на основании (IV. 1.4), (IV. 1.2) и с учетом (IV.3.22) после дифференцирования по времени получим

+ <^IV-³-²³)

Исходя из граничного условия (IV.3.2) найдем, что при х = = —оо вызванная скорость v = 0. Решая затем уравнение (IV.3.23) относительно v_y на смоченной части профиля найдем

*о

Vy, (х, у, t) = —е-!^кхо J е/^ь dx, (IV.3.24)

где v_yo (х₉ у, 0 — вертикальная составляющая скорости точки профиля, имеющей абсциссу; х₀= x/b] k = (ыb)/Vco.

Формула (IV.3.24) справедлива для любой точки профиля и не зависит от пути интегрирования.

Для носика профиля х₀ = 0 после интегрирования (IV.3.24) по частям с учетом (IV.3.5) получим:

и_Уа (0, 0, t) = —с (;t) + jk J ei^kxw (x, t) dx, (IV.3.25)

-CO

где v_y (0, 0, t) и W (x_y t) определяются законом колебания профиля и его формой. Функцию ?(*, t) находим из общего решения задачи (IV.3.9) в предположении, что длина каверны велика.

Подставляя (IV.3.9) в (IV.3.25) и полагая, что длина каверны велика, а амплитуды колебаний малы, после ряда преобразований получим:

с (t) = — v_y (0, 0, t) + jk j ei^kx x

(t, t) т dx

X Im

dx.

(т+Ел) (т-d

-6л

JЛе-co (i+Ia)

Здесь на основании приведенных выше допущений принято =

— ?_d= оо. В случае установившегося движения полученные выше решения совпадают с решением стационарной задачи, изложенной в § 1 гл. III.

ПРОЦЕССЫ, ПРОИСХОДЯЩИЕ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА НА СТАДИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

Г Л А В А

Гидродинамические исследования проводятся

с целью определения рациональных режимов эксплуатации скважин, коэффициента гидропроводности пласта в районе исследуемой скважины, пьезопроводности, коэффициента гидродинамического совершенства скважины, оценки качества освоения.

По каждой вновь вводимой из бурения скважине ведется комплекс гидродинамических исследований, включающий:

исследование методом установившихся отборов (не менее чем на трех режимах) с построением индикаторных диаграмм, определением коэффициента продуктивности и оценкой значения гидропроводности по каждому работающему пласту (пропластку);

исследование методом восстановления давления с определением коэффициента гидропроводности пласта и количественной оценкой коэффициента продуктивности, приведенного радиуса скважины и коэффициента гидродинамического совершенства скважины;

исследование профиля притока с получением зависимости суммарного расхода жидкости q и ее обводненности п_в от глубины измерения Н в пределах общего интервала перфорации и определением дебитов жидкости Aq и обводненности n' для отдельных участков перфорированного интервала;

отбор и исследование глубинных проб нефти с целью определения в пластовых условиях давления насыщения, содержания растворенного газа, вязкости, плотности, объемного коэффициента нефти.

4.1. ОЦЕНКА СТЕПЕНИ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН

4.1.1. ОБОБЩЕНИЕ ПОНЯТИЯ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН

В промысловой практике для эффективного планирования и регулирования процесса разработки месторождения необходимо знать потенциальные возможности каждой скважины. Сравнение фактических и потенциальных продуктивных характеристик скважин дает возможность оценивать эффективность выбранной технологии заканчива-ния скважин и проводимых технологических операций, позволяет правильно выбрать методы интенсификации притока в скважину.

Приток жидкости или газа 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 сгущения линий токов. Целесообразно выделять следующие три вида гидродинамического несовершенства скважин (рис. 4.1):

по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю толщину;

Рис. 4.1. Схемы притока в гидродинамически совершенную скважину (а) и гидродинамически несовершенные скважины по качеству (а), степени (а) и характеру (а) вскрытия продуктивного пласта

по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы;

по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницаемости пласта.

На основании сказанного, формула фактического дебита Оф реальной скважины, пробуренной на нефтяной пласт и имеющей все перечисленные виды гидродинамического несовершенства, примет следующий вид:

Q _ Рпл ^- Рзаб _ ^ЩРпл ^- Рзаб⁾ (4J)

^Ш осн ^{- Ш} доп ^R_K ^ ^ с с⁽

И' "Г” ^{+ C}1 + ^C 2 + ^S⁶ + ^S п)

где C_j, С₂ — безразмерные коэффициенты; ш _осн, ш_доп — ос

новное и дополнительное фильтрационные сопротивления,

ш доп = ггг (Cj + C2 + S₆ + Sп),

2xkh

где S₆, S_п — показатель несовершенства скважины соответственно из-за влияния бурового раствора и перфорации.

Для расчетов притока жидкости или газа к системе взаимодействующих несовершенных скважин важное значение имеет понятие приведенного радиуса. Приведенным радиусом называется радиус такой фиктивной совершенной скважины, дебит которой при прочих равных условиях равен дебиту реальной гидродинамически несовершенной скважины. На основании данного определения формулу (4.1) запишем в виде

0 _ ²^пкУ⁽Рпл ^- Рзаб⁾ _ ^2пкА(Рпл ^- Рзаб⁾ (4 2)

^ф % R ( ^R к '

ш 1п—^ + C_j + C₂ + S₆ + S_п I ш 1п —

& ^rc ⁾ Гпр

Из этого равенства легко получается выражение для приведенного радиуса

_r _ _{r e}-(C, +C₂ + S₆ + S„)

¹ пр _ ⁱc^c

Подстановка в формулы притока приведенного радиуса вместо действительного радиуса скважины обеспечивает замену одной реальной или системы реальных скважин их гидродинамическими эквивалентами — совершенными скважинами с фиктивными приведенными радиусами, что значительно упрощает гидродинамические расчеты, поскольку вместо сложных расчетно-аналитических зависимостей, описывающих приток в реальные несовершенные скважины, становится возможным применять простые формулы Дюпюи для гидродинамически совершенных скважин.

Степень гидродинамической связи пласта и скважины характеризуется коэффициентом гидродинамического совершенства ф, под которым понимают отношение фактического дебита Оф скважины к дебиту О_с этой же скважины, если бы она была гидродинамически совершенной (т.е. если б ы скважина, при прочих равных условиях, имела открытый забой полностью вскрытого бурением пласта и естественную проницаемость пористой среды в призабойной зоне). Из этого определения и с учетом формул (4.1) и (4.2) следует, что

^Оф

^гпр

Коэффициент гидродинамического совершенства является одной из важных характеристик и подлежит определению для каждой скважины наравне с коэффициентом продуктивности.

Строение пористой среды вокруг скважины и состояние ее забоя в общему случае могут иметь очень сложную картину. Соответственно столь сложной будет и картина притока в гидродинамически несовершенную скважину.

Определение степени гидродинамического совершенства скважин различными исследователями проводилось теоретически (аналитическими и численными методами), экспериментально и по промысловым данным.

4.1.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

На протяжении десятков лет различными исследователями велось изучение продуктивности гидродинамически несовершенных скважин. Исследование притока нефти или газа в гидродинамически несовершенную скважину проводилось аналитически и экспериментально. С появлением компьютеров появилась возможность для этой цели применять численные методы.

Аналитическое решение задачи притока жидкости в несовершенную скважину сводится к решению уравнения Лапласа в цилиндрических координатах для определенной группы граничных условий:

д²Ф + 1 ЭФ + д ²Ф _ о д r² + r д r + dz² '

где Ф — функция потенциала; r, z — горизонтальная и вертикальная координаты соответственно в радиальной системе координат.

Полученные формулы оказались малопригодными для практического использования из-за их сложности и неточности.

Метод электрогидродинамических аналогий (ЭГДА), основанный на тождественности уравнений фильтрации и распространения электрического тока в геометрически подобных системах, позволяет быстро получать количественный результат для существенно трехмерных задач фильтрации, трудно поддающихся аналитическому решению. При этом электрические токи являются аналогом расходов фильтрующейся жидкости, направления — аналогом перепадов давления, а омические сопротивления — аналогом фильтрационных сопротивлений.

Метод ЭГДА был применен В.И. Щуровым с целью изучения влияния степени и характера вскрытия пласта на дебит скважины. Были использованы гладкий цилиндрический электрод в качестве электрической модели скважины с открытым забоем и цилиндр из изоляционного материала с вмонтированными цилиндрическими электродами правильной формы в качестве модели перфорированной скважины. Сравнение протекающих токов при последовательном помещении этих моделей в токопроводящую среду (электролит), геометрически подобную пластовой системе, позволило определить возникающие омические сопротивления, а от последних по ЭГДА перейти к фильтрационным сопротивлениям. В результате обработки экспериментальных данных были найдены значения безразмерных коэффициентов С₁ и С₂ для различных условий вскрытия пласта и построены известные графики В.И. Щурова, которые широко используются в практике и теории разведки и разработки месторождений нефти и газа.

И.Н. Гайворонским, Р.Г. Ахмадеевым и А.А. Мордвиновым была проведена математическая обработка экспериментальных данных В.И. Щурова и получены следующие формулы:

где h' — относительное вскрытие пласта; h — эффективная толщина пласта, м; D — диаметр скважины, м; 1_К — средняя эффективная длина перфорационных каналов, м; d_K — диаметр перфорационных каналов, м; п — плотность перфорации, отв/м.

Формулы (4.4) и (4.5) дублируют графики Щурова. Однако использование этих формул уменьшает вероятность и значение ошибок за счет интерполяции. Они удобны при расчетах на компьютере.

Техника лабораторного моделирования не позволяет изучать влияние на дебит скважины всех видов несовершенства, в частности, — изменения проницаемости породы. Это удалось сделать только благодаря применению компьютеров. Такие исследования проведены в США.

Математическая обработка некоторых результатов решения американскими исследователями задачи продуктивности перфорированной скважины привела к получению следующей формулы:

S_fi = 5,8(0,1 - 0,011п+ 0,411п^{2 k}ⁱ)(3,53 - 1,44lnn + 0,171п²п) x k k

x (0,42 - 0, 071п1_к + 0, 131п²1_к). (4.6)

Формула (4.6) соответствует случаю, когда перфорационные каналы не выходят за зону пониженной проницаемости, и получена при изменении параметров в следующем диапазоне: kj/k от 0,125 до 0,5; п от 4 до 52,4 отв/м; 1_к от 0,05 до

0,30 м.

Поскольку реальные перфорационные каналы имеют неправильную геометрическую форму, а также измененное состояние пористой среды вокруг них, предложено реальные каналы заменять эквивалентными по пропускной способности каналами правильной геометрической формы с ненарушенной структурой пористой среды вокруг них. Для этой цели аналитически решена задача расчета расхода жидкости через цилиндрическую керновую модель с перфорационным каналом в центре и выполнены экспериментальные исследования по отстрелам кумулятивных зарядов и по определению пропускной способности полученных каналов на специально созданной установке "Пласт".

Рассмотренные методы позволяют определять продуктивность скважины с идеализированной картиной забоя и призабойной зоны. Ни экспериментальные, ни математические приемы не позволяют учесть все особенности реальной картины гидродинамического совершенства. Такая задача может быть решена только на основе промысловых данных.

4.1.3. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТЕПЕНИ СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ

Изменение проницаемости породы призабойной зоны и геометрия забоя скважины с гидродинамической точки зрения имеют очень сложную картину и не поддаются точному математическому описанию. Действительно, для реальной скважины в промысловых условиях технологи не знают, например, каких размеров и формы получились перфорационные каналы, какова степень изменения проницаемости породы вокруг перфорационных каналов и т.д. Нет достоверной информации и о многих других параметрах, по которым определяются значения дополнительных фильтрационных сопротивлений. Поэтому определить степень гидродинамического совершенства скважины по формуле (4.3) обычно не представляется возможным, поскольку достоверно не известны фактические значения безразмерных коэффициентов, учитывающих дополнительные фильтрационные сопротивления.

Некоторые специалисты считают, что нужна такая методика оценки степени гидродинамического совершенства скважин, которая бы не содержала в явном виде значений этих коэффициентов.

Так, на основе гидродинамических методов исследований скважин можно получить формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства. В формулу дебита реальной скважины, описывающую плоскорадиальную фильтрацию жидкости по линейному закону, вводится коэффици-190 ент гидропроводности. Тогда формула (4.1) примет следующий вид:

д_ф _ ^2яе⁽Рпл ^- Рзаб⁾

Я*

1п-^ + С, + С ₂ + S_fi + 5_п

Переписав эту формулу относительно знаменателя, получим

ln^ + С, + С₂ + S₆ + Б_п _ ~~^{2пе(Рпл Рзаб)}~~ _ ^. (4.7)

^rc Оф Пф

Тогда сумма дополнительных фильтрационных сопротивлений может быть выражена через известные гидродинамические параметры — коэффициенты гидропроводности пласта е и продуктивности скважины Пф.

Подставляя (4.7) в (4.3), получаем следующую формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства:

ф _ XJM. - in ^l. (4.8)

2л е r_c

В полученной формуле значение коэффициента продуктивности Пф определяется по результатам исследования скважины при установившихся режимах работы, т.е. по индикаторной диаграмме (ИД). Значение коэффициента гидропроводности пласта е определяется по углу наклона прямолинейного участка кривой восстановления давления (КВД), построенной в полулогарифмических координатах Ap(f)— int. Из теоретических основ газогидродинамических исследований скважин на установившихся и неустановившихся режимах работы следует, 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 естественными (неизменными из-за вскрытия продуктивного пласта или из-за применения методов воздействия на призабойную зону) фильтрационными свойствами.

Таким образом, методика определения степени гидродинамического совершенства скважин, основанная на формуле (4.8), построена на использовании результатов гидродинамических исследований скважин на установившихся и неустановившихся режимах работы.

4.1.4. ВЛИЯНИЕ ОСНОВНЫХ

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ФАКТОРОВ НА СТЕПЕНЬ

СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН

Качество вскрытия пластов определяет большое число факторов, связанных с бурением продуктивного пласта, перфорацией скважин и конструкцией их забоев, а также с фильтрационными характеристиками пласта и физико-химическими процессами, происходящими в пористой среде призабойной зоны при бурении и перфорации. Многофакторность условий формирования состояния призабойной зоны и забоя скважины является одним из основных критериев возможности применения для оценки степени гидродинамической связи пласта и скважины методов математической статистики, которые широко применяются в различных областях науки и техники с целью оценки, прогнозирования, диагностирования, распознавания образов и т.д.

С целью исследовать влияние геолого-промысловых факторов на гидродинамическое совершенство скважин были собраны первичные геолого-промысловые данные почти по 500 скважинам нефтяных месторождений основных нефтедобывающих районов страны.

Выбирались скважины, в которых были проведены гидродинамические исследования при установившихся и неустано-вившихся режимах работы, т.е. по которым были известны коэффициент продуктивности скважины и коэффициент гидропроводности пласта. Анализ собранного геолого-про-мыслового материала и публикаций по вопросам вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией позволил в качестве влияющих факторов выбрать следующие: коэффициент проницаемости пласта, определенный по КВД; коэффициент пористости пласта; значение репрессии на пласт при вскрытии его бурением и перфорацией; водоотдачу бурового раствора; плотность перфорации; значение депрессии на пласт во время эксплуатации скважин; толщину пласта. Коэффициент гидродинамического совершенства определялся по формуле (4.8).

Статистическая связь между выбранными геолого-про-мысловыми факторами и коэффициентом гидродинамического совершенства скважин была найдена методом многофакторного корреляционного анализа с последовательным вводом факторов. За основу принято уравнение регрессии в виде произведения функций влияния отдельных факторов: где ф — среднее значение коэффициента совершенства по анализируемым скважинам; f — функция влияния отдельного фактора.

Расчет сделан на компьютере по 259 скважинам, вскрывшим преимущественно гранулярные коллекторы. Вид функции влияния каждого отдельного фактора выбирался по минимуму среднеквадратической ошибки аппроксимации из совокупности, включающей полиномы, логарифмическую, гиперболическую, степенную и показательную функции и их комбинации. Среднее значение коэффициента совершенства по скважинам оказалось равным 0,60. Это говорит о том, что средняя скважина работает на 60 % от своих потенциальных возможностей.

Полученные статистические зависимости позволяют сделать следующие важные для практики выводы.

Проницаемость является важнейшей характеристикой пласта. Это основной исходный параметр для составления всех проектных документов, по которым осуществляется разработка месторождений. Поэтому установление закономерностей влияния проницаемости пласта на гидродинамическое совершенство скважин логично считать одним из ключевых моментов и в решении задачи определения и прогнозирования степени совершенства. Статистическая обработка показала, что с увеличением проницаемости породы гидродинамическая связь пласта и скважины ухудшается. Причина — существующая технология вскрытия продуктивного пласта при репрессии, когда в качестве рабочего агента при бурении и перфорации используется раствор на водной основе с твердой фазой. Полученная зависимость указывает на необходимость применения раствора без твердой фазы хотя бы при перфорации, если нельзя более существенно изменить всю технологию вскрытия пласта.

Более высокая степень гидродинамического совершенства скважин в условиях высокопористых коллекторов, очевидно, связана с улучшением в процессе освоения и работы скважин очистки пор породы призабойной зоны от раствора, проникшего при заканчивании скважины. Отрицательное влияние репрессии также объясняется влиянием твердой фазы раствора. Обычно считается, что твердая фаза при бурении в гранулярном коллекторе проникает в пласт на сравнительно небольшую глубину, и применение современных кумулятивных перфораторов позволяет пробить образовавшуюся при бурении зону кольматации. Исключительно отрицательную роль будет играть наличие твердой фазы в растворе, которым заполнена скважина во время перфорации при репрессии, поскольку твердые частицы будут способствовать образованию зоны кольматации теперь уже вокруг образовавшихся перфорационных каналов, чем в значительной степени снизят гидродинамическую эффективность каналов. Очевидны преимущества перфорации скважин с использованием раствора без твердой фазы или перфорации при депрессии на пласт.

Интенсивность проникновения в пласт жидкой фазы бурового раствора характеризуется значением водоотдачи. С ростом водоотдачи раствора степень совершенства скважин снижается. Относительно невысокая степень влияния этого фактора подтверждает правильность полученных качественных и количественных результатов о влиянии на совершенство скважин проницаемости и пористости коллектора и репрессии на пласт при вскрытии, а также указывает на то, что более существенную роль играет проникновение в пласт не жидкой, а твердой фазы раствора.

Снижение, хотя и очень незначительное, эффективности гидродинамической связи пласта и скважины с увеличением плотности перфорации на первый взгляд противоречит сложившимся представлениям. Однако бытующее у производственников мнение о возможности существования повышения продуктивности скважин путем увеличения плотности перфорации является ошибочным, и ошибочность такого мнения обусловлена тем, что не учитываются условия в скважине при перфорации.

Во-первых, обычно применяемая технология предполагает наличие в скважине во время перфорации раствора, который использовался при бурении продуктивного пласта. Поэтому при наращивании плотности перфорации (а как известно, максимальная плотность перфорации за один спуск в зависимости от типа кумулятивного перфоратора не превышает 6—12 отверстий на 1 м) происходит задавка бурового раствора в уже готовые перфорационные каналы, чем дополнительно снижается их гидродинамическая эффективность. При этом ударная волна, которая распространяется от взрыва кумулятивных зарядов, приводит к дополнительной кольматации породы вокруг уже имеющихся перфорационных каналов и способствуют разрыву сольватных оболочек и набуханию глинистых минералов в породах.

Во-вторых, высокая плотность перфорации обычно наблюдается в тех случаях, когда скважина плохо осваивается, а это, как правило, результат сильного ухудшения проницаемо-194 сти призабойной зоны при бурении продуктивного пласта. Если же в процессе бурения пласт не загрязнен или загрязнение незначительно, то скважина при первой же перфорации проявляет себя активно и увеличивать плотность перфорации не требуется.

Из установленной закономерности вытекает следующий важный для практики вывод: увеличением плотности перфорации нельзя полностью исправить те вредные последствия несовершенной технологии вскрытия продуктивных пластов бурением, которые имеют место в подавляющем большинстве скважин.

Значительный рост степени совершенства при увеличении депрессии, при которой скважины запускают в работу, объясняется тем, что после ввода скважины в эксплуатацию происходит самоочищение породы в призабойной зоне от проникших в процессе заканчивания скважины твердой и жидкой фаз раствора. Поэтому, если позволяют геолого-тех-нические условия, желательно, чтобы скважина после освоения некоторое время поработала с максимально допустимой депрессией. Данная рекомендация справедлива только для гранулярных коллекторов.

Зависимость гидродинамического совершенства от толщины продуктивного пласта имеет сложный вид. С одной стороны, это обусловлено, очевидно, превалирующим влиянием времени воздействия бурового раствора на пласт, поскольку при прочих равных условиях большей толщине соответствует большее время разбуривания пласта. С другой стороны, превалирующее влияние, вероятно, оказывает неоднородность пласта. В этом случае приток в скважину будет происходить в основном через интервалы, имеющие хорошую гидродинамическую связь со скважиной. Пониженная степень гидродинамической связи остальной части перфорированного интервала компенсируется вертикальными перетоками.

4.2. ИЗМЕНЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА В ПРОЦЕССЕ ЕГО ВСКРЫТИЯ

Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта весьма глубока, хотя до настоящего времени понимается довольно ограниченно — главным образом уделяется внимание буровым растворам, минимально снижающим проницаемость призабойной зоны. Это наиболее доступный для изменения фактор — обработка буровых (позднее там-понажных) растворов с целью снизить или довести даже до нулевого значения водоотдачу (кроме растворов на углеводородной основе) буровых (и цементных) растворов.

При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновением фильтрата бурового (и цементного) раствора в пласт, взаимодействием с пластовой газожидкостной смесью и горной породой происходят сложные физикохимические процессы.

Если при разрушении долотом горных пород водоотдача способствует росту механической скорости проходки, то фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает проницаемость последнего для нефти и газа, что приводит к ряду необратимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза буровых растворов; при гидроразрывах пластов значительное количество бурового раствора поступает в пласт, блокируя продвижение флюида к скважине.

При освоении скважин часто приходится применять очень большое количество бурового раствора, глины, конденсата.

Американские исследователи полагают, что существуют следующие основные виды загрязнения пласта:

реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из бурового раствора, с последующим набуханием глин;

кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.

Очевидно, это только часть факторов, которые определяют падение проницаемости призабойной зоны пласта. Сюда, кроме ранее названных, могут быть отнесены многочисленные поверхностно-активные вещества, которые применяются для обработки буровых растворов с целью изменить те или иные их показатели. Если принять к сведению, что на площади образца из обычного песчаника, равной 6,5 см², находится до 3000 пор, которые в известной степени определяют проницаемость, то становится понятным, насколько чувствительна эта поверхность к загрязнению.

Зная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естественных условиях, можно, если и не предотвратить их влияние, то хотя бы максимально снизить их негативный эффект.

Все известные буровые растворы в той или иной степени отрицательно влияют на ПЗП. Механизм загрязнения пласта рассматривался многими исследователями. Влияние их идет в направлении снижения проницаемости ПЗП за счет прохож-196 дения фильтрата (разбухание глинистых включений, образование закупоривающего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры пласта твердой фазы; блокирования порового пространства эмульсионными растворами; адсорбционных сил, удерживающих воду в порах.

Буровой раствор с высокой водоотдачей нецелесообразен не только при освоении скважин и добыче нефти и газа, так как снижает естественную продуктивность пласта, и для восстановления могут потребоваться перфораторы специального типа или несколько кислотных обработок, но и при проведении каротажных работ.

Повышение степени извлечения углеводородов из недр является одной из важнейших проблем в области рациональной разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Скважина — основной производственный объект добычи, средство воздействия на продуктивные пласты и их дренирование. Без полноценных качественных скважин невозможно обеспечить эффективное извлечение флюида из пласта. Продуктивность и качество скважин определяются в значительной мере технологическими условиями и способами завершения строительства скважин и их последующей эксплуатацией.

На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает состояние проницаемости призабойной зоны пласта непосредственно у стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит практически при любых условиях завершения строительства скважин и зависит от ряда факторов:

состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и реагентов раствора);

противодавления на пласт от столба бурового раствора;

длительности пребывания продуктивного пласта под давлением столба бурового раствора;

состава цементного раствора и обсадной колонны;

глубины и плотности перфорации обсадной колонны;

длительности пребывания пласта под раствором после перфорации;

способа вызова притока флюида из пласта и освоения скважин.

Продуктивные пласты являются гидродинамическими системами, в которых физические, химические и физикохимические процессы до их вскрытия находятся в относительно равновесном состоянии. После вскрытия пластов бурением вследствие воздействия буровых растворов равновесное состояние нарушается, и в призабойной зоне пластов возникают многообразные явления — проникновение фильтрата, кольматация пор и другие возможные последствия, которые зависят от геолого-физической характеристики коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их жидкостей и газов, а также от способа воздействия на пласты в процессе вскрытия.

Разнообразен минералогический состав пород коллектора — кварцевые и полимиктовые песчаники, алевролиты, аргиллиты, карбонатные породы. Некоторые минералы взаимодействуют с буровым раствором и изменяют характеристики каналов фильтрации. Нефтегазонасыщенные пласты всегда содержат воду, насыщенную различными веществами, солями, которые при взаимодействии с буровым раствором или его фильтром могут давать осадок, закупоривающий фильтрационные каналы.

Установлено, что состав и свойства буровых растворов применяемых для вскрытия продуктивных пластов, должны удовлетворять следующим требованиям:

фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким, чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала, соле- и пенообразования в пористой среде горных пород;

гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т.е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 % размера поровых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;

поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат — пластовый флюид должно быть минимальным;

водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические параметры — такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близким к нулю.

Перечисленным требованиям не всегда удовлетворяет существующая технология вскрытия продуктивных пластов и на нефтяных, и на газовых, и на газоконденсатных месторождениях. Более того, за последние два десятилетия в б. СССР не произошло существенных изменений в технологии заканчивания скважин. Для промывки скважин при вскрытии продуктивных пластов используют главным образом глинистые буровые растворы, обработанные или не об-198 работанные химическими реагентами. Причем технология обработки этих растворов химическими реагентами определяется требованиями только безаварийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием продуктивного пласта.

Многочисленные исследования и богатый промысловый опыт показывают, что сроки освоения и продуктивность скважин, пробуренных в идентичных условиях, могут быть различными и в значительной степени зависят от качества работ по вскрытию пластов.

После вскрытия пласта равновесное состояние нарушается и возникают многообразные процессы, течение которых зависит от геолого-физической характеристики коллектора, физико-химических свойств пластовых жидкостей, репрессии, химического состава фильтрата бурового раствора, свойств твердой фазы. Промысловая практика показывает, что во всех случаях проникновение в пласт фильтрата и твердой фазы бурового раствора отрицательно влияет на фильтрационную характеристику пласта, что и находит свое отражение в удлинении сроков освоения скважин, уменьшении их производительности, нефтеотдачи, неравномерности выработки залежи, а на разведочных площадях по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и снижена эффективность геологоразведочных работ.

Если исходить из условий максимального сохранения природного состояния коллектора, то продуктивный пласт необходимо вскрывать при условии депрессии или равновесия между пластовым и забойным давлениями. Однако в настоящее время отсутствуют технические средства, которые могли бы надежно обеспечить такие условия проводки скважин (имеются в виду вращающиеся превенторы, дистанционные управляемые дроссели, сепараторы бурового раствора). Поэтому в практике вынуждены вскрывать пласты в условиях репрессии. Репрессия как фактор имеет превалирующее значение: от нее зависят все остальные процессы взаимодействия пласта с буровым раствором. Репрессия также является причиной изменения естественной раскрытости трещин и влияет на степень деформации пород в прискважинной зоне.

Значения давления на забое и степень его влияния на призабойную зону во многом определяются характером и интенсивностью проводимых в скважине операций. Наибольшие гидродинамические давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции бурового раствора. Несмотря на то что гидродинамические давления при восстановлении циркуляции действуют на пласт кратковременно, в пределах

3 — 5 мин, значения забойного давления при этом могут достигать 75 — 80 % полного горного давления, что иногда вызывает гидроразрыв пласта.

Причинами роста гидродинамических нагрузок на пласт являются также высокие скорости спускоподъемных операций. Гидродинамическая репрессия на пласты при этом может возрастать до 3 — 9 МПа.

Химическим составом бурового раствора определяется в основном интенсивность развития вторичных процессов, возникающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточной водой и породой коллектора. Совокупность этих процессов приводит к возрастанию газогидродинамических сопротивлений в зоне проникновения фильтрата при фильтрации нефти на различных этапах освоения и эксплуатации скважины. Увеличение гидравлических сопротивлений происходит в результате проявления молекулярно-поверхностных свойств системы нефть — газ — порода — остаточная вода — фильтрат и изменения структуры порового пространства породы.

На стадии вызова притока из пласта прирост гидравлических сопротивлений при фильтрации нефти через зону проникновения главным образом определяется особенностями двухфазной фильтрации. Значение этих дополнительных сопротивлений зависит от многих факторов и в целом оценивается фазовой проницаемостью для флюида при совместном течении нефти с фильтратом через пористую среду с измененной структурой поровых каналов. Изменение структуры порового пространства в зоне проникновения может быть обусловлено взаимодействием фильтрата как с минеральными компонентами породы (набухание глин, химическое преобразование), так и с остаточной водой (возможность образования нерастворимых осадков).

На втором этапе работы скважины, который условно начинается сразу после очистки зоны проникновения от подвижных фильтрата и водонефтяной смеси, дополнительные гидравлические сопротивления обусловлены в основном проявлением поверхностных свойств контактирующих фаз при фильтрации нефти и газа через зону проникновения с повышенной, медленно снижающейся "вторичной" водонасыщен-ностью. Этот этап в зависимости от характеристики порового пространства пласта, степени его литологической неоднородности и режима отбора флюида из залежи в отдельных случаях по своей продолжительности соответствует всему периоду эксплуатации скважины в безводный период.

На третьем этапе работы скважины, который начинается после ее выхода на стабильный дебит, дополнительные гидравлические сопротивления в зоне проникновения определяются в основном изменениями в процессе вскрытия структуры порового пространства. В низкопроницаемых тонкопористых разностях, слагающих продуктивный пласт, на значение этих сопротивлений долгое время оказывает влияние малоподвижный фильтрат, удерживаемый в отдельных порах капиллярными силами.

Фазовая проницаемость породы-коллектора для нефти или газа в зоне проникновения зависит в общем случае от молекулярно-поверхностных свойств контактирующих фаз. При этом независимо от того, подвижна или неподвижна водная фаза, фазовая проницаемость для нефти или газа будет тем больше, чем сильнее гидрофобизована поровая поверхность и чем меньше значение поверхностного натяжения на многочисленных границах раздела флюида и фильтрата.

Так называемая "вторичная" водонасыщенность, обусловленная временной консервацией фильтрата бурового раствора, в зоне его проникновения зависит от многих факторов, важнейшим из которых является сложность строения порового пространства. Значение "вторичной" водонасыщенности тем выше, чем меньше в нефти активных компонентов-гидрофобизаторов, ниже минерализации фильтрата (по сравнению с минерализацией остаточной воды), больше в породе перлитовой и мелкоалевритовой фракций, больше в них глинистых минералов, склонных к набуханию, разнородней состав породообразующих (каркасных) минералов, определяющих сложность структуры порового пространства. На темпы и полноту ликвидации "вторичной" водонасыщенности влияет время поддержания депрессии на высоком уровне при освоении и эксплуатации скважин. Критерием, позволяющим судить о ликвидации "вторичной" водонасыщенности, служит появление в нефти воды с минерализацией, равной минерализации остаточной воды.

Блокирование фильтратом отдельных пор сопровождается изменением характера межзерновой связи в породе-коллекторе, что приводит к существенному уменьшению ее прочностных свойств. Поэтому при ликвидации последствий обводнения приствольной зоны следует учитывать, что высокий уровень депрессии при освоении скважины может привести к разрушению породы в зоне проникновения.

Степень загрязнения поровых каналов твердой фазы бурового раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значениями водоотдачи бурового раствора и перепада давления в системе скважина — пласт.

Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это влияние в основном нейтрализуется перфорацией. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, формирующейся на стенках перфорационных каналов.

Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических соединений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ) — фильтрат, и если поверхности раздела неподвижны, теряют свободу перемещения. При наличии в нефти большого количества асфальтосмолистых веществ проникающие в пласт коллоидные и субколло-идные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов. Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в буровой раствор синтетических ПАВ.

Степень загрязнения порового пространства породы-коллектора продуктами взаимодействия солей остаточной воды с химическими реагентами, поступающими в пласт с фильтратом, определяется наличием в воде осадкообразующих катионов. Образующиеся нерастворимые соединения в зависимости от характера смачиваемости их поверхности скапливаются в водной или нефтяной фазе, адсорбируясь чаще всего на границах раздела нефть — фильтрат. Немаловажное отрицательное воздействие на гидропроводность ПЗП оказывает фильтрат тампонажного раствора.

Изменение структуры порового пространства и, как правило, связанное с ним ухудшение проницаемости породы-коллектора обусловливаются в основном набуханием глинистых компонентов породы, их дезагрегацией, а также перемещением и скоплением потерявших связь с поровой поверхностью частиц в сужениях пор. Факторы, способствующие возникновению и развитию указанных процессов, 202 многообразны. Из геологических факторов к ним относятся минералогический состав глин, состав и объем обменного комплекса, состав и минерализация остаточной воды, пластовая температура. Из технологических факторов наиболее существенны минерализация и состав фильтрата, время контакта породы-коллектора с фильтратом.

Отрицательные последствия взаимодействия бурового раствора с породой-коллектором, слагающей продуктивный пласт, и пластовыми флюидами могут быть сведены к минимальному изменению фильтрационных свойств проницаемых пород, способных отдавать содержащуюся в них нефть или газ при планируемой технологической схеме разработки месторождения.

Повышение качества вскрытия продуктивных пластов следует осуществлять двумя путями:

выбором соответствующего типа бурового раствора для конкретного месторождения (пласта), обладающего определенными геолого-физическими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и физико-химическими свойствами пластовых флюидов, с обязательным учетом степени возможных изменений петрографических свойств породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа через зону проникновения;

выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих минимальные размеры зоны проникновения компонентов бурового раствора в пласт.

Буровой раствор, предназначенный для вскрытия продуктивного пласта, перфорационных и других операций в скважине, при которых неизбежно его контактирование с компонентами пластовой системы, должен отвечать следующим основным требованиям:

обладать способностью быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт;

иметь такой состав жидкой фазы, который при практикуемых в настоящее время значениях депрессий, создаваемых при освоении скважины, позволял бы уже в первые часы работы скважины ликвидировать, без заметных остаточных явлений, последствия проникновения фильтрата в призабойную зону;

твердая фаза бурового раствора или большая ее часть должна полностью растворяться в кислотах (нефти), что позволит удалять ее со стенок скважины и закольматированной зоны пласта при освоении. Гранулометрический состав твердой фазы должен обеспечивать минимальное количество проникновения раствора в трещины (поры) пласта за счет образования закупоривающих тампонов на входе в трещину.

Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, чтобы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные операции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникновения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины перфорационных каналов.

Одна из форм для реализации на практике результатов исследований в области вскрытия пластов — разработка и применение методических пособий и руководящих документов, позволяющих выбрать, исходя из конкретных геологотехнических условий, такие технологические приемы вскрытия пласта, которые могли бы свести к минимуму нежелательные процессы, происходящие в пласте при вскрытии, и обеспечили бы максимально возможную продуктивность скважины.

Выбор бурового раствора для вскрытия осуществляется для каждого типа пород-коллекторов, отличающихся друг от друга основными признаками и условиями залегания. Для этой цели все известные в настоящее время типы пород-коллекторов разделены на четыре классификационные категории, в каждой из которых сгруппированы породы-коллекторы, обладающие примерно одинаковой реакцией на технологические воздействия. В качестве критерия разделения пород-коллекторов на отдельные категории использованы геологические и технологические факторы, которые раскрывают условия проявления и возможность прогнозной оценки вида, интенсивности и масштаба развития процесса взаимодействия пород пласта с буровым раствором, а также последствий этого процесса.

Выбор бурового раствора для вскрытия сводится в общем случае к установлению принадлежности конкретного объекта породы-коллектора к одной из классификационных категорий и распространению на него обоснованных мероприятий по предупреждению загрязнения пласта и условий их реализации. При этом учитывается химический состав остаточной воды и пластовой нефти.

Второй этап решения проблемы качественного вскрытия — составление и внедрение технологических регламентов вскрытия пластов. Последнее позволит сократить сроки освоения скважин в среднем на 20 — 25 % и увеличить дебиты скважин, особенно начальные, на 15 — 20 %.

Продуктивные пласты вскрывают бурением как на стадии поисково-разведочных работ, так и при разбуривании залежи с целью ввода ее в эксплуатацию, в основном с применением раствора на водной основе — глинистого нормальной плотности (1,15 — 1,25 г/см³) или утяжеленного мелом (1,44 — 1,45 г/см³), баритом и гематитом (1,8 — 2,2 г/см³) буровые растворы обрабатывают УЩР, ССБ, КМЦ и другими реагентами. Одни и те же буровые растворы применяют для вскрытия различных по своим свойствам коллекторов, имеющих разные характеристики вещественного состава, текстуры и структуры, состава и типа цементирующих веществ, степени отсортированное™, окатанности обломочного материала и других элементов, в сумме влияющих на прочностные и фильтрационные характеристики подобного типа коллекторов; теми же буровыми растворами вскрывают карбонатные и другие трещинные коллекторы. В карбонатных породах может быть развит не только гранулярный, но и трещинный тип пористости.

Значительная глинистость пород продуктивного пласта требует особого подхода к его вскрытию. Проникший в призабойную зону фильтрат может вызвать набухание глин, что приведет к сужению поровых каналов и даже частичной их закупорке вследствие диспергирования и перемещения частиц глины потоком жидкости. Наиболее значительное уменьшение проницаемости коллекторов вследствие набухания глин будет иметь место при низких значениях проницаемости призабойной зоны пласта.

В связи с тем, что в результате периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины происходит взаимное диспергирование воды (фильтрата) и флюида, то в определенных условиях в призабойной зоне пласта может образоваться устойчивая эмульсия.

Лабораторными исследованиями, проведенными на естественных и искусственных кернах в России и за рубежом, установлено, что проникающая в призабойную зону пласта вода в определенных условиях снижает естественную фазовую проницаемость коллектора для нефти более чем на 50 %, которая очень медленно восстанавливается или не восстанавливается совсем (табл. 4.1). На коэффициент восстановления проницаемости существенно влияет не только состав воды, применяемой при вскрытии пласта, но и скорость фильтрации (градиент давления). Восстановление проницаемости керна при различных условиях находится в пределах 45 — 85 %.

Восстановление проницаемости керна

Порода	Первоначальная нефте-проницаемость, мкм²	Вода	Коэффициент восстановления проницаемости, %	Исследова тели
Искусственный пе	0,6	Пресная	53	Жигач
счаник (без приме	1,0		62	и Паус
си глины)	1,4		68	(б. МИНГ)
	2,0		74
Девонский песча	0,4	“	42	В. А. Шевал-
ник Ромашкинско	1,2		46	дин
го месторождения	2,0		50	(ТатНИИ)
	0,4	Пластовая	86
	1,2	(девонская)	84
	2,0		82
Юрский песчаник	0,01 —0,2	Любая	55	Н.Р. Рабино
Таллинского место				вич
рождения				(б. ВНИИКР-
				нефть)

Лабораторными исследованиями также доказано, что добавка к буровому раствору применяемых различных реагентов, улучшающих его механические свойства, может больше снизить естественную проницаемость коллектора. Влияние различных буровых растворов на первоначальную проницаемость пористой среды приведено в табл. 4.2.

Результаты зарубежных исследований аналогичны. Таким образом, как показывают лабораторные исследования, проведенные в России и за рубежом, применение буровых растворов на водной основе, как правило, приводит к существенному необратимому снижению проницаемости коллекторов.

В табл. 4.3 приведены данные о снижении коэффициента продуктивности K скважин на Майкопском газоконденсатном месторождении после закачки в них бурового раствора.

Т а б л и ц а 4.2

Влияние буровых растворов на проницаемость керна

Буровой раствор	Восстановление первоначальной проницаемости, %
Вода	59,4
Буровой раствор без добавки реагентов	71,7
Буровой раствор + 10 % УЩР	47,5
Буровой раствор + 1 % КМЦ	59,8
Пена	94,2
Раствор на нефтяной основе	95,0

Номер скважины	Продук тивный горизонт	Время, сут		Коэффициент продуктивности, м³/МПа		К\/ К 2
Номер скважины	Продук тивный горизонт	пребывания бурового раствора в скважине	эксплуатации до исследования	до закачки раствора К\	после закачки раствора К₂	К\/ К 2
7	I	48	10	683	340	2,0
17	II	1435	182	323	126	2,6
21	II	1498	73	2638	542	4,8
66	II	77	2	1157	902	2,4
14	III	1756	220	1210	355	3,4
18	III	1007	13	805	204	3,9
23	III	55	2	1200	165	7,3
24	III	84	24	2321	859	2,7
30	III	69	113	1575	541	2,9

Видно, что после закачки в скважины бурового раствора коэффициент продуктивности, как правило, уменьшается более чем в 2,5 раза, а по отдельным скважинам в 3,5 — 4 раза. Кроме того, в отдельных случаях коэффициент продуктивности не достигает своего первоначального значения, а если и достигает, то по истечении длительного периода непрерывной эксплуатации. Так, скв. 14 находилась под воздействием бурового раствора в течение 1756 сут, затем эксплуатировалась 220 сут, после чего была вторично исследована. При этом коэффициент продуктивности оказался ниже первоначального в 3,4 раза. Скв. 17 находилась под действием бурового раствора в течение 1435 сут. После 182 сут эксплуатации на скважине произвели исследования, коэффициент продуктивности оказался ниже, чем до воздействия бурового раствора.

Приведенные примеры убедительно показывают, что проникновение в пласт фильтрата и бурового раствора отрицательно влияет на его коллекторские свойства, в результате чего удлиняются сроки освоения скважин, снижается их производительность, уменьшается коэффициент нефтеотдачи, а на различных площадях по этой причине могут быть пропущены отдельные продуктивные пласты и пропластки.

Большие осложнения возникают при вскрытии продуктивных пластов в скважинах глубиной 4000 — 5000 м. На большой глубине трудно регулировать давление на забое вследствие высокого пластового давления и температуры, а также периодического проникновения в буровой раствор газа. Положение усугубляется еще тем, что приходится прибегать к утяже-

лению бурового раствора до плотности 1,8 —2,2 г/см³. В этих условиях, чтобы избежать возможных проявлений пласта, вскрытие его проводят при весьма большом превышении давления на забое над пластовым. Это влечет за собой разрыв пласта и уход в него больших количеств раствора, в особенности при частых спускоподъемных операциях, когда имеет место резкое изменение гидродинамического давления на стенки скважин.

О чрезмерном превышении (в %) давления в стволе скважин в процессе вскрытия над пластовым можно судить по следующим фактическим данным:

Куйбышевская область

18—48 50 — 80 60— 120

Украина..........

Азербайджан

Вследствие этого глубина проникновения фильтрата в продуктивный пласт может быть весьма велика. По данным специальных исследований она составляла на нефтегазовых месторождениях Азербайджана 1,4 —2,5 м, на Майкопском газоконденсатном месторождении 0,5 —3,0 м, на Самотлорском месторождении 6 — 37 м и т.д.

Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы бурового раствора отмечается в процессе вскрытия трещинных коллекторов.

Значения глубины зоны изменений проницаемости (ухудшенной), определенной в результате гидродинамических исследований на Речицком и Самотлорском месторождениях, составили соответственно 28 — 80 и 6 — 34 м.

Изучение механизма явлений, происходящих в призабойной зоне пласта при проникновении в него фильтрата бурового раствора, показывает, что часть порового пространства оказывается занятой водой. Вследствие этого флюид при своем движении к забою во время освоения скважины встречает огромные препятствия, а проникшая в продуктивный пласт вода полностью не вытесняется и часть ее остается в призабойной зоне.

Если в процессе эксплуатации скважины часть фильтрата бурового раствора извлекается из высокопроницаемых пластов и прослоев, то малопроницаемые пласты и прослои могут быть необратимо закупорены. Количество проникающего в пласт фильтрата и твердой фазы бурового раствора зависит от его качества, значения противодавления на пласт в процессе его вскрытия, степени трещиноватости коллектора, времени контакта бурового раствора с пластом.

Цементирование эксплуатационной колонны может также оказывать отрицательное влияние на проницаемость призабойной зоны, особенно когда пластовое давление ниже гидростатического. В первом случае происходит проникновение в пласт не только фильтрата цементного раствора, но и собственно раствора, так как при цементировании эксплуатационной колонны почти во всех случаях применяют цементный раствор плотностью 1,8—1,85 г/см³. Конструкция скважины в большинстве случаев подчиняется задачам успешной проходки ствола скважины, хотя и не всегда отвечает условиям сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его вскрытия.

Освоение скважины, вызов притока нефти из пласта после перфорации также значительно влияют на продуктивность, работающую мощность и степень дренирования пласта. Выбор рациональной технологии вскрытия продуктивных пластов и всего комплекса завершения скважины обусловливает эффективность геологоразведочных работ, улучшает приток нефти и газа из малопроницаемых пропластков, увеличивает текущую производительность скважин, способствует повышению нефтегазоотдачи пластов.

Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов при разведочном и эксплуатационном бурении, систематические исследования влияния различных буровых растворов на проницаемость пористой среды, проведенные в России и за рубежом, показывают, что продуктивные пласты необходимо вскрывать со строгим учетом геолого-физических особенностей коллектора и физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей.

4.2.1. ОСОБЕННОСТИ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Последовательность операций, проводимых при завершении скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях, принципиально не отличается от выполнения аналогичных работ на нефтяных месторождениях. Однако оптимальная технология вскрытия пласта имеет свои особенности. Например, при вскрытии газового пласта на Уренгойском месторождении, представленного кварцевыми песками и песчаниками с малым содержанием глинистого цемента, нецелесообразно использовать растворы на углеводородной основе или на основе специальных химических реагентов.

На этом и некоторых других газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири экономически обосновано применение существующей технологии вскрытия продуктивного пласта с использованием бурового раствора, обработанного химическими реагентами, предотвращающими снижение естественной проницаемости пласта. В то же время, когда, применяя существенную технологию, не удается получить промышленный приток газа, необходимо искать растворы новых типов. Примером могут служить условия вскрытия продуктивного пласта на Астраханском газоконденсатном месторождении, где газовая залежь представлена коллекторами порово-трещинного типа большой мощности. В течение нескольких лет продуктивные объекты на Астраханском месторождении вскрываются с промывкой глинистым хлор-кальциевым раствором плотностью 1,75 г/см³. В результате существенно снижается проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта, освоение скважин затрудняется и требуется неоднократное проведение мероприятий по интенсификации притока газа. Так, на скв. 8 получить приток газа из пласта смогли только после трехкратного проведения солянокислотных обработок. Конструкция скважин в зоне многопластовой залежи должна выбираться исходя из условия достижения максимального охвата дренированием каждого продуктивного объекта и всей залежи в целом. Решить этот вопрос возможно в результате раздельного опробования каждого объекта разработки.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа, Средней Азии и других регионов свидетельствует о том, что в тех случаях, когда при вскрытии и опробовании многопластовых продуктивных залежей не учитываются особенности отдельных эксплуатационных объектов, конечный коэффициент газоотдачи составляет немного более 50 %. Так, в начальный период разработки Ленинградского газоконденсатного месторождения во всех скважинах осуществлялось вскрытие всего газонасыщенного интервала единым фильтром. В результате одновременной эксплуатации сразу всех продуктивных пачек планируемый объем добычи газа и конденсата обеспечивался меньшим числом скважин. Однако за сравнительно короткий период времени произошло опережающее обводнение контурными водами второй, наиболее продуктивной пачки, обладающей наилучшими коллекторскими свойствами и наибольшими запасами газа и конденсата. Несмотря на принятые мероприятия, направленные на повышение конечной газоотдачи (бурение новых скважин с комбинированной системой вскрытия промежуточного горизонта, возврат на нижележащие продуктивные пачки и др.), коэффициент газоотдачи обводненной зоны второй продуктивной пачки составил всего 56 %.

Аналогичные условия наблюдаются при эксплуатации скважин на Майкопском и Кущевском газоконденсатных месторождениях, где текущий коэффициент газоотдачи обводнившихся продуктивных пачек составляет 0,44 — 0,57 и 0,79 соответственно.

Требованиям качественного вскрытия газовых пластов с коэффициентом аномальности пластового давления ниже 0,8 от гидростатического в большой степени удовлетворяет применение газообразных и пенных агентов для очистки скважины от выбуренной породы. В качестве газообразных агентов применяют воздух, дымовые газы от специального дымо-генератора, азот, природный и углекислый газы. Несмотря на бесспорный положительный эффект, получаемый при использовании газообразных агентов, заключающийся в сохранении естественной проницаемости призабойной зоны пласта и повышении дебитов скважин, данный способ все еще не находит широкого применения на практике.

Широкому внедрению способа вскрытия пласта с продувкой препятствуют недостатки, присущие каждому газообразному агенту. Например, при использовании воздуха в стволе скважины образуются взрывоопасные смеси, приводящие к тяжелым авариям. Использование азота или углекислого газа сдерживается из-за их относительно высокой стоимости и отсутствия специального оборудования. Применение природного газа сопряжено с опасностью его возгорания и неизбежностью значительных потерь газа. И наконец, независимо от типа используемого газообразного агента, сложившаяся технология имеет существенный недостаток — не ограничивается верхний предел скорости восходящего потока газообразного агента. Это приводит к чрезмерному износу бурильной и обсадной колонн, а также к разрушению устьевого оборудования.

СевКавНИИГазом совместно с ПО "СевКавГазпром" разработаны технология и технологическое оборудование для вскрытия газоносного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) с продувкой забоя выхлопными газами двигателя внутреннего сгорания (ДВС), обеспечивающими равновесие давления в системе скважина — пласт. Использование выхлопных газов ДВС исключает образование взрывоопасной смеси в скважине, а технология предполагает регулирование скорости восходящего потока, что предупреждает износ устьевого оборудования.

Для вскрытия газового пласта с применением выхлопных газов ДВС необходимо следующее технологическое оборудование:

компрессорные установки с подачей 30 — 50 м³/мин на рабочее давление 3,0 МПа;

устьевые вращающиеся герметизаторы на рабочее давление 5,0— 10,0 МПа;

для охлаждения и очистки выхлопных газов могут быть использованы серийно выпускаемые нашей промышленностью аппараты воздушного охлаждения АВГ-П-160 РР и мас-ловлагоотделители типа Ве-1.

Разработанные технология и технологическое оборудование успешно используются на газовых месторождениях ПО "СевКавГазпром" при ликвидации песчаных пробок в газовых скважинах.

Не находит широкого применения в бурении нефтяных и газовых скважин также и технология вскрытия пласта с промывкой пенами. Основными факторами, тормозящими использование пен при вскрытии продуктивных пластов с аномально низким давлением, являются:

большие затраты энергии и материалов на приготовление и разрушение пенного промывочного агента, а также на его очистку от выбуренной породы;

потребность в дополнительном специальном технологическом оборудовании;

недостаточная изученность процессов, происходящих в скважине и призабойной зоне пласта при промывке пеной.

СевКавНИИгазом разработана новая технология вскрытия пласта на истощенных газовых месторождениях промывкой скважины трехфазной пеной по замкнутой герметизированной системе циркуляции. Данная технология обеспечивает многократное использование минимально необходимого для промывки скважины объема трехфазной пены при условии высокого качества вскрытия продуктивного пласта с аномально низким давлением.

В результате установлено, что применение данной технологии позволяет:

вскрывать пласты с давлением, равным 0,1—0,3 от гидростатического, без существенных поглощений, обеспечивая высокое качество проводимых работ;

существенно экономить энергию и материалы в процессе промывки скважины;

исключить аварийные ситуации при газопроявлениях; не допускать загрязнения окружающие среды; увеличить добычу газа за счет ввода в эксплуатацию новых или бездействующих скважин, в которых вскрыть пласт с промывкой глинистым раствором, водой или различными эмульсиями не представляется возможным.

Другим перспективным направлением совершенствования технологии проводки скважин и вскрытия продуктивных пластов является бурение с регулированием дифференциального давления в системе скважина — пласт. Суть этого метода заключается в том, что процесс бурения осуществляется при так называемом сбалансированном давлении или равновесии между пластовым и гидродинамическим давлениями в скважине. Для этого изучены условия формирования залежей с АВПД и построены карты их распространения по опорным горизонтам в ряде районов страны.

Разработаны и внедряются методики прогнозирования пластовых давлений с применением различных способов каротажа скважин и на базе непосредственных замеров изменения плотности глинистых пород в зависимости от глубины.

Созданы опытные образцы специального оборудования для регулирования давления и сепарации газа и технические средства прогнозирования пластовых давлений.

В СевКавНИИгазе разработана технология вскрытия продуктивного пласта на равновесии путем регулирования дифференциального давления в условиях герметизированной системы циркуляции, что дает возможность существенно упростить технологическую схему промывки и плавно регулировать давление промывочного агента в системе.

Специфической особенностью герметизированной системы циркуляции является наличие буферного компенсатора, позволяющего производить подачу бурового раствора от устья к приему насосов по трубопроводу под давлением параллельно открытой системе циркуляции. Это позволяет оперативно применять различные модификации технологии равновесного бурения:

бурение на равновесии — проведение полного цикла буровых работ (спуск, подъем, бурение) при р_з = р_пл;

бурение с избыточным давлением — проведение полного цикла буровых работ при р_з > р_пл;

бурение с использование двух растворов, когда равенство Р_з = Р_пл имеет место при бурении, а спускоподъемные операции осуществляются после замены раствора в скважине на более тяжелый;

бурение с загерметизированным устьем, когда давление на забое скважины в статическом состоянии меньше пластового ^(т.^е. Рз < Рпл⁾.

При этом буровые работы осуществляются с применением комплекса герметизирующих устройств на устье скважины.

В промысловой практике немало примеров, когда скважины, показавшие хорошие признаки нефтегазоносности в процессе бурения, после цементирования эксплуатационной колонны при освоении дают очень низкий приток из продуктивного объема. Например, по ряду скважин Укрнефти, где цементирование велось при высокой репрессии на пласты, так как высота подъема цементировочного раствора в одну ступень была более 1000 м над кровлей продуктивного пласта, притока нефти при освоении получено не было. В то же время в идентичных геолого-физических условиях по скважинам, цементировавшимся при меньшей репрессии на пласты (высота подъема цементного раствора над пластом составляла 200 —600 м), был получен значительный приток нефти.

Подобные факты наблюдаются и в других нефтегазодобывающих районах страны (Краснодарнефтегаз, Кубаньгаз-пром, Азнефть, ГлавТюменнефтегаз, Туркменнефть и др.). При этом отмечено, что превышение репрессии при цементировании в 1,5 — 2,0 раза выше пластового давления приводит к полному отсутствию промышленного притока нефти из скважины, особенно при высоких фильтрационных свойствах применявшегося тампонажного раствора. В этих случаях необходимо применение облегченных тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

Практически этого можно достигнуть осуществлением следующих мероприятий:

ограничением высоты подъема тампонажного раствора в одну ступень путем применения специальных муфт при определенной скорости подъема раствора за колонной и уменьшении показателей его структурно-механических свойств, что позволяет снизить репрессию на пласты;

снижением плотности тампонажного раствора (по всей высоте зоны цементирования или выше кровли продуктивного пласта) путем применения облегчающих добавок или аэрацией;

уменьшением фильтратоотдачи тампонажных растворов путем добавок полимеров или применения растворов на угле-214 водородной основе, что позволяет снизить эффект закупоривания фильтрационных каналов в коллекторе вследствие гидратации его глинистых компонентов, выпадения солевых осадков и проявления поверхностных сил;

креплением продуктивного пласта без цементирования с использованием гравийных фильтров, обсадки продуктивного пласта перфорированной колонной-фильтром (хвостовиком), цементированием с установкой пакера в кровле продуктивного пласта и закачкой тампонажного раствора за колонну через спецмуфту выше пакера и др.;

оставлением необсаженного (открытого) ствола в зоне продуктивного пласта со спуском и цементированием эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта.

Целесообразность применения того или иного мероприятия из перечисленных выше определяется геолого-физи-ческими особенностями месторождений и устанавливается специальными исследованиями, которые требуют своего развития.

Качество цементирования колонн обусловлено не только степенью снижения продуктивности пластов, но и надежностью их разобщения. Качественное надежное разобщение пластов при цементировании колонн приобрело особое значение на месторождениях, в разрезе которых водоносные горизонты удалены от нефтеносных на незначительное расстояние. В последние годы с вводом в разработку месторождений со слабопродуктивными пластами и так называемыми "водоплавающими" залежами особенно остро встал вопрос о качестве разобщения пластов, отделения продуктивных частей разреза от водоносных.

Анализ промыслового материала показал, что на обводнение скважин большое влияние оказывают геологическое строение продуктивной части разреза и создаваемая при освоении и эксплуатации скважин большая депрессия на слабопродуктивные пласты. Вместе с тем существенное влияние оказывают технологические факторы процесса цементирования. Для повышения качества цементирования в каждом районе вводятся свои регламенты на вскрытие и крепление пластов, особое внимание обращается на "водоплавающие" залежи. Эти регламенты должны предусматривать:

применение буровых растворов с минимальными реологическими параметрами и водоотдачей; использование буферных жидкостей;

обеспечение контакта цементного камня с колонной и породой;

установку заколонных пакеров;

оценку плотности цементного камня, качества разобщения по результатам замеров АКЦ-1;

регламентирование давления при цементировании и депрессии на пласты в процессе освоения и эксплуатации скважин;

проведение специальных изоляционных работ и повторного вскрытия.

При наличии зон АНПД в разрезах скважин с целью обеспечения поднятия цементного раствора до проектной высоты используют газонаполненные тампонажные системы, полученные путем подачи воздуха компрессором или эжектором-аэратором в поток закачиваемого в скважину тампонажного раствора или с применением рецептур цементных растворов, включающих газогенерирующие реагенты. Трехфазные газонаполненные тампонажные системы обладают низкой плотностью, повышенной блокирующей способностью за счет наличия газовой фазы при снижении нагрузок вышележащего столба вследствие зависания, обеспечивают поддержание внутрипорового давления на уровне 90 % от условно-гидростатического, получение малопроницаемого прочного цементного камня с повышенными адгезионными связями.

Аэрированные тампонажные суспензии представляют собой устойчивую смесь дисперсий (газа, жидкости, твердой фазы), полученную путем аэрирования тампонажного раствора, который приготовляют из портландцемента или алитового цемента, затворенного на технической воде.

В качестве пенообразователей следует применять поверхностно-активные вещества, превоцелл марок NG-10, NG-12, смеси неиногенных и анионных ПАВ, образующих устойчивую пену в среде тампонажного раствора.

В качестве замедлителей времени загустевания цементного раствора рекомендуется использовать НТФ и ОЭДФ. Количество замедлителя подбирается исходя из конкретных условий.

Степень аэрации (отношение объема воздуха, приведенного к нормальным условиям, к объему тампонажного раствора) выбирается из условия получения средней плотности столба тампонажного раствора, обеспечивающей подъем его до проектной высоты без осложнений. Требуемая степень аэрации достигается подбором соотношения расхода жидкой и газовой фаз в зависимости от имеющихся технических средств. Аэрацию производят компрессорами высокого давления или компрессором буровой установки в совокупности 216 с эжектором-аэратором. До блока или к блоку манифольдов подсоединяется гидравлический активатор, а в нагнетательной линии после блока манифольдов размещают струйный дис-пергатор-смеситель. Подачу пенообразователя осуществляют цементировочным агрегатом через гидроактиватор к блоку манифольдов.

Основные контролируемые параметры аэрированных суспензий следующие: кратность пены, которая должна быть больше или равна 3; устойчивость — отношение объема цементного камня к объему аэрированного тампонажного раствора, которая должна быть равна 1 или 100 %; растекае-мость приблизительно 14 см; плотность аэрированного раствора не более 0,2 г/см³; время загустевания, определяемое на цементных растворах с добавками пенообразователей и других реагентов без принудительной аэрации (к полученному времени загустевания добавляют 20 мин — поправка на замедляющий эффект аэрации).

Процесс цементирования скважин газонаполненными там-понажными материалами включает применение в качестве буферной жидкости трехфазной пенной системы с содержанием твердой фазы портландцемента. Такая система в общем удовлетворяет основному назначению буферной жидкости — предотвращать смешение промывочной жидкости и цементного раствора.

Рекомендуемый диапазон добавок цемента для получения стабильной буферной жидкости составляет 20 — 35 %. Эта система имеет запас свободной жидкости, способной участвовать в формировании новой структурированной и подвижной системы с глинистой фазой промывочной жидкости и компонентами глинистой корки. Придание буферной жидкости химически активных свойств при контактировании с глинистой коркой позволяет помимо выполнения разделительной функции, достичь эффекта разрушения глинистой корки и выноса ее части из зоны цементирования. Известна рецептура химически активной буферной жидкости, при применении которой время полного разрушения фильтрационной корки толщиной 3 мм в нормальных условиях составляет 1—5 мин (в зависимости от концентрации компонентов используемого состава). Компоненты этой жидкости некоррозийно-активны и широко выпускаются отечественной промышленностью. Используют буферную жидкость объемом от 3 до 6 м³.

Физические особенности добываемого флюида газоконденсатных скважин (низкая вязкость, малая плотность) обусловливают повышенную вероятность каналообразования в затрубном пространстве в период ожидания затвердевания цементного раствора. Наиболее эффективными методами регулирования седиментационной устойчивости и изолирующей способности являются снижение водоцементного отношения до допустимых значений с применением пластификаторов, повышение вязкости жидкости затворения путем растворения в ней высокомолекулярных полимером, например гипана, КМЦ, ПВС и т.д., повышение удельной поверхности порового пространства введением тонкодисперсных наполнителей, сокращение сроков схватывания, т.е. обеспечение минимума времени от окончания цементирования до момента начала схватывания тампонажного раствора в заколонном пространстве.

4.2.2. ОСОБЕННОСТИ ЗАКАНЧИВАНИЯ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Выбор варианта заканчивания горизонтальных скважин (вскрытие пласта горизонтальным стволом) определяется типом пластов, их однородностью, прочностью, характером флюидов и др. Поэтому основная задача (и основная трудность) состоит в получении этих данных.

В зарубежной практике опробованы различные варианты заканчивания горизонтальных скважин с использованием перфорированной потайной колонны: горизонтальный дренирующий участок не обсажен; потайная колонна полностью зацементирована; предварительно перфорированная потайная колонна частично зацементирована или оснащена внешними пакерами.

В случае одного дренирующего коллектора, который обнажается горизонтальным участком ствола скважины, и если геохимическая характеристика пласта позволяет, неповрежденный горизонтальный ствол не цементируется, но может быть обсажен предварительно перфорированной потайной колонной. В противном случае, при наличии трещин, пересечении нескольких пластов, газовых шапок, водоносных горизонтов в проекты закладывают обычно один из следующих методов.

1. Использование внешних пакеров, которыми весь вскрытый ствол может быть разбит на несколько секторов, что позволяет стимулировать выбираемую зону, изолировать зону, заполненную водой или газом из газовой шапки. Цементирование не исключается при наличии пакеров.

2. В случае необходимости проведения гидроразрыва хвостовик цементируется (в том числе при наличии специальных пакеров). Цементирование (с пакерами или без них) может быть необходимо для изоляции верхней части пласта (горизонтальное напластование), в который нежелательно поступление газа из газовой шапки (или поступает верхняя вода). При изоляции газовой шапки рекомендуется частичное цементирование горизонтального участка; при гидроразрыве пласта требуется цементировать весь участок.

В зарубежной практике рекомендуется выбирать окончательный вариант заканчивания скважин только после ознакомления с характеристиками пласта и ранее пробуренных скважин (если такие есть).

Вскрытие продуктивного пласта следует осуществлять с использованием специальных жидкостей, требования к которым должны быть более жесткими, чем в случае вскрытия продуктивного пласта вертикальным стволом скважины. Такое требование оправдывается тем, что вскрытие (образование дренажного канала) пласта проводится на значительном участке, и, следовательно, загрязнение пласта тоже может быть весьма существенным.

Спуск сплошной (или потайной) колонны при сегодняшних технико-технологических возможностях (особенно в случае небольшой протяженности горизонтального участка) не сложен. Но важнейшим вопросом является ее цементирование. Поэтому наибольшее внимание должно быть уделено специальным (по всей вероятности, жестким) центраторам.

Цементирование обсадной колонны (лайнера) должно обеспечить равномерное вытеснение бурового раствора цементным из заколонного пространства. В зарубежной практике удовлетворительное цементирование колонны достигается применением стабилизаторов и жестких центраторов, в отечественной — жестких центраторов.

Необходимо разработать требования к тампонажному раствору и технологии цементирования. Если основные технологические параметры процесса цементирования должны уточняться по мере накопления опыта применительно к различным площадям и геолого-физическим условиям, то тампонажные растворы следует подбирать конкретно к каждой скважине по известным методикам. Но общими и обязательными для всех условий должны быть седиментационная устойчивость, нулевой водоотстой и низкая (этот вопрос требует экспериментальной доработки) водоотдача. Применительно к цементированию горизонтальных стволов скважин необходимо радикально изменить требования к цементному раствору. После цементирования в горизонтальном дренажном канале не должна скапливаться вода; объем тампонажного раствора не должен уменьшаться (при переходе раствора в гелеобразное состояние); тампонажный раствор должен быть равноплотным по диаметру; скоплений бурового раствора в горизонтальном стволе не должно быть во избежание его обезвоживания и образования каналов при контакте с твердеющим цементным раствором — камнем.

Однако при проведении горизонтального канала в однородном пласте жесткие требования к тампонажному раствору и технологии цементирования могут быть распространены на краевые участки; в случае же фациально-неоднородного пласта, наличия трещинообразований, перемежаемости требования должны выдерживаться по всем правилам технических условий.

Необходимо применять буферные разделительные жидкости между вытесняемым буровым и вытесняющим тампонажным растворами. Объем буферной жидкости (и ее характеристика) должен быть таким, чтобы обеспечить вытеснение бурового раствора. Если ее примечание чем-либо ограничено, то следует увеличивать объем тампонажного раствора (для тех же целей).

Важнейший этап работы — контроль качества цементировочных работ; приборы, спускаемые в скважину, должны центрироваться (используются специальные прокладки под приборы в обсадной колонне, но их установка не должна помешать сигналу датчика).

Перфорацию обсадной трубы и цементного кольца следует производить с использованием специальных жидкостей и перфораторов, спускаемых на НКТ.

В США большое внимание уделяется сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при их вскрытии. Решающее значение при этом имеет выбор бурового раствора при заканчивании скважин. Буровые растворы специально приготовляют для вскрытия продуктивного пласта, при цементировании, перфорации, возбуждении притока, а также для создания столба жидкости над пакером и перед ним.

Отсюда происходит деление специальных буровых растворов на две большие группы:

1. Жидкости, не созданные специально для заканчивания скважин, но применяемые в процессе этих работ ввиду соответствия свойств той или иной жидкости требованиям, предъявляемым к определенной операции, или вследствие до-220 ведения этих свойств до требуемого уровня специальной обработкой.

2. Жидкости, специально созданные для заканчивания скважин, в частности, для конкретного вида работ. Они имеют низкую водоотдачу. Компоненты таких жидкостей либо растворимы в нефти, кислоте, воде, либо способны биологически разлагаться (любое загрязнение в результате их применения может быть установлено). Сюда могут быть отнесены рассолы со специальной системой утяжеления или со специально подобранными наполнителями, выполняющими в процессе заканчивания скважин определенные функции, а также меловые эмульсии и стабильные пены.

Л. Карней за основу классификационного признака берет содержание твердой фазы в растворе. Буровые растворы, не содержащие твердой фазы, относятся к так называемым чистым жидкостям — морская и промысловая вода и водные растворы хлорида натрия и кальция. Последние способствуют предотвращению набухания глинистых частиц. Температурные пределы применения таких растворов определяются реагентами, используемыми для увеличения вязкости растворов. Растворы, содержащие твердую фазу, в случае, если их введение не было предусмотрено технологией проведения работ, как правило, оказывают отрицательное воздействие на продуктивный пласт. Поэтому наиболее перспективной с точки зрения заканчивания скважин является первая группа растворов. В эту группу, в частности, могут входить вода (практически не обладает способностью ингибирования), растворы солей и углеводородные жидкости.

"Чистые" жидкости, как и жидкости, содержащие твердую фазу, могут служить причиной снижения производительности скважины в результате их свободного проникновения в пласт, наличия частиц, которые могут закупорить пласт, высокой концентрации сульфатов, (химической реакции с образованием твердых осадков) выпадения из нефти тяжелых углеводородов, набухания глинистых материалов в песчаном пласте, а также наличия микроорганизмов).

Углеводородные растворы нашли широкое применение в практике заканчивания скважин и обеспечивают их максимальную естественную производительность. Наибольший интерес среди этих растворов представляют растворы на нефтяной основе (РНО), в которых в качестве дисперсионной среды используется нефть и которые в качестве фазы могут содержать воду. Из РНО нашли применение два различных типа растворов: собственно растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии. У обоих в качестве дисперсионной фазы используется нефть и содержится некоторое количество воды в качестве обращенной эмульсии. В обращенных эмульсиях содержится 20 — 75 % воды, которая позволяет регулировать реологические и фильтрационные свойства. Для улучшения реологических и фильтрационных свойств этих растворов при бурении в условиях действия высоких температур вводятся модифицированные глины. Обращенные эмульсии имеют нулевую статическую водоотдачу: динамическая водоотдача при Ар = 70 МПа составляет 7—10 м³. При обратном отмыве керна качественные эмульсионные растворы обеспечивают 90 — 98%-ный возврат к первоначальной скорости фильтрации.

В растворах на нефтяной основе может содержаться до 20 % воды. Для поддержания фильтрационных и реологических свойств в этих растворах используются материалы, имеющие коллоидные размеры (окисленный на воздухе битум).

Интересен опыт использования обращенных эмульсий в штате Техас. Их применение позволило осуществить разработку месторождений Сикобо. Продуктивный пласт, залегающий на глубине 660 м, представлял собой частое чередование пропластков толщиной 1,8 — 3 м с пропластками мягких, легкоосыпающихся глин. При использовании водных растворов глины набухали и закупоривали каналы для притока нефти. Добыча нефти не превышала 6,4 —9,6 м³/сут. Использование эмульсионных растворов предотвратило набухание глин и позволило эксплуатировать песчаники на полную мощность. Скважина фонтанировала с дебитами 14,3 — 23,9 м³/сут.

Широкие возможности для применения в области заканчивания скважин имеют меловые эмульсии. Эмульсии готовятся на основе нефти, а стабилизация ее достигается с помощью тонко измельченного мела. Меловые эмульсии легко растворяются в кислоте, имеют малую водоотдачу. Они применяются при вскрытии карбонатных пластов (в которых почти всегда проводятся кислотные обработки), для разбуривания водовосприимчивых песчаников и т.д.

В США при заканчивании скважин для вскрытия продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением находят широкое применение пены.

Основной задачей при вскрытии продуктивных пластов является сохранение естественных коллекторских свойств ПЗП для последующего обеспечения полной отдачи потенци-222 альных дебитов флюидов из продуктивных пластов за сравнительно короткое время освоения и эксплуатации.

Главным определяющим параметром при бурении основного ствола и интервала продуктивных пластов с целью предотвратить фильтрацию полимерного раствора в проницаемые интервалы является его динамическая вязкость, обеспечивающая одновременно резкое снижение коэффициента проницаемости пористой среды. При применении полимерных растворов рекомендуется доводить содержание полимера в растворе до 0,3 — 0,4 %, КМЦ — до 0,1—0,2 % и смазочных добавок типа сайпан, гипан — до 0,1—0,2 %.

Кроме того, рекомендуется для обеспечения качества разобщения разнонапорных проницаемых пластов и подъема тампонажного раствора на проектную высоту в процессе бурения и перед спуском эксплуатационных колонн проведение в открытом стволе с применением пакеров гидродинамических исследований с осуществлением изоляционных работ для получения достаточной гидропрочности всего ствола скважин.

Сохранение природных коллекторских свойств продуктивных горизонтов и потенциальной продуктивности скважин зависит от следующих основных факторов (В.Н. Поляков и др.):

геолого-физических условий и гидродинамического состояния вскрываемых бурением флюидосодержащих пластов интервала продуктивных отложений (количество и взаиморасположение проницаемых пластов и гидроизолирующих перемычек, положение ВНК и ГНК, фильтрационные свойства коллекторов, начальное и текущее пластовые давления, градиент давления между разнонапорными пластами, свойства пластовых флюидов, пластовая температура);

технологических условий первичного вскрытия, освоения и пуска скважины в эксплуатацию (забойные дифференциальные давления, степень гидроизоляции проницаемых пластов от ствола и друг от друга, режимы освоения и эксплуатации скважин);

гидродинамических, физико-химических и химических взаимодействий на поверхности раздела фаз — горных пород с буровым раствором, обусловливающих взаимопроникновение бурового раствора и пластового флюида в гидравлически сообщающейся системе, формирование и расформирование гидроизолирующего слоя в проницаемых породах.

С учетом отмеченного методы вскрытия продуктивных отложений для эффективного сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов должны отвечать ряду основных требований:

формировать в проницаемых стенках ствола гидроизолирующий слой, фильтрационные и прочностные характеристики которого практически исключают гидравлическую связь всех вскрываемых бурением пластов со скважиной как при положительных, так и при отрицательных забойных дифференциальных давлениях, изменяющихся в технологически допустимых пределах;

обеспечивать долговременную изоляцию непродуктивных горизонтов на стадии подготовки ствола к креплению;

создавать условия для эффективного восстановления гидравлической связи нефтегазовых пластов со скважиной на стадиях освоения и эксплуатации.

На основании изложенного могут быть сформулированы принципы и обоснованы следующие критерии сравнительной оценки качественных и количественных показателей вскрытия продуктивных отложений:

коэффициент полной приемистости интервала продуктивных отложений;

градиент давления испытания ствола на гидромеханическую прочность;

максимальные дифференциальные забойные давления при вскрытии продуктивных отложений;

сравнительные геолого-физические характеристики и параметры пластов продуктивных отложений (толщина пластов и гидроизолирующих перемычек, пластовые давления и температура, удельный дебит, коэффициенты продуктивности, гидропроводности, ПЗП, скин-фактор, обводненность продукции);

показатели качества разобщения продуктивных горизонтов в заколонном пространстве от водоносных пластов (однородность цементного камня по плотности и сплошность по высоте, отсутствие или наличие заколонных перетоков, притока чуждых пластовых флюидов к фильтру скважины).

4.2.3. ВЫБОР ТИПА БУРОВОГО РАСТВОРА

ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

В отечественной практике бурения приняты следующие положения.

1. Буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов выбирается исходя из необходимости сведения к минимуму отрицательных последствий от его воздействия на фильтрационные свойства самых низкопроницаемых пород (базисных), способных отдавать содержащуюся в них нефть при планируемой технологической схеме разработки месторождения.

2. Вид жидкой фазы бурового раствора, ингибитора и необходимость применения при вскрытии ПАВ — понизителей поверхностного натяжения на контакте нефть — фильтрат определяются типом породы, а также активностью пластовых жидкостей. Нефть считается активной при наличии в ней свыше 0,3 % нафтеновых кислот. Остаточная вода считается активной, если преобладающим катионом в ней является натрий, а рН > 7 (класс А, по В.А. Сулину). Концентрация ингибитора в фильтрате должна быть не менее минерализации остаточной воды, однако увеличение ее более 35 г/л нецелесообразно.

3. Для песчано-алевролитовых пород с остаточной водой, где преобладают катионы кальция, в качестве ингибитора следует применять реагенты, поставляющие катионы кальция в количестве, обеспечивающем равенство минерализаций фильтрата бурового раствора и остаточной воды. Если обеспечение такого равенства невозможно, то в качестве ингибитора следует применять хлорид натрия, концентрация которого в фильтрате раствора должна быть не менее минерализации остаточной воды. Оптимальная концентрация хлорида натрия должна быть не выше 35 г/л.

4. Для предотвращения попадания бурового раствора в трещины вскрываемого пласта необходимо вводить в него крупнодисперсный наполнитель в количестве не менее 5 % общего количества в растворе твердой фазы. При вскрытии пласта, сложенного относительно прочными трещиноватыми породами (известняками, доломитами, уплотненными песчаниками и алевролитами), диаметр частиц наполнителя должен быть больше 1/3 раскрытости трещин. Перед вскрытием пласта, сложенного мягкими породами (глина, мергель), в буровой раствор следует вводить наполнитель с диаметром зерен не менее 400 мкм.

5. При отсутствии данных о раскрытости трещин диспер-ность наполнителя (максимальный диаметр частиц) определяется возможностью удержания его во взвешенном состоянии в буровом растворе с допустимыми для бурения скважины стурктурно-механическими свойствами.

6. Для создания условий, позволяющих ликвидировать в отдельных трещинах закупоривающие пробки, в буровой раствор перед вскрытием пластов трещинного типа следует вводить кислоторастворимые компоненты — не менее 30 % от объема крупнодисперсного наполнителя.

4.2.4. МЕТОДИКА РАСЧЕТА КОНЦЕНТРАЦИИ

ИНГИБИТОРА В ФИЛЬТРАТЕ БУРОВОГО РАСТВОРА

ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Расчет концентрации ингибитора в фильтрате бурового раствора производится с целью определения исходных данных для обработки раствора реагентами, поставляющими катионы кальция или калия, и создания в конечном счете возможности замещения в пределах призабойной зоны пласта активно гидратирующихся катионов менее активными. Эта операция производится только в том случае, когда планируется вскрывать пласт, породы которого содержат в обменных позициях мелкодисперсных компонентов в основном катионы натрия. Для расчета необходимо знать остаточную водонасыщенность базисной породы, состав и минерализацию остаточной воды.

1. Остаточная водонасыщенность базисной породы определяется по данным, приведенным в качестве исходных при подсчете запасов нефти. Если такие данные отсутствуют, то следует пользоваться усредненными результатами определения водонасыщенности центрифуг — методом в аналогичных по характеристике породах. Предельное значение водонасыщенности, используемое при расчетах концентрации ингибитора, следует принимать равным 50 %.

2. Состав и минерализацию остаточной воды (при отсутствии ее фактической характеристики) следует определять по составу и минерализации законтурной воды. В зонах с отсутствием свободного водообмена остаточная вода по своему составу практически не отличается от воды законтурной. В остальных случаях возможное превышение минерализации остаточной воды над минерализацией воды законтурной следует учитывать с помощью специального коэффициента d. С учетом потерь ингибитора в зоне проникновения фильтрата этот коэффициент для законтурной воды с минерализацией более 60 г/л следует принимать равным 1,2; с минерализацией от 60 до 20 г/л — 1,3 и с минерализацией менее 20 г/л — 1,5. При наличии данных, характеризующих фактический состав остаточной воды, коэффициент d следует принимать равным 1,1.

3. Концентрация ингибитора М_ин в фильтрате бурового раствора (в ионной форме) в том случае, когда преобладающим катионом в остаточной воде является натрий, рассчитывается по формуле

М_ин = dB, ^и^н 100 - в

где d — коэффициент, учитывающий потерю ингибитора (за счет адсорбции) в зоне проникновения фильтрата и возможное превышение минерализации остаточной воды над минерализацией законтурной воды; M_Na — содержание катионов натрия в остаточной воде, моль/л; В — водонасыщенность, %.

4.3. ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

Наиболее интересные и серьезные работы в области разработки и широкого применения буровых растворов для заканчивания скважин принадлежат компании "Эм-Ай Дриллинг Флюидз К^о ЛТД", которая является ведущей в мировой практике по производству и применению (сервис) буровых растворов и материалов для любых геолого-фи-зических условий. Развитие горизонтального бурения привело к разработке этой компанией буровых растворов для бурения горизонтальных скважин с большим углом отклонения.

Рассмотрим факторы, учитываемые при разработке рецептур буровых растворов:

устойчивость стенки скважины; очистка ствола скважины;

прихват бурильных труб, вызываемый дифференциальным давлением;

нарушение эксплуатационных качеств пласта; крутящий момент и аксиальное трение.

Состав бурового раствора. Ниже приводятся основные рецептуры бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов вертикальных скважин и горизонтального бурения. С небольшими изменениями их можно использовать в буровых растворах плотностью до 1,32 г/м³, при более высоких плотностях в раствор можно вводить понизители вязкости или диспергаторы.

Состав бурового раствора на водной основе: вода — 0,15 м³; POLYPAC — 2,85 кг/м³; КОН — 0,71 кг/м³; LUBE-167 — 2 %;

M-1GEL — 28,53 кг/м³; XCD — 1,43 кг/м³; LO-WATE — 57,06 кг/м³.

Основные характеристики бурового раствора на водной основе

Состав бурового раствора на основе морской воды: морская вода — 0,15 м³; POLYPAC — 2,85 кг/м³; КОН — 1,43 кг/м³; LUBE-167 — 2 %; M-1GEL — 28,53 кг/м³; XCD — 2,85 кг/м³; LO-WATE — 57,06 кг/м³.

Основные характеристики бурового раствора на основе морской воды

Предлагаемая рецептура бурового раствора. Проникновение фильтрата в пласт уменьшается при снижении водоотдачи бурового раствора и образовании глинистой корки определенного гранулометрического состава. Введение в буровой раствор бентонита, даже в небольших количествах, способствует образованию тонкой, твердой, легко удаляемой фильтрационной корки. Эту функцию выполняет добавка M-1GEL, позволяя эффективно регулировать водоотдачу бурового раствора. Добавка POLYPAC (полианионная целлюлоза) повышает эффективность бентонита, увеличивая твердость глинистой корки и улучшая регулирование водоотдачи при сравнительно небольшой концентрации бентонита в растворе. Добавка LO-WATE с регулируемым гранулометрическим составом уменьшает проникновение фильтрата бурового раствора в пласт за счет кольматации. Концентрация LO-WATE регулируется в процессе бурения и увеличения объема твердой фазы в буровом растворе или же в связи с добавлением в раствор утяжелителя. Введение закупоривающих добавок является обязательным при бурении с использованием новых чистых растворов без твердой фазы.

Очистка ствола скважин, сложенных устойчивыми породами, осуществляется путем регулирования вязкости и скорости промывки.

Основным загущающим компонентом этой системы является M-1GEL. Недорогой, легко регулируемый и эффективный этот бентонит выполняет несколько функций. Концентрация бентонита должна поддерживаться на определенном уровне. Реологические параметры бурового раствора регулируются при его закачивании в скважину путем осторожного введения дефлокулянта или разбавителя TACKLE; для повышения значений реологических характеристик бурового раствора в него можно добавить биополимер XCD. Другим загущающим реагентом, совместимым с данной системой, является загуститель HEC.

Вынос шлама из затрубного пространства можно осуществлять в ламинарном либо в турбулентном режиме, в зависимости от обстоятельств. Основной раствор обладает достаточной гибкостью, позволяющей легко переключаться с одного режима на другой. Введение в раствор разжижителя TACKLE позволит понизить вязкость систем с низкой концентрацией XCD, облегчая переход от ламинарного режима к турбулентному. Водный раствор TACKLE понижает вязкость систем с высокой концентрацией XCD. Вязкость раствора повышается в результате добавления POLYPAC или полимера XDC. Выбор определяется необходимостью регулирования водоотдачи и обеспечения обволакивающего эффекта с учетом того, что POLYPAC является многофункциональной добавкой. После этого можно вводить тиксотропный полимер, например XCD, позволяющий повысить вязкость раствора в случае небольшой скорости сдвига в затрубном пространстве при одновременном предупреждении повышения вязкости раствора при высоких скоростях сдвига в бурильной колонне и насадках долота.

Необходимость применения смазывающих добавок к буровому раствору при бурении горизонтальных скважин достаточно очевидна. Скважины более правильного профиля, приближающегося к идеальному, с минимальными изгибами, могут буриться без смазывающих добавок. Однако при увеличении нагрузки на долото даже в этих случаях введение смазывающей добавки облегчает процесс бурения. Вододиспергируемая смазывающая добавка LUВE-167 предназначена для уменьшения крутящего момента и аксиального трения во всех буровых растворах на водной основе. Эта добавка не содержит углеводородов и не выделяет раздражающих паров. Реагент вводится непосредственно в буровой раствор в концентрации от 1 до 4 % (8,6 — 38,5 кг/м³). При повышении плотности бурового раствора концентрацию LUBE-167 можно увеличить. В начальной стадии бурения введение реагента должно быть непрерывным.

Минимальное дифференциальное давление и образование тонкой глинистой корки уменьшают вероятность прихвата бурильной колонны в результате действия дифференциального давления. Понижение водоотдачи, образование качественной фильтрационной корки, смазывающая способность раствора обеспечивается введением нескольких компонентов в его состав. Добавлением M-1GEL уменьшается вероятность прихвата бурильной колонны. Добавка POLYPAC уменьшает водоотдачу и увеличивает прочность глинистой корки. Другим приемлемым регулятором водоотдачи является крахмал LUBE-167, который улучшает смазывающую способность бурового раствора.

Необходимо также тщательно контролировать содержание твердой фазы в буровом растворе, в противном случае может ухудшиться качество глинистой корки, что приведет к понижению эффективности всей системы. Содержание твердой фазы в буровом растворе должно поддерживаться на более низком уровне, чем при бурении вертикальных скважин на той же площади.

Обволакивающий эффект добавки POLYPAC и ее способность регулировать водоотдачу являются основными факторами, обеспечивающими сохранение устойчивости стенок скважины при бурении с использованием раствора данной системы. Из щелочей можно использовать гидроксид калия КОН, так как ионы калия повышают устойчивость стенок скважины, сложенных глинистыми сланцами. Водородный показатель рН вводимых добавок должен поддерживаться на минимальном уровне (9,0 —9,8). Для повышения ингибирующей способности бурового раствора при возникновении серьезных осложнений в него дополнительно вводят POLY-PLUS. Пластовые давления уравновешиваются регулированием плотности бурового раствора.

Для бурения горизонтальных скважин и при вскрытии продуктивных горизонтов нашли применение растворы с добавлением крупнозернистой соли. Раствор на водной основе с добавлением крупнозернистой соли использовался при заканчивании двух сильно искривленных горизонтальных скважин на месторождении Прадхо Бей фирмой "Стэндед Аляска Продакшэн Компэни".

"Клин Бридж" — запатентованная система, состоящая из смеси полимеров и специально обработанной крупнозернистой соли, которую добавляют в раствор поваренной соли 230 плотностью 1,2 г/см³. Все добавки являются водо- и кислоторастворимыми, образующаяся фильтрационная корка — тонкой и гладкой, быстро и полностью растворяющейся при воздействии воды или ненасыщенных рассолов. Для понижения гидростатического давления, регулирования реологических свойств, улучшения регулирования водоотдачи можно добавить дизельное топливо — до 30 % объема раствора (табл. 4.4).

При исследовании смазывающей способности бурового раствора коэффициент трения растворов с добавлением крупнозернистой соли сопоставили с коэффициентом трения растворов на углеводородной основе. Интересно отметить, что добавление дизельного топлива не улучшает смазывающей способности бурового раствора. Коэффициенты смазывающей способности — относительные величины, которые следует измерять на одном и том же устройстве. Несмотря на то что на различных измерительных приборах будут получены высокие и низкие значения коэффициентов, относительные значения не должны изменяться (табл. 4.5). Измерения проводились на мониторе оценки смазывающей способности.

Т а б л и ц а 4.4

Реологические свойства бурового раствора с различной концентрацией дизельного топлива

Буровой раствор	Пластическая вязкость, мПа-с	Предельное напряжение сдвига, кПа	Прочность геля**, 0,48 кПа	Водоотдача по прибору АНИ, см³/30 мин
Основной*	9	15,32	8/10	7,5
Основной + 5 % дизельного топлива	13	22,02	13/14
Основной + 10 % дизельного топлива	15	22,50	13/14
Основной + 15 % дизельного топлива	20	19,15	13/14
Основной + 20 % дизельного топлива	22	19,63	13/14
Основной + 30 % дизельного топлива	30	23,94	15/16
Основной + 30 % дизельного топлива + 10 % NaCl***	20	22,98	12/14
Основной + 30 % дизельного топлива + 20 % NaCl^***	23	22,98	9/11	2,0
*Основной раствор с добавлением крупнозернистой соли ции 99,86 кг/м³ и пеногасителя.				концентра-
В числителе — после 10 с покоя, *Раствор плотностью 1,2 г/см³.		в знаменателе — после 10 мин.

Относительные коэффициенты трения бурового раствора при введении добавок различной концентрации

Буровой раствор	Масса добавки, кг
Буровой раствор	4	8	16	20
Чистая вода	0,60	0,57	0,50	-
Вода и глина	0,57	0,53	0,48	—
Раствор NaCl плотностью 1,2 г/см³	0,41	0,39	0,38	—
На углеводородной основе	—	—	—	0,20
С добавлением крупнозернистой соли	0,28	0,26	0,23	0,22
С добавлением крупнозернистой соли и 20 % дизельного топлива	0,32	0,26	0,23	0,22
С добавлением крупнозернистой соли и 20 % дизельного топлива и 2 % MAG-COLUBE				0,14

После закачивания раствора с добавлением крупнозернистой соли отмечалось значительное уменьшение крутящего момента и аксиального трения.

Эффективная очистка горизонтальной скважины и ПЗП при вскрытии продуктивного пласта имеет особое значение для предупреждения образования скоплений шлама в результате осаждения частиц выбуренной породы в нижней части ствола. Скопления шлама приводят к увеличению крутящего момента и аксиального трения. Возрастает вероятность прихвата бурильной колонны в результате воздействия дифференциального давления, так как вся бурильная колонна лежит на нижней стенке ствола скважины. Образование более тонкой, гладкой и непроницаемой глинистой корки уменьшает вероятность прихвата за счет уменьшения передачи избыточного дифференциального давления.

Для уменьшения глубины проникновения фильтрата и нерастворимых частиц твердой фазы необходимо обеспечение тщательного регулирования водоотдачи. Уменьшение водоотдачи осуществляется путем поддержания концентрации не-растворенной соли NaCl на уровне 99,86 кг/м³, а частиц выбуренной породы — на минимальном уровне. Добавление дизельного топлива значительно понижает водоотдачу. Водоотдача (по прибору АНИ) чистых растворов с добавлением дизельного топлива составляет 2 см³/30 мин при толщине глинистой корки менее 0,8 мм, а без добавления — 7,5 см³/ 30 мин при толщине фильтрационной корки более 0,8 мм.

Для обеспечения совместимости системы бурового раствора, содержащего крупнозернистую соль, с породами формации Сэдлрошит провели исследование обратной проницаемости породы на керновых образцах. При исследовании ис-

Результаты исследований кернов Сэдлрошит с использованием буровых растворов, содержащих крупнозернистую соль

Зона	Но мер керна	Коэффициент проницаемости			Буровой раствор	Нарушение проницаемости, %
Зона	Но мер керна	воздух — раствор	нефть — раствор	раствор — раствор	Буровой раствор	Нарушение проницаемости, %
1А	515	43,6	8,9	8,6	Основной	3,3
	526	24,8	5,8	5,7	" + 10 % нефти	1,8
	537	59,7	21,6	20,0	" + 20 % нефти	7,5
	538	66,0	23,7	22,6	" + 30 % нефти	4,7
1В	472	134,6	39,7	30,1	Основной	24,2
	482	186,6	72,0	59,9	" + 10 % нефти	16,8
	486	119,7	41,8	34,3	" + 20 % нефти	18,0
	494	170,5	64,2	58,1	" + 30 % нефти	9,6
2А	487	306,4	107,3	105,1	Основной	2,1
	488	582,9	124,8	106,1	" + 10 % нефти	15,0
	527	220,7	82,0	77,6	" + 20 % нефти	5,4
	567	256,4	78,1	72,7	" + 30 % нефти	6,9
2В	433	198,4	57,8	45,1	Основной	22,0
	454	91,7	16,5	17,9	" + 10 % нефти	— 8,1'
	429	451,9	105,9	105,2	" + 20 % нефти	0,7
	456	236,0	75,4	63,1	" + 30 % нефти	16,4
'Причина того, что обратная проницаемость превышала начальную
проницаемость по нефти, состоит в том, что обратное движение раствора
увеличило проницаемость керна				начиная с зоны 2В. Другие испытания,
начиная с зоны 2В, включали обратную промывку в процессе						определения
первоначальной проницаемости.

пользовали буровые растворы без дизельного топлива и с добавлением его в количестве 30 %. Исследования показали, что эмульгированный раствор, содержащий дизельное топливо, не ухудшает проницаемости пород свиты Сэдлрошит. Результаты исследования обратной проницаемости керна на приборе конструкции Хасслера приведены в табл. 4.6.

Вначале образцы керна помещали в толуол. Проницаемость по газу определяли при ограничивающем давлении азота 3,5 МПа перед насыщением образцов керна приготовленной в лабораторных условиях связанной водой. Начальная проницаемость по нефти определялась при ограничивающем давлении 3,5 МПа дифференциальном давлении раствора 0,35 МПа. Образцы керна подвергали воздействию буровым раствором в течение 1 ч при давлении 0,7 МПа, а затем в течение 1 ч — в обратном направлении нефтью при давлении

0,35 МПа. Уменьшение проницаемости в среднем составляло 9,1 %. Обратная промывка нефтью была единственным средством удаления глинистой корки.

Ниже приведены сравнение влияния свойств флюидов, взятых с проектной глубины скв. JX-2 и В-30, на обратную проницаемость пород и состав твердой фазы, определенный методом рентгеновской дифракции. Эти данные показывают, что чистый флюид на проектной глубине скв. В-30 способствует образованию более растворимой фильтрационной корки, оказывающей меньшее кольматирующее воздействие на пласт.

Ухудшение проницаемости кернов (в %) формации Сэдлрошит

Материалы, химические реагенты и системы буровых растворов для бурения и заканчивания вертикальных и горизонтальных скважин компании "Эм-Ай Дриллинг Флюидз К° ЛТД”

Компания "Эм-Ай Дриллинг Флюидз К^о ЛТД" стремится оставаться лидером в области разработки новейших систем буровых растворов, открывая все новые возможности химии, совершенствуя технологию их производства с тем, чтобы поднять уровень разработок на небывалую высоту, имея в виду конечную цель — повышение скорости и качества бурения и заканчивания вертикальных и горизонтальных скважин.

Разработанные компанией реагенты не имеют себе равных, они буквально произвели революцию в индустрии производства буровых растворов, позволив максимально увеличить скорость бурения скважин и до минимума сократить число возможных осложнений.

Компания предлагает заказчикам экологически безвредные, технологически совершенные системы и продукты, понимая, что современные буровые растворы должны не только удовлетворять критериям экологической безопасности, но и превосходить по своим технологическим показателям все 234 разработанные ранее системы, обеспечивая их экономическую эффективность.

Новадрил — малотоксичная эмульсионная система на основе синтетических материалов, обеспечивающая устойчивость ствола скважины, обладающая ингибирующими и смазывающими свойствами, устойчивая к температурным воздействиям; ранее эти качества обеспечивались токсичными буровыми растворами на углеводородной основе.

Главным компонентом Новадрила является Новасол, синтетический олигомер. В состав Новадрила входят также три новых продукта: Новамул, Новавет и Новамод.

Энвиротерм — система бурового раствора для бурения высокотемпературных скважин, не содержащая хром и пригодная для бурения экологически чувствительных площадей. Энвиротерм устойчив к воздействию температур, превышающих 204 °С. В состав Энвиротерма входят два продукта: Сперсен CF — запатентованный, не содержащий хром лиг-носульфонат — и новый продукт Термекс, представляющих собой водорастворимую полимерную смолу; оба компонента выполняют роль основных температурных стабилизаторов.

МСАТ — система бурового раствора на водной основе с использованием катионов для обеспечения устойчивости стенок скважин, сложенных глинистыми сланцами; приближается к системе буровых растворов на углеводородной основе. Два катионных полимера МСАТ и МСАТ-А обеспечивают необходимые ингибирующие свойства при бурении химически активных, разбухающих вязких глин гумбо. В отличие от других катионных систем МСАТ совместима с обычными анионными полимерными добавками, регулирующими такие реологические свойства жидкостей, как вязкость и водоотдача.

KLA-GURE — ингибитор гидратации — представляет собой водорастворимый, экологически безвредный органический состав, предназначенный для предотвращения разбухания и диспергирования химически активных глин. Уникальный химический состав KLA-CURE обеспечивает его совместимость практически со всеми системами буровых растворов. Применение KLA-CURE повышает экономичность буровых растворов за счет уменьшения их разбавления водой вследствие диспергирования химически активных частиц глины.

PIPE-LAX ENV — это, в сущности, лучший из всех известных малотоксичный состав для освобождения прихваченной колонны бурильных труб вследствие воздействия дифференциального давления. Он легко смешивается и приготавливается. Для этого необходимо лишь правильно взвесить материал, чтобы получился раствор необходимой плотности. PIPE-LAX ENV выполняет также роль эффективного смазочного материала. Промысловые испытания показали, что эффективность PIPE-LAX ENV равна эффективности токсичных растворов для освобождения прихваченных труб на основе углеводородов.

Основные области применения систем

буровых растворов

компании "Эм-Ай Дриллинг Флюидз К^о ЛТД”

Новадрил: скважины с резким изменением направления ствола; бурение морских буровых платформ или плавучих оснований; глубоководное бурение; бурение замкнутых систем; бурение высоконапорных газовых скважин; бурение высокотемпературных газовых скважин. Для вскрытия поглощающих горизонтов не применяется.

МСАТ: при бурении зон осложнений, сложенных глинистыми сланцами; при бурении сланцев с большим содержанием вязких глин гумбо; наклонно направленные и горизонтальные скважины; при высокой стоимости удавления шлама; при ограниченных возможностях применения буровых растворов на углеводородной основе; при высокой стоимости бурения. При бурении в нормальных условиях не используется.

Энвиротерм: высокотемпературные скважины (вертикальные и горизонтальные); экологически чувствительные площади; площади с ограничением применения хрома.

KLA-CURE: области применения; разбухающие сланцы;

диспергирующие сланцы; сланцы гумбо; замкнутые системы; наклонно направленные и горизонтальные скважины.

PIPE-LAX ENV: бурение на шельфе; экологически чувствительные площади; ограниченные возможности приготовления буровых растворов.

Указанные системы получили широкое применение в самых различных условиях на море и на суше в Америке, Европе, Австралии.

Система Новадрил

Система Новадрил была специально разработана в качестве альтернативы бурению с применением обычных растворов или растворов на углеводородной основе. Эта 236 система, не имея в своем составе углеводородов, обладает всеми преимуществами буровых растворов на углеводородной основе — ингибирующими, смазывающими свойствами, низкой водоотдачей, устойчивостью к температурным воздействиям, увеличению содержания твердой фазы и химических реагентов, легкостью в обращении.

Новадрил разработан на основе синтетического материала, не токсичного по отношению к морской среде. Все вещества, входящие в состав Новадрила, экологически безвредны и не содержат каких-либо масел на нефтяной основе. Поэтому в обычных условиях сброс шлама или бурового раствора не более токсичен, чем при бурении с использованием раствора на водной основе.

Система Новадрил представляет собой эмульсию, в которой жидкое синтетическое вещество Новасол является жидкой фазой, в то время как соляной раствор служит в качестве диспергированной фазы. Плотность раствора может варьировать от плотности неутяжеленного раствора до 2,16 г/см³. Водосинтетическое соотношение может изменяться от 40/60 до 10/90 в зависимости от плотности раствора и содержания твердой фазы. Ежедневное регулирование свойств бурового раствора, заключающееся в анализе и обработке системы, осуществляется аналогично регулированию свойств растворов на углевородной основе.

Новадрил — очень гибкая система, рецептура которой может удовлетворять любым условиям бурения. Несмотря на то что она предназначалась для использования в экологически чувствительных регионах, в которых технологический регламент предусматривает применение растворов на углеводородной основе, ряд уникальных особенностей этой системы позволяет успешно использовать ее вместо обычных буровых растворов на углеводородной основе.

Ниже приводятся основные преимущества этой системы: низкая токсичность;

повышенные безопасность и надежность; пониженная газорастворимость; более высокая смазывающая способность; дает более четкое представление о характере пластового флюида при пробной эксплуатации;

хорошая совместимость с эластомерами; повышенная теплопроводность.

Продукты: Новамул (первичный эмульгатор) специально предназначен для получения устойчивых эмульсий с жидким

Новасолом в качестве дисперсной среды и рассола в качестве внутренней фазы.

Новавет (смачивающий агент). Поверхностно-активный реагент Новавет предназначен для эффективного смачивания барита, гематита, а также твердой фазы низкой плотности в системах Новадрил.

В системе Новадрил могут применяться другие вещества по специальным назначениям: Новамод — реологический модификатор; VG-69 — органофильная глина; VERSA-HRP — загуститель; VERSA-16 — понизитель водоотдачи.

Новасол. В отличие от дизельного или минерального масла синтетическая жидкость Новасол, являющаяся основой системы Новадрил, не производится непосредственно или косвенно из сырой нефти. Минеральные масла содержат широкий спектр углеводородов различной токсичности, в том числе некоторые ароматические соединения. Новасол синтезируется таким образом, который исключает содержание токсичных углеводородов, характерных для минеральных масел. Содержание ароматических веществ, в частности, в Новасо-ле, равно нулю. Получаемый в результате неводный раствор имеет токсичность на несколько порядков меньше токсичности минеральных масел.

Состав и свойства. Система Новадрил — очень гибкая и многофункциональная. В табл. 4.7 приведены примеры рецептуры системы с водосинтетическим отношением 30/70 для буровых растворов плотностью 1,09, 1,39 и 1,56 г/см³. Простота ее очевидна. Параметры образцов бурового раствора приведены в табл. 4.8.

Параметры бурового раствора в системе Новадрил можно легко регулировать с помощью целого ряда вспомогательных добавок аналогично буровым растворам на углеводородной основе. Например, введением реологического модификатора

Т а б л и ц а 4.7

Типичная рецептура системы Новадрил с водосинтетическим отношением 30/70

Состав	Номер раствора (плотность, г/см³)
Состав	1 (1,09)	2 (1,32)	3 (1,56)
Новасол, м³	1	0,91	0,81
CaCl₂, м³	0,46	0,45	0,43
Новамул, кг/м³	14,265	14,265	14,265
Новавет, кг/м³	13,79	13,79	13,79
Са(ОН)₂, кг/м³	41,37	41,37	41,37
VG-69, кг/м³	14,265	0,65	13,79
Барит, кг/м³	165,5	473,6	787,4

Типичные свойства системы Новадрил с водосинтетическим отношением 30/70 при температуре 48,9 °С

Свойства	Номер раствора (плотность, г/см)
	1 (1,09)	2 (1,32)	3 (1,56)
Пластическая вязкость, мПа-с	26	31	44
Предел текучести, кПа Показания вискозиметра при частоте вращения:	3,35	1,92	4,79
6 об/мин	4	3	6
3 об/мин	3	2	5
СНС_1/10, кПа	4/5	4/5	5/7
Напряжение электропробоя, В	392	385	635
Водоотдача при температуре 121 °С и давлением 500 МПа	4,8	6,2	4,8

можно повысить нижний предел скорости сдвига бурового раствора.

Приготовление этих растворов на буровой или в лабораторных условиях аналогично приготовлению растворов на углеводородной основе.

Данные вискозиметра Хаксли — Бертрама свидетельствуют о том, что изменение реологических характеристик системы Новадрил под воздействием моделируемых изменяющихся температур и давлений на забой аналогично системе бурового раствора на углеводородной основе.

Проведенные в Норвегии и Нидерландах лабораторные исследования подтвердили, что Новадрил подвержен биологической деструкции как в аэробных, так и в анаэробных условиях. Фактическая скорость накопления шлама во времени лучше всего определяется с помощью замеров, производимых на морском дне. В проведенных в последнее время исследованиях отмечалась полная биологическая деструкция алифатических материалов, аналогичных Новасолу, в результате воздействия сульфатвосстанавливающих бактерий. Эти бактерии, вероятно, являются основной причиной анаэробной биодеструкции в условиях морского бурения.

Исследования по определению токсичности Новадрила в водной среде подтвердили его приемлемость для использования в морском бурении.

Проведенные в США исследования по определению токсичности системы Новадрил плотностью 1,2 г/см³ при водосинтетическом соотношении 20/80 с помощью микроорганизмов Mysidopsis bahia, на которых воздействовали в течение 96 ч, показали, что летальная его концентрация LC₅₀ превышает 200 000 ррт. Это значение LC₅₀ в несколько раз превышает значения летальной концентрации типичных буровых растворов на углеводородной основе.

Проведенные в Великобритании исследования токсичности с использованием микроорганизмов Crangon crangon дали довольно приемлемые результаты как для основного раствора Новадрила (> 1800 мг/л), так и для системы (> 32 000 мг/л). Исследования по определению биологического накопления показали, что Новасол не накапливается в тканях живых организмов. Эти результаты позволили Департаменту по делам энергетики присвоить Новадрилу нулевую классификационную категорию по шкале токсичности химических реагентов.

Полномасштабные исследования токсичности проводились также в Норвегии с использованием водорослей, ракообразных и двустворчатых моллюсков. Во всех случаях значения концентрации LC₅₀ значительно превышали минимальный уровень.

4.4. МЕТОДЫ ИЗОЛЯЦИИ

И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ

Методы изоляции и ограничения водоприто-ков основаны на закачке цементирующего (изолирующего) материала в зону проводящих каналов.

К месту необходимой изоляции материал доставляется по технологии установки цементных мостов (с некоторыми вариациями), часто — под давлением.

В глубоких высокотемпературных скважинах при проведении указанных работ довольно часто происходят аварии, связанные с интенсивным загустеванием и схватыванием смеси глинистого и цементного растворов или доставляемых других материалов. В некоторых случаях мосты оказываются негерметичными или недостаточно прочными.

Успешная установка мостов или доставка иных материалов зависит от многих природных и технических факторов, обусловливающих особенности формирования цементного камня, а также контакт и "сцепление" его с горными породами и металлом труб.

Цель установки мостов — получение устойчивого водога-зонефтенепроницаемого стакана цементного камня определенной прочности для перехода на вышележащий горизонт, забуривания нового ствола, укрепления неустойчивой и кавернозной части ствола скважины, опробования горизонта с помощью испытателя пластов, капитального ремонта, изоляции места водопритоков и консервации или ликвидации скважин.

По характеру действующих нагрузок можно выделить две категории мостов: испытывающих давление жидкости или газа и испытывающих нагрузку от веса инструмента во время забуривания второго ствола, применения испытателя пластов или в других случаях. Мосты, относящиеся ко второй категории, должны, помимо газоводонепроницаемости, обладать весьма высокой механической прочностью.

Анализ промысловых данных показывает, что на мосты могут создаваться давление до 85 МПа, осевые нагрузки до 2100 кН и возникают напряжения сдвига на 1 м длины моста до 30 МПа. Такие значительные нагрузки возникают при опробовании скважин с помощью испытателей пластов и других видах работ.

Несущая способность цементных мостов зависит от их высоты, наличия (или отсутствия) и состояния глинистой корки или остатков бурового раствора на колонне. При удалении рыхлой части глинистой корки напряжение сдвига составляет 0,15 — 0,2 МПа. В этом случае даже при возникновении максимальных нагрузок достаточная высота моста 18 — 25 м. Наличие же на стенках колонны слоя бурового (глинистого) раствора толщиной 1—2 мм приводит к уменьшению напряжения сдвига и увеличению необходимой высоты до 180 — 250 м. В связи с этим высота моста

H_м > H0 (4.10)

nDc[x м]

где Н₀ — глубина установки нижней части моста; Q_H — осевая нагрузка на мост, обусловливаемая перепадом давления и разгрузкой колонны труб или испытателя пластов; D^. — диаметр скважины; [т_м] — удельная несущая способность моста, значение которой определяется как адгезионными свойствами тампонажного материала, так и способом установки моста.

Герметичность моста также зависит от состояния поверхности контакта, так как давление, при котором происходит прорыв воды, прямо пропорционально длине и обратно пропорционально толщине корки. При наличии между обсадной колонной и цементных камнем глинистой прослойки с напряжением сдвига 6,8 — 4,6 МПа, толщиной 3—12 мм градиент давления прорыва воды составляет 1,8 —0,6 МПа на 1 м (в случае отсутствия ее нарушения). При отсутствии корки прорыв воды происходит при градиенте давления более 7,0 МПа на 1 м.

Следовательно, герметичность моста в значительной мере зависит также от условий и способа его установки. В связи с этим высоту цементного моста следует определять из выражения

Hм > H0 - р-, (4.11)

[Ap]

где р_м — максимальное значение перепада давления, действующего на мост при его эксплуатации; [A р] — допустимый градиент давления прорыва флюида по зоне контакта моста со стенкой скважины; эту величину также определяют в основном в зависимости от способа установки моста, от применяемых тампонажных материалов.

Из значений высоты цементных мостов, определенных по формулам (4.10) и (4.11), выбирают большее. Ориентировочные значения [т_м], [Ap] при установке мостов через заливочную колонну с применением раствора из портландцемента в зависимости от технологии установки приведены в табл. 4.9.

Установка мостов проводится балансовым методом, сущность которого состоит в следующем. До забоя спускают заливочные трубы и промывают скважину до выравнивания параметров бурового раствора, затем затворяют и продавливают в трубы цементный раствор. Необходимым условием при этом является обязательное соответствие плотности про-

Т а б л и ц а 4.9

Ориентировочные значения |т_м] и [Ap]

Условия и технологические мероприятия по установке моста	[Ap], МПа/м	[Тм], МПа
*В обсаженной скважине*
С применением скребков и моющих буфер	5,0	1,0
ных жидкостей
С применением моющих буферных жидкос	2,0	0,5
тей
Без скребков и жидкостей	1,0	0,05
*В необсаженной скважине*
С применением скребков и моющих буфер	2,0	0,5
ных жидкостей
С применением абразивных буферных жидко	1,0	0,2
стей
С применением неабразивных буферных жид	1,0	0,05
костей
Без буферных жидкостей	0,5	0,01

давочного раствора плотности бурового раствора, благодаря чему происходит уравновешивание цементного раствора в трубах и кольцевом пространстве. После продавки трубы поднимают до определенной отметки, а избыточный цементный раствор вымывают обратной промывкой.

Процесс установки моста имеет много общего с процессом цементирования колонн и обладает рядом особенностей, которые сводятся к следующему:

используется малое количество тампонажных материалов; нижняя часть заливочных труб ничем не оборудуется, стоп-кольцо не устанавливается;

не применяются резиновые разделительные пробки; во многих случаях производится обратная промывка скважин для "срезки" кровли моста;

мост ничем не ограничен снизу и может растекаться под действием разности плотности цементного и бурового растворов.

Цементные мосты должны быть достаточно прочными. Практика работ показывает, что если при испытании на прочность мост не разрушается при создании на него удельной осевой нагрузки 3,0 — 6,0 МПа и одновременной промывке, то его прочностные свойства удовлетворяют условиям как забуривания нового ствола, так и нагружения от веса колонны труб или испытателя пластов.

Установка цементного моста — трудоемкая и дорогостоящая операция. Так, установка моста в 146-мм колонне на глубине 2400 м занимает 38,8 ч. При этом не учтены работы по разбуриванию верхней части моста и различные осложнения, часто происходящие в скважинах. Для ускорения и удешевления этих работ многие исследователи предлагают устанавливать короткие мосты взамен обычных, в связи с чем были разработаны различные механизмы, спускаемые в скважину на трубах, кабеле или тросе. Однако по ряду технических причин они не нашли широкого применения и в настоящее время используются редко. Большая часть мостов устанавливается обычным способом при помощи заливочных труб. Поэтому здесь рассматриваются только примеры стандартной установки цементных мостов.

До настоящего времени основной способ установки цементных мостов — закачивание в скважину цементного раствора в проектный интервал глубин по колонне труб, спущенной до уровня нижней отметки моста с последующим подъемом этой колонны выше зоны цементирования. Как правило, работы проводят без разделительных пробок и средств контроля за их движением. Процесс контролируют по объему продавочной жидкости, рассчитываемому из условия равенства уровней цементного раствора в колонне труб и кольцевом пространстве, а объем цементного раствора принимают равным объему скважины в интервале установки моста. Эффективность данного способа низка, что и подтверждается данными практики: до 50 % мостов оказываются непрочными, негерметичными или они вообще отсутствуют.

Вяжущие материалы, применяемые для цементирования обсадных колонн, пригодны для установки прочных и герметичных мостов и изоляции большинства случаев водоприто-ков. Некачественная установка мостов или вообще их отсутствие, преждевременное схватывание раствора вяжущих веществ и другие факторы в определенной степени обусловлены неверным подбором рецептуры растворов вяжущих веществ по срокам загустевания (схватывания) или отклонениями от подобранной в лаборатории рецептуры, допущенными при приготовлении раствора вяжущих.

Для уменьшения вероятности возникновения осложнений сроки схватывания, а при высоких температурах и давлениях сроки загустевания, должны превышать продолжительность работ по установке мостов не менее чем на 25 %.

При высоких температурах и давлениях сопротивление сдвигу цементного раствора даже после кратковременных остановок (10 — 20 мин) циркуляции может резко возрасти, и циркуляцию восстановить не удается, и в большинстве случаев колонна заливочных труб оказывается прихваченной.

Вследствие этого при разработке рецептуры цементного раствора необходимо исследовать динамику его загустевания на консистометре (КЦ) по программе, имитирующей процесс установки моста.

Доставка в интервал установки моста тампонажного раствора необходимого качества и объема — одно из решающих условий благоприятного исхода работ.

Производственный опыт, подтвержденный научными исследованиями, свидетельствует о потерях цементного раствора за счет адгезии (налипания) на стенки труб и смешения с буровым раствором и, кроме того, об ошибках в определении объема прокачанной продавочной жидкости.

Для предупреждения продавливания в интервал установки цементного моста смеси тампонажного раствора с продавочной жидкостью или собственно продавочной жидкости при определении ее объема У_п следует исходить из уравнений 244

AV = ^НмБт + c₀ + C₁ + C₃, (4.13)

^Ут

где У_т — внутренний объем колонны заливочных труб, м³; AV — относительное превышение над внутренним объемом заливочной колонны объема продавочной жидкости; Н_м — протяженность цементного моста; м; Б_т — площадь внутреннего сечения колонны в интервале установки цементного моста, м²; С₀ — коэффициент, учитывающий неточность продавливания цементного раствора при контроле по объему продавочной жидкости; С₁ — коэффициент потерь вследствие адгезии цементного раствора на стенках труб; С₃ — коэффициент потерь цементного раствора при смешении со второй порцией буферной жидкости.

Коэффициенты приведены в табл. 4.10.

По результатам исследований установлено, что одно из основных условий доставки в интервал установки моста необходимого объема тампонажного раствора может быть записано как

Уц = Н Бс + Ут(С1 + С2 + С3+С0), (4.14)

где Б_с — площадь поперечного сечения скважины в интервале установки моста, м²; С₂ — коэффициент потери цементного раствора при смещении с первой порцией буферной жидкости (см. табл. 4.10).

При использовании воды в качестве буферной жидкости потери цементного раствора резко сокращаются, также уменьшаются и объемы зон смешения с буровым раствором и буферной жидкостью. Зоны смешения могут быть очень

Т а б л и ц а 4.10

Сводка коэффициентов к расчетам

Коэффици	Для бурильных труб с высаженными внутрь концами		Для НКТ
енты	с буферной	без буферной	с буферной	без буферной
	жидкостью	жидкости	жидкостью	жидкости
с,	0,01	0,03	_—	0,01
С₂	0,02	0,04	0,01	0,02
С₂	0,02	0,03	0,01	0,02
С,	0,02	—	0,02	—
С.5	0,40	—	0,40	—
Сб	0,03	0,20	0,03	0,20
с₀	0,01	0,02	0,01	0,02

значительными. При этом общую протяженность подъема тампонажного раствора Н_м и зоны смешения Н_см в кольцевом пространстве от башмака заливочной колонны без учета образования застойных зон (загустевшие массы бурового раствора и скопления шлама) определяют по уравнению

нсм = H_м + ~~^CV + ^CбУсм~~ , (4.15)

^Б К

где У_см — объем зоны смешения, м³; Б_к — площадь кольцевого сечения скважины, м²; С₆ — коэффициент потери, учитывающий смешение цементного раствора в кольцевом пространстве (от башмака заливочной колонны) без учета образования застойных зон (см. табл. 4.10); С₂ = 0,02+0,04 и С₆ = = 0,2 — при контакте тампонажного раствора с буровым, а при контакте тампонажного раствора с водой С₂ = 0,01+0,02 и С₆ = 0,03.

Объемы первой и второй порций буферной жидкости (воды), исходя из условия исключения смешивания (полного разделения тампонажного и бурового растворов), можно рассчитать по формулам: для первой порции

У = СУт + С5ВД; (4.16)

для второй порции

V2 = СУп, (4.17)

где С₄, С₅ — коэффициенты потери буферной жидкости в результате ее адгезии соответственно к стенкам заливочных труб и в кольцевом пространстве (см. табл. 4.10).

Успешность операции по установке цементного моста возрастает при использовании разделительных пробок. Однако анализ промысловых материалов свидетельствует о том, что в 35 — 45 % случаев момент срезки штифтов подвесной разделительной пробки на поверхности не фиксируется. В результате выполненных исследований было установлено, что для фиксирования момента срезки штифтов, рассчитанных на перепад давления 3 — 4 МПа, необходимо получить гидравлический удар определенной интенсивности.

Такой гидравлический удар может быть получен при определенной подаче насоса цементировочного агрегата (ЦА) в зависимости от диаметров колонны заливочных труб и скважины (табл. 4.11).

Допустимая производительность насоса при срезке штифтов

Диаметр, мм		Допустимая производительность ЦА, л/с, при давлении срезания штифтов 3 — 4 МПа и плотности бурового раствора, кг/м³			Диаметр, мм		Допустимая производительность ЦА, л/с, при давлении срезания штифтов 3 — 4 МПа и плотности бурового раствора, кг/м³
колонны заливоч ных труб	сква жины				колонны заливоч ных труб	сква жины
колонны заливоч ных труб	сква жины	1000	1600	2200	колонны заливоч ных труб	сква жины	1000	1600	2200
60	94	2,9	2,3	2,0	114	190	7,9	6,3	5,5
	126	3,5	2,8	2,4		269	9,4	7,6	6,6
73	126	4,8	3,9	3,4	140	214	9,0	7,2	6,2
	146	5,0	4,1	3,5		320	11,5	9,2	8,0

Важным фактором, влияющим на успешность установки мостов и цементирования скважин, а также доставки изолирующих материалов для ликвидации водопритоков, является смешение бурового раствора с тампонажным и другими жидкостями, в результате чего образуется иная жидкость с отличными реологическими свойствами. Поскольку в большинстве случаев буровые и цементные растворы обрабатываются химическими реагентами, смешение их сопровождается, как правило, образованием труднопрокачиваемых пробок, являющихся одной из основных причин значительного повышения давления. Смешение растворов зависит от их реологических параметров, режима движения, конструкции и глубины скважины, конфигурации ствола, разницы плотностей и т.д. По данным анализа термограмм, цементограмм и результатов гамма-каротажа цементный и буровой растворы могут смешиваться на очень больших участках. Необходимо применение буферных жидкостей.

Образование зон смешения при закачке в скважину цементного раствора более опасно, чем при закачке шлакового раствора. Подтверждением этого является изменение подвижности смесей, изображенное на рис. 4.2, из которого следует, что растекаемость бурового раствора после введения в него 5—10 % цементного раствора уменьшается от 18 до 8 — 6 см. В дальнейшем заметное увеличение подвижности смеси наблюдается лишь после доведения количества цементного раствора в нем до 80 %.

Для шлаковых растворов характерна другая закономерность: они сильно сгущаются при попадании в них небольших количеств бурового раствора, но во всех случаях темп и абсолютное значение их загустевания значительно меньше, чем у смесей с цементным раствором.

О 20 40 60 80 100

Рис. 4.2. Изменение растекаемости смесей тампонажного и бурового растворов различных составов:

1 — шлаковый и буровой растворы; 2 — то же, 0,4 % ССБ, 0,2 % хромпика и буровой раствор; 3 — портландцементный и буровой растворы; 4 — то же, 0,3 % ССБ, 0,1 % хромпика и буровой раствор

Содержание глинистого раствора е смеси, %

На подвижность смесей заметное влияние оказывают замедлители сроков схватывания. Использование тампонажных растворов, особенно шлаковых, содержащих ССБ и хр ом-пик, повышает интенсивность загустевания смесей, что происходит за счет дополнительных реакций между замедлителями и реагентами, содержащимися в цементном и буровом растворах.

Существуют различные разновидности мостов в скважинах: СТС (стреляющие тампонажные снаряды), резиновые, металлические, намыв песка, барита и др.

РЕГУЛИРОВАНИЕ

ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТА В ОКОЛОСКВАЖИННЫХ ЗОНАХ

Регулирование состояния околоскважинных зон пласта - один из основных вопросов повышения эффективности разработки месторождений.

Ускорение научно-технического прогресса в нефтедобывающей промышленности и, в частности, интенсификация процесса разработки в основных нефтедобывающих районах страны предполагают использование всех потенциальных возможностей для наращивания добычи.

На современном этапе резко сократилось число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции. Новые месторождения имеют ухудшенную геолого-промысловую характеристику по сравнению с разрабатываемыми. Темпы прироста разведанных запасов отстают от темпов роста нефтедобычи. В этих условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта с участка залежи.

В последние годы стратегическим направлением решения этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологий воздействия на призабойную зону скважин оказывали недостаточно внимания. Вместе с тем имеющийся опыт показывает, что воздействие на призабойную зону скважин, сопутствующее воздействию на пласт, существенно увеличивает нефтеизв лечение. Эффект может быть получен как при целенаправленных обработках призабойной зоны, так и в качестве попутного эффекта при воздействии на пласт в целом гидродинамическими, тепловыми и физико-химическими методами.

Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта - взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой техноприродной системы. Недоучет особенностей и степени влияния прискважинной зоны как одного из элементов системы приводит к общему снижению эффективности разработки.

Потенциальная продуктивность возможна в тех случаях, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшение фильтрационных свойств пласта (ФСП) в прискважинной зоне. Практически любая операция, проводимая в скважинах, представляет собой потенциальный источник потери продуктивности. Установлено, что ФСП ухудшаются вследствие засорения пласта различными веществами при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией и ремонте скважин. Ухудшение ФСП происходит и в процессе освоения скважин. В ряде случаев по этим причинам скважины оказываются непродуктивными, в результате чего увеличивается фонд бездействующих скважин. Действующий фонд скважин является низкодебитным и требует применения искусственных методов воздействия для повышения продуктивности.

Для регулирования фильтрационных свойств околоскважинных зон предложены способы и технологии, большинство из которых опробовано в промысловых условиях. Имеющийся практический опыт показал, что добиться значимого повышения продуктивности скважин удается лишь в тех случаях, когда механизм восстановления ФСП адекватен механизму их поражения. Соответственно потенциальные возможности регулирования достигаются, во-первых, за счет сведения к минимуму потерь продуктивности и, во-вторых, за счет планирования искусственного воздействия исходя из текущего состояния околоскважинных зон.

Ниже анализируется отечественный и зарубежный опыт регулирования фильтрационных свойств околоскважинных зон на этапах вскрытия, освоения и эксплуатации скважин.

4.1. ФИЛЬТРАЦИОННОЕ СОСТОЯНИЕ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ И ЕЕ РОЛЬ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ

При проектировании и анализе дебитов скважин, текущего нефтеизвлече-ния, оценке кондиций и решении других геолого-промысловых задач состояние околоскважинной зоны пласта играет важную роль. Так, пласты определяют как коллекторы по результатам опробования после вскрытия их бурением. На практике часто встречаются случаи, когда явные пласты-коллекторы не дают притока, так как при их вскрытии фильтрационные свойства околоскважинной зоны необратимо ухудшились. Наряду со снижением продуктивности скважин ухудшение ФСП в околоскважинных зонах приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения, темпов разработки, увеличению сроков разработки залежи в целом. В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии, что снижает эффективность воздействия на пласт в целом.

В связи с особенностями падения давления в околоскважинной зоне среднюю проницаемость техноприродной системы скважина - околосква-жинная зона - межскважинная часть пласта определяет проницаемость прискважинной области несмотря на ее незначительные размеры. Снижение продуктивности пластов вследствие ухудшения фильтрационных свойств прискважинной зоны количественно характеризует гидродинамический показатель - отношение продуктивностей скважины до и после ухудшения фильтрационных характеристик прискважинной зоны - параметр ОП (рис. 4.1). Ухудшение проницаемости прискважинной области в 5 раз приводит к снижению продуктивности скважин в 2 раза; снижение проницаемости околоскважинной зоны в 10 раз уменьшает продуктивность в 3,5 раза, а снижение в 50 раз может вызвать 15-кратные потери продуктивности. Важным обстоятельством является то, что размеры зоны ухудшенной проницаемости при этом могут составлять всего лишь десятки сантиметров. В то же время увеличение проницаемости околоскважинной области в 5-10 раз по сравнению с исходной проницаемостью пласта при тех же размерах околоскважинной области увеличивает продуктивность всего лишь на десятки процентов.

На основании отмеченного определяется основная стратегическая линия регулирования ФСП в околоскважинных зонах, которая реализуется, во-

Рис. 4.1. Зависимость снижения продуктивности скважин от радиуса и степени снижения проницаемости k / k₀ в околоскважинной зоне:

1 - 0,02; 2 - 0,05; 3 - 0,1; 4 - 0,2; 5 -

оп

0,3; 6 - 0,5; 7 - 1,0; 8 - 2,0; 9 - 5,0; 10 -10,0

первых, сведением к минимуму ухудшения проницаемости путем подбора технологий вскрытия, опробования и эксплуатации пластов и, во-вторых, восстановлением фильтрационных свойств околоскважинной зоны путем постановки целенаправленных воздействий на нее.

Восстановление ФСП может обеспечить кратное увеличение продуктивности скважин, в то время как улучшение природных фильтрационных свойств околоскважинной зоны вызовет лишь незначительное повышение продуктивности.

Анализ фактических изменений фильтрационной характеристики прискважинной зоны указывает на их широкий диапазон. На месторождениях ПО "Коминефть" продуктивность в результате ухудшения фильтрационных свойств прискважинной зоны может уменьшаться в 27 раз, на месторождениях Белоруссии - в 18 раз, на Самотлорском месторождении -в 23 раза. В среднем более 50 % всех пластов имеют в 2 раза меньшую продуктивность, чем потенциальная, 25 % - в 4 раза и 10 % пластов - в 10

раз.

В результате ухудшения ФСП в прискважинной области скважины вводят в эксплуатацию с дебитами ниже планируемых и отмечается систематический недобор нефти при нормативных показателях разработки. Для достижения проектной добычи приходится бурить значительное число дополнительных скважин, которое при постоянном годовом отборе жидкости равно средней по месторождению величине параметра ОП. Это приводит к ухудшению продуктивности после вскрытия пластов бурением и уменьшению объемов нагнетания жидкости на определенный момент разработки залежи, что, в свою очередь, вызывает потерю нефтеизв лечения и удлинение сроков разработки. Исследованы зависимости потерь текущего нефтеизвлечения Ап_н и удлинения сроков разработки АТ от параметра ОП. Они получены путем обработки данных динамики добычи из пласта Д₁ Бавлинского месторождения. Без бурения дополнительных скважин АТ может достигать 0,32, что применительно к пласту Д₁ Бавлинского месторождения составило более трети всего периода разработки.

Кроме потерь текущей нефтеотдачи и удлинения сроков разработки ухудшение продуктивности при вскрытии пластов бурением приводит к уменьшению коэффициента охвата залежи заводнением. Последний так же, как и текущее нефтеизвлечение, определяется объемом прокачанной жидкости к определенному моменту разработки. В качестве примера приведена зависимость уменьшения коэффициента охвата заводнением (объем заводненной части залежи к общему объему залежи) от параметра ОП для различных моментов безразмерного времени. Зависимость построена по экспериментальным данным М.Л. Сургучева по влиянию относительного объема прокачанной жидкости на коэффициент охвата заводнением в₀ внешней зоны залежи пласта Б₂ Красноярского месторождения. Уменьшение коэффициента охвата заводнением из-за ухудшения продуктивности скважин при вскрытии пластов бурением может достигать 0,3.

Изменения фильтрационных свойств в околоскважинных зонах отражаются на точности и достоверности оценок кондиционных значений параметров.

В настоящее время для обоснования нижних предельных значений коллекторских свойств используют комплекс данных по гео-, петрофизическому и гидродинамическому исследованию пластов. В частности, по сопоставлениям гео- и петрофизических характеристик с результатами опробования (коэффициентом удельной продуктивности) определяют нижние предельные значения гео- и петрофизических параметров, отделяющие коллектор от не-коллектора. При этом предполагают, что значение фазовой проницаемости в пластах с нулевой продуктивностью равно нулю. Такой подход к проблеме определения нижних предельных значений коллекторских свойств основан на предположении, что коллекторские свойства пласта и его прискважинной зоны идентичны. Однако такое предположение в большинстве случаев необоснованно.

Поскольку оценку кондиционных значений параметров базируют на существующей технологии вскрытия и испытания пластов, то отличие полученных при опробовании дебитов от их потенциальных значений (ОП = 1) приводит к искажению определяемых кондиционных параметров. Для определения нижних кондиционных значений параметров с использованием данных удельной продуктивности необходимо фактическую удельную продуктивность привести к максимально возможной:

Лшах ^пф^ОП.

Механизм влияния качества вскрытия на кондиционные значения параметров обусловлен уменьшением действующей (эффективной) депрессии на пласт при испытании. Ухудшение проницаемости в прискважинной области приводит к тому, что при одинаковых дебитах фактическая (эффективная) депрессия намного меньше потенциально возможной (ОП = 1). Это и обусловливает существенное занижение коэффициента охвата по толщине заводнением и увеличение минимального коэффициента проницаемости. Рассмотрены зависимости коэффициента охвата заводнением по толщине и минимальной проницаемости k_0min от качества вскрытия (ОП) для условий XIII и XIV горизонтов месторождения Узень на основе фактических данных об изменении профилей притока при изменении эффективной депрессии. Ухудшение качества вскрытия (увеличение параметра ОП) приводит к резкому возрастанию нижнего предела проницаемости. Так, при эффективной депрессии р_эф = 4,5 МПа и увеличении ОП от 1 до 2 значение k_0min изменяется от 23-10^-3 до 7-10^-3 мкм², что эквивалентно уменьшению действующей депрессии на пласт более чем на 0,15 МПа. Возрастание минимальных значений коэффициента проницаемости снижает коэффициент охвата заполнением по толщине. Снижение коэффициента охвата по толщине при ухудшении качества вскрытия (увеличении ОП) может составлять более 25 %.

Таким образом, ухудшение фильтрационных характеристик прискважинной зоны при вскрытии пластов бурением является причиной уменьшения добычи нефти, ухудшения технологических показателей разработки, что приводит к существенным потерям нефти.

4.2. ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫЙ АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ПРОДУКТИВНОСТИ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

При вскрытии пластов бурением под действием репрессии происходит фильтрация промывочной жидкости из скважины в пласт. При цементировании в пласт фильтруется цементный раствор. Под действием гидродинамических нагрузок в прискважинной области возникают значительные напряжения с возможным образованием трещин.

При вскрытии пластов перфорацией процессы уплотнения и дробления пород осложняются фильтрационными процессами. При эксплуатации скважин в прискважинной зоне может происходить выпадение солей, смол, асфальтенов и парафинов, разгазирование нефтей. Охлаждение прискважинной области пласта также вызывает выпадение парафина и тяжелых нефтяных фракций. Прискважинные процессы сопровождаются физико-химическими и поверхностными явлениями. Таким образом, в прискважинной области возникают сложные многофазные динамические состояния.

Несмотря на многообразие прискважинных процессов, имеется определенная общность механизма ухудшения фильтрационных свойств. Основной механизм поражения пласта в прискважинной области - блокировка части внутрипорового пространства твердыми частицами или флюидами. Поражение пласта жидкими и газообразными флюидами обусловливается капиллярными, поверхностными и физико-химическими взаимодействиями в прискважинной области. На степень поражения пласта существенное влияние оказывают и технологические операции в скважинах. Путем целенаправленного воздействия на технологические режимы в скважинах удается уменьшить степень поражения пласта. В то же время комплексный характер механизма поражения пласта, его многостадийность и периодическая повторяемость определяют необходимость дифференцированного подхода к проблеме регулирования фильтрационных свойств прискважинной области на разных технологических стадиях заканчивания и эксплуатации скважин.

1. При вскрытии пластов бурением продуктивный пласт испытывает отрицательное воздействие буровых растворов. Расчеты показывают, что при современных скоростях бурения поражение пласта за счет фильтрации промывочной жидкости под долото значимо лишь на расстоянии порядка нескольких сантиметров ниже долота. Этот объем коллектора удаляется при бурении и на продуктивность скважин практически не влияет.

Основное поражение коллектора при вскрытии пласта бурением связано с проникновением промывочной жидкости через стенку скважины. В нефтепромысловой практике степень поражения пласта буровыми растворами обычно дифференцируется на поражение дисперсной фазой буровых растворов (твердыми частицами) и дисперсионной средой (фильтратами).

2. Технология вскрытия пластов бурением предполагает создание репрессии на пласт. Под действием репрессии промывочная жидкость фильтруется в пласт. Твердые частицы промывочной жидкости с размерами, превышающими размеры пор, откладываются на стенки скважины, образуя зону глинистой корки. Другая часть твердой фазы с размерами частиц, меньшими диаметра пор, проникает в пласт и осаждается в прискважинной области в виде зоны кольматации. Из теоретических и лабораторных исследований вытекает, что в максимальной степени поражение пластов кольматацией происходит в высокопористых и высокопроницаемых коллекторах. При этом степень снижения проницаемости может достигать 70-95 %, вплоть до полной потери проницаемости в зоне кольматации. В то же время существующие оценки влияния зоны кольматации на потери продуктивности скважин неоднозначны. Лабораторные эксперименты, проводимые на образцах керна, указывают на незначительные (—1-2 мм) размеры зоны кольматации. В этом случае потери продуктивности могут составить лишь 5-8 % (см. рис. 4.1). В то же время в экспериментах Р.Ф. Крюгера и Л.С. Фогеля, А. Абрамса отмечалось проникновение твердых частиц на глубину до 20-40 см и более. При этом продуктивность уменьшалась в результате кольматации в 510 раз.

Наблюдаемые в экспериментах различия в степени влияния зоны кольматации на снижение проницаемости пластов обусловлены различными режимами поражения пласта кольматацией. Большинство исследователей при анализе поражения пласта кольматацией придерживаются концепции внут-рипорового сводообразования. Согласно этой концепции, частицы с размерами, меньшими диаметра пор, но большими трети их проходного сечения, сталкиваясь, образуют перемычки, которые задерживают частицы меньшего размера. В этом режиме формирование зоны кольматации происходит в период мгновенной фильтрации, т.е. до образования и уплотнения глинистой корки. Влияние толщины образовавшейся зоны кольматации (несколько миллиметров) на продуктивность пласта незначительно. В режиме сводообразования относительно быстро (порядка нескольких минут) формируется малопроницаемая зона кольматации, препятствующая дальнейшему поступлению промывочной жидкости в пласт. Сводообразующая кольматация нашла применение при технологиях вскрытия пластов с кольматацией ствола струями глинистого раствора (М.Р. Мавлютов).

С ухудшением фильтрационно-емкостных свойств коллектора усложняется структура внутрипорового пространства, затрудняются условия сводообразования и увеличивается объем пор, не доступных проникновению твердых частиц, что приводит к возрастанию объема промывочной жидкости, проникающей в пласт. В таких условиях существенно изменяется механизм поражения коллекторов за счет кольматации твердыми частицами. Эффективное сводообразование вообще не происходит либо затрагивает лишь узкую пограничную зону глинистая корка - пласт. Основная масса кольмати-рующих частиц проникает через глинистую корку в пласт на значительные расстояния. Как показали результаты лабораторного моделирования, в этом режиме кольматации происходит необратимое ухудшение проницаемости до 30-40 % первоначальной на значительном расстоянии (до 20-30 см от стенки скважины).

На рис. 4.2 дано сопоставление степени уменьшения проницаемости в зависимости от времени фильтрации и объема профильтровавшейся промывочной жидкости по данным модельных измерений на естественных кернах с широким диапазоном проницаемости от 0,003 до 0,8 мкм². Имеется устойчивая тенденция к снижению проницаемости кольматируемых кернов в зависимости от времени фильтрации промывочной жидкости. При этом в начальный период (порядка часа) проникновения фильтрата изменения проницаемости практически не наблюдается, затем происходит стабильное снижение проницаемости на протяжении всего периода фильтрации. Степень снижения проницаемости пропорциональна объему фильтрата, ушедшего в пласт. Снижение потерь продуктивности скважины в результате кольматации прискважинной области твердыми частицами промывочной жидкости обычно исключается при вскрытии пластов перфорацией.

Как показали модельные исследования Клотца, потери продуктивности пластов будут минимальны, если длина перфорационного канала превышает толщину зоны кольматации в 2 раза. Промысловые оценки толщины зоны кольматации по данным промысловой геофизики показали, что фактическая толщина зоны кольматации изменяется от 1 до 10 см и составляет в среднем 3-4 см, что в сумме с толщиной цементного кольца значительно меньше длины перфорационного канала. В необсаженных скважинах снижения потерь продуктивности за счет кольматации добиваются путем последующего расширения ствола скважины с удалением закольматированной части породы.

3. В процессе проникновения промывочной жидкости из скважины в пласт происходит ее разделение на дисперсную фазу и дисперсионную ср еду. Дисперсная фаза промывочной жидкости образует на стенке скважины глинистую корку и в пласте зону кольматации. Дисперсионная среда проникает в пласт, образуя зону проникновения фильтрата промывочной жидкости. Ухудшение ФСП под воздействием фильтрата промывочной жидкости связано, во-первых, с уменьшением фазовой проницаемости и, во-вторых, с

Рис. 4.2. Зависимость степени снижения проницаемости в зоне кольматации k/k₀ от объема промывочной жидкости Q, проникшей в пласт, и времени фильтрации t проявлением поверхностных взаимодействий между мелкодисперсными составляющими цемента породы и фильтрата.

В настоящее время около 98 % всех пластов вскрывают с использованием промывочной жидкости на водной основе. Фильтраты этих промывочных жидкостей, являясь смачивающей фазой, вытесняют нефть и газ, первоначально находящиеся в околоскважинной области. Влияние фильтратов промывочной жидкости на проницаемость традиционно оценивается отношением коэффициента восстановления проницаемости по нефти после фильтрации в течение определенного времени к первоначальной проницаемости. Полученные таким образом данные малоинформативны с точки зрения регулирования фильтрационных свойств зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт. Коэффициент восстановления проницаемости не учитывает реальную динамику вытеснения нефти и газа фильтратом промывочной жидкости и не отражает существенных факторов, влияющих на проницаемость зоны проникновения. При формировании зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости степень вытеснения нефти и газа фильтратом зависит от технологических условий вскрытия, поверхностномолекулярных свойств системы фильтрат - нефть и петрофизических характеристик пласта. Степень насыщенности фильтратом определяется соотношением капиллярного перепада к гидродинамическому в зоне проникновения. Это соотношение удобно характеризовать комплексным безразмерным параметром П:

П _ 2ло cos фл/mkH

qv ф

где о - поверхностное натяжение на границе фильтрат - пластовый флюид; cos ф - косинус краевого угла смачивания; m, k - коэффициенты пористости и проницаемости; Н - толщина пласта; q - объемный расход фильтрата в пласт; v-ф - динамическая вязкость фильтрата.

Связь фильтратонасыщения 5ф зоны проникновения с параметром П и радиусом r* = r - г_с представлена следующим образом:

где А, а, у - коэффициенты, зависящие от свойств пласта; Я_зп - радиус зоны проникновения, Л*_п _ Л_зп - r_c; r_c, r - радиус скважины и текущий радиус.

При освоении продуктивных пластов часть фильтрата защемляется в зоне проникновения в результате капиллярной блокировки и формирует область повышенного содержания остаточного фильтрата, которая также способствует уменьшению проницаемости по нефти и газу (рис. 4.3). Проницаемость пласта при защемленном остаточном фильтрате может составлять менее 70 % первоначальной.

В преимущественно гидрофильных коллекторах с ухудшенными коллекторскими свойствами, развитой удельной поверхностью при наличии внут-рипорового глинистого цемента существенно влияют на поражение пласта фильтратом промывочной жидкости поверхностные взаимодействия фильтрата и твердой фазы коллектора. В природном состоянии поверхностные силы прочно удерживают мельчайшие гидрофильные частицы на зернах

Рис. 4.3. Ухудшение проницаемости в зоне проникновения фильтрата промывочной жидкости к_зп/ к ₀ при различных значениях параметра е:

1,1' - 1; 2,2' - 10; 3,3' - 10²; 4,4 - 10³; 5,5'- 10⁴. Сплошные линии - прямое направление фильтрации, пунктирные -обратное

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 r*/Rl _n

скелета. При внедрении фильтрата промывочной жидкости в гидрофильной пленке погребенной воды резко уменьшаются действия поверхностных сил, в результате чего мельчайшие частицы твердой фазы приходят в движение и увлекаются фильтратом в глубь пласта. Взаимодействуя друг с другом и со скелетом породы, частицы могут образовывать сгустки и застревать в местах сужений и пережимов пор. Самокольматация за счет мельчайших гидрофильных частиц проявляется при использовании промывочных жидкостей на пресной основе. В результате самокольматации проницаемость пласта может снизиться до 30-40 % от первоначальной. На интенсивность самокольматации оказывают влияние структура порового пространства и условия вскрытия пласта. В коллекторах с разветвленной структурой порового пространства при наличии тупиковых и плохо сообщающихся пор изменение минерализации фильтрата в зоне проникновения происходит постепенно и не возникает значительных градиентов поверхностных сил. При высоких скоростях проникновения фильтрата в пласт градиенты поверхностных сил значительны и интенсивность поступления мельчайших частиц в фильтрат возрастает.

Помимо самокольматации взаимодействие фильтрата промывочной жидкости с твердой фазой породы приводит также к поверхностной гидратации, в результате которой в зоне проникновения увеличивается количество прочно связанного фильтрата, уменьшаются эффективная пористость и проницаемость коллектора. Уменьшение проницаемости в зоне проникновения в результате поверхностной гидратации может составлять до 40 % первоначальной. Эффекты поверхностной гидратации и самокольматации наиболее типичны для заглинизированных песчаников, однако исследования, проведенные в России и за рубежом, показали, что при современных обработках промывочных жидкостей физико-химическими реагентами эти явления могут наблюдаться и для практически безглинистых - чистых коллекторов. Степень влияния фильтрата промывочной жидкости на потери продуктивности зависит от фильтрационно-емкостных свойств коллектора. Для пластов с проницаемостью порядка 0,5 мкм² влияние фильтрата на потери продуктивности составляет не более 30-40 %. В коллекторах с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами в результате поверхностных взаимодействий с породой продуктивность может снизиться в десятки раз.

4. В процессе цементирования скважин ухудшение проницаемости прискважинной области обусловлено проникновением твердых частиц цементного раствора и его фильтрата в пласт. Проницаемость ухудшается за счет гидратации цемента и его перекристаллизации во внутрипоровом пространстве и за счет взаимодействия фильтрата с кремнийсодержащими компонентами твердой фазы коллектора с образованием гидрата силиката кальция -цементирующей составляющей.

Поражение пласта твердыми частицами цементного раствора обусловливает цементную кольматацию прискважинной области. Глубина проникновения фильтрата цементного раствора (лабораторное моделирование) может составлять 1,5—2,0 диаметра скважины. Заметное уменьшение проницаемости коллектора отмечено в первые сутки после цементирования. Степень ухудшения проницаемости за счет фильтрата цементного раствора зависит от состояния прискважинной области на момент проведения цементирования.

В пластах с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами основное влияние на поражение пласта оказывает фильтрат промывочной жидкости; поражение пласта фильтратом цементного раствора достигает лишь 3-5 % первоначальной проницаемости. Для пластов проницаемостью

0,1-0,5 мкм² ухудшение проницаемости фильтратом цементного раствора может составлять 10-20 % первоначальной.

В высокопроницаемых коллекторах (более 0,5 мкм²) степень ухудшения проницаемости под воздействием фильтрата и твердых частиц цементного раствора увеличивается с ростом проницаемости и составляет 25-50 %. Максимальное снижение проницаемости в процессе цементирования скважин происходит в пластах, вскрытых с применением промывочных жидкостей на нефтяной основе, с использованием аэрированных жидкостей и других "нефильтрующихся" промывочных жидкостей.

Образование на этапе вскрытия пластов бурением слабопроницаемой глинистой корки и зоны кольматации является благоприятным фактором, предохраняющим пласт от его дальнейшего поражения тампонажным цементным раствором. Лабораторные исследования показали, что в этом случае радиус зоны поражения не превышает 0,5— 1,0 см, а его влияние легко устраняется в процессе перфорации. Радиус поражения пласта при цементировании может значительно увеличиваться при разрыве пластов цементным раствором.

5. На этапе вскрытия пластов перфорацией (кумулятивной, а также пулевой и гидропескоструйной) наряду с созданием надежной гидродинамической связи пласта со скважиной происходят также и изменения фильтрационных свойств пласта (ФСП) в области, прилегающей к перфорационному каналу. В связи со сложностью экспериментов механизм влияния перфорации на ФСП изучен еще недостаточно полно.

Имеющиеся эксперименты показывают, что под воздействием взрывных нагрузок пористая среда разрушается с образованием зоны трещиноватости с пористыми и проницаемыми блоками. В процессе дробления порода переупаковывается и формируется система трещин, определяющих дилатантную проницаемость. Дилатантное разуплотнение пористой среды может приводить к сбросу внутрипорового давления, что при высоких геостатических давлениях обусловливает рост эффективных напряжений, уплотнение и частичное разрушение коллектора.

По данным экспериментальных исследований на лабораторных стендах, в области, прилегающей к перфорационному каналу, в общем случае выделяются три зоны (рис. 4.4): I - зона дилатантного разуплотнения размером r = 0,4 м/кг¹³, характеризуется существенным улучшением проницаемости (на порядок и более); II - уплотненная зона с ухудшенной на 30-40 % проницаемостью размером 0,4 < r < 1 м/кг^1/3; III - зона слабого улучшения фильтрационных свойств пласта размером r > 1 м/кг^1/3; r - радиус, приведенный к мощности заряда.

Степень изменения проницаемости в околоперфорационной области зависит от прочностных свойств коллектора. В плотных породах с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами зона уплотнения, как правило, отсутствует, и фильтрационные свойства пласта в зоне перфорации существенно улучшаются. В высокопористых коллекторах с пластическим характером деформации заметного эффекта дилатантного разуплотнения не наблюдается, и фильтрационные свойства пласта при перфорации необратимо ухудшаются. Проникновение фильтрата промывочной жидкости на этапе вскрытия пласта бурением может существенно повлиять на прочностные характеристики коллектора в прискважинной области. В частности, в результате поверхностных взаимодействий и действия расклинивающего давления существенно снижается прочность сцепления цементирующих частиц со скелетом породы. Это, в свою очередь, влияет на образование уплотненной и дилатантной зон.

Степень поражения пластов при их вскрытии перфорацией значительно увеличивается, если перфорацию проводят в среде промывочной жидкости при репрессии на пласт. Результаты промысловых исследований показывают, что проницаемость при этом может дополнительно снизиться на 20-30 % и вплоть до полной закупорки в зависимости от применяемых промывочных жидкостей и значений репрессии.

6. При освоении скважин в процессе вызова притока происходит обратное вытеснение фильтрата промывочной жидкости нефтью из околоскважинной зоны. Как отмечалось, в зоне проникновения фильтрата может произойти дополнительное уменьшение проницаемости за счет защемления части подвижного фильтрата. При этом эффекты защемления зависят как от состояния зоны проникновения на начало освоения, так и от технологических условий последнего. В низкопроницаемых коллекторах при освоении происходят прорыв нефти по наиболее крупным порам и трещинам и за-

к/к„

Рис. 4.4. Характер изменения проницаемости пласта в области, прилегающей к перфорационному каналу щемление части фильтрата в зоне проникновения. В высокопроницаемых пластах крупные поровые каналы еще на стадии вскрытия блокируют твердые частицы и ганглии защемленной нефти. При обратном вытеснении прорыв нефти по мелким и средним порам приводит к блокированию фильтр ата в крупных порах и существенному снижению проницаемости в зоне проникновения.

Существуют оптимальные условия освоения скважин, обеспечивающие наиболее полную степень вытеснения фильтрата в процессе освоения. Однако при существующих технологиях эти условия не реализуются. При освоении в прискважинной области защемляются значительные количества подвижного фильтрата, который длительное время выносит движущийся многофазный поток. Промысловые наблюдения показывают, что извлечение фильтрата из призабойной зоны для карбонатных коллекторов продолжается 2-3 года, для терригенных - 5-6 лет. За это время продуктивность скважин возрастает в 2-3 раза. На рис. 4.5 дана зависимость восстановления коэффициента продуктивности скважины после ее освоения от времени эксплуатации. Период стабилизации зависит как от свойств пласта, так и от технологии его освоения.

7. При эксплуатации и ремонте скважин ухудшение проницаемости происходит вследствие выпадения в призабойной зоне парафиновых и смо-лоасфальтеновых отложений, а также неорганических солей. Отложение неорганических солей - типичная причина снижения продуктивности скважин во многих нефтедобывающих районах - Среднем Приобье, Пермской области и др. В результате выпадения неорганических солей изменяется абсолютная проницаемость прискважинной области.

В процессе разработки залежей степень обводненности отдельных ее пластов и участков и соответственно минерализация добываемых вод различны. Это приводит к неравномерному снижению проницаемости в околоскважинных зонах, что усугубляет ухудшение профиля приемистости и притоков и снижает коэффициент охвата пластов заводнением.

В поздний период разработки возрастают обводненность, масштабы перевода скважин на механизированную добычу, депрессии на пласт и потребность в подземных и капитальных ремонтах. При проведении ремонтных работ скважины задавливают водой - происходит дополнительное ухудшение проницаемости прискважинной зоны. Снижение температуры в прискважинной области способствует выпадению смолоасфальтеновых отложений, что также снижает проницаемость.

их освоения

Рис. 4.5. Характер восстановления коэффициента продуктивности пластов ц после

4.3. РЕГУЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТА В ОКОЛОСКВАЖИННЫХ ЗОНАХ

Регулирование ФСП в околоскважинных зонах осуществляют как в процессе заканчивания скважин, так и при их эксплуатации. При вскрытии пластов бурением наиболее эффективно использовать продувку воздухом, облегченные промывочные жидкости или депрессию на пласт. Однако такая технология связана с резким удорожанием, риском создания аварийной ситуации, требует специального оборудования и в большинстве случаев оказывается экономически неприемлемой. Кроме того, применение облегченных промывочных жидкостей и продувка забоя воздухом не гарантируют стабильность ФСП.

Так, в 70-е гг. шесть скважин Битковского месторождения вскрыты с продувкой забоя воздухом, вводом ПАВ и природного газа. Однако недоучет сильного снижения температур до отрицательных в связи с расширением струи сжатого газа при выходе его из сопел долота на забое привел к тому, что в призабойной зоне (1,5 м) из нефти выпали кристаллы парафинов и смолы, произошла парафиновая кольматация, устранить которую так и не удалось. Скважины не были введены в эксплуатацию.

Работами СевкавНИИгаза показано, что вскрытие песчаников с использованием пен может приводить к ухудшению проницаемости до 35 % первоначальной. Имеются примеры неэффективного применения растворов на углеводородной основе, в частности при вскрытии баженовской свиты Салым-ской площади, карбонатных коллекторов Белоруссии и др.

Практические технологии вскрытия пластов бурением предусматривают создание репрессий на пласт. Для уменьшения степени ухудшения проницаемости разработаны технологии вскрытия пластов бурением на нефильтру-ющихся растворах или растворах, не поражающих пласт (растворы на нефтяной основе, полимерные растворы, минерализованные рассолы и др.).

При заканчивании скважин на пласты с аномально высокими пластовыми давлениями успешно применяют насыщенные рассолы плотностью до 1,9 кг/м³ без содержания твердой фазы. Для вскрытия пластов в осложненных условиях успешно применяют растворы с синтезированной и диспергированной дисперсной фазой (гель-технология). Используя "оптимальные" растворы, можно эффективно регулировать ФСП при вскрытии бурением. При этом предполагают, что такие растворы практически не снижают природной проницаемости пласта. Однако Б.А. Шарафутдинов (БашНИПИ-нефть), исследуя в лаборатории влияние промывочных жидкостей на проницаемость терригенных продуктивных пластов в условиях, приближенных к пластовым, пришел к выводу, что все растворы (глинистые, полимерные, известково-битумные) фильтруются в керн. При этом коэффициент ухудшения проницаемости оказался высоким: для обычного глинистого раствора -83-92; для известково-битумного - 93-97, полимерного - 80-91 %. В условиях лабораторного эксперимента незагрязняющие промывочные жидкости с добавкой CaBr₂ снижают проницаемость естественных кернов на 14 %.

Следует отметить, что применение нефтеэмульсионных, полимерных и других промывочных жидкостей, а также воды и рассолов обеспечивает практически отсутствие глинистой корки и зоны кольматации. В связи с этим возникают значительные напряжения в прискважинной области. При слабой сцементированности песчаников возможно их разрушение, увеличение в прискважинной области фильтратонасыщения пласта и размеров зоны проникновения промывочной жидкости в пласт. Таким образом, при отсутствии кольматации возрастает роль других факторов, приводящих к поражению пласта.

При регулировании продуктивности скважин путем подбора состава и обработки промывочной жидкости существует проблема совместности жидкости и коллектора. Так, при использовании полимеров и полиакриламидов, ингибиторов коррозии, а также при росте бактерий и т.п. в процессе смешения различных жидкостей возможно выпадение осадка. На этот процесс влияют как свойства пластовой воды и коллектора, так и чистота химических реагентов для обработки промывочной жидкости, которая может значительно меняться в зависимости от технологии производства, хранения и транспортировки.

В реальных геолого-промысловых условиях регулирование технологических свойств промывочных жидкостей очень затруднено из-за неоднородности физических свойств разбуриваемых отложений, обогащения жидкостей частицами выбуренной породы, неконтролируемых физико-химических взаимодействий промывочной жидкости с пластовым флюидом, поступающим в скважину в процессе бурения.

На эффективность регулирования фильтрационных свойств прискважинной зоны в процессе вскрытия пластов большое влияние оказывает и технология бурения. При высоких скоростях эксплуатационного бурения, характерных, например, для месторождений Западной Сибири, возможно чрезмерное утяжеление промывочных жидкостей частицами выбуренной породы, что приводит к возрастанию репрессии на пласт. Дополнительные репрессии создаются также при быстром спуске бурильного инструмента в скважину. Возникающий при этом гидравлический удар способствует образованию трещин в прискважинной области и дополнительному проникновению промывочной жидкости в пласт. При бурении на разрабатываемые пласты с очень высоким пластовым давлением, а также на нижележащие пласты используют утяжеленные промывочные жидкости, что также обусловливает большие репрессии и дополнительное загрязнение пластов. Аналогичные эффекты получают и при цементировании скважин.

Перфорация в газовой среде или при незначительных (0,3-1,5 МПа) депрессиях на пласт при вскрытии максимально уменьшает эффект поражения пласта. В этом случае удается избежать поражения пласта промывочной жидкостью и частично очистить перфорационный канал от обломков и уплотненного слоя породы. Величина депрессии при перфорации поддается регулированию и может быть выбрана с учетом состояния околоскважинной зоны и свойств пласта-коллектора.

Другой способ снижения степени поражения пласта при перфорации -тщательная очистка скважин до перфорации и использование чистых жидкостей при незначительной депрессии на пласт. Однако, как показали тщательные исследования, даже чистые жидкости (рассолы нефтяных пластов, искусственные рассолы, пресная и морская вода, дизельное топливо и даже пластовая нефть) могут вызвать снижение проницаемости прискважинной зоны по следующим причинам:

1) чистые рассолы не содержат сводообразующих частиц регулируемого размера;

2) чистые рассолы обычно содержат растворимые и нерастворимые твердые частицы, которые могут проникать на значительную глубину пласта;

3) морская вода содержит бактерии и планктон, которые эффективно закупоривают пористую среду;

4) морская вода имеет высокую концентрацию сульфатов, что в присутствии кальция и бария приводит к поражению пласта сернокислым кальцием или барием;

5) при добыче многих сортов сырой нефти выпадают тяжелые углеводороды (асфальтены и парафины) в виде множества мелких частиц, которые вызывают кольматацию пласта;

6) пресная вода резко ухудшает проницаемость терригенных коллекторов даже с незначительным содержанием глинистого цемента.

Кроме того, практически все чистые жидкости заканчивания в той или иной степени загрязняются при технологических операциях по приготовлению и транспортировке в системе скважина - трубопровод. Причинами загрязнения могут явиться растворенное железо, выпадающее в пласте в виде хлопьевидных образований, промывочный раствор, прилипший к трубам и муфтовым соединениям, консистентные смазки, пульпа, бактерии, химические добавки, высохший глинистый раствор, песок, пластовая нефть, частично схватившийся цемент, которые скапливаются во всасывающих линиях насосов и мешалках, на стенках и т.д. Эти примеси практически не влияют на свойства промывочного раствора, но в случае использования тех же емкостей под чистые жидкости заканчивания они загрязняют последние. Полная очистка емкостей, трубопровода и скважины от предыдущих жидкостей и других примесей практически невозможна. Менее одной чайной ложки такой грязи достаточно для закупорки перфорационного канала. Исследования Г.П. Мэлли показали, что проницаемость не снижается, если концентрация твердых примесей не превышает 2 мг/л. Реально добиться такого уровня очистки чистых жидкостей не представляется возможным даже при использовании забойного фильтра.

Имеющиеся экспериментальные данные показывают, что возможности регулирования фильтрационных свойств на этапе вскрытия пластов перфорацией невелики. В табл. 4.1 даны характеристики действия технологии перфорации на степень восстановления проницаемости после перфорации. При оптимальных условиях перфорации продуктивность снижается до 30 % первоначальной, а при неудовлетворительных может составить менее 1 %. Это обусловлено тем, что, помимо ухудшения фильтрационных свойств пласта, вокруг каждого перфорационного канала, как правило, работает лишь

Т а б л и ц а 4.1

Условия перфорирования

Степень восстановления проницаемости после перфорации

k/k₀, %

Раствор

Давление в скважине

Высокое содержание твердой фазы, буровой раствор в скважине

Низкое содержание твердой фазы, буровой раствор в скважине Неотфильтрованный соленый Отфильтрованный

Чистый незагрязняющий Идеальный перфоратор

П р и м е ч а н и я. 1. Знаки "+" и - соответственно ] начальная и текущая проницаемость пласта.

>епрессия и депрессия. 2

1-3

2-4

4-6

8-16

15-25

30-50

100-100

. k₀, k - соответственно

небольшой процент общего числа перфорированных каналов. Основная же масса перфорационных каналов из-за быстрого выравнивания давлений в стволе скважин так и остается неосвоенной, в результате чего резко снижается работающая толщина.

Регулирование фильтрационных свойств прискважинной области в процессе цементирования скважин в настоящее время не проводят, а возможности такого регулирования в специальной литературе не обсуждались. В результате слабой изученности процессов поражения пласта при цементировании и перфорации отсутствуют надежные теоретические и технологические основы регулирования потерь продуктивности на этих этапах.

Для решения проблемы рекомендуется использовать технологию заканчивания скважин с открытым забоем или со специальными фильтрами, которые широко применяют в развивающихся арабских странах (табл. 4.2).

При такой технологии цементирования и перфорации ухудшения ФСП не наблюдается. Однако для многопластовых месторождений открытый забой или забойные фильтры значительно затруднили бы контроль и регулирование процесса разработки.

Фирма "Elf Aquitaine Group" использует оригинальную технологию заканчивания скважин, с помощью которой продуктивность увеличивается в 5 раз. После вскрытия продуктивного пласта вертикальным стволом над кровлей пласта устанавливают временную мостовую пробку, а затем под углом 45° к основному стволу бурят два ответвления длиной 20-30 м в пределах продуктивного пласта. Такая конструкция забоя обеспечивает повышение площади притока жидкости. Положительные результаты получают и при расширении ствола скважины.

Многочисленные промысловые данные свидетельствуют, что скважины вводят в эксплуатацию с резко пониженной продуктивностью. Фактическое ухудшение продуктивности наблюдается на всех этапах заканчивания скважин. По-видимому, проблему максимального сохранения природной продуктивности пласта в околоскважинных зонах следует решать двумя путями -совершенствуя существующую технологию заканчивания скважин и используя специальные технологии восстановления ФСП в околоскважинных зонах уже пробуренных скважин.

Для восстановления ФСП в околоскважинных зонах имеется большой выбор методов и технологий, основанных на физико-химическом, тепловом и других видах воздействия на прискважинную зону.

Т а б л и ц а 4.2

Операция

Условие выполнения

Вскрытие пласта долотом

Обустройство забоя

Обсаживание ствола колонной Цементирование (крепление) колонны

Перфорация колонн

Освоение скважин (вызов притока)

Углеводородные масляные (безводные) эмульсионные, полимерные и другие растворы с нулевой водоотдачей плотностью 800-1100 кг/м³. Противодавление на нефтяной пласт не более 0,3-0,4 МПа (равновесное бурение) при обсаженном стволе скважины

Открытый необсаженный забой в плотных пластах и заменяемые фильтры (хвостовики) в рыхлых пластах

Спуск колонны до кровли нефтяного пласта Использование специальных муфт для обеспечения сплошного цементного кольца за колонной Спуск на забой специальных заменяемых фильтров (лайнеры, хвостовики)

При малых депрессиях на пласт сразу после бурения

Физико-химические методы обработок околоскважинных зон - основной вид регулирования их фильтрационных свойств в б. СССР и за рубежом. В частности, по Западной Сибири 84 % общего объема работ по воздействию на околоскважинные зоны приходится на кислотные обработки (из них преобладают солянокислотные, которые принято считать наиболее эффективными с экономической точки зрения). Средняя успешность солянокислотных обработок по месторождениям Западной Сибири составляет 64 %.

Причины низкой эффективности восстановления продуктивности скважин кислотой - малое число механизмов поражения пласта, по отношению к которым закачка кислоты эффективна. В общем случае для терригенных коллекторов эффективна фтористая кислота, для карбонатных - соляная. Однако кислота становится неэффективной из-за сильного разбавления в коллекторах с высокой степенью водонасыщения и повышенным значением насыщенности остаточным фильтратом промывочной жидкости в прискважинной зоне. Для повышения эффективности кислотных обработок рекомендуют предварительные закачки влагопоглотителей (ацетона, метанола и др.) Закачка кислоты не дает результатов при поражении пласта глобулами защемленного фильтрата и нефти, парафинистыми и асфальтосмолистыми компонентами. Более того, при значительном ухудшении ФСП в околоскважинной зоне кислота вообще не поступает в закупоренные пропластки и перфорационные каналы.

Кислота хорошо восстанавливает ФСП, нарушенные фильтратом цементного раствора. Гидроокись кальция эффективно удаляется соляной либо уксусной кислотой, силикат кальция - фтористой. Однако она практически неэффективна по отношению к уплотнению пласта в зоне перфорационного канала, органическим загрязнениям и др. В ряде случаев в результате действия кислоты на коллектор возможны образование осадка, диспергирование мелкодисперсных частиц и другие нарушения, ухудшающие фильтрационные свойства прискважинной области. Закачка кислоты, как правило, интенсифицирует коррозионные процессы.

Успешность восстановления фильтрационных свойств околоскважинных зон растворителями и поверхностно-активными веществами является еще более низкой по сравнению с солянокислотными обработками - соответственно 61 и 53 %.

Растворители и ПАВ позволяют уменьшить капиллярную блокировку фазовой проницаемости защемленными флюидами и поражение пласта углеводородной кольматацией. Однако в промысловых условиях углеводородная кольматация осложняется выпадением солей и самоотключением отдельных пропластков. В таких условиях успешность обработок растворителями снижается до 20-40 % при средней продолжительности 30-45 сут. На эффективность растворения углеводородной кольматации большое влияние оказывают также диспергирование и растворение асфальтосмолопарафиновых отложений, которые значительно ограничивают возможности стандартных методов.

В осложненных геотехнологических условиях (низкопроницаемые коллекторы, высокая обводненность пластов при низком охвате пластов заводнением) большой эффект прироста продуктивности дают ориентированные гидравлические разрывы пластов (ГРП). В старых нефтяных районах успешность операции по ГРП составляет 60-80 %, а дополнительная добыча на одну скважино-операцию - 456 т. Ориентированные разрывы проводят посредством использования цементных мостов, пакеровки, вязкопластичных систем. Инициирование процесса в выбранном интервале осуществляют путем создания щелей в колонне гидропескоструйной перфорацией. В зарубежной практике метод ГРП является стандартной операцией по регулировке фильтрационных свойств прискважинной зоны.

Невысокая эффективность регулирования ФСП в околоскважинных зонах связана прежде всего с комплексным механизмом поражения пласта и с выборочным регулированием этого поражения отдельными методами. Для повышения эффективности разрабатывают технологии, основанные на ком-плексировании отдельных методов и механизмов воздействия. Эффективным комплексным механизмом воздействия обладают технологии, основанные на использовании многократных управляемых мгновенных депрессий-репрессий.

4.4. ПРИМЕР ВЛИЯНИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА КАЧЕСТВО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Вскрытие продуктивных горизонтов при бурении скважин в НПУ “Долинанефть” происходит при забойных давлениях 30,0-40,0 МПа, что на

6,0-14,5 МПа превышает начальные пластовые давления и на 8-17 текущие. Вызвано это применением глинистых растворов повышенной плотности, особенно при бурении разведочных скважин, когда значение плотности достигает 1500-1600 кг/м³. По мере разработки залежей пластовые давления снижаются на 1,5—3,0 МПа в год. Однако указанный фактор по геологотехническим причинам еще мало учитывается при выборе промывочных жидкостей для вскрытия пластов, вследствие чего возможна глинизация пород прифильтровой зоны пласта, сопровождающаяся в ряде случаев поглощением значительных количеств (до 590 м³) глинистого раствора. Все это отрицательно влияет как на процесс освоения, так и на последующую производительность скважин.

В табл. 4.3 приведены данные о поглощении глинистого раствора и работе скважин Долинского и Северо-Долинского месторождений.

Учитывая коллекторские свойства продуктивных пластов по данным табл. 4.3, можно заключить, что прифильтровая зона пласта скв. 224 и 228 при бурении была загрязнена и загрязнение не удалось устранить путем продолжительного дренирования и применения обработок, в то время как скв. 222 после бурения самопроизвольно из месяца в месяц увеличивала дебит от 175 до 220 т/сут, а скв. 59, 97 и 98 были освоены с дебитами, равными ожидаемым.

Наибольшее влияние на дебит скважин оказало поглощение глинистого раствора в скважинах со сравнительно низким градиентом пластового давления (р_пл = 0,0078+0,0103 МПа/м). Именно при освоении этих скважин отмечались наибольшие затруднения, тогда как скважины с высокими градиентами пластового давления были освоены со сравнительно хорошими показателями.

¹ Для экономии места в тексте градиенты пластового давления, давления при бурении скважин, поглощении глинистого раствора и осуществлении гидроразрыва пласта принято обозначать р_пл, р₆, p•, р_грп - соответственно.

Данные о поглощении глинистого раствора и работе скважин Долинского и Северо-Долинского месторождений

Номер сква жины	Горизонт, площадь	Интервал поглощения глинистого раствора	Градиент противодавления на пласт	Объем погло щения глини-	Репрессия на пласт при	Градиент пласто вого давления	Депрессия на пласт при	Способ освоения скважины	Режим работы скважины после освоения			Коэффициент продуктивности скважины, м³/ (сут ¦ МПа)
		при бурении, м	при по-глоще-нии, МПа/м	стого раствора, м³	погло щении, МПа	во время бурения МПа/м	освоения скважины, МПа		Диа метр шту цера, мм	Дебит нефти, т/сутки	Газо вый фак тор м³/т	дан ной	окружаю щих
59	Выгодские отложения Долинского месторожде ния	2502	0,01 36	35	4,5	0,0125	6,3	Путем замены глинистого раствора на воду	10	25	181	3,4	2,7-8,8
222		2773-2813	0,0136	270	8,7	0,0106	1,8	То же	12	115-220	224	1,23	3,6-33,0
224		2534-2539	0,0122	25	12,7	0,0078	Не опр.	Газлифт	-	5,0	350	Не определен
228		2740-2815	0,0142	220	12,6	0,01 03	4,9	Путем замены глинистого раствора на нефть	8	38	452	0,175	12,3-33,0
97	Выгодские отложения Северо-До- линского месторожде ния	2779	0,01 40	65	8,5	0,0114	4,0	Путем замены глинистого раствора на воду	14	45	4500	Не определен
98		2861-2880	0,0146 0,0122	187	11,0	0,0108	2,3	То же	8	70	224	То же
	П р и м е ч а н и е. Для удобства изучения и сопоставления имеющихся данных в работе под градиентом давления (пластового давления, давления при бурении
скважин или осуществления в них гидроразрыва пласта) принято понимать величину зафиксированного на забое скважины максимального значения давления, приходящегося на 1 м глубины этой скважины. Забойные давления рассчитывались с учетом гидравлических потерь.

Рис. 4.6. Изменение среднесуточной производительности скв. 222 во времени:

1 - ГРП с закачкой 2 т песка при давлении на устье 26 МПа; 2 - подземный ремонт в течение 4 сут с применением пресной воды и глинистого раствора плотностью 1300 кг/м³; 3 - подземный ремонт в течение 11 сут с применением пресной воды (72 м³) и глинистого раствора плотностью 1,3 г/см³; 4 - обработка скважины путем закачки в пласт 32 м³ нефти при давлении на устье 18 МПа и расходе 0,3 м³/мин; 5, 10 - замена 12-мм штуцера на 8-мм; 6 - обра

ботка скважины путем закачки в пласт 166 м³ нефти при давлении на устье 18 МПа и расходе 0,36 м³/мин; 7 - замена 8-мм штуцера на 10-мм; 8 - замена 10-мм штуцера на 12-мм; 9 - под

земный ремонт в течение 3 сут с применением пресной воды; 11, 14 - обработка скважины путем применения метода переменных давлений; 12 - промывка забоя дегазированной нефтью; 13 - подземный ремонт в течение 7 сут с применением пресной воды; 15 - замена 8-мм штуцера на 12-мм; Q_n, Q, - дебит нефти и воды; G₀ - газовый фактор; р_пл - пластовое давление

Степень влияния глинистого раствора при бурении и воды при подземных ремонтах на дебит скважин подробно рассматривается на примере скв. 222, которая характерна для данного промыслового района.

В процессе бурения скв. 222 вскрыла выгодские отложения при р_пл = = 0,0106 МПа/м и превышающем его на 28,3 % давлении промывочной жидкости р_б. При этом в интервале 2773-2813 м пластом было поглощено 270 м³ промывочной жидкости.

После бурения скважину в интервале 2711-2834 м оборудовали фильтром и освоили с дебитом 175 т/сут.

Однако вследствие самоочистки прифильтровой зоны от загрязнения дебит ее в течение 3 мес (рис. 4.6) постепенно увеличился до 220 т/сут, т.е. на 25,7 %. После этого в скважине (см. рис. 4.6, точка 1) произвели гидроразрыв пласта (ГРП), в результате которого дебит увеличился на 25 т/сут (или на 14,3 % по с равнению с начальным) и достиг значения 245 т/сут.

Таким образом, по скважине получено общее повышение дебита на 40 %, причем как минимум 25-30 % этого повышения связано с ликвидацией отрицательного влияния глинистого раствора.

Через 8 мес эксплуатации при р_пл = 0,0102 МПа/м в скважине (точка

2) провели подземный ремонт с применением пресной воды. В результате этого ремонта дебит нефти снизился от 220 до 165 т/сут и оказался на 10 т/сут, или на 5,7 %, ниже начального дебита. В течение 3 мес эксплуатации дебит не восстановился. Более того, после повторного подземного ремонта (точка 3) он уменьшился еще на 25 т/сут. Таким образом, в результате двух подземных ремонтов дебит скважины уменьшился на 80 т/сут, или на 36,3 %. По имеющимся данным можно заключить, что при прочих равных условиях влияние на пласт глинистого раствора при бурении и воды пр и подземном растворе скважины оказывается сравнимым.

Для восстановления дебита скважину (точки 4, 8) дважды обрабатывали дегазированной нефтью. Однако полного восстановления дебита не добились. Далее, на том же рис. 4.6 показано, что последующих два ремонта (точки 9, 13) при градиенте пластового давления 0,0092 МПа/м способствовали еще большему снижению дебита скважин. Так, если после третьего ремонта дебит снизился на 24 т/сут (на 50 %), то после четвертого - на 33 т/сут (на 66 %). Благодаря обработке скважины методом переменных давлений в обоих случаях удалось добиться восстановления дебита.

Рассмотренные показатели производительности по скв. 222 представлены на рис. 4.7.

По данным рис. 4.6 и 4.7 можно заключить, что применение обычного глинистого раствора или пресной воды вызывает заметное снижение дебита нефти и может потребовать проведения дополнительных работ для его восстановления. Причем при более низких р_пл отрицательное влияние промывочных жидкостей на пласт оказывается большим и растет по мере падения р_пл и снижения нефтенасыщенности пород пласта.

Поглощение глинистого раствора при бурении вызывает более резкое снижение производительности скважин. Поэтому важно выявить причины таких поглощений и изыскать меры по их предупреждению.

Для решения этого вопроса изучали промысловые данные о р_б и р_грп. При этом установлено, что р_грп в нагнетательных скважинах Mnl, Vqd, MnV отложений практически совпадают между собой (расхождение не превышает

Рис. 4.7. Показатель влияния глинистого раствора и воды на производительность скв. 222:

1 - текущий дебит, т/сут;

2 - дебит после подземного ремонта, т/сут; 3, 4 - снижение дебита после ремонта, т/сут и % соответственно; 5 - текущее пластовое давление, МПа

10 %) и что среднее значение р_грп (табл. 4.4) всего на 12,4 % превышает значение р’₆ и на 21,1 % - значение р₆.

С теоретической точки зрения математические ожидания величины р_грп и р₆ могут оказаться одинаковыми. Тогда превышение на 12,4 % объясняется точностью фиксации данных при обнаружении поглощения.

Упомянутое различие (так же как и практическое равенство значений р_б и р’₆) удовлетворительно объясняется еще и тем, что в последнем случае поглощение глинистого раствора происходило только в тех участках пласта, для раскрытия трещин в которых было достаточно меньшего давления, чем при осуществлении ГРП на соседних участках, когда на забое скважин давление специально увеличивают до момента многократного повышения приемистости пласта. Очевидно, что при этом р_грп должно быть заметно большим, чем р₆.

По данным табл. 4.4, по скважинам Vqd залежи Северо-Долинского, Mnl и Vqd залежи Струтинского месторождения р_грп и р₆ различаются на

10,0-14,9 %, а по Северо-Долинскому месторождению среднее значение р₆ оказалось практически равным р’₆. Последнее связано с причинами, указанными выше, а также и с тем, что на Северо-Долинском месторождении в настоящее время не разрабатывается лежащая выше Mnl залежь с более высоким р_пл, чем разбуриваемая залежь (из-за этого применяли глинистые растворы повышенной плотности).

Таким образом, исходя из незначительного расхождения величины р_грп, р_б и р’₆ можно заключить, что основной причиной поглощения глинистого

Т а б л и ц а 4.4

Сведения о распределении градиентов давления и соответствующих им вероятных количествах ё_грп при вскрытии продуктивных пластов бурением

Наименование операций	Услов ный индекс	Число операций, взятых для изу	Градиент давления, МПа/м				Наибольшее вероятное количество С при проведении
		чения	Пределы изменения	Среднее значение	Среднее квадра тичное откло нение	Ве!о- ят- ность с_п)п	100 операций (с вероятностью 0,999)**
ГРП в нагнетательных скважинах Долинского месторождения (менилитовые, выгодские и ма-нявские отложения)*	0	25	0,0115-0,0210	0,0161	0,0500	100
Вскрытие пласта при бурении скважин на выгодские отложения Северо-Долинского месторождения	1	37	0,0130-0,0171	0,01 45	0,0005	0,272	54

Наименование операций	Услов ный индекс	Число операций, взятых для изу	Градиент давления, МПа/м				Наибольшее вероятное количество ^сгрп ^пр^ё проведении
		чения	Пределы изменения	Среднее значение	Среднее квадра тичное откло нение	Ве!о- ят- ность ^Сг!п	1 00 опе!а-ций (с вероятностью 0,999)**
Операции по вскрытию продуктивного пласта, в процессе которых зафиксировано поглощение глинистого раствора	2	22	0,0118-0,0159	0,0141	0,0011	0,231	46
Вскрытие пласта при бурении скважин на ме-нилитовые отложения Долинского месторождения	3	24	0,0107-0,0167	0,01 38	0,001 4	0,216	43
Вскрытие пласта при бурении скважин на ме-нилитовые и выгодские отложения Струтинского месторождения	4	10	0,0129-0,0147	0,01 37	0,001 0	0,183	36
Вскрытие пласта при бурении скважин на выгодские и маняв-ские отложения Долинского месторождения	5	15	0,0122-0,0135	0,0127	0,001 0	0,01 0	20
Вскрытие пласта	6	6	0,0107-0,0124	0,0120	0,0005	0,050	10
бурением при ус	7	3	0,0107-0,0122	0,0120	0,0002	0,048	9
ловии уменьшения или практически полного исключения воз/—> * * * можности С_грп	8	2	0,0107-0,0115	0,0111	0,0002	0,026	5
* Градиенты	давления рассчитаны по индикаторным диаграммам					приемистости сква-
жин, зафиксированным при проведении операций ГРП, и соответствуют трещин в пласте.						моменту раскрытия
** Если приведенные под индексом 2 значения градиентов давления принять за гради
енты ГРП и по отношению к их распределению произвести расчеты вероятных количеств
С , то последние	по сравнению с указанными в этой			колонке	окажутся заметно большими,
однако, с нашей точки зрения, для обоснования результатов таких перерасчетов ется накопление соответствующей информации.							еще требу-
*** Распределение градиентов давления под индексами 6, фактических данных (индексы 2, 3, 5).					7, 8 взята путем		выборки из

F(p)

0,010 0,011 0,012 0,013 0,014 0,015 0,016 0,017 0,018 p, МПа

Рис. 4.8. Графики интегральной функции распределения градиентов давления, зафиксированных при гидроразрыве пласта и бурении скважин (значение условных индексов О - 8 см. табл. 4.4)

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Вероятное количество С _Грп

Рис. 4.9. Графики интегральной функции распределения вероятных количеств ё _грп в расчете на 100 операций (значение условных индексов

0 — 7 см. табл. 4.4)

раствора при бурении скважин на рассматриваемых месторождениях может быть самопроизвольный гидроразрыв пласта (С_грп).

Возможные количества С_грп при вскрытии продуктивных пластов оценивали статистическими методами. Для этого по данным табл. 4.4 были построены приведенные на рис. 4.8 соответствующие распределения р_грп, р _б и p •. С помощью графиков (см. рис. 4.8) рассчитаны показанные в табл. 4.4 наибольшие вероятные количества С_грп, которые могли наблюдаться в пр оцессе вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин. На рис. 4.9 приведены графики, по которым количества возможных С_грп могут быть определены с любой наперед заданной вероятностью.

По данным табл. 4.4 и рис. 4.8, 4.9 можно заключить, что относительно наименьшее количество С_грп могло иметь место при вскрытии пластов Vqd и Mnv залежей Долинского месторождения. Именно здесь скважины легко осваивались (особенно по Mnv отложениям), тогда как по Mnl залежам До-линского и Струтинского месторождений, где вероятность С_грп оказалась примерно в два раза большей, освоение скважин было продолжительным, а их начальные дебиты были заниженными против ожидаемых.

На Северо-Долинском месторождении продуктивный пласт Vqd при бурении вскрывался при относительно меньшем р_пл, и при этом зафиксировано большее вероятное количество С_грп, чем на Струтинском месторождении, где коллекторские свойства пород хуже. Однако на последнем начальные дебиты скважин оказались существенно заниженными против ожидаемых, в то время как на Северо-Долинском месторождении такого несоответствия фактических и ожидаемых дебитов скважин пока не зафиксировано.

Поскольку коллекторские свойства пластов Vqd залежи Долинского и Северо-Долинского месторождений представляются наилучшими, а пластов Mnl залежи Струтинского месторождения - наихудшими (остальные залежи занимают промежуточное положение), то на основании полученных результатов можно заключить, что величина ущерба, наносимая продуктивному пласту при поглощении глинистого раствора в процессе бурения скважин, является прямым следствием С_грп и возрастает с ухудшением коллекторских свойств пород.

С учетом современного уровня техники и технологии заканчивания и освоения скважин в условиях Долинского нефтепромыслового района одним из основных и наиболее доступных способов предупреждения С_грп при бурении и цементировании скважин представляется применение облегченных промывочных жидкостей и цементных растворов.

Для того чтобы оценить в среднем величины р₆, при которых может быть практически исключено явление С_грп при бурении и цементировании скважин, по представленным в табл. 4.4 данным (индексы 6, 7, 8) построены показанные на рис. 4.8 соответствующие графики распределения градиентов противодавления. С помощью этих графиков произведены расчеты вероятных количеств С_грп, и результаты расчетов приведены в той же таблице и на рис. 4.9.

По этим данным можно заключить, что для предупреждения С_грп в процессе вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин на нефтяных месторождениях НПУ “ Долинанефть” не следует допускать увеличения среднего градиента противодавления на пласт выше 0,011-0,012 МПа/м. Практика промысловых работ убедительно показывает, что это условие легко выполнимо, так как уже в настоящее время имеются отдельные случаи (см. табл. 4.3), когда продуктивные пласты в процессе бурения скважин вскрывают при р₆ = 0,0107+0,0118 МПа/м, т.е. меньшими 0,012 МПа/м.

Для расчетов использованы значения р_грп, соответствующие моменту раскрытия трещин в пласте. Последнее способствовало некоторому повышению точности расчетов и увеличению надежности полученных выводов.

На указанных месторождениях продуктивные пласты целесообразно вскрывать с применением обработанных химическими реагентами промывочных жидкостей пониженной плотности, строго учитывая при этом величину пластового давления в залежах. По мере снижения последнего соответственно должна быть понижена плотность промывочной жидкости вплоть до применения пен и газообразных агентов.

Таким образом, установлено следующее:

1. Отрицательное влияние применяемых промывочных жидкостей на продуктивность нефтяных скважин, осваиваемых из бурения и после ремонтов, растет по мере снижения пластового давления и нефтенасыщенности пласта.

2. Значительное ухудшение продуктивности скважин вызывается поглощением пластом промывочной жидкости из-за самопроизвольного гидроразрыва пласта в процессе бурения; последний можно исключить путем уменьшения противодавления на пласт.

3. Для улучшения условий освоения скважин при заканчивании и ремонтах их целесообразно применять обработанные ПАВ промывочные жидкости минимально допустимой плотности (на нефтяной основе и аэрированные).

ВОДОИЗОЛИРУЮЦИЕ СОСТАВЫ НА ОСНОВЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ХИМПРОДУКТОВ С КОМПОНЕНТАМИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

4.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЦИХ МАТЕРИАЛОВ С КОМПОНЕНТАМИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Рациональное использование энергии пластовых и закач иваемых вод является одним из главных условий наиболее полного извлеч ения нефти из нефтеводонасыщенного коллектора. После образования в продуктивном пласте высокопроницаемых промытых зон регулирование заводнением осложняется - знач ительная ч асть воды поступает в добывающие скважины и фильтруется по пласту, не оказывая существенного влияния на процесс вытеснения нефти. Исследования по разработке новых методов и водоизолирукщих составов проводятся в указанных направлениях, т.е. по огранич ению водопритоков в добывающие скважины и в пласты. При одинаковой конеч ной цели методы репЕния этих задач отлич аются тем, ч то если огранич ение водопритоков в скважинах достигается применением небольших объемов технологич еской жидкости, то во втором случ ае для огранич ения движения вод в удаленных зонах требуется закач ивание ее в больпих объемах с использованием детвых и недефицитных материалов. При этом необходимо обеспеч ить селективность воздействия на нефте- и водонасыщенные зоны пласта.

Этим требованиям наиболее полно отвеч акт химреагенты, взаимодействующие с компонентами продуктивного пласта и способствующие при этом ч астич ному превращению их в водоизолирукщую массу. Для огранич ения водопритоков в скважины по крупным каналам и трещинам применяется ряд составов на основе мономеров акриламида и комплексообразующих полимеров, создающих в пластовых условиях сплопную массу с трехмерной пространственной структурой. Для огранич ения движения вод в обдирных промытых

водой зонах пласта предложена полимердисперсная система на основе низкоконцентрированных растворов ПАА и глинистой суспензии, применение которой наиболее эффективно на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Обобщением результатов исследований, проведенных по изуч ению взаимодействия ПАА с

дисперсной фазой пород [46, 65-67, 199], показано, что наряду с полимером на процесс флокуляции существенное влияние оказывают физико-химич еские свойства самой суспензии, в ч астности, содержание твердой фазы, степень дисперсности, минерализации воды, температура среды. При этом каждой марке глины соответствует своя оптимальная концентрация полимера, обеспеч ивающая максимальную скорость

оседания. Особенность и характер образования коагуляционно-тиксотропных структур в водных растворах глинистых минералов зависят от кристаллич еского строения последних. Результаты анализа водных вытяжек пород нефтяных коллекторов и ионного состава вод показывают, ч то они отлич аются, главным образом, по колич ественному содержанию главных компонентов в породообразующих минералах и водах (см. табл. 3.10). Исследования по изучению закономерностей взаимодействия главных компонентов пластовых жидкостей и пород проводились с разными водоизолирующими материалами. Методикой

исследования закономерностей такого взаимодействия поэтапно

предусматривается реп^ние следующих задач:

изуч ение влияния минерализации и компонентного состава пластовых вод на образование водоизолирующей массы;

установление кинетики процесса взаимодействия реагентов с пластовыми жидкостями;

изуч ение влияния взаимодействия водоизолирующих материалов на фильтрационные характеристики пород продуктивного пласта;

выбор водоизолирующих материалов для управления подвижностью пластовых жидкостей в обводненных коллекторах;

обоснование технологич еских параметров применения химреагентов в зависимости от свойств пород и пластовых жидкостей.

Для изуч ения возможных вариантов химич еских реакций анализируются составы пластовых вод и горных пород (см. табл. 3.10). Затем составляется карта взаимодействия реагента с компонентами пластовой воды (табл. 4.1) и оценивается хими-

Карта взаимодействия реагентов на основе акриловых кислот с

компонентами пластовой воды

Ионы		Полиакриламид		Флоку-
пласто-вых вод	Гипан	негидро лизован ный	гидро- лизован ный	лянт "Комета”	Тамп- акрил	Амиф- лок	Метас	Сополимер МАК-ДЭА
Cl^-	_	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-
SO4^2-	-	-	-	-	-	-	-	-
нсоз^-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ca²+	+	-	+	+	+	-	+	+
Mg²+	+	-	+	+	+	-	+	+
Na++ K+	-	-	-	-	-	-	-	+
I^-	-	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-
Br^-	-	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-
NH4+	-	-	-	-	-	-	-	-
Fe²+	+	-	+	+	+	-	+	+
Ba²+	+	-	+	+	+	-	+	+
Sr²+	+	_-	+	+	+	_-	+	+
B³+	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-
Li+	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-
F^-	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-
Sr²³+	+	-	+	+	+	-	+	+
CO3^2-	-	-	-	-	-	-	-	-
Fe³+	+	-	+	+	+	-	+	+
S^2-	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-	_-
П р и м е ч а н и е: знак взаимодействие отсутствует.			”+” - взаимодействие происходит; знак ”-”

(CH - CH2)n - (CH - CH2)m- (CH - CH2)p + Me²⁺ ^

yMe

COO

- (CH2 - CH) - (CH2 - CH)n-1 - (CH2 - CH)m - (CH2 - CH)p ,

I I I

COONa CONH₂ CN

где Me - ион двухвалентных металлов.

Следующий этап исследований кинетики процессов взаимодействия вклюн ает изуч ение физико-химич еских процессов превращения технологич еских жидкостей в водоизолирующую массу.

Закономерности взаимодействия водоизолирующих химреагентов с пористой средой, насыщенной пластовыми жидкостями (нефтью и водой), и влияние их на фильтрационные характеристики можно изуч ать на насыпных моделях пласта или естественных кернах.

Согласно принятой модели воздействия на нефтеводонасыщенный пласт водоизолирующими химреагентами влияние процесса взаимодействия технологич еской жидкости на пласт оценивается по изменению фильтрационного сопротивления обводненных зон. При использовании отверждающихся материалов типа тампонажного цемента или смол ТСД-9 результат их взаимодействия с пористой средой оценивается по степени проницаемости (закупоривания)

q = [(K₁ - K^/KJ 100 % = AK/K₁ 100 %, (4.1)

где K₁ и K₂ - коэффициент проницаемости пласта соответственно до и после его обработки.

Как известно, влияние свойств фильтрующихся жидкостей, в том ч исле полимерных растворов, на фильтрационную характеристику пород оценивается по изменению подвижности жидкости в пористой среде, обратная велич ина которой выражает фильтрационное сопротивление пласта [160, 207]. Для одномерной фильтрации в линейных моделях пласта подвижность фильтрующихся жидкостей определяется из формулы Дарси

k/ц = QAP/(FL) (4.2)

или

где q - удельный расход жидкости, м³/(с-м²).

После вытеснения из пласта технологич еской жидкости эффект взаимодействия ее с коллектором можно характеризовать по остаточ ному фактору сопротивления ,Л_ост, представляющему собой отнопЕние подвижности фильтрующейся жидкости до и после прокач ки реагента через пористую среду [157]

Яост = (к/ц)1/(к/ц)2, (4.4)

где (к/ц)₁ и (к/ц)₂ - подвижность жидкости соответственно до и после прокач ки реагента.

Велич ина К_ост зависит от множества факторов, таких как молекулярная масса полимера, степень гидролиза, концентрация полимера в растворе, минерализация воды, скорость фильтрации жидкости и проницаемость пористой среды и др.

По результатам проведенных исследований по определению минерализации пластовых и закач иваемых вод, физико-химич еских процессов взаимодействия и изменений фильтрационных характеристик пород производится выбор химреагента. Наиболее оптимальными являются химреагенты или их композиции, позволяющие наряду с избирательным воздействием на обводненную зону пласта использовать компоненты продуктивного пласта в кач естве водоизолирующего материала.

Обоснование технологич еских параметров выбранного реагента осуществляется по влиянию его на подвижность жидкостей, кинетике процесса взаимодействия.

4.2. ИССЛЕДОВАНИЕ КИНЕТИКИ ИОНООБМЕННОГО ПРОЦЕССА СИСТЕМЫ ПОЛИМЕР - ЭЛЕКТРОЛИТ

Для оптимального практич еского применения выявленных закономерностей [5, 52, 58, 59, 165] образования водоизолирующей массы ионогенными полимерами необходимо изуч ение кинетики ионообменного процесса в системе ионогенный полимер -минерализованная пластовая вода.

Экспериментальные исследования проводились с сополимерами акриловых кислот, варианты возможных реакций которых с пластом приводились в (4.1). Они содержат различные химически активные группы, ч ем обеспеч ивается многофункциональность их как водоизолирующего химпродукта, в ч астности, ионогенные полимеры -соединения, способные образовывать макроионы в полимерной цепи.

Электростатич еское взаимодействие заряженных групп цепи друг с

другом приводит к существенному изменению конформации

макромолекул в растворах от свернутых в клубок до линейных при

увеличении заряда макроиона [136]. При взаимодействии ионогенных

полимеров с электролитами в пироком диапазоне изменяются физико-

химич еские свойства, в том ч исле фазовое состояние от жидкого до

твердого, ч то позволяет использовать их для огранич ения движения вод

в нефтеводонасыщенных пластах.

Пластовые воды нефтяных месторождений представляют собой

сложные растворы различ ных солей, т.е. электролит, который

определяет характер взаимодействия закач анного реагента с пластом.

Вопрос осаждения ионогенных полимеров под действием электролитов

не имеет однозначного объяснения [26, 83]. Гипотеза коагуляционного

осаждения основана на изменении заряда в двойном электрич еском слое

макромолекул полиэлектролитов, но в этом процессе не уч итывается

химич еское взаимодействие по ионообменному механизму. Наиболее

полно изуч ены особенности взаимодействия полимеров с такими

ионами, как Fe³⁺, Ni²⁺, Cu²⁺, Zn²⁺, Co²⁺, Cr³⁺, Cd³⁺. Осаждение ими

поликислот представляет сложный механизм с образованием

комплексов, которые имеют преимущественно хелатное строение.

Стабильность компонентов для исследованного ряда ионов

2+ 2+ 2+ 3+

увелич ивается в следующем порядке: Ni < Zn < Cu < Fe .

Гелеобразование в полном объеме происходит вследствие ассоциации

электролитов с макромолекулами и последующего образования солевых

связей между ними. Указанный процесс зависит от размера и заряда

катиона. По способности к гелеобразованию Ca²⁺, Sr²⁺ и Ba²⁺

располагаются в следующий ряд: Ca²⁺ < < Sr²⁺ < Ba²⁺ [9, 198, 226].

Установлено сильное влияние на гелеобразование степени

нейтрализации полиэлектролита: процесс происходит при определенной

концентрации добавленных электролитов. Установлено, ч то

одновалентные ионы щелоч ных металлов (Na⁺+K⁺) способствуют

образованию осадков в поликислотах, однако связь их с полиионами

знач ительно хуже по сравнению с поливалентными катионами -

взаимодействие их происходит без химич еских реакций. Таким образом,

отлич ие осаждающих свойств различ ных электролитов вызвано

различ ными физико-химич ескими свойствами катионов: радиусом,

валентностью и степенью гидратации. Анализ результатов

экспериментальных исследований по изуч ению закономерностей

взаимодействия пластовых вод с полимерами и сополимерами кислот

акрилового ряда [52, 58, 59, 138, 165] позволяет установить некоторые

особенности этого процесса. На образование водоизолирующей массы

ионогенными полимерами влияют:

тип пластовой жидкости;

ионный состав пластовой воды;

природа полимера;

концентрация полимера и электролита в растворе.

При взаимодействии с катионами металлов вьшЕуказанные реагенты осаждаются или изменяют свое фазовое состояние, а в нефти они сохраняются в жидком состоянии. Критич еская концентрация гелеобразования и состояние образующегося осадка гипана и сополимера МАК-ДЭА зависят от природы катионов и концентрации электролита (табл. 4.2). При одной и той же концентрации полимера для осаждения гипана двухвалентных ионов Са²⁺ требуется меньпЕ, ч ем для тампакрила и метаса (рис. 4.1). Для

Таблица 4.2

Характеристика осадка при взаимодействии гипана и МАК-ДЭА с электролитами 10%-ной концентрации

Электролит	Концентрация электролита, % (масс.)	Характер и состояние осадка
Электролит	Концентрация электролита, % (масс.)	Гипана	МАК-ДЭА
CaCl2	5-6	Частичное (10-30 %*)	Частич ное (50 %*)
	9-10	Частичное (до 90 %)	Полное, волокнообразный
	12-30	Полное - эластичный	Полное, высокоэластич ный,
		осадок	пленка на поверхности
			Твердый хрупкий осадок
	40-50	Твердый хрупкий осадок
NaCl	До 10	Осаждения нет	Помутнение раствора
	Свыпе 20	Дисперсный осадок	Дисперсный осадок
FeCl2	5	Осаждение с образованием	Осаждение с образованием
		дисперсного осадка	дисперсного осадка
BaCl2	1,0	Частичное (до 30 %)	Частич ное (до 30 %)
	До 10	Частичное (до 90 %)	Полное, волокнообразный
KCl	До 10	Осаждения нет	Осаждения нет
	Свыпе 20	Дисперсный осадок	Осаждение интенсивное
MgCl2	1,0	Осаждения нет	Осаждения нет
	1,0-2,5	Частич ное	Частич ное
	5	Полное, волокнообразный	-
K2MnO4	0,5	Осаждения нет
	5,0	Полное осаждение
	10,0	Студнеобразный осадок	Осаждения нет
	1,0	Осаждения нет
	Свыпе 5	Образование эластич ной
		массы
Нефть	-	Вязкотекуч ая масса	Вязкотекуч ая масса
Здесь и далее объемные проценты.

sr L2._I_I_i_i_

| 0 1 2 3 4 5

Концентрация полимера, %(масс.)

осаждения последних при низких концентрациях необходим избыток электролита. Критич еское соотнопЕние CaCl₂ и полимера в области низких концентраций возрастает до нескольких десятков. C увелич ением концентрации эта разность уменьпиется и стабилизируется при концентрациях более 1 %.

Главными факторами, определяющими механизм образования водоизолируюцей массы ионогенными полимерами и ее свойства, являются степень гидролиза (а⁰) и концентрация ионогенных полимеров в растворе, от которых зависит фазовое состояние продукта взаимодействия. При низкой степени гидролиза, под который подразумевается, как отмеч алось ранее, содержание карбоксильных групп (в мольных процентах) от общего колич ества функциональных групп в макромолекулярной цепи, они не вступают в ионный обмен с электролитами, растворы их не изменяют фазового состояния, хотя вязкостные характеристики при этом претерпевают определенные изменения. C увелич ением а⁰ до 40 - 50 % картина резко меняется: при контактировании с электролитами эти полимеры за короткий срок выпадают в осадок, ч то указывает на иной механизм взаимодействия по сравнению с низкогидролизованными. Данное обстоятельство побудило к дальнейгому исследованию физико-химич еских свойств высокогидролизованных полимеров применительно к реянию задач огранич ения движения в пластах минерализованных вод, а ч астич но гидролизованных (а⁰ < < 30 %) - в слабоминерализованных и пресных водах.

В литературе не уделяется достаточ но внимания вопросу взаимодействия низкомолекулярных электролитов с

концентрированными растворами полимеров, процесс взаимодействия сополимеров акриловых кислот и пластовых вод слабо изуч ен. Процесс осаждения для подобных систем рассматривается как обыч ная реакция коагуляции [90, 103], хотя ряд особенностей этого процесса не

подтверждают полную правомерность такого объяснения. Не изуч ены в

достаточ ной мере вопросы структурирования полимеров в пластовых условиях и процессы взаимодействия полимеров с коллектором, хотя современные представления об электролитах позволяют сделать определенный вывод о механизме этих реакций применительно к репЕнию задач повышения охвата воздействием заводняемых

коллекторов.

Первонач ально экспериментальные исследования с

концентрированными растворами полимеров со степенью гидролиза а⁰ > 40^50 % основывались на представлениях об образовании осадка только при механич еском перемепивании с электролитом [53, 103, 156, 216, 230], т.е. в результате конвективной диффузии. Однако результаты работ, проведенных во ВНИИнефть и Гипровостокнефть, показывают, ч то при движении полимерного раствора в пористой среде осадок образуется в основном на фронте движения и в незнач ительных колич ествах, ч то явно не подтверждается результатами промысловых экспериментов.

Механизм образования водоизолируюцей массы полимерами в динамич еских и статич еских условиях, т.е. в условиях конвективной и молекулярной диффузии, рассматривается в работах [55, 58-60]. Ниже приводятся результаты экспериментальных исследований механизма образования водоизолируюцей массы гидролизованным

полиакрилонитрилом (гипаном).

Гипан - продукт щелочного гидролиза полиакрилонитрила при температуре 369 - 373 К - представляет собой линейный сополимер, содержащий 63 - 80 % акрилата натрия, 10 - 27 % акриламида и 1 - 10 % акрилонитрила с молекулярной массой 6-10⁴ - 1-10⁵ [85], т.е. по своему химич ескому строению гипан композиционно неоднороден. Вследствие налич ия ионогенных групп (-COONa, -CONH₂) он проявляет полиэлектролитные свойства. Налич ие зарядов в макромолекулярной цепи делает его ч резвыч айно неустойч ивым к действию электролитов, при взаимодействии с которыми данный сополимер легко выделяется из раствора в виде осадка или эластич ной массы. Согласно технич еским условиям гипан выпускается промышленностью в виде водного раствора 10 - 18%-ной концентрации. С ростом температуры вязкость, поверхностное натяжение и плотность полимерного раствора снижаются (рис. 4.2). Статистич еская обработка экспериментальных данных зависимости вязкости от температуры (кривая 1) позволяет представить уравнение регрессии в следующем виде:

|1(Т) = ц₀ + ехр[-ф₀ (T - Го)], 263 < T < 363 , (4.5)

г 30 - 1 25
- S *Х20*
s s а * - S
\|? 5 2 - \| *10		Ч N. V* .

' J ⁵	~
t!		2
- 0	1	*1 1 1**

1120

1100

1080

1060

1040

1020

1200

1000

?800

I 600

S 400 OQ

200

1000

253 273 293 313 333 353 373 Температура, К

Рис. 4.2. Зависимости физич еских характеристик гипана от температуры:

1 - динамич еская вязкость; 2 - плотность; 3 - поверхностное натяжение

а концентрационную зависимость этого параметра [52, 138]:

ц(с) = ц_в + Ц_ус^ф, 1 < с < 18, (4.6)

где ц_в и ц₀ - вязкости растворителя (воды) и гипана при 293 К; ц_у -удельный прирост вязкости на единицу концентрации полимера в растворе; ф и ф₀ - показатели, характеризующие влияние концентрации и температуры на вязкостные свойства полимера; Т₀ и Т - исходная и текущая температуры раствора; с - массовая концентрация полимера.

Визуальные исследования показали, ч то свойства осажденного гипана зависят не только от концентрации электролита (см. табл. 4.2), но и от содержания полимера в растворе и температуре среды. Гипан из низкоконцентрированного раствора (1 - 1,5 %) осаждается в виде хлопьевидного осадка. Высококонцентрированный раствор (с > 6 %) при тех же условиях перемешивания превращается в эластич ную массу с жидкой фазой внутри. Образование плотного структурированного слоя полимера на поверхности раздела взаимодействующей системы замедляет процесс и предотвращает загущение раствора в полном объеме, ч то является одним из важных факторов, способствующих сохранению жидкого состояния гипана при закач ивании в пласты с минерализованной водой.

Полимерная масса, высаженная при механич еском перемешивании, при дальнейпЕм хранении в электролите переходит из эластич ного в твердое состояние [52, 55, 138]. При этом прочность осажденной массы нарастает во времени при некотором уменьшиии объема образца

=1/2

-о-

=§=

10 15 20 25 30 tg-

6 4

12 3

Время, сут

Рис. 4.3. Изменение проч иости и объема высаженного гипана в различ ных средах во времени:

1 - в пластовой воде горизонта Д1 Ромапкинского месторождения; 2 и 3 - в 15 и 30%-ном растворах СаС1₂; 4 - в нефти; 5 - в водопроводной воде или 10%-ном растворе NaOH; 6 - проч ность на сжатие

вследствие усадки (рис. 4.3). Характер изменения кривых 1 - 3 и 5 показывает, ч то 80 - 85 % всех изменений происходит за первые 2 - 3 сут. Рост проч ности образцов после указанного времени свидетельствует о продолжении процесса взаимодействия в системе и после прекращения механич еского воздействия. Анализ состава электролитов показал, ч то указанные изменения сопровождаются поглощением ионов полимерным раствором. Диффузионный характер процесса подтверждается и в работах [220].

В пресной воде или щелочной среде (10%-ный раствор NaOH) образцы разрушались, переходя ч ерез высоковязкое состояние в мелкодисперсный осадок. В нефти отвержденный гипан набухает (кривая 4 на рис. 4.3), поверхность становится рыхлой и непроч ной, ч то способствует избирательности действия его относительно нефтенасыщенных пород.

Увелич ение концентрации электролита (СаС1₂) до 40 - 45 % при температуре 293 К приводит при механич еском перемешивании к резкому ускорению процесса взаимодействия - за короткое время гипан выпадает в осадок в виде хрупкой соли. Аналогич ных изменений можно достич ь при более низких концентрациях электролита, но при более высоких температурах (353 - 363 К) - 10%-ный раствор гипана при смепЕнии с 15%-ным раствором СаС1₂ превращается в хрупкую массу. Идентич ность состояния образующейся массы при разных условиях дает основание предположить ускорение процесса высаживания полимера под действием высоких градиентов концентрации катионов и температуры. В отлич ие от первого случ ая, во втором прич иной ускоренного превращения может быть разрыхление структуры и повыгоние кинетич еской энергии ч астиц. Как показано в работах [205, 211], диффузия веществ в жидкости - относительно медленный процесс, вклкн акщий стадии массопереноса, массопередач у и химич ескую стадию Еще медленнее процесс идет в пористом твердом теле. Последнее обусловлено удлинением пути диффузии, ч то проявляется в обратной пропорциональности скорости диффузии Vt?. Эта закономерность - характерный признак внутренней диффузии. Существенно, ч то при диффузии в полубесконеч ное тело указанная закономерность справедлива для любого времени [211]. Изучение диффузии в любой системе сводится к анализу влияния на коэффициенты диффузии температуры, давления и состава. Из них наиболее важным являются концентрационные зависимости, вклкн акщие информацию связанную со структурой и фазовым состоянием компонентов [205]. Методика проведения экспериментов по изуч ению кинетики взаимодействия в системе пластовая вода -полимерный раствор состояла в следующем. В пробирку (рис. 4.4) последовательно наливается 35 см³ минерализованной пластовой воды (состав приведен в табл. 4.3), 10 см³ 10%-ного раствора полимера так, ч тобы не разрупить пленку, образующуюся в момент соприкосновения реагентов. Поверхность раздела взаимодействия жидкостей фиксируется указателем уровня, сосуд плотно закрывается и отмеч ается время нач ала процесса. При отборе проб пластовая вода сливается из пробирки ч ерез отверстия, предварительно залитые парафином. Опыты проводились при температуре (295±2) К с использованием гипана, сополимера МАК-ДЭА и тампакрила.

Пробы анализируются на содержание ионов С1 (потенцио-метрич еским титрованием AgNO₃), Са²⁺, Na+, K+ (методом пламенной фотометрии) и Mg²+(атомно-адсорбционной спектрометрией).

Проведенные эксперименты в свободном объеме можно отнести к первому этапу. На втором этапе изуч алось взаимодействие ионогенных полимеров с электролитом в пористой среде. Модель пласта представляет однородную пористую среду из песка, насыщенного 10%-ным раствором полимеров. В пробирки помещают до 20,2 г («10 см³) пасты, доливают сверху по 25 см³ пластовой воды и закрывают пробкой. Через определенные промежутки времени отбирают пробы воды и анализируют на содержание ионов (табл. 4.4). При реакции катионов металлов типа Са²+ по схеме [85]

Рис. 4.4. Установка для исследования взаимодействия ионогенных полимеров с электролитом:

1 - пробирка; 2 - раствор полимера; 3 - структурированная масса; 4 - электролит; 5 -отверстие для слива; 6 - штатив; 7 - указатель уровня; 8 - контрольный щуп

Таблица 4.3

Ионы

Изменение содержания ионов пластовой воды Ромашкинского месторождения при взаимодействии с полимерными растворами (мг-экв/л)

электро

Время отбора, сут

лита	0,0	^0,3	^1,2	^2,2	^4,0	^7,3	^14,2	w
Гипан
C1^-	4723,1	4284,7	4025,0	3913,5	3815,8	3744,4	3697,7	3673,5
Na++K+	3200,2	3037,9	2941,8	2900,5	2864,4	2837,9	2820,7	2811,7
Ca²+	1100,4	893,0	778,2	726,7	681,6	648,6	627,1	615,9
Mg²+	383,2	313,1	271,5	253,7	238,1	226,6	219,2	215,3

Тампакрил

C1^-	4723,1	4296,0	4042,6	3933,9	3838,7	3769,1	3723,6	3700,0
Na++K+	3200,2	3067,5	2988,6	2955,0	2925,5	2903,9	2889,7	2882,4
Ca²+	1172,4	944,0	808,6	750,4	699,6	664,43	638,0	625,4
Mg²+	415,0	321,2	234,4	268,6	254,6	233,0	233,0	234,6

Изменение содержания ионов в пластовой воде Ромаикинского месторождения в процессе взаимодействия с полимерно-песчаной смесью (ППС) (мг-экв/л)

Ионы

электро

Время отбора, сут

лита

0,0

°,²

°,⁵

1,0 | 3,0 | 5,0

10,0

¹⁶,⁰

да

ППС с гипаном

Cl^-	4723,1	4538,5	4463,6	4399,4	4301,7	4265,8	4232,8	4220,5	4211,1
Na++K+	3237,0	3131,9	3104,1	3070,4	3044,2	3030,9	3018,7	3014,2	3010,9
Ca²+	1100,4	1012,5	976,9	946,4	899,8	882,7	867,0	861,2	856,9
Mg²+	383,2	357,4	346,9	337,9	324,1	319,1	314,4	312,7	311,5

ППС с тампакрилом

Cl^-	4723,1	4594,0	4541,6	4496,7	4428,3	4403,2	4380,1	4371,5	4365,2
Na++K+	3237,0	3128,9	3099,9	3075,2	3037,4	3023,5	3010,8	3006,0	3002,6
Ca²+	1100,4	1061,2	1045,4	1031,8	1011,0	1003,4	996,4	993,8	991,9
Mg²+	383,2	365,7	358,6	352,5	343,2	339,8	336,7	335,5	334,6

ППС с сополимером МАК-ДЭА

Cl^-	4723,1	4568,9	4506,3	4452,8	4371,1	4341,6	4313,6	4303,3	4295,9
Na++K+	3237,0	3085,7	3053,3	3017,1	2961,7	2941,5	2922,8	2915,8	2910,8
Ca²+	1100,4	1053,5	1034,4	1018,2	993,3	984,2	975,8	972,7	970,4
Mg²+	383,2	366,7	360,0	354,3	345,6	342,4	339,4	338,3	337,5

-R- COONa -R-COO

| + CaCl₂ ^ | Va + 2NaCl

-R-COONa -R-COO

наряду с катионами в пластовой воде снижается содержание анионов Cl . Это можно объяснить выравниванием концентраций в обеих фазах под действием градиента химич еского потенциала. Для оценки процесса диффузии выполнены следующие исследования.

1. По результатам анализов устанавливалась зависимость концентрации ионов с_т от времени т, т.е. кинетика диффузии ионов из электролита в полимерный раствор:

/ \ aVT ,

^Ст - ^(С0 ^{- С}да )^е + ^Сда^, (4 7)

где С0 - нач альная концентрация ионов в пластовой воде; с_да - конеч ная концентрация ионов в пластовой воде после достижения равновесия; а -постоянная, зависящая от типов ионов и полимера.

Уравнение (4.7) удовлетворяет по построению начальному и конечному условиям (рис. 4.5) и не зависит от диаметра трубок.

та

CT>

та

V V

о я ? " р

fcj я

И « ps ^

я w

° В

о Я

? 3

—

та

¦тз

13 _w к g W x

W й

ё rc а аз

2 н О 13

to p 0) д » s

3 Я

В s

о §

о о я и

К и

5 §

13 g

&Э О 9 Ю

1 2,

К gc И

я И

S ⁰ ? § S Е

Г5 8 g » § « 3

13 Я 0) ^ to ^ гс Й

та

_|_

i»

.Я*

>ч»

^ о о 00 2

5^х и

Т? Н СЪ Р ^s н о\ О

3 ^ 3

я ^ я

Я Й

Sdo

н Я о ш та й я « ° Й я g

та ^

ts я

CD ffi

Я jq §

H _

№

В ч ^s S

Й М

н я

ГЦ М

о\ о

я ^й

<т>

Концентрация, мг-экв/л

К)	К>	KJ	*<>**	и>
to		00	Ki	¦ь.
		<г>	g	с>
о	<ь		«>	о
1....... к*	¦......1"" К)	1 и»	1 <А»	1 •К
00	-ь.	о>		К>
	4S	о>	э	s
5	©	<з>	<ь

к> u> <л ®о

® S & S

^ ® ® ® Концентрация, мг-экв/л

к*	Si	К)
»ч>	00	•Л.
С»	о
«Ь _1_	<а 1	0 1

„<г>

'О

-L

Толщина, см

ov Концентрация, мг-экв/л

Na⁺+K⁺ Cl- _Ca²⁺ Mg

Толщина, см

/ \ —a*lТi / \ —2aJ Т i

⁽С ^{— c}^ )^{e
— (c —
c}»^)e

i=l

= о,

где c_i - экспериментальные знач ения концентрации в i-и момент времени T_i , i = 1, 2, 3^N.

Численное регоние с использованием ЭВМ дает практич ески во всех случаях значение а, мало отличающееся от единицы (табл. 4.5, 4.6).

Следует отметить, ч то несовпадение в знач ениях концентрации, определенных экспериментально и по уравнению (4.7), не

превосходит 0,05 % в свободном объеме и 0,4 % в пористоИ среде.

Анализ кривых зависимостей с_Т от времени показал, ч то концентрации всех ионов снижаются со временем (рис. 4.5 и 4.6). Так как условия для конвективноИ диффузии отсутствуют, перемещение ионов в полимерныИ раствор можно объяснить, в данном случ ае, деИствием градиента концентрации ионов. При этом диффузия ионов Cl , Na+, K+ протекает без химич еских реакциИ, в то время как Ca²⁺, Mg²⁺ вступают в реакцию с карбоксильными группами и образуют нерастворимую структурированную массу на поверхности раздела растворов, толщина котороИ со временем увелич ивается.

Таблица 4.5

Результаты экспериментов, использованные для расч era коэффициента диффузии в свободном объеме

Ионы	а		а0		H, см
	Гипан	Тампакрил	Гипан	Т ампакрил	Гипан	Т ампакрил
Cl^-	1,000594	0,999997	3,5000	3,5000	3,527	3,527
Na++K+	1,000604	0,999988	3,5000	3,5000	3,527	3,527
Ca²+	1,000057	0,999973	1,2712	1,1433	3,527	3,527
Mg²+	1,000515	1,000093	1,2823	1,5786	3,527	3,527

Таблица 4.6

Результаты экспериментов, использованные для расч ета коэффициента диффузии в пористой среде

		а			а0			H, см
		Сополи			Сополи			Сополи
Ионы	Гипан	мер МАК- ДЭА	Тамп акрил	Гипан	мер МАК- ДЭА	Тамп акрил	Гипан	мер МАК- ДЭА	Тамп акрил
Cl^-	1,0010	1,0011	1,0004	8,226	10,046	12,187	3,6	3,4	3,3
Na++K+	1,3982	1,3929	1,3830	8,226	10,046	12,187	3,6	3,4	3,3
Ca²+	1,0011	1,0009	1,0010	3,506	7,465	9,141	3,6	3,4	3,3
Mg²+	0,9947	1,0012	1,0007	4,342	7,392	6,891	3,6	3,4	3,3

2. Большзе знач ение для управления технологич ескими процессами имеет ионныИ обмен, интенсивность которого можно описать известным законом диффузии (первыИ закон Фика)

^j _ ^— D ^qrad с, (4.9)

где j - единич ныИ поток ионов; D - коэффициент диффузии; с -концентрация ионов.

При известном grade интенсивность взаимодеИствия определяется коэффициентом диффузии, велич ина которого зависит от подвижности иона в полимерном растворе и проводимости последнего по отнопЕнию к этому иону. Однако в напих экспериментах невозможно измерить grade, следовательно, нельзя выч ислить коэффициент диффузии непосредственно из формулы (4.9). Для приближенного выч исления коэффициента диффузии поступают следующим образом.

Определяют общее колич ество ионов М_Т в полимерном растворе к моменту времени т:

|⁽c-^c„)^e—‘-К^-(c—о-т¦*]?_„ (₄.₁₀)

где V_nb - объем пластовоИ воды, из которого ионы диффундируют в полимерныИ раствор.

Результирующая функция М_Т = f(T) может быть представлена в виде безразмерноИ функции F - степени заверпенности процесса или степени достижения равновесия [104]:

_F _ ^M т ^—
M о _ q ^— q

“ “ “о ^q0 ^q (4.11)

где М₀ и М_ш - соответственно нач альное и конеч ное колич ество ионов в полимерном растворе (в равновесном состоянии).

Подставляя значения с из уравнения (4.7) в уравнение (4.11), получ аем

F _ 1 _e^a^

^F _ ^{1 — e} . (4.12)

Следует отметить, ч то рассматриваемая задач а диффузии в цилиндр с непроницаемыми торцом и боковоИ поверхностью эквивалентна задаче, описанноИ в [104]. Репение уравнения диффузии для этоИ задачи имеет вид [104]

²^a0⁽¹ + ^a0⁾ _— Х^0

^F _ 1— Z ⁰⁴ ", e

ⁿ^{1(1 + a}0 ^+
a0^xn⁾ _(4.13)

Рис. 4.6. Кинетика изменения концентрации ионов в пластовой воде пласта Д1 Ромашкинского месторождения при взаимодействии с полимерами в пористой среде в статич еских условиях

где F₀ - безразмерныИ критериИ Фурье, равныИ Dt/H²; x_n -

положительные ненулевые корни уравнения; Н - высота слоя, см.

tgx + a₀x = 0, (4.14)

где а₀ = V_p/(K₀V_c); V_p - объем раствора, из которого происходит диффузия; К₀ - коэффициент Генри в уравнении адсорбции; V_c -

объем сорбента.

Приравнивание функции (4.12), полученной путем математической обработки экспериментальных данных, и выражения (4.13), позволяет провести расчет коэффициентов диффузии [104]. Для этого в принципе можно использовать зависимость F от F₀, протабулированную в работе [221]. Однако этот способ громоздок, поскольку для расчета одного знач ения коэффициента диффузии приходится трижды проводить интерполяцию Коэффициенты диффузии определялись на ЭВМ путем регония следующего уравнения методом половинного деления:

^{k 2a}₀ ¹ + а₀) _X^._D т / _н ² _ „-aVx

Е--0 ~ ¦ -0 - e/ н _ -

, 2 2. ~

n 1 (1 + а₀ + а₀ x_n)

(4.15)

для множества заданных знач ений т. Число ч ленов в ряду принято равным 10. Численные эксперименты показали, ч то знач ение коэффициентов диффузии совпадает с точностью до 10 ⁷, уже начиная с k = 6, ч то свидетельствует о достаточ но быстрой сходимости ряда

^ ^011 тир; _e - x_nt(j

^ 2 2 * •

ⁿ^-1(1 + ^ao + ^ao ^xn⁾ (4 16)

Как отмечено в работе [104], обыч но берут 4 - 5 членов ряда вида (4.16). Использованные при расчетах параметры приведены в табл. 4.5 и

4.6 соответственно для свободного объема и пористой среды.

При вычислении а₀ по уравнению (4.14) учтено, что для ионов Cl , Na+, K+ велич ина К₀ = 1 ввиду выравнивания их концентраций в

равновесном состоянии в пластовой воде и полимерном растворе. Для расчета а₀ в оставшихся вариантах используется соотнопЕние [104]

^с0 ^-
с^{1 - с}0 ⁽¹ + ^а0 ) ^со¹ + ^ао (4.17)

где с₀ - нач альная концентрация диффундирующего вещества в фазе сорбента.

В гипане и других рассматриваемых полимерах для ионов Ca²+, Mg²+ имеем с₀ = 0, тогда

^а0

зо

^с° » . (4.18)

Данные, приведенные в табл. 4.7, свидетельствуют, ч то в рассматриваемых системах значения D [221] не остаются постоянными в процессе взаимодействия, а уменьпиются с увелич ением длительности процесса. За 30 сут это уменьшите составляет от 4,5 до 6,1 раза. Наиболее быстро коэффициенты убывают в первые 3 - 5 сут, ч то объясняется структурированием концентрированных растворов гипана и тампакрила. Визуальные наблюдения показали, ч то полимер при контактировании с электролитом не осаждается, а образует проч ную массу с трехмерной пространственной структурой, создающей дополнительное препятствие на пути продвижения ионов.

Зависимость толщины структурированного слоя б_т от времени определяется по формуле

5т_5_м(1 - ),

(4.19)

где 5_Х и б» — текущее и предельное знач ение толщины слоя; b -неизвестный параметр, который определяется по данным экспериментов методом наименьиих квадратов.

Коэффициент диффузии ионов в пористой среде меньие в 6,1 - 8,1 раза, ч ем в свободном объеме, ч то объясняется удлинением пути диффундирования вследствие извилистости каналов движения ионов электролита (табл. 4.8). В результате диффузионного проникновения ионов в пористую среду, насыщенную полимерами, вся масса полимерно-песч аной смеси со временем превращается в монолитную структурированную массу. Получ енные результаты подтверждают выводы, приведенные в

Изменение коэффициентов диффузии (D(t)10 ⁵ем²/е) при взаимодействии полимеров в свободном объеме

т, сут	Гипан				Тампакрил
	СГ	Na++K+	Ca²+	Mg²+	Cl^-	Na++K+	Ca²+	Mg²+
0,2	5,077	5,077	3,024	3,045	5,072	5,072	2,796	3,493
0,5	4,248	4,248	2,711	2,728	4,244	4,244	2,531	3,076
1,0	3,496	3,495	2,371	2,384	2,493	3,493	2,234	2,663
2,0	2,737	2,737	1,954	1,963	2,735	2,735	1,857	2,145
3,0	2,232	2,232	1,701	1,709	2,331	2,331	1,624	1,855
5,0	1,882	1,882	1,401	1,406	1,881	1,881	1,342	1,517
7,0	1,625	1,625	1,221	1,226	1,624	1,624	1,172	1,319
10,0	1,385	1,385	1,050	1,054	1,384	1,384	1,009	1,131
13,0	1,229	1,229	0,936	0,940	1,228	1,228	1,901	1,007
30,0	0,831	0,831	0,641	0,643	0,830	0,831	0,618	0,687

Таблица 4.8

Изменение коэффициентов диффузии (D(t)10 ⁵ем²/е) при взаимодействии полимеров с пластовой водой в пористой среде

т, сут	Гипан				Тампакрил				Сополимер МАК-ДЭА
	Cl^-	Na++K+	Ca²+	Mg²+	Cl^-	^N + + +	Ca²+	Mg²+	Cl^-	Na++K+	Ca²+	Mg²+
0,2	1,80	3,04	1,47	1,55	1,74	2,88	1,68	1,60	1,76	2,94	1,68	1,68
0,5	1,46	2,31	1,23	1,29	1,40	2,18	1,17	1,31	1,42	2,23	1,37	1,37
1,0	1,18	1,78	1,01	1,05	1,12	1,68	1,09	1,05	1,14	1,72	1,10	1,10
2,0	0,91	1,34	0,78	0,82	0,86	1,25	0,84	0,81	0,88	1,29	0,85	0,85
3,0	0,77	1,12	0,67	0,70	0,73	1,05	0,71	0,69	0,74	1,08	0,72	0,72
5,0	0,62	0,89	0,54	0,56	0,58	0,83	0,57	0,55	0,59	0,85	0,58	0,58
7,0	0,53	0,76	0,47	0,48	0,50	0,71	0,49	0,48	0,51	0,73	0,50	0,50
10,0	0,45	0,64	0,40	0,41	0,43	0,60	0,42	0,41	0,43	0,62	0,42	0,42
13,0	0,40	0,57	0,35	0,37	0,38	0,53	0,37	0,36	0,38	0,55	0,37	0,37
30,0	0,27	0,38	0,24	0,25	0,25	0,36	0,25	0,24	0,26	0,36	0,25	0,25

Рис. 4.7. Образцы структурированной массы гипана в щелях образцов пород пласта Д1 Ромашкинского месторождения:

а - образцы до обработки гипаном; б - образцы после обработки гипаном и выдерживания в электролите; 1 и 2 - керны в растворе СаСЬ и в пластовой воде;

3 - образцы, находящиеся в нефти

работах [106, 169]. Полимеры, молекулы которых характеризуются наличием связей вида -С-С-С, например ионогенные полимеры акрилового ряда, имеют благодаря повыпЕнной гибкости высокую проницаемость.

Введение в цепь поливалентных катионов снижает гибкость цепной молекулы и, следовательно, проницаемость. Как следует из результатов экспериментальных исследований, образование полимером водоизолирукщей массы может происходить в пористой среде, где нет условий для конвективной диффузии. Для изуч ения механизма образования водоизолирукщей массы в крупных порах и трещинах проведены эксперименты с естественными кернами продуктивных пластов Ромапкинского месторождения (табл. 4.9). Щели с раскрытием до 2 мм и менее, перерезанные на кернах, заполнялись полимерным раствором высокой концентрации, после ч его образцы хранились в пластовых жидкостях (рис. 4.7). По изменению фазового состояния полимерного раствора и сцепления с кернами на основании визуальных исследований оценивался характер взаимодействия реагента с породой.

Через трое суток хранения образцов в пластовой воде горизонта Д1 весь объем трещин оказался заполненным структурированной массой, имеющей проч ное сцепление с поверхностью пород во всех направлениях. Вследствие усадки при взаимодействии с электролитами образующаяся масса имеет пустоты, по которым может фильтроваться жидкость, а в нефтяной среде (образец № 3) полимер остается в жидком состоянии и вытекает [58]. В аналогичных экспериментах с глинистыми породами гипаном заполнялись трещины размером не более 0,1 - 0,2 мм, образовавшееся при разбуривании кернов. После выдержки в пластовой воде образцы представляли собой монолитную массу, ч то указывало на диффузионное проникновение ионов электролита в микротрещины, заполненные полимером. Данное свойство ионогенных полимеров в присутствии электролитов было использовано для создания способа склеивания материалов в скважинах при отключ ении обводненных пластов [12].

Для выявления зависимости коэффициентов диффузии D_T от степени минерализации пластовой воды и концентрации полимера проведена серия опытов в свободном объеме по изуч ению кинетики ионообменного процесса в системе полимер - электролит при различных концентрациях гипана и CaCl₂ (табл. 4.10).

Опыты проводились и обрабатывались по описанной вьше методике, часть результатов для Са²⁺ приводится в табл. 4.11 и на рис. 4.8.

Таблица 4.9

Данные наблкдений о породах и средах хранения образцов с гипаном

№ образца	№ скважины	Наименование нефтеносной площади	Интервал глубин отбора керна, м	Среда хранения
1	11719	Сармановская	1683,8-1685,6	30%-ный раствор CaCl2
2	15141	Зай-Каратайская	1781,0-1787,0	Пластовая вода горизонта Д1
3	6536	К>Романкинская	1788,0-1790,0	Нефть горизонта Д1
4	10340	Куакбанская	842,0-847,0	Пластовая вода горизонта С1
5а	9398	К>Романкинская	1772,4-1774,3	Пластовая вода горизонта Д1
5б	9398	К>Романкинская	1775,5-1777,3	Пластовая вода горизонта Д1
6	15093	Федотовская	642,7-649,7	Пластовая вода горизонта С1
7	10700	Холмовская	1729,0-1735,0	Пластовая вода горизонта Д1

Таблица 4.10

Взаимодействуюцие системы полимер - электролит

Показатели					Нифр системы
	А	В	С	А	В	С	А	В	С	А	В	С
Концентрация электролита, %	5	5	5	10	10	10	15	15	15	20	20	20
Концентрация гипана, %	10	15	20	10	15	20	10	15	20	20	15	20

Таблица 4.11

Изменение коэффициента диффузии ионов Са²⁺, D' 10 ⁶ см²/с, в зависимости от концентрации электролита

Цифр	Время взаимодействия, сут
системы	0,2	0,5	1,0	2,0	3,0	5,0	7,0	10,0	13,0	30,0
B1	1,43	1,41	1,38	1,32	1,27	1,18	1,10	1,01	0,93	0,69
B2	0,87	0,84	0,82	0,78	0,75	0,70	0,66	0,61	0,58	0,44
В₃	0,60	0,58	0,55	0,51	0,48	0,44	0,40	0,36	0,33	0,29
В4	0,42	0,41	0,40	0,39	0,38	0,36	0,34	0,33	0,31	0,25

Анализ приведенных данных позволяет заклюй ить, ч то увелич ение концентрации полимера и электролита вьше определенного предела приводит к резкому снижению скорости диффузии. Таким критерием для гипана, как видно из рис. 4.8, в и г, является концентрация полимера в растворе 10 - 15 % масс., а для СаС1₂ - 50 - 100 кг/м³ (рис. 4.8, а и б). Эти пределы приняты за оптимальные в технологич еских процессах с гипаном [52].

Экспериментальные исследования взаимодействия ионогенных полимеров со степенью гидролиза более 40 - 50 % с электролитами показали, ч то процесс этот основывается на ионном обмене и происходит в статич еских условиях. Диффузия ионов минерализованной воды в концентрированные растворы приводит к образованию полимерминеральной массы с трехмерной пространственной структурой как в свободном объеме, так и в пористой среде.

Вследствие недооценки влияния ионообменного процесса в пластовых условиях на образование водоизолирующей массы некоторые исследователи приппи к выводу о бесперспективности развития данного направления исследований [156, 173]. Выявленный механизм

образования водоизолирующей массы

Рис. 4.8. Зависимости коэффициента диффузии и концентрации электролита и гипана:

а и б - в 10%-ном растворе гипана соответственно ионов Са²+ и С1 ; в и г - в 15%-ном растворе гипана соответственно ионов Са²+ и С1 ; 1, 2, 3 и 4 - соответственно ч ерез 0,2; 2; 10 и 30 сут

позволяет изменить отнопЕние к применению их в технологич еских процессах и разработать высокоэффективные способы огранич ения водопритоков в добывающие скважины.

В карбонатных отложениях гипан не образует проч ную структурированную массу вследствие недостаточ ного содержания ионов

Са²⁺.

Для слабоминерализованных и карбонатных пород разработан новый способ огранич ения движения вод в пластах с применением сополимера метакриловой кислоты с диэтиламмониевой солью (МАК-ДЭА) [19]. Как и гипан, этот сополимер взаимодействует с электролитами в динамич еских и статич еских условиях, под действием ионов поливалентных металлов он превращается в структурированную массу. Результаты детальных исследований физико-химич еских и технологич еских свойств МАК-ДЭА изложены в работах [27, 52, 58, 60, 95, 162]. Выделим следующие основные особенности свойств этого сополимера:

МАК-ДЭА хорошз растворяется в воде;

сополимер обладает полиэлектролитными свойствами благодаря налич ию в молекулярной цепи ионогенных групп, степень гидролиза достигает 50 - 60 %.

Вискозиметрич ескими исследованиями установлены следующие зависимости свойств сополимера МАК-ДЭА от концентрации в растворе и температурных условий:

при массовой концентрации, равной 0,45 г/л, в растворе наблюдается образование ассоциатов, имеющих флуктуационный характер, а при массовой концентрации более 5 % - молекулы сополимера объединены в ассоциаты;

с повышением температуры вязкость раствора понижается (рис. 4.9); растворы высоких концентраций (выпе 5 %) имеют ярко

выраженный псевдопластич еский характер;

наименьпвя эффективная вязкость 5%-ного раствора при 278 К составляет 22 мПа-с;

сополимер обладает поверхностно-активными свойствами на границе раздела МАК-ДЭА - керосин, 5 составляет 7,2 мН/м, на границе гипан

- керосин - 22 мН/м.

По характеру взаимодействия с электролитами сополимер МАК-ДЭА идентич ен гипану: низкоконцентрированный полимер осаждается, а при достаточ но высокой концентрации образует структурированную массу в полном объеме раствора. При хранении осажденного сополимера МАК-ДЭА в электролитах проч ность его возрастает при незнач ительной усадке образца (табл. 4.12).

Концентрация, %

Рис. 4.9. Изменение вязкости водного раствора сополимера МАК-ДЭА и относительного объема структурированного осадка от концентрации полимера и температуры:

1 - вязкость при температуре 293 ?; 2 -относительный объем; 3 и 4 - вязкость соответственно при концентрациях полимера 18,5 и 0,55 % (масс.)

273 283 293 303 313 323

Температура, К

Объем осадка сополимера МАК-ДЭА, высаженного минерализованной пластовой водой горизонта Д1, достигает 56 % от объема исходного раствора (рис. 4.9, а). В отличие от гипана, он увеличивает фильтрационное сопротивление карбонатных пород (рис.4.10,кривая 4)

Таблица 4.12

Изменение свойств осажденного сополимера МАК-ДЭА при хранении в различ ных средах

Время выдержки, сут	Пластовая вода горизонта Д1		15%-ный раствор CaCl₂		15%-ный раствор NaCl
	усадка, %	О5о, МПа	усадка, %	О5о, МПа	усадка, %	О5о, МПа
1	18,8	6,1	17,3	4,9	20,0	1,4
2	19,3	10,5	20,3	6,8	18,7	1,6
4	20,8	11,8	21,8	7,5	17,7	2,2
8	21,8	12,8	21,9	7,9	17,6	2,5
16	22,0	13,3	21,5	9,3	19,6	2,7
П р и м е ч а н и е образца на 50 %.		^с5о - условная проч ность, определяемая при деформации

Cj -1-1-1_i_

0 600 1200 1800 2400 3000

Время, с

Рис. 4.10. Изменение скорости фильтрации керосина, нефти и воды ч ерез песч аник, обработанный водныши растворами сополимера МАК-ДЭА:

1 и 2 - соответственно керосина и нефти; 3 и 4 - при фильтрации пластовой воды соответственно ч ерез терригенные и карбонатные породы соответственно ионов Са²⁺ и

Cl^-

На рис. 4.10 приведены некоторые результаты фильтрации пластовых вод и углеводородных жидкостей ч ерез песч аник (кривые 1

- 3) и карбонатную породу (кривая 4), обработанные водным раствором сополимера МАК-ДЭА 5%-ной концентрации. Как видно из характера изменения кривых, после прокач ивания ч ерез пористую среду МАК-ДЭА наблюдается снижение скорости фильтрации воды (кривые 3 и 4), сохранение проницаемости относительно нефти и керосина, а в некоторых случ аях даже ее увелич ение (кривые 1 и 2). Эти результаты подтвердились и при модельных исследованиях по огранич ению водопритоков в скважины.

Аналогич ные исследования были проведены с ч астич но гидролизованными полиакриламидами -а⁰ < 7 - 28 % (ПАА-гель, ПупЕр-500, CS-6, РДА-1020). Эти полимеры не вступают в ионный обмен с электролитами, в пластовых водах девона и верхнего карбона нефтяных месторождений растворы их сохраняют свое фазовое состояние. Введение минерализованной воды горизонта Д₁ приводит липь к снижению (в 6 - 8 раз) вязкости полимерного раствора по сравнению с растворами на пресной воде (рис. 4.11). При тех же условиях у гелеобразного ПАА вязкость снижается всего в 1,5 раза (кривая 3), ч то является следствием более низкой степени гидролиза (а⁰ = 7 %) по сравнению с ПупЕр-500 и РДА-1020 (а⁰ = 13 - 25 %).

Максимальное снижение вязкости растворов всех полиакриламидов происходит в области концентрации солей 1-3 г/л, дальнейше увелич ение которой практич ески на этот параметр не влияет. Вязкость их растворов на минерализованной воде остается в 10 раз ниже, ч ем на

Концентрация ПАА, %

0,02 0,04 0,08

-!-1-1-1-

Минерализация, г/л

Рис. 4.11. Графики зависимости полиакриламидов от степени минерализации воды и концентрации полимера:

1 - РДА-1020; 2 - ПупЕр-500; 3 - ПАА (гель) в минерализованной воде; 4 и 5 - РДА-1020 и CS-6 в дистиллированной воде; 6 и 7 - те же полимеры в минерализованной воде с содержанием солей 25 г/л

дистиллированной (кривые 1 и 4), ч то необходимо уч итывать при использовании ПАА на промыслах при минимальной вязкости -минерализации пластовых вод, как правило, более 3 - 4 г/л (см. табл.

3.1 и 3.3).

Результаты проведенных исследований взаимодействия ионогенных полимеров с пластовыми водами позволяют классифицировать их по степени гидролиза как водоизолируюцие реагенты и определить область эффективного применения в зависимости от минерализации воды. В условиях пластов с минерализованной водой наиболее эффективно применять полимеры со степенью гидролиза более 40 -50 %,

вступающие в ионный обмен, используя катионы пластовой воды в кач естве составляющего элемента водоизолируюцей массы.

4.3. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ИОНОГЕННЫХ ПОЛИМЕРОВ С ПОРИСТОЙ СРЕДОЙ

В пористом пласте, представляющем собой непрерывно изменяющиеся по размерам и направлениям каналы фильтрации, водоизолирукщий реагент вступает во взаимодействие как с породой, так и с насыщающими жидкостями. Изменение физич еских свойств пород при этом приводит к изменению и фильтрационных характеристик. Для моделирования процессов, происходящих в пласте, использовалась пористая среда из насыпного кварцевого песка. При этом были приняты следующие условия моделирования:

нефть Ромапкинского месторождения, разбавленная керосином до вязкости 5 мПа-с;

состав вод, используемых для заводнения пластов, соответствует пластовой или закач иваемой воде Ромапкинского, Самотлорского и других месторождений;

пористая среда - молотый кварцевый песок с проницаемостью от

0,15 до 8,2 мкм² и пористостью 23 - 28 %;

температура среды - 293 - 393 К;

длина и диаметр моделей соответственно 1 м и 3,3-10 ² м;

нач альная нефтенасыщенность 70 - 80 %.

Методика эксперимента предполагает следующую

последовательность выполнения работ:

1) вакуумирование моделей пласта и дегазация пластовой воды;

2) насыщение пористой среды водой или нефтью

3) определение абсолютной проницаемости модели пласта и подвижности насыщающей жидкости (1 этап);

4) прокач ивание водоизолирующего реагента (2 этап);

5) ожидание взаимодействия закач иваемого реагента с породой (24 -72 ч аса);

6) повторное исследование изменений подвижности насыщающей жидкости прокач иванием в режиме заданного давления при скорости фильтрации 0,3 - 1,0 м/сут и отмывание пласта (3 этап).

За основной критерий эффективности обработки реагентами принято изменение подвижности закач иваемой в пористую среду жидкости е = k/ц, по которому после прокачивания реагента определяется остаточный фактор сопротивления К_ост по формуле (4.3). По результатам экспериментов строятся графики зависимости указанных параметров от объема прокач иваемой жидкости или времени фильтрации жидкостей (рис. 4.12).

Анализ кривых зависимостей k/ц = /(Qk) показывает, что стабильность знач ений этой функции при прокач ивании воды и нефти (рис. 4.12, кривая 1) резко нарупиется после перехода к нагнетанию высоковязкого раствора гипана (кривая 2). На 3-м этапе эксперимента подвижность нефти и дистиллированной воды, не вступающей в реакцию с полимерами, восстанавливается в 4 - 18 раз быстрее, ч ем у минерализованной пластовой

Рис. 4.12. Изменения подвижности жидкостей и остаточ ного фактора сопротивления для воды при обработке пористой среды гипаном:

k/ц - подвижность жидкости; Кост - остаточный фактор сопротивления; 1, 2 и 3 -подвижности соответственно на первом, втором и третьем этапах фильтрации жидкостей; 4 - остаточ ный фактор сопротивления

воды горизонта Д1 (кривая 3). При этом после прокачивания их в колич естве 2,5 - 3 порового объема подвижность восстанавливается на 50 - 80 % по сравнению с 2,5 - 3,5 % в пластах с минерализованной

Рис. 4.13. Изменение относительной подвижности жидкостей (X) при

фильтрации ч ерез пористук среду, обработаннук

сополимером МАК-ДЭА:

1 - пластовая вода пласта Д1 Ромапкинского

месторождения; 2 - нефть; 3 - водный раствор МАК-ДЭА

Объем прокачанной жидкости, и.о.

водой (кривая 3). Остаточ ный фактор сопротивления (кривая 4) в присутствии минерализованной воды (рис. 4.12, а, 6) в 9 - 11 раз превышет Я_ост нефтенасыщенного пласта и в 70 - 80 раз -

насыщенного дистиллированной водой (см. рис. 4.12, в, г).

Наиболее полно избирательность воздействия полимерного раствора на подвижность воды проявляется при обработке пористой среды сополимером МАК-ДЭА (рис. 4.13). Как видно из характера изменения приведенной подвижности жидкостей X, определенной по отнопЕнию (?/|i)_max : (?/|i), в пласте с минерализованной водой отмечено ее снижение (кривая 1), в нефтенасыщенном - происходит увелич ение (кривая 2). В отлич ие от гипана указанный характер воздействия МАК-ДЭА сохраняется и в карбонатных породах. Результаты экспериментов с МАК-ДЭА показывают, ч то применение его в ч астич но обводненных пластах может дать двойной эффект - огранич ение притока воды по обводненным пропласткам и увелич ение подвижности нефти в нефтесодержащих пропластках.

Возможность использования выявленных свойств гипана и сополимера МАК-ДЭА в условиях реальных пластов была установлена в экспериментах, выполненных при давлении 22 - 25 МПа на установке УИПК-1М. Установлено, что и в этих условиях значения остаточного фактора сопротивления пластов с минерализованной водой от 6,8 до 10,7 раза превышают знач ения Я_ос1 нефтяных пластов. При взаимодействии гипана и МАК-ДЭА с пористой средой, насыщенной минерализованной пластовой водой, знач ения остаточ ного фактора сопротивления кратно превышают .Л_ост, создаваемого им в нефтенасыщенной среде и в среде с дистиллированной водой. Возникновение некоторого остаточ ного фактора сопротивления при анионном характере гипана и при отрицательном заряде поверхности пористой среды указывает на механич еское удержание (защемление) полимерных ч астиц в сужениях и тупиковых зонах. По-видимому, полностью не исклкч ается и адсорбция на наруиЕниях кристаллич еской реиЕтки. В целом эти результаты подтвердили, с одной стороны, предполагаемый механизм образования водоизолирующий массы в пластовых условиях, основанный на диффузных процессах, с другой, возможность реализации их для избирательного воздействия на нефтеводонасыщенный пласт.

Для изуч ения закономерностей изменения подвижности пластовых жидкостей при обработке полимерами в зависимости от проницаемости пористой среды, концентрации полимера и минерализации пластовой воды проведена серия экспериментов [48, 55, 58, 60, 61, 64]. Основные результаты лабораторных опытов заключ аются в следующем.

С увеличением проницаемости пористой среды в пределах 0,1 - 6,5 мкм² и ростом концентрации полимера в растворе от 0,5 до 10 % остаточный фактор сопротивления возрастает (рис. 4.14). Зависимость этого безразмерного коэффициента от проницаемости пласта и концентрации гипана в выиБуказанных пределах описывается уравнением

Я_ост = 1 + иКс^ю_гип, 0,1 < К < 6,5; 0,5 < с < 1,2, (4.20)

Рис. 4.14. Зависимость остаточ ного фактора сопротивления от

концентрации гипана и нач ального коэффициента проницаемости пористой среды:

1 - область осаждения хлопьевидного осадка; 2 - область

структурирования в

объеме раствора; 3 и 4 -соответственно зависимости от

концентрации проницаемости

гипана и пористой

среды

где и и ю - коэффициенты, характеризующие изолирующее свойство гипана при различ ных соответственно проницаемостях и концентрациях.

Степенная зависимость остаточ ного фактора сопротивления от концентрации полимера отражает различ ие механизма образования водоизолирукщей массы при разном содержании гипана в растворе. Если в интервале концентраций от 0 до 5 % рост составляет 4 единицы, то от 5 до 10 % - 14. Последний из указанных интервалов соответствует образованию проч ной массы с трехмерной пространственной структурой [138, 143, 144], в то время как первый - хлопьевидного осадка, легко вымываемого из линейных моделей пластов. Эта особенность образования водоизолирукщей массы проявляется и на кривых зависимостей степени закупоривания 0 от концентрации полимера и проницаемости пористой среды (рис. 4.15), полученных по результатам экспериментов.

Крайняя неравномерность движения полимерного раствора подтверждается и в экспериментах на естественных кернах, выполненных по методике института Гипровостокнефть. Суть этой методики заключ ается на фиксировании появления закач иваемого ч ерез керн гипана на выходе образца. Продукты реакции гипана с электролитом в виде белого пятна появляются уже после прокач ивания водного раствора гипана всего в колич естве 0,36^0,42 п.о. Несмотря на высокий градиент давления (0,1 - 0,2 МПа/м), гипан продолжает поступать по отдельным каналам, т.е. основная масса гипана фильтруется по наиболее крупным порам, оставляя невытесненной воду

Проницаемость, мкм²

Рис. 4.15. Графики за-

4,0 8,0 12,0

Концентрация гипана, %(масс.)

О 2,0 4,0

6,0

висимости

степеии

закупоривания

пористой среды от концентрации гипана и иач альной

проницаемости пористой среды:

от

1 и 2 - от концентрации гипана; 3 - от

коэффициента

проницаемости пористой среды

в мелких каналах.

Аналогия ный вывод был получ ен в экспериментах с сополимером МАК-ДЭА [61]. Методика состоит в кристаллооптическом анализе на шшфах и аншшфах, изготовленных из кернов пород продуктивного горизонта до и после прокач ивания ч ерез них полимерного раствора и отверждения последнего в электролите. Изуч ение микрофотографий шшфов, обработанных лиш> смолой ФР-12, показало полное насыщение смолой всех пор породы (рис. 4.16, а). В образцах, обработанных сополимером, обнаруживаются прозрач ные площади и просветы, характеризующие пустоты, а также площади красного цвета, характеризующие отвержденную смолу. Образование пустот объясняется удалением осадка сополимера при обработке шшфов вследствие недостаточ ной проч ности. Характер этих пустот на срезах зависит от размеров пор пород. При размерах пор 10 - 50 мкм (см. рис. 4.16, б) на периферийных уч астках ч астиц песка остова пород отч етливо видны пустоты, ч то указывает на расположение осажденного сополимера на

Рис. 4.16. Фрагменты срезов пород, обработанных сополимером МАК-ДЭА:

1 - участки отвержденной смолы ФР-12; 2 - частицы породы; 3 - участки, характеризующие местоположение закупоривающего материала

поверхности ч астиц, обрамляющих поры. При увелич ении же размеров пор и трещин все поровое пространство заполняется сополимером, который при обработке ппифа выкрапивается, оставляя в нем пустоты (см. рис. 4.16, в). В кернах с низкой проницаемостью следов осадка не обнаруживается, следовательно, в малые поры раствор сополимера не фильтруется.

Результаты исследований механизма образования водоизолирующей массы ионогенными полимерами со степенью гидролиза более 40 - 50 % позволяют заклюй ить, ч то огранич ение движения вод такими реагентами в пластах происходит в результате экранирования главным образом крупных пор и трещин и снижения “живого” сеч ения средних пор коллектора при неизменном состоянии микропор, ч то должно привести к снижению степени неоднородности продуктивного пласта по проницаемости.

На основе обобщения результатов проведенных лабораторных и модельных исследований предложена следующая схема образования водоизолирующей массы ионогенными полимерами в пластовых условиях (рис. 4.17).

Растворы ионогенных полимеров типа ч астич но гидролизованного полиакриламида (ПАА), как было показано вьше, не вступают в ионный обмен и не изменяют своего фазового состояния при взаимодействии с пластовыми водами. Применение их в кач естве водоизолирующего материала основывается на адсорбционных свойствах макромолекул ПАА на горных породах и механич еском удержании агрегатов полимера в сужениях и тупиковых зонах [38, 111, 157], приводящих к повышению фильтрационного сопротивления пористой среды. В отлич ие от гипана после прокач ивания ПАА велич ина остаточ ного фактора сопротивления снижается с увелич ением проницаемости пород, приближаясь к единице при K = 1,5+1,8 мкм² (рис. 4.18). Пятикратное увеличение содержания полимера (кривая 1) незнач ительно увелич ивает область эффективного применения ПАА с ростом проницаемости (кривая 2). К тому же при смепЕнии с минерализованной водой остаточ ный фактор сопротивления, создаваемый раствором ПАА, снижается на 30 - 40 % [157, 158]. Переч исленные особенности свойств огранич ивают применение полиакриламида в кач естве водоизолирующего материала в пластах с высокопроницаемой промытой зоной и минерализованной водой. В связи с этим одно из направлений соверпЕнст-

Рис. 4.17. Физико-хи-мич еские принципы образования

водоизолируюцей массы гипаном

вования полимерного заводнения основывается на укрупнении макромолекул ПАА введением для спивки катионов поливалентных металлов типа Fe²⁺, Ca²⁺, Al³⁺, Cr³⁺ и создания вязкоупругих составов на основе концентрированных полимерных растворов [68, 176].

Для образования водоизолирующей массы помимо процессов химич еских превращений типа щелоч ного гидролиза полиакриламида можно использовать непосредственно полимеризацию мономеров акриламида, имеющих функциональные группы, обладающие гидрофильностью [131]. Полимеризация комплексно связанных

Рис. 4.18. Зависимость остаточ ного фактора сопротивления от

проницаемости пористой среды при обработке водными растворами ПАА:

1 - 0,05%-ным

раствором ПАА; 2 -

0,01%-ным раствором ПАА

мономеров позволяет вводить в полимерную цепь самые разнообразные по химич еским свойствам фрагменты и пироко варьировать свойство полимеров. Для этих целей могут применяться слабоспитые карбоксильные полиэлектролиты и полимер-полимерные комплексы [25, 83]. Они применяются для создания различных ионитных мембран для оч истки минерализованных и загрязненных вод. С целью изуч ения закономерностей процесса полимеризации в зависимости от физико-химич еских условий в скважине, создания более эффективных способов была проведена серия экспериментальных исследований с мономерами акриламида [17, 18, 52, 134, 165]. Результаты исследований позволили разработать новый водоизолирующий состав с использованием линейного полимера с амидной группой в структуре и мономеров акриламида [173]. Полимеризация акриловых кислот в присутствии полимеров, а также акриламида в водном растворе полиметакриловой кислоты, происходящая по матрич ному механизму, приводит к образованию полимер-полимерных комплексов, обладающих своеобразными свойствами, близкими к свойствам мембран [124, 136]. Экспериментальными исследованиями была установлена

контролируемость кинетич еского поведения систем ПАА - АК и ПАА -МАК. Показано, ч то образующиеся при этом полимеры обладают огранич енной набухаемостью в водной среде и усадкой в углеводородной среде.

Матрич ная полимеризация ионогенных полимеров типа акриламида и полиметакриловой кислоты в присутствии окислительновосстановительной системы позволяет создать в пористых и трещиноватых пластах сплопную полимерную массу с трехмерной пространственной структурой. Индукционный период полимеризации этой композиции регулируется в пироком диапазоне температур от 280 до 350 К. Полимеризованная масса в водной среде набухает на 80 - 90 %, а в углеводородной (нефть, керосин, бензин и др.) - гель имеет усадку до 70 % от первоначального объема и становится хрупким, чем исключается закупоривание нефтенасыщенных пластов. [17]. Такие композиции могут быть получ ены с применением и других сополимеров полиакриловых кислот, ч то в перспективе позволяет знач ительно расширить ассортимент водоизолирующих реагентов для увелич ения охвата обводненных пластов воздействием.

Механизм огранич ения движения вод в пластах ионогенными полимерами основывается на комплексном взаимодействии их с пористой средой (адсорбция, механич еское удержание) и пластовыми жидкостями (осаждение, структурирование, сохранение фазового состояния и др.), особенности взаимодействия в первую очередь зависят от степени их гидролиза. Установлена преимущественная фильтрация полимерных растворов по наиболее крупным порам и каналам. Остаточ ная вода в мелких каналах и микропорах при закач ивании в пласт полимеров типа гипана является источ ником ионов для образования ими водоизолирующей массы. Однако следует отметить, что применение концентрированных растворов полимеров или ВУСов со спивкой полимеров катионами поливалентных металлов позволяет оказывать воздействие на пласт в огранич енных объемах в основном ч ерез добывающие скважины. После образования обдирных промытых зон на поздней стадии разработки нефтяных месторождений применение их становится экономич ески нецелесообразным, ч то обусловливает поиск новых водоизолирующих реагентов.

4.4. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИИ ПОЛИАКРИЛАМИДА С ДИСПЕРСНЫМИ ЧАСТИЦАМИ ПОВОД ПОИМЕНИТЕЛЬНО К ОЕПЕНИР ЗАДАЧ УВЕЛИЧЕНИЯ ООВАТА ВОЗДЕЙСТВИЕМ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ

После образования промытых зон в нефтяной залежи эффективность методов заводнения и огранич ения притока вод в скважины путем закач ивания небольшзго объема водоизолирующих материалов резко снижается при сравнительно низких коэффициентах текущей нефтеотдач и. Вопросы повышения выработки обводненных пластов обсуждаются в периодич еской отеч ественной и зарубежной литературе десятилетиями [2, 8, 30, 54, 73, 75, 98, 168, 194]. Однако эта проблема продолжает оставаться актуальной и в настоящее время, поскольку современные методы воздействия на залежи не обеспеч ивают существенного увелич ения нефтеотдач и пластов. Одна из главных прич ин относительно низкой нефтеотдач и состоит в том, ч то как при гидродинамич еских методах воздействия на пласт, так и физико-химич еских, не устраняется основной фактор неполного охвата коллектора - проницаемостная неоднородность, которая усугубляется на поздней стадии разработки месторождений с образованием обдирных промытых зон. Одним из эффективных направлений совердЕнствования методов заводнения и повышения нефтеотдач и является увелич ение фильтрационного сопротивления этих зон за сч ет создания остаточ ного фактора сопротивления с применением водоизолирующих химреагентов. Снижение подвижности воды в обводненных пропластках при этом позволяет уменьшать неоднородность нефтеводонасыщенного

коллектора по характеру и степени вытеснения нефти и тем самым увелич ить охват пластов воздействием.

Известные в зарубежной практике методы основаны на применении концентрированных растворов химпродуктов, ч то практич ески

исклюн ает применение их для заполнения обдирных промытых зон коллектора.

Новые способы получ ения водоизолирующей массы в пластовых условиях, основанные на использовании флокулирующих свойств относительно твердых дисперсных ч астиц, приводящих к образованию полимердисперсных систем (ПДС), разработаны в ОАО “НИИНефтепромхим”. Основными компонентами этой системы являются полимеры с флокулирующими свойствами и дисперсные ч астицы горных пород. Налич ие ионогенных групп в полимерной цепи обеспеч ивает достаточ но высокую адсорбционную связь ее не только с поверхностью пор и трещин, но и с твердыми дисперсными ч астицами пород. Являясь полифункциональными полимерами, они оказывают различ ное воздействие на гравитационную устойч ивость твердых ч астиц. В зависимости от изменения характера взаимодействия полимера с дисперсной системой выделяют три области концентраций [43, 47]: полного связывания полимера (флокуляции); переходную (коагуляционную); стабилизации.

Процессы флокуляции и стабилизации наблюдаются в системах, имеющих различ ную степень дисперсности, нач иная от коллоидных растворов с размером частиц около 0,1 мкм и кончая грубыми суспензиями, промышленными дпаками и агрегатами пород с размером ч астиц до 1000 мкм, в дироком интервале массовых концентраций твердой фазы - от 0,001 до 15 - 30 %. Несмотря на различный эффект, оба процесса имеют одну и ту же физич ескую природу, основаны на взаимодействии твердых ч астиц породы и молекул полиэлектролита, в результате ч его образуются полимерминеральные комплексы с новыми физич ескими свойствами, устойч ивыми к размыву потоком.

Область полного связывания полимера характеризуется низким содержанием его в растворе. Агрегатирующее свойство, проявляющееся в области низких концентраций, связано с образованием между дисперсными ч астицами мостиков из макромолекул полимеров, сегментов или элементов надмолекулярных структур. Этот интервал зависит от минералогич еского состава пород, концентрации твердой фазы, природы полимера и его молекулярного веса [9, 43, 47]. Разветвленные и сетчатые молекулы менее эффективны, чем линейные. При большзм содержании ч исла боковых групп и образования клубков ч астицы минеральных дисперсий не могут соприкасаться с активными уч астками полимера. В процессах флокуляции и повторной диспергации из глинополимерного агломерата определяющим является адсорбция.

Интервалы коагуляции и стабилизации относятся к области высоких концентраций, для нее характерны повышенная вязкость растворов и гелеобразование с пространственной структурой [47].

Закономерности флокуляции в жидких дисперсных системах, изложенные в трудах С.С. Воюцкого, ЮИ. Вайцера, Д.Н. Минца, К.С. Ахмедова и др. показывают, ч то оптимальная доза полимера, обеспеч ивающая образование наиболее крупных хлопьев и быструю седиментацию обратно пропорциональны квадрату радиуса ч астиц [9, 43]. Расход полимера зависит от удельной поверхности дисперсной фазы, и изменение этой поверхности с увелич ением или уменьпЕнием весовой концентрации коллоидных ч астиц приводит к изменению оптимальной дозы полимера. Существенное влияние на расход полимера могут оказать минерализация воды и температура среды. Однако эти закономерности используются главным образом в технологич еских процессах оч истки вод и структурировании поч в. Вопросы применения их для воздействия на пористые среды, в ч астности на нефтяные коллекторы, исследователями не рассматривались. В связи с этим были проведены лабораторные испытания, основная задач а которых заклюн алась в изуч ении возможности реализации флокуляционных процессов в пластовых условиях и снижения подвижности воды с применением депЕвых и недефицитных материалов. В кач естве дисперсного материала была выбрана глина, используемая на промыслах для приготовления буровых растворов, суспензия которой представляет собой полидисперсную систему. Для осаждения коллоидных ч астиц глин необходимо их укрупнение под влиянием кинетич еской энергии или же уменьпЕние ^ у коллоидных ч астиц, велич ина которой не постоянна и зависит от рН среды, температуры, химич еского состава и степени дисперсности глинистых ч астиц. Одним из путей снижения Е,-потенциала является добавление в воду полимера, в кач естве которого в экспериментах были использованы ч астич но гидролизованные полиакриламиды.

Методика исследований вклюн ала:

1) оценку флокулирующих свойств известных и доступных на промыслах полиакриламидов;

2) определение оптимальных соотнопЕний концентрации дисперсной фазы и полимеров;

3) изуч ение зависимости процессов флокуляции от минерализации воды, температуры среды и степени дисперсности внутренней фазы;

4) исследование физико-химич еских свойств полимерминерального осадка;

5) изуч ение влияния полимердисперсных систем на фильтрационную характеристику пористых сред и охват их заводнением.

Флокулирующие свойства полимеров изуч ались методом седиментационного анализа, основанного на измерении скорости накопления осадка на дне погруженной в суспензию ч апки торсионных весов ВТ-500. В кач естве дисперсной фазы служила глина Альметьевского и Махарадзевского заводов глинопоропка, дисперсионной средой - пресная вода реки Камы и сточ ная вода Северо-Альметьевского товарного парка, которые используются для заводнения нефтяных залежей Ромапкинского месторождения (табл. 4.13). Из ионогенных полимеров были выбраны известные на промыслах ч астич но гидролизованные полиакриламиды (ПАА): РДА-1020 (Нитто Кемикл, Япония), CS-6 (Санье Кемикл, Япония), ПупЕр-500 (Дау Кемикл, США) и гелеобразный ПАА (Ленинск-Кузнецкий завод полукоксования) (табл. 4.14).

Методика проведения экспериментов состояла в следующем. В мерный цилиндр заливается 0,5 л суспензии глины с содержанием твердой фазы 0,5 - 1 % масс., которая перемешивается лепестковой мепилкой. Затем в цилиндр погружается ч апка из фольги, подвепЕнная на тонкой капроновой нити к рыч агу торсионных весов. Отсч ет времени производится по увелич ению массы осадка в ч апке, один цикл которого продолжается до опускания ч апки до нижнего уровня. Опыт заканч ивается при полном осветлении суспензии и прекращении уплотнения осадка на дне цилиндра.

Результаты экспериментов в виде зависимости М_г = /(т) (где М_г -масса глины, выпавгой за время т с нач ала опыта) представлены на рис. 4.19. Расположение кривых на координатной плоскости показывает, что ускорение процесса осаждения ч астиц глины происходит только до определенного содержания ПАА в суспензии. Например, для ПупЕр-500 таким пределом является С_ПАА = 0,5 мг/л (кривая 3). При дальнейгом увелич ении содержания полимера процесс замедляется (кривые 4 - 7) и наступает стабилизация процесса осаждения.

Вода

Плотность,

кг/м³

Содержание ионов, мг/л

Характеристика по Пальмеру

Cl^-

SO4^2-

HCO3^-

Ca²⁺

Mg²+

Na++K+

S1/S2

A1/A2

Пресная Сточ ная

1000,6

1054,0

116,90

41875,80

162,90

76,80

122,00

67,10

87,00

5506,00

14,50

1034,40

72,70

18878,40

576,00

67438,50

36,36/40,62

69,42/30,48

0/23,02

0/0,10

Таблица 4.14

Основные характеристики ч астич но гидролизованных полиакриламидов

Полимер	Внепний вид	Содержание, % масс.		Степень гидролиза полимера, %	Молекулярная масса, М 10⁶	Вязкость 0,05 %-ного раствора, мПа- с (t=293±2 K)
Полимер	Внепний вид	полимера	воды	Степень гидролиза полимера, %	Молекулярная масса, М 10⁶	в дистиллированной воде	в пластовой воде
РДА-1020	Порошж	88-90	10-12	13-15	10-12	9,55	2,65
CS-6	То же	84	16	18-20	155	11,91	-
ПупЕр-500		74	10/16	25	4-5	7,30	2,21
ПАА-гель	Гель	9	75/16	7-9	0,5-3,5	1,79	1,68

Рис. 4.19. Кинетика осаждения 0,5%-ной

суспензии глины полимером Пушзр-500

Концентрация полимера, мг/л: 1 - 0; 2 - 0,1; 3 - 0,5; 4 - 1,0; 5 - 10,0; 6 - 20; 7 - 50

Интенсивность процесса зависит от типа полимера. Для оценки флокулирующих свойств различ ных ПАА и определения оптимального соотнопЕния их с дисперсной фазой в системе была принята скорость оседания ч астиц, определяемая условно по времени выпадения в осадок половины всего колич ества глины. Анализ зависимостей скорости оседания глины от концентрации полимера V_r = ф(С_ПАА) показал (рис. 4.20), ч то максимальная скорость соответствует определенному предельному знач ению концентрации С_ПАА, при достижении которой увелич ение концентрации полиакриламида снижает интенсивность флокуляции и приводит к стабилизации процесса осаждения (кривая 3). Для полимера ПупЕр-500 эта концентрация составляет 0,5 - 0,6 мг/л, для ПАА-гель - 2мг/л. По этому критерию полиакриламиды располагаются в ряд CS-6 > РДА-1020 > П угор-500 > ПАА-гель, который соответствует уменьпЕнию их молекулярной массы. Это означ ает, ч то выбранный критерий вполне отражает общие закономерности флокуляционных процессов ч астиц глины в присутствии полимеров [9, 43, и др.]. Эксперименты с частично спитыми полимерами ДК-drill (Нетто, Кемикл, Япония) показали, ч то при одинаковом с ПАА характере осаждения глинистых ч астиц он обладает менее выраженными флокулирующими свойствами, подтверждая тем самым влияние дополнительных спивок на соприкосновение с активными центрами полимера.

Рис. 4.20. скорости ч астиц суспензии глины от концентрации полимера:

1 - Путр-500; 2 - РДА-1020; 3 - ПАА (гель); 4 - CS-6

Зависимость

оседания

0,5%-ной

По разработанной методике была проведена серия экспериментов по изуч ению влияния на процесс взаимодействия ПАА с дисперсной фазой пород в зависимости от содержания твердой фазы и степени ее дисперсности. минерализации воды, температуры среды, результаты которых приведены в работах [46, 65-67, 199]. Основные положения этих исследований, использованных для создания новых технологий, заклкн аются в следующем.

1. С увеличением концентрации глины в суспензии расход полимера для обеспеч ения максимальной скорости оседания возрастает пропорционально соотнопЕнию между ними (табл. 4.15).

2. С увелич ением степени дисперсности глины расход полимера увелич ивается, при изменении фракционного состава глинопоропка от

0,07 до 0,16 мм расход CS-6 повышается от 0,003 до 0,006 мг на 1 мг глины.

3. ПовьшЕние температуры среды приводит к сокращению расхода ПАА - при повышении от 291 до 358 К расход ПАА сокращается в 8 раз (табл. 4.16).

Таблица 4.16

Зависимость флокулируюцего действия ПАА в пластовой воде от температуры и размера фракций глины

Фракция глины, мм	Относительное содержание ПАА РДА-1020, мг/		глины в растворе полимера мг, при температуре
Фракция глины, мм	291 К	313 К	333 К	348 К
До 0,07	0,0040	0,0010	0,0006	0,00025
От 0,07 до 0,09	0,0024	0,0009	0,0004	0,00020
От 0,09 до 0,125	0,0020	0,0007	0,0002	0,00010
От 0,125 до 0,16	0,0016	0,0005	0,0001	-

4. С увелич ением минерализации воды расход полимера для обеспеч ения процесса флокуляции увелич ивается. При приготовлении суспензии глины (глина Альметьевского завода глинопоропка) на минерализованной воде, содержащей 10 г/л солей, для обеспеч ения максимальной скорости осаждения твердых ч астиц затрач ивается ПАА РДА-1020 в 2,3 раза больпЕ по сравнению с пресной водой.

Таблица 4.15

Изменение скорости (мм/с) оседания ч астиц глины в зависимости от концентрации ПАА марки CS-6 в суспензиях из глинопорошка Альметьевского завода

Содержание глины		Концентрация ПАА марки CS-6, % (масс.)

%	0	0,0005	0,001	0,0015	0,002	0,005	0,01
0,1	0,08	1,00	2,17	2,00	1,83	1,23	0,83
0,5	0,30	0,67	1,50	4,33	4,33	3,17	2,16

От концентрации полимера зависит объем высаженной из суспензии глины (рис. 4.21). Максимальный объем осажденных глинистых частиц соответствует полимерам, имеющим более высокую молекулярную массу (кривые 3 и 4). Наибольпая скорость оседания ч астиц наблюдается при концентрациях ПАА в пределах 1 - 5 мг/л. С увелич ением содержания глины в суспензии объем осадка возрастает. Наибольпая стабильность по объему отмеч ается в минерализованной воде при росте концентрации полимера CS-6 (кривая 1). Эти результаты подтвердились при

Рис. 4.21. Зависимость относительного объема

осадка глины от

концентрации полимера в дисперсной среде:

1 - 0,5%-ная суспензия в воде р. Кама, Путр-500; 2 - 1%-ная суспензия в воде р. Кама, РДА-1020; 3 - 1%-ная

суспензия в воде р. Кама, CS-6; 4 - 1%-ная суспензия в сточ ной воде, CS-6 исследовании размеров глинополимерных агломератов при помощи телевизионного микроскопия еского анализатора (ТМА). Методика исследований ТМА состояла в следующем.

Суспензия глины 0,5%-ной концентрации после тщательного перемешивания в течение одной минуты разбавляется до 0,125 %, наносится на предметное стекло в виде микропорций (капель) и покрывается сверху вторым предметным стеклом. Приготовленный образец микроскопируется на всей площади, а с телевизионного экрана производятся замеры отдельных ч астиц. После измерения 520 ч астиц рассч итывается гистограмма распределения их по размерам. Таким же образом исследуется суспензия после введения полимерного раствора. Результаты исследований на ТМА суспензий глины Альметьевского завода и осадков ее в присутствии 0,001%-ных растворов ПАА CS-6 и полимера ДК-drill приведены на рис. 4.22 и 4.23. Дисперсионный анализ распределения ч астиц глины по размерам показал следующее.

1. В суспензии глины содержатся частицы размером до 4 мкм -

46,6 %, до 10 мкм - 74,6 %. Общий интервал измерения размеров ч астиц составляет 1 - 60 мкм (кривая 1).

2. При введении в суспензию полимера ДК-drill и полиакриламида марки CS-6 размеры глинополимерных комплексов на порядок превыпикг размеры глинистых ч астиц (кривые 2 и 3):

а) в суспензии с ДК-drill максимальное ч исло (5 %) приходится на ч астицы размерами 5 - 25 мкм, а общий интервал измерения составляет

1 - 150 мкм (кривая 2);

Рис. 4.22. Кривые распределения размеров ч астиц глины, глинополимерных композиций пор естественного песч аника:

1 - глина; 2 и 3 - ПДС на основе полимеров ДК-drill и CS-35; 4 - поры песч аника

0 50 100 150 200

Размеры, мкм

100

«жж

100

'/////////////////Л

| 1

47^

1 1

о°о o?₀Jz5,

	*100*	мшш	*100*	'ШШЩШ
1 1	50	\| 1	50

0,3 0,6 0,9 О

Длина модели, м

0,3 0,6 0,9 О

4 |ЩЩ|б

Распределение компонентов,

0,3 0,6

0,9

100 _г 50

100

0,3

0.6

0,9 О

0,3 0,6 0,9

ООО

Рис. 4.23. Распределение компонентов ПДС в пористой среде:

1 - "свободная” вода; 2 - связанная вода; 3 - раствор полимера; 4 - адсорбированный полимер; 5 - глинистый раствор; 6 адсорбированная глина

б) в суспензии с полиакриламидом CS-6 максимальное ч исло (89 %) приходится на ч астицы, имеющие размер 10 - 100 мкм, при общем изменении интервала распределения их от 10 до 200 мкм. Размеры отдельных ч астиц достигают 250 мкм (кривая 3).

3. С увелич ением молекулярной массы полимера ч исло ч астиц с больпими размерами возрастает.

Введение флокулянта в суспензию глин приводит к увелич ению объема осадка. Это объясняется связыванием твердых ч астиц между собой макромолекулами, занимающими дополнительный объем, и увелич ением межструктурных пространств, заполненных растворителем (водой). Вследствие больной энергии связи системы полимер - твердая поверхность проч ность хлопьев знач ительно вьше, ч ем у осадка без флокулянта [43].

Как известно [142], фильтрация глинистых частиц в пористой среде зависит от геометрич еского фактора и структурно-механич еских свойств глинистой суспензии. Геометрический фактор заключается в том, что размеры ч астиц должны быть в несколько раз меньпЕ размера пор породы. По данным различ ных исследователей, размеры кольматирукщих ч астиц должны быть в 3 - 10 раз меньпЕ размера пор. Для характеристики условия переноса или удержания пористой средой взвешиных в воде частиц КМ. Шхтманом, А.С. Абрамсоном [142] экспериментально установлен параметр, по которому свободное перемещение по поровым каналам происходит при диаметре пор d_m превышающем в 10 раз диаметр частиц d^. При d_п < 3d,, проникновение отсутствует, при 3d,j < d_п < 10d,j происходит кольматация пор.

Теоретич ескими исследованиями И. А. Сидорова, ЮА. Поддубного, В. А. Кана [175, 176] показано, что в пористых пластах нефтяных коллекторов для закач ивания дисперсных ч астиц твердых пород должно соблюдаться условие d^ < < 0,33d_u. А.Д. Орнатский, В.В. Асколонов [142] и другие

этот критерий выражают ч ерез соотнопение размеров глинистых ч астиц и кольматирукщей породы: для вмывания их в песч аный грунт оно должно быть не менее 0,11 - 0,21. Для фильтрации частиц в пористой среде должно соблюдаться условие d₄ < < (0,4 - 0,7)d_ff При

проницаемости K = 2,7 мкм² условиям d^ < < 0,33d_п соответствует 91 % глинистых ч астиц и только 9 % из них должны кольматировать пласт в зоне входа. У монтмориллонитовой глины данным условиям отвеч ает

84,7 % частиц, а у коалинитовой - 30,2 % (табл. 4.17), отсюда вытекает необходимость выбора глин по фракционному составу в зависимости от коллекторских свойств пород. Из глин, приведенных в табл. 4.17, 6ольпей фильтруемостью обладают монтмориллонитовые глины.

Фракционный состав суспензий глин, % (масс.)

Тип глины	Твердые частицы размером, мкм
Тип глины	до 1	1-10	1-20	20-50	более 50
Монтмориллонитовая	60	20,5	4,2	10,3	5,0
Коалинитовая	-	2,6	27,6	50,1	19,7
Биклянская (Татарстан)	19,1	55,7	16,1	5,1	3,9

Влияние второго фактора - структурирования на фильтрацию суспензии в пористой среде проявляется в том, ч то при определенной концентрации глинистые ч астицы, связываясь между собой, преждевременно образуют кольматирукщую массу, ч то затрудняет закач ивание ее в пласт. Чем меньш концентрация глины, тем 6ольпе глубина проникновения ч астиц в пористую среду. Кроме концентрации существенное влияние на структурирование оказывают минералогич еский состав глины, минерализация воды и химич еские добавки. Из практики применения глинистых растворов для бурения скважин известно, ч то предельная концентрация нач ала структурирования бентонитовых глин составляет 0,9 - 1 % [166]. Данная концентрация была принята как критерий для определения одного из гранич ных условий применения глин для образования полимердисперсных систем (ПДС).

Согласно вышеописанной методике, закач ивание ПДС в линейные модели пластов из насыпного кварцевого песка производилось в следующей последовательности: раствор ПАА - разделительная

жидкость (вода) - глинистая суспензия. Последовательность закач ек основывается на разной скорости движения в пористой среде высоковязкого раствора ПАА (ц_ПАА = 4,5+ 7,2 мПа-с) и маловязкой

суспензии глин (ц_гс = 1,2+1,5 мПа-с), в результате второй компонент постепенно перемепивается с первым, прич ем разделительная жидкость препятствует преждевременному взаимодействию их и является средством регулирования места осаждения материалов в обводненных зонах коллектора.

Распределение компонентов жидкости во внутрипоровом пространстве модели пористой среды при закач ке полимердисперсной системы и отдельных его компонентов изуч алось методом импульсивного ядерного магнитного резонанса (ЯМР). Известно, что вода имеет несколько энергетич еских состояний, зависящих от структуры порового пространства, размера пор и типа поверхности поровых каналов. Времена релаксации молекул воды, находящихся у поверхности поровых каналов и в центре породы, различ аются. Поскольку молекулы воды находятся в постоянном движении, то происходит постоянный их обмен. Скорость обмена зависит от силы связи молекул с поверхностью твердого тела и от велич ины удельной поверхности. В зависимости от соотнопения между скоростью обмена и временами релаксации наблюдаются различ ные релаксационные характеристики.

Исследуемые модели пористых сред, изготовленные из насыпного кварцевого песка, имеют относительно малую удельную поверхность, поэтому вклад пристеноч ных молекул составляет менее одного процента, а скорость обмена достаточ но высокая. Следовательно, в пределах одной поры наблюдается одно время релаксации, велич ина которого зависит от радиуса пор и типа поверхности. Как насыпные, так и реальные пористые среды составлены из пор различ ного радиуса, прич ем на графике распределения пор по размерам имеются два и более максимума, соответствующих наиболее вероятностным размерам пор. Аналогич но релаксационная кривая для таких пористых сред состоит из двух и более составляющих с различ ными временами релаксации. Из разложения релаксационных кривых для водонасыщенной модели можно получ ить распределение жидкости по длине модели, т.е. определить колич ество жидкости, не уч аствующей и уч аствующей в фильтрации, или динамич ескую пористость модели. Исследования по распределению компонентов ПДС проведены на релаксометре, работающем на ч астоте 20 мгц с постоянным магнитным полем. Методика экспериментов состояла в последовательной оценке распределения колич ества “свободной” и “связанной” воды по длине модели, насыщенной водой (см. рис. 4.23, модель I-1), одним из компонентов ПДС (модель I-2) и после вытеснения их водой в колич естве трех поровых объемов (модель I-3). В третьей модели была прокач ана ПДС в предполагаемом технологич еском варианте.

В модели I после прокач ивания воды динамич еская пористость составила 69 % от общей пористости модели, средний радиус пор, по которым происходила фильтрация, равняется 5,7 мкм. В фильтрации не уч аствовали поры со средним радиусом 3,08 мкм, которые составляют 31 % от общей пористости. После прокачивания ПАА в колич естве одного порового объема полимерный раствор занял всю динамич ескую пористость модели и ч асть пористости, занятой “связанной" водой. Фактич ески раствор полимера заполнил всю длину модели, прич ем полимер в пористой среде занял мелкие и крупные поры. После прокач ивания трех поровых объемов воды ч асть полимера, находящаяся в более мелких порах, осталась в пласте. Адсорбция полимера в более мелких порах подтверждается тем, ч то после прокач ивания ч ерез пласт воды в колич естве трех поровых объемов средний радиус пор, образующих динамич ескую пористость, увелич ился и составил 6,24 мкм, а средний радиус пор, в которых находилась “связанная” вода, не изменился (табл. 4.18). Слабое изменение времен

Результаты исследования параметров пористой среды методом ядерно-магнитного резонанса до и после обработки ПДС

		Фильтрующая ч асть пористости				Нефильтрукщая ч асть пористости
Номер модели	Этапы исследов ания	Пористость динами-ч еская, %	Время релак сации, с	Прони цае мость, мкм²	Средний радиус пор, мкм	Пористость динами-ч еская, %	Время релак сации, с	Прони- цае- мость, мкм²	Средний радиус пор, мкм
1	Перво-нач аль-ный	69	0,174	0,621	5,70	31	0,059	0,083	3,08
	Конеч-ный	59	0,193	0,629	6,24	41	0,069	0,108	3,07
3	Перво-нач аль-ный	70	0,441	2,481	8,99	30	0,137	0,256	4,91
	Конеч-ный	60	0,433	2,202	9,16	40	0,142	0,326	4,31
4	Перво-нач аль-ный	60	0,316	1,235	7,46	40	0,092	0,201	3,21
	Конеч-ный	55	0,256	0,963	6,32	45	0,079	0,150	2,93

релаксации как для “свободной”, так и для “связанной” воды, наблюдаемое для данной модели после прокач ки полимера и воды, свидетельствует об отсутствии монослойной адсорбции. При монослойной адсорбции происходит изменение типа поверхности, ч то должно было бы привести к знач ительному изменению времени релаксации.

Распределение компонентов глинистой суспензии в пласте с проницаемостью 1,5 мкм² изучалось на модели II-1 (см. рис. 4.23). Динамическая пористость водонасыщенной модели составила 70 %, а средний радиус пор, образующих эту пористость, составил 8,99 мкм. Глинистый раствор, закач иваемый в эту модель, проник практич ески на 90 % длины модели (модель II-2), прич ем ч асть глинистого раствора, попавпвя в поры меньпЕ 9 мкм, фильтровалась с меньпЕй скоростью по сравнению с раствором, попавпим в более крупные поры. После прокач ивания воды в колич естве трех поровых объемов (II-3) глинистый раствор остался в порах, имеющих диаметр 4 - 5 мкм и менее, ч то привело к уменьдению динамич еской пористости модели на 10 % (см. табл. 4.18).

В модели III с проницаемостью 1,237 мкм² обработка была произведена 0,05%-ным раствором ПАА в колич естве 0,5 порового объема и 1 %-ной суспензией глины Биклянского глинокарьера (рис. 4.23, III-3). До введения компонентов ПДС средние радиусы пор в водонасыщенной модели составляли 3,21 мкм для “связанной” и 7,46 мкм для “свободной” воды, динамич еская пористость равнялась 60 %. После промывания пористой среды водой в колич естве трех поровых объемов динамич еская пористость уменьшалась на 5 %, а средние радиусы пор составили 2,93 и 6,32 мкм соответственно для нефильтруюцейся и фильтрующейся ч астей, прич ем происходит уменьшите времени релаксации компонентов в пористой среде. Последнее свидетельствует об адсорбции полимерных и глинистых ч астиц на поверхности как крупных, так и мелких пор.

Механизм взаимодействия полимера с породами и дисперсными ч астицами в пластовых условиях по разработанной технологии представляется следующим образом. Движущийся впереди суспензии полимерный раствор модифицирует поверхность пористой среды вследствие адсорбции и механич еского удержания макромолекул ПАА, снижая тем самым концентрацию раствора. Частицы глины или других пород, поступающие в пласт в виде суспензии, вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера, адсорбированными на породах и находящимися во взвепЕнном состоянии. Первый фактор, с одной стороны, снижает проникновение в мелкие поры, с другой, приводит к проч ному удержанию дисперсных ч астиц, а второй фактор способствует флокуляции. Налич ие свободных сегментов макромолекул после первич ной адсорбции обеспеч ивает проч ную связь дисперсных ч астиц образующихся полимердисперсных агрегатов с поверхностью горных пород, создавая тем самым объемную устойч ивую в динамич еском потоке массу.

Для обеспеч ения описанного механизма в полимердисперсной системе предусматривается использовать растворы ПАА 0,05 - 0,08%-ной концентрации. Увеличение расхода полимера в пластовых условиях в 6 - 8 раз от минимально необходимого для флокуляции в пресных водах обусловливается следующими факторами:

минерализацией дисперсионной среды;

увелич ением содержания глины;

необходимостью обеспеч ения стабилизации системы в призабойной зоне и флокуляции в удаленных от скважины зонах.

Технологич еская схема применения ПДС испытывалась на линейных моделях пластов по описанной выпе методике. В отлич ие от экспериментов с гипаном при закач ивании ПДС неоднородный пласт моделировался путем одновременной фильтрации по двум параллельно соединенным пропласткам с разной проницаемостью Для этой цели была разработана специальная установка (УИПДС) (рис. 4.24), позволяющая закач ивать в пористую среду суспензии глин или других твердых ч астиц и одновременно проводить опыты на нескольких параллельных моделях пласта.

В экспериментах использовалась следующая последовательность выполнения операций:

1) исследование проницаемости пористой среды прокачиванием воды или нефти в зависимости от цели эксперимента;

2) прокач ивание ч ерез модель пласта последовательно раствора ПАА

- воды - глинистой суспензии, в нескольких опытах цикл закач ки повторялся в зависимости от характера репиемых задач;

3) выдерживание моделей пластов под давлением;

4) вытеснение всей системы из модели пласта водой и оценка эффективности обработки прокач иванием воды.

Эффективность воздействия ПДС на водонасыщенные пласты оценивали по изменению подвижности воды в результате обработки и остаточ ному фактору сопротивления. Уч итывая механизм действия водоизолирующего материала на пласт, для оценки степени снижения

Рис. 4.24. Общий вид установки УИПДС:

1 - распределительная камера; 2 - переклюя атель; 3 - контейнер для реагентов; 4 -перепускной кран; 5 - термостат; 6 - термокамера; 7 - компрессор; 8 - электронасос; 9 - манометр; 10 - вытяжная труба

неоднородности был введен коэффициент х, который для двухслойной линейной модели с различ ной проницаемостью прослоев определяется как соотноиБние подвижностей воды:

X = (^/Ц⁾1 : (?/ц)2,

(4.21)

а уменьпЕние степени неоднородности определяется по формуле

_X_L ^[k / ц>1 : (^k / ц>2 ^]i

Xii ^{[k /} Ц>1 ^{: (k
/} Ц>2 ^]

(4.22)

где I и II соответствуют периодам фильтрации жидкости до и после прокач ивания ПДС или другой технологич еской жидкости.

На первом этапе опыты проводились с отдельными моделями пласта различ ной проницаемости с применением технологич еских жидкостей в колич естве 1 п.о. при постоянном перепаде давления, равном 0,5 МПа (рис. 4.25). При анализе характера изменения зависимостей k/ц. = f(q)k подтвердилось преимущество последовательного закач ивания полимерного раствора с глинистой суспензией:

а) подвижность воды при обработке ПДС (кривая 1) снижается в 5 раз по сравнению с обработкой глинистой суспензией (кривая 2);

б) подвижность воды после обработки ПДС при прокач ивании ч етырех поровых объемов воды восстанавливается всего на 36 %, а при обработке глиной или полимером - на 82 - 90 % (кривая 3);

в) степень неоднородности пропластков при обработке ПДС уменьшется в 4 - 5 раз, а при использовании отдельных компонентов системы в 1,2 - 1,5 раза;

г) с повьшЕнием проницаемости пористой среды подвижность воды снижается более интенсивно (кривые 1 и 4).

Обобщение результатов серии экспериментов с ПДС в моделях пластов с различной проницаемостью (табл. 4.19) и их математическая обработка показывают, ч то с увелич ением проницаемости остаточ ный фактор сопротивления увелич ивается и удовлетворительно аппроксимируется уравнением вида

Я_ост = b + ak,

(4.23)

где а и b - коэффициенты, определенные методом наименьших квадратов; k - коэффициент проницаемости пористой среды.

На втором этапе моделирования процессов фильтрации с применением ПДС изуч алось влияние остаточ ного фактора сопротивления согласно формуле (4.23) на вытеснение нефти из моделей неоднородного нефтенасыщенного пласта и охвата его заводнением. Неоднородный пласт моделировался двумя параллельно соединенными с установкой УИПДС линейными моделями пласта разной проницаемости, по которым после предварительного вытеснения нефти водой прокач ивалась технологич еская жидкость - ПДС. Внач але нефть вытеснялась водой до стабилизации коэффициента нефтевытеснения Pi или до полного обводнения вытесняемой из пласта жидкости. Режим заводнения моделировался постоянным расходом жидкостей, соответствующим изменениям скорости фильтрации в пределах 0,3 - 0,9 м/сут. В табл. 4.20 приведены характеристики моделей пластов до вытеснения нефти, использованных в одной из серии экспериментов, а результаты их - в табл. 4.21 и 4.22.

Рис. 4.25. Изменение подвижности воды после ПДС, ПАА и глинистой суспензии:

1 и 2 - пласты,

обработанные

соответственно глиной и ПАА CS-6; 3 и 4 - пласты, обработанные ПДС; I и III - области, соответствующие фильтрации воды; II -область фильтрации

технология еской жидкости

Объем прокачанной жидкости, н.о,

0 2 4 6

Изменение фильтрационных характеристик моделей пластов с различ ной проницаемостью при обработке ПДС

Проницаемость пластов, мкм²	Массовая концентрация, %		Фактор сопротивления в процессе фильтрации		Остаточ ный фактор сопротивления после прокач ивания воды в объеме
Проницаемость пластов, мкм²	ПАА	глинистой суспензии	ПДС	глинистой суспензии	1 порового объема	3 поровых объемов
0,28	0,05	0,50	2,6	1,25	1,60	1,12
0,34	0,05	0,50	2,5	1,35	1,10	1,08
0,38	0,05	0,50	2,8	1,90	1,70	1,21
0,66	0,05	0,50	3,2	2,34	1,99	1,81
0,74	0,05	0,65	2,1	2,48	1,79	1,98
0,90	0,05	0,50	3,3	2,60	2,30	1,50
1,14	0,05	0,50	3,1	2,83	2,33	2,31
1,21	0,01	0,25	2,1	1,49	1,20	1,40
1,71	0,05	0,05	5,6	4,20	2,67	2,00

Таблица 4.20

Параметры моделей пласта до вытеснения нефти

Номер пласта	Номер модели	Коэффициент проницаемости, мкм²	Пористость, %	Объем пор, мл	Нач альная водонасыщенность, %	Объем нефти в модели, мл
1	2	2,51	29	236	21,0	184,5
	8	0,15	21	194	27,4	142,3
2	3	2,52	32	243	30,6	193,1
	6	0,25	25	195	27,4	143,5
3	4	2,50	29	239	21,3	188,0
	9	0,35	22	199	24,4	150,4

Анализ результатов проведенных экспериментов показал следующее. Характерной особенностью процесса первич ного заводнения в первом пласте с моделями № 2 и № 8 является то, ч то при полном обводнении добываемой продукции (0 = 100 %, рис. 4.26, в) вследствие прорыва воды по высокообводненному пропластку (№ 2) из малопроницаемого (№ 8) было извлечено всего 10,9 % нефти (см. табл. 4.21). Снижение фильтрационного сопротивления обводненного пласта, на ч то указывает рост подвижности в нем фильтрующихся жидкостей (рис. 4.26, кривая

3), приводит к практич ескому прекращению процесса вытеснения нефти из малопроницаемого пропластка (№ 8).

В соответствии с принятой моделью воздействия на обводненный неоднородный пласт № 1 с целью извлеч ения остаточ ной нефти

закач ано 0,2 порового объема 0,05%-ного раствора полиакриламида марки CS-6 и столько же глинистой суспензии (ГС), содержащей 0,5 % глины.

Номер

модели

Прони

цае

мость,

мкм²

Соотно

шение

проница

емостей

пропласт

ков

Нефте-

насы

щен-

ность,

Показатели заводнения пластов

до применения ПДС

после применения ПДС

Обводненность, % (об.)

Остаточная нефтенасыщен-ность, % (об.)

Коэффициент нефтевытеснения, %

Прогнозный прирост при полном обводнении, %

Обводненность, % (об.)

Оста

точная

нефтена

сыщен-

ность,

% (об.)

Прирост коэффициента нефтевытеснения, %

Конечный коэффициент нефтевытеснения, %

всего

по сравнению с прогнозным

2,5

78,2

100

27,4

64,9

100

64,9

0,15

—

72,6

58,2

10,9

.......

100

62,8

2+8

—

76,1

100

44,7

41,2

100

27,5

22,5

63,7

2,52

—

79,4

100

28,9

63,6

100

63,6

0,25

—

72,5

64,2

11,5

100

70,2

3 + 6

76,3

43,0

43,7

12,3

100

24,7

23,8

11,5

67,5

2,5

—

78,6

100

31,0

60,5

100

60,5

0,35

—

75,6

43,6

42,3

100

65,4

4 + 9

77,5

36,7

52,1

3,2

100

25,9

11.1

7,2

63,2

Изменение фильтрационных характеристик и охвата пластов воздействием после обработки ПДС

Номер моде-ли	Проница емость, мкм²	Соотно- ПЕНие проница емости пропластк ов	Доля фильтруицейся жидкости по пластам, п.о.		Подвижность воды в пластах при обработке ПДС, мкм²/мПа- с		Остаточ -ный фактор со-противления	Неоднородность пластов при обработке ПДС		Прирост кэффици-ента охвата после обработки с ПДС, %	Объем закач ки воды, п.о.
Номер моде-ли	Проница емость, мкм²	Соотно- ПЕНие проница емости пропластк ов	раствора ПАА	глини-стой суспензии	до закач -ки ПДС	после закач ки ПДС	Остаточ -ный фактор со-противления	до	после	Прирост кэффици-ента охвата после обработки с ПДС, %	при заводнени и с использованием ПДС	прогнозный при обыч ном заводнении
2	2,50	_-	0,19	0,17	0,640	0,14	4,58	-	_-	_-	_-	_-
8	0,15	-	0,01	0,03	0,00	0,008	-	-	-	-	-	-
2+8	-	16	0,20	0,20	0,640	0,149	4,33	259	58	35,8	5,0	-
3	2,52	-	0,185	0,173	0,370	0,175	2,13	-	-	-	-	-
6	0,25	-	0,015	0,027	0,062	0,011	-	-	-	-	-	-
3+6	-	10	0,20	0,20	0,037	0,187	2,01	32	15	19,6	3,5	24
4	2,50	-	0,17	0,16	0,350	0,094	3,68	-	-	-	-	-
9	0,35	-	0,03	0,04	0,029	0,029	-	-	-	-	-	-
4+9	-	7	0,20	0,20	0,386	0,123	3,30	11,8	3,2	10,6	1,8	2,4

Рис. 4.26. Динамика процесса нефтевытеснения с применением ПДС в послойнонеоднородном пласте («) и отдельно по пропласткам (б и в):

1 - коэффициент вытеснения; 2 - обводненность жидкости на выходе из образца пористой среды; 3 - подвижность жидкости; I - область фильтрации раствора полимера; II - область фильтрации суспензии глины

Снижение подвижности воды в 3,2 раза в высокопроницаемом пропластке (рис. 4.26, б, кривая 1) наблкдается вследствие изменения направления фильтрационных потоков (см. табл. 4.21). Таким образом, были созданы условия для луч пего охвата нефтевытеснением менее проницаемой ч асти модели пласта. В результате коэффициент нефтевытеснения по менее проницаемому пропластку увелич ивался с 10,9 до 62,8 %, а общий - вырос с 41,2 до 63,7 % (см. табл. 4.21).

Анализ зависимостей подвижности, остаточ ного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения от объема прокач иваемых жидкостей позволяет выявить следующие особенности механизма увелич ения коэффициента вытеснения нефти из моделей неоднородных пластов:

1) несмотря на прокачку 78,8 % от общего объема ПДС через высокопроницаемый пропласток (см. табл. 4.22), коэффициент нефтевытеснения в нем не увелич ивается (рис. 4.26, в, кривая 1), т.е. ПДС не обладает более высоким нефтеотмывакщим свойством, ч ем вода;

2) обработка неоднородного пласта ПДС снижает степень неоднородности его по подвижности жидкостей в 2 - 4 раза;

3) после прокач ивания ч ерез модель пористой среды более трех поровых объемов воды остаточ ный фактор сопротивления сохраняется на одном и том же уровне, ч то указывает на достаточ но высокую устойч ивость глинополимерного комплекса в динамич еских условиях нефтевытеснения;

4) относительное увелич ение подвижности жидкостей в менее проницаемых нефтенасыщенных пропластках и снижение ее в высокопроницаемых и промытых водой пропластках после прокач ивания ПДС (рис. 4.26, бив, кривая 3) указывают на избирательный характер ее воздействия, в зависимости от проницаемости пропластков и насыщенности их нефтью и водой;

5) после прохождения отороч ки ПДС ч ерез высокопроницаемый пропласток, т.е. после q < 2,58 п.о., подвижность жидкостей в пласте №

2 остается на уровне, который образовался при фильтрации ПДС в пористой среде (рис. 4.26, в, кривая 3), ч то указывает на превалирующее знач ение создаваемого ею остаточ ного фактора сопротивления для нефтевытеснения.

Эксперименты на следующих парах моделей (№№ 3 - 6 и 4 - 9) проводились по той же методике, ч то и на моделях №№ 2 - 8. Отлич ие заключалось в соотнопЕнии проницаемостей, составляющих 10:1 и 7:1 и в закач ивании ПДС в период стабилизации коэффициента нефтевытеснения при обводненности вытесняемой жидкости, равной 92

- 96 % (см. табл. 4.21). В связи с этим коэффициент нефтевытеснения определялся с уч етом прогнозной нефтеотдач и без ПДС, т.е. Ар рассч итывали по разнице между прогнозным (Р_п) и фактич еским (Рф) знач ениями вытеснения после обработки по формуле

АР = (Йнф - 0нп)/0но, (4.24)

где ?З_нф, ?З_нп - колич ество вытесненной из моделей нефти

соответственно фактич еское и прогнозное; Q_H<) - нач альное содержание нефти в модели пласта.

О_нп определяется расч етным путем, приняв за базу стабилизированную велич ину обводненности вытесняемой жидкости и экстраполируя ее до базового знач ения в процессе эксперимента.

Основные закономерности влияния ПДС на нефтевытеснение, выявленные на моделях №№ 2-8, наблюдаются и в условиях неполного обводнения пластов. Увелич ение нефтевытеснения по сравнению с прогнозным в результате повьшЕния фильтрационного сопротивления высокопроницаемых прослоев, обводненных до 100 %, составляет 11,5 и 7,2 % (см. табл. 4.21 и 4.22). При этом прирост коэффициента нефтевытеснения увелич ивается с ростом их неоднородности, определяемой по формуле (4.21), а с увеличением % от

3,2 до 58 Ар возрастает с 7,2 до 22,5 %.

Результаты лабораторных исследований процессов вытеснения остаточ ной нефти из моделей неоднородных пластов с применением ПДС позволяют оценить влияние проницаемостной неоднородности пласта и объема отороч ки на прирост коэффициента вытеснения. Эффективность применения ПДС возрастает с увелич ением степени неоднородности коллектора - в напих экспериментах с изменением величины K₁/K₂ от 7 до 16 коэффициент нефтевытеснения увелич ивается по сравнению с заводнением (штриховые линии) от 8 до 26 % (рис. 4.27, а). В результате обработки экспериментальных данных лабораторных исследований установлена линейная зависимость прироста нефтевытеснения от указанного соотнопЕния, т.е.

Ар₁ = 0,247(K₁/K₂) - 0,542.

(4.25)

Степень линейной связанности Ар по K₁/K₂ характеризуется коэффициентом корреляции, который определяется по формуле

t = 1

(4.26)

где x и у - средние знач ения нефтевытеснения и отнопЕния K₁/K₂; x_t и y_t - исходные знач ения указанных параметров; n - ч исло экспериментов.

Коэффициенты корреляции и регрессии, получ енные по этой формуле, составили: r = 0,996 и d = 0,247. Это подтверждает достаточ но твердую зависимость между Ар₁ и K₁ /K₂..

С ростом объема отороч ки ПДС происходит как рост отбора нефти, так и увелич ение коэффициента нефтевытеснения (см. рис. 4.27, б). Обработка опытных данных методами математич еской статистики показала линейную зависимость Ар₂ от объема оторочки ПДС W_Пд_С

Рис. 4.27. Изменение коэффициента вытеснения нефти из послойно-неоднородной пористой среды в зависимости от объема прокач анной жидкости:

а - при различ ных соотнопениях коэффициентов проницаемостей пропластков; отнопЕние проницаемостей: 1 - 7; 2 - 10; 3 - 13; 4 - 16; 6 - при различных объемах оторочек ПДС; объем оторочек ПДС: 1 - 60 %; 2 - 40 %; 3 - 20 %; 4 - 10 %

Коэффициент корреляции при этом составил r = 0,933, ч то указывает на налич ие достаточ но тесной зависимости между исследуемыми параметрами.

Полимердисперсная система, состоящая из полиакриламида и глины, как показали эксперименты, не обладает луч пими нефтевытеснякщими свойствами по сравнению с водой. Прирост коэффициента нефтеотдач и пласта после обработки ПДС является следствием увелич ения охвата их воздействием закач иваемой водой. Из анализа динамики роста Ар в зависимости от объема прокач анной жидкости видно (см. рис. 4.27, а), ч то в одних условиях после полного обводнения высокопроницаемого пропластка менее проницаемый нефтенасыщенный пропласток отклкн ается из работы (кривая 4), на ч то указывает постоянство коэффициента вытеснения, хотя из него извлеч ено всего 10,9 % начального объема нефти (см. табл. 4.21). В некоторых случаях малопроницаемые пропластки продолжают работать с незнач ительным приростом коэффициента нефтевытеснения при обводненности продукции до 92 - 99 % (кривая 1—3). Закач ка ПДС приводит к резкому увелич ению коэффициента нефтевытеснения и ускорению отбора нефти (см. рис. 4.27). В первом из указанных условий прирост коэффициента Ар₄ обусловлен повторным подключ ением в работу менее проницаемого пропластка, т.е. в результате увелич ения охвата пласта воздействием. Прирост коэффициента охвата модели пласта можно определить по балансовому методу [30]

АРохв= [Оцоп /(Обал .Р')]100 %, (4.28)

где О_цоп - колич ество дополнительно извлеч енной нефти в результате воздействия ПДС; Q^ - объем нефти в малопроницаемом пропластке до нач ала заводнения (см. табл. 4.20); Р' - коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемого пропластка № 8 (см. табл. 4.21). Тогда

АР_охв= [73,53/(326,6 • 0,62)] 100 % = 35,8 %.

Таким образом, ПДС в условиях модели неоднородного пласта позволяет увелич ить охват их воздействием на 35,8 % и обеспеч ивает прирост нефтеотдач и по сравнению с первич ным заводнением.

В остальных пластах такая оценка затруднительна, так как при длительном закач ивании воды, как следует из прогноза роста коэффициента Р для кривых 1 - 3 (штриховые линии), в конеч ном итоге можно достич ь уровня 65 - 68 % без обработки ПДС. Но для этого требуется закач ать от 2,4 до 24 п.о. воды, а при закач ивании ПДС 1,8 - 5,0 п.о. (см. табл. 4.22). При разработке нефтяных месторождений заводнением закач ивание воды более 3 - 4 п.о. экономич ески не всегда целесообразно. Применение ПДС в этих условиях ускоряет отбор нефти из пласта при меньпих объемах закач ки и позволяет выработать уч астки, которые при обыч ном заводнении остались бы невыработанными. Прирост коэффициента охвата при этом можно определить по разнице между приростом добыч и нефти с использованием ПДС в конце процесса вытеснения (заводнения) и прогнозным, ожидаемым при обыч ном заводнении. В рассматриваемых вьше экспериментах эти данные соответствуют приростам вытеснения Ар₁ - Ар₄ (см. рис. 4.27, а). Как показали расч еты по формуле (4.28), в экспериментах прирост коэффициента охвата неоднородного пласта воздействием составляет 10,6 - 35,8 % (см. табл. 4.22).

Моделированием пластовых процессов с применением ионогенных полимеров установлена принципиальная возможность повышения нефтеотдач и неоднородного пласта на основе увелич ения фильтрационного сопротивления обводненной ч асти водоизолирующим материалом. Увелич ение фильтрационного сопротивления с возрастанием проницаемости приводит к снижению степени неоднородности продуктивного пласта и росту охвата его заводнением (воздействием). Технологическая схема последовательно-ч ередующегося закач ивания раствора ПАА и глинистой суспензии в пористую среду позволяет реализовать флокулирующие свойства полимеров в пластовых условиях с целью увелич ения охвата воздействием водой послойнонеоднородного нефтеводонасыщенного пласта.

По результатам проведенных исследований рекомендованы следующие наиболее оптимальные условия применения ПДС, состоящей из ПАА и глинистой суспензии:

Объемное соотнопЕние раствора полимера и глинистой суспензии

ПАА/ГС ......................................................................................................................................................................................................................................................1:1 и более

4.5. ФИЗИКО-ОИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОГВАНИ ЧЕНИ И ДВИЖЕНИЯ ВОД В ПЛАСТЕ ИОНОГЕННЫМИ ПОЛИМЕРАМИ

Закач иваемый в пласт водный раствор полимера в первую оч ередь заполняет наиболее крупные поры и трещины - каналы с наименьшем фильтрационным сопротивлением. В процессе разработки залежей нефть остается невытесненной в тех порах и трещинах, размеры которых меньпЕ размеров макромолекул полимера и их ассоциатов. В этих условиях взаимодействие полимерного раствора с ионами солей пластовой воды происходит в следующей последовательности:

1) во время движения в порах разного сеч ения полимерный раствор механич ески смепивается с электролитом (наблюдается конвективная и молекулярная диффузия);

2) после прекращения нагнетания ионообменный процесс в статич еских условиях продолжается между полимерным раствором и остаточ ной водой на поверхности пород, в мелких порах, капиллярах и микротрещинах в результате молекулярной диффузии.

Огранич ение притока воды в скважины происходит вследствие заполнения наиболее крупных пор и каналов и изменения тем самым фильтрационных свойств пласта. Последнее достигается как механич еским заполнением крупных пор инертными относительно пластовых жидкостей материалами, так и химич ески активными реагентами или их композициями, вступающими во взаимодействие с компонентами нефтяного пласта. В технологич еских процессах огранич ения движения вод предпоч тение отдается химич ески активным реагентам, обладающим избирательностью свойств относительно нефти и воды.

Эффект воздействия, как следует из анализа кривых рис. 4.28, зависит от множества факторов, основными из которых являются коэффициент проницаемости породы, свойства реагента и компонентов пластовой системы. Функция Я_ост = f(k) для гипана и ПДС с увелич ением проницаемости пористой среды возрастает, а у ПАА уменьпиется. Исходя из механизма образования водоизолирующей массы этими реагентами, указанное различ ие в знач ениях Я_ост можно объяснить образованием в пластовых условиях гипаном и ПДС массы с жесткой и объемной структурой, размеры ч астиц полиакриамида остаются неизменными, ч то не позволяет создать мембрану в крупных порах. Такое фильтрационное сопротивление гипан может создать только в условиях пористой среды с минерализованной водой. Этим обусловливается главное требование к выбору реагента - уч ет конкретных геолого-физич еских и химич еских условий в продуктивном пласте.

Некоторые исследователи, недооценив влияние ионообменных процессов в пористой среде на образование водоизолируюцей массы полимерами акрилового ряда, приппи к выводу о бесперспективности дальнейших исследований в данном направлении [156, 157]. Процесс взаимодействия между ними, как показали исследования, не заверпиется с прекращением конвективной диффузии после прекращения закач ки, а продолжается в статич еских условиях. В пористой среде в результате молекулярной диффузии ионов пластовой воды полимерный раствор превращается в структурированную массу, закупоривающую водопроводящие каналы.

По результатам теоретич еских и экспериментальных исследований взаимодействия ионогенных полимеров акриловых кислот со степенью

Рис. 4.28. Зависимость фактора остаточ ного для воды сопротивления от

проницаемости пористой среды после закач ки:

1 - гипана 10%-ной

концентрации; 2 - ПДС; 3 -ПАА 0,05%-ной концентрации

гидролиза более 40 % с электролитами механизм образования

водоизолирукщей массы в пластовых условиях представляется следующим образом.

В процессе закач ивания в пласт полимерного раствора ч асть его вследствие конвективной диффузии взаимодействует с солями пластовой воды, образуя хлопьевидный осадок перед фронтом движения основного объема полимерного раствора. После того как раствор полимера заполнит наиболее крупные поры и трещины и движение в коллекторе прекратится, полимерный раствор вступает в ионный обмен с остаточ ной минерализованной пластовой водой на поверхности пород и в микротрещинах. В статич еских условиях основной движущей силой процесса структурирования является молекулярная диффузия. Под действием разности концентраций ионов электролита на поверхности пород и в зоне сообщения крупных каналов с микроканалами, содержащими минерализованную воду, образуется структурированная масса полимера, приводящая к сужению размеров крупных пор, в которых находится полимер (рис. 4.29). В зоне сообщения с

микроканалами процесс проходит более интенсивно вследствие

постоянного поступления по ним ионов из пластовой воды, в результате ч его происходит полное перекрытие канала структурированным полимером.

Снижение концентрации ионов в зоне контакта с полимером

приводит к изменению градиента химич еского потенциала системы -возникает разность концентраций солей в водах, содержащихся в

микроканалах и окружающей пористой среде. Под действием градиента концентраций происходит диффузия ионов в эти микроканалы из более удаленных зон пласта. Не исключ ено, ч то пленоч ная вода, находящаяся между полимером и породой, является каналом для проникновения поступающих катионов к полимерному раствору.

Рис. 4.29. Схема структурирования гипана в пористой среде при взаимодействии с пластовой водой:

1 - порода; 2 - пластовая вода; 3 - гипан в жидком состоянии; 4 и 5 -структурированная масса гипана в результате взаимодействия с элементами пластовой системы

Структурирование гипана под действием электролита можно рассматривать с позиций ионотропного гелеобразования в коллоидных системах [27, 106, 223, 224]. При диффузии катионов Ca²+, Mg²+, Sr²⁺,

2+ 2+ 2+ 3+ ¦*"'

Zn , Ba , Ni , Cr в полиэлектролиты образуется гель с капиллярнопористой структурой, свойства которого зависят от природы и концентрации полимера и электролита. Электронно-микроскопич еские исследования, проведенные с гипаном и сополимером МАК-ДЭА, показали аналогич ный характер взаимодействия их с электролитами: при диффузии ионов Ca²+, Mg²+, Na+ из пластовой воды они образуют полимерную массу с капиллярно-пористой структурой (рис. 4.30, а). В пористой среде из кварцевого песка гипан, высаживаясь из раствора под действием солей, покрывает поверхность зерен так же, как на подложке при изготовлении полупроницаемых мембран (см. рис. 4.30, 6). При

Рис. 4.30. Структурированная масса гипана:

а - в свободном объеме при взаимодействии с пластовой водой пласта Д1 (увелич ение 750); 6 - в песчанике при вытеснении 15%-ным раствором (увеличение 100)

создании депрессии на забое скважины поступающая из пласта минерализованная вода фильтруется ч ерез эту массу, которая удерживает содержащиеся в ней катионы.

В технике рассматриваемое явление используется при изготовлении полупроницаемых мембран для разделения жидкостей и освобождения их от солей методом обратного осмоса и ультрафильтрации [77, 224, 231]. Метод обратного осмоса в отличие от осмоса, заключающегося в самопроизвольном переходе растворителя в раствор, представляет собой принудительное вытеснение растворителя из раствора ч ерез мембрану [77, 128]. Величина осмотического давления зависит от концентрации растворенных веществ.

Минерализованная пластовая вода представляет собой смесь электролитов. В ее состав входят следующие соли: CaCl₂, MgCl₂, NaCl, KCl. Осмотич еское давление таких систем определяется по выражению

Ё ^ci >

п = 0RTⁱ⁼¹ (4.29)

где Ф - практич еский осмотич еский коэффициент; c_i - концентрация i-го компонента.

Для пластовой воды Ромапкинского месторождения (го- ризонт Д₁), имеющей состав: Ca²+ = 20040,4 мг/л; Mg²+ = = 4028,5 мг/л;

Na+ + K+ = 72548,4 мг/л в пересчете на (Na+ + + K+)Cl^- = 159028,0;

HCO₃ = 24,99), - осмотич еское давление составляет 28 МПа. Механизм огранич ения движения минерализованнной воды в пористой среде с применением ионотропных гелей идентич ен процессу разделения растворов методом обратного осмоса.

В случ ае идеальной полупроницаемой мембраны движущая сила процесса обратного осмоса определяется по формуле [77]

АР = Р - п₁, (4.30)

где Р - избыточ ное (рабоч ее) давление над исходным раствором; п₁ -осмотич еское давление раствора.

При недостаточ но высокой селективности мембраны происходит диффузия соли из раствора в воду. При этом в подложках и пористом слое мембраны возможно наложение солей, содержащих собственное осмотич еское давление. Замеренное осмотич еское давление представляет собой разницу между осмотич еским давлением исходного раствора и фильтрата, получ еннного в результате диффузии соли с противоположной стороны мембраны. Тогда движущая сила обусловливается перепадом давления

АР = Р - (п₁ - п₂) = Р - Ап, (4.31)

где п₂ - осмотич еское давление фильтрата, пропЕдпЕго ч ерез мембрану.

Основными факторами, оказывающими влияние на скорость обратного осмоса, являются природа и концентрация разделяемого раствора, гидродинамич еские условия, температура и рабоч ее давление. Увелич ение концентрации растворенных веществ приводит к повыпению осмотич еского давления раствора, ч то снижает эффективную движущую силу. В процессе разделения растворов ч ерез мембрану проходит преимущественно растворитель, ч то приводит к увелич ению концентрации растворенного вещества у поверхности мембраны. Явление образования на поверхности мембраны

погранич ного слоя, в котором концентрация растворенного вещества больпЕ, ч ем в основном объеме раствора, получ ило название концентрационной поляризации [77, 128, 198]. Влияние этой

поляризации всегда отрицательно сказывается на процессе разделения методом обратного осмоса, ч то выражается в следующем:

1) вследствие увеличения осмотического давления раствора, определяемого концентрацией вещества в погранич ном слое, снижается эффективное давление;

2) с увелич ением концентрации вещества уменьшется толщина слоя "связанной" воды на поверхности и в порах мембраны, ослабевают силы взаимодействия между ионами и молекулами воды в растворах неорганич еских веществ. В связи с этим на поверхности мембраны могут выпадать в осадок малорастворимые соли. Возникающие при этом высокое давление и температура приводят к увелич ению усадки полимерных мембран и резкому снижению их проницаемости.

В условиях обводненного пласта, как показано лабораторными исследованиями, рассматриваемый процесс реализуется образованием ионотропных гелей из закач анного полимерного раствора, пористая среда для которых является подложкой. При создании депрессии снижением забойного давления они выполняют функцию полупроницаемой мембраны относительно поступающей из пласта минерализованной воды. При огранич ении притока воды реализуется самый крайний случ ай процесса разделения растворов обратным осмосом, когда из-за высокой концентрации солей пластовое давление недостаточ но для создания движущей силы процесса обратного осмоса.

Таким образом, физич еская сущность огранич ения движения минерализованных вод в пористом пласте ионогенными полимерами высокой степени гидролиза типа гипана основывается на обратноосмотич еском эффекте разделения низкомолекулярных электролитов.

Для проверки данной гипотезы были проведены экспериментальные исследования по изуч ению проницаемости мембран, получ енных структурированием гипана. Методика эксперимента состояла в следующем. В камеру высокого давления кернодержателя установки УИПК-1 в качестве упора был помещен высокопроницаемый керн, на котором установили при помощи металлич еского фильтра мембрану с подложкой. Мембраны были подготовлены по методике изготовления катионитных мембран [198] путем нанесения на проницаемую подложку из плотной бумаги или другого пористого материала раствора полимера толщиной 1-2 мм. Вся система в камере закрывалась упором кернодержателя и манжетами бокового обжима. Затем вся система погружалась в электролит и выдерживалась при температуре 295 К от 8 до 72 ч в зависимости от задачи эксперимента. Для нанесения на подложку пористого материала использовали раствор гипана 10%-ной концентрации, а в качестве электролита - пластовую воду горизонта Д₁ Ромапкинского месторождения и водный раствор хлористого кальция.

При проведении эксперимента готовая мембрана устанавливалась в камере высокого давления так, ч тобы электролит в камеру поступал со стороны полимерного слоя, электролит закач ивался при помощи порпневого насоса при постоянном объемном расходе. В процессе эксперимента регистрировались расход жидкости, давление фильтрации ч ерез мембрану и температура среды. После прокач ивания расч етных объемов жидкости кернодержатель разбирался и визуально обследовалось состояние мембран. По результатам измерений строились графики зависимости давления и подвижности электролита от времени фильтрации (рис. 4.31 и 4.32).

Возрастание давления и стабилизация фильтрации на определенном уровне при прокачивании электролита (см. рис. 4.31) - кривые М₄, М₈, М₁₂ и М₂₆ - указывают на доуплотнение изготовленных из гипана мембран за сч ет удержания катионов при обратноосматич еских процессах. Вывод подтверждается отсутствием этого эффекта при прокач ивании водопроводной воды (кривые М₉, М₆, М₁₃), исключ ающей проявление обратноосматич еских сил. Анализ изменений кривых давления показывает, ч то рабоч ее давление фильтрации зависит от природы электролитов, концентрации их в растворе и времени выдержки полимера с мембраной в электролите (табл. 4.23), а также от толщины полимерной мембраны на подложке.

Кач ество мембран, выдержанных в 30%-ном растворе CaCl₂, знач ительно выпе кач ества мембран, выдержанных в пластовой воде, ч то согласуется с закономерностями обратноосмотич еского процесса. Расч етное знач ение п для 30%-ного раствора CaCl₂ составляет 45 МПа [77]. Для начала фильтрации при соверпЕнной мембране согласно уравнению (4.27) необходимо увеличить давление на велич ину

АР₁=|Р - п| = |29 - 45| = 16 МПа.

Изменение давления обратноосмотич еского процесса в зависимости от времени выдержки мембраны в электролите согласуется с кинетич ескими кривыми ионообменного процесса при взаимодействии гипана с пластовой водой - максимальные знач ения давлений достигаются при выдерживании мембран не менее 18 - 72 ч.

Рис. 4.31. Изменение давления закачки при фильтрации электролита через полимерную мембрану:

М₄, М₉ и М₈ - мембраны, выдержанные соответственно в 10 и 30%-ном растворах СаС1₂ в теч ение 21 ч; М₂₆ и М₁₂, М₆, М₁₃ - мембраны, выдержанные в минерализованной воде пласта Д₁ Ромапкинского месторождения соответственно 72 и 36 ч

10 30 50 70

Время, мин

В связи с использованием пресных вод для заводнения нефтяных залежей минерализация пластовой воды со временем снижается. Результаты влияния данного фактора на подвижность воды, фильтрующейся ч ерез полимерную мембрану из гипана, показаны на рис. 4.32. Методика эксперимента основывается на постепенном снижении концентрации солей разбавлением электролита дистиллированной водой. На первом этапе прокач ивается пластовая вода горизонта Д₁ (р = 1180 кг/м³), на втором - пластовая вода, разбавленная дистиллированной в соотноцении 1:1, а на третьем то же, но в соотноцении 1:4 и на последнем этапе - пресная вода.

-1-1_I_I_

О 100 200 300 400 500

Пластовая вода ПВД! ПВД₂ Пресная вода

Объем прокачиваемой воды, мл

Рис. 4.32. Изменение подвижности воды с различной минерализацией при фильтрации ч ерез мембрану из гипана:

1 - пластовая вода (ПВД) горизонта Д1 Ромапкинского месторождения; 2 - та же вода после разбавления с дистиллированной в соотнопЕнии 1:2; 3 - при соотнопЕнии 1:4; 4 - пресная вода

Снижение подвижности пластовой воды на первом этапе эксперимента еще раз подтвердило образование динамич еской мембраны вследствие удержания катионов. Однако при неизменности режима закач ки на втором этапе двухкратное снижение минерализации воды не привело к росту подвижности. Это можно объяснить

Таблица 4.23

Изменение рабоч его давления, МПа, обратноосмотич еского процесса мембраны с гипаном 10%-ной концентрации в зависимости от времени выдержки

Тип электролита	Время выдержки мембраны в электролите, ч
	16	24	48	72	96
	Давление нач ала фильтрации воды ч ерез мембрану
30%-ный раствор CaCl₂ Пластовая вода горизонта Д( * При указанных давления	12,6 3,3 х фильтрац	27,5* 4,8 ия не прои	29,0* 10,4 сходила.	28,0* 11,2	29,6* 19,0

следствием обратноосмотич еского эффекта концентрированных растворов солей, накопившихся в каналах и на поверхности мембран, а также донасыщением гидратных оболоч ек катионов металлов на поверхностном слое фильтра, ч то привело к увелич ению их размеров и задержке в порах [77, 198]. При продолжительном контактировании происходит постепенный осмотич еский перенос молекул воды ч ерез мембрану, о ч ем свидетельствует появление фильтрации. Изменение подвижности, соответствующее снижению минерализации

фильтрующейся воды, нач алось на третьем этапе при содержании солей 65 г/л, достигло 4 ¦ 10 ⁴ мкм²/мПа- с, а на ч етвертом этапе - до 7,23 ¦ 10

⁴ мкм²/мПа- с.

С понижением степени минерализации осмотич еское давление пластовой воды уменьпиется. Перепады давления, создаваемые в призабойной зоне для вызова притока нефти из пласта, становятся достаточ ными для обеспеч ения движущей силы обратного осмоса, т.е. для фильтрации слабоминерализованной воды ч ерез полимерную мембрану. При фильтрации пресной воды создаются условия для гидролиза солевых форм полиэлектролита по следующей реакции:

RCOOMe + H₂O = RCOOH + MeOH

и выноса полимера из пласта.

Огранич ение движения минерализованных вод в трещиноватопористых пластах ионогенными полимерами со степенью гидролиза более 40 % (гипан, МАК-ДЭА и др.) основывается на образовании ионотропных гелей с капиллярно-пористой структурой, обладающих свойствами полупроницаемых мембран. Механизм образования их базируется на процессах диффузии ионов поливалентных металлов в полимерный раствор во время движения его в пористой среде и после прекращения движения. В статич еских условиях структурирование полимерного раствора происходит в результате ионного обмена с солями в остаточ ной воде на поверхности пород и в микроканалах под действием градиента химич еского потенциала, т.е. разности концентраций солей в полимере и водах коллектора. Соли пластовых вод при этом являются структурирующим элементом водоизолирующей массы. При фильтрации электролита к забою скважины под действием создаваемой для вызова притока депрессии катионы поливалентных металлов удерживаются полимерным раствором, образуя динамич ескую массу. При достаточ но плотных мембранах происходит концентрационная поляризация катионов и самоуплотнение полимера содержащимися в фильтрационной жидкости солями. Соли пластовых вод в данном случ ае выполняет роль закупоривающей массы. Применение ионогенных полимеров данной группы полностью основывается на использовании солей пластовых вод в кач естве одного из компонентов водоизолирующей композиции.

Движущей силой обратноосмотич еского процесса в пластовых условиях при разработке нефтяных месторождений является депрессия, создаваемая на забое скважины для притока жидкости из пласта, или градиент давления, возникающий в пласте между нагнетательной и добывающей скважинами. Уч асток пласта в призабойной зоне можно рассматривать в целом как динамич ескую мембрану, в водосодержащей ч асти которой, после закач ивания ионогенных полимеров со степенью гидролиза более 50 %, происходит образование ионотропного тела, снижающего проницаемость для минерализованной воды при сохранении ее для нефти. При поступлении пресных вод полимеры разрупнюгся. Следовательно, в этих условиях, свойство мембран не должно зависеть от минерализации воды или максимально огранич ить движение пресных вод.

В зависимости от свойств ионогенных полимеров можно выделить три типа методов огранич ения движения вод в пористой среде.

1. Методы, основанные на образовании сплопных полимерных мембран, исключающих перенос через них молекул воды. Такими свойствами обладают разработанные институтом ТатНИПИнефть и ОАО "НИИНефтепромхим" сополимеры мономеров акриламида, составы на основе гипана и акрилами- да, продукты матрич ной полимеризации акриламида с полиметакриловой кислотой [17, 18], обладающие по сравнению с другими составами рядом преимуществ по селективности свойств.

2. Методы создания мембран путем закач ивания в пласт взаимодействующих анионоактивных и катионоактивных полиэлектролитов, образующих полиэлектролитные комплексы. Стойкость таких комплексов основывается на образовании в водной среде пары катионит - анионит, которая не уч аствует в ионном обмене. К этой группе можно отнести ионогенные полимеры, образующие осадок при гидролизе и тем самым снижающие подвижность воды.

3. Методы, основанные на применении ч астич но гидролизованных полиакриламидов, создающих в среде слабоминерализованных и пресных вод устойч ивое фильтрационное сопротивление. Механизм действия их на подвижность воды исследователями объясняется по-разному [157, 161, 176, 230 и др.]:

образованием пристенных слоев, сужающих размеры фильтрационных каналов в пористой среде;

нахождением в свободном состоянии ч асти сегментов адсорбированных макромолекул на поверхности пород, приводящим к изменению подвижности жидкостей в зависимости от режимов фильтрации;

действием молекул ПАА на поры пласта по принципу обратного клапана.

Разное объяснение одного и того же процесса получ ено, по-видимому, в связи с тем, ч то эксперименты проводились с полимерами разной молекулярной массы при разных режимах и проницаемостях пород. Анализ показывает, ч то при фильтрации воды в пористой среде все эти факторы могут проявиться, но не определено, при каких условиях они могут оказать существенное влияние на фильтрационное сопротивление пород. Зависимость остаточ ного фактора сопротивления от проницаемости Я_ост = f(k) показывает, ч то с увелич ением проницаемости пористой среды Я_ост снижается и при K > 1,5 - 2 мкм² ПАА не работает как водоизолирующий материал, ч то объясняется изменением условий для образования мембран. При соизмеримости макромолекул с диаметром пор имеется возможность соприкосновения свободных сегментов в нескольких точ ках с поверхностью пород и между собой, тем самым они образуют полимерную сетку-мембрану по всему сеч ению канала. В крупных каналах из-за несоизмеримости полимерных ч астиц с диаметром пор происходит образование только пристенного слоя [122]. А.З. Гарейпиной экспериментально доказано расщепление макромолекулярных цепоч ек микрофлорой пластовых вод, в результате чего молекул. масса ПАА уменьпиется в 4-5 раз [69, 119].

В связи с рассмотренными особенностями свойств полиакриламидов

было предложено увелич ить их молекулярную массу путем спивки

<-> г'' 2+ тг 3+ 7 2+

макроцепей катионами поливалентных металлов типа Cr , Fe , Zn ,

Cu²+ [38, 86, 157, 205]. Институтами Гипровостокнефть и ВНИИнефть

для этой цели предложены хромовые квасцы KCr(SO₄)₂-2H₂O. Частич но

спитый из линейного полимера полиакриламид, имеющий трехмерную

структуру, своим размером на порядок и более превосходит размеры

исходного полимера [157]. Стойкость структурированного полимера

объясняется образованием нерастворимых в воде хелатных соединений

и гидроокисей указанных вьше металлов в результате гидролиза [131].

Однако недостаток этого направления модификации растворов ПАА

заклюй ается в том, ч то спивка макромолекул полимера эффективна при

использовании концентрированных растворов и не дает ощутимых

результатов при концентрациях ПАА 0,05 - 0,06 %, используемых при

полимерном заводнении. Применение спитых полимеров, таким

образом, позволяет репить задач и разработки нефтяных месторождений

и не репнет проблему увелич ения охвата пластов заводнением на

поздней стадии.

Другое направление соверпБнствования полимерного заводнения, разрабатываемое ОАО "НИИнефтепромхим", основывается на использовании флокулирующих свойств ч астич но гидролизованных полиакриламидов с введением в кач естве наполнителя дисперсных

ч астиц горных пород. Эффект достигается путем последовательного закач ивания полимерного раствора и суспензий глин, которые в пласте образуют глинополимерные композиции с увелич енным объемом по сравнению с объемом исходных материалов. Знач ение остаточ ного сопротивления возрастает с увелич ением проницаемости, ч то наиболее полно отвеч ает разработке пластов на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений.

Принцип воздействия ионогенных полимеров на обводненную ч асть неоднородного продуктивного пласта основывается на создании полимерных мембран в наиболее крупных каналах породы, фильтрационное сопротивление которой возрастает в процессе движения пластовых и закач иваемых вод за сч ет удержания в них ионов и твердых ч астиц пород. Образование полимерных мембран главным образом в высокопроницаемых и обводненных уч астках приводит к выравниванию степени неоднородности продуктивного пласта по проницаемости и тем самым к увелич ению охвата неоднородного пласта заводнением. Моделирование пластовых процессов с обводненностью добываемой продукции 92 - 99 % показывает, ч то данный способ воздействия на коллектор позволяет повысить коэффициент нефтеотдач и, велич ина которого при одинаковых условиях зависит от степени неоднородности пласта.

Исследования, выполненные в этой области, привели к созданию новых технологий воздействия на высокообводненные продуктивные пласты [17, 18, 20, 21, 22], обладающие рядом преимуществ в

направлении повышения охвата обводненных пластов заводнением, и повышению тем самым нефтеотдач и.

Разработанные принципы избирательного воздействия на обводненный коллектор производными акриловых кислот легли в основу ряда технологий огранич ения движения вод в пластах, внедренных в отрасли: технологии селективной изоляции притока минерализованных вод в терригенных отложениях гипаном, в карбонатных - сополимером МАК-ДЭА. Разработан состав на основе мономеров акриламида и других линейных полимеров для огранич ения слабоминерализованных и пресных вод. Новым является направление огранич ения движения вод в промытых зонах коллектора на поздней стадии разработки залежей с применением ПДС на основе флокулирующих свойств ПАА. Исследования, проведенные с гетерополисахаридами (ГПС), показали возможность применения разработанных методик относительно других реагентов для управления фильтрационными свойствами пород. На основании взаимодействия ГПС с карбонатными породами был создан новый метод временного ограничения притока вод в скважины [21]. Проведенные исследования послужили основанием разработки составов и способов воздействия на обводненные продуктивные пласты и рекомендованы к внедрению в нефтедобывающей промышленности [17, 18, 20, 21, 22].

ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЗМА ФЛОКУЛЯЦИИ ГЛИНИСТЫХ СУСПЕНЗИЙ ПОЛИАКРИЛАМИДОМ

4.1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ

Способ регулирования процессов заводнения послойнонеоднородных пластов и увеличения конечной нефтеотдачи на основе использования полимердисперсных систем (ПДС) впервые был разработан проф. А.Ш. Газизовым (а.с. РФ № 933963) [41].

Принцип действия ПДС на нефтеводонасыщенную породу основывается на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора. При взаимодействии полимеров и частиц глинистой суспензии, а также дисперсных частиц пород продуктивного пласта в пористой среде и трещинах с водой образуются полимерминеральные комплексы, обладающие водоизолирующими свойствами. Превращение дисперсных частиц в водоизолирующую массу приводит к значительному увеличению фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора, снижению степени неоднородности пласта по проницаемости и росту охвата его заводнением.

Под воздействием ПДС в продуктивном пласте происходит перераспределение фильтрационных потоков как по разрезу, так и по площади залежи, подключение в процесс разработки неработающих прослоев, а в итоге — увеличение конечной нефтеотдачи на 1,5-5 % [41, 57 и др.].

В технологическом отношении способ заключается в последовательном нагнетании в высокообводненный и промытый водой пласт слабоконцентрированных растворов полимеров и водной суспензии глины. В механизме образования ПДС в пластовых условиях важную роль играет полимер, под воздействием которого происходит флокуляция частиц глины 188 с потерей гравитационной устойчивости. Наличие ионогенных групп в полимерной цепи обеспечивает достаточно высокую адгезионную связь ее не только с поверхностью пор и трещин, но и с твердыми частицами пород и частицами глинистой суспензии. Являясь полифункциональными, они оказывают различное воздействие на устойчивость твердых частиц.

Закономерности флокуляции в жидких дисперсных системах, описанные в трудах С.С. Воюцкого, Ю.И. Вайцера, Д.Н. Минца, К.С. Ахмедова и других ученых, показывают, что оптимальная доза полимера, обеспечивающая образование наиболее крупных хлопьев и быструю седиментацию, обратно пропорциональна квадрату радиуса частиц. Расход полимера зависит от удельной поверхности дисперсной фазы, и изменение этой поверхности с увеличением или уменьшением массовой концентрации коллоидных частиц приводит к изменению оптимальной дозы полимера. Существенно влияют на расход полимера свойства поверхности дисперсной фазы, минерализация воды, температура среды и др. Ранее эти исследования проводились в основном применительно к технологическим процессам очистки вод и структурирования почв. Закономерности процессов флокуляции глинистых суспензий в пластовых условиях нефтяных залежей в присутствии флокулянтов (полимеров), приводящих к образованию полимердисперсных систем, практически не изучены. В связи с этим основная задача лабораторных исследований заключалась в изучении механизма образования ПДС и изыскании возможностей регулирования технологических параметров ее для снижения подвижности воды в высокопроницаемых зонах неоднородного пласта. Экспериментальные исследования были направлены на решение следующих задач:

а) оценку флокулирующих свойств известных и доступных для промыслового применения полиакриламидов;

б) определение оптимальных соотношений концентраций водных растворов полимеров и глинистой суспензии;

в) изучение зависимости флокуляционных процессов глинистой суспензии от минерализации воды, температуры среды и дисперсности глин;

г) исследование физико-химических свойств полимердис-персной системы;

д) изучение влияния полимердисперсных систем на фильтрационную характеристику пористых сред;

е) изыскание способов регулирования характеристик ПДС с применением химических продуктов-модификаторов.

4.2. ИССЛЕДОВАНИЕ КОЛЛОИДНО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГЛИНОПОРОШКОВ И СУСПЕНЗИЙ НА ИХ ОСНОВЕ

Дисперсной фазой глинистых суспензий, которые используются при формировании ПДС, являются бентонитовые гли-нопорошки промышленного производства, которые применяются в процессах бурения скважин и добычи нефти. В связи с тем, что образование структурированной ПДС — сложный, многостадийный, многофакторный процесс, включающий как элементарный акт взаимодействия полимерповерх-ностные активные центры, так и кооперативное связывание агрегатов и флокул, была произведена оценка свойств исследуемых образцов глинопорошков как с точки зрения их химической и минералогической природы, так и с позиции классической коллоидной химии. Подобные характеристики, без сомнения, необходимы для интерпретации результатов исследований флокуляции и структурно-механических свойств ПДС, а также прогнозирования поведения различных глинопорошков в реальных пластовых условиях.

Для исследования были взяты два образца глинопорошков производства ЗАО «Керамзит», г. Серпухов (ППБ) и производства Альметьевского завода глинопорошков (ПБИ). Результаты определения минералогического состава образцов методом рентгенофазового анализа на приборе ДРОН-4-07 представлены в табл. 4.1. Очевидно, что сложный состав гли-нопорошков существенно различается и в качественном и в количественном отношении. Так, основным компонентом глинопорошка ПБИ является смешанослойный минерал, который представляет собой слои монтмориллонита и слюды с преобладанием монтмориллонита. Образец ППБ в качестве основного компонента содержит палыгорскит — минерал подкласса цепочечных силикатов Mg[Si₄O₁₀]₂(OH)₂(H₂O)₄x х 4H₂O, который кристаллизуется в моноклинной сингонии. Его частицы представляют собой агрегаты кожистого, волокнистого строения. Образец ПБИ содержит каолинит — гидросиликат алюминия, а образец ППБ долотомитовую известняковую породу.

При сравнительном анализе химического состава образцов глинопорошков (табл. 4.2), видно, что образцы имеют близкий состав по диоксиду кремния SiO₂, Fe₂O₃, P₂O₅ и существенно различаются по присутствию оксидов щелочно-земельных металлов. Указанные обстоятельства вызывают необходи

Номер

пробы

Описание пробы глинопорошка

Минеральный состав, % (по массе)

Глинопорошок ПБИ (г. Альметьевск)

Смешанослойный минерал - 48 Каолинит - 19 Кварц - 17 Полевой шпат - 9 Гидрослюда - 7

Глинопорошок ППБ (г. Серпухов)

Палыгорскит - 47

Смешанослойный минерал - 14

Кварц - 14

Доломит - 10

Гидрослюда - 6

Кальцит - 4

Полевой шпат - 5

Таблица 4.2

Компонент	Массовое содержание компонента в образце, %		Компонент	Массовое содержание компонента в образце, %
Компонент	ППБ (г. Серпухов)	ПБИ (г. Альметьевск)	Компонент	ППБ (г. Серпухов)	ПБИ (г. Альметьевск)
H2O	5,68	3,99	MgO	7,42	2,52
SiO2	51,18	54,41	Na₂O	0,07	0,04
T1O2	0,43	0,97	K2O	1,67	2,12
AI2O3	10,66	19,56	P2O₅	0,15	0,15
Fe2O3	6,05	6,68	SO3	0,07	0,26
FeO	0,3	1,61	ППП	15,15	9,57
MnO	0,05	0,11	Сумма	100,10	99,85
CaO	6,9	1,85

мость исследования сорбционных свойств глин, которые играют определяющую роль при адсорбции полимеров из водного раствора на их поверхности. Существенную роль при формировании и уплотнении структурированных осадков ПДС играют удельная поверхность, плотность, пористость и другие коллоидно-химические свойства. Эти данные приведены в табл. 4.3 не только для исследуемых глинопорошков, но и для бентонитовой глины Биклянского месторождения, на основе которой получен ПБИ. Анализ данных таблицы показывает, что используемые глинопорошки существенно различаются по адсорбционным коллоидно-химическим свойствам. ППБ отличается большой удельной поверхностью, объемом пор и их средним диаметром. Альметьевский глинопорошок ПБИ характеризуется высоким содержанием микропор.

Адсорбционно-структурные свойства бентонита Биклянского месторождения и бентопорошков на его основе

Место рождение, проба	Объем пор по	Удельная поверх	Средний диаметр пор №40⁹), м		Титрование водой
Место рождение, проба	бензолу (^•10^-3), м³/кг	ность по толуолу (5И0^-3), м²/ кг	по воде	по бен	Плотность (р10^-3), кгм³		Порис
	бензолу (^•10^-3), м³/кг	ность по толуолу (5И0^-3), м²/ кг	по воде	золу	истин ная	кажу щаяся	тость, %
Биклянское	0,114	118,93	15,14	3,83	2,2537	1,1189	50,35
Бентопоро- шок (г. Серпухов)	0,288	142,72	25,22	8,07	2,4000	0,7752	69,77
Бентопо-рошок (г. Альметьевск)	0,165	95,15	16,82	6,94	2,5500	1,2524	50,10

Обращает на себя внимание то обстоятельство, что промышленные порошки содержат модифицированные природные компоненты. На это указывает существенное различие адсорбционно-структурных свойств бентонита Биклянского месторождения и изготовленного на его основе глинопорош-ка для буровых растворов ПБИ. Сущность модификации, по-видимому, состоит в промывке, механической обработке, фракционировании и других операциях, которые входят в технологический регламент. Тем не менее при выборе глино-порошка для использования в ПДС, применяемых для ограничения водопритоков на различных месторождениях, необходимо эмпирическим путем регулировать подбор дисперсной фазы для глинистых суспензий.

В табл. 4.4 представлены сравнительные характеристики по насыпной плотности и по содержанию связанной воды. Эти данные указывают на большое содержание связанной воды в глинопорошке производства ЗАО «Карамзит» г. Серпухов (ППБ). Существенно различается и насыпная плотность, что, по-видимому, связано с волокнистой формой частиц палыгорскита.

Полезные свойства бентонитовых глин определяются специфическими особенностями кристаллохимии и структуры основного минерала этих глин - диоктаэдрического монтмориллонита [46].

Силикатные слои монтмориллонита характеризуются гете-

Физические свойства бентонита Биклянского месторождения и бентопорошков на его основе

Месторождение, проба	Насыпная плотность, кг/ м³	Массовая доля воды, %
Биклянское	805,6	5,5
Бентопорошок, г. Серпухов	844,7	6,4
Бентопорошок, г. Альметьевск	1236,0	3,8

ровалентным изоморфным замещением части ионов AI³⁺ на ионы Mg²+ (реже на ионы Fe²+). С гетеровалентным изоморфизмом связано появление избыточного отрицательного заряда в силикатных слоях, который компенсируется меж-слоевыми катионами кальция, магния, натрия и калия. Однако в отличие, например, от слюд в монтмориллонитах меж-слоевые катионы, как правило, координационно связывают молекулы воды, что резко снижает их эффективный заряд. Поэтому нейтрализация избыточных отрицательных зарядов силикатных слоев межслоевыми катионами может быть неполной. С нашей точки зрения, в этом состоит главная особенность кристаллохимической структуры монт-мориллонита, обусловливающая важнейшую роль молекул воды как компенсаторов положительных и отрицательных зарядов. С этим связаны многие полезные свойства этого минерала, главного компонента бентонитовых глин.

На рис. 4.1 представлена схема кристаллической структуры монтмориллонита. Молекулы воды образуют водородные связи с кислородами ОН-групп, координационно связанных с ионами Mg²⁺ октаэдрических сеток. Образование гидроксильных связей донорно-акцепторного типа приводит к определенной компенсации избыточных отрицательных зарядов, локализованных на соответствующих ионах кислорода. Роль этой формы молекул воды, служащей мостиком между силикатными слоями и молекулами воды гидратных слоев, по-видимому, возрастает по мере увеличения степени гидратации глины и смешения межслоевых катионов относительно базальных поверхностей силикатных слоев. Таким образом, кристаллохимическая структура монтмориллонита включает сложную систему связей между полимерными силикатными слоями и межслоевыми гидратно-ионными прослоями и, следовательно, последние служат необходимым элементом единой кристаллохимической структуры минерала.

Рис. 4.1. Схема структуры монтмориллонита:

1 - кислород; 2 - гидроксил; 3 — кремний; 4 - AI³+, Fe³+; 5 - магний;

6 - молекулы воды; 7 - межслоевые катионы; 8 - электровалентная связь;

9 - водородная межмолекулярная связь; 10 - водородная гидроксильная связь

qJ P 13 •4 #5 <?б <X>7 j« j9 \10

При изучении кристаллохимии монтмориллонита необходимо также учитывать широко распространенный изовалент-ный изоморфизм между AI и Fe³+ и нередко обнаруживаемый гетеровалентный изоморфизм между Si и AI⁴+ в тетраэдрических позициях. Вхождение этих ионов в определенной степени также влияет на характер распределения и компенсации избыточных отрицательных зарядов силикатных слоев. Химический состав монтмориллонитов в пробах разных месторождений, а в некоторых случаях в отдельных фракциях даже одной пробы может заметно различаться. Следовательно, как характер компенсации отрицательных и положительных зарядов, так и активная роль молекул воды неодинаковы, что отражается в реальных свойствах глин.

Используя существующие методики, мы определили обменную емкость (ОЕ) двух образцов глинопорошков и число глинистости. Итоговые расчетные данные приведены в табл. 4.5.

Большое число глинистости для ППБ характеризует наличие высокодисперсного монтмориллонита в бентоните. Качество глинопорошка тем выше, чем выше число глинистости.

Для получения более детализированной характеристики анализируемой дисперсной фазы реакционный состав суспензий глинопорошков и средние размеры частиц определяли методами седиментационного и мокрого ситового анализа. В табл. 4.6 приведены значения, полученные для грубодисперсной песчаной фракции.

Эти данные указывают, что процентное содержание крупных частиц в целом выше для ПБИ, однако для фракции 0,5

Таблица 4.5

Тип глинопорошка	ОЕ, мг-экв	Число глинистости
ПБИ (г. Альметьевск)	47	202,1
ППБ (г. Серпухов)	73	332,15

Таблица 4.6

Номер сетки	Массовая доля остатка, %		Номер сетки	Массовая доля остатка, %
Номер сетки	ПБИ	ППБ	Номер сетки	ПБИ	ППБ
0,500	0,4	0,94	0,100	5,76	2,96
0,315	2,36	0,76	0,063	2,08	1,05

эти показатели выше для ППБ. Приведенные качественные характеристики свидетельствуют, что для «дальнодействия» и формирования ПДС большей протяженности предпочтительнее использовать ППБ.

Седиментационный анализ проводился в режиме свободного (неестественного) оседания на торсионных весах типа ВТ-500. По опытным данным построили кинетические кривые (рис. 4.2, а и 4.2, б), на базе которых были рассчитаны средние скорости осаждения и радиусы частиц каждой фракции.

Дифференциальные кривые распределения частиц по размерам F(r) приведены на рис. 4.3, а, б. Очевидно, что водные глинистые суспензии полидисперсны. Средние радиусы частиц лежат в интервале от 3-10“⁶ до 28-10“⁶ м.

Преобладающие радиусы частиц для Альметьевского глинопорошка ПБИ “4-10 ^-6 м, а для Серпуховского ППБ -10-10 “⁶ м. В целом, ПБИ отличается более узким распределением частиц по размерам, т.е. суспензия менее полидис-персна.

В связи с тем, что суспензии глинопорошков при закачивании в пласт образуют ПДС в многокомпонентной минерализованной среде с модифицирующими добавками, были оценены значения рН и удельной электропроводимости суспензии. Некоторые результаты этих определений представлены на рис. 4.4 и 4.5. На рис. 4.4 представлена зависимость рН водной вытяжки для Альметьевского глинопорошка ПБИ от концентрации дисперсной фазы. Из приведенных данных очевидно, что среда суспензии щелочная. При этом с увели-

Рис. 4.2. Кривые оседания частиц суспензии глины ППБ (а) и ПБИ (б).

Здесь и далее т - время оседания; Q - масса осадка

_	200	-
ft	160		9
/V	120		1
	80
1 1 1 1 1	40	' J	-°-----о 1 1 1 1

10 15 20 25 30 О

г 101 м

10 15 20 25

г-10'⁶, м

Рис. 4.3. Дифференциальные кривые распределения частиц по размерам F (г).

Глины: ППБ (а) и ПБИ (б); r — средний радиус частиц

Рис. 4.4. Зависимость рН суспензии глины ПБИ от концентрации дисперсной фазы:

1 — свежеприготовленная суспензия; 2 — суспензия, выдержанная в течение суток

чением концентрации дисперсной фазы в суспензии величина pH изменяется экстремально, достигая максимума при массовом содержании глинопорошка в суспензии 3 %.

С увеличением времени хранения суспензии рН несколько возрастает. Изменение рН связано с процессами, которые происходят на межфазной границе в результате растворения примесей и возникновения двойного электрического слоя, что приводит к возрастанию содержания ОН^-ионов. Ионные равновесия с увеличением концентрации дисперсной фазы смещаются, и величина рН уменьшается. О выходе ионов из дисперсной фазы свидетельствует и величина удельной электропроводимости к, которая растет с ростом концентрации глины в суспензии. Для образца Серпуховского глинопорошка зависимость рН от концентрации дисперсной

40 -

Рис. 4.5. Зависимость удельной электропроводимости суспензии глины от концентрации С дисперсной фазы:

1 - глинопорошок ПБИ; 2 - глинопорошок ППБ

4 6 8

С, % (по массе)

фазы носит аналогичный характер, но значение рН выше, т.е. среда более щелочная. Эти обстоятельства необходимо учитывать при выявлении механизма образования ПДС, поскольку конформационное поведение полиакриламида в водном растворе зависит от рН и содержания низкомолекулярных ионов [237]. Отсутствие максимума на кривых К—С дисперсной фазы указывает на то, что ионная проводимость водной вытяжки глинопорошков обеспечивается преимущественно солями сильных кислот и сильных оснований, не гидролизующихся в воде.

Мозаичный характер поверхностного заряда бентонитовых глин, наличие положительно и отрицательно заряженных участков приводит к тому, что для анализа механизма взаимодействия частиц с ПАА и модифицирующими добавками необходимо оценить величину и знак суммарного заряда, измерить электрокинетический потенциал и электрофоретическую подвижность исследуемых образцов. Величина %-потенциала согласно классическим представлениям теории ДЛФО является критерием устойчивости дисперсных систем. Нами с соавторами была определена величина ^-потенциала частиц глинистой части образцов методом микроэлектрофореза с помощью автоматического измерительного микроскопа PARMOQUANT фирмы «Carl Zeiss JENA» и с помощью установки макроэлектрофореза. Значения %, полученные двумя методами, удовлетворительно коррелируют друг с другом. Установлено, что частицы исследуемых глинопорошков име-

Концентрация дисперсной фазы, % (по массе)	% -10³	В	Концентрация дисперсной фазы, % (по массе)	% -10³, В
Концентрация дисперсной фазы, % (по массе)	ПБИ	ППБ	Концентрация дисперсной фазы, % (по массе)	ПБИ	ППБ
2	47	56	5	34	40
3	46	54	6	16	18
4	43	48

ют суммарный отрицательный заряд и при электрофорезе перемещаются к аноду.

В табл. 4.7 представлены результаты определения %-потенциала частиц глины для различных образцов в зависимости от концентрации дисперсной фазы. Величина %-потенциала более электроотрицательна для ППБ. Исходя из самых общих представлений, при разбавлении коллоидной системы %-потенциал возрастает, так как толщина двойного слоя увеличивается в результате уменьшения концентрации противоионов в растворе. Это наблюдается и в нашем случае.

Результаты исследований показывают, что большую агре-гативную устойчивость имеет глинопорошок ППБ (г. Серпухов).

4.3. ИССЛЕДОВАНИЕ СВЯЗЫВАНИЯ МОДИФИЦИРУЮЩИХ ДОБАВОК С ЧАСТИЦАМИ ГЛИНИСТЫХ СУСПЕНЗИЙ АНАЛИТИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

В следующем разделе книги будет показано, что эффективность применения ПДС для регулирования заводнения нефтяных залежей и увеличения конечной нефтеотдачи пластов зависит от остаточного фильтрационного сопротивления промытых водой высокопроницаемых прослоев продуктивного пласта. Поэтому возникает задача регулирования технологических параметров ПДС с применением модифицирующих добавок [40, 44, 93 и др.]. Таким образом, модифицирующие химреагенты вводятся в поровое пространство пласта или в ПДС для улучшения структурно-механических свойств и повышения эффективности воздействия на обводненные зоны пласта. Представлялось целесообразным изучить в количественном отношении механизм связывания между частицами 200

глины и модифицирующей добавкой. Это актуально еще и потому, что ПДС является самоорганизующейся системой, и модифицирующие добавки принимают участие в ее формировании не только в пространстве, но и во времени.

В качестве модифицирующих добавок изучались такие известные в процессах добычи нефти реагенты, как: CaCl₂, AlCl₃, ЩСПК, K₂Cr₂O₇.

Исследование проводилось методами пламенной фотометрии и комплексонометрического титрования. Логика исследования была следующей: определялась концентрация CaCl₂ и AlCl₃ до и после введения глинопорошков. При этом фиксировалось содержание катионов K+, Al³+, Ca²⁺, которые изначально содержались в дисперсионной среде глинистых суспензий. Концентрации добавок варьировались с учетом результатов исследования флокуляции.

Было изучено также влияние добавления флокулянта — водного раствора ПАА на связывание модифицирующих агентов с поверхностью глины. Результаты исследований представлены в табл. 4.8-4.10. Они позволяют сделать следующие выводы. Из данных табл. 4.8, очевидно, что по данным плазменной фотометрии ион K+ уже содержится в суспензии глинопорошка ПБИ в количестве 2-10^-4 % (по массе) и отсутствует в суспензии глинопорошка ППБ. Введение флокулянта ПАА не смещает равновесие в системе, т.е. K+ не связывается ПАА, и его концентрация в дисперсной среде остается неизменной. Эта первоначальная концентрация учитывалась при обработке результатов, и в таблице представле-

Таблица 4.8

Количественная оценка взаимодействия

модифицирующей добавки К2СГ2О7 с частицами глинистой суспензии*

Исходная концентрация добавки, % (по массе)	Концентрация добавки, % (по массе)
Исходная концентрация добавки, % (по массе)	в суспензии ПБИ	в суспензии ППБ	в суспензии ПБИ в присутствии ПАА	в суспензии ППБ в присутствии ПАА
1,3010^-2	0,90-10^-2	0,96-10^-2	0,90-10^-2	0,96-10^-2
2,60-10^-2	1,80-10^-2	2,18-10^-2	1,95-10^-2	2,05-10^-2
3,80-10^-2	2,86-10^-2	3,16-10^-2	2,86-10^-2	4,36-10^-2
5,24-10^-2	3,92-10^-2	4,38-10^-2	3,92-10^-2	4,38-10^-2
* Концентрация K₂Cr₂(D₇ в исходной суспензии ПБИ 0,16-10 ² % (по массе), в исходной суспензии ППБ 0,24-10^-2 % (по массе).

Количественная оценка взаимодействия

модифицирующей добавки CaCl2 с частицами глинистой суспензии*

Исходная концентрация добавки, % (по массе)

Концентрация добавки, % (по массе)

в суспензии ПБИ

в суспензии ППБ

в суспензии ПБИ в присутствии ПАА

в суспензии ППБ в присутствии ПАА

3,73-10^-2

7,84-10^-2

12,30-10^-2

12,08-10^-2

* Концентрация в исходной суспенз

3,66-10^-2

7,88-10^-2

12,48-10^-2

12,63-10^-2

Cа²+ (по мас( ии ППБ 0,64-10

2,98-10^-2 7,08-10^-2 11,57-10^-2 11,43-10^-2

е) в исходной

^{— 2}0/

3,62-10^-2

7,88-10^-2

12,17-10^-2

12,19-10^-2

суспензии ПБ

3,09-10^-2 7,24-10^-2 11,97-10^-2 11,57-10^-2

И 1,00-10^-2 %,

Таблица 4.10

Количественная оценка взаимодействия

модифицирующей добавки AlCl₃ с частицами глинистой суспензии*

Исходная концентрация добавки, % (по массе)

Концентрация добавки, % (по массе)

в суспензии ПБИ

в суспензии ППБ

в суспензии ПБИ в присутствии ПАА

в суспензии ППБ в присутствии ПАА

4,11 -10^-2 7,74-10^-2 11,83-10^-2 15,65-10^-2

* Концентрация в исходной суспенз

0,56-10^-2 3,49-10^-2 10,25-10^-2 8,81 -10^-2

Al³⁺ (по масс ии ППБ 0,24-10

0,39-10^-2

0,37-10^-2

0,85-10^-2

е) в исходной

^{— 2} О/

0,37-10^-2 4,48-10^-2 11,35-10^-2 9,05-10^-2

суспензии ПБ

0,5-10^-2

0,48-10^-2

И 0,16-10^-2 %,

ны данные за ее вычетом. При добавлении глины к водному раствору модифицирующей добавки наблюдается уменьшение ее концентрации в водной фазе, что свидетельствует о связывании K+, который, по-видимому включается в двойной электрический слой глинистых частиц. Концентрация K⁺ в водной фазе уменьшается от 1,3-10^{— 2} до 0,9-10^-2 % (по массе) для ПБИ и до 0,91 -10^{— 2} % (по массе) для ППБ. Таким образом, глина ППБ несколько меньше связывает ион K+. Аналогичная зависимость отмечается и для других исходных концентраций K2Cr2O7.

В целом с ростом концентрации увеличивается количество связанной добавки и сохраняется тенденция большего связывания с глинопорошком ПБИ. Влияние ПАА можно считать

незначительным. Добавка флокулянта не влияет на связывание K₂Cr₂O₇ с глиной ПБИ и несколько уменьшает связывание добавки с глиной ППБ. По-видимому, это обусловлено природой и расположением активных центров и заряженных групп. Очевидно, адсорбция ПАА на частицах ППБ частично блокирует отрицательно заряженные группы. Это наблюдается только при средних концентрациях добавки. В табл. 4.9 представлены результаты исследования связывания CaCl2. Количественные данные указывают на большее связывание двухзарядного катиона Ca²⁺ с частицами дисперсионной фазы по сравнению с однозарядным K+. Сохраняется зависимость связывания от типа глинопорошка — с Альметьевской глиной ПБИ взаимодействие CaCl₂ происходит более интенсивно. Адсорбция ПАА уменьшает взаимодействие CaCl₂ с поверхностью.

Особенно эффективно связывание частиц с трехзарядным катионом Al³+. Более интенсивно оно происходит для пПб — содержание AICl₃ в жидкой фазе снижается до 0. Для ПБИ концентрация в дисперсной среде AlCl₃ снижается в 2 и более раз. Такое изменение концентрации указывает не только на вовлечение ионов AT^ двойной электрический слой, но и на адсорбцию Al³+ на поверхности, и возможно, достраивание кристаллической решетки. Добавка ПАА уменьшает связывание для образца ПБИ, однако несколько увеличивает его для ППБ, т.е. ПаА способствует связыванию. Это можно объяснить исходя из представлений о металл-полимерных комплексах. По-видимому, Al³+ связывается и с частицей глины и с ПАА.

Полученные результаты полезны и в плане прогнозирования поведения модифицирующих добавок в реальных пластовых условиях — их молекулы способны взаимодействовать не только с поверхностью пор и частицами горных пород, но и с частицами глины, способствуя образованию ПДС в удаленных от скважины зонах пласта.

4.4. ФЛОКУЛЯЦИЯ ДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ ДОБАВКАМИ ВОДОРАСТВОРИМЫХ ПОЛИМЕРОВ

Флокулирующее действие полимеров в различных дисперсных системах изучалось многими авторами. Одним из основоположников теории флокуляции принято считать В. Ла-Мера. Основы этой теории были разработаны им с сотрудниками для различных полимеров, применяющихся в водоочи-

стке. Согласно его представлениям, явление флокуляции полимерами дисперсных систем следует отличать от коагуляции [18]. Снижение устойчивости дисперсной системы происходит в случае коагуляции и флокуляции по разным механизмам. Флокулянты выступают как помощники НМ коагулянтам. В противоположность коагуляции, где превалируют силы межионного притяжения, флокуляция обусловлена мостико-вым связыванием частиц, причем электростатическое взаимодействие при флокуляции отсутствует или играет подчиненную роль. Следует отметить, что необходимость разделения этих понятий, не являющихся синонимами, указывается и в других работах [12, 192]. Теория флокуляции полимерами и последующей фильтрации (оседания) коллоидных суспензий подразделяется на три раздела: адсорбция, флокуляция, фильтрация. Флокуляция зависит от степени покрытия поверхности полимером, что в математическом виде было сформулировано [247] как фактор 0(1-0), где 0 -доля твердой поверхности, покрытая адсорбированным полимером. Ла-Мер дает следующую характеристику системы, в которой происходит флокуляция:

1) в случае отсутствия адсорбции полимера (0= 0) флокулы самопроизвольно разрушаются;

2) при полном покрытии поверхности полимером (0 = 1) полимерные мостики не способны образовываться;

3) при половинном покрытии поверхности (0= 0,5) наблюдается оптимум флокуляции. Объектом для вывода этих закономерностей служил высокомолекулярный ПАА.

С энергетической точки зрения происходящие процессы были рассмотрены в работе [244]. Изучение баланса энергий, необходимых для перевода коллоидной системы в то или иное состояние, помогает понять кажущуюся парадоксальной смену характера влияния водорастворимых полимеров (ВРП) на стабильность. Основными энергетическими состояниями системы являются:

1) начальное дисперсионное состояние — Е₁;

2) адсорбция полимера до 0 = 0,5 — Е₂;

3) флокуляция (метастабильное состояние) — Е₃;

4) разрушение флокул, редиспергирование , Е₄ = Е₂;

5) адсорбция до 0 = 1. Конечное состояние, стабилизация системы Е5.

Таким образом, для использования вещества в качестве флокулянта необходимо затратить энергию меньшую, чем для перевода ее в состояние Е₄. В случае же использования полимера для сохранения степени дисперсности, т.е. для стабили-

зации, необходимо затратить большую энергию и перевести систему в состояние Е5.

При рассмотрении возможных механизмов флокуляции дисперсий в процессе очистки воды автор [12] предполагает, что одним из них является формирование мостиков полимера между отдельными частицами твердой фазы вследствие закрепления макромолекул на поверхности разных частиц. На основании значительной зависимости флокуляции от молекулярной массы автор делает вывод, что мостикообразование является основным фактором, а электростатические эффекты, снижение ^-потенциала — побочными. Некоторые исследователи полагают, что мостикообразование происходит и в случае разноименно заряженных ПЭ и частицы.

Зависимость мостикообразования от степени покрытия поверхности и присутствия НМ электролитов установлена в работе [16]. Авторы применили оригинальный метод определения оптимума флокуляции гидрофобных золей пЭо. Число частиц определялось (наблюдалось) в системе непосредственно, с помощью поточной ультрамикроскопии. Смешивались золи, содержащие адсорбционные слои ПЭО, и «непокрытые» золи. Оптимальная флокуляция наблюдалась при одинаковом числе частиц обоих сортов и связывалась с характером адсорбции следующим образом. ПЭО при адсорбции контактирует с поверхностью лишь в нескольких точках, большая часть макромолекулы обращена в раствор в виде петель, «хвостов», которые при смешении покрытых и непокрытых частиц образуют мостики, адсорбируясь на непокрытых частицах. Однако это возможно лишь при сближении частиц на небольшие расстояния, для чего необходимо преодоление потенциального барьера. Этого достигают, добавляя в системы низкомолекулярный электролит, который сжимает двойной электрический слой и «прячет» его внутрь полимерного слоя. С позиций мостичной теории флокуляции удовлетворительно объясняется влияние ПЭО и анионных ПЭ-КМЦ и ПАА на скорость оседания суспензии СаСО₃ [17]. Для флокуляции частиц полимером по мостичному механизму важное значение имеет природа полимера, его конформация в растворе [32]. Так, свернутая конформация препятствует адсорбционному закреплению полимерных цепей на поверхности дисперсной фазы за счет сильных внутримолекулярных взаимодействий.

Процесс флокуляции лежит в основе образования ПДС, включающих водную суспензию глинопорошков, водный раствор гидролизованного ПАА и модифицирующие добавки,

представляющие собой водные растворы электролитов и промышленные продукты сложного состава. Формирование осадков, которое в реальных условиях порового пространства пласта способствует повышению фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора, качественно и количественно регулируется концентрационным фактором, особенностями дисперсной фазы суспензий, кинетическими закономерностями, составом модифицирующих агентов и пластовых вод и, безусловно, физико-химическими свойствами макромолекул ПАВ. В данном исследовании мы использовали два образца глинопорошков, коллоидно-химические свойства которых были исследованы предварительно, и, для облегчения интерпретации был использован только один образец гидролизованного ПАА марки DKS-0RPF-40 NT с молекулярной массой М = 13-10⁶ и степенью гидролиза 13,3 %.

При анализе результатов исследования флокуляции мы руководствовались изученными к данному времени закономерностями. Следует отметить, что глинистые суспензии (каолин) служат моделями в ряде исследований [28]. Вместе с тем, и это неоднократно отмечено в литературе [140], технологические аспекты флокуляции реальных дисперсных систем изучены недостаточно. В связи с этим данное исследование интересно в плане прогнозирования образования и существования ПДС как самоорганизующейся системы. В пластовых условиях реализуется образование ПДС в широком спектре концентраций взаимодействующих компонентов. Это связано с градиентом концентраций по объему и протяженности обрабатываемой зоны. Возможно существование разных режимов флокуляции, различного порядка взаимодействия компонентов. Поэтому целью исследования было изучение тенденций изменения свойств ПДС в зависимости от ряда факторов.

Флокуляция глинистых суспензий была изучена для свободного оседания (концентрация дисперсной фазы до 1 %) и стесненного оседания (концентрация дисперсной фазы 36 %). При образовании ПДС в условиях пласта происходит как свободное, так и стесненное оседание. Несмотря на низкую концентрацию дисперсной фазы закачиваемой глинистой суспензии, при достижении ею раствора ПАА, при торможении в порах и каналах осуществляется стесненное оседание. Свободное оседание осуществлялось в специальном цилиндре и анализировалось методом седиментационного анализа. На рис. 4.6, а представлены кинетические кривые седиментации 1%-ной суспензии глинопорошка ПБИ (г. Аль-206

Рис. 4.6. Кинетические кривые седиментации суспензии глины 1 % (по массе) в присутствии ПАА:

а - глина ПБИ; б - глина ППБ. Концентрация добавки ПАА, кг/м³ - а:

1 - без добавок; 2 - 0,5-10^-5; 3 , 1-10^-5; 4 - 1,5-10^-5; 5 - 2,5-10^-5; б -

3,5-10 ⁵; 7 - 4-10 ⁵; б. 1-без добавок, 2- 1-10 ⁵; 3- 1,5-10 ⁵; 4- 2,5-10^-5

5 - 3,5-10^-5; б - 4-10^-5

метьевск) при различных концентрациях добавки ПАА. В качестве дисперсионной среды в этом режиме мы использовали дистиллированную воду. Это было необходимо для выявления механизма контакта полимер - частица и последующего анализа влияния различных добавок и минерализованной пластовой воды на процесс флокуляции. Флокулирующий эффект, который выражается в ускорении седиментации в присутствии ПАА, очевиден из данных, представленных на рис. 4.6, а. Кривая 1 соответствует оседанию глинопорошка без добавки ПАА. С ростом концентрации добавки за счет мостичного связывания образуются крупные флокулы, и кинетическая устойчивость системы падает. При больших концентрациях добавки скорость оседания несколько падает, что, исходя из классических представлений о механизме флокуляции, может быть связано со стабилизацией системы. Гидролизованный ПАА является анионным полиэлектролитом (ПЭ) с достаточно низкой плотностью ионогенных групп, отрицательный ^-потенциал частиц глины не очень велик, вклад электростатических сил отталкивания во взаимодействие полимер - частица не столь существен. Поэтому мостичный механизм флокуляции не вызывает сомнений. Необходимо учитывать и то, что ионизация карбоксилатных групп подавлена в пластовой воде, содержащей электролиты, что также уменьшает отталкивание одноименно заряженных групп полимера и активных центров глинистых частиц.

Оседание серпуховской глины ППБ в свободном режиме в присутствии ПАА показано на рис. 4.6, б. Эффект флокуляции здесь существенно ниже - масса осадка при добавке даже максимальных количеств флокулянта возрастает незначительно. Характер изменения массы осадка Q при введении ПАА сохраняется. Оптимальная концентрация добавки приблизительно одинакова для различных образцов глин, однако масса осадка различна - она значительно меньше для ППБ. Это может свидетельствовать о неполном связывании частиц глины ПАА и преобладании «якорных» контактов над «мостичными». По-видимому, имеет значение композиционная неоднородность образца ППБ, наличие волокнообразных частиц палыгорскита.

Представлялось интересным исследовать влияние добавок флокулянта на фракционный состав суспензии. Поскольку глина ППБ более полидисперсна, для исследований мы выбрали образец, отличающийся довольно узким распределением по размерам - глинопорошок ПБИ. Кривые распределения представлены на рис. 4.7. Дифференциальные кривые 208

F(r) 1&

F(v) 1&

-	30	-
/"V	20
- /	10	- /
1 1 1 1 1	0	1 1 1 1

10 15 20 25 30 35 40 20 25 30 35 40 45

г 101 м

г-10-⁶, м

Рис. 4.7. Дифференциальные кривые распределения по размерам флокул в суспензии глины ПБИ в присутствии ПАА при концентрациях:

а — 0,5-10^—
5 кг/ м³; б — 4-10 ^{— 5} кг/ м³; r - средний радиус частиц

распределения частиц суспензий различных образцов уже были показаны на рис. 4.6. Опыты показали, что введение ПАА увеличивает полидисперсность образцов — кривые более размыты, наряду с крупными флокулами существуют и частицы высокой степени дисперсности. Растет средний радиус частиц преимущественной фракции, что указывает на укрупнение флокул в результате мостичного связывания. Наибольшее приближение к монодисперсной системе отмечено для концентрации добавки 2,5-10 ^{— 5} кг/м³. Очевидно, это и есть оптимальная концентрация флокулянта, свидетельствующая о полном связывании дисперсной фазы в агрегаты — флокулы. С дальнейшим возрастанием концентрации добавки полидисперсность вновь возрастает, что связано с эффектом стабилизации. По-видимому, здесь в целом уменьшается масса осадка и скорость оседания. Результаты указывают на очень низкие оптимальные количества флокулянта. Следует отметить, что речь идет об элементарных актах взаимодействия полимер — частица. В реальных условиях поддерживать такие концентрации не представляется возможным. И избыточное количество флокулянта участвует в другого рода взаимодействиях — стабилизации, адсорбции, комплексооб-разовании и т.д.

При обосновании состава технологических жидкостей для образования ПДС рекомендуется использовать многофункциональные модифицирующие добавки [40, 93 и др.]. Они влияют на структуру осадков, изменяют конформационное состояние ПАА в растворе, увеличивают эффективность водоограничительного действия ПДС. На рис. 4.8—4.14 пред-

Рис. 4.8. Кинетические кривые седиментации суспензии глины ПБИ в присутствии ПАА и ЩСПК:

1 - ПБИ без добавки ПАА; 2 - ПБИ с добавкой ПАА (С = 1-10 ^{— 4} кг/м³); 36 - с добавкой ЩСПК, % (по массе); 3 - 1,5-10^{— 2}; 4 — 3-10 ^—2; 5 - 4,5-10 ^—2;

6 —6-10 ^—2

Рис. 4.9. Кинетические кривые седиментации суспензии глины ПБИ в присутствии ПАА и квасцов:

1 - ПБИ без добавки ПАА; 2 - ПБИ с добавкой ПАА (С = 1-10^—4 кг/м³); 36 - с добавкой квасцов, % (по массе); 3 - 1,5-10^{— 2}; 4 —3-10^—
2; 5 - 4,5-10^{— 2}; 6 —6-10 ^—2

ставлены кинетические кривые седиментации суспензии Альметьевского глинопорошка ПБИ в присутствии ПАА и различных добавок. Для сравнения на графики нанесены кривые для суспензий без добавок и в присутствии только ПАА. Концентрация ПАА была оптимальной, концентрация 210

Рис. 4.10. Кинетические кривые седиментации суспензии глины ПБИ в присутствии ПАА и АХ:

1 - ПБИ без добавки ПАА; 2 - ПБИ с добавкой ПАА (С = 1-10^—4 кг/м³); 36 - с добавкой АХ, % (по массе); 3 - 1,5-10^{— 2}; 4 —3-10 ^—2; 5 - 4,5-10 ^—2; 6 — 6-10^—
2

Q10⁵, кг

Рис. 4.11. Кинетические кривые седиментации суспензии глины ПБИ в присутствии ПАА и AlCl₃:

1 - ПБИ без добавки ПАА; 2 - ПБИ с добавкой ПАА (С = 1-10^—4 кг/м³); 36 - с AICl₃, % (по массе); 3 - 1,5-10^-2; 4 - 3-10^-2; 5 - 4,5-10^-2; 6 -6-10^-2

0 50 100 150 т, с

добавок варьировалась. Добавки вводились как в неразбавленном виде (ЩСПК), так и в виде водных растворов (CaCl₂, K₂Cr₂0₇, AICl₃, хромокалиевые квасцы). Исследование выяви-

3 6 5 4

120

160

100

150

Рис. 4.12. Кинетические кривые седиментации суспензии глины ПБИ в присутствии ПАА и CaCl2:

1 - ПБИ без добавки ПАА; 2 - ПБИ с добавкой ПАА (С = 1-10^—4 кг/м³); 3 — 6 - с CaCl2, % (по массе); 3 - 1,5-10 ^—2; 4 —3-10 ^—2; 5 - 4,5-10 ^—2; 6 — 6-10 ^—2

200 %, с

ло интересную закономерность - флокуляция в присутствии практически всех добавок становится менее эффективной, за исключением ЩСПК. Скорость седиментации при добавлении модифицирующих агентов падает. Однако, существенно возрастает масса осадка - она становится больше, чем в присутствии только ПАА. Рассмотрим эти результаты более подробно. С точки зрения флокулирующего эффекта наибольший интерес представляет добавка ЩСПК (рис. 4.8). Скорость оседания в присутствии этой добавки и ПАА практически одинакова со скоростью в присутствии только одного флокулянта. Вместе с тем, масса осадка увеличивается на 30 %, т.е. в структурированную связнодисперсную систему включается большее количество частиц. С ростом количества ЩСПК скорость формирования осадка несколько падает, однако количество осадка не снижается. Уменьшение скорости оседания может быть связано со стабилизирующим действием ПАВ, содержащихся в ЩСПК, о чем говорилось ранее. В целом, влияние концентрации не столь заметно. Иная картина наблюдается для хромокалиевых квасцов (рис. 4.9). Хотя масса осадка в их присутствии возрастает очень существенно - почти в 2 раза - скорость оседания дифференциро-

ванно зависит от концентрации добавки. Имеет смысл использовать хромокалиевые квасцы при невысоких концентрациях добавки. Исходя из стехиометрического соотношения ПАА - квасцы, концентрация раствора хромокалиевых квасцов на 1 — 2 порядка должна превышать концентрацию ПАА. При сравнении рис. 4.10 и 4.11 очевидно, что основное вещество - промышленный продукт хлорид алюминия (АХ) более эффективен как флокулянт, чем AICl₃. Концентрация добавки тоже меньше влияет на седиментацию в присутствии АХ. Возрастает и объем осадка. Седиментация суспензии глины ПБИ в присутствии CaCl₂ и пАа практически не зависит от количества добавки в системе (рис. 4.12). Аналогичные результаты отмечены и для бихромата калия.

Влияние модифицирующих добавок трудно трактовать однозначно. По-видимому, это явление носит комплексный характер. В алгоритм флокуляции включаются стадии собственно мостичного связывания, связывание уже готовых коагуляционных структур, полученных при действии электролитов-добавок на частицы суспензии (за счет этого и растет масса осадка). Действие модифицирующих добавок в реальных условиях приводит к более протяженным зонам, охваченным ПДС. Уменьшение скорости оседания способствует формированию более объемных осадков — рыхлых. Необходимо упомянуть, что на явление флокуляции оказывает влияние порядок ввода реагентов. Мы старались моделировать реальные условия, когда частицы глинистых суспензий контактируют с модифицирующими добавками после адсорбции на них ПАА. Однако возможен и другой вариант взаимодействия в объеме обрабатываемой зоны. Частицы глины взаимодействуют с ПАА после контакта с молекулами низкомолекулярных модифицирующих агентов. В этом случае, как было показано ранее, происходит связывание катионов с поверхностью и внедрение их в двойной электрический слой. При этом, согласно А.А. Барану [18], флокулирующее действие улучшается, что может быть связано с тем, что при низком содержании электролита радиус действия электростатических сил отталкивания может превосходить толщину полимерной оболочки, и этот барьер мешает частице подойти на расстояние, где начинают проявляться силы притяжения, обусловленные «мостикообразованием». С ростом концентрации электролита в результате сжатия двойного электрического слоя и снижения электрокинетического потенциала высота этого барьера снижается и создаются условия для беспрепят-

О 50 100 150 200 т, с

Рис. 4.13. Кинетические кривые седиментации суспензии глины ПБИ в присутствии ПАА и К₂Сг₂0₇:

1 - ПБИ без добавки ПАА; 2 - ПБИ с добавкой ПАА (С = 1-10^—4 кг/м³); 3-6 - с K2&2O7, % (по массе); 3 - 1,510 ^—
2; 4 —3-10 ^—2; 5 - 4,510 ^{— 2}; 6 — 6-10 ^—2

ственного сближения частиц и их взаимодействия через адсорбированный полимер.

Аналогичный комплекс лабораторных исследований выполнен по изучению влияния модифицирующих добавок ЩСПК, квасцов, АХ, AlCl₃, CaCl₂ и K₂Cr₂O₇ на процессы флокуляции для суспензии глинопорошка ППБ (рис. 4.13).

В условиях свободного оседания модифицирующие добавки не улучшают флокуляцию серпуховской глины ППБ в слабоминерализованной воде в том случае, когда они вводятся после ПАА. Это хорошо коррелируется с результатами исследования связывания некоторых добавок с частицами глинистых суспензий. Установлено, что добавка ПАА не оказывает влияния на связывание глины ПБИ с CaCl₂ и K₂Cr₂O₇, а для образца ППБ показано, что присутствие ПАА уменьшает связывание. Это, безусловно, вытекает из специфики поверхности образцов, их различной анизодиаметричности. В целом, некоторое уменьшение скорости оседания глины ППБ в присутствии модифицирующих добавок может оказаться полезным в технологическом аспекте, поскольку препятствует быстрому и локализованному образованию пДс и несколько увеличивает область флокуляции.

4.5. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ФЛОКУЛЯЦИИ ГЛИНИСТОЙ СУСПЕНЗИИ В РЕЖИМАХ СТЕСНЕННОГО ОСЕДАНИЯ

Для создания многоплановой картины формирования ПДС, которая соответствует, насколько это возможно, реальным условиям и позволяет моделировать поведение ПДС, нами были выполнены исследования в режиме стесненного оседания. Ранее было упомянуто, что этот режим наиболее полно соответствует стерически затрудненной флокуляции в поро-вом пространстве. В качестве дисперсионной среды была использована пластовая вода Миннибаевского месторождения. Концентрация дисперсной фазы варьировалась от 3 до 6 % (по массе). Проводились параллельные исследования для двух образцов глин, и был выполнен сравнительный анализ их результатов. На рис. 4.14 представлены кинетические графики седиментации суспензий двух глинопорошков. Скорость оседания фиксировалась по передвижению подвижной границы дисперсной фазы и дисперсионной среды. Показано, что по данным седиментационного анализа в пресной воде оседание происходит по типу агрегативно устойчивой системы. Определены предельные объемы осадков и установлено, что зависимость их от концентрации дисперсной фазы носит линейный характер для глинопорошка пБи и отклоняется от пропорциональной зависимости для глинопорошка ППБ. Поли-дисперсный характер глин, подтвержденный дифференциальными кривыми распределения, приводит в условиях пресной воды к неравномерному распределению частиц глины по объему обрабатываемой области, что приводит к размытости гидроизолирующей зоны. Характер кинетических кривых оседания меняется при изменении ионной силы при седиментации дисперсной фазы в дисперсионной среде - пластовой воде. В этом случае система является агрегативно-неустойчивой вследствие влияния электролитов на величину электрокинетического потенциала частиц глины, и их оседание происходит по типу агрегативно-неустойчивой системы - формируется рыхлая структура, которая уплотняется с течением времени. Проведен сравнительный анализ степени осветления, плотности осадка, константы уплотнения.

Кинетические кривые для глины ППБ показывают, что степень осветления существенно зависит от концентрации дисперсной фазы. С ростом концентрации скорость оседания уменьшается и соответственно падает степень осветления. Эта тенденция сохраняется и для глины ПБИ, однако влияние

Рис. 4.14. Линеаризация кинетических кривых седиментации суспензий глин ППБ (а) и ПБИ (б) в режиме стесненного вытеснения при различных концентрациях дисперсной фазы.

Концентрация суспензий глин, % (по массе):

1 - 3; 2 - 4; 3 - 5; 4 - 6

концентрации дисперсной фазы здесь не так заметно. В целом глина ПБИ отличается большими скоростями оседания, что, по-видимому, связано с большей абсолютной плотностью. Возможно и влияние структурных особенностей образцов - медленное оседание частиц глины ППБ при высоких концентрациях дисперсной фазы может быть связано с образованием структур вследствие межчастичного взаимодейст-216 вия. Необходимо учитывать и то обстоятельство, что седиментация происходит в пластовой минерализованной воде, вызывающей, как это было отмечено ранее, снижение %-потенциала. Для ПБИ заряд частиц снижается в большей степени.

Представляют интерес данные по кинетике осаждения суспензий в области высоких значений Q (Q > 0,6), т.е. в процессе уплотнения осадка. По результатам лабораторных опытов можно сделать вывод, что зависимость массы осадка Q от времени t[Q = f(t)] для них близка к экспоненциальной. Экспериментальные данные по кинетике уплотнения осадка достаточно хорошо ложатся на прямую в координатах ln[Qmax — Q_T] = f(T). Линеаризованные зависимости представлены на рис. 4.14. По величине тангенса угла наклона прямых были подсчитаны константы уплотнения осадка у, зависимость которых от концентрации суспензий глинопорошков ППБ и ПБИ представлена на рис. 4.15. В целом, для различных глинопорошков наблюдается снижение константы уплотнения с ростом концентрации дисперсной фазы. Константы уплотнения выше в области невысоких концентраций суспензии для серпуховской глины ППБ. Снижение у происходит быстрее для ППБ, процесс уплотнения «тормозится» в области относительно высокого содержания дисперсной фазы, что, очевидно, связано с преобладанием сил электростатического отталкивания при сближении частиц. Для глины ПБИ, которая быстро образует высокоплотные компактные осадки, с ростом концентрации дисперсной фазы также отмечено некоторое замедление процесса.

Важной характеристикой структуры осадка, непосредст-

венно связанной с такими значимыми характеристиками, как его удельное сопротивление и водопроницаемость, является плотность осадка [140]. Метод мерных цилиндров позволяет определить предельные объемы осадков и рассчитать плотность р_ос по формуле

_Р = ^т + ^(Voc ^- т^/р)-Ро ₍₄₁₎

Рос V ' ^(4>1)

^Voc

где р и р₀ , соответственно плотности глины и дисперсионной среды; т — масса осадка; У_ос — объем осадка.

По результатам экспериментов показано, что плотность осадков по-разному зависит от концентрации дисперсной фазы для разных модификаций глинопорошков — она растет для ППБ и проходит через максимум для ПБИ. В количественном аспекте глина ППБ образует более рыхлые осадки, что, по-видимому, связано с волокнистой анизодиаметриче-ской формой частиц палыгорскита и более высоким значением ^-потенциала. Кроме того, ранее было показано, что глина ПБИ в большей степени связывается с катионами электролитов K и Ca, которые содержатся в данной пластовой воде. Происходит нейтрализация заряда частиц, и они образуют более компактную упаковку. Эффект снижения плотности в области концентрации дисперсной фазы 5—6 % (по массе) может быть связан с электростатическим взаимодействием остаточных одноименных зарядов. Возможно также образование периодических структур монтмориллонита при его внутреннем набухании в водной среде.

Влияние ионной силы пластовой воды на кинетику седиментации и степень осветления суспензии показано на рис. 4.16. Концентрация дисперсной фазы составляла 4 % (по массе). Обнаружен эффект возрастания степени осветления с уменьшением ионной силы, что может быть связано с изменением плотности дисперсионной среды [141]. Кроме того, пластовая вода содержит соли трехвалентного железа, которые могут вызывать перезарядку при больших концентрациях.

Изучены зависимости константы уплотнения осадка для различных образцов суспензий глин в зависимости от ионной силы J. С ростом J происходит равномерное снижение у. Значения предельной плотности осадков, полученные для двух исследуемых глин, показывают, что специфика глины проявляется прежде всего в структуре осадков. Так, зависимость плотности от ионной силы проходит через минимум 218

5,0

log (Q_m^-Q_i)+5

4,0 -¹-¹-¹-¹-¹-

О 10 20 30 40 50 x, мин

^l0§ (Qm^-Ql)*⁵

5,0

2 3 4567 89 10 г, мин

Рис. 4.16. Линеаризованные кинетические зависимости седиментации суспензий глин ППБ (а) и ПБИ (б) при различной ионной силе пластовой воды.

Ионная сила, мг-экв/л: 1 - 7,74-10³; 2 - 3,87-10³; 3 - 1,94-10³; 4 - 0,37-10³; 5 - 0,18-10³

для серпуховской глины и равномерно увеличивается для альметьевской глины. Образование наиболее рыхлых объемных осадков происходит при разбавлении пластовой воды в 2 раза. Градиент ионной силы по объему обрабатываемой зоны имеет место в реальных условиях в связи с закачкой в пласт больших количеств растворов, суспензий и буферных жидкостей, а также в связи с различной степенью минерализации пластовых вод.

Необходимо обратить внимание на то обстоятельство, что объемы осадков в дистиллированной воде значительно больше, чем в минерализованной. Это связано с отталкиванием одноименно заряженных частиц, которое препятствует плотной упаковке, что и подтверждается результатами опытов.

В основе образования ПДС лежит явление флокуляции частиц глинистых суспензий гидролизованным полиакриламидом. Так как реальные дисперсные системы отличаются от модельных, в каждом конкретном случае имеется своя специфика. Как правило, подбор флокулянтов, режима ввода и концентрации осуществляется эмпирически. В случае формирования ПДС в пластовых условиях исследование механизма затруднено, поскольку существенную роль играет фактор гетерогенности - в системе имеется большое многообразие поверхностей различной природы.

На рис. 4.17 представлены кинетические кривые седиментации суспензий в стесненных условиях различных глинопорошков в пластовой воде, разбавленной в 2 раза, в зависимости от концентрации дисперсной фазы в присутствии ПАА. Как видно из представленных данных, в условиях стесненного оседания наблюдается аналогичная свободному оседанию картина поведения частиц суспензии. Флокуляция, выражающаяся в ускорении оседания и увеличении степени осветления жидкости в цилиндре, более эффективна для глины ПБИ. Четко выражено влияние дозы флокулянта, и зафиксирован эффект стабилизации. Для образца ППБ флокуляция происходит менее интенсивно, и влияние концентрации добавки менее отчетливо. Однако при определенной концентрации дисперсной фазы флокулирующий эффект более очевиден. Для более строгой количественной оценки флокули-рующего эффекта обычно используется безразмерный параметр D [139]. Расчет параметра D может производиться при различных степенях осветления (0,2; 0,3 и 0,4). Мы рассматриваем все результаты для D = 0,3. На рис. 4.18 представлены зависимости флокулирующего эффекта от концентрации ПАА для различных образцов глин при изменении концентрации дисперсной фазы. Обсудим эти данные более подробно, учитывая их важность для понимания механизма образования ПДС. Установлено, что величина флокулирующего эффекта в количественном выражении намного выше для аль-метьевской глины ПБИ - практически на порядок по сравнению с ППБ. Это лишний раз подчеркивает, что природа 220 частиц дисперсной фазы, активные центры поверхности оказывают влияние на параметры флокуляции. На основании сравнительной характеристики двух исследуемых объектов -глинопорошков можно сделать следующие выводы. В реальных дисперсных системах, по мнению авторов известной монографии В.А. Мягченкова и др. [140], ансамбль частиц дисперсной фазы может состоять из различных по химической природе фракций, а поэтому может в широких пределах

О 10 20 30 40 50 60 т, мин

О 5 10 15 20 25 30 35 т, мин

Рис. 4.17. Кинетические кривые седиментации суспензии глин ППБ (а) с концентрацией 5 % (по массе) и ПБИ (б) с концентрацией 4 % (по массе).

Концентрации ПАА С-10^-4, кг/м³: 1 - 0; 2 - 0,1; 3 - 0,2; 4 - 0,3; 5 - 0,5; 6 - 0,7; 7 - 1,0; Q - степень осветления

Рис. 4.18. Зависимость флокулирующего эффекта D от концентрации ПАА (СПаа) для различных концентраций суспензии глин ППБ (а) и ПБИ (б).

Концентрации суспензии глин, % (по массе): 1 - 3; 2 - 4; 3 - 5; 4 - 6

изменяться и природа адсорбционных центров, а значит и флокулирующие показатели системы. Естественно, что неоднозначность с составом частиц порождает и неоднозначность таких характеристик, как функция распределения по размерам, дефектность форм частиц, удельная поверхность, параметры двойного электрического слоя, энергетическая карта поверхности, концентрация и природа адсорбционных центров и т.д. При анализе коллоидно-химических свойств об-222

разцов было установлено, что они различаются по ряду свойств. Глина ППБ имеет большую удельную поверхность, что при средних радиусах частиц, различающихся в меньшей степени, указывает на сложную форму частиц. Пластинчатые частицы бентонита перемешаны с волокнистыми, кожистыми частицами палыгорскита. Различаются пористость, содержание воды, предельный сорбционный объем, кислотность адсорбционных центров по данным определения теплот адсорбции. Все это приводит к тому, что величина флокулирующего эффекта существенно ниже для ППБ, чем для ПБИ.

Из рис. 4.18, а видно, что максимум параметра D достигается только для определенной концентрации дисперсной фазы для серпуховской глины. Несколько непонятно отсутствие максимума для С = 3 %. Однако необходимо учитывать природу не только глины, но и дисперсионной среды. В пластовой воде при этой концентрации дисперсной фазы низкая плотность осадка, рН дисперсионной среды имеет сильно щелочной характер, причем, как уже отмечалось выше, величина рН проходит через максимум и снижается в области больших концентраций дисперсной фазы. Учитывая теорию Ла-Мера, можно предположить, что сильно анизодиаметриче-ская форма частиц и высокая удельная поверхность глинопорошка ППБ препятствует покрытию поверхности частиц флокулянтом в необходимой степени. По-разному может вести себя и макромолекула ПАА в условиях различной дисперсионной среды суспензий глинопорошков. При высоких концентрациях суспензий максимум не достигается. По-видимому, необходимы большие количества ПАА. В дальнейшем, для сравнения действия модифицирующих добавок, эта концентрация была выбрана в качестве базовой. Зависимость флокулирующего эффекта от концентрации дисперсной фазы для альметьевской глины ПБИ носит традиционный характер - оптимальное количество флокулянта растет с ростом концентрации дисперсной фазы и оптимум для 6 % (по массе) не достигается. Мы не ставили своей целью поиск оптимальных концентраций для высококонцентрированных суспензий, так как это не соответствует реальным условиям применения ПДС. Максимальный флокулирующий эффект отмечен для концентрации ПАА в системе 0,7-10^-4 кг/м³ для концентрации дисперсной фазы 4— 5 %. Для меньшей концентрации дисперсной фазы (3 %) количество ПАА уменьшается и составляет 0,5-10^—4, однако величина параметра D несколько ниже. Исследования показали, что при концентрации ПАА 0,7-10^—4 кг/м³ флокулирующий эффект имеет высокие значения в широком интервале концентраций суспензии глины ПБИ и в области невысоких концентраций для образца ППБ.

Представлялось интересным изучить влияние модифицирующих добавок на параметры флокуляции. В условиях стесненного оседания мы исследовали только промышленные практически важные продукты АХ и ЩСПК. Концентрация дисперсной фазы поддерживалась постоянной и равной 4 %. Флокулирующий эффект и его зависимость от концентрации ПАА, содержания ЩСПК и АХ изучался в широком диапазоне изменения основных параметров, сравнительный анализ показал, что добавка ЩСПК понижает флокулирующий эффект для исследуемых образцов глин. Это заметно и визуально, поскольку в присутствии ЩСПК скорость оседания падает. Следует отметить, что поверхностная активность ЩСПК может приводить к стабилизации системы и уменьшению скорости оседания. Вместе с тем, для конкретной задачи создания зоны с пониженным фильтрационным сопротивлением, возможно, образование рыхлых, медленно формирующихся и уплотняющихся осадков является положительным моментом. Результаты исследования влияния ЩСПК в целом коррелируют с данными по оседанию в свободном режиме. Однако эффект снижения скорости оседания в присутствии ЩСПК гораздо больше выражен в условиях стесненного оседания. Кроме изложенного выше, возможен несколько иной механизм взаимодействия ЩСПК при получении ПДС. Известно, что ПАВ способны кооперативно связываться с полимерами в растворе, образуя комплексы различной конфигурации и растворимости [19]. ПАВ, которые содержатся в щСпк, могут образовывать растворимый комплекс с ПАА. При этом ПАВ адсорбируются на гидрофобных участках макромолекулы, ориентируясь полярными группами в водную фазу. Ассо-циаты полимер — ПАВ могут образовывать супрамолекуляр-ные структуры типа смешанных мицелл. Вместе с тем активные центры как ЩСПК, так и ПАА открыты для взаимодействия с частицами глины и формирования ПДС. Скорость седиментации в этом случае снижается, что связано с образованием протяженной связнодисперсной системы, структурированной дополнительно по сравнению с традиционными флокулами.

Другая промышленная модифицирующая добавка - АХ имеет четко выраженный максимум действия в зависимости от концентрации. С ростом концентрации добавки АХ для альметьевской глины флокулирующий эффект снижается. Для серпуховской глины отмечен сдвиг точки максимума в

область меньших концентраций ПАА, что указывает на синергетический эффект действия коагулянта и флокулянта. Таким образом, в присутствии АХ необходима меньшая доза флокулянта для связывания частиц во флокулы. АХ, по-видимому, действует на процесс флокуляции по совершенно другому механизму, включающему и перезарядку частиц, и связывание макромолекул ПАА во внутримолекулярный комплекс, а в процессе уплотнения осадка возможно образование и межмолекулярного комплекса. Возможно также связывание катионов Л1³+ частицами и макромолекулой ПАА.

Важную информацию как о структуре осадков, так и об их объеме позволяют получить результаты расчета предельной плотности осадков. Осадки выдерживались в течение суток после формирования. На рис. 4.19 приведены зависимости плотности осадка от концентрации суспензии при различных дозах флокулянта. Сравнивая результаты исследований в предыдущих подразделах, можно предположить, что для суспензии глины ППБ при малых концентрациях добавки зависимость р от концентрации суспензии практически одинакова с таковой в отсутствии ПАА. С ростом концентрации ПАА плотность осадков уменьшается, они становятся более рыхлыми и объемными. Минимальная плотность осадка соответствует оптимальным концентрациям флокулянта. Аналогичные исследования по влиянию на предельную плотность осадков в присутствии ПАА были выполнены в присутствии модифицирующих добавок ЩСПК и АХ. Установлено, что в присутствии ЩСПК для различных модификаций глинопорошков плотность осадков уменьшается - они становятся еще более объемными. Это, в принципе, соответствует высказанным ранее предположениям об участии ПАВ, содержащихся в ЩСПК, в образовании молекулярного растворимого комплекса с ПАА, который имеет развернутую конформацию. Структурообразование в системе возрастает, увеличивается объем водных прослоек в пространственной сетке, образованной частицами глины, связанными через ассоциаты полимер-ПАВ. В присутствии ЩСПК меньше сказывается влияние концентрации ПАА на плотность осадков, особенно это заметно на осадках, полученных из суспензии глинопорошка ПБИ. Механизм этого явления требует дополнительных исследований, однако это обстоятельство интересно в технологическом плане для процессов получения ПДС -объемные структурированные осадки приблизительно одинаковой плотности образуются при оптимальной концентрации ЩСПК - 0,6 % даже при меньших, чем оптимальные,

р, кг/м ³ 1115

1105

1095

3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0

^ С, % (по массе)

1085

р, кг/м ³

1310

1270

1230

3,0 5,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0

С, % (по массе)

Рис. 4.19. Зависимость плотности осадка р от концентрации суспензии глин ППБ (а) и ПБИ (б) при различных концентрациях ПАА (по массе).

Концентрации ПАА С10^-4, кг/м³: 1 - 0; 2 - 0,1; 3 - 0,2; 4 - 0,3; 5 - 0,5; 6 - 0,7; 7 - 1,0

1190

концентрациях ПАА. Добавка АХ также приводит к уменьшению плотности осадка, особенно для суспензии глины ПБИ. Как мы уже упоминали, влияние АХ может быть связано с образованием внутримолекулярного комплекса карбоксилсодержащего ПЭ с трехзарядным катионом, что приводит к глобулизации макромолекулярного клубка, который уже связан с частицами суспензии. Вследствие перезарядки час-

тиц глины возможно связывание ПАА не только по «мостич-ному», но и по электростатическому механизму.

В заключение можно сделать вывод, что флокуляция глинистых суспензий ПАА зависит от природы поверхности глины, от ионной силы, дозы флокулянта, концентрации дисперсной фазы и присутствия модифицирующих добавок. Это, к сожалению, обусловливает эмпиричность подхода к разработке конкретных рекомендаций по использованию ПДС для регулирования водопритоков в нефтеносных коллекторах.

4.6. РЕОЛОГИЧЕСКИЕ И СТРУКТУРНО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ОСАДКОВ И КОМПОНЕНТОВ ПДС

Образование ПДС в поровом пространстве вследствие флокуляции является первой стадией процесса получения водоизолирующей массы. Не менее важно прогнозировать поведение полиминерального комплекса в динамическом режиме, его устойчивость к колебаниям сдвиговых воздействий, сопротивляемость размыванию в условиях длительной эксплуатации в минерализованных средах при повышенной температуре. Функцией отклика структурно-механических свойств ПДС и характеристикой сопротивления сдвигу является эффективная вязкость. Несмотря на практическую необходимость, вязкостные и реологические свойства осадков, полученных в результате флокуляции, практически не изучены. Вместе с тем, исследование поведения ПДС в условиях установившегося течения позволит не только выявить механизм увеличения фильтрационного сопротивления в поровом пространстве, но и получить дополнительную информацию о структуре ПДС в зависимости от различных факторов.

В связи с этим было проведено исследование зависимости эффективной вязкости осадков, полученных в результате седиментации суспензий глин ПБИ и ППБ в присутствии ПАА и модифицирующих добавок, от напряжения и скорости сдвига, концентрации компонентов, ионной силы, температуры и времени существования. В качестве самостоятельного исследования, результаты которого способствовали более корректной интерпретации полученных данных, нами было изучено реологическое поведение суспензий и осадков глинопорошков и водных растворов пАа. Исследования проводились на реовискозиметре «Реотрон».

На рис. 4.20, а представлена зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для водного раствора ПАА в зави-

О 50 100 150 200 250 300 у, с¹

т|, мПа-с 120

Рис. 4.20. Зависимость напряжения сдвига т (а) и эффективной вязкости п (б) для раствора ПАА от скорости сдвига у в процессе растворения:

1 - через 1 час; 2 - через 5 часов; 3 - через 24 часа

О 50 100 150 200 250 300 у, с¹

симости от времени хранения раствора. Реологические свойства разбавленных растворов ПАА достаточно хорошо изучены и описаны в литературе [167]. Данные показывают, что раствор ПАА относится в данной области концентраций к неньютоновским жидкостям — реологические кривые нелинейны. На рис. 4.20, б показана зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига. Из представленных данных видно, что при использовании раствора ПАА нужно учитывать время его растворения и хранения. Факт изменения вязкости растворов ПАА известен из литературы и объясняется кон-формационными изменениями. Уменьшение эффективной вязкости было зафиксировано и в наших прежних исследованиях. Однако в данном случае речь идет о продолжительности самого процесса растворения, который затруднен в связи с высокой молекулярной массой. В лабораторных опытах свежеприготовленный раствор выдерживался в течение суток. Как видно из рисунка, вязкость свежеприготовленного раствора низка, характер кривой течения указывает на разрушение структуры и зависимость вязкости от скорости сдвига. По-видимому, в растворе присутствуют микрогели или обрывки пространственной сетки. С увеличением времени выдержки раствора вязкость возрастает, что свидетельствует о переходе к истинному раствору. Затем вязкость снова начинает уменьшаться, в связи с чем все реологические исследования проводились с растворами ПаА, которые после приготовления выдерживались не менее суток. Это обстоятельство важно для получения ПДС, поскольку развернутая конформация макромолекулы флокулянта способствует преобладанию контактов полимер — частица, которые ведут к «мостичному» связыванию, а не «якорному». Кинетические аспекты растворения необходимо учитывать, так как при закачке раствора ПАА в промысловых условиях необходимая степень растворения достигается не всегда. Высокая эффективная вязкость при малых скоростях фильтрации, кроме того, обеспечивает механическое и адсорбционное зацепление макромолекул в пористой среде.

Характер кривых течения, на которых проявляется сильная зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига, указывает на то, что регистрируется только часть полной реологической кривой. Наибольшая ньютоновская вязкость может отвечать очень низким значениям этих скоростей, что затрудняет прямые измерения вязкости. Это особенно типично для полимеров с широким молекулярно-массовым распределением, каковым является и ПАА [210]. На кривой (см. рис. 4.20, а) отмечено явление некоторой дилатансии. О переходе псевдопластического характера течения к дилатант-ному для растворов промышленного ПАА указывалось в работах И.А. Швецова [167]. Скорости сдвига, при которых происходит этот переход, могут быть различны. Особенно часто такой переход происходит при фильтрации в пористой среде. Необходимо отметить, что сдвиговые усилия могут быть различны в разных областях обрабатываемой зоны. Поэтому мы использовали достаточно большой диапазон скоростей сдвига.

Общеизвестно, что вязкость растворов полимеров в очень сильной степени зависит от температуры [122, 210]. Раствор ПАА подается в поровое пространство пласта, где температура может достигать высоких значений, особенно на месторождениях Западной Сибири. На рис. 4.21, а показаны реологические зависимости для раствора исследуемого ПАА при раз-

Рис. 4.21. Зависимость напряжения сдвига т (а) и эффективной вязкости п (б) от скорости сдвига у для раствора ПАА при различных температурах:

1 - 20 °С; 2 - 35 °С; 3 - 50 °С

личных температурах. Показано, что предельное напряжение сдвига, соответствующее излому на кривых течения, падает с ростом температуры. Существенно снижается и вязкость в области высоких скоростей сдвига. На рис. 4.21, б показана зависимость вязкости от температуры при определенной скорости сдвига (71,76 с^-1) для различных концентраций раствора ПАА. Кривые изменяются аналогично друг другу. Полученные данные характеризуют исследуемый образец ПАА в количественном отношении, что будет использовано впоследствии при анализе свойств сфлокулированных осадков.

Были исследованы зависимости напряжения и скорости сдвига, а также эффективной вязкости водных растворов ПАА от концентрации. Результаты опытов свидетельствуют, что даже в области малых концентраций течение уже носит

неньютоновский характер. Резкое возрастание вязкости с ростом концентрации при малых скоростях сдвига указывает, по-видимому, на начало образования супрамолекулярных структур.

При контакте раствора ПАА с минерализованной пластовой водой (Миннибаевского месторождения) происходят известные процессы — экранирование зарядов макромолекулы, снижение полиэлектролитного набухания, компактизация и глобулизация макромолекулы, о чем уже было упомянуто ранее. Установлено изменение конформационного и реологического поведения ПАА в пластовой воде при различных температурах. В первую очередь обращают на себя внимание очень низкие значения эффективной вязкости, что указывает на сильную степень компактизации клубка, при этом п не так сильно зависит от скорости сдвига (рис. 4.22). При высоких температурах, превышающих 60 °С, в пластовой воде раствор ПАА ведет себя как ньютоновская жидкость. При этом происходит сильное разрушение супрамолекулярных структур и ориентация макромолекул — для Т = 20 °С и Т = 35 °С по-

ri, мПа-с S0-

0 100 200 300 у, с-¹

Рис. 4.22. Зависимость вязкости п раствора ПАА с различными добавками от скорости сдвига у:

1 - без добавок; 2 - ЩСПК; 3 - CaCl₂; 4 - АХ; 5 - квасцы; 6 - AICl₃

лучены полные реологические кривые, чего не удавалось получить для растворов ПАА в пресной воде.

Модифицирующие добавки в условиях концентрационного диапазона флокуляции заметно влияют на вязкость. Мы не зря подчеркиваем, что результаты получены для разбавленных растворов ПАА, поскольку при повышении концентрации в растворе в результате действия некоторых добавок — сшивающих и комплексообразующих агентов возможно структурообразование ПАА, явления гидролиза и межмоле-кулярные сшивки. Однако, поскольку основная задача — выявление механизма взаимодействия, то нас интересовали процессы, происходящие на молекулярном уровне. Представленные на рис. 4.23 данные (в пресной воде) показывают, что модифицирующие добавки влияют на вязкость, вызывая уменьшения размеров макромолекулярного клубка. На основании литературных данных, предыдущих исследований и наших предположений можно сделать вывод, что снижение вязкости может иметь различную природу. Наибольшую компактизацию вызывают АХ, AlCl₃ и хромокалиевые квасцы, что, по-видимому, связано с образованием металл-полимерных комплексов. В меньшей степени связывание с катионом Са²⁺ влияет на этот процесс, что также коррелирует с предыдущими исследованиями. Во всех случаях наблюдается неньютоновское псевдопластическое течение. Меньшая компактизация макромолекул отмечена для ЩСПК. При введении этой добавки получена полная реологическая кривая, что свидетельствует о наличии прочной супрамолекуляр-

Рис. 4.23. Зависимость вязкости суспензии глины в дистиллированной воде П от концентрации дисперсной фазы С.

Глины ППБ: 1 - n = 80; 2 - n = 160; глины ПБИ: 3 - n =80; 4 - n =160

ной структуры в системе. Это может быть связано с образованием комплекса полимер — ПАВ.

При анализе реологических свойств суспензий и осадков глинопорошков, на основании классических представлений о структурно-механических свойствах дисперсных систем, можно предположить, что межчастичные взаимодействия играют определяющую роль в процессах получения ПДС на основе ПАА и глинистых суспензий. Все коллоидные и мик-рогетерогенные системы можно разделить на свободнодисперсные и связнодисперсные. Из-за несвязанности друг с другом отдельных частиц в свободнодисперсных системах (концентрация дисперсной фазы в них не может быть большой) эти системы проявляют способность к вязкому течению. При этом их вязкость определяется в основном вязкостью дисперсионной среды. Такие системы ведут себя как ньютоновская жидкость и подчиняются уравнению Эйнштейна

П = По(1 + 2,5ф), (4.2)

где п₀ - вязкость дисперсионной среды; ф —объемная концентрация частиц.

В противоположность этому, связнодисперсные системы, из-за наличия сил взаимодействия между их частицами, имеют структуру, которая разрушается при деформации, и такие системы приобретают способность к течению. В зависимости от преобладающего типа контактов между частицами структуры в связнодисперсных системах условно можно разделить на две основные группы - коагуляционные и конденсационно-кристаллизационные (структуры с фазовыми контактами).

Специфическим свойством коагуляционных структур является тиксотропия - способность структур после их разрушения в результате механического воздействия самопроизвольно восстанавливаться во времени. К тиксотропным системам относятся и суспензии бентонитовых глин [95, 153]. Для таких суспензий при малых напряжениях сдвига наблюдается упругое последействие, связанное с взаимной ориентацией анизометричных частиц, способных участвовать в тепловом движении. Тиксотропные свойства бентонитовых глин обусловливают применение глинистых суспензий как основного компонента буровых растворов в добыче нефти. Тиксотропные свойства высокодисперсной глинистой суспензии обеспечивают возникновение коагуляционной структуры, удерживающей в своей сетке частицы породы и тем самым препятствующей их оседанию. Тиксотропные свойства глин необходимо учитывать при рассмотрении процессов получе-

ния ПДС. В пластовых водах под воздействием электролитов, катионы которых, как было показано ранее, способны внедряться в граничный слой, происходит структурообразование, и ПАА как флокулянт имеет дело далеко не всегда с индивидуальной частицей. Однако, вследствие практической необратимости адсорбции ПАА на поверхности частиц глинистых суспензий, восстановление структур в полном объеме не происходит. Поскольку контакты между частицами - основные носители прочности дисперсных структур, исследование механизма формирования контактов в различных условиях служит научной основой разработки эффективных методов управления механическими свойствами пДс.

Обращает на себя внимание то обстоятельство, что вязкость осадков существенно выше, чем вязкость суспензий, -почти на два порядка. С ростом ионной силы вязкость осадков изменяется экстремально - проходит через минимум и затем опять возрастает. По-видимому, в пластовой воде происходит образование коагуляционных структур, приводящих к росту вязкости при больших концентрациях. Снижение вязкости при невысоких значениях ионной силы обусловлено снижением агрегативной устойчивости частиц. При этом поведение осадков суспензий существенно зависит от типа глины.

С ростом концентрации дисперсной фазы межчастичные взаимодействия растут, и вязкость возрастает при высокой ионной силе. Реологические свойства суспензий глин в пластовой воде показывают, что по сравнению с деминерализованной средой вязкость их возрастает, что связано со струк-турообразованием, а для суспензии глины ППБ (г. Серпухов) при высоких концентрациях дисперсной фазы отмечены ди-латантные свойства, что интересно для практических целей повышения остаточного фактора сопротивления. Для суспензии этой глины полная реологическая кривая не получена, в то время как для бентонита ПБИ (г. Альметьевск) такая кривая была получена при достаточно высокой (5 %) концентрации дисперсной фазы, что свидетельствует о сильном струк-турообразовании. Возможно, эти результаты объясняют высокие значения параметра флокуляции для этих концентраций дисперсной фазы. На основании результатов опытов можно сделать вывод, что вязкость значительно зависит от концентрации для пБи и, в меньшей степени, для ППБ, что коррелирует с результатами флокуляции. По-видимому, фло-кулянт взаимодействует со структурированной суспензией глинопорошка.

Концентрация ПАА, кг/м³: 1 - 0; 2 - 0,1-10 ⁴; 3 - 0,3-10 ⁴; 4

Рис. 4.24. Зависимость напряжения сдвига т (а) и эффективной вязкости п (б) от скорости сдвига у для осадков суспензии глины ППБ [3 % (по массе)] в присутствии ПАА.

0,5-10^-

5 - 0,7-10^-4; 6 1-10⁴

Реологические кривые течения ПДС (сфлокулированных осадков) представлены на рис. 4.24. Они имеют характер неньютоновского течения практически во всем диапазоне концентраций ПАА и глинистой суспензии ППБ. Наблюдается очень высокая вязкость ПДС по сравнению с суспензией

глины, что объясняется возникновением структуры и присутствием высокомолекулярного флокулянта. Вместе с тем, данные получены в условиях, приближенных к реальным, в пластовой воде, а рассмотренные нами данные о реологическом поведении ПАА в пластовой воде указывают на невысокую вязкость ПАА. Это позволяет уверенно объяснять высокую вязкость структурообразованием. Вязкость ПДС проходит через максимум, соответствующий оптимуму флокуляции, наибольшему и полному связыванию частиц ПаА.

Аналогичные исследования были проведены для ПДС на основе глины ПБИ. Отмечена также высокая вязкость осадков, оптимальный характер зависимости вязкости от концентрации ПАА. Вязкость ПДС на основе ППБ значительно выше, чем для ПБИ, что положительно сказывается на получении ПДС с высокими эксплуатационными свойствами, несмотря на незначительную величину флокулирующего эффекта.

Модифицирующие добавки также существенно влияют на реологические характеристики осадков суспензий. Обнаружено, что присутствие ЩСПК значительно повышает вязкость системы. Это, повидимому, способствует образованию структурированных, протяженных, объемных и рыхлых осадков, гидрофильных и связывающих воду. Для объяснения этого можно предложить два механизма: образование растворимого комплекса полимер-ПАВ и адсорбция ПАВ, содержащихся в ЩСПК на поверхности частиц. В этом случае, согласно Б.В. Дерягину, молекулы ПАВ способствуют развитию и формированию граничных сольватных слоев [122].

В присутствии АХ, напротив, вязкость ПДС очень низка. По-видимому, сворачивание ПАА в комплекс с трехзарядными катионами алюминия приводит к фазовому выделению непроницаемых для растворителя глобул сложного состава, которые забивают поровое пространство и повышают остаточный фактор сопротивления. Однако для подтверждения этого необходимы дополнительные данные. Обращает на себя внимание то обстоятельство, что влияние ЩСПК в зависимости от концентрации добавки не имеет точки экстремума - с ростом количества ЩСПК вязкость растет, а получение ПДС в присутствии АХ приводит к минимуму вязкости.

Учитывая то, что в реальных условиях ПДС функционирует продолжительное время при различных температурах, исследовали влияние времени существования ПДС и температуры на вязкость и реологические характеристики. Обнаружен эффект возрастания вязкости при старении ПДС. Вязкость возрастает для двух образцов глин, в большей степени

для ППБ, причем очень существенно. С ростом температуры этот эффект снижается, однако, для глины ППБ вязкость вновь возрастает (даже при высоких температурах), что позволяет рекомендовать эту глину для образования ПДС в высокотемпературных пластах. Возникновение в результате старения дополнительных межчастичных связей может быть вызвано уплотнением, включением в ассоциат или адсорбцией на ПДС новых порций реагентов, процессами гидролиза или другими причинами, исследование которых представляет большой интерес.

4.7. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ПДС В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Технология применения ПДС и ее модификаций (МПДС) заключается в последовательном закачивании в послойнонеоднородные пласты раствора полимера, разделительной жидкости (воды) и глинистой суспензии. Такая последовательность закачки технологических жидкостей основывается на разной скорости движения в пористой среде высоковязкого раствора ПАА вязкостью 4,5-7,2 мПа-с и маловязкой глинистой суспензии вязкостью 1,2- 1,5 мПа-с. В результате этого второй компонент постепенно перемешивается с первым, а разделительная жидкость препятствует преждевременному взаимодействию их и служит средством регулирования процесса образования ПДС в обводненных зонах коллектора.

Распределение компонентов жидкости во внутрипоровом пространстве модели пористой среды при закачке полимер-дисперсной системы и отдельных ее компонентов изучали методом импульсного ядерного магнитного резонанса (ЯМР). Известно, что вода имеет несколько энергетических состояний, зависящих от структуры порового пространства, размера пор и типа поверхности поровых каналов. Времена релаксации молекул воды, находящихся у поверхности поровых каналов и в центре поры, различаются. Поскольку молекулы воды находятся в постоянном движении, то происходит постоянный их обмен. Скорость обмена зависит от силы связи молекул с поверхностью твердого тела и от величины удельной поверхности дисперсной фазы. В зависимости от соотношения между скоростью обмена и временем релаксации наблюдаются различные релаксационные характеристики.

Исследуемые модели пористых сред имеют малую удельную поверхность, поэтому вклад пристеночных молекул со-

100

Распределение компонентов, % (по объему)

0,3 0,6 0,9 О

0,3 0,6

0,9

0,3 0,6 0,9 О

0,3 0,6

0,9

0,3 0,6 0,9 О

0,9 О

0,3 0,6

0,9

I 1

100

| 1

100

0,3 0,6

Длина модели, м

	100		100
1 1	50	1 1	50

100

• • • • • , • ч

100

. •. • fifes °°

0,3 0,6 0,9 О

Номер модели	Этапы исследования	Фильтрующая часть
Номер модели	Этапы исследования	Пористость динамическая, %	Время релаксации, с	Проницаемость, мкм²⁴
	Первоначальный	69	0,174	0,621
	Конечный	59	0,193	0,629
	Первоначальный	70	0,441	2,481
	Конечный	60	0,433	2,202
	Первоначальный	60	0,316	1,235
	Конечный	55	0,256	0,963

ставляет менее одного процента, а скорость обмена достаточно высокая. Следовательно, в пределах одной поры фиксируется одно время релаксации, величина которого зависит от радиуса пор и типа поверхности. Как насыпные, так и реальные пористые среды составлены из пор различного радиуса, причем на графике распределения пор по размерам имеется два и более максимума, соответствующих наиболее вероятным размерам пор. Аналогично релаксационная кривая для таких пористых сред состоит из двух и более составляющих с различными временами релаксации. Из разложения релаксационных кривых для водонасыщенной пористой среды можно получить распределение жидкости по длине модели, т.е. определить количество жидкости, не участвующей и участвующей в фильтрации, или динамическую пористость модели. Исследования по распределению компонентов (ПДС) проведены на релаксометре, работающем на частоте 20 МГц с постоянным магнитным полем. Методика эксперимента состояла в последовательной оценке распределения количества «свободной» и «связанной» воды по длине модели, насыщенной водой (рис. 4.25, модель I—1), одним из компонентов ПДС (модель I—2) и после вытеснения их водой в количестве трех поровых объемов (модель I— 3). В третьей модели был прокачан ПДС в предполагаемом технологическом варианте.

В модели I после прокачивания воды динамическая пористость составила 69 % от общей пористости модели, средний радиус пор, по которым происходила фильтрация, равняется 5,7 мкм. В фильтрации не участвовали поры со средним радиусом меньше 3,08 мкм, которые составили 31 % от общей пористости. После прокачивания раствора ПАА в количестве одного порового объема, полимерный раствор занял все динамические поры модели и часть пор, занятых «связанной»

пористости	Нефильтрующая часть пористости
Средний радиус пор, мкм	Пористость динамическая, %	Время релаксации, с	Проницаемость, мкм²	Средний радиус пор, мкм
5,70	31	0,059	0,083	3,08
6,24	41	0,069	0,108	3,07
8,99	30	0,137	0,256	4,91
9,16	40	0,142	0,326	4,31
7,46	40	0,092	0,201	3,21
6,32	45	0,079	0,150	2,93

водой. Фактически раствор полимера заполнил всю длину модели, причем полимер в пористой среде занял мелкие и крупные поры. После прокачивания трех поровых объемов воды часть полимера, находящаяся в более мелких порах, осталась в модели пласта. Адсорбция полимера в более мелких порах подтверждается тем, что после прокачивания через пласт воды в количестве трех поровых объемов средний радиус пор, образующих динамическую пористость, увеличился и составил 6,24 мкм, а средний радиус пор, в которых находилась «связанная» вода, не изменился (табл. 4.11). Слабое изменение времен релаксации как для «свободной», так и для «связанной» воды, наблюдаемое для данной модели после прокачки полимера и воды, свидетельствует об отсутствии монослойной адсорбции. Как известно, при монослойной адсорбции происходит изменение типа поверхности, что должно было бы привести к значительному изменению времен релаксации.

Распределение компонентов глинистой суспензии в пласте с проницаемостью 1,5 мкм изучалось на модели II—1 (см. рис. 4.25). Динамическая пористость водонасыщенной модели составила 70 %, а средний радиус пор, образующих эту пористость, равнялся 8,99 мкм. Глинистый раствор, закачиваемый в эту модель, проник практически на 90 % длины модели (модель II—2), причем часть глинистого раствора, попавшая в поры меньше 9 мкм, фильтровалась с меньшей скоростью, по сравнению с раствором, попавшим в более крупные поры. После прокачивания воды в количестве трех поровых объемов (II—3) глинистый раствор остался в порах, имеющих диаметр 4— 5 мкм и менее, что привело к уменьшению динамической пористости модели на 10 % (см. табл. 4.11).

В модели III с проницаемостью 1,237 мкм² обработка была

произведена 0,05%-ным раствором ПАА в количестве 0,5 порового объема и 1%-ной суспензией глины Биклянского гли-нокарьера (см. рис. 4.25, III-3). До введения компонентов ПДС средние радиусы пор в водонасыщенной модели составили 3,21 мкм для «связанной» и 7,46 мкм для «свободной» воды, динамическая пористость равнялась 60 %. После промывания пористой среды водой в количестве трех поровых объемов динамическая пористость уменьшилась на 5 %, а средние радиусы пор составили 2,93 и 6,32 мкм соответственно для нефильтрующей и фильтрующей частей, причем происходит уменьшение времени релаксации компонентов в пористой среде. Последнее свидетельствует об адсорбции полимерных и глинистых частиц на поверхности как крупных, так и мелких пор.

Механизм взаимодействия полимера с породами и дисперсными частицами в пластовых условиях по рассматриваемому способу воздействия на обводненную залежь представляется следующим образом. Движущийся впереди суспензии полимерный раствор модифицирует поверхность пористой среды вследствие адсорбции и механического удержания макромолекул ПАА, снижая тем самым концентрацию раствора. Частицы глины и пород продуктивного пласта вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера, адсорбированными на породах и находящимися во взвешенном состоянии. Первый фактор, с одной стороны, снижает проникновение в мелкие поры, с другой стороны, приводит к прочному удержанию дисперсных частиц, а второй фактор способствует флокуляции. Наличие свободных сегментов макромолекул после первичной адсорбции обеспечивает прочную связь дисперсных частиц образующихся полимердисперсных агрегатов с поверхностью горных пород, создавая тем самым объемную устойчивую в динамическом потоке массу.

Для реализации описанного механизма образования ПДС в пластовых условиях предусматривается использовать растворы ПАА 0,05— 0,08%-ной концентрации. Увеличение расхода полимера в пластовых условиях в 6— 8 раз, минимально необходимого в пресных водах для флокуляции, обусловливается следующими факторами: а) минерализацией дисперсной среды; б) увеличением содержания глины; в) необходимостью обеспечения стабилизации системы в призабойной зоне и флокуляции в удаленных от скважины зонах.

Технологическая схема применения ПДС испытывалась на линейных моделях пластов. Неоднородный пласт моделиро-

вался путем одновременной фильтрации по двум параллельно соединенным пропласткам с разной проницаемостью.

В экспериментах предусматривалась следующая последовательность операций:

определение коэффициента проницаемости по воде или нефти в зависимости от цели эксперимента;

прокачивание через пласт последовательно раствора ПАА — воды — глинистой суспензии, в нескольких опытах цикл закачки повторялся в зависимости от характера решаемых задач;

выдерживание пластов под давлением; вытеснение всей системы из пласта водой и оценка эффективности обработки прокачиванием воды или нефти.

Эффективность обработки ПДС в водонасыщенных пластах оценивали по изменению подвижности воды и определяя остаточный фактор сопротивления.

Принцип действия на неоднородные пласты основывается на выравнивании подвижностей фильтрующихся жидкостей. В связи с этим для оценки степени выравнивания неоднородности был введен коэффициент %, который для двух линейных моделей с разной проницаемостью определяется как соотношение подвижностей воды

(4.3)

а уменьшение степени неоднородности определяется по формуле

(4.4)

Xii ^{[(k /} Ц⁾1 ^:^(к^/ Ц⁾2 J_ii

где I и II соответствуют периодам фильтрации жидкости до и после прокачивания ПДС и другой технологической жидкости.

На первом этапе опыты проводились с отдельными моделями пласта различной проницаемости с применением технологических жидкостей в количестве одного порового объема при постоянном перепаде давления, равном 0,5 МПа (рис. 4.26). При анализе характера изменения зависимостей k/ц = f(q) подтвердилось преимущество последовательного закачивания полимерного раствора с глинистой суспензией:

Рис. 4.26. Изменение подвижности воды k/ц после применения растворов полимеров и глинистой суспензии [154]:

1 и 2 - пласты, обработанные соответственно ПАА-CS^ (глиной и ПАА), CS-6; 3 и 4 - пласты, обработанные ПДС; I и III - области, соответствующие фильтрации воды; II - область фильтрации технологической жидкости

б) подвижность воды после обработки ПДС при прокачивании четырех поровых объемов воды восстанавливается всего на 36 %, а при обработке глиной или полимером - на 8290 % (кривая 3);

в) степень неоднородности пропластков при обработке ПДС уменьшается в 4 — 5 раз, а при использовании отдельных компонентов системы в 1,2— 1,5 раза;

г) с увеличением проницаемости пористой среды подвижность воды после ПДС снижается более интенсивно (кривые 1 и 4).

Обобщение результатов серии экспериментов с ПДС в моделях пластов с различной проницаемостью (табл. 4.12) и их математическая обработка показывают, что с увеличением проницаемости увеличивается остаточный фактор сопротивления Я_ост, который удовлетворительно аппроксимируется уравнением вида

^ост ^b + ⁽⁴.⁵⁾

где а и b - коэффициенты, определенные методом наи-

Изменение фильтрационных характеристик пористых пластов с различной проницаемостью при обработке ПДС

Прони цаемость пластов, мкм²	Массовое содержание, %		Фактор сопротивления в процессе фильтрации		Остаточной фактор сопротивления после прокачивания воды в объеме
Прони цаемость пластов, мкм²	ПАА	глини стой суспен зии	ПДС	глини стой суспен зии	1 п.о.	3 п.о.
0,28	0,05	0,50	2,6	1,25	1,60	1,12
0,34	0,05	0,50	2,5	1,35	1,10	1,08
0,38	0,05	0,50	2,8	1,90	1,70	1,21
0,66	0,05	0,50	3,2	2,34	1,99	1,81
0,74	0,05	0,65	2,1	2,48	1,79	1,98
0,90	0,05	0,50	3,3	2,60	2,30	1,50
1,14	0,05	0,50	3,1	2,83	2,33	2,31
1,21	0,01	0,25	2,1	1,49	1,20	1,40
1,71	0,05	0,05	5,6	4,20	2,67	2,00

меньших квадратов; к_пр — коэффициент проницаемости пористой среды.

По результатам проведенных исследований установлены следующие условия применения ПДС, состоящей из ПАА и глинистой суспензии:

4.8. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПДС

Принимается, что эффективность извлечения нефти из пластов с применением заводнения обычно оценивается тремя показателями [102, 128, 207 и др.]: коэффициентом дренирования залежи К_др, коэффициентом охвата пласта заводнением К_зав и коэффициентом вытеснения нефти водой из пористой среды К_Выт.

Коэффициент дренирования зависит от расчлененности, прерывистости и наличия сбросов пластов, от размещения скважин относительно границ выклинивания пластов и состояния призабойных зон пластов.

Коэффициент вытеснения нефти водой в микронеодно-родной по размеру пор пористой среде зависит от типа смачиваемости поверхности поровых каналов.

Заметим, что коэффициент К_др может быть увеличен только за счет оптимальных способов размещения скважин и вскрытия пластов. Коэффициент К_выт может быть изменен применением технологий, направленных на изменение условий на границе раздела трех сред: нефти, воды и твердого тела. Большинство же применяемых на практике технологий направлено на увеличение коэффициента К_зав.

Согласно теории двухфазной фильтрации доля нефти в общем дебите скважины q определяется по формуле

(4.6)

¹+ ^Ц4/ 4

_q = 4/ ^Ц0

Чн

где q — дебит скважины по жидкости; 4 ц (i = н, в) — соответственно относительная фазовая проницаемость и вязкость i-й фазы; ц = ц_н/ц_в. Ясно, что при прочих равных условиях доля нефти в продукции скважины тем выше, чем меньше значение параметра ц, т.е. при одном и том же количестве отобранной жидкости, выравнивая подвижности вытесняющей и вытесняемой жидкости, можно увеличить суммарный отбор нефти. Очевидно также, что увеличить долю нефти в продукции скважин и нефтеотдачу пластов можно за счет вовлечения в активную разработку малоподвижных запасов нефти путем изменения положений линий тока (путей, по которым движутся жидкости в пласте), смещая их в зоны высокого нефтесодержания.

Поздняя стадия разработки месторождений характеризуется наличием обширных промытых высокопроницаемых зон, по которым фильтруются основные массы закачиваемой воды, не оказывая существенного влияния на выработку менее проницаемых участков и пропластков. Для решения этой проблемы широко применяются методы повышения нефтеотдачи пластов, основанные на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора. Наиболее эффективным и широко используемым из них является метод с использованием ПДС и различные его модификации. Сущность метода состоит в последовательной закачке воды, оторочки слабоконцентрированного полимерного раствора (обычно полиакриламида) и воды с дисперсными частицами (частицами горных пород).

Механизм воздействия ПДС, как было показано выше, определяется следующими процессами взаимодействия компонентов системы с пластом и между собой. Макромолекулы полимера, двигаясь по пласту, адсорбируются на стенки поровых каналов [213]. Заметим, что образующийся на поверхности зерен породы тонкий плотный слой полимера не приводит к заметному изменению пористости и проницаемости. Поступление твердых частиц в эту среду сопровождается осаждением одной их части на стенки поровых каналов из-за взаимодействия со свободными функциональными группами полимера, закрепившегося на поверхности пор. Другая их часть вступает во взаимодействие с макромолекулами полимера в движущейся жидкости, образуя при этом агрегаты в виде одной или нескольких частиц с прикрепленными к ним макромолекулами полимера. В свою очередь, агрегаты могут находится в подвижном состоянии, осаждаться на поверхности пор или механически удерживаться в сужениях поровых каналов, существенно изменяя при этом свойства пористой среды. Образование агрегатов глубоко в пласте на стенках поровых каналов и в свободном пространстве пор приводит к локальному возрастанию фильтрационного сопротивления из-за сужения и частичного или полного блокирования отдельных поровых каналов, что, в свою очередь, приводит к изменению направлений фильтрационных течений и к повышению охвата пласта заводнением.

Предположим, что все реагенты переносятся только водой и что полимер и частицы, осаждаясь на стенки поровых каналов, уменьшают их проходное сечение, а задерживаясь в сужениях пор, блокируют поровые каналы и переводят содержащиеся в них жидкости в неподвижное состояние.

Пористую среду представим в виде двух взаимопроникающих континуумов, один из которых свяжем с подвижными жидкостями, а другой — с неподвижными. Будем различать четыре компонента: нефть, воду, полимер и частицы. Под частицами будем понимать частицы глинистой суспензии и частицы горных пород и агрегаты, образующиеся при взаимодействии частиц с полимером.

Пусть ш₁ = m₁(x, y, z, t) — часть порового пространства, занятая подвижными фазами; а m₂ = m₂(x, y, z, t) — неподвижными, причем

m₁ + m₂ = m. (4.7)

Во втором континууме будем отдельно рассматривать два объема: 1) часть порового пространства в закупоренных и тупиковых порах; 2) часть порового пространства m₃ = m₃(x, y, z, t), занятая осевшими агрегатами. Собственной пористостью осадочного слоя пренебрежем, т.е. будем считать, что осевшие частицы упакованы плотно и не содержат между собой жидкость.

Можно считать, что в начальный момент времени нет блокированных капилляров и второй континуум представлен связанной водой и остаточной нефтью.

Уравнения сохранения масс фаз и компонентов в крупномасштабном приближении для первого континуума запишем в виде:

_д

— (m₁S₁i) + divUt = - qt, (i = н, в); dt

(4.8)

(4.9)

_д

— (mSw) + di^U) = - qj (j = 1, 2).

Полимеру соответствует индекс j = 1, частицам и агрегатам —j = 2.

Уравнение движения необходимо записать не только для нефти, воды и полимера, но и для частиц и агрегатов, движущихся в одном потоке. При моделировании полимерного заводнения обычно предполагается, что полимер движется со скоростью воды, но скорость воды определяется некоторой фиктивной вязкостью, зависящей от концентрации полимерного раствора. Наличие твердых частиц малой концентрации в фильтрующейся воде мало сказывается на фильтрационной способности последней. Поэтому можно считать, что собственно частицы движутся со скоростью воды, не изменяя ее вязкости.

Уравнения движения фаз запишем в виде обобщенного закона Дарси:

к-

Ui = - -^L gradOo), (i = н, в).

В приведенных выше уравнениях ц = ц,(С_11г С₁₂) — динамическая вязкость; к_t = kf_t — фазовая проницаемость пласта; f_t — относительная фазовая проницаемость, к — абсолютная проницаемость пласта.

Уравнения сохранения для второго континуума:

—(^m2 ^S2t) = qt. ⁽ⁱ = н ^в); ⁽⁴¹⁰⁾

(4.11)

Масса j-го компонента, изъятая из подвижного континуума, будет составлена из массы компонента, адсорбированного на пористый скелет из массы компонента, содержащегося в жидкости, перешедшей в неподвижное состояние, и из массы компонента, провзаимодействовавшего с другим компонентом.

Частицы и агрегаты в подвижной воде в момент времени t характеризуются функцией распределения частиц по размерам Y(l, t). Пусть в начальный момент времени все агрегаты представлены собственно дисперсными частицами с функцией распределения

Y(l, 0) = ?⁰(l). (4.12)

Обозначим скорость укрупнения агрегатов только за счет присоединения молекул полимера X, а интенсивность осаждения — объединения частиц —п. Запишем так называемое уравнение «неразрывности» [213] для функции Y в виде

д? д?

— + X — + п = 0. (4.13)

dt dl

Скорость укрупнения агрегатов определяется кинетикой взаимодействия полимера с частицами и зависит от концентрации полимера и частиц, от размера агрегатов. Будем считать, что взаимодействие с полимером не меняет количество частиц в каждой точке пласта (т.е. частицы растут не объединяясь), и запишем эту зависимость в виде

X = а(с,*, - C_n))(!* - l), (4.14)

где звездочкой помечены некоторые предельные (критические) концентрации полимера и размер частиц, при достижении которых взаимодействие прекращается.

Основанием для введения в скорость укрупнения критических величин послужили следующие экспериментальные факты [34, 41]. Замечено, что укрупнение частиц в полимере наблюдается при малых концентрациях и прекращается, если концентрация превысит некоторую критическую величину. Рост частицы не может продолжаться бесконечно ввиду ограниченного количества сорбционных центров на ней и в силу того, что присоединенные макромолекулы полимера препятствуют присоединению последующих макромолекул.

Для того, чтобы описать массообмен между двумя континуумами и изменение фильтрационно-емкостных характеристик пласта, обусловленное процессом осаждения агрегатов,

воспользуемся уравнением для функции распределения пор по размерам [144, 145, 253]:

дф дф

— + u_r— + u_n = 0, dt ^r dr

(4.15)

где u_r определяется зависимостью

Г 2UD 2 ^³

^ur = ^C12^S1 в

(4.16)

где С₁₂ — концентрация частиц в первом континууме; S_1B — водонасыщенность; D — коэффициент диффузии; r — радиус капилляра; L — длина пор капилляра.

Величина u_n зависит как от размера агрегатов, так и от размера поровых каналов. Определяют ее, исходя из модельного представления пористой среды в виде пучка капилляров различного радиуса, аналогично тому, как это сделано в [208]. С учетом функции распределения агрегатов по размерам можно записать

_u = PC12 |U_B| r²ф

l^dl _d_

о ад - j_vi³di ³0

^un ^=
-

(4.17)

Интенсивность осаждения — объединения частиц можно представить в виде двух слагаемых: п = п_а + п_с. Если интенсивность осаждения частиц различного размера одинакова, то

ад /Г ад Л

Па = 2Ur jyl³dl / Ci2^Birl l³dl

(4.18)

Интенсивность объединения частиц п_с может быть вычислена согласно теории коагуляции Смолуховского [24]:

1 ^v

Пс = - l ⁰( ^- 1¹1 )v( ^{- l}1 )v(^l1) ^d 1 -²

ад

- (0 l, 4) Ф) y(l i)dl 1

(4.19)

где 0 — ядро коагуляции; l. u l₁ — размер агрегата после

249

коагуляции и размер присоединенного кластера соответственно.

Происходящие изменения фильтрационно-емкостных характеристик пласта можно описать при помощи приемов, примененных в работах [144, 145, 253], с использованием моделей идеальной пористой среды [182, 228]. Просветность в первом континууме и пористость m3 будут меняться согласно формуле

(4.20)

Изменение абсолютной проницаемости, вызванное изменением структуры порового пространства из-за осаждения агрегатов и блокирования пор, оценим, представив проницаемость для текущего момента времени k₁(x, y, z, t) в виде

произведения k₁ = kk⁰, где фактор остаточного сопротивления k (x, y, z, t) определим, воспользовавшись моделью параллельных капилляров и законом Пуазейля:

(4.21)

Интенсивность перехода воды из подвижного состояния в неподвижное, вызванное блокированием поровых каналов, можно вычислить по доле порового пространства, перешедшего во второй континуум

(4.22)

Для нефти интенсивность перехода из подвижного состояния в неподвижное запишем в виде

(4.23)

Интенсивность перехода полимера в неподвижное состояние

qn = Qq + q—,

(4.24)

где q₂₁ = da/ dt; а — масса адсорбированного полимера, которая определяется изотермой сорбции.

Интенсивность перехода частиц в неподвижное состояние

q12 = C_uq_B + q22, (4.25)

где интенсивность осаждения агрегатов q₂₂ = dm₃ / dt.

Представленная выше математическая модель заводнения нефтяных пластов с применением ПДС позволит предсказать результаты воздействия на пласт. Это даст возможность определить, в каком месте происходят изменения коллекторских свойств пласта, в какое время и как эти изменения отразятся на нефтеотдаче в зависимости от конкретных физико-геологических условий и режимов заводнения.

ДВИЖЕНИЕ ГИДРОСМЕСИ В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ТРУБЕ²⁵

Ниже выведены расчетные соотношения для определения разности давления по концам трубопровода, а также расхода жидкости, при котором величина Ар достигает минимума.

Ранее было показано, что при движении гидросмеси в вертикальной трубе разность давлений по концам трубы Ар в зависимости от расхода жидкости имеет минимум, наличие которого объясняется "противоборством" гравитационных сил и сил трения.

При течении гидросмеси в горизонтальной трубе гравитационная составляющая отсутствует. Рассмотрим вопрос наличия минимума в данном случае.

Для простоты решения задачи допустим, что течение гидросмеси происходит при ламинарном режиме.

Тогда по формулам Дарси — Вейсбаха и Стокса

nd ⁴g ж

Согласно (4.3) и условию (3.23)

^{( 4g} т + ^7g т^q ж + ^3g JK^)g JK ^{— (1},^5g т + ^4g T^g ж + ³,^5q т^q JK + ^g JK^)2g ж = ⁰,

или

qЖ - ^g² - ³q^ = o. ⁽⁴.⁴⁾

Для того чтобы доказать наличие минимума Ар относительно g^ найдем

д ² Ар

^dq Ж

(4.6)

Таким образом, d²Ap/dq² является положительной величиной, а следовательно, Ар имеет минимум относительно g^

Так как

гч — ^q т

^q т + ^q ж

то

q ж^а о

(4.7)

q т =

Значит, по (4.4) и (4.7) можем записать:

(4.8)

2а0 - а0 - 3а₀ + 1 = 0.

В результате расчетов по уравнению (4.8) получим а₀ = 0,32.

Теперь проведем аналогичные исследования, пользуясь формулой Томаса (3.16). Это тем более оправдано, что концентрация, при которой Ар достигает минимума, составляет 0,32, т.е. а₀ > 0,1, а формула Эйнштейна рекомендуется для использования при а₀ < 0,1.

Значит, пользуясь формулами (3.16) и (4.1), можно записать:

¹²⁸^^(g ж + ^q т⁾¹

^q т

Ар

1 + 2,5-

nd ⁴

2 ^^т

- + ~~^{10,05q т}_~~ + 0,00273e ^qт+^qж

^qт + ^qж (q т + q ж)

или

128 |i1

Ар

q ж + 3,5q т +

(4.9)

nd⁴

+ 0,00273(q _ж + q _т)е ^qт+^qж

Согласно (4.9) найдем Ар = /(qj при ц = 0,05 Па-с, 1 = = 300 м, d = 0,1м и q^. = 0,01 м³/с. При этих исходных данных выражение (4.9) примет вид

(4.10)

В табл. 4.1 приведены значения Ар при различных значениях расхода жидкости.

Из выражения (4.10) следует, что Ар достигает минимума при q_ж = 0,0327 м³/с, что соответствует концентрации а₀ = = 0,2372.

Согласно условию (3.23) и формуле (4.9) получаем следующее выражение для определения расхода жидкости, при котором потери давления достигают минимума:

₂ 16,6дт +

1 —~~^10,05qт~~ + 0,00273e ^+<?ж -1 -

^(q т + ^q ж⁾ ^

^q т + ^q ж

или

16,6q _т

(4.11)

- + 0,00273e ^?т+?ж

16,6дт

q ж i —+1 , q ж /

По (4.7) и (4.11) можем записать:

1 - 10,05а 0 + 0,00273 е^16,6а° (1 - 16,6а ₀) = 0

(4.12)

Решив трансцендентное уравнение (4.12), получим а₀ = 0,2342.

Наличие минимума Ар относительно q_m объясняется в данном случае так: с увеличением расхода жидкости происходит уменьшение вязкости смеси, что способствует снижению А р; с другой стороны, повышение q_iK приводит к увеличению перепада давления.

Так как задача рассматривается для случая, когда расход-

Т а б л и ц а 4.1

q^ ^м3/с

А р<

10⁵ Па

q^ ^м3/с

А р^,

10⁵ Па

q^ ^м3/с

А р^,

10⁵ Па

q^ ^м3/с

Ар'

10⁵ Па

0,0100

0,0125

0,0150

0,0175

0,0200

19,248

11,639

8,704

7,362

6,675

0,0225

0,0250

0,0275

0,0300

0,0325

6,300

6,227

5,980

5,931

5,923

0,0326

0,0327

0,0330

0,0335

0,0340

5,923

5,921

5,925

5,928

5,932

0,0350

0,0375

0,0400

0,0425

0,0450

5,943

5,985

6,043

6,113

6,194

ная концентрация равна объемной, т.е. отсутствует относительная скорость частицы, перепад давления можно рассчитать по формуле (3.35), которую, пользуясь выражением для а₀, можно представить так:

0,24143|1⁰²⁵7у ж⁷^ ^;⁷⁵(q ж + q т)

1+ ^2,5q
т +10,05- ^q^т | +

^q т + ^q ж \ ^q т + ^q ж /

^Артр

g⁰⁷⁵d ⁴⁷⁵

0,25

16,6^т

+ 0,00273e ^?т+Чж

, х⁰,⁷

| 1 + ^т^х_ |

\ Yжqж/

(4.13)

По соотношению (4.13) и условию (3.23) найдем следующее выражение для определения расхода жидкости, обеспечивающего минимум потерь давления:

0,25

16,6^т

’(I

\ ^q т + ^q ж /

1+ ~~^{2,5q т}~~ +10,051 ~~^Чт~~ | + 0,00273e ^?т+?ж

^q т + ^q ж

-0.75

16,6^т

0,25q т

1+ ~~^{2,5q т}~~ +10,05| ~~^Чт~~ | + 0,00273e ^?т+?ж

^q т + ^q ж

+ 16,6 ^т .

2,5 + ~~^{21,1q т}~~ + 0,045318e ^?т+?ж

^q т + ^q ж

q ж

0,25

= 0.

+ . 2 16,6<7т

1+ ~~^{2,5q т}~~ +10,05| ——— | + 0,00273e ^?т+?ж

^q т + ^q ж \ ^q т + ^q ж 0

(4.14)

Или, введя концентрацию а0, уравнение (4.14) перепишем так:

~~^1,75-а0~~ (1 + 2,5а + 10,05а2 + 0'00273e¹⁶'^6а0)⁰'²⁵ - 0,25а₀ х ^1-а 0

х (1 + 2,5а ₀ + 10,05а 2 + 0'00273e¹⁶'^6а0)-⁰'⁷⁵ х

+1+ Yт ^а0 . ^{075 а}0

х (2,5 + 21,1а₀ + 0,045318e^16,6“°)

J (^1-а0)²

Y ж ^1-а

х li. (1 + 2,5а ₀ +10,05а 0 + 0,00273e¹⁶'⁶“⁰ )^Ц25 = 0.

Y ж

По уравнению (4.15) были проведены расчеты по определению а₀ при различных Y_т/Yж (табл. 4.2).

Из табл. 4.2 видно, что при 1,4 < y_т/Y_ж - 3,8 имеем 0,1776 < а₀ < 0,1685, т.е. концентрация а₀ изменяется слабо и с достаточной точностью можно считать значение а₀ постоянным, а именно а₀ = 0,17.

Очевидно, что при установившемся движении гидросмеси по горизонтальным трубам Ар_т_р = Ар и выражение (4.13) можно переписать так:

0 24 1431 0,25 0,75q 1,75 Ар = ⁰,²⁴¹⁴³И Y см щ см _х

g⁰⁷⁵d⁴⁷⁵

х (1 + 2,5а ₀ + 10,05а 0 + 0,00273е¹⁶'^6а°)⁰'²⁵. (4.16)

Значения Ар при заданных д_см и Y™ замерялись в результате экспериментальных исследований, которые были проведены на специальном стенде, состоящем из горизонтальных труб диаметром 0,15; 0,20; 0,30 м и длиной 1 = 40,05 м. Гидросмесь была составлена из известняка с водой.

Образование гидросмеси происходило в зумпфе, куда водяным насосом подавалось необходимое количество воды и твердого вещества. Смесь пульпонасосом направлялась в трубу. Перепад давления измеряли с помощью дифманометра. Удельный вес смеси определяли весовым способом, расход смеси — по замеренному объему за известный период времени.

При замеренном удельном весе смеси Y™ истинную концентрацию можно найти так:

а ^ = ^{Y
см -Y ж} . (4.17)

^Y т ^-
Y ж

Результаты экспериментальных исследований обрабатывали с использованием метода размерностей.

Считаем, что потери давления Ар зависят от скорости движения смеси у_см, диаметра труб d, плотности р_см и вязкости смеси ц_см, а также длины трубопровода 1. Тогда физическое уравнение будет иметь вид

Т а б л и ц а 4.2

Y-/Ya:	^а0	Y-/Ya:	^а0	Y-/Ya:	^а0	Y-/Ya:	^а0
1,4	0,1776	2,0	0,1748	2,6	0,1728	3,2	0,1697
1,6	0,1762	2,2	0,1740	2,8	0,1720	3,6	0,1691
1,8	0,1753	2,4	0,1732	3,0	0,1712	3,8	0,1685

Так как Усм, d и рс_М являются величинами, имеющими независимые размерности, то согласно п-теореме можно записать:

^АР _ ф+ И см _1 .

^v?м^рсм \^усм^¹рсм ^усм^²рсм,

Определив показатели степени из равенства размерностей числителя и знаменателя, запишем

-4- _ Ф11dl. (4.19)

pv _см \ ^Кесм ^d)

В результате обработки экспериментальных исследований согласно (4.19) были получены следующие выражения: для труб диаметром d = 0,15 м, т.е. 1/d = 267,

0,817_v 1,817 0,183

Ар_эксп = 18,866 ^{Y см vсм
Исм} ; (4.20)

а и_см определяется по (3.16), то при d = 0,15 м

0,817„ 1,817 0,183

Ар_эксп _ 29,264 ^{Y
см qсм И}-х

^^эксп ’ g 0,817 d 3,817

х (1 + 2,5а ₀ + 10,05а 0 + 0,00273е¹⁶'^6а°)⁰'¹⁸³; (4.23)

при d = 0,20 м

0,817„ 1,817 0,183

Ар_эксп _ 21,949 ^{Y см qсм
И}-х

^^эксп ’ g 0,817 d 3,817 при d = 0,30 м

0,817? 1,817 0,183

Ар_эксп _ 14,632 ~~^Y™ ?^{см И}~~-х

^^эксп ' g 0,817 d 3,817

х (1 + 2,5а ₀ + 10,05а 0 + 0,00273е¹⁶'^6а°)⁰'¹⁸³. (4.25)

В формулах (4.16), (4.23) - (4.25)

Ycм = Yж^{(1 - а} 0⁾+Yт^а0. ⁽⁴.²⁶⁾

При 1 = 40,05 м и d = 0,15 м по (4.16) и (4.23) имеем:

Ар _ 2542,^0м⁷⁵?см⁷⁵(1 + 2,5а0 + 10,05а2 +

+ 0,00273е^16,6а0)^0,25; (4.27)

Арэксп _ 1786,486y0;8¹⁷?™¹⁷(1 + 2,5а 0 + 10,05а 2 +

+ 0,00273е^16,6а0)^0,183. (4.28)

В табл. 4.3 приведены результаты расчетов по формулам (4.27) и (4.28).

При 1 = 40,05 м и d = 0,20 м согласно (4.16) и (4.24) можем записать:

Ар _ 648,26y0м7⁵? 1м⁷⁵(1 + 2,5а0 + 10,05а2 + 0,0273е¹⁶'^6а°)⁰'²⁵; (4.29)

Арэксп _ 446,88y 0м⁸¹⁷? 1м⁸¹⁷(1 + 2,5а0 + 10,05а2 +

+ 0,0273е^16,6а0)^0,183. (4.30)

Результаты расчетов по формулам (4.29) и (4.30) приведены в табл. 4.4.

Согласно (4.16) и (4.25) при 1 = 40,05 м и d = 0,30 м Ар _ 94, 47y0м⁷⁵? 1м⁷⁵(1 + 2,5а0 + 10,05а2 + 0,00273е^16,6а0)^0,25; (4.31)

Арэксп _63,38y0;8¹⁷?с⁰м⁸¹⁷(1 + 2,5а0 +

10,05а 0 + 0,00273е^16,6а0)^0,183. (4.32)

В табл. 4.5 приведены результаты расчетов по формулам (4.31) и (4.32)

Из табл. 4.3 — 4.5 следует, что при 35 000 < Ие_см < 470 000 и а₀ < 0,20 расхождение между значениями А р, определенными по формуле (4.31) и в экспериментальных исследованиях, не превышает 10 %.

Т яfi липа 4.3 --
<7с»' ^м3^^с	<*о	Re™	Др по (4.27), Па	ДРэцсп ^по (4.28), Па	Др ^Рэксп	Оо	Re™	Др по (4.27), Па	Др_э,_с„ по (4.28), Па	ар &Рэксп
0,005 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,050 0,060 0,070	0,05	40499 80998 121 497 161997 202496 242996 283 495 323994 364 493 404903 485 991 566 990	262.9 884.3 1798.0 2974.9 4396.0 6048.0 7921.0 10006.0 12296.3 14786.0 20343.0 26643.0	239,1 842,3 1758.9 2968.0 4451.9 6200,4 8204.7 10457.7 12953,2 15687.0 21847.0 28909.0	1,099 1,056 1,022 1,002 0,987 0,975 0,965 0,957 0,949 0,943 0,931 0,921	0,10	36928 73857 110 785 147 714 184642 221 570 258 499 295 427 332 355 369 284 443 141 516997	289.6 979,2 1980.9 3278.1 4842.9 6662.9 8726,4 11023.3 13547.1 16289.6 22411,8 29351.4	261,8 922,3 1926.9 3249.9 4874,8 6789,2 8487,1 11450.9 13399.0 17176.1 23922.0 31655.1	1,056 1,028 0,945 0,993 0,945 0,971 0,963 0,955 0,948 0,937 0,927 '
0,005 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,050 0,060 0,070	0,15	33029 66058 99087 132116 165 145 198 174 231 203 264 233 297 262 330 291 396 349 462 407	318,9 1072.8 2181,2 3608.9 5332,7 7336.9 9609,0 12138,3 14916.6 17937.2 24678.7 32320.2	286,1 1008,1 2105.9 3551.9 5327.8 7420.1 9818.9 12515.1 15501,7 18782,4 26145.2 34597,0	1,115 1,064 1,036 1,016 1,001 0,989 0,979 0,970 0,962 0,955 0,944 0,934	0,20	29097 58195 87 292 116390 145487 174 584 203682 232779 261 876 290974 349 168 407 364	350.9 1180,6 2400.3 3971.4 5868.4 8073.9 10574,2 13357.6 16415.1 19739.1 27157.7 35566.9	312,2 1099.9 2297.9 3875.7 5813.4 8096.5 10713.9 13655,8 16914.7 20483,4 28528.3 37750.4	1,073 1,044 1,025 1,009 0,997 0,987 0,978 0,970 0,964 0,952 0,942

Таблица 4.4

			Др по (4.31), Па	Др„_с„ по (4.32), Па	Др	Оо	Re™	Др по	Др,„_сп по (4.32), Па	Др
Чем, ^м3/с	«0	Re™	Др по (4.31), Па	Др„_с„ по (4.32), Па	АРэксп	Оо	Re™	(4.31), Па	Др,„_сп по (4.32), Па	АРэхСП
0,005 0,010 0,015 0,020 0,025 ОйЗО 0ДЙ5 0,040 0,045 0,050 0,060 0,070	0,05	30 374 60749 9J 123 121 497 151872 182246 212620 242995 273 369 303743 364 492 425 241	67.9 228,3 464.1 767.9 1134.8 1561,2 2044,7 2582.9 3174.1 3816.9 5251.4 6877.5	60,3 212,6 444.2 749.2 1123.8 1565.2 2071.2 2639.9 3270.0 3959.8 5515.0 7297.8	1,125 1,074 1,045 1,025 1,010 0,997 0,987 0,978 0,971 0,964 0,952 0,942	0,10	27 696 55 392 83089 110785 138481 166 177 193873 221569 249266 276 962 332 354 387 747	73.8 248,4 505,1 835.8 1235.0 1699.1 2225,3 2811.1 3454,5 4154,0 5715,2 7484,9	65,5 230,7 482.0 813.0 1219,4 1698.3 2247.4 2864.5 3548.0 4296.6 5984.1 7918,5	1,127 1,077 1,048 1,028 1,013 1,000 0,990 0,981 0,974 0,967 0,955 0,945
0,005 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,050 0,060 0,070	0,15	24772 49543 74 315 99087 123 858 148630 173 402 198 174 222945 247717 297 260 346 804	84,8 285,2 579,9 959,4 1417.7 1950.5 2554.5 3227,0 3965.6 4768.6 6560.8 8592,3	738 260,0 543,1 916.0 1374.0 1913.6 2532.2 3227.5 3997.7 4841.2 6742.6 8922.2	1,149 1,097 1,068 1,047 1,032 1,019 1,009 1,000 0,992 0,985 0,973 0,963	0,20	21823 43646 65469 87 292 109115 130 938 152761 174 584 196 407 218 229 261 875 305 521	96.3 324.1 659.0 1090.3 1611,2 2216,6 , 2903.1 3667.3 4506.7 5419.3 7456.0 9764.7	82.4 290.4 606.7 1023.3 1535.0 2137,8 . 2828,9 3605.7 4466.1 5408.4 7532.6 9967.6	1,168 1,116 1,086 1,065 1,050 1,037 1,026 1,017 1,009 1,002 0,990 0,980

9см' ^м3/,°	«о	Re,,	Др по (4.31), Па	^ДРэ«сп ^по (4.32), Па	Др	а»	^Re_CT	Др по (4.31), Па	АРэдсп по (4.32), Па	Др
9см' ^м3/,°	«о	Re,,	Др по (4.31), Па	^ДРэ«сп ^по (4.32), Па	ДРэксп	а»	^Re_CT	Др по (4.31), Па	АРэдсп по (4.32), Па	ДРэксп
0,005	0,05	20249	9,8	8,5	1,155	0,10	18464	10,8	9,3	1,160
0,010		40 499	32,9	29,9	1,100		36928	36,2	32,7	1,110
0,015		60748	66,8	62,5	1,069		35 392	73,6	68,4	1,080
0\|020		80998	110,6	105,3	1,050		73857	121,8	115,3	1,066
0,025		101248	163,4	158,0	1,034		93221	180,0	172,9	1,040
о!озо		121 498	224,8	220,1	1,021		110785	247,6	240,9	1,030
0,035		141 747	294,4	291,2	1,011		129 249	324,3	318,7	1,020
0^040		161997	372,0	371,2	1,002		147 713	409,6	406,3	1,010
0,045		182247	457,1	459,7	0,994		166 177	503,4	503,2	1,000
0,050		202497	549,7	556,7	0,987		184642	605,4	609,4	0,993
0,060		242995	756,2	775,4	0,975		221570	832,9	848,7	0,981
0,070		283495	990,4	1026,1	0,965		258 498	1090,8	1123,1	0,971
0,005	0,15	16514	11,8	10,1	1,162	0,20	14548	13,0	11,1	1,174
0,010		33024	39,9	35,8	1,116		29097	43,9	39,0	1,125
0\|015		49543	81,0	74,7	1,084		43646	89,2	81,5	1,094
0,020		66058	134,1	126,0	1,064		58195	147,6	137,5	1,073
0,025		82572	198,2	189,0	1,048		72743	218,1	206,2	1,057
0,030		99087	272,6	263,2	1,035		87 292	300,0	287,2	1,044
0,035		115601	357,1	348,3	1,025		101841	392,9	380,1	1,034
0,040		132116	451,0	444,0	1,016		116389	496,4	484,5	1,025
0\|045		148631	554,3	550,0	1,008		130938	610,0	600,1	1,016
0,050		165 145	666,5	666,0	1,001		145487	733,5	726,7	1,009
0^060		198 174	917,0	927,6	0,989		174 584	1009,2	1012,1	0,997
0,070		231 203	1201,0	1227,4	0,978		203 682	1321,7	1339,2	0,987

Для расчета потерь давления при движении гидросмеси по незаиленной горизонтальной трубе А.П. Юфиным [24] было предложено выражение

1_в₁=|1а.(1 + К₁П), И-³³)

То .

где П = — {G_TB и G — массовый расход соответственно

твердого компонента и воды); Kj — коэффициент, определяемый по характеристикам потока гидросмеси.

Однако формулой (4.33) нельзя пользоваться на стадии проектирования, так как K_t определяется из эксперимента.

МЕТОАЫ ОПРЕЛЕЛЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

4.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ВОДОРОДНЫХ ИОНОВ (рН)

Водородный показатель (pH) - отрицательный десятичный логарифм концентрации водородных ионов в воде (табл. 4.1). Произведение концентраций ионов С, выраженное в г/дм³ при 22 °С имеет значение

Сн₊ • Сон = 10^-7 • 10^-7 = 10^-¹⁴,

Сн₊ ^— Сон- ^{— 10} , l^g Сн₊ — ^-7.

В нефтегазовой отрасли значение рН подземных пластовых вод, измеренное в лаборатории, составляет, как правило, 68 единиц в зависимости от степени разгазирования проб. В пластовых условиях эта величина на 1-2 единицы меньше, поскольку воды не подвергаются разгазированию. Отклонение величины рН в пластовых водах ниже 5 и выше 8,5 единиц говорит о взаимодействии пластовых вод с техническими растворами: соляно-кислотная обработка, влияние ингибиторов

коррозии, растворов хлористого кальция и пр.

Величина рН является мерой активной кислотности воды и позволяет судить о формах нахождения в природных водах слабых кислот (угольной, кремневой, сероводородной, борной) и слабых оснований в диапазоне 0^14 рН.

Приводятся колориметрический (экспрессный) и электрометрический методы определения рН.

Отбор проб. Определение водородного показателя (рН)

Таблица 4.1

Характер среды	с„+	Сон-	р Н
Нейтральная	10^-7	10^-7	7
Кислая	> 10^-7	< 10^-7	< 7
Щелочная	< 10^-7	> 10^-7	> 7

производится из пробы на общий анализ, сразу после открытия пробы.

Сущность методов. Колориметрический метод основан на использовании индикаторов, индикаторных бумаг - “Универсальные индикаторные бумаги”, принцип работы с которыми заключается в следующем: полоску индикаторной бумаги обмакивают в исследуемый раствор, кладут на белую непромокаемую подложку и быстро сравнивают окраску полоски с эталонной шкалой. Рекомендуется применять в полевых условиях.

Электрометрический метод основан на потенциометрическом определении ионов водорода с помощью измерительного стеклянного электрода и хлорсеребряного электрода сравнения.

Для контроля рН воды применяются выпускаемые промышленностью и аттестованные рН-метры, иономеры.

Мешающие влияния. На результаты определения влияет чистота электродов.

Для удаления органических загрязнений электроды протирают этанолом, ацетоном или теплым раствором синтетического моющего средства. Кальциевый налет удаляют раствором соляной кислоты. Рекомендуется периодически вымачивать стеклянный электрод в 0,1 н растворе HCl в течение суток.

Реактивы. Применяют реактивы аналитической квалификации и дистиллированную воду.

Стандартные буферные растворы. Готовят из ампул набора стандарт-титров для рН-метрии. Переносят в мерные колбы вместимостью 1 дм³, растворяют в воде и доводят объем раствора до метки. Дистиллированную воду предварительно кипятят в течение 30 мин для удаления растворенной углекислоты.

Кислота соляная HCl, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра. Содержимое переносят в мерную колбу вместимостью 1 дм³, растворяют и доводят объем раствора до метки водой.

Калий хлористый KCl, насыщенный раствор.

Подготовка электродов. Стеклянный электрод вымачивают в 0,1 н растворе соляной кислоты не менее 24 ч.

Вспомогательный электрод (электрод сравнения) заполняют и периодически дополняют насыщенным раствором калия хлористого. При этом внутри электрода должны находиться несколько кристалликов калия хлористого.

Подготовка прибора к работе и настройка по буферным растворам производятся согласно инструкции по эксплуатации.

Перед измерением каждой серии проб необходимо корректировать шкалу прибора по двум буферным растворам, значения рН которых близки к рН исследуемых проб воды.

При измерении рН перед погружением электродов в контролируемый раствор электроды тщательно промывают водой последовательно в трех стаканах (V — 300+400 см³) до установления значений рН дистиллированной воды после этого протирают электроды фильтровальной бумагой.

Проведение анализа

Наливают 30+50 см³ исследуемой воды в стаканчик для рН-метрии, замеряют температуру воды, используя ручную или автоматическую термокомпенсацию, и через 3 мин снимают показание рН-метра. Учитывая ошибку прибора (±0,05 ед. рН), результат замера округляют до десятого знака.

По окончании работы с прибором электроды погружают в дистиллированную воду.

Пример. При измерении рН воды при t — 20 °С показания шкалы прибора - 6,65. Записывают результат рН — 6,7.

4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ

Плотность является одним из основных параметров, характеризующих природную воду. По ее величине определяют минерализацию воды, что необходимо при проведении работ по освоению скважин, интенсификации добычи, при контроле за обводнением в процессе эксплуатации месторождений. Плотность тела р (г/см³), есть масса единицы его объема:

р — m/V,

где т - масса, г; V - объем, см³.

Вследствие теплового расширения тел плотность является функцией температуры, поэтому введено понятие относительной плотности тела d к плотности стандартного вещества:

d — р/р0,

где р - плотность тела, г/см³; р₀ - плотность стандартного вещества, г/см³.

За стандартное вещество принимают воду при температуре 4 °С и давлении 760 мм рт.ст., плотность которой равна

1,000 г/см³. Плотность исследуемой воды в этом случае обозначается d₄^t.

Отбор проб. Определение проводят из пробы на общий анализ, отобранной согласно “Требованиям к отбору проб”. Необходимый объем 100 см³.

Сущность метода. Плотность определяют при точно измеренной температуре 20 °С. Ориентировочное определение плотности производят ареометром, точное - пикнометром. Результаты определения выражают в виде d₄²⁰, т.е. отношения массы исследуемой воды при 20 °С к массе дистиллированной воды при 4 °С. Допустимые расхождения между повторными определениями 0,001.

Мешающие влияния. Определению мешают механические примеси, нефть, газоконденсат. Наличие метанола, диэтилен-гликоля, поверхностно-активных веществ искажают результаты анализа.

От механических примесей освобождаются фильтрованием.

В присутствии нефти и газоконденсата для определения отбирают через сифон нижний слой пробы; от эмульсии освобождаются центрифугированием.

Наличие метанола в попутных и сточных водах после определения последнего учитывается пересчетным коэффициентом.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества, дистиллированную воду. Спирт этиловый.

Проведение анализа

Определение ареометром. Исследуемую воду фильтруют через фильтр “белая лента” в цилиндр вместимостью 100 см³ (предварительно ополоснутый 2-3 раза этой водой) и выдерживают 25 мин в батарейном стакане с водопроводной водой при температуре 20 °С. После этого цилиндр вынимают из воды, вытирают фильтровальной бумагой и осторожно опускают в него чистый, протертый спиртом ареометр. Необходимо следить, чтобы ареометр не касался стенок сосуда. Отмечают показания по шкале ареометра в точке, соприкасающейся с поверхностью воды в цилиндре по нижнему краю мениска. Результат записывают - d₄²⁰ — 1,041.

Определение пикнометром. Пикнометр, хорошо вымытый дистиллированной водой, высушивают в термостате, охлаждают в эксикаторе и взвешивают на аналитических весах до постоянной массы. Затем его наполняют дистиллированной водой несколько выше метки и выдерживают 20-25 мин в батарейном стакане с дистиллированной водой при температуре 20 °С. Образовавшиеся на стенках пикнометра пузырьки воздуха удаляют осторожным встряхиванием, после чего, не вынимая пикнометра из воды, доводят уровень воды в пикнометре до метки по верхнему мениску, отбирая избыток ее жгутиками из фильтровальной бумаги или с помощью шприца. Пикнометр вынимают из воды, тщательно обтирают снаружи фильтровальной бумагой, помещают в футляр весов и взвешивают.

Все перечисленные операции проводят в этом же пикнометре с профильтрованной исследуемой водой.

При определении плотности концентрированных рассолов остатки капель с горла пикнометра над мениском удаляют влажной фильтровальной бумагой.

Обработка результатов

Расчет плотности исследуемой воды, измеренной при 20 °С

^тиссл.воды ^а
с;

m — h — с

'"'дист.воды ^ J

где а - масса пикнометра с исследуемой водой, г; с - масса пустого пикнометра, г; h - масса пикнометра с дистиллированной водой.

Объем пикнометра по дистиллированной воде:

^пикн ^{— (h - с)}/^d20 Чё

где d_{20 ё} - плотность дистиллированной воды, при 20 °С -0,9982 г/см³.

Плотность исследуемой воды, d_{20 ё} (г/см³):

d20 ё — (а - с)/у_пикн — (а - с) d^.^Ab - с) —

— (а - с)0,9982/(Ь - с).

Для удобства и быстрого расчета для каждого пикнометра рассчитывается постоянная (водное число):

X — 0,9982/(b - с); d₄²⁰ — (а - с)Х.

Пример. Масса пикнометра с исследуемой водой а —

— 43,1733 г; масса пустого пикнометра с — 22,0622 г; масса пикнометра с дистиллированной водой - 42,1419 г. Водное число X — 0,9982/(42,1419 - 22,0622) — 0,0497, для исследуемой воды d₄²⁰ — (43,1733 - 22,0622) • 0,0497 — 1,0492.

4.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

Механические примеси, присутствующие в водах газовой отрасли, являются одним из лимитирующих показателей для закачиваемых в пласт промышленных сточных вод.

Определение их производят весовым методом.

Отбор проб. Пробы не консервируют, отбирают в бутыли из стекла или полиэтилена. Обрабатывают в течение суток.

Сущность метода. Метод основан на фильтровании определенного объема воды через бумажный фильтр и определении массы отфильтрованных механических примесей.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Спиртобензольная смесь, 1:1. Смешивают равные объемы этилового спирта (96%-ного) и бензола (технического или чистого) и полученную смесь фильтруют через бумажный фильтр “белая лента”.

Серебро азотнокислое (AgNO₃, раствор 0,1 н. 1,7 г AgNO₃ переносят в мерный цилиндр, растворяют в воде, объем доводят до 100 см³).

Барий хлористый BaCl₂, раствор 100 г/дм³. 10 г BaCl₂ переносят в цилиндр, растворяют в воде, объем раствора доводят до 1 00 см³.

Проведение анализа

Анализируемую пробу тщательно перемешивают (энергичным встряхиванием). Для определения отбирают аликвоту с содержанием взвешенных частиц примерно 10-50 мг (табл. 4.2).

Отобранную пробу воды фильтруют через предварительно подготовленный беззольный фильтр “белая лента”. При наличии в воде мелкой взвеси применяют беззольный фильтр “синяя лента”.

Таблица 4.2

Ориентировочный объем воды для определения взвешенных частиц в зависимости от предполагаемого содержания

Содержание механических примесей, мг/дм³	Объем пробы, дм³
Менее 10	1,0
10-50	0,5-1,0
50-100	0,3-0,5
100-500	0,1-0,25
Выше 500	0,1

Подготовка фильтра заключается в следующем. Фильтр помещают в стеклянный бюкс и сушат (с открытой крышкой) в течение 1 ч при 105-110 °С. Бюкс закрывают крышкой, охлаждают в эксикаторе и взвешивают на аналитических весах. Эти операции повторяют до получения постоянной массы. Продолжительность контрольных просушиваний сокращают до 30 мин.

После фильтрования пробы осадок и фильтр тщательно промывают дистиллированной водой до отсутствия хлоридов (реакция с AgNO₃) и сульфатов (с BaCl₂). Для этого несколько капель промывных вод помещают на часовое стекло и добавляют 2-3 капли соответственно азотнокислого серебра или хлористого бария. Отсутствие мути или опалесценции указывает на полноту отмывки.

После этого осадок на фильтре несколько раз промывают небольшими порциями спиртобензольной смеси для удаления с фильтра следов нефтепродуктов. О полноте удаления свидетельствует бесцветный промывной раствор и отсутствие жирных пятен по краям фильтра.

При анализе сточных вод, содержащих смолистые вещества, для промывки вместо спиртобензольной смеси применяют четыреххлористый углерод.

Промытый фильтр помещают в тот же бюкс, в котором взвешивали его до фильтрования, и высушивают его до постоянной массы при 105-110 °С.

Обработка результатов

Содержание механических примесей (взвешенных веществ) X (мг/дм³) в сточной воде рассчитывают по формуле

X — (а - b) • 1000 • 1000/V,

где а - масса бюкса с фильтром и осадком, г; h - масса бюкса с фильтром без осадка, г; V - объем воды, взятый для определения, см³.

Результаты анализа округляют до 1 мг/дм³.

Допустимое расхождение между результатами параллельных определений не должно превышать 10 %.

Пример. Масса бюкса с фильтром и осадком а — 44,9276 г; масса бюкса с фильтром h — 44,8962 г; объем воды, взятый для определения V — 500 см³. Содержание механических примесей

X — (44,9276 - 44,8962) • 1000 • 1000/500 — 63 мг/дм³.

о»

Сухой остаток характеризует общую минерализацию исследуемой воды и позволяет контролировать качество выполненного анализа. При правильно выполненном анализе сумма массовых концентраций идентифицированных компонентов должна быть близка величине сухого остатка.

Определение сухого остатка проводят для сточных и техногенных вод, содержащих большое количество примесей.

Определение сухого остатка простым выпариванием и высушиванием при температуре 105 °С профильтрованной воды характеризует общее содержание растворимых примесей, включая и органические, температура кипения которых превышает 105 °С. Для минерализованных вод и рассолов, содержащих органические примеси, такое определение дает неудовлетворительные результаты вследствие гидролиза и гигроскопичности хлоридов магния и кальция и трудной отдачи кристаллизационной воды сульфатами кальция и магния. Это устраняется выпариванием с серной кислотой и последующим прокаливанием остатка.

Отбор проб. Используют пробу на общий анализ, отобранную согласно “Требованиям к отбору проб”.

Сущность метода. При выпаривании с серной кислотой все соли, растворенные в исследуемой воде, переводят в сульфаты.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Пероксид водорода Н₂О₂, раствор 50 г/дм³; 16,7 см³ Н₂О₂ (плотность - 1,112 г/см³, 30%-ный) доводят до 100 см³ водой.

Кислота серная H₂SO₄, раствор 1:2; 50 см³ серной кислоты (плотность - 1,84 г/см³) приливают к 100 см³ воды.

Проведение анализа

Высушивают фарфоровую чашку при 800 °С в муфельной печи до постоянной массы, наливают в нее объем воды, в котором содержалось бы не более 1 г солей, после чего прибавляют 1-2 см³ раствора пероксида водорода (50 г/дм³) и закрывают чашку часовым стеклом. Когда прекратится бурное выделение паров, обмывают стекло дистиллированной водой, прибавляют 1-2 см³ H₂SO₄ (1:2) и выпаривают на водяной бане до маслообразной консистенции. Затем чашку переносят на песчаную баню и нагревают до полного прекращения выделения паров серной кислоты, следят, чтобы не было разбрызгивания.

Вторично смачивают содержимое чашки серной кислотой и нагревают на песчаной бане до прекращения выделения паров серной кислоты. Обтирают чашку сначала фильтровальной бумагой, смоченной разбавленной соляной кислотой (для удаления возможной накипи, загрязнений из песка), затем сухой бумагой. Остаток прокаливают в муфельной печи при температуре 800 °С в течение 1,5-2 ч.

После охлаждения в эксикаторе чашку взвешивают, затем снова ставят в печь на 1 ч, доводя до постоянного веса. При разнице между взвешиваниями ±0,001 г прокаливание прекращают.

Обработка результатов

Содержание сухого остатка X (г/дм³) вычисляют по формуле

X — (а - b)-1000/V,

где а - масса чашки с остатком, г; h - масса пустой чашки, г; V - объем исследуемой воды, см³.

Пример. Плотность исследуемой воды - 1,041 г/см³; этой плотности соответствует минерализация пробы 59 г/дм³. Согласно методике оптимальное количество солей для выпаривания при определении сухого остатка не должно превышать

1 гм. Объем для выпаривания рассчитывают, исходя из пропорции:

1 000 см³ - 59 г,

V см³ - 0,5 г,

V — 1000 • 0,5/59 — 8,45 см³.

Масса пустой чашки - 34,0404 г, масса чашки с сухим остатком - 34,5364 г.

X — (34,5364 - 34,0404) • 1000/8,45 — 58,70 г/дм³.

Допустимые расхождения между результатами повторных определений не должны превышать 10 мг/дм³ при содержании сухого остатка до 0,5 г/дм³, при более высоких значениях -

2 %.

РАСЧЕТ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

4.1. РАСЧЕТ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ВЕРТИКАЛЬНЫМИ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Процесс извлечения запасов нефти из нефтяных пластов характеризуется четырьмя параметрами: общим дебитом нефти всей системы скважин, подвижными запасами нефти, показателем неравномерности вытеснения нефти агентом в пределах типичного (среднего) элемента нефтяной залежи и коэффициентом различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, которые обозначим q₀, Q_n, V² и ц₀.

Если эти параметры известны, то тогда, используя уравнения разработки нефтяной залежи, можно рассчитать: динамику добычи нефти

- q“⁾+(( - 4°--^—| Q(0⁾-2 <4

^ _Q(t) +1 • _q(t) & ⁰ ^ ¹

^qFo + ₂ ^q0

и динамику числа работающих скважин

,(t)

^q0

^q^t) i-г

². ^q°o⁾⁺2 q^(t)

So- •n0^t)-2 n⁽ⁱ⁾

2. Q

t-1

а также годовую потребность в текущих ремонтах скважин

An^(t) _-L n^(t)

¹ T_T

и в капитальных ремонтах или дублировании скважин

Дп®=-1 .n^(t).

^TC

В этих формулах: Q0^t) - начальные извлекаемые запасы нефти; Q^ - расчетные начальные извлекаемые запасы жидкости, которые определяются через начальные подвижные запасы нефти Qp с учетом показателя неравномерности (неоднородности) V² и А - расчетной предельной доли вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины, которая прямо связана с А₂ - предельной весовой долей агента в весовом дебите жидкости добывающей скважины

А--

⁽¹ - ^А2> ^о + ^А2

Q0^t) _ Q⁰ • K3; Q0 _ Q°. F;

K3 = Кзн + (Кз_К - Кзн). Ь

F-K„

1 --

Кзн + (К_зк - ^Ып-^-; 1 - А _ е^К-^К

1 - А

^Кзк - ^К3 _ _е Кз„-Кз, . ^F - ^К3 _ _1n ^Кзк - ^Кзн .

= е ^Кз- ^-Кз«; ^F^-^К3 _ 1п'

Кз, - Кзн Кз, - К

1,2 + 4,2 V² 0,95 + 0,25 V²

При проектировании разработки нефтяных залежей нередко вполне возможно бывает принять q°^t) _ q • n0^t); Q^(t) _

_ Qj.n0^t); Q°0) _QF₀ •n0^t). Тогда уравнения разработки нефтяной залежи принимают вид

-.(t) ^q0 . ( П* n(t)

-1 i t-1 '

I ,_(t) X'' _.(i) I

^qo + -. qo 2

q? _ q^(t)+(q⁽F⁾ - q^(t))-Vo;

^q0

r.(t)

Напомним, что в приведенных уравнениях разработки нефтяной залежи величины n0^t), Q0 и QF₀ берутся на середину рассматриваемого t-го года разработки; что величина коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента определяется по идее точечно сосредоточенных фильтрационных сопротивлений по следующей формуле:

Vо _ ( + V,) ^.^,

где V. - соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях; у, - вес агента, замещающего единицу веса нефти (без учета веса растворенного в ней газа) в пластовых условиях; что Q_n - подвижные запасы нефти, равные общим геологическим запасам нефти Qa, умноженным на коэффициент сети К₁, коэффициент вытеснения К₂ и коэффициент надежности К₄⁰, если только не осуществляется дублирование аварийно выбывших скважин: при дублировании

Qn = Qa . К1 . К2;

без дублирования

Qn = Qa . К1 . К2 . К4⁰.

Величины Q_n - подвижных запасов нефти и v₀ - коэффициента различия физических свойств нефти и вытесняющего агента, не зависящие или слабо зависящие от вида скважин (вертикальные они или горизонтальные), определяются известным путем и здесь считаются постоянными.

Здесь определяются важнейшие параметры, сильно зависящие от вида скважин (вертикальные или горизонтальные), а именно: q₀ - амплитудный дебит скважин (кроме влияния зональной неоднородности по проницаемости слоев и пластов на снижение средней проницаемости для фильтрационного потока и влияния малого числа исследованных скважин на надежность определения динамики добычи нефти) и V² - общая неравномерность вытеснения нефти агентом. Делается это для различных схем размещения вертикальных и горизонтальных, добывающих и нагнетательных скважин.

На рис. 4.1 изображены схемы размещения вертикальных скважин.

На рис. 4.2, f однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную. На рис. 4.2, b однорядная, добывающая горизонтальная скважина заменяет две вер-тикальные. Схема рис. 4.2, с аналогична схеме рис. 4.2, b, но вдвое сокращено число нагнетательных вертикальных скважин. На рис. 4.2, d площадная добывающая горизонтальная скважина заменяет полторы добывающие скважины.

Рис. 4.2. Схемы размещения вертикальных и горизонтальных скважин:

1 - горизонтальная добывающая скважина; 2 - вертикальная нагнетательная скважина

Рис. 4.3. Схемы размещения горизонтальных скважин:

1 - горизонтальная добывающая скважина; 2 - горизонтальная нагнетательная скважина

На рис. 4.3 изображены схемы размещения горизонтальных скважин: однорядная горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную скважину (рис. 4.3, а) и однорядная горизонтальная скважина заменяет две вертикальные скважины (рис. 4.3, b), площадь на скважину увеличена вдвое.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЩЕГО ДЕБИТА СКВАЖИН

Вертикальные скважины Многорядное расположение добывающих скважин

Рассматриваем большую нефтяную площадь, которая разрезающими нагнетательными рядами разрезана на широкие полосы. Выделяем одну из полос. В пределах этой полосы между двумя параллельными разрезающими нагнетательными рядами находится несколько параллельных добывающих рядов. Будем рассматривать 5-рядную полосу с 5-ю добывающими рядами. Будем применять предложенную Ю.П. Борисовым расчетную схему эквивалентных фильтрационных сопротивлений с выделением внутренних фильтрационных сопротивлений рядов скважин и внешних фильтрационных сопротивлений полос нефтяных пластов, расположенных перед рядами скважин до предыдущих рядов; 5-рядная полоса с симметричным расположением рядов скважин содержит два 1-х ряда, два 2-х ряда и один 3-й ряд. Формулу дебита запишем для одной симметричной половины 5-рядной полосы, которая содержит половину разрезающего нагнетательного ряда (потому что нагнетательный ряд работает на две стороны, а мы рассматриваем одну сторону), один 1-й добывающий ряд (номера добывающих рядов по порядку по мере удаления от нагнетательного ряда), один 2-й добывающий ряд и половину 3-го ряда, который работает на две симметричные половины полосы, называется стягивающим и, когда будут выключены из работы 1-е и 2-е ряды, будет стягивать с двух сторон фронты вытесняющей воды. Формулу запишем для случая, когда у всех нагнетательных скважин одинаковое забойное давление Р_сн и у всех добывающих скважин одинаковое забойное давление Р_сэ:

^q0 __^Рсн ^—^Рсэ_

2 '

(ш j + Q2 + Ш2) — Ш2 ¦

(Ш2 + Q3 + 2-ш3)

где q₀ - общий дебит всей рассматриваемой 5-рядной полосы нефтяной площади; Р_сн и Р_сэ - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин; ш _н - внутреннее фильтрационное сопротивление разрезающего нагнетательного ряда

_ J___^и___L ¦ i_n ²⁰

^н n„ k ¦ h 2л 2п ¦ r_c

Q₁ - внешнее фильтрационное сопротивление полосы между нагнетательным и 1-м добывающим рядами; w₁ - внутреннее фильтрационное сопротивление 1-го добывающего ряда,

Q₁ = _L_ —Ъ-; ш₁ = ±-Л_-± ¦ in ²⁰¹ ;

k ¦ h 2о₁ ¦ щ п₁ k ¦ h 2л 2п ¦ r_c

Q ₂ - внешнее фильтрационное сопротивление полосы между

1-м и 2-м добывающими рядами; ш ₂ - внутреннее фильтрационное сопротивление 2-го добывающего ряда,

и L— 1 и 1 i 2a —

Qn = —--- —; ш 2 --- ---• ln-—;

k • h 2a-• п- п- k • h 2n 2n • г

Q ₃ - внешнее фильтрационное сопротивление полосы между

2-м и 3-м добывающими рядами; ш ₃ - внутреннее фильтраци

онное сопротивление 3-го добывающего ряда,

и L 1 и 1 1 —a 3

Q3=тг •^—^; ш 3 =———• in—^

k • h 2a₃ • п₃ п₃ k • h 2л 2л • r_c

- гидропроводность нефтяных пластов; п_н, п₁, п₂, п₃ -

числа скважин соответственно в нагнетательном, 1-м, 2-м и 3-м добывающих рядах; 2a_н, 2a₁, 2a₂, 2a₃ - расстояние между соседними скважинами соответственно в нагнетательном, 1-м, 2-м и 3-м добывающих рядах; L₁, L₂, L₃ - ширина полосы соответственно между нагнетательным и 1-м добывающим рядами, между 1-м и 2-м добывающими рядами, между 2-м и 3-м добывающими рядами; г_с - радиус скважины.

Для иллюстрации этой формулы приведем числовой пример.

Пусть гидропроводность нефтяных пластов равна = 1,

и разность забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин равна Р_сн - Р_сэ = 100; сетка размещения скважин равномерная квадратная: 2a_n = 2a₁ = 2a₂ = 2a₃ = 400 м и L₁ = L₂ = = L₃ = 400 м, удельная площадь на скважину 5¹ = 2a • L = 400 х

х 400 = 160 000 м²⁶ = 16 га. При общем числе скважин п₀= — +

+п₁+ п₂+ п₃+ п₂+ п₁+ — = — +100 +100 +100 +100 +100 + — = 600 и

2 2 ² ра-диусе скважины г_с = 0,1 м получается

(0,01 + 0,01+ — • 0,01) q₀ = 5500.

А если исключить 3-й добывающий ряд (принять ш₃ = «) и от 5-рядной полосы перейти к 4-рядной полосе, то будет

q₀ = 100

= 2727,27; q = 5454,5.

² (—• 0,01 + 0,01 + 0,01) - 0,01- ^0,01

(0,01+ 0,01 + 0,01)

Видно, что общее число скважин уменьшается в ¦600. = 1,2 раза,

а общий дебит уменьшается в 5~4~~~5^<405~~ =1,0083 раза. Исключим

один из 2-х добывающих рядов и от 4-рядной полосы перейдем к 3-рядной полосе дебит (увеличивает в 1,0313 раза, но при этом еще не учтено отрицательное влияние зональной неоднородности пластов), одновременно уменьшает дебит на пробуренную скважину (вместе берем добывающие и нагнетательные) в 1,4545 раза. Напротив, переход от 3-рядной полосы к 1-рядной полосе уменьшает общий дебит в 1,3333 раза и увеличивает дебит на пробуренную скважину в 1,5 раза.

q₀ = 100

Получается так, что увеличение числа добывающих рядов в полосе между двумя разрезающими нагнетательными рядами с

3 до 5 и далее практически не увеличивает общий дебит, но резко снижает дебит на пробуренную скважину. Это обстоятельство объясняет фактическое довольно большое применение

3-рядных полос на разрабатываемых нефтяных месторождениях. Преимущество 3-рядной полосы перед 2-рядной полосой в том, что имеется центральный стягивающий добывающий ряд; но общий дебит 3-рядной полосы больше дебита 2-рядной полосы всего в 1,0666 раза, тогда как общее число скважин больше в 1,3333 раза, а число добывающих скважин больше в 1,5 раза, и дополнительный дебит на дополнительную скважину меньше

0,3333 с ,

в —-= 5 раз, а дополнительный дебит на дополнительную

0,0666

добывающую скважину меньше в —= 7,5 раза. Поэтому в

0,0666

расчетах было принято приближенное правило, что добывающие скважины, расположенные относительно нагнетательных скважин на 2-й и последующих орбитах, не влияют на общую добычу нефти.

Тот факт, что переход от 3-рядных полос к 1-рядным увеличивает дебит на пробуренную скважину в 1,5 раза, а на вводимых в разработку нефтяных месторождениях такой переход почти никогда не делают и обычно применяют 3-рядные, 5-рядные и даже 7-рядные полосы, говорит о резервировании значительной части потенциально возможной производительности нефтяных пластов. В каких-то ситуациях такое резервирование производительности бывает целесообразно, в других ситуациях - нет; особенно, если нефтяные пласты обладают пониженной, низкой и ультранизкой продуктивностью.

Отметим, что возможны иные пути резервирования производительности нефтяных пластов, например повышением забойного давления добывающих скважин и понижением забойного давления нагнетательных скважин относительно потенциально возможных уровней. Другой пример резервирования: по многорядным полосам осуществляют выравнивание средних дебитов добывающих скважин всех рядов за счет повышения забойного давления добывающих скважин первых рядов.

Наверное, было бы правильно всякое резервирование избыточной производительности нефтяных пластов тратить на благую цель повышения нефтеотдачи - осуществлять многочисленные разнообразные гидродинамические исследования скважин, проводить циклическую и знакопеременную закачку воды и многое другое.

Горизонтальные скважины Однорядное расположение добывающих скважин

Вопрос: в чем принципиальное отличие определения общего дебита нефтяной площади при применении горизонтальных скважин по сравнению с применением вертикальных скважин?

Ответ: в определении внутренних фильтрационных сопротивлений рядов скважин в соответствии с расчетной схемой эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова.

Так, при применении вертикальных скважин внутреннее фильтрационное сопротивление ряда определяется по следующей формуле:

а при применении горизонтальных скважин - по следующей формуле:

в этих формулах: п - число скважин рассматриваемого ряда;

^;— - гидропроводность нефтяного пласта; h - эффективная

^и

толщина этого пласта; 2a - расстояние между соседними скважинами ряда; г_с - радиус скважины; l - горизонтальная длина горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта.

Обычно у нефтяных пластов определяют две толщины: общую и эффективную; причем общая бывает заметно или значительно больше эффективной, поскольку общая, кроме эффективной, включает в себя неэффективную толщину. Обычно нефтяные пласты состоят из нескольких или многих проницаемых нефтяных слоев (это - эффективная толщина) и их разделяющих непроницаемых прослоев (это - неэффективная толщина). Бывает, что толщина разделяющих прослоев (неэффективная толщина) в два-три раза превосходит толщину проницаемых слоев (эффективную толщину). Так, например, по XIII и XIV горизонтам - основным нефтяным пластам известного очень крупного нефтяного месторождения Узень.

Обозначим число проницаемых нефтяных слоев у рассматриваемого нефтяного пласта через п_сл, общую толщину нефтяного пласта через h_a6, эффективную толщину нефтяного пласта h, эффективную толщину отдельного слоя пласта , об-

псл

щую горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах нефтяного пласта 1_г, горизонтальную длину горизонтальной скважины в пределах отдельного нефтяного слоя

l=⁴ • hr •—•

^hоб ^псл

С учетом всего этого при многослойном нефтяном пласте внутреннее фильтрационное сопротивление ряда горизонтальных скважин имеет вид

Ю = 1 • Л. •Л jln^ ^ ^^п сл + ^

п k• h 2л I 1_г• h 1_г п_сл• 2л •r_c

где п - число горизонтальных скважин в рассматриваемом ряду (или рассматриваемых рядах); п_сл - число слоев нефтяного

пласта; - гидропроводность; h_a6 и h — общая и эффектив-и

ная толщины этого нефтяного пласта; г_с - радиус скважины.

При этом формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных нагнетательных и добывающих рядов вертикальных скважин будет

p - P

^0 = '

где n_H - число нагнетательных скважин; n - число добывающих скважин; 2о_н - расстояние между соседними скважинами в нагнетательном ряду; 2о - расстояние между соседними скважинами в добывающем ряду; L - расстояние между нагнетательными и добывающими рядами.

Формула общего дебита нефтяной площади с чередованием параллельных линейных рядов нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин имеет вид

P _- P

% =- ^{сн сэ}

P - P

¹ ^ ²⁷ • )_ln ^2он •^hоб• ^Псл₊ Кб 4_n_ ^h

п_н k• h 2п * 1_г• h 1_г п_сл• 2nr_c

давлений нагнетательных и добывающих скважин Р_сн - Р_сэ = = 100. Сетка скважин равномерная квадратная 2о_н = 2о = L =

= 400 м. Общее число нагнетательных скважин п_н = 100 и об

щее число добывающих скважин п = 100. Общая горизонтальная длина горизонтальной скважины 1_г = 200 м. А число проницаемых нефтяных слоев может быть п_сл: 2, 4 или 8.

Сначала определим общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных скважин.

Фильтрационные сопротивления

ю = — • — -ln-²⁰^- = ^-1-±•ln-i⁰^ = — ^1,0275 . 0,01;

^н п_н k • h2л 2п • r_c 100 2л 2п • 0,1 100

ю = 0,01; Q = -^---— = 1 ~~⁴⁰⁰~~ = 0,01.

k • h 2о•п 100•400

Общий дебит нефтяной площади

Р_сн - Р_сч 100 /ПАП

q = ^сн—сэ— =-= 4000.

⁴⁰ 1 0,01 + 0,005 + 0,01

Юн +--• ^ + Ю

^н 2

Теперь определим общий дебит нефтяной площади для варианта горизонтальных скважин.

Фильтрационные сопротивления

_w = _L _L .¹^\_п2°н±о?^п^ + К± ^h У

^н _t k^h 2п * 1_г•h 1_г n_сл•2л• г..

1.1 400^20 , 20 , 10 20 , ,

: — •!-•! In-+ ln п_сл +-Тп---4п п I :

100 2п * 200• 10 ^сл 200 2^ 0,1 200 ^сл-

=—•— (1,3863+0,2767 + 0,9Тп п_гл) = 0,002647+0,001432• ln п _с

100 2п ' ^с

w = 0,002647+0,001432Tn п_сл; Q =-^— = 1 ~~⁴⁰⁰~~ = 0,01.

bh 20• п 100^400

Общий дебит нефтяной площади

Р - Р

_п _ ⁱ сн ⁱ сэ Чу

⁰1

Ю н +--• ^ + Ю

^н 2

_100_

' 0,002647 + 0,001432- 1пп_сл + Q 005 + 0,002647 + 0,001432- 1пп_с

100

0,010294 + 0,002864-1пп_сл

^Псл ....................²⁴⁸

q₀ ......................8144 7010 6154

Как видно, на рассматриваемой нефтяной площади при прочих равных условиях применение горизонтальных скважин вместо вертикальных скважин приводит к увеличению общего дебита в 1,539+2,036 раза.

А если бы нефтяной пласт был монолитным h = Н_о6 = 10 м и п_сл = 1, то фильтрационные сопротивления были бы

п_н k-h 2л * 1_г 2л-r_c I

1.1 L 400 10 , 10 \ ппп.от;,

=—-1-—- 11п-+-- 1п-1 = 0,001323;

100 2п * 200 200 2л-0,1.

ю = 0,001323; Q = 0,01, а общий дебит нефтяной площади был бы

⁰1

Ю „ +--- ^ + Ю

^н 2

¹⁰⁰ =12 663,

0,001323 + 0,005 + 0,001323

что выше, чем по варианту вертикальных скважин в

1 2663

-= 3,1658 раза.

4000

А если бы горизонтальная длина горизонтальной скважины была бы равна расстоянию между соседними скважинами в ряду 1_г = 2о_н = 2о = 400 м, то тогда общий дебит нефтяной площади был бы

1 00

q₀ =-= 19 156,

0,00011 + 0,005 + 0,00011

что выше, чем по варианту вертикальных скважин в

19156

А если бы горизонтальная длина горизонтальной скважины была бы втрое больше 1_г = 3-400 = 1200 м, но скважин было бы втрое меньше, то дебит горизонтальной скважины дополнительно увеличился бы втрое с ~~¹⁹¹⁵⁶~~ = 191,56 до 191,56 -3 =

1 00

= 574,68.

При этом дебит горизонтальной скважины стал бы выше дебита вертикальной скважины в 4,7891 -3 = 14,3673 г 14,4 раза.

Таким образом, было показано, когда, в каких условиях дебит горизонтальной скважины бывает выше дебита вертикальной скважины всего в 1,5+2 раза, когда в 3,2+4,8 раза и даже в 14,4 раза. Подчеркнем, что значительное превосходство по дебиту горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными скважинами наблюдается по монолитным нефтяным пластам.

Теперь вернемся к многослойному нефтяному пласту с общей толщиной h_a6 = 20 м и эффективной толщиной h = 10 м, к равномерной квадратной сетке скважин 2о_н = 2о = L = 400 м при радиусе скважины г_с = 0,1 м.

Определим общий дебит нефтяной площади для варианта вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с горизонтальной длиной 1_г = 200 м:

Как видно, замена только половины вертикальных скважин горизонтальными увеличивает общий дебит нефтяной площади в 1,2121+1,3413 раза; оказывается, что уменьшение применения горизонтальных скважин в 2 раза приводит к снижению эф-

6154 - 4000

фекта от их применения в -= 2,5371 раза и

4849 - 4000

81 44 - 4000

-= 3,0381 раза.

5364 - 4000

Таким образом, получается, что сочетание вертикальных и горизонтальных скважин не увеличивает, а, наоборот, уменьшает относительную эффективность горизонтальных скважин.

Далее рассмотрим другой вариант нефтяной площади с другим сочетанием горизонтальных добывающих и вертикальных нагнетательных скважин.

Покажем размещение горизонтальных и вертикальных скважин на схеме, изображенной на рис. 4.4.

Рис. 4.4. Схема размещения вертикальных нагнетательных и горизонтальных

добывающих скважин

Эта схема имеет сходство с известной обращенной 9-точечной схемой площадного заводнения. Но там все вертикальные скважины, и в ячейку сетки скважин входят четыре четверти и четыре половины добывающих скважин и одна центральная нагнетательная скважина. А здесь в центре квадратной ячейки одна вертикальная нагнетательная скважина и по сторонам квадрата четыре половины горизонтальных добывающих скважин.

Общий дебит нефтяной площади с сеткой горизонтальных и вертикальных скважин определяется по следующей формуле:

^п P- P

_q = 0 . сн сэ .

^{н k-h 2п}²^п-r_c k-h ) 4 - 2о, k-h 4

Гт -

Ю = ±--±-|ln²°^-h°^б/^псл + ^ - ln ^h

k-h 2n I /_г-h l п_сл-2п-Гс

При п₀ = п_н + п = 67 + 133 = 200, Р_сн - Р_сэ = 100, - = 1, h_a6 =

= 20 м, h = 10 м, 2о = 400 м, r_c = 0,1 м, /_г = 200 м ю = 1-±-Ь^⁰⁰-“1,0; У = 1-¹ = 0,25;

2п 2л-0,1 4

1 ⁾ 400 20 20 1 0 20 ^,

Ю =1---| 1п-+ 1n п_л +--1n----1n п I =

2n ¹ 2п-10 ^сл 200 2л-0,1 200 ^сл|

= 0,2206 + 0,0440 + 0,1432 - 1n п_сл;

200 100 20 000 ^q<) 3" 10 + 0,25 + 0,1323 + 0,0716-1пп_сл ^_ 4,1469 + 0,21481пп_сл ^;

псл ....................2 4 8

q₀ ......................4656 4500 4354

Как видно по этой схеме размещения вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, по сравнению с предыдущей схемой (чередование линейных нагнетательных и добывающих рядов скважин) при всех прочих одинаковых условиях происходит уменьшение общего дебита неф-

Учет различия подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях

Такой учет особенно необходим при заметном и значительном различии подвижностей вытесняющего агента (закачиваемой воды) и нефти в пластовых условиях и применении вертикальных нагнетательных скважин, имея в виду колоссальную сосредоточенность фильтрационного сопротивления в их призабойных зонах.

Уже приведенные здесь формулы, пока не учитывающие различие подвижностей, вполне применимы на залежах и месторождениях маловязкой нефти, где различия подвижностей нет или оно невелико. Таких залежей и месторождений довольно много в Западной Сибири, но имеются и в других нефтедобывающих районах.

Учет различия подвижностей состоит в том, что в формуле общего дебита нефтяной площади внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательных скважин уменьшается делением на величину - соотношения подвижностей вытесняющего агента (закачиваемой воды) и нефти.

При чередовании линейных нагнетательных и добывающих рядов

⁰ “н 1

—^н + — -У + W

И, 2

В конкретных рассмотренных условиях, когда все скважины вертикальные, эта формула принимает вид

1 00

0,01

0,005 + 0,01

1 3 10 30 100

И,

4000 5455 6250 6522 6623

Когда все скважины горизонтальные, эта формула принимает вид

q₀ = 100

⁰ 0,002647 + 0,001432-ln п_с

И,

0,002647+0,001432- ln п_сл ......

Значения q₀ приведены в табл. 4.1.

1 00

и 0,005 + 0,002647 + 0,001432- 1пп_сл

2 4 8

0,003640 0,004632 0,005625

Таблица 4.1

^псл	q₀ при и,
^псл	1	3	10	30	100
2	8144	10149	11106	11414	11526
4	7010	8948	9906	10218	10332
8	6154	8000	8939	9249	9362

Когда вертикальные нагнетательные скважины и горизонтальные добывающие скважины, формула общего дебита нефтяной площади принимает вид

^qo _ 0 01 '

-— + 0,005 + 0,002647 + 0,001432 • ln п_сл И,

Значения q₀ для этого случая приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2

^Псл	q0 при и,
^Псл	1	3	10	30	100
2	5364	8352	10373	11144	11442
4	5094	7713	9406	10035	10275
8	4849	7164	8602	9125	9324

При размещении вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин в виде ячеек, когда в каждой ячейке центральную вертикальную нагнетательную скважину с четырех сторон окружают горизонтальные добывающие, общий дебит нефтяной площади определяется по следующей формуле:

_q _ П0 • Рсн - Рсэ .

— + 0,3823 + 0,0716-ln п_сл

И,

Значения q₀ приведены в табл. 4.3.

Таблица 4.3

^Псл	q0 при и,
^Псл	1	3	10	30	100
2	4656	8712	12533	14329	15085
4	4500	8181	11463	12948	13562
8	4354	7711	10562	11809	12319

Эта схема размещения вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин (соотношение горизонтальных и вертикальных, добывающих и нагнетательных равно m = 2) при различии подвижностей вытесняющего агента и нефти равном или больше и, = 3 обеспечивает более высокий

общий дебит нефтяной площади, чем схема с чередованием линейных рядов вертикальных нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин (соотношение горизонтальных и вертикальных, добывающих и нагнетательных равно m = 1), а при различии подвижностей, равном или больше и, = 10, обеспечивает более высокий общий дебит, чем схема с чередованием линейных нагнетательных и добывающих рядов горизонтальных скважин.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕРАВНОМЕРНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

Показатель неравномерности вытеснения нефти агентом в типичную среднюю добывающую скважину обозначается V². Этот показатель должен охватить действие всех основных и существенных факторов, прежде всего послойную неоднородность по проницаемости нефтяных пластов, показатель которой обозначается V²; затем неравномерность стягивания

фронта вытеснения к рассматриваемой добывающей скважине с разных сторон от разных нагнетательных скважин, которая зависит от зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности и удельной продуктивности на единицу эффективной толщины и обозначается V₂²; затем геометрическую неравномерность вытеснения нефти агентом, наблюдаемую в пределах однородного слоя, которая зависит от схемы взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин, от того, какие эти скважины - вертикальные или горизонтальные, и обозначается V₃². Кроме того, могут быть и другие виды неравномерности (неоднородности), например, влияние начального горизонтального положения водонефтяного контакта (ВНК) в наклонном нефтяном пласте, как будто до начала разработки нефтяного пласта произошло внедрение клина заводнения.

Вопрос дополнительного учета этого и возможных других факторов является сугубо количественным: да, их следует учитывать, если из-за них происходит заметное увеличение общей неравномерности вытеснения нефти.

Результирующий показатель неравномерности вытеснения определяется по следующей формуле:

(1 + V²) _ (1 + V²) • (1 + v₂²) • (1 + v₃²).

Труднее всего устанавливается первая компонента V -показатель послойной неоднородности по проницаемости эксплуатируемых нефтяных пластов, потому что это - показатель малоизвестного внутреннего строения пластов, и по-настоящему его можно определить лишь после обводнения представительной группы вертикальных добывающих скважин на рассматриваемой нефтяной площади; еще можно определить по аналогии по фактическому обводнению добывающих скважин на других сходных по геологическому строению нефтяных площадях, при этом можно осуществлять корректировку определяемой послойной неоднородности с учетом различия толщин и числа обособленных нефтяных слоев у нефтяных пластов. Обычно показатель послойной неоднородности бывает

в пределах от V₍² _ 0,333 до V₍² _ 0,667.

Вторая компонента V₂² - неравномерность стягивания фронта вытеснения с разных сторон от разных нагнетательных скважин - устанавливается с учетом V² - зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности (удельной продуктивности), наблюдаемой по скважинам, и п_н -числа воздействующих нагнетательных скважин по следующей формуле:

₂

1+V² _

²2

1 + V^-

пн

которая применима при обычных вертикальных скважинах и

2о - расстоянии между соседними скважинами, примерно равном или больше d - шага хаотической изменяемости, который, судя по определениям по пластам многих нефтяных месторождений, бывает в пределах от 300 м до 500 м.

Например, при применении вертикальных скважин при известной 5-точечной схеме, когда у всех добывающих скважин стягивание фронта вытеснения происходит с четырех сторон от четырех разных нагнетательных скважин, при зональной

неоднородности нефтяных пластов по продуктивности V² = 1 неравномерность стягивания фронта вытеснения получается равной

₂

1 + V²_ _ — _1,6; V² _ 0,6.

² тл2 1 ²

1+^ ¹+4

^пн

При такой же зональной неоднородности нефтяных пластов

по продуктивности Vi²⁸ _1 при линейном заводнении с чередованием линейных нагнетательных и добывающих рядов у всех добывающих скважин стягивание фронта вытеснения происходит с двух сторон и поэтому неравномерность стягивания фронта вытеснения равна

₂

1 + V₂²_¹+^V^_ — _ 1,333; V² _ 0,333.

пн

Обратим внимание, что известную 5-точечную схему площадного заводнения тоже можно представить себе в виде линейного заводнения с чередованием нагнетательных и добывающих рядов, если ряды проводить не по сторонам, а по диагоналям квадратной сетки. Но при этом расстояние между рядами будет вдвое меньше, чем между скважинами в рядах (между соседними скважинами добывающего (или нагнетательного)

ряда расстояние будет ^(2о)² + (2о)² _ V2-20, а между соседними добывающими и нагнетательными рядами расстояние

На нефтяной площади - чередование линейных нагнетательных и добывающих рядов, состоящих только из горизонтальных скважин. Расстояния между рядами и между скважинами в рядах одинаковы и равны L = 2о = 400 м, горизонтальная длина у горизонтальных скважин равна /_г = 200 м. Подход фронта вытеснения происходит с двух сторон, и неравномерность этого подхода при зональной неоднородности V,² = 1 равна

₂

1 + V₂² _ ¹+^Vl- _ 1,333; V₂² _ 0,333.

² _V2 ² 1+ vL_

Но если каждая горизонтальная скважина заменяет две и более вертикальных скважин (заменяет V вертикальных скважин) и обслуживает участок ряда длиной V • 2о, то стягивание фронта вытеснения происходит с двух сторон, но не через две различные зоны, а через четыре и более, и соответственно увеличивается неравномерность стягивания фронта вытеснения

₂

1 + V² _J+^V_; V² _V²-²-^V-1

2 > ’ 2 ’ з 2 ¦

V 2-v + V

2 V

Значения V² при применении горизонтальной скважины

вместо V вертикальных скважин приведены в табл. 4.4.

Таблица 4.4

V²	V₂² при v
V²	1	2	3
0,5	0,200	0,333	0,385
1,0	0,333	0,600	0,714
1,5	0,429	0,818	1,000

Также будем определять, когда добывающие скважины горизонтальные, а нагнетательные скважины вертикальные.

Третья компонента V₃² - геометрическая неравномерность вытеснения нефти агентом, которая учитывает схему взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин, их вид - вертикальные они или горизонтальные - и, если горизонтальные, то слоистость пластов, наличие проницаемых слоев и разделяющих непроницаемых прослоев.

Эта неравномерность (неоднородность) характеризует совокупность трубок тока различных по производительности, но одинаковых по объему, расположенных в пределах однородного слоя и связывающих рассматриваемую добывающую скважину с теми (с одной или несколькими) нагнетательными, которые обеспечивают ее закачкой вытесняющего агента. Эта неравномерность (неоднородность) рассчитывается по следующей формуле:

_V2 _ 2 (М - 1)²

³³ м ’

где M = L_max/L_min - соотношение длин самой длинной (нейтральной) линии тока и самой короткой (главной) линии тока, соединяющих добывающую скважину с нагнетательной.

Эта эмпирическая формула была подобрана по результатам моделирования многих различных схем расположения добывающих и нагнетательных скважин на электроинтеграторе с электропроводной бумагой. Надо сказать, что этот путь исследования неоднородности совокупности трубок тока оказался очень эффективным, достаточно быстрым и довольно точным. Использовался метод обращения потенциальных линий в линии тока. На черной бумаге белым карандашом отмечали линии равных потенциалов и определяли площади между этими линиями. После обращения линий потенциалов в линии тока получались трубки тока равной производительности, но различной площади (различного объема), и оставалось такую неоднородность перевести в неоднородность трубок тока различной производительности, но одинаковой площади (одинакового объема).

Чтобы проиллюстрировать определение геометрической неравномерности, сделаем расчеты по приведенной формуле для различных известных схем размещения вертикальных добывающих и нагнетающих скважин.

Начнем с равномерной квадратной сетки скважин.

Будем рассматривать чередование линейных нагнетательных и добывающих рядов. Выделим отдельный элемент, содержащий половину нагнетательной и добывающей скважин. Длина самой короткой линии тока, идущей от нагнетательной к добывающей, равна 2о, а самой длинной равна о + 2о + о = = 2 • 2о. Соотношение длин самой длинной и самой короткой

_{й M} 2 • 2о „

линий тока равно M _-_ 2, и геометрическая неравномер-

2о

ность вытеснения нефти равна

V2 _ 2 (м - 1)²⁹ _ 2 (2 - 1)² _ 1

^{3 3} М ³⁰ 2 3.

У элемента известной 5-точечной схемы площадного заводнения, содержащего четверть нагнетательной и четверть добывающей скважин, длина самой короткой линии тока равна 2о,

а самой длинной равна ^/(2о)² + (2о)² _ л/2-2о, соотношение

длин самой длинной и самой короткой линий равно M _ л/2. При этом геометрическая неравномерность вытеснения нефти равна

V² _ —•~~^(м-~~¹⁾² _-• ~~⁽^ -~~¹⁾² _ 0,081.

³³ м ³ V2

У элемента известной обращенной 7-точечной схемы площадного заводнения, содержащего шестую часть нагнетательной и треть добывающей скважин, длина самой короткой линии тока равна 2о и самой длинной линии тока

2 2 -о + о :

Характеристика схемы заводнения

V²

0,5

1,0

1,5

2,0

Равномерная квадратная сетка скважин. Чередование линейных нагнетательных и добывающих рядов; m = 1, п_н = 2 Равномерная квадратная сетка скважин. 5-точечная схема площадного заводнения; m = 1, п_н = 4

Равномерная квадратная сетка скважин. Обращенная 7-точечная схема площадного заводнения; m = 2, п_н = 3

1,600

1,441

1,369

1,777

1,730

1,598

1,904

1,965

1,775

2,000

2,162

1,917

M _ -\/(2о)² + О² + О _ л/4 + 1 + 1 _ 1 618 2о 2 ’ ’

у вторых добывающих скважин соответственно равно

M _ У^(2о)2 + ^О² + ^О _ V⁴ +¹ +¹ _ 1144

2д/(2о)² + (2о)² л/4+Г

Геометрическая неравномерность вытеснения нефти у первых добывающих скважин

V² _ 1^(М
-1)² _ ²~~⁽¹⁶¹⁸~~~~^-1)~~² _ 0,157,

³ 3 М 3 1618

соответственно у вторых добывающих скважин

V₃2_2(^_2⁽¹¹⁴⁴^-1)² _0012.

³ 3 М 3 1,1 44

У первых добывающих скважин стягивание фронта вытеснения с двух сторон, поэтому комплекс 11 + V₂²||1 + V

1,144-

1+ vL

у вторых добывающих скважин стягивание фронта вытеснения с четырех сторон, поэтому комплекс * 1 + V₂²j|1 + V²

V²

1+VL_

Первые и вторые добывающие скважины эксплуатируют примерно одинаковые запасы, поэтому можно брать среднюю величину

22 1,144 • i+^V^+ 1,012-¹+^V-

1+V₂²||1+V

0,5 1,0 1 ,5 2,0

V²

1 + V₂² -11 + v₃²

1,361 1,572 1,737 1,870

Сравнивая эти значения комплекса 11 + V₂² -11 + V². со значениями обращенной 7-точечной схемы площадного заводнения, можно заключить, что по неравномерности вытеснения нефти 7-точечная схема не имеет преимущества перед 9-точечной схемой.

При многорядном расположении добывающих скважин и значительной величине m - соотношения добывающих и нагнетательных скважин учет комплекса +1 + V₂²j|1 + V²| , т.е.

учет V² - неравномерности стягивания фронта вытеснения,

зависящей от зональной неоднородности пластов, и V₃² - геометрической неравномерности вытеснения, определяемой в однородном слое, нужно делать по стягивающим добывающим

рядам по их доле запасов нефти А _ ¹ + ¹ _ —²—, что соот-

m + 1 m + 1

ветствует следующей формуле:

При применении горизонтальных скважин принцип определения V₃² геометрической неравномерности вытеснения нефти сохраняется прежний.

Так, при монолитном нефтяном пласте и чередовании линейных нагнетательных и добывающих рядов горизонтальных скважин будет

_Л//- L + у - 2а- L , v - 2а- L M =-± = 1 +-±;

_V2 2(М-1)² 2 (v-2а-1„)²

³ 3 М 3 L(L + v-2а- 1_г) .

При 1 =v	- 2а .	₀, н 2"
L = 400	м, v	2а = 1	400 м,	1_г = 200 м	... V²	= 0,111;
L = 400	м, v	2 = а 2	400 м,	1_г = 400 м	... V3²	= 0,333;
L = 400	м, v	2а = 3	400 м,	1_г = 400 м	... V/	= 0,889.
Ситуация	существенно ухудшается, если				нефтяной пласт

является монолитным, имеет Н_о6 - общую толщину и h - эффективную толщину, состоит из п_сл проницаемых слоев, разделенных непроницаемыми прослоями. Тогда формула геометрической неравномерности вытеснения принимает вид

V₃²	2	(v - 2а	-1)²	, где	/ = 4т^'	¹.
	3 L(L + v -		2а -	1)	^h об	^псл
= 400 м
h 1				i^_-1	i^_-1	_-1
^hоб ^псл				20 2	20 4	20 8
При 1_г =	200 м	I		50	25	12,5
v 2а =	400 м	^V3²....		0,272	0,302	0,318
При 1_г =	4 О О ^м	1		1 00	50	25
v 2а =	800 м	^V3²....		0,742	0,81 5	0,852
v 2а =	1200 м V₃²			1,344	1,422	1,461

Нередко утверждают, что применение горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными скважинами уменьшает неравномерность вытеснения нефти. Но это касается только модели монолитного и зонально однородного нефтяного пласта. Однако в реальных условиях применительно к модели многослойного и зонально неоднородного пласта применение горизонтальных скважин приводит к заметному и значительному увеличению неравномерности вытеснения нефти.

4.2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ВЕРТИКАЛЬНЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

На рассматриваемом нефтяном месторождении уже запроектирована разработка. По принятой адаптивной системе разработки скважины будут размещаться по равномерной квадратной сетке с плотностью 16 га/скв. и расстоянием между соседними скважинами 400 м. Запроектировано заводнение по обращенной 9-точечной схеме, которое после бурения и исследования скважин, с целью наиболее полного охвата запасов нефти воздействием, будет преобразовано в избирательное и приконтурное избирательное. Проектное забойное давление нагнетательных скважин равно 400 ат и проектное забойное давление добывающих скважин, соответствующее давлению насыщения нефти газом, равно 100 ат. Эксплуатационный горизонт состоит из двух нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности. Дебит нефти по скважинам, несмотря на все запроектированные средства интенсификации, - на грани и за гранью экономической рентабельности.

Поэтому необходимо искать новые возможности достижения и осуществления экономически рентабельной добычи нефти. Одним из таких средств может быть применение горизонтальных скважин.

Однако имеющийся опыт бурения и освоения горизонтальных скважин в прошедшие годы в России показал негативные результаты: превосходство горизонтальных скважин над вертикальными скважинами по дебиту нефти оказалось гораздо ниже ожидаемого (всего в 1,5—2,5 раза, а не в 5 раз и более) и велика доля брака (40—50 % всего фонда пробуренных горизонтальных скважин либо не удалось ввести в работу, либо удалось, но вскоре после ввода они выбыли из работы).

В какой-то мере это связано с несовершенством технологии бурения и освоения горизонтальных скважин, но главная при-

чина в неучете фактического геологического строения нефтяных пластов: во-первых, в неучете уже известного по разведочным скважинам геологического строения пластов (пласты являются многослойными, состоящими из многих проницаемых нефтяных слоев, разделенных непроницаемыми прослоями заметной и большой толщины, а в расчетах они представляются монолитными однородными или однородно

анизотропными); во-вторых, в неучете неизвестных особенностей геологического строения нефтяных пластов на конкретных участках месторождения, которые становятся известными уже после бурения скважин: конкретные глубины залегания кровли и подошвы нефтяных пластов, конкретное число проницаемых слоев и непроницаемых прослоев и их толщины, конкретные толщины верхнего и нижнего пластов-водоупоров, защищающих нефтяные пласты от вышележащих и нижележащих водяных пластов.

С целью использования эффективности горизонтальных скважин для увеличения добычи нефти на рассматриваемом малопродуктивном нефтяном месторождении предлагается

осуществить следующий способ разработки, при котором сначала по вдвое разреженной сетке (расстояние в рядах между скважинами увеличено с 400 до 800 м) бурят вертикальные и наклонные (при кустовом разбуривании) скважины, эти скважины эксплуатируют и исследуют, а затем из этих же скважин с учетом установленного геологического строения нефтяных пластов бурят горизонтальные стволы вместо первоначально непробуренных скважин.

Схематично это показано на рис. 4.5.

О геологическом строении нефтяных пластов на центральном участке рассматриваемого нефтяного месторождения можно судить по двум разведочным скважинам I и II (табл. 4.6).

По данным табл. 4.6 видно, что даже осредненный нефтяной пласт резко отличается от монолитного нефтяного пласта, и, по крайней мере, это обстоятельство надо учитывать при расчете дебитов горизонтальных скважин; кроме того, видно, что индивидуальные характеристики нефтяных пластов существенно отличаются от осредненной характеристики.

Близкую к действительности индивидуальную характеристику нефтяных пластов на участке размещения горизонтального ствола можно получить по вертикальному стволу рассматриваемой скважины и соседней с ней скважины (рис. 4.5, d). При расстоянии между соседними вертикальными скважинами 2о = 800 м при горизонтальной длине горизонтального ствола /_г = 400 м расстояние от одного и другого вертикальных ство-

Рис. 4.5. Схема последовательного бурения вертикальных и горизонтальных

стволов скважин:

а — проектная сетка размещения скважин; b — первоначальная разреженная сетка бурения скважин; с — сетка размещения вертикальных и горизонтальных стволов скважин; d — профиль вертикальных и горизонтальных стволов

скважин

лов до горизонтального ствола — будет 200 м и до середины горизонтального ствола 400 м.

Поскольку горизонтальные скважины обладают сильным экранирующим действием, то будем рассматривать лишь 5-точечную и линейную схемы заводнения с чередованием линейных рядов добывающих и нагнетательных скважин. Для отдельного элемента системы разработки нефтяного месторождения, схематично показанного на рис. 4.6, содержащего поло-

		Глубина залега	Общая	Эффек	Число слоев,	Толщина непрони-	Толщина верхнего
Скважина, пласт	Альтитуда, м	ния кровли - подошвы пласта, м	толщина ^м	тивная толщина h, м	^Пел’ толщина слоя h/п_сл, м	цаемого прослоя, м	нижнего пласта-водоупо-ра /г_Ву, ^м
I Ю₂ Юз Ю₂+Ю₃	27	2021-2034 2035-2056 2021-2056	13 21 35	5,8 15,6 21,4	7 0,83 5 3,12 J2_ 1,78	1,2 1,35 1,24	Более 9 5 Более 9 5
II Ю₂ Юз	26,7	2034-2038 2041,6 2057	4 15,4	1,6 14,0	080 7 2,0	2,4 0,23	Более 15 2,5
Ю₂ + Ю₃ В среднем по двум скважинам		2034-2057	23	15,6	9	0,82	Более 15
Ю₂ + Ю₃ В среднем по двум скважинам				15,6	1,73	0,82	2,5
Ю₂ Юз Ю₂+Ю₃			8,5 18,2 29,0	7 ,⁸ ,⁵ ^ э 2	₅2 7	1,37 0,68 1,11	Более 12
Ю₂ Юз Ю₂+Ю₃			8,5 18,2 29,0	7 ,⁸ ,⁵ ^ э 2	1,76	1,37 0,68 1,11	3,75

вину (или две четверти) добывающей скважины и половину нагнетательной скважины, амплитудный дебит нефти на 1 проектную скважину определяется по следующей формуле:

_q\ = kh Рсн ^— Рсэ

^qo--- - —-—,

ц 2 • ш _н + i2 + 2 • ш

Рис. 4.6. Элемент пятиточечной схемы площадного заводнения

где qj - дебит нефти, т/сут; —

гидропроводность эксплуа-

тационного объекта, состоящего из двух нефтяных пластов,

kh т

равная — = 0,333 -

И сут-ат

ний нагнетательных и добывающих скважин, равная Р_сн - Р_сэ = = 400-100 = 300 ат, при этом произведение гидропроводности и разности забойных давлений равно

разность забойных давле-

• (Р_сн - Р_с_э) = 0,333• 300 = = 100—!—; ю_н - геометрическое (без

сут

учета

) внутреннее фильтрационное сопротивление нагне

тательной скважины; 2 • ю _н - геометрическое внутреннее

фильтрационное сопротивление половины нагнетательной скважины; й - геометрическое внешнее фильтрационное сопротивление; w - геометрическое внутреннее фильтрационное сопротивление добывающей скважины; 2 • ю - геометрическое внутреннее фильтрационное сопротивление половины добывающей скважины.

Формулы для определения геометрических фильтрационных сопротивлений имеют следующий вид:

для внешнего фильтрационного сопротивления

й = L;

2а

для внутреннего фильтрационного сопротивления нагнетательной вертикальной скважины

¦-L • in —2а—

2п 2п • r

V-и,

в случае нагнетательной горизонтальной скважины1 и монолитного нефтяного пласта

2а \

1 i _Л 2а 2а ,

v И,

2л

ю=

v и, 2п ³¹

•^r J'

_L •+n-^ + ts^ln^

2л

об

сл

в случае многослойного нефтяного пласта и чередования нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин (стволов)

2л * 1„ 1„ ^2п-гс)

в случае добывающей горизонтальной скважины и многослойного нефтяного пласта

1 L 2а h , h _сл ^ ю = — -I ln— + —-ln——I,

^2я + ¹сл ¹сл ^{2п- r}c)

где ¹сл = К^-—, ^hсл = —;

^h об ^псл

в случае многослойного нефтяного пласта и чередования вертикальных и горизонтальных добывающих скважин

ln- ln— + ^ - ln—^3-

В этих формулах: - соотношение подвижностей вытес

няющей воды и вытесняемой нефти в пластовых условиях, которое коэффициент продуктивности превращает в коэффициент приемистости; v - коэффициент дополнительного уве-ли-чения приемистости благодаря обработке нагнетательных скважин химическим реагентом; l„ - длина горизонтального ствола в пределах нефтяных пластов; h_об - общая толщина эксплуатационного объекта; h - эффективная толщина эксплуатационного объекта; п_сл - общее число нефтяных слоев;

-_сл =— - эффективная толщина нефтяного слоя; 1_сл = 1_г• -

Псл ^h об

длина горизонтального ствола в пределах нефтяного слоя.

Рис. 4.7. Схема многослойного нефтяного пласта и двух соседних вертикальных скважин при первоначальной вдвое разреженной сетке

На рис. 4.7, а схематично показаны многослойный нефтяной пласт и две соседние вертикальные скважины при первоначальной вдвое разреженной сетке, при этом многослойность нефтяного пласта не влияет на дебиты вертикальных скважин, ибо эффективная толщина не изменяется и не уменьшается (см. рис. 4.7, а и 4.7, b). На рис. 4.7, d схематично показаны многослойный нефтяной пласт и вертикальная скважина с дополнительным горизонтальным стволом. Видно, что часть горизонтальной длины проходит по неэффективной толщине разделяющих непроницаемых прослоев.

Рассчитаем значения амплитудного дебита нефти на одну проектную скважину при успешном осуществлении предложенного способа разработки на рассматриваемом малопродуктивном нефтяном месторождении.

При — • ( - Р_сэ)- 100— v • ц. = 2 • 2,343 = 4,686; L = 400 м;

Ц ^v ’ сут

r_c = 0,1 м; Н_об = 29 м; h = 18,5 м; п_сл = 10,5.

При первоначальной вдвое разреженной проектной сетке

вертикальных скважин 2а = 800 м

ш_н = i¹³⁷⁸; Q = 0,5 и ш = 1,1378;

^н 4,686

--1⁰⁰--30,66 —.

2-ММ + 0,5 + 2 1,1378 ^сут

4,686

Это на 1 пробуренную скважину и 61,33 — на 1 добывающую

сут

скважину.

При проектной сетке вертикальных скважин 2о = 400 м 1,0275

ш_н =Q = 1 и ш = 1,0275;

4.686

₁ 100 т

а\ =-= 28,62—.

"⁰ 2-1,0275 + 1 + 2-10275 ^сут

4.686

Это на 1 пробуренную скважину и 57,25 —— на 1 добывающую

сут

скважину.

При сетке горизонтальных скважин 2о = 800 м, /_г = 400 м и монолитном нефтяном пласте 1г_о6 = h = 18,5 м

0 1 35?

ш_н = --; Q = 0,5 и ш = 0,1352;

4.686

₁ 1 00 т

=-= 120,76—.

2-№ + 0,5 + 2-0,1352 ^су^т

4.686

Это на 1 пробуренную скважину, а на 1 добывающую скважину -

241,52 что больше, чем на 1 вертикальную скважину при

сут

2о = 800 м в ~~^120,76~~ = 3,94 раза и при 2о = 400 м в ~~^120,76~~ = 422 ра-30,66 ^ ^ 28,62 ^

за. Но это монолитный нефтяной пласт, не разделенный на многие слои непроницаемыми прослоями!

При сетке горизонтальных скважин 2о = 800 м, горизонтальной длине скважины 1_г = 400 м и многослойном нефтяном пласте h_o6 = 29 м, h = 18,5 м, п_сл = 10,5, h_M = 1,76 м и 1_сл = = 24,30 м, как на рассматриваемом малопродуктивном нефтяном месторождении,

0,5561 + 0,0119 0,5680 гл л с л г^ол

ш_н = —- -= —-; Q = 0,5 и ш = 0,5680;

^н 4,686 4,686

₁ 1 00 т

до =-= 53,24 —.

₂ 0,5680 ₀₅_20С600 сут

2--+ 0,5 + 2-0,5680

4.686

Это на 1 пробуренную скважину, а на 1 добывающую скважину - 106,47 т/сут. Это больше, чем на 1 вертикальную сква-

53,24

жину в -=1,76 раза.

30,66

При сетке горизонтальных скважин 2о = 400 м, /_г = 400 м и многослойном нефтяном пласте 1г_о6 = 29 м, h = 18,5 м, п_сл = = 10,5, h_ra = 1,76 м и /_сл = 24,30 м, как на рассматриваемом малопродуктивном нефтяном месторождении,

0,4458 + 0,0119 0,4577 „ , „_/С77

ш_н = —-¹-= —-; й = 1; ш = 0,4577;

^н 4,686 4,686

q¹ =-¹⁰⁰-= 47,38 —.

2-⁰⁴⁵⁷⁷ + 1 + 2-0,4577 ^сут

4.686

Это на 1 пробуренную скважину, а на 1 добывающую скважину -

94,75 —^. Это больше, чем на 1 вертикальную скважину в

сут

47,38 ,

—^:— = 1,66 раза.

28,62

При системе разработки рассматриваемого нефтяного месторождения, которая создается после бурения из существующих вертикальных скважин дополнительных горизонтальных стволов и является равносильной системе с чередованием вертикальных и горизонтальных скважин, при 2о = 400 м, 1_г = = 400 м, h„₆ = 29 м, h = 18,5 м, п_сл = 10,5, h_M = 1,76 м и /_сл = = 24,30 м, получается эквивалентное внутреннее фильтрационное сопротивление скважины

ш = —²— =-²-= 0,6333

1 1

w, w_r 1,0275 0,4577

и дебит нефти на 1 пробуренную скважину с дополнительным горизонтальным стволом

q1 =-2-100-= 7884 _^,

⁴⁰ „ 0,6333 . ₂₀₆₃₃₃ сут’

2--+1+ 2-0,6333

4.686

соответственно на 1 добывающую скважину 157,67 —^, что

сут

больше, чем на 1 вертикальную скважину, в = 2,75 раза.

При этом дебит нефти горизонтального ствола выше дебита

, 1,0275 ~~_/с

нефти вертикального ствола в ~~0*4577~~ = 2,245 раза и составляет

69,2 % от общего дебита скважины. Дебит нефти вертикальной скважины с дополнительным горизонтальным стволом меньше

дебита двух горизонтальных скважин всего в =1,20

раза.

Но применение таких скважин по сравнению с применением горизонтальных скважин резко уменьшает риск потери скважин и запасов нефти.

Таким образом, здесь были выполнены расчеты для фактического, но усредненного геологического строения нефтяных пластов рассматриваемого месторождения.

И теперь нам надо перейти к проблеме потери скважин и потери запасов нефти, которая связана с тем, что представленное геологическое строение пластов не повторится в новых пробуренных скважинах, более того, геологическое строение, установленное в двух соседних вертикальных скважинах (которые пробурены во вдвое разреженной проектной сетке, и расстояние между ними 800 м) не повторится при бурении в створе между ними горизонтального ствола, удаленного от них по нефтяным пластам на расстояние 200-400 м. Но понятно, что при расстояниях 200 м отклонения будут меньше, чем при 400-800 м и более значительных расстояниях.

По другим давно разрабатываемым нефтяным месторождениям с достаточно густыми сетками скважин было установлено, что на расстоянии 400 м (которое примерно соответствует параметру d - шагу хаотической изменяемости коллекторских свойств нефтяных пластов) непредсказуемые отклонения глубины залегания пластов составляют в среднем ±3 м и максимально ±10 м.

На более близком расстоянии x < d = 400 м непредсказуемое среднее отклонение глубины залегания нефтяных пластов

d 400

(в м).

Эту закономерность по аналогии применим на рассматриваемом нефтяном месторождении.

При расстоянии 200 м от дальнего конца горизонтального ствола до соседней вертикальной скважины, давшей информацию о геологическом строении нефтяных пластов (о глубине залегания подошвы нижнего нефтяного пласта и толщине его нижних нефтяных слоев и непроницаемых прослоев, также о толщине нижнего пласта-водоупора, отделяющего нефтяной пласт от водяного пласта) среднее отклонение глубины залегания нижв (табл. 4.7).

Таблица 4.7

Функция распределения ошибок х = h/h_cp — относительная ошибка; Y(x) — доля ошибок от 0 до х

x	*Y(x)*	x	Y (x)	x	Y (x)
0,1	0,0398	1,1	0,3643	2,1	0,4821
0,2	0,0793	1,2	0,3849	2,2	0,4861
0,3	0,1179	1,3	0,4032	2,3	0,4893
0,4	0,1554	1,4	0,4192	2,4	0,4918
0,5	0,1915	1,5	0,4332	2,5	0,4938
0,6	0,2258	1,6	0,4452	2,6	0,4953
0,7	0,2580	1,7	0,4554	2,7	0,4965
0,8	0,2881	1,8	0,4641	2,8	0,4974
0,9	0,3159	1,9	0,4713	2,9	0,4981
1,0	0,3413	2,0	0,4775	3,0	0,4987

При запроектированном бурении горизонтального ствола до подошвы нижнего нефтяного пласта такое среднее минусовое отклонение глубины залегания нефтяного пласта - 1,5 м п ри толщине нижнего пласта-водоупора 3,75 м, судя по Y(x) -

₃

гания нижнего нефтяного пласта составит й_р = ± — - 200 = ±1,5 м

^ср d

3 75

функции распределения ошибок при x = —— = 2,5, лишь в 50 % -

49,38 % = 0,62 % всех случаев, что составляет менее 1 %, приведет к вскрытию водяного пласта и обводнению скважины; а такое среднее плюсовое отклонение глубины залегания нефтяного пласта +1,5 м при толщине нижнего нефтяного слоя

2,47 м, судя по Y(x) - функции распределения ошибок при

2,47

x = —— = 1,647, в 50 % - 45 % = 5 % всех случаев нижний неф-

1,5

тяной слой, содержащий ²⁷-100 % = 13,4 % запасов нефти

18,5

нефтяных пластов, не будет вскрыт, и его запасы нефти будут потеряны, что уменьшит извлекаемые запасы нефти на 0,05 - 0,134 - 100 % = 0,67 %.

При разбуривании рассматриваемого нефтяного месторождения только горизонтальными скважинами ошибка определения глубины залегания нефтяных пластов увеличится втрое: с h^ = 1,5 м до h^ = 4,5 м, с h_H = 3 м до h_H = 9 м.

Тогда при толщине нижнего пласта-водоупора 3,75 м, судя

3 75

по Y(x) - функции распределения ошибок при x = —— = 0,83,

4, 5

в 50 % - 29,64 % = 20,36 % всех случаев будет вскрыт нижний водяной пласт и скважина обводнена; при толщине нефтяного слоя 2,47 м и разделяющего непроницаемого прослоя 0,2 м, судя по Y(x) - функции распределения ошибок при

в 50 % - 20,83 % = 29,17 % всех случаев горизонтальной скважиной не будет вскрыт самый нижний нефтяной слой, в 50 % - 37,30 % = 12,70 % всех случаев не будет вскрыт второй снизу нефтяной слой и в 50 % - 45,85 % = 4,15 % всех случаев не будет вскрыт третий снизу нефтяной слой. Все слои одинаковы по запасам нефти, каждый из них содержит 13,4 % запасов нефти разрабатываемых нефтяных пластов. Поэтому потеряно будет

(0,2917 - 0,134 + 0,127 - 0,134 + 0,0415 - 0,134) - 100 % = 6,17 %

всех извлекаемых запасов нефти.

Представленная здесь оценка потери запасов нефти и скважин является заниженной. Действительные потери могут быть гораздо больше, но уже представленная оценка потерь в сочетании с уже приведенными расчетами амплитудных дебитов нефти показывает преимущество предложенного способа разработки рассматриваемого нефтяного месторождения.

А теперь попутно обратимся к теоретической проблеме, имеющей большое практическое значение, при рассмотрении которой полезно используются идеи И. А. Чарного и Ю.П. Борисова. Эта проблема в последнее время часто обсуждается ведущими специалистами по разработке нефтяных месторождений. Суть проблемы: образование конусов (гребней) воды и газа при применении горизонтальных скважин в монолитных проницаемых пластах достаточно большой толщины, в верхней части которых находится газ, в средней преобладающей части находится нефть и в нижней части - вода. Среди специалистов широко распространено мнение, что в такой ситуации нельзя применять вертикальные скважины, но можно применять горизонтальные скважины, которые можно эксплуатировать при такой низкой депрессии, что газовый конус (гребень) сверху и водяной конус (гребень) снизу не прорываются в скважину и в течение продолжительного времени можно отбирать безгазовую и безводную нефть. Однако ясно, что при одинаковом дебите нефти у горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной скважиной можно значительно уменьшить депрессию на нефтяной пласт, а при одинаковой депрессии можно значительно увеличить дебит нефти, но нельзя одновременно значительно увеличить дебит и значительно уменьшить депрессию, можно только незначительно увеличить дебит и незначительно уменьшить депрессию.

Идея возможного резкого уменьшения депрессии связана с тем, что у горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной скважиной резко уменьшается общее фильтрационное сопротивление, состоящее (по Ю.П. Борисову) из внешнего и внутреннего фильтрационных сопротивлений; причем уменьшается за счет еще более резкого уменьшения внутреннего фильтрационного сопротивления, но именно это внутреннее фильтрационное сопротивление определяет долю депрессии, приходящуюся на ближайшую окрестность скважины - перепад давления между горизонтальной скважиной и газовой и водяной частями пласта.

Как известно, чтобы не допустить прорыва в горизонтальную скважину газового конуса (гребня) сверху и водяного конуса (гребня) снизу, упомянутый перепад давления АР надо компенсировать (уравновесить) гидростатически: сверху за

счет (у_н - у _г) - разности плотностей нефти и газа в пластовых условиях в долях плотности воды и /_сг - расстояния от горизонтальной скважины до горизонтальной поверхности газонефтяного контакта

АР < ⁽У н ~ Y г^{) -} ^сг 10 ’

и снизу за счет (у, - у_н) - разности плотностей воды и нефти в пластовых условиях в долях плотности воды и /_св -расстояния от горизонтальной поверхности водонефтяного контакта

АР < ⁽Y в ~ Y н ^)
- ^св 10 ¦

Депрессия на нефтяной пласт равна разности Р_пл - пластового давления и Р_с - давления на забое скважины (Р_пл - Р_с).

Ради простоты будем рассматривать нефтяной пласт еди-

k - h .

ничной гидропроводности -= 1.

Будем рассматривать размещение вертикальных скважин по регулярной сетке с L - расстоянием между рядами скважин и 2о - расстоянием между соседними скважинами в рядах и линейную схему заводнения с чередованием добывающих и нагнетательных рядов; затем вертикальные скважины будем заменять горизонтальными скважинами с /_г - горизонтальной длиной, расположенной вдоль линии ряда и меньше расстояния между скважинами /_г < 2о.

Будем применять известные формулы.

При этом у вертикальной скважины общее фильтрационное сопротивление будет равно

11 L 1 , 2о

¦ + — - in -

2 2 2о 2л 2л - r_c

а у горизонтальной скважины общее фильтрационное сопротивление будет равно

11 L 1 , 2о h 1 , 2о

-----+ — - in — +----in -

2 2 2о 2п /_г /_г 2л 2п - r_c

В этих формулах r_c - радиус скважины и h - толщина монолитного проницаемого нефтяного пласта.

Если у горизонтальной скважины q - дебит нефти такой же, как у вертикальной скважины, а депрессия у вертикальной равна (Р_пл - Р_с), то депрессия у горизонтальной скважины будет равна

¦(Рпл - Рс);

2 2 2о 2л /_г /_г 2п 2п - r_c

приходится на ближайшую прискважинную зону горизонтальной скважины и представляет собой перепад давления между скважиной и газовой и водяной частями пласта

h 1 2о

----in-

ДР = ^/г ^{2п 2п
- r}c _- (Р _- Р )

11 L 1 , 2о ^пл
с '

-----+--in-

2 2 2о 2л 2п - r_c

В этой формуле комплекс, связанный с вертикальной скважиной, можно заменить на дебит нефти, поделенный на гидропроводность,

^(Рпл ^{- Р}с⁾ =

11 L 1 , 2о kh’

-----+--in---

2 2 2о 2л 2п - r_c ^и

после чего формула перепада давления принимает следующий вид:

q h 1 _-1 2о

kh /_г 2п 2л - r_c

Представим здесь примеры расчета по приведенным формулам.

Исходные данные

Равномерная квадратная сетка размещения вертикальных скважин L = 2о = 400 м, горизонтальная длина горизонтальной скважины /_г = 200 м, радиус скважины r_c = 0,1 м, нефтяная толщина монолитного нефтяного пласта h = 20 м, депрессия на нефтяной пласт при вертикальных скважинах (Р_пл - Р_с) = 100 ат, разности плотностей нефти и газа и воды и нефти в долях плотности воды (у_н - у_г) = 0,5 и (у_в - у_н) = 0,3.

При этом перепад давления между горизонтальной скважиной и газовой и водяной частями пласта получается равным

20 1 , 2о

---in-

АР = —²⁰⁰-^2п-^2п-⁰¹--100 = —^0,0551--100 = 0,0431-100 = 4,31 ат,

1 1 400 1 , 2о 0,25 +1,0275

-----+--in-

2 2 400 2п 2л-0,1

чтобы такой перепад давления гидростатически компенсировать, расстояние от горизонтальной скважины до поверхности газонефтяного контакта должно быть больше

/_ст = АР--— = 4,31- — = 86,2 м

⁽Y н ^-Yг⁾ °’⁵

и расстояние до поверхности водонефтяного контакта должно быть больше

/_св = АР--— = 4,31- — = 143,7 м,

(Y , - Y н) 0,3

а чтобы газовый и водяной конусы (гребни) не прорвались в горизонтальную скважину, надо депрессию на пласт и дебит скважины уменьшить в 20 раз, тогда нефтяная толщина пласта будет больше необходимых минимальных расстояний до газовой и водяной частей пласта

h = 20 м > /_сг + /_св = 4,31 + 7,19 = 11,5 м,

4,31

при этом допустимый перепад давления равен АР =

= 0,2115 ат и допустимая депрессия на нефтяной пласт у горизонтальной скважины равна

h 1 2о

— +--in-

L 2п 2 л - г.

(Рпл - Рс) =

+ 1

тл + 0,²⁵+ 0,¹¹⁰³ ~ . --АР = I-+ 10-0,2155 =

, 0,0551 /

= 7,539 - 0,2155 = 1,625 ат;

при допустимом перепаде давления АР = 0,2155 ат и допустимой депрессии на нефтяной пласт (Р_пл - Р_с) = 1,625 ат дебит нефти у горизонтальной скважины будет

^и h 1 2о

— + — -in-

АР

L 2п 2п - г.

kh 0,2155 = kh_-3911 ~ 0,0551 Й" ^, .

По этой формуле сделаны подсчеты:

kh м³

И ’ сут- ат

0,05

5,0

1 5,0

сут-ат

0,15 0,50 1,50

0,196 0,587 1,956 5,867 19,555 58,667 195,554

50,0

Таким образом, здесь было показано, что в монолитном проницаемом пласте (без разделяющих непроницаемых прослоев), имеющем верхнюю газовую часть, среднюю преобладающую нефтяную часть толщиной 20 ми нижнюю водяную

часть, затруднительно или даже невозможно предотвратить прорыв в горизонтальную скважину сверху газового и снизу водяного конусов (гребней).

Очевидно, чтобы осуществлять промышленную добычу нефти из газонефтеводяных пластов, надо применять избирательность - выявлять и использовать разделяющие непроницаемые прослои, и в скважинах перфорировать только те нефтяные слои, которые непроницаемыми прослоями защищены сверху от газа и снизу от воды.

4.3. ДЕБИТ ПОЛОГИХ СКВАЖИН

Обычно нефтяные пласты характеризуют двумя значениями толщины: общей и эффективной. Обычно (почти всегда) общая толщина заметно или значительно (в несколько раз!) больше эффективной. А это значит, что внутри общей толщины, кроме эффективной толщины, находится неэффективная; что нефтяной пласт состоит из двух или нескольких проницаемых нефтяных слоев и разделяющих непроницаемых прослоев; толщина проницаемых нефтяных слоев является эффективной, а толщина разделяющих непроницаемых прослоев является неэффективной. Поэтому давно стало ясно и понятно, что нельзя бурить такие горизонтальные скважины, которые проходят посередине одного из нефтяных слоев, не затрагивая другие нефтяные слои, выключая из разработки их запасы нефти, что приводит к значительным потерям извлекаемых запасов нефти; что горизонтальные скважины должны по диагонали пересекать все нефтяные слои эксплуатационного объекта, то есть быть диагонально-горизонтальными; что обычно, когда говорят

о горизонтальных скважинах, имеют в виду диагональногоризонтальные .

Пологие скважины естественным образом получаются при кустовом бурении, когда большинство скважин являются наклонными и наклонные скважины прямолинейно продолжаются до пересечения со всеми нефтяными слоями разрабатываемого эксплуатационного объекта (рис. 4.8).

Чем больше а - угол вхождения наклонной скважины в нефтяной пласт (при горизонтальном пласте это угол относительно вертикали), тем больше /_г - ее горизонтальная длина, измеренная в единицах h_a6 - общей толщины нефтяного пласта /_г/ h_0(S:

а, градус ..................50 55 60 65 70 75 80

l_I/h_o6 ............................1,9 1,43 1,73 2,15 2,75 3,73 5,67

A i пптт			V А ТТ	^k ^1 тг
У////////////, 5 V/////A///S.		^/////////////ЛУ/ ³^г—L «---& / Ш////////Ш	Уу. У/	УУУ////У/, L^2 \ ^^у ШШЬ	V////y/y У//////А
у f 1
Х////////0У/			У//////////У		V%V//// \о
/ X					\
	Ш/Г/////У	W////////y////y	‘///////////У
						л г
	у/////////, <—Ь.—>	У//////////////////////////У			'//////у < ^1т >	/

Рис. 4.8. Куст с одной вертикальной и двумя пологими скважинами:

1 - куст скважин; 2 - вертикальная скважина; 3 - наклонные пологие скважины; 4 - нефтяные слои; 5 - разделяющие прослои; к_о6 - общая толщина пласта; 1_г - горизонтальная длина скважины по нефтяному пласту; а - угол вхождения наклонной скважины в нефтяной пласт

Пологие скважины - это наклонные скважины, прямолинейно продолжающиеся по нефтяному пласту. Наверное, надо как-то различать пологие и горизонтальные (диагональногоризонтальные) скважины. Будем считать, что пологие имеют более короткую горизонтальную длину 1_г; пологие - те, у которых угол вхождения больше 55°, но меньше 80°

55° < а < 80°,

а горизонтальная длина 1_г в единицах общей толщины Н_о6 больше 1,5, но меньше 5,5

1,5 < < 5,5;

Кб

горизонтальными будем считать те скважины, у которых больше угол вхождения и больше горизонтальная длина

а > 80° и — > 5,5.

^h об

Далее для сравнения эффективности по дебиту нефти пологих и горизонтальных скважин в условиях монолитного нефтяного пласта и многослойного нефтяного пласта были сделаны расчеты; в этих расчетах были использованы параметры одного вполне конкретного малопродуктивного нефтяного месторождения Западной Сибири.

Формула дебита нефти одной скважины проектной сетки при линейной схеме заводнения, когда чередуются линейные нагнетательные и добывающие ряды, имеет вид

1 = k ' ^h Рсн ^-^Рсэ = ^k^{- h
Р}сн ^-Рсэ

ц 2-w„ + Q + 2-w u 1

2---w + Q + 2-w

Y^-U.

где —^h - гидропроводность нефтяных пластов в конкретных И

условиях, равная —^h = 0,333 —^т—; (Р_сн - Р_сэ) - разность И (сут-ат)

забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин в

конкретных условиях, равная Р_сн - Р_сэ = 400 - 100 = 300 ат;

соответственно комплекс —^h (Р_сн - Р_сэ ) = 0,333-300 = 100

И сут

v = 2 - увеличение приемистости нагнетательной скважины после обработки химическим реагентом полисил; ц. = 2,343 -соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в конкретных пластовых условиях (переход от коэффициента продуктивности по нефти к коэффициенту приемистости по воде); ш - внутреннее фильтрационное сопротивление добывающей скважины:

при вертикальной скважине

1 , 2о

ш = — -ln- '

^2п 2л - r_c

при горизонтальной скважине в монолитном нефтяном пласте, когда общая толщина пласта равна эффективной толщине

Коб = К,

при горизонтальной скважине в многослойном нефтяном пласте, когда общая толщина больше эффективной К_о6 > К и эффективная толщина состоит из нескольких слоев, п_сл - число нефтяных слоев,

1 U 2а Ксл . Ксл . ю =--1 ln — + -^сл - ln —^с^ i;

^2п I ¹сл ¹сл ^{2п- r}c /

1сл = 4--^, Ксл = —;

^Ко6 ^-
псл ^псл

й - внешнее фильтрационное сопротивление й = —.

2а

В этих формулах: — - расстояние между рядами; 2а - расстояние между скважинами в ряду; r_c - радиус ствола скважины; 1_г - горизонтальная длина скважины; /_сл - горизонтальная длина скважины в пределах отдельного нефтяного слоя; п_сл -число слоев; К_сл - толщина отдельного нефтяного слоя.

В конкретных условиях рассматриваемого нефтяного месторождения:

L = 400 м; 2а = 400 м; r_c = 0,1 м; К_о6 = 29 м; К = 18,5 м; п_сл = = 10,5.

При вертикальных скважинах дебит нефти на одну скважину проектной сетки равен

q = М--^{Рсн -
Рсэ}-=-1°°-= 28,62—.

^И 2-+ 1^ -—-ln—^2а— + ^— 2---¹-+ 1'] -10275 + 1 ^сут

, Y-и. ' 2п 2л-r_c 2а , 2-2,343 /

С этим дебитом можно сравнивать дебиты пологих и горизонтальных скважин в монолитном и многослойном нефтяных пластах.

По представленных формулах для условий рассматриваемого нефтяного месторождения были выполнены расчеты, результаты которых представлены в табл. 4.8.

По данным табл. 4.8 видно, что по сравнению с дебитом вертикальной скважины (который не зависит от многослойнос-ти пласта), дебит горизонтальной скважины в условиях монолитного пласта выше в 3,30 раза, а в условиях многослойного пласта выше только в 1,66 раза, прирост дебита уменьшается в 3,50 раза; дебиты пологих скважин в условиях монолитного пласта выше в 1,21-1,77 раза, а в условиях многослойного пласта выше только в 1,09-1,31 раза, прирост дебита уменьшается в 2,27-2,44 раза.

Необходимо отметить, что расчеты дебитов вертикальных, горизонтальных и пологих скважин были сделаны не для обособленных одиночных скважин, а для скважин, представляющих системы разработки, состоящих из вертикальных или го-

Сравнение эффективности по дебиту нефти горизонтальной, пологих и вертикальной скважин

Характеристика нефтяного	Горизонтальная скважина L = 400 м			Пологая скважина
пласта	2о = 400 м	а, °	56,3	63,4	68,2	71,6	74,1	76,0
Монолитный	Q = 1	1_г h 1_г, м	1,5	2	2,5	3	3,5	4
h_o6 = h = 1,85 м	ю = 0,0249	1_г h 1_г, м	27,8	37	46,3	55,5	64,8	74
	q1=9430	ю	0,7826	0,6480	0,5583	0,4938	0,4434	0,4031
	v - увеличение дебита по сравнению с дебитом вертикальной скважины	q0	34,49	38,87	42,47	45,49	48,17	50,55
	94,30 ₃₃₀ V =-= 3,30 2862	V	1,205	1,358	1,484	1,589	1,683	1,766
Многослойный	Q = 1	\|_г ^*об	1,5	2	2,5	3	3,5	4
Псл = 10,5	-сл = 24,30	1_г, м	43,5	58	72,5	87	101,5	116
h_o6 = 29 м	ю = 0,4577	I , м сл	2,643	3,524	4,405	5,286	6,167	7,048
h = 18,5 м	q1 = 47,38	ю	0,9081	0,8350	0,7831	0,7432	0,7108	0,6837
h_сл = 1,76 м	v - увеличение дебита по сравнению с дебитом вертикальной скважины	q0	31,21	33,04	34,48	35,67	36,70	37,60
	47,38 V =-=166 2862	V	1,091	1,155	1,205	1,246	1,282	1,314

ризонтальных, или пологих скважин. Заметное снижение эффективности по дебиту нефти горизонтальных и пологих скважин связано с постоянной неизменностью величины й -внешнего фильтрационного сопротивления.

Расчеты с умыслом были сделаны дважды: для условий идеального монолитного нефтяного пласта и для реального многослойного; потому что рекламную эффективность горизонтальных и пологих скважин по сравнению с вертикальными скважинами обычно показывают на примере монолитного пласта, хотя эта относительная эффективность значительно снижается при переходе к реальному многослойному пласту.

При всем том применение пологих скважин (прямолинейное продолжение наклонных скважин в пределах нефтяных пластов) с горизонтальной длиной /_г = 100-120 м дает значительную эффективность - позволяет увеличить общий дебит скважин в 1,3 раза.

4.4. ПРОЕКТНЫЙ РАСЧЕТ ДЕБИТОВ СКВАЖИН

Целью этого проектного расчета является определение дебитов вертикальных и горизонтальных скважин при различных схемах их размещения применительно к условиям одного реального нефтяного месторождения, расположенного в Западной Сибири и в настоящее время вводимого в промышленную разработку.

По фактическим данным гидродинамических исследований добывающих скважин средний коэффициент продуктивности:

по Северной залежи по 7 скважин равен п_ср = = 0,922 т/(сут-ат);

по Южной залежи тоже по 7 скважинам равен п_ср = = 0,242 т/(сут-ат).

В общих извлекаемых запасах нефти промышленной категории Cj доля Северной залежи - 0,3 и доля Южной залежи -0,7. С учетом этого средний коэффициент продуктивности для обеих залежей равен

0,922 • 0,3 + 0,242 • 0,7 = 0,446 т/(сут • ат).

Из-за малого числа исследованных скважин на Северной и Южной залежах и фактически наблюдаемой довольно высокой зональной неоднородности нефтяных пластов различие этих залежей по среднему коэффициенту продуктивности скважин, возможно, случайно оказалось столь большим, равным

0’~~222~~ = 3,81 раза; а после разбуривания этих залежей значительно более густой проектной сеткой скважин это различие может сильно уменьшится. Поэтому лучше пользоваться коэффициентом продуктивности, средним для обеих залежей, равным п_с_р = 0,446 т/(сут-ат).

От коэффициентов продуктивности перейдем к гидропроводности нефтяных пластов

k • h 1 k • h 2n k • h „ oaoac

n =--=--=-• 0,80306;

Для обеспечения 90%-ной надежности проектных дебитов нефти применяется коэффициент надежности, уменьшающий расчетные дебиты

|₁ = 1-1,3 ^V2 =1-1,3⁰ = 0,56052. у ⁷

Из-за влияния зональной неоднородности пластов происходит уменьшение расчетных дебитов нефти. Это учитывает следующий понижающий коэффициент:

1₂ =-¹-=-¹-= 0,73099.

1 + 0,46 • V_n^2
1 + °’ ⁴⁶ • °’⁸

Общий понижающий коэффициент равен 1 = 1^1₂ = 0,40974 a a 0,410.

Соотношение подвижностей вытесняющего агента (закачиваемой воды) и нефти в пластовых условиях равно

м. = ^мн • K1⁵ =¹⁸ •0,545¹⁵ = 2,42;

^Г м_а ² 0,3

коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях равен

И 0 = - • (1 + и. )y. = - ^,1 + — • К^г — • b =

2 ^х ' 2 I И а ² . Y н

=¹ •( + 2,42V—!—

2 У I 0,851

1,111111 = 2,232667a 2,233.

Учитывая, что у закачиваемой воды температура заметно ниже пластовой, а вязкость заметно выше пластовой, то последние величины принимаем равными:

И. = 2 и И0 = 2.

Формула амплитудного дебита нефти на 1 скважину проектной сетки

где Р_сн и Р_сэ - забойные давления нагнетательных и добывающих скважин; Qj - общее геометрическое фильтрационное сопротивление рассматриваемого элемента залежи, которое: при 3-рядной схеме

I -ю ---г

* 2•ю_{н 0} ^]

I-^н + Q + ю I

¹ 1 1|

I ¹ (ю₁ + Q₂ + 2^^

И.

где по порядку первое значение 2 соответствует числу целых скважин в рассматриваемом элементе залежи, второе значение

2 учитывает, что нагнетательные скважины работают на две стороны, третье значение 2 учитывает, что добывающие скважины центрального ряда обеспечиваются закачкой с двух сторон; ю_н, ю₁ и ю₂ - геометрическое внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательной скважины, добывающей скважины 1-го ряда и добывающей скважины 2-го, или центрального, ряда; Q₁ и Q ₂ - геометрическое внешнее фильтрационное сопротивление полосы перед 1-м добывающим рядом и перед

2-м добывающим рядом; при 1-рядной схеме

Q_y = 2j ^+Q₁ + 2^1 + И. )

Рассматриваемые варианты размещения вертикальных и горизонтальных скважин представлены на рис. 4.9, где показаны расстояния между скважинами 2о = 500 м и 2о = 1000 м и

Рис. 4.9. Варианты размещения вертикальных и горизонтальных скважин:

1 - вертикальная добывающая скважина; 2 - вертикальная нагнетательная скважина; 3 - горизонтальная добывающая скважина; 4 - горизонтальная нагнетательная скважина

1 I I Г

167 166 167

Рис. 4.10. Профиль пласта с горизонтальной скважиной:

1 - слой; 2 - непроницаемый прослой

между рядами скважин L = 500 м и L = 1000 м, а также горизонтальная длина горизонтальных скважин /_г = 250 м и /_г = = 500 м.

Рассматриваемый фактический типовой профиль эксплуатационного объекта показан на рис. 4.10. Нефтяной пласт состоит из двух проницаемых слоев каждый толщиной 4,88 м и одного разделяющего непроницаемого прослоя тоже толщиной 4,88 м. При общей горизонтальной длине горизонтальной скважины /_г = 500 м эффективная горизонтальная длина по одному обособленному нефтяному слою равна 167 м.

В рассматриваемой ситуации:

при вертикальных скважинах и расстоянии между скважинами в рядах 2о = 500 м геометрические внутренние и внешние фильтрационные сопротивления:

ю_н = ю₁ = ю₂ =—•ln—— =—•ln ~~⁵⁰⁰~~ =1,063;

^н¹² 2п 2n^ r_c 2п 2ft • 0,1

при горизонтальных скважинах и расстоянии между скважинами в рядах 2о = 1000 м геометрическое внутреннее фильтрационное сопротивление:

при монолитном нефтяном пласте (когда общая толщина равна эффективной толщине пласта Н_о6 = к_эф = 9,76 м)

1 *, 2о h , h ^]

ю_н = ю₁ = ю₂ =-Ч ln— = — • ln-

^2п¹ 1_г 1_г 2п • r_c

при двухслойном нефтяном пласте (когда п_сл = 2, h_a6 = = 14,64 м и h^ = 9,76 м)

ю _н = ю₁ = ю ₂ = — • | ln ~~^2о~~^h°⁶~~^Псл~~ + • ln-—

^2п I ³²г • ^hэф ¹г ^псл • ^2п- ^rc

=—.fln "”^MW2 + 1^.l^_^L_-, 0,414590

2п + 250^ 9,76 250 2^ Hf 0,1^J

при /_г = 250 м;

ю _н = ю₁ = ю₂ = -L •! ln ^ + -i^ln ’ I = 0,294720

^{н 1 2} 2п + 500^ 9,76 500 2^ 2jf 0,1^J

при /_г = 500 м;

геометрическое внешнее фильтрационное сопротивление: при 2о = 1000 м и L = 500 м

Q₁ = Q₂ = ^°° = 0,5;

^{1 2} ₁₀₀₀ при 2о = 1000 м и L = 1000 м

Q₁ = — = 1.

¹ 1000

Для условий рассматриваемого нефтяного месторождения k • h

(-= 0,555 т/(сутат), и. = 2 и ^ = 0,410), для рассмотрен

ных в технико-экономическом обосновании коэффициента неф-теизвлечения (ТЭО КИН) вариантов размещения вертикальных и горизонтальных скважин, представленных на рис. 4.9, для модели монолитного нефтяного пласта с толщиной h = = h_a6 = h^ = 9,76 м и модели двухслойного нефтяного пласта п_сл = 2 с общей толщиной h_a6 = 14,64 м и эффективной толщиной hэф = 9,76 м, при принятой в ТЭО КИН разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин (Р_сн -

- Р_сэ) = (400-160) = 240 ат были сделаны расчеты: геометрических внутренних, внешних и общих фильтрационных сопротивлений (ю, Q и Qj), амплитудного дебита на 1 проектную скважину ( q^ и амплитудного дебита на 1 добывающую

скважину (q^ = q^ •¹ ~~+ ^m~~; m - число добывающих скважин на 1 m

нагнетательную скважину, при 3-рядной схеме m = 3, при 1рядной схеме m = 1). Дебит на 1 проектную скважину определяется по формуле

1 k• h (^{- р}сэ) ₀₅₅₅ (^400-160) 54,612 ,

ql = -^- --•! = 0,555 •^-=- т/сут.

^И Qj Qj Qj

Полученные таким образом результаты представлены в табл. 4.9.

Анализ полученных результатов показывает, что при применении вертикальных скважин переход от 3-рядной схемы размещения добывающих скважин к 1-рядной схеме при прочих равных условиях приводит к увеличению дебита на 1 проектную скважину в -9т56" = 1,364 раза и на 1 добывающую сква-26, 08

жину в ~~1275~~ = 2,045 раза.

Следующий переход при 1-рядной схеме размещения от вертикальных скважин к горизонтальным с одновременным увеличением расстояния между горизонтальными скважинами вдвое, с 2о = 500 м до 2о = 1000 м, при их горизонтальной длине /_г = 250 м приводит к увеличению дебита на 1 проект-3132

ную скважину в ~~1304~~ = 2,402 раза; а при их горизонтальной

длине больше /_г = 500 м - в = 3,025 раза.

Общее увеличение дебита на 1 проектную скважину при переходе от 3-рядной схемы размещения вертикальных скважин к 1-рядной схеме горизонтальных скважин с горизонтальной длиной /_г = 500 м - в ³9⁹ff = 4,127 раза. Такой же переход,

но в идеальных условиях в случае монолитного нефтяного пласта без разделяющего непроницаемого прослоя при горизонтальной длине горизонтальных скважин /_г = 500 м дает общее увеличение дебита на 1 проектную скважину в ⁶³’⁷⁶ ₆₆₆₉

~~9 56~~ = 6,669 раза.

Таким образом, здесь был сделан проектный расчет дебитов вертикальных и горизонтальных скважин при различных схемах их размещения с учетом фактической продуктивности и

Расчет дебитов вертикальных и горизонтальных скважин для схем размещения, представленных на рис. 4.9

Вид скважин, пласта

3-рядная схема L = 500 м

1-рядная схема L = 1000 м

1-рядная схема L = 500 м

Вертикальные скважины, расстояние между скважинами 2а = 500 м

Ю_н = “ = “ =

= 1,063 Q₁ = й₂ = 1 = 5,713

qj = 9,56 т/сут = 12,75 т/сут

ю_н = ю₁ = 1,063

Q₁ = 2 = 5,189

qj = 10,52 т/сут q0_э = 21,04 т/сут

ю_н = ю₁ = 1,063

Ц =1 = 4,189

q0 = 13,04 т/сут q0_э = 26,08 т/сут

Горизон

тальные

скважины,

расстояние

между

скважи

нами

2а = 1000 м, горизонтальная длина 1_г = 250 м

Монолит

ный

пласт

^h = ^heO =

= =

= 9,76 м

Ю_н = “ = “ =

= 0,238 Q₁ = Q₂ = 0,5 = 1,857

qj = 29,40 т/сут q0_э = 39,20 т/сут

ю_н = ю₁ = 0,238

Q₁ = 1 = 1,713

qj = 31,88 т/сут q0_э = 63,76 т/сут

ю_н = ю₁ = 0,238

Ц = 0,5 = 1,213

qj = 45,02 т/сут q0_э = 90,04 т/сут

Двух

слойный

пласт

^Псл= ²’ ^heO =

= 14,64 м,

Къ =

= 9,76 м

Ю_н = “ = “ =

= 0,415 Q₁ = Q₂ = 0,5 = 2,461

qj = 22,19 т/сут q^ = 29,59 т/сут

ю_н = ю₁ = 0,415

Q₁ = 1 = 2,244

qj = 24,34 т/сут q^ = 48,68 т/сут

ю_н = ю₁ = 0,415

Ц = 0,5 = 1,744

qj = 31,32 т/сут q0_э = 62,64 т/сут

Горизон

тальные

скважины,

расстояние

между

скважи

нами

2а = 1000 м, горизонтальная длина 1_г = 500

Монолит

ный

пласт

^h = ^heO =

= =

= 9,76 м

“н = “1 = “2 =

= 1,119 Q₁ = Q₂ = 0,5 = 1,442

qj = 37,86 т/сут q0_э = 54,48 т/сут

“_н = ю₁ = 0,119

Q₁ = 1 = 1,357

qj = 40,26 т/сут q0_э = 80,52 т/сут

“_н = ю₁ = 0,119

Ц = 0,5 = 0,857

qj = 63,76 т/сут q0_э = 127,52 т/сут

Двух

слойный

пласт

^Псл= ²’ ^heO =

= 14,64 м,

= 9,76 м

Ю_н = “ = “ =

= 0,295 Q₁ = Й₂ = 0,5 = 2,053

qj = 26,60 т/сут q^ = 33,46 т/сут

ю_н = ю₁ = 0,295

Q₁ = 1 = 1,884

qj = 28,98 т/сут q^ = 57,97 т/сут

ю_н = ю₁ = 0,295

Q₁ = 0,5 = 1,384

qj = 39,45 т/сут q^ = 78,90 т/сут

геологического строения нефтяного пласта. При этом Oыло показано, что наличие в пределах нефтяного пласта разделяющего непроницаемого прослоя существенно (на 24-38 %, или в 1,31-1,62 раза) снижает деOит горизонтальных скважин.

4.5. ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ-ЕЛКИ

В нашей стране известны огромные запасы нефти, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, находящиеся в малопроницаемых малопродуктивных нефтяных пластах и месторождениях. Многие такие месторождения ObMH открыты давно и очень давно - Oолее 10, 20 и даже 30 лет назад, но никогда не вводились в промышленную разраOотку из-за своей аOсолютной экономической уOыточности. Их средние коэффициенты продуктивности разведочных скважин примерно в 10

20 раз ниже, чем скважин на основном девонском горизонте известного Ромашкинского месторождения в Татарии и в 100— 200 раз ниже, чем скважин на основных продуктивных пластах известного Самотлорского месторождения в Западной Си-Oири.

Для ввода этих малопродуктивных нефтяных месторождений в экономически рентаOельную промышленную разраOотку’ конечно, нужны налоговые льготы, но этого совершенно недостаточно, и нужны коренные изменения в конструкции скважин, в технике и технологии их эксплуатации.

Возможными средствами (одним из возможных средств) решения этой проOлемы являются: гидроразрыв нефтяных

пластов и применение горизонтальных скважин, вернее, скважин с горизонтальной частью. Эти технические средства уже практически применялись 30-40 лет назад; но к настоящему времени, во-первых, они усовершенствованы, во-вторых, по-треOность в экономически рентаOельной разраOотке малопродуктивных пластов и месторождений резко оOостриласЬ’ поскольку увеличилась доля таких разведанных запасов нефти и уменьшилась доля разраOатываемыx высокопродуктивных и среднепродуктивных запасов нефти.

Но при рассмотрении практического применения таких сильнодействующих технологических средств, как гидроразрыв нефтяных горизонтальных скважин, надо учитывать не только возможное резкое снижение фильтрационного сопротивления нефтяных пластов, но и возможное резкое увеличение неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой. К сожалению, к настоящему времени многие теоретические решения выполнены для модели однородного монолитного нефтяного пласта и тиражируют изначально принятый оптимизм, между тем не все так просто и положительно. Известны слова: гладко ObLro на Oумаге’ да заOыли про овраги, а по ним ходить. Поэтому в теоретических решениях оOязательно надо учитывать созданную природой устойчивую неоднородность нефтяных пластов: их слоистость, наличие проницаемых продуктивных слоев и разделяющих их непроницаемых непродуктивных прослоев, число слоев, послойную неоднородность по проницаемости, долю эффективной толщины слоев в оOщей толщине нефтяного пласта.

Основной оOраз нефтяного пласта, Oазирующийся на знании многих нефтяных месторождений Татарии, Мангышлака и Западной CиOири: пласт состоит из 3-4-5 оOосоOленныx нефтяных слоев, разделенных 2-3-4 непроницаемыми прослоями; при этом толщина отдельного слоя 2-3-4 м и толщина прослоя тоже 2-3-4 м; разOрос значений проницаемости по слоям хаотический, среднее различие проницаемостей двух слоев в 3-4 раза; наOлюдаемые по скважинам значения эффективной толщины и продуктивности можно распространять на ограниченные зоны радиусом всего 200-300 м; соответственно при расстоянии между скважинами Oольше 400-600 м разOрос этих значений совершенно хаотический, только соответствующий функции распределения. И если все это учесть при определении производительности горизонтальной скважины, то ее преимущество перед вертикальной скважиной существенно уменьшается. Кстати, уже самые начала подземной гидродинамики, а именно, рассмотрение плоскопараллельной и плоскорадиальной фильтрации жидкости позволяет оценить верхний предел увеличения производительности горизонтальной скважины в однородном монолитном пласте Oез разделяющих непроницаемых прослоев: производительность горизонтальной скважины не может Obnb выше производительности галереи. Поэтому, если горизонтальная скважина заменяет одну вертикальную скважину, то ее производительность не может Obira Oольше’ чем в 5,5 раза. А с учетом фактической слоистости пластов производительность выше всего в 2-3 раза. Но если горизонтальная скважина заменяет 3 вертикальные скважины, то ее производительность Oудет выше производительности одной вертикальной скважины в 6-8 раз. Однако при этом возникает новая острая проOлема: к существующей, природой созданной неоднородности нефтяных пластов доOавляется значительная искусственно созданная самим человеком

(антропогенная) неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой - значительная геометрическая неоднородность.

Рассмотрим механизм возникновения дополнительной геометрической неоднородности на примере одного вполне реального малопродуктивного нефтяного месторождения в Татарии, по которому решено Oурить горизонтальные скважины в тур-нейском горизонте.

Одна горизонтальная скважина с горизонтальной частью длиной 400 м заменяет две вертикальные скважины, проOурен-ные по равномерной квадратной сетке, расстояние между которыми равно 400 м.

Турнейский горизонт имеет оOщую толщину 48 м, эффективную толщину 12 м и 8 слоев, каждый с эффективной тол-

_й 12 , с

щиной = 1,5 м.

Из 400 м горизонтальной части скважины только

400 ' 48 = 100 м проходят по слоям по эффективной толщине, и по каждому слою длина горизонтальной части всего

¹⁰⁰ = 12,5 м. Но поскольку все слои разоOщены прослоями, то 400 м оOщей длины горизонтальной части фактически превращены в 12,5 м эффективной горизонтальной части в каждом оOосоOленном слое и в целом по нефтяному пласту.

При этом по каждому слою расстояние между такими горизонтальными частями соседних скважин оказывается равным 800 - 1 2,5 = 787,5 м.

А если доля эффективной толщины в оOщей толщине вдвое Oольше’ то горизонтальная часть по каждому оOосоOленному слою тоже вдвое Oольше 12,5 • 2 = 25 м и расстояние по слою между соседними скважинами равно 800 - 25 = 775 м.

А если число слоев вдвое меньше, то горизонтальная часть по каждому оOосоOленному слою Oудет вдвое Oольше 25 • 2 = 50 м и расстояние между соседними скважинами Oудет 800 - 50 = = 750 м.

Так возникают Oольшие расстояния между скважинами, деформирование и разрежение сетки скважин со всеми известными отрицательными последствиями.

Поскольку от горизонтальной части длиной в 400 м по каждому оOосоOленному слою остается всего 12,5-25-50 м, то есть смысл вместо горизонтальных скважин создавать скважины-елки , т.е. вертикальные скважины с короткими горизонтальными ветвями в каждом оOосоOленном слое.

Под скважиной-елкой понимается оOычная вертикальная скважина с оOычной перфорацией, у которой дополнительно Oыли созданы горизонтальные каналы. Эти каналы доOавлены к стволу скважины, как ветви к стволу дерева. До этого скважину уже эксплуатировали в качестве доOывающей или нагнетательной, выявили неудовлетворительно раOотающие части толщины нефтяных пластов и дополнительные горизонтальные каналы осуществили изOирательно в нужных местах, что-Oы увеличить текущую и суммарную доOычу нефти.

Будем рассматривать нефтяной пласт толщиной h. Применена равномерная квадратная сетка скважин с расстоянием между соседними скважинами 2а. Будем рассматривать участок, дренируемый одной скважиной, с площадью (2а)² и периметром 4-2а. Радиус скважины r_c. В пределах толщины нефтяного пласта по стволу скважины равномерно расположены n горизонтальных каналов, каждый длиной l и радиусом r_c,. При этом в пределах пласта выделяется n гидродинамически оOо-соOленныx слоев. Будем рассматривать один такой слой толщиной h, = ^h. В пределах этого слоя в центре рассматриваемого участка находится скважина (часть вертикальной скважины длиной h,) и один горизонтальный канал. Рассматриваемый участок разделим на два участка: центральный (в окрестности скважины и горизонтального канала) и периферийный - весь остальной рассматриваемый участок за вычетом центрального участка. Размеры центрального участка, в соответствии с идеями и результатами И.А. Чарного, прямо связаны с толщиной слоя h,. Площадь центрального участка равна (l + 2r_c + h,)(2r_c + h,), его периметр равен (2l + 4-2r_c + 4h,).

В пределах центрального участка фильтрационное сопротивление вертикальной скважины равно

k h, 2л

^2nrc

фильтрационное сопротивление горизонтального канала равно

? • 1 • _L • _ln⁴⁽ + ^2rc,)

k l 2п 2л7с,

в пределах центрального участка вертикальная скважина и горизонтальный канал действуют параллельно, поэтому суммировать надо величины, оOратные их фильтрационным сопротивлениям, и от полученной суммы переходить к результирующему фильтрационному сопротивлению:

^2rc⁾

?• 1 • 1_ i_n4(h,+ 2r_c.)

k l 2n

2nr_c

2лг„

? •_1_• _L •l_n-(h*

k h, 2n

= ? 1 1 k 2n h, l

l_n 4(h,+ 2rc) i_n 4(h,+ 2r„)

2nr_c 2nr_c,

С этим фильтрационным сопротивлением надо суммировать фильтрационное сопротивление периферийного участка

? 1 1 in 4 • 2а

k h, 2л 2l + 4• 2r_c + 4h,

В итоге получается

4 ^2а

? 1 k 2л

2l + 4 • 2r_c + 4h,

l_n 4(h,+ 2rc) i_n 4(h,+ 2r_CT )

2nr„,

2nr_c

Для сравнения приведем фильтрационное сопротивление рассматриваемого участка с вертикальной скважиной Oез горизонтального канала

? 1 1 • in 4 2а

k h, 2л 2r_c

С учетом этого получается формула уменьшения фильтрационного сопротивления и увеличения деOита скважины-елки по сравнению с оOычной вертикальной скважиной:

1 4 2а

-—in-

h, 2nr_c

. 4-2о

ln-

2nr_c

. 4 -2о

- + ln-

l 2l + 4 • 2r_c + 4h,

^h,

l_n 4(h,+ 2r_c) h, i_n 4(h,+ 2r_c,)

2nr_c 2nr_c,

Осуществим замену h,— -П-, тогда

. 4 -2o ln

_v_—_2ПС_

⁴|n + ²^rc| ⁴|n + ²^rc*l

l^^-³³ ln^-

2nr_c 2nr_c,

По последней формуле для нефтяной площади с равномерной квадратной сеткой размещения скважин с плотностью (2о)² = 160 000 м²/скв. = 16 га/скв. были сделаны расчеты увеличения дебита нефти при применении скважин-елок по сравнению с вертикальными скважинами. Результаты расчетов представлены в табл. 4.10 для различных численных значений приведенного радиуса вертикальной скважины

Приведенные радиусы вертикальных скважин r_c = 0,04 м и r_c = 0,01 м соответствуют разной степени засорения их призабойных зон. Понятно, что в таких скважинах эффект от создания горизонтальных каналов заметно выше.

Рассмотренные условия h, = 1 м и h, = 2 м вполне реальны, поскольку на многих нефтяных месторождениях обособленные нефтяные слои имеют эффективную толщину 1-2 м.

Таблица 4.11 рассчитана для следующих условий: (2о)²

= 16 га/скв. и 2о = 400 м, h — — = 0,1 м и r_c, = 0,005 м.

_{, n} ^c,

Таблица 4.10 Увеличение дебита и скважины-елки

Таблица 4.11

Увеличение дебита v скважины при глубокой перфорации

l, м

r_c, м

0,1

0,01

0,5

1,140

1,225

1,370

1,513

Приведенные в табл. 4.11 результаты показывают увеличение дебита скважины при дополнительном применении глубокой перфорации. При этом на 1 м эффективной толщины нефтяных пластов делается 10 перфорационных отверстий, радиус перфорационных каналов r_c, = 0,005 м = 5 мм, их диаметр 1 см, глубина l = 0,5 м и l = 1 м.

Видно, что при засоренной призабойной зоне нефтяных пластов (приведенный радиус скважины r_c = 0,01 м значительно меньше ее физического радиуса) существенно возрастает эффективность глубокой перфорации.

Интересные результаты расчетов представлены в табл. 4.12. Сами эти расчеты носили исследовательский характер, поскольку надо было определиться с размерами и параметрами создаваемых устройств для производства горизонтальных каналов. Для чего надо было установить зависимость снижения фильтрационного сопротивления и, соответственно, увеличения дебита скважины от числа горизонтальных каналов на единицу эффективной толщины нефтяных пластов (от

n,=---), и от радиуса горизонтального канала (r_c,) и от глу-

h, h

бины горизонтального канала (l). Приведенные результаты ясно показывают, что наиболее сильное влияние оказывает глубина канала (l). Неожиданным получилось относительно слабое влияние радиуса канала (r_c,) и числа каналов (n,). Однако совершенно ясно, что горизонтальные каналы должны быть во всех без пропуска обособленных нефтяных слоях, иначе будут потери запасов нефти.

Таблица 4.12

Увеличение дебита v скважины при глубокой перфорации

Расстояние между отверстиями h,, м	Приведенный радиус скважины r_c, м	Глубина отверстия l, м	Радиус отверстия ^rc,^{, м}	Увеличение дебита скважины v_a, м
0,1	0,1/0,01	0,2	0,008	1,072/1,234
0,2	0,1/0,01	0,2	0,008	1,062/1,194
0,2	0,1/0,01	0,4	0,008	1,110/1,303
0,2	0,1/0,01	0,7	0,008	1,168/1,414
0,2	0,1/0,01	0,7	0,012	1,174/1,427
0,2	0,1/0,01	0,7	0,016	1,718/1,436
1,0	0,1/0,01	0,2	0,015	1,291/1,540
1,0	0,1/0,01	0,2	0,020	1,299/1,556
1,0	0,1/0,01	0,2	0,025	1,306/1,569
2,0	0,1/0,01	0,2	0,015	1,209/1,407
3,0	0,1/0,01	0,2	0,015	1,173/1,326

Таким образом, здесь была дана формула, позволяющая рассчитать увеличение дебита скважины после ее дополнительной глубокой перфорации или создания у нее горизонтальных каналов. Выполненные по этой формуле расчеты показывают высокую эффективность скважин-елок по дебиту нефти. Благодаря возможной избирательности скважины-елки будут обеспечивать увеличение нефтеотдачи пластов.

4.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

На нефтяных месторождениях Западной Сибири много малопродуктивных скважин, эксплуатация которых экономически нерентабельна. С этими скважинами связаны огромные еще не отобранные извлекаемые запасы нефти. Ради отбора этих запасов нефти необходимо значительно увеличить продуктивность малопродуктивных скважин. Извест-

ным сильнодействующим средством увеличения продуктивности является гидравлический разрыв пластов (ГРП).

Однако необходимо учитывать, что наблюдаемая высокая эффективность гидроразрывов (увеличение дебита нефти в 3-5-10 раз) обычно связана с преодолением прискважинной сильнозасоренной и потому низкопроницаемой зоны нефтяных пластов, которая была засорена при бурении и эксплуатации скважин. К сожалению, часто применяемая технология эксплуатации такова, что после проведения гидроразрыва резко возросшая продуктивность пластов снижается в том же темпе, как снижалась до проведения гидроразрыва. Можно провести детальные расчеты и убедиться, что такая технология эксплуатации скважин вместе с проведением гидроразрывов с учетом некоторой аварийности скважин при гидроразрывах может привести к существенным потерям утвержденных извлекаемых запасов нефти.

Поэтому становится понятно, что необходимо коренное улучшение применяемой технологии бурения, освоения и эксплуатации скважин, чтобы не было резкого снижения природной продуктивности нефтяных пластов; также необходимо усовершенствование технологии гидроразрыва, чтобы он проводился более направленно, чтобы исключить аварийное выбытие скважин.

Будем рассматривать эффективность вертикальных трещин, образующихся при гидравлическом разрыве нефтяного пласта.

Начнем с известного факта: под воздействием высокого внутреннего давления труба обычно разрывается вдоль, а не поперек. По этой идее трещины должны быть вертикальными. Когда трещины оказываются горизонтальными, то в многослойном нефтяном пласте, разделенном многими непроницаемыми прослоями, возникает серьезная проблема потери значительной части подвижных запасов нефти в других соседних нефтяных слоях, незатронутых гидроразрывом.

Сошлемся на книгу Ю.П. Желтова [3], где на рис. 27 показана вертикальная (наклонная) трещина.

Эффективность гидроразрывов будем определять не для отдельных обособленных скважин, а для системы совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин, для типичного элемента этой системы. Эта эффективность выражается в уменьшении общего фильтрационного сопротивления или, при соблюдении постоянной разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин Р_сн - Р_сэ = const, в увеличении общего дебита жидкости и общего дебита нефти.

Эффективность создаваемых вертикальных трещин будем

определять по вертикальным скважинам. Поэтому начнем с определения дебита вертикальных скважин.

Вертикальная скважина (рис. 4.11) - в центре кругового участка нефтяного пласта, обладающего гидропроводностью

(где к и h - проницаемость и эффективная толщина

нефтяного пласта; ц - вязкость нефти). На забое скважины -забойное давление Р_с, на контуре кругового участка пласта -пластовое давление Р_к. Радиус самой скважины г_с, радиус дренируемого ею кругового участка пласта R_K. Формула дебита скважины имеет следующий вид:

Рис. 4.11. Вертикальная скважина в центре кругового участка нефтяного пласта

к•h _{й (D}

где кроме гидропроводности - и разности давлений (Р_к -

Р_с) содержится геометрическое фильтрационное сопротивле-

1 1 R_K

ние —• ln —.

^Гс

Рис. 4.12. Вертикальная скважина в центре квадратного участка нефтяного пласта. ё _к - давление задано на четырех сторонах

Вертикальная скважина (рис. 4.12) - в центре квадратного участка нефтяного пласта. Сторона квадрата равна 2а. На все х четырех сторонах квадрата поддерживается пластовое давление Р_к. Это элемент 5-точечной схемы площадного заводнения. Геометрическое фильтрационное сопротивление равно

1 1 2а

— • ln^^.

д/п- r_c

Рис. 4.13. Вертикальная скважина в центре квадратного участка нефтяного пласта. ё _к - давление задано на двух сторонах

Рис. 4.14. Вертикальная скважина в центре квадратного участка нефтяного пласта. ё _к - давление задано на одной стороне

Вертикальная скважина (рис. 4.13) - в центре квадратного участка нефтяного пласта, но пластовое давление Р_к поддерживается только на двух сторонах квадрата. Это элемент линейной (однорядной) площадной (рядной) системы заводнения. Геометрическое фильтрационное сопр отивление равно

11 = - + — • ln-

4 2п

2о

2п • r_c

1 о 1 -• — + — • ln-

2 2о 2п

2п • r_c

2о

Вертикальная скважина (рис. 4.14) - в центре квадратного участка нефтяного пласта, но пластовое давление Р_к поддерживается только с одной стороны. Это элемент двухрядной полосы - с двумя рядами добывающих скважин в полосе между двумя рядами нагнетательных скважин. Геометрическое фильтрационное сопротивление равно

о1 + • ln

2о 2п 2п • r_c

2о

1 1 1 2о

= - + — • ln-

2 2п 2п • r_c

На рис. 4.15 изображен элемент линейной схемы площадного заводнения или однорядной полосы, который содержит половину нагнетательной скважины и половину добывающей скважины. Забойные давления нагнетательной и добывающей скважин соответственно Р_сн и Р_сэ, - соотношение подвижно

стей закачиваемого вытесняющего агента (обычно закачиваемой воды) и нефти в пластовых условиях. При этом геометрическое фильтрационное сопротивление

1 1 i 2a a 1 i 2a

— • — • ln-+ 1 + — • ln -

ц * п 2п • r_c

п 2п • r_c

Рис. 4.15. Элемент однорядной полосы

При 2a = 400 м и r_c = 0,1 м Q _г = — • 2,055 + 1 + 2,055.

t'-'i 1 г> 1 i 2a 2a _n 1 i 2a

Q „ = — • 2 • — • ln-+ — + 2 • — • ln-=

ц * 2п 2п • r_c 2a 2п 2п • r_c

ц *

Видно, что в геометрическом фильтрационном сопротивлении логарифмическая компонента является главной (при ц* = 1 она составляет более 80 %), т.е. основной преобладающей является плоско-радиальная фильтрация. Поэтому рассмотрим участки нефтяного пласта с плоско-радиальной фильтр ацией (см. рис. 4.11 и рис. 4.12).

При 2a = 400 м, R_K = = 255,7 м и г_с = 0,1 м разде-

лим зону дренирования скважины на десять кольцевых участков, одинаковых по фильтрационному сопротивлению:

q = l_n ^R^ = ln(^R1 • ^R2 • ^R • ^R4 • ^R5 • ^R6 • ^R7 • ^R8 • ^R9 • ^R + =

^rc ' ^rc ^R1 ^R2 ^R3 ^R4 ^R5 ^R6 ^R7 ^R8 ^R9 +

225 7

= ln p¹⁰ = 10 • ln p = ln—:— 7,722; ln p = 0,7722; p = 2,1645;

0,1

R₁ = r_c • p = 0,2165 м = 21,65 см; R₂ = r_c • p² = 0,4685 м = 46,85 см;

R₅ = r_c • p⁵ = 4,75 м = 475 см.

Покажем доли участия соответствующих прискважинных зон в общем фильтрационном сопротивлении, в общей площади и соответственно в общем объеме, в общих геологических запасах нефти:

R, м......................................	0,22	0,47	1,01	2,19	4,75
5 = n-R², м².............................	0,15	0,69	3,23	15,13	70,91
Для общего фильтрационного сопротивления, %........................	10	20	30	40	50
Доля площади, объема и геологических запасов нефти, %............	0,0001	0,0004	0,002	0,01	0,04
R, м......................................	10,28	22,26	48,18	104,3	225,7
5 = n-R², м².............................	332,19	1556,3	7291,2	34159	1 60000
Для общего фильтрационного сопротивления, %........................	60	70	80	90	100
Доля площади, объема и геологических запасов нефти, %............	0,21	0,97	4,56	21,34	100

Из этих данных видно, что в однородном нефтяном пласте на долю прискважинного участка радиусом 0,47 м = 47 см приходится 20 % фильтрационного сопротивления и 0,0004 % площади, объема и геологических запасов нефти всей зоны дренирования скважины. Запасы нефти этого участка меньше запасов нефти всей зоны дренирования скважины в 250 000 раз. И если подвижные запасы нефти всей зоны отбираются за 9,5 лет, то выделенного прискважинного участка за - 3 ч.

Если в процессе бурения и эксплуатации скважины проницаемость выделенного прискважинного участка уменьшается по причине его засорения в 10 раз, то коэффициент продуктивно-

20-10 + (100 - 20) _по

сти скважины уменьшается в -—-= 2,8 раза, а если

проницаемость рассматриваемого участка уменьшается в 50 раз, то коэффициент продуктивности скважины уменьшает-

Тогда в первом случае на долю рассматриваемого участка пласта приходится не 20 % общего фильтрационного сопротивления, а -^20
10--100% = 71,4%, а во втором случае -

сколько раз уменьшились коэффициент продуктивности и видимая проницаемость, во столько раз уменьшился упругий запас жидкости воронки депрессии, который выполняется при остановке добывающей скважины. Понятно, что этот выделенный прискважинный участок пласта содержит пренебрежимо малый упругий запас жидкости. Но также пренебрежимо малый упругий запас жидкости (0,04 % от общего упругого запаса жидкости всей зоны дренирования скважины) содержит прискважинный участок пласта радиусом 4,75 м, на долю которого в случае однородного пласта приходится 50 % общего фильтрационного сопротивления.

Если подвижные запасы нефти зоны дренирования скважины отбираются за 9,5 лет, то прискважинного участка радиусом 4,75 м отбираются за 300 ч, или 12,5 сут.

Если проницаемость этого участка ухудшена в 10 раз, то на его долю будет приходиться не 50 % общего фильтрационного сопротивления, а -~~^{50 10}~~-- 100% = 90,9% и упру-

50 • 10 + (100 - 20)

гий запас воронки депрессии скважины уменьшится в

100 - 50

-=5,5 раза.

100 - 90,9

Еще обратим внимание на прискважинный участок пласта радиусом 22,26 м, на долю которого приходится около 1 % площади (объема, геологических запасов нефти) и в случае однородного пласта 70 % общего фильтрационного сопротивления зоны дренирования скважины, а если произошло засорение пласта и снижение его проницаемости, то значительно больше 70 %.

Далее будем рассматривать работу скважин, по которым уже осуществлен гидроразрыв нефтяного пласта и созданы вертикальные трещины шириной /_г, направленные лучшим образом вдоль линии рядов скважин.

На рис. 4.16 показан элемент линейной (однорядной) сис-

Рис. 4.16. Элемент однорядной системы заводнения при гидроразрыве пласта по всем добывающим скважинам

темы заводнения, где имеет место чередование линеиных рядов нагнетательных и добывающих скважин. Гидроразрыв нефтяного пласта осуществлен по всем добывающим скважинам. Но как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах до осуществления гидроразрыва прискважинные участки пласта не были засорены. При этом геометрическое фильтрационное сопротивление равно

f—\ 1 «¦» 1 1 2а 2а ^ 1 i 2а

гр = — • 2 • — • ln-+ — + 2 • — • ln — =

И. 2п 2п * Tq 2а 2п /гр

1 1 i 2а л 1 1 2а

= — * — * ln-+ 1 + — ln-.

И. п 2п * Tq п /гр

Коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления благодаря проведению гидроразрыва нефтяного пласта в добывающих скважинах равен

1 1 , 2а 1 , 2а

----ln-+ 1 + — * ln-

Q_г и. п 2п * r_c п 2п * r_c

^_гр 1 1 , 2а _А 1 _л 2а *

^гр ----ln-+ 1 + — * ln —

И. п 2п * Tq п /гр

При 2а = 400 м и r_c = 0,1 м получаются значения, приведенные в табл. 4.13.

Таблица 4.13

Значения v — увеличения продуктивности (уменьшения фильтрационного сопротивления) за счет гидроразрыва нефтяного пласта при различных значениях 1_гр — длины вертикальной трещины и различных значениях и. — соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях

И.	без ГРП		¹гр	м
И.	без ГРП	5	10	20	40
1	5,112	1,149	1,209	1,275	1,349
4	3,570	1,227	1,328	1,447	1,589
9	3,284	1,252	1,367	1,505	1,674
16	3,185	1,262	1,383	1,529	1,711
25	3,138	1,267	1,391	1,541	1,729

Как видно из этоИ таблицы, проведенныИ лучшим образом гидроразрыв нефтяного пласта, создавшиИ вертикальную трещину длиноИ 10-40 м у всех добывающих скважин, увеличивает общую продуктивность системы добывающих и нагнетательных скважин в 1,2-1,7 раза.

На рис. 4.17 показан элемент линеИноИ (однорядноИ) системы заводнения, аналогичныИ тому, которыИ был показан на

рис. 4.16, кроме одного: гидроразрыв пласта осуществлен во всех добывающих и нагнетательных скважинах.

При этом геометрическое фильтрационное сопротивление равно

^ 1 ov 1 1 2а 2а ~ 1 i 2а

Q _гр = — • 2 • — • ln — + — + 2 • — • ln — =

1гр ^2а

2п

Коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления благодаря проведению гидроразрыва пласта в добывающих и нагнетательных скважинах

1 1 1 2а л 1 i 2а

— • —• ln — + 1 + — ln-

Ц * п

п /_г1

Рис. 4.17. Элемент однорядной системы заводнения при гидроразрыве пласта по всем нагнетательным и добывающим скважинам

1 1 1 2а _л 1 _л 2а

----ln-+ 1 + — • ln -

^ _г ц * п 2п • г_с п 2п • г_с

Q 1 1 _л 2а 1 _л 2а

^гр ----ln — + 1 + — • ln —

^Ц * ^{п 1}гр ^{п 1}гр

При 2а = 400 м и г_с = 0,1 м получаются значения, приведенные в табл. 4.14.

Как видно из этой таблицы, гидроразрыв нефтяного пласта (при длине вертикальной трещины 1_гр = 10^40 м), проведенный по всем добывающим и нагнетательным скважинам, увеличивает их общую продуктивность в 1,4-2 раза.

Далее определим эффективность гидроразрыва нефтяного пласта по скважинам, у которых до того по прискважинному участку радиусом R ₅ = 4,75 м проницаемость была ухудшена в

10 раз, вследствие чего коэффициенты продуктивности и при-

Значения v — увеличения продуктивности за счет гидроразрыва нефтяного пласта при различных значениях 1_гр — длины вертикальной трещины и и, — соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях

И,	ц_г без ГРП		¹гр	м
И,	ц_г без ГРП	5	10	20	40
1	5,112	1,349	1,527	1,758	2,073
4	3,570	1,301	1,447	1,629	1,863
9	3,284	1,288	1,425	1,595	1,810
16	3,185	1,283	1,417	1,582	1,791
25	3,138	1,280	1,413	1,576	1,781

емистости скважин были снижены в 5,5 раза. При этом внутренние фильтрационные сопротивления были увеличены в 6,84 раза.

Геометрическое фильтрационное сопротивление до проведения в скважинах гидроразрыва пласта было равно

-1 • 2-L • ln

Ц_г = 5,5 •

2л

и,

2а 2а 1 2а

-+ — + 2 • — • ln-

2л • r 2а 2п 2л • r

а после проведения гидроразрыва пласта гнетательных скважинах стало равно

добывающих и на-

-1 • 2 -± • ln-

2а

+ — + 2 •

2 • R5 2а

2п

2а

/„р ^{- 2} • ^R5

2п

И,

При этом коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления и увеличения продуктивности скважин стал равен

5,5*

2п^ Гс

_ ц. Ц_гр

2а

- +1+ — •ln-

^/гр ^-
2R5

11* 2а 1 , 2а

——in-+ 1 +—•ln-

И, п 2п^ r_c

^и, ^{п /}гр ²' ^R5

-1 • 1 •ln.

При 2а = 400 м, г_с = 0,1 м и 2R₅ = 9,5 м получаются значения, приведенные в табл. 4.15.

Из этой таблицы видно, что, если прискважинный участок нефтяного пласта радиусом R₅ = 4,75 м сильно засорен и его проницаемость уменьшена в 10 раз, а продуктивность скважины уменьшена в 5,5 раза, то применение гидроразрыва пласта и создание вертикальной трещины длиной 20-40 м восстанавливает и увеличивает продуктивность скважины в 81 0 раз.

А если засорена ближайшая прискважинная зона нефтяного

Значения v — увеличения продуктивности за счет гидроразрыва нефтяного пласта при разлпчныгх значениях 1_гр — длины вертикальной трещины и и, — соотношения подвижностей выггесняющего агента и нефти в пластовыгх условиях

И,	й_г без ГРП	¹гр. ^м
И,	й_г без ГРП	20	40	80
1	28,116	8,476	10,656	13,356
4	19,635	8,01 9	9,701	11,614
9	18,062	7,897	9,455	11,191
16	17,518	7,852	9,365	11,038
25	17,259	7,828	9,31 9	10,960

пласта радиусом R₂ = 47 см и диаметром 2R₂ = 94 см а 1 м и проницаемость этой прискважинной зоны уменьшена в 10 раз, а продуктивность скважины уменьшена в 2,8 раза, то применение гидроразрыва нефтяного пласта во всех добывающих и нагнетательных скважинах уменьшает общее фильтрационное сопротивление и увеличивает общую продуктивность во столько раз

-1 • 1 • in-

2о

+ 1 + — • in-

п 2п • г_с

2,8 •

2п • г_с

^и

2о

¦ + 1 + — • in —

П /г]

¹гр ^-
2 • ^R2

2 • R,

При 2о = 400 м, г_с = 0,1 м и 2R₂ = 1 м получаются значения, приведенные в табл. 4.16.

Таблица 4.16

Значения v — увеличения продуктивности за счет гидроразрыгва нефтяного пласта при различных значениях I — длины вертикальной трещины и и, — соотношения подвижностей выггесняющего агента и нефти в пластовых условиях

И,	й_г	^ ^м
	без ГРП	5	10	20	40	80
1	14,314	3,640	4,191	4,835	5,768	7,043
4	9,996	3,530	3,984	4,518	5,189	6,075
9	9,195	3,498	3,926	4,426	5,043	5,844
16	8,91 8	3,487	3,906	4,393	4,989	5,759
25	8,786	3,480	3,895	4,374	4,962	5,716

Из этой таблицы видно, что при длине вертикальной трещины 20-40 м продуктивность увеличивается в 4,4-5,8 раза.

При длине вертикальной трещины 20-40 м, во-первых, восстанавливается природная продуктивность нефтяного пласта (до того уменьшенная в 2,8-5,5 раза), во-вторых, продуктивность дополнительно увеличивается в 1,5-2 раза.

В последнем примере прискважинный участок нефтяного пласта, где происходит засорение и значительное снижение проницаемости, имеет радиус R₂ = 47 см. В таких случаях вместо гидроразрыва пласта вполне возможно применить интенсивную глубокую перфорацию с перфорационными каналами глубиной 50-100 см и радиусом г_с, = 0,5 см, при числе перфорационных каналов на 1 м эффективной толщины нефтяных пластов, равном 10 или 20.

На рис. 4.18 схематично показана часть скважины с глубокой перфорацией. При этом геометрическое фильтрационное сопротивление равно

2о + — +

2о

йгп =—• 2

2п

h, 1 1 h, 1 i 2о

——•—• in—— +—•in-

/ - 8 2п 2п • r_c,

1 2о

i-L • in-

- +—• in-

+ 2-

2п 2п • r_c, 2п / -

/ - 8 П

И,

¹ in ^h

+1+

1 1 2о

-— + — •in-

2n r_c, П / -8

A.• 1 •i^ ^h*

/ - 8 П

1 2о

+ in

/ - 8

2П r_c,

где 8 = R₂ - г_с;

k^h

Рис. 4.18. Схема части скважины с глубокой перфорацией

^И 1 J h, 1 _t ^h, 1 _t 2о ^ 2о & h, 1 _t h, 1 _t 2о ^

—2|-+ — in-+ — in-i + — + 2|--in-+ — in i

И, ' / - 8 2п 2п • r_c, 2п / - 8 * 2о ' / - 8 2п 2п • r_c, 2п / - 8 *

где 8 = R ₂ + г_с.

А коэффициент уменьшения фильтрационного сопротивления или увеличения продуктивности системы добывающих и

нагнетательных скважин с интенсивной глубокой перфорацией равен

СО

rtf

' 11. 2a 1 , 2a

— •—•in-+ 1 + — •in-

U. п 2п^ т п 2п^ т

^Огп ¹ •

и.

= 400 м

h. 1 , 2a

—.----in-

l - e n 2n • r_c.

, Гс = 0,1 м,

+1+ R2

h. 1 , 2a 1 , 2a

----in-+ — in-

l - e n 2n • Tc. a l - e

= 0,5 м, e = R₂ - t_c

0,4 м,

0,1 м, т. = 0,005 м

hI =

5,754

_; Qj.

^_ГП

0,1 _0Ч6Я6 1 , 400

• 0,3686 + — •in-

+1+

l - 0,4

U. l - 0,4 п l - 0,4

получаются значения, приведенные в табл. 4.17.

0,1 ₀₃₆₈₆ 1 , 400

0,3686 +—•in-

+ 2,8 + 5,754

п l - 0,4

Таблица 4.17

Значения v — увеличения продуктивности за счет интенсивной глубокой перфорации нефтяных пластов при различных значениях I — глубины перфорации и и. — соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти

U.	Ог без глубокой перфорации	l, м
U.	Ог без глубокой перфорации	0,5	0,6	0,7	1,0	1,5
1	14,314	2,040	2,306	2,458	2,720	2,969
4	9,996	2,100	2,349	2,489	2,728	2,951
9	9,195	2,117	2,362	2,498	2,730	2,945
16	8,91 8	2,125	2,368	2,502	2,732	2,943
25	8,786	2,128	2,370	2,503	2,732	2,942

Из этой таблицы видно, что интенсивная глубокая перфорация с глубиной перфорационных каналов 50-70 см позволяет на 70-90 % восстановить первоначальную продуктивность нефтяных пластов; при глубине перфорационных каналов 1

1,5 м позволяет на 97 % восстановить первоначальную продуктивность пластов и даже превысить ее на 5-6 %.

Пока здесь были рассмотрены лучшие по своей форме вертикальные трещины, расположенные вдоль добывающих и нагнетательных рядов, которые дают только положительные эффекты: увеличивают продуктивность скважин и даже уменьшают неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой и по этой причине в какой-то мере увеличивают нефтеотдачу пластов. Такую трещину можно себе представить в виде ко-

роткой галерейной выработки или галереи. Поэтому становится понятным простой принцип построения формул дебитов скважин после применения гидроразрыва пласта и относительного увеличения их продуктивности. Но эти формулы оказываются достаточно универсальными, они вполне применимы при создании вертикальных трещин не параллельных, а перпендикулярных линий рядов, если длина вертикальных трещин меньше 10-20 % расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами. Проблема возникает не в определении дебитов, а в определении неравномерности вытеснения нефти. При создании перпендикулярных вертикальных трещин уже не уменьшается, а, наоборот, увеличивается неравномерность вытеснения нефти. Приведем числовой пример: пусть расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами равно 2о = 400 м, а длина каждой вертикальной трещины равна /_гр = 80 м. При этом соотношение длин самой длинной и самой короткой линий тока, идущих от нагнетательной скважины к добывающей, будет: до проведения гидроразрыва

2о

после проведения гидроразрыва пласта:

при создании продольных вертикальных трещин

2о

= 2- —

2о

при создании поперечных вертикальных трещин

2о - l

1--

2о

Соответственно геометрическая неравномерность вытеснения нефти, характеризуемая квадратом коэффициента вариации, будет

_V2 = 2 • (M - 1)² . ^г 3 M ’

до проведения гидроразрыва пласта

после проведения гидроразрыва при создании продольных вертикальных трещин

V² = 2.~~⁽²- О.^2-1)2~~ = 0 237; ^г 3 2 - 0,2

после проведения гидроразрыва при создании поперечных вертикальных трещин

&-L_ ^²

V²=- •~~'^1-02 +~~ = 0,600.

^г 3 2

1-0-2

При действительной послойной неоднородности нефтяного пласта по проницаемости, характеризуемой квадратом коэффициента вариации V² = 0,333, результирующая неравномерность вытеснения нефти

V² = (1 + v₁²) • (1 + V-²) -1.

При этом коэффициент использования подвижных запасов нефти определяется таким образом:

К = K_3H + (К_зк - K_3H) • A;

K„ =-^; K_3K =-¹-₂;

12 + 4,2-V² 0,95 + 0,25-V²

A =-^A-=-⁰⁹⁵-= 0,864.

(1-A₂)-^₀ + A₂ (1-0,95)-3 + 0,95

Таблица 4.18

Схема заводнения	Vj²	V²	V ²	Кзн	К.	А	К
Линейное заводнение без применения гидроразрыва	0,333	0,333	0,777	0,224	0,874	0,864	0,744
Линейное заводнение с применением гидроразрыва. Продольные вертикальные трещины	0,333	0,237	0,649	0,255	0,899	0,864	0,770
Линейное заводнение с применением гидроразрыва. Поперечные вертикальные трещины	0,333	0,600	1,133	0, 1 68	0,81 0	0,864	0,682

Из табл. 4.18 видно, что применение гидроразрыва с продольными вертикальными трещинами увеличивает величину К₃ - коэффициента использования подвижных запасов нефти и соответственно величину К_но - коэффициента нефтеотдачи 0,770

пластов в ~~0744~~ =1,035 раза, а поперечные вертикальные трещины по сравнению с продольными вертикальными трещинами, наоборот, уменьшают коэффициент использования подвижных запасов нефти и коэффициент нефтеотдачи пластов

в -⁰⁷⁷⁰ = 1,129 раза.

0,682

Поскольку возможно определять эффективность как продольных, так и поперечных вертикальных трещин, то, значит, можно определять эффективность всех других вертикальных трещин и промежуточных между продольными и поперечными.

Несравненно сложнее определять эффективность горизонтальных трещин, если нефтяные пласты не являются монолитными - если они разделены непроницаемыми прослоями на отдельные обособленные нефтяные слои и горизонтальные трещины пойдут не по всем, а по отдельным нефтяным слоям. При этом будет значительно меньше увеличение продуктивности нефтяных пластов и значительно больше увеличение неравномерности вытеснения нефти. Поэтому встает резонный вопрос: а надо ли проводить такой гидроразрыв пласта, который создает горизонтальную трещину?

Расчеты показывают, что эффективность гидравлического разрыва зонально однородного нефтяного пласта не столь велика - продуктивность скважин повышается всего в 1,3-2 раза; что главный эффект (увеличение продуктивности скважины в

3-5 и более раз) связан с разрывом небольшой прискважинной сильно засоренной зоны нефтяного пласта, где проницаемость снижена в 10 и более раз.

Но для преодоления таких прискважинных низкопроницаемых зон нефтяного пласта можно применять не только гидравлический разрыв пласта, но и другие средства, например интенсивную глубокую перфорацию с глубиной перфорационных каналов 50-100 см и более. Тем более, что гидравлический разрыв пласта по длине и ориентации трещин в значительной мере имеет случайный характер, связанный с риском аварийности и потери некоторого числа скважин. Тогда как глубокая перфорация является контролируемой и управляемой и не связана с таким заметным риском аварийности и потери скважин.

В заключение отметим интересные фактические данные и результаты расчетов по многим нефтяным месторождениям Западной Сибири (Ватинское, Ермаковское, Кетовское, Мегион-ское, Новопокуровское, Покамасовское и Южно-Аганское), опубликованные Р.М. Курамшиным [4]:

1 - Кратность увеличения дебита нефти добывающих скважин после проведения ГРП в среднем равна 6.

По нашему мнению, такая высокая эффективность ГРП связана с преодолением прискважинной низкопроницаемой засоренной зоны пластов, которая по одним скважинам была засорена и не освоена в процессе бурения, по другим скважинам была засорена в процессе эксплуатации. По нашей оценке, радиус зоны засорения около 0,5 м.

2 - Темп снижения продуктивности скважин во времени до проведения ГРП и после проведения ГРП примерно одинаковый.

В среднем закономерность снижения продуктивности представляется следующей формулой - уравнением прямой линии:

y = b • (1 - а • t) = 0,8 • (1 - 0,25 • t),

где t - в годах.

Те же самые данные в нашей интерпретации дают следующую среднюю закономерность снижения дебита нефти:

^q = _e~^at = e~°‘^3t,

где t - тоже в годах.

В качестве иллюстрации этой формулы приведем следующие данные:

По этим данным видно, что через 6 лет эксплуатации продуктивность скважин снизится в среднем в 6 раз и достигнет того уровня, который был до проведения ГРП.

Однако такая технология бурения и эксплуатации скважин с массовым применением ГРП и 6-летним периодом падения их продуктивности может привести к существенным и значительным потерям запасов нефти. Поэтому необходимо совершенствовать технологию бурения и эксплуатации, не допускать столь значительного падения продуктивности скважин.

Здесь пока не была учтена аварийность, наблюдающаяся по скважинам при проведении ГРП, которая тоже приводит к потере скважин и запасов нефти. Поэтому необходимо совершенствование проведения ГРП.

Таким образом, здесь была рассмотрена причина эффективности гидравлического разрыва пласта и дан метод учета этой эффективности при проектировании разработки нефтяных месторождений.

Глава 4

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ АНАЛИТИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ АНАЛИЗА ИНТЕРФЕРЕНЦИИ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМАХ ИХ РАССТАНОВКИ

4.1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

На основе аналитических решений задачи о притоке к трещине конечной проводимости, полученных в предыдущей главе, анализируется эффективность гидроразрыва в периодических системах расстановки добывающих и нагнетательных скважин [43, 44]. Рассматривается плоская стационарная фильтрация однородной жидкости в неограниченном пласте, обусловленная взаимодействием добывающих и нагнетательных скважин, расположенных в виде периодической сетки. Некоторые скважины пересечены симметричными вертикальными трещинами гидроразрыва эллиптической формы. Предполагается, что пласт имеет постоянную толщину h и проницаемость к\. Включения, моделирующие трещины гидроразрыва, характеризуются проницаемостью к₂ и полуосями l и W, соответствующими полудлине и полуширине трещин. Движение жидкости в пласте и в трещинах подчиняется линейному закону фильтрации. Поэтому распределение потенциала определяется уравнением Лапласа.

В разделе 3.3 получены формулы притока к одиночной трещине конечной проводимости от удаленного контура в однородном пласте, а также при наличии в окрестности трещины области, отличающейся по проницаемости от остального пласта, которая, в частности, может моделировать загрязненную зону. Показано, что потенциал поля ф, создаваемого трещиной на расстоянии R >> l от ее центра, совпадает с потенциалом точечного источника такой же интенсивности Q, расположенного в центре трещины:

ф(к)« k₁B₀ + — lnR ; p(R)^^^B° + ~~^— ^~~ lnR. (4.1)

2n h 2nk₁h

Значения потенциала и давления на контуре скважины радиуса r_w при r_w << l определяются выражениями

фГ,)« к₃в₀ + ^— inzj; р(г_л)~^^ВВ° + inr. ^(4-2)

2п к₁ h 2nk₁h

Здесь к₃ - проницаемость призабойной зоны, r_e - эффективный радиус скважины, пересеченной трещиной гидроразрыва. Эффективный радиус определяется длиной и раскрытием трещины и соотношением проницаемостей пласта, трещины и загрязненной зоны (3.22). Если гидроразрыв не проводился, то r_e = r_w.

Интерференция скважин, пересеченных трещинами гидроразрыва, может быть проанализирована с помощью формул (4.1), (4.2) для потенциала и принципа суперпозиции [92]. Для простоты рассматривается случай, когда половина длины трещины l существенно меньше расстояния между скважинами. Тогда потенциал поля, создаваемого трещиной в точке расположения любой другой скважины или трещины, определяется по формуле (4.1) и совпадает с потенциалом точечного источника, находящегося в центре трещины [43]. В соответствии с принципом суперпозиции результирующее распределение потенциала группы скважин вычисляется как сумма потенциалов отдельных источников. Таким образом, давление на контуре скважины, пересеченной трещиной гидроразрыва и находящейся в начале координат, может быть определено в результате суммирования выражения вида (4.2) и слагаемых Qi^lnRi/2nk₁h, где Qi - дебит или расход скважины, находящейся на расстоянии Ri от начала координат.

4.2. ПЯТИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМА РАССТАНОВКИ СКВАЖИН

Пусть нагнетательные скважины находятся в точках с координатами (mR, nR), добывающие скважины - в точках ((т + 1/2)R, (п + 1/2)R), где т, п - целые числа; R - расстояние между скважинами в ряду; Ti - эффективный радиус скважины; индекс i = 0 соответствует нагнетательным скважинам, i = 1 и i = 2 - добывающим скважинам, расположенным в шахматном порядке (рис. 4.1). Расход на нагнетательной скважине -О, дебит добывающих скважин

qi, qi + q2 = 2 О.

Перепад давления между нагнетательной и добывающей скважинами определяется выражениями

( \

Оц

R R

l^— + a l^--S₁ + aS₂ + 2 - a)S₃

Ро - Pi =

2nk₁h

V2i0 \2r

Оц

Ро ^- P2 =

2nk₁h

l^— +2 - a)l^--S₁ + 2 - a)S₂ + aS₃

V2I0 V 2r

51 = Z Z {lr(^{m 2} + n²)² - Ht++ • T-+ • T+- • T--)} ;

m = 0 n=1

52 = Z Z{2lnT---1П(m² + n )( m -1)² + n-1)²)}-

m =1 n=1

m + n> 2 (m + n): 2

„ „ , _^ (4-³)

- ln2 + 2 Z Z {lnT - lnl(m² + n - 1)²)};

m =1 n =1

(m + ri)l 2

53 = Z Z {2 lnT--- l nl (m² + n²)( m - 1)² + n - 1)²)}+

m =1 n =1

(m +n) 2

+ 2 Z Z {lnT--- lnl (m² + n - 1)²)} ;

m =1 n =1 (m +n):2

Рис. 4.1. Пятиточечная система расстановки скважин.

Скважины: 1 - нагнетательные (1 = 0), 2 - добывающие (1 = 1), 3 - добывающие (1 = 2)

T±+ =yj(m ± 12)² + (n + 12)² ; T±_- =yj(m ± 12)² + (n - ]/2)² ;

^a = •

Суммируя соответствующие ряды, имеем ?1 = -016 8;

?₂ = -08368 s₃ = -0566.

При фиксированном перепаде давления между добывающими

и нагнетательными скважинами р₀ - р₁ = р₀--р₂ = Ар формула

притока (4.3) принимает вид

Ар =

l^^- - 02708 V2r

--0964+ 2

V2i0

2nk₁h

-1

l^--02708

(4.4)

V2r

100

Выражение (4.4) позволяет проанализировать влияние гидроразрыва в тех или иных скважинах на продуктивность системы в целом. Пусть параметры трещин гидроразрыва во всех скважинах одинаковые и r_e - эффективный радиус скважины, определяемый формулой (3.22). Если гидроразрыв в скважине не проводился, то ее радиус r_w. Обозначим через О₀ дебит добывающей скважины в пятиточечной системе до гидроразрывов (r₁ = r_w, i = 0, 1, 2), О₁ -средний дебит в случае, когда гидроразрывы проведены только в половине добывающих скважин (r₁ = r_e, r₀ = = r₂ = r_w), О₂ и Оз -дебиты, соответствующие случаям, когда гидроразрывы проведены во всех добывающих скважинах (r₁ = r₂ = r_e, r₀ = r_w) или только в нагнетательных скважинах (r₁ = r₂ = r_w, r₀ = r_e), О₄ - средний дебит в случае, когда гидроразрывы проведены во всех нагнетательных и в половине добывающих скважин (r₁ = r_w, r₀ = r₂ = r_e), и О₅ -дебит в случае, когда гидроразрывы проведены во всех скважинах (r₀ = r₁ = r₂ = r_e). При пятиточечной системе расстановки скважин

О2 = Оз.

Выражение для О₀ совпадает с результатом, полученным в работе [71]:

Ар = 2 1^^--1 235 .

²^^k1^hl V2rw J

Из (4.4) имеем

1 = 1 ( 1 1 ^

Q 2 ² ( ⁰ 5 ⁰ 0 J

Отсюда следует, что при пятиточечной системе заводнения проведение гидроразрывов только в добывающих или только в нагнетательных скважинах дает прирост дебита Q₂/Q₀ не более чем в 2 раза. Этот результат хорошо согласуется с полученным в [74].

Рассмотрим несколько конкретных примеров. Пусть r/V2 = 5 0 0м, r_w = 0,05 м, r_e < 15 и 50 м. Эти значения эффектив-

re, м	О1 / О0	О2 / О0	О4 /О0	^О5 ^{/ О}0
15	1,32	1,50	2,36	2,97
50	1,49	1,67	3,70	5,11

ного радиуса могут, в частности, соответствовать следующим параметрам трещин гидроразрыва: l = 130 м, w = 4 мм, к₂ = 90 мкм², к₁ = к₃ = 0,01; 0,001 мкм². В табл. 4.1 приведены значения безразмерного дебита системы для различных вариантов проведения гидроразрыва.

Сопоставление величин О₁ и О₂ показывает нецелесообразность проведения гидроразрыва во всех добывающих или нагнетательных скважинах, так как при этом прирост дебита системы по сравнению со случаем, когда обработана лишь половина скважин, составляет всего 12-13 %. Согласно расчетам, кратное увеличение дебита системы в результате гидроразрыва происходит лишь при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин.

4.3. СЕМИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМА РАССТАНОВКИ СКВАЖИН

Рассматривается обращенная семиточечная система, когда нагнетательная скважина находится в центре элемента и окружена добывающими (рис. 4.2). Нагнетательные скважины расположены в точках с координатами (3mR, 43 nR) и (3(m - 0,5)R, V3 (п -0,5)R), добывающие скважины - в точках ((3m ± 1)R, V3 nR) и ([3(m - 0,5) ± 1]R, S (п - 0,5)R), где m, п - целые числа; R - расстояние между скважинами; r_i - эффективный радиус скважины; индекс i = 0 соответствует нагнетательным скважинам, i = 1 и i =

2 - добывающим скважинам, расположенным через одну. Расход на нагнетательной скважине -О, дебит добывающих скважин q_lt

q1 + q2 = О.

Перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами с соответствующим индексом определяется выражениями

Рис. 4.2. Семиточечная система расстановки скважин.

Условные обозначения см. на рис. 4.1

R R

ln + a ln ?1 + a?2 + 1 - а)?з

v Г ^r1

Р0 ^- Р1 =

2nk₁ h

RR ln + 1- a)ln--?1 + 1 - a?2 + а?з

Р0 ^- Р2 =

2nk₁h

да да

^?1 = ZZ ^{{4 ln}^00 - H^T++ ¦ ^T-+ ¦ ^T+- ¦^T—)} +

m=1n=1

да да

+ ZE {4 lnv 1- - lV ¦ v_xl ¦ v₂0 ¦ v₂₁)^} +

m=1n=1

+ ? |ln3n² - lnj(з(п - 05)² + 025)(з(п + 05)² + 025)j+

n=1

+ ? I ln9n² - lnj({3n - 05)² + 0,75)((3n + 05)² + 0,75)j;

n=1

103

?2 = 2 ? ? I lV ¦ V20) - lr(v 1+ ¦ w 1- )j +

+ ? ?¹ 2 lr(w 0- ¦ W 2-) - ^V^ ¦ V01 ¦ V30 ¦ V31)^j +

m =1 n=1

да да

=1 2)> 2

m =1 n =1

(m + n)> 2

? I 1г1 3n - 1) + IiI3n - 2) - lr(on - 1 5)² + 0 ,75) j ;

n=1

дада

^?3 = ? ?^1
2lnV10 ¦ ^V2 0^{) - l}r(^v0+^ ^W^ ^W 2+ ¦ ^W 2-^)j + m=1n=1

дада

+ ? ?¹ 2 ll(v 0- ¦ W 2-⁾ - lV ¦ V11 ¦ V20 ¦ V21^)j +

m =1 n=1

да Г

+ ? 1 l^II3n -1) + ll3n - 2) -

n=1

- lnj[3n - 0 5)² + 0 ,75)((3n - 2 5)² + 0 ,75)j ;

75) (С

T±+ = V(3m ± 12)² + 3(n + 12)² ;

T±_- = V(3m ± 12)² + 3(n - 12)² ; a = g^Q ;

^Vkj = V(^{3m - k)2} + ^{3(n - j2} ;

W _k± = 3m - k - 12)² + 3(n ± 12)² ; jk = 0, 1, 2, 3.

Суммируя ряды, получим S₁ = -0,1363; S₂ = -1,3744; S₃ = -0,6046.

При p₁ = p₂ формула притока имеет вид

Ар =

ln-- 0,4 6 8 3+

2nk₁ h

ln-- 0,76981 +

-1

При r_t = r_w, i = 0, 1, 2, выражение (4.5) совпадает с формулой, полученной в [71]:

G0M 3

^Ар =

-lr

¦- 08532

2nk₁h{ 2 JW

Анализ различных вариантов проведения гидроразрывов в семиточечной системе дает

QiM

- 0,46831—

^R 1—1

2nk_ h

^rW

_ rw _

Ар = ¦

l^ - 0,7698 . Г

- 0,76 9?

VrWr;

R 1 R J

ln--\— ln-- 08532 ;

rw ² re J

Ар = Ар = Ар =

2лк1 h

°эМ-

R 1 R l^ +-ln-- 08532 ;

2Tikih^ jj 2 rW

2лк1 h

Г R	1		R
l^ -	0,4 6 8 3!—	li	n-- 0,76 9?
V r	2		Г, _

ln- - 0,7698

. r

- 0,76 9?

VrWrJ

Ар= ~~°⁵^~~ [ ³ln^ - 0853

(4.6)

2nk₁h'y 2 r

Здесь использованы те же обозначения, что и при анализе пятиточечной системы.

Из приведенных формул, в частности, следует, что в обращенной семиточечной системе гидроразрывы в нагнетательных скважинах эффективнее, чем в добывающих: Q3/Q2 > 1 при любых параметрах трещин, причем количество проведенных гидроразрывов в первом случае вдвое меньше, чем во втором.

Ге, м	О1 / Q0	Q2/Q0	Оз / Q0	О4 / О0	О5 /О0
15	1,20	1,28	1,78	2,54	2,94
50	1,29	1,36	2,14	4,15	4,98

Из (4.6) имеем:

1 = 21 ₊ 11 1 = 11 ₊ 21

О₂ 3Q₀ 3 О₅ О₃ 3 О₀ 3 О₅

Отсюда следует, что при семиточечном размещении скважин проведение гидроразрывов только в добывающих скважинах дает прирост дебита Q₂/Q₀ не более чем в 1,5 раза, а только в нагнетательных скважинах - Q₃/Q₀ - не более чем в 3 раза.

Рассмотрим несколько конкретных примеров. Пусть R = = 500 м, r_w = 0,05 м, г_е < 15 м, 50 м. В табл. 4.2 представлены значения

безразмерного дебита системы для различных вариантов проведе

ния гидроразрыва.

Как и в случае пятиточечной системы, сопоставление величин

0₁ и О₂ показывает нецелесообразность проведения гидроразрыва во всех добывающих скважинах, поскольку при этом прирост дебита системы по сравнению со случаем, когда обработана лишь половина скважин, составляет всего 5-7 %.

Кратное увеличение дебита системы в результате гидроразрыва происходит лишь при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин. Значения О₂ и О₄ соответствуют одному и тому же количеству гидроразрывов в системе: в первом случае обрабатываются все добывающие скважины, а во втором -половина добывающих и все нагнетательные. При этом дебит системы, согласно расчетам, может различаться в 2-3,5 раза в зависимости от параметров создаваемых трещин.

4.4. ДЕВЯТИТОЧЕЧНАЯ СИСТЕМА РАССТАНОВКИ СКВАЖИН

Рис. 4.3. Девятиточечная система расстановки скважин.

Условные обозначения см. на рис. 4.1

Рассматривается обращенная девятиточечная система: наг

F“

0 0 0 *0

нетательная скважина, расположенная в центре элемента, окружена добывающими (рис. 4.3). Нагнетательные скважины находятся в точках с координатами (mR, nR), добывающие скважины - в точках ((m + 0,5)R, nR), ((m + 0,5)R, (n + 0,5)R) и (mR, (n + 0,5)R), где m, n - целые числа; R - расстояние между скважинами; r_i- эффективный радиус скважины; индекс i = 0 соответствует нагнетательным скважинам, i = 1 - добывающим скважинам, расположенным в точках ((m + 0,5)R, (n + 0,5)R), i = 2 - остальным добывающим скважинам. Расход на нагнетательной скважине -О, дебит добывающих скважин q, q₁ + 2 q₂ = О.

Перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами определяется соотношениями

107

qu ( r42 „ r42 „ , ^

ln-+ 1 - 2a)ln--S₁ + aS₂ + 1 - 2a)S₃

Ро - Pi =

2nk₁ h

r r

Qu ( R R „ ,

^p0 ^—^p2 ⁼ I “ I ^ln ^ ^a^ln ^11 + ^a^S22 + ¹^—²^a)^S3 3 | ^;

2reki h { r Г

TO TO

⁵1 = ZZ { ^{4 l}nVoo — ^lnTV₊ • ^T—₊ • T₊— • T— )} +

m=1n=1

+ 2?{ 2lm— l!(n — 05)² + 02e)(n+ 05)² + 02^)};

n=1

TO TO

⁵2 = ² ZZ {4 ^lnT— о ^—
l^(^To₊ • ^To— • ^T1₊ • ^T1—⁾) +

m=1n=1

+ 2 Z {2 lnn — 05) — ln(n² + 02б)( n — 1)² + 025)};

n=1

TOTO

53 = Z Z{ 4 lnT—— — lrToo • T01 • T10 • T11)} — 2 ln2 ;

m =1 n=1

m + n>2

TO TO TO f / V4

Sl1 = Z Z{4 lnVoo — 2 lr(To₊ • To—)} +Z \4lnn — lr(n⁴ — 00625};

m =1 n=1 n=1

TOTO

S22 = 2 Z Z {4 lnT— 0 — lKT00 • T10 • T—₊ • T—— )} +

m =1 n=1

+ Z{ 4 lnn — 05)— lr{( n — 05)² + 025)n n — 1)]} — 2 ln2 ;

n=2

TOTO

S33 = 2 Z Z {2 lnT— — liT— 0 • T—1)} ;

m=1n=1

T_±+ =J(m ±12)² + (n + 12)² ; T_±— = ^(m ±12)² + (n—12)² ;

Tc± =J(m — k)² + (n±12)² ; ; j = J(m ±p)² + (n— j² ;

Vk^mkRn—f; jk= 01; a = qjQ .

Здесь 5₁ = -0,1680; 52 = -1,5708; 5₃ = -1,4028; 5₁₁ = = 0,0514; 5₂₂ = -1,4028; 5₃₃ = -0,2194.

Ге, м	Q11 / Q 0	Q12 /Q0	Q2/Q0	Q3 /Q0	Q41./Q0	Q42/ Q 0	Q5 /Q 0
15	1,09	1,17	1,19	1,94	2,33	2,70	2,83
50	1,14	1,23	1,25	2,42	3,47	4,44	4,65

При постоянном перепаде давления между нагнетательной и добывающей скважинами дебит определяется выражением

Ap = ^QU

2nk₁h

+ 21 ln-^ — 0,964 r

-11

. (4.7)

Анализ формулы (4.7) при различных значениях ri показывает, что в обращенной девятиточечной системе гидроразрывы в нагнетательных скважинах эффективнее, чем в добывающих: Q₃/Q₂ > 1 при любых параметрах трещин, причем количество проведенных гидроразрывов в первом случае в 3 раза меньше, чем во втором. Гидроразрывы в добывающих скважинах (i = 1), расположенных в вершинах квадрата, образующего элемент системы разработки, менее эффективны, чем в скважинах (i = 2), находящихся на сторонах квадрата: Qi₂/Qh > 1. Здесь Q_u - дебит элемента системы в случае, когда гидроразрывы проведены только в добывающих скважинах i'-го типа. При девятиточечном размещении скважин проведение гидроразрывов только в добывающих скважинах дает прирост дебита Q₂/Q₀ не более чем в 4/3 раза, а только в нагнетательных скважинах - Q₃/Q₀ не более чем в 4 раза.

В табл. 4.3 приведены результаты расчетов безразмерного дебита для различных вариантов проведения гидроразрыва при принятых выше значениях исходных параметров.

Сопоставление величин Q₁₂, Q₂ и Q₄₂, Q₅ показало нецелесообразность проведения гидроразрыва во всех добывающих скважинах, так как прирост дебита системы по сравнению со случаем, когда обработаны лишь скважины, расположенные в середине сторон элемента (i = 2), составляет менее 5 %. Показана высокая эффективность увеличения приемистости нагнетательных скважин: в девятиточечной системе гидроразрыв только в нагнетательных скважинах позволяет увеличить дебит в 2 раза. Кратное увеличение дебита системы в результате гидроразрыва происходит при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин. Значения Q2 и Q42 соответствуют одному и тому же количеству гидроразрывов, но в первом случае обрабатываются все добывающие скважины, а во втором - две трети добывающих и все нагнетательные. При этом средний дебит, согласно расчетам, может различаться в 2,3-3,6 раза в зависимости от параметров создаваемых трещин.

4.5. РЯДНАЯ СИСТЕМА РАССТАНОВКИ СКВАЖИН

Рассматривается трехрядная система: скважины расположены в шахматном порядке, ряд нагнетательных скважин чередуется с тремя рядами добывающих (рис. 4.4). Координаты нагнетательных скважин (mR, 2л/3 nR), добывающих скважин (mR, (2n

+ 1)R), ((m + 0,5)R, V3 (n + + 0,5)R), где m, n - целые числа; R

- расстояние между скважинами; r_i - эффективный радиус скважины; индекс i < 0 соответствует нагнетательным скважинам, i = 1

- добывающим скважинам, расположенным в точках (mR, (2n

+ 1)R), i = 2 - добывающим скважинам ((m + + 0,5)R, V3 (n +

0,5)R). Расход на нагнетательной скважине -Q, дебит добывающих скважин q, q_x + 2q₂ = Q.

Перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами определяется выражениями

Оц

Po ^— P1 =

2я^1 h

Оц

1 —a

Po ^— P2 =

2я^1 h

_n rV3	_n rV3
ln-	+ a ln-
Г	r
R	1 — a R
ln +	ln
	^{2 r}

1 — a

?1 + aS2 +--S3

11 22

5 = I I{4lnVoo — 2lr(Vo1 • Wo)} +

m=1n=1

+ I {4lnn — ^{1Пп2 —} О,²⁵) ^{— 1Пп2} + з)};

n=1

S2 = 2 I I {2 1rVo1 — 1r(Voo • V01)} +

m=1n=1

Рис. 4.4. Трехрядная система расстановки скважин.

Условные обозначения см. на рис. 4.1

+ I{ 2 lnn — o5) — ^n(n — 1)] } — ln2 ;

n= 2

111

то то

5з = 2 I I{2 lnG—1 — ln(G—o • G — 2)} +

m =1 n=1

тото

+ 2 I I{2 lnT— — li(T— + • G—1)} ;

m =1 n=1

тото

S11 = I I ^{4 lnVoo ^— lr⁽T++ • T— + • T+— • T— ^)} +

m=1n=1

+ I {2 lnn — lnj((n — o 5)² + o,75)(n + o 5)² + o ,75)}+

n=1

+ I {2 l^Vin) — lnj (32n — o 5)² + o 25)(3(2n + o 5)² + o 25)};

n=1

тото

S22 = 2 I I{4 lnV₀1 — li(G+o • G—o • G+1 • G—1)} +

m =1 n=1

то

+ 2 I { 2 ln2n — 1)+ 2 ln3 —

n=1

— lnj(3(2n — o5)² + o25)(3 2n — 15)² + o25) };

тото

S33 = I I{ 4 lnG—1 — li(Vo1 • Vo2 • V11 • V12)} — ln2V3 +

m =1 n =1

m +n>2

тото

+ I I {4 lnT- — lifoo • Vo1 • Ую • Vn)} ;

m =1 n=1

Т±+=у	/(m ± 12)² + 3(2n + 12)² ;
^Т±-=У	/(m ± 12)² + 3(2n - 12)² ;
^Vkj = ‘	J( m - k)² + 3( 2n - j² ;
W к =А	/(m - k)² + 3( 2n + 1)² ;

G± j = yj(m ± 12)² + 3(2n - 12 - j² ; jk = 0,1,2; a = qjQ .

Здесь 51 = -0,8202; 5₂ = -0,1534; 5₃ = -0,9735; 5„ = = -0,5148; 5₂₂ = 0,3679; 5₃₃ = -1,0845.

Полагая p₀ - p₁ = p₀ - p₂ = Ap, получим

Q|i

Ap =

l^ + 0883 +

2nk₁ h

ln--+ 088 31 +

+ 21 ln^ - 182 r

(4.8)

Сопоставление формул (4.7) и (4.8) показывает, что при прочих равных условиях средний дебит при трехрядной системе расстановки скважин оказывается ниже, чем при девятиточечной, хотя соотношение количества добывающих и нагнетательных скважин в этих системах совпа- дает.

Анализ среднего дебита при различных вариантах проведения гидроразрывов в трехрядной системе, выполненный на основе формулы притока (4.8), показывает, что обработка нагнетательных скважинах эффективнее, чем добывающих: Q₃/Q₂ > 1 при любых параметрах трещин, причем количество проведенных гидроразрывов в первом случае в 3 раза меньше, чем во втором. Г идро-разрывы в добывающих скважинах стягивающего ряда (i = 1) менее эффективны, чем в скважинах первого и третьего рядов (i = 2): Q₁₂/Q₁₁ > 1. Здесь 0_1i - дебит элемента системы в случае, когда гидроразрывы выполнены только в добывающих скважинах i-го типа.

Ге, м	O11 /0 0	O12 /0 0	02 0 0	03 /0 0	041./0 0	0а2 0 0	05 /0 0
15	1,06	1,18	1,18	1,80	2,00	2,47	2,51
50	1,08	1,24	1,24	2,18	2,62	3,75	3,76

Результаты расчетов среднего безразмерного дебита трехрядной системы для различных вариантов проведения гидроразрыва приведены в табл. 4.4.

Сопоставление величин 0i₂, 0₂ и 0₄₂, 0₅ показало нецелесообразность проведения гидроразрыва во всех добывающих скважинах, так как в этом случае средний дебит практически совпадает с дебитом, получаемым при обработке только скважин первого и третьего рядов (i < 2). Показана высокая эффективность увеличения приемистости нагнетательных скважин: в трехрядной системе гидроразрыв только в нагнетательных скважинах позволяет увеличить дебит приблизительно в 2 раза. Кратное увеличение дебита системы в результате гидроразрыва происходит при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин. Значения 0₂ и 0₄₂ соответствуют одному и тому же количеству гидроразрывов в системе: в первом случае обрабатываются все добывающие скважины, а во втором - две трети добывающих и все нагнетательные. При этом дебит системы может различаться в 2-3 раза.

Проведенные расчеты показали, что гидроразрыв пласта только в части добывающих скважин позволяет достичь почти такого же среднего дебита системы, как и при обработке всех скважин. Поэтому необходимо надлежащим образом осуществлять подбор скважин для ГРП. Показана высокая эффективность гидроразрыва в нагнетательных скважинах для обращенных семи-, девятиточечной и трехрядной систем заводнения. Гидроразрывы в добывающих скважинах не приводят к ожидаемому приросту добычи нефти, если они не обеспечиваются необходимым объемом закачки или энергетической поддержкой со стороны пластовой системы. Кратное увеличение дебита системы в результате ГРП происходит лишь при одновременной обработке добывающих и нагнетательных скважин. Эти рекомендации могут быть использованы при подборе скважин не только для ГРП, но и для других способов стимулирования скважин, например, таких как кислотные обработки.

Все приведенные выше результаты получены для однородного пласта, однако они были качественно подтверждены многочисленными расчетами, выполненными для конкретных объектов, характеризующихся неоднородным строением. Таким образом, при оценке технологической эффективности ГРП на каждом объекте необходимо учитывать реализуемую на нем систему разработки, определяющую взаимное расположение скважин.

ёЛаШа еёёаоёаё^ё-

oOiQO^eioa ЁОёаёЁаоОёааа

аё^1ёёай аА ёЛаёЛАё^аёа

aAaQUQa gQila а ЁАаА

Глава XII КОНТРОЛЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ГАЗА, ПОПУТНОЙ ВОДЫ

§ 1. ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ, ГАЗА,

ПОПУТНОЙ ВОДЫ

ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ

ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ

Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части (пласта, блока, участка) характеризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная) и накопленная добыча нефти, газа, попутной воды. Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разработки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования извлекаемых запасов принято называть динамикой соответствующих показателей разработки. При анализе разработки эксплуатационных объектов и при обобщении опыта разработки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.

Основные показатели разработки выражают в абсолютных единицах измерения (добыча нефти, воды, жидкости в тыс. т, добыча газа в млн. м³). Для сравнительного анализа результатов разработки разных эксплуатационных объектов используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов. Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выражают в процентах начальных извлекаемых запа-

сов нефти. Годовую добычу нефти, газа характеризуют, к р оме того, темпом отбора остаточных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах остаточных (текущих) запасов.

Относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оценивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости (нефть + вода). Полученную с начала разработки на определенную дату добычу нефти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (текущее нефтегазоизвлечение) и в процентах начальных извлекаемых запасов (степень использования извлекаемых запасов).

Динамику указанных показателей разработки целесообразно анализировать по стадиям, выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта.

Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 74):

I стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — характеризуется ростом годовой добычи нефти; на этой стадии разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;

II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки (см. главу XVI);

III стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее

Время разработки, годы

Рис. 74. Стадии разработки эксплуатационного объекта

развитие системы воздействия, продолжают бурение резервных скважин, изоляционные работы в скважинах, расширяют комплекс мероприятий по управлению процессом разработки;

IV стадия завершает период разработки; характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регулированию разработки и проведению комплекса технологических мероприятий по достижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения.

Границы между стадиями разработки устанавливаются следующим образом. К II стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10 %. Предшествующие годы относят к I стадии разработки. Следующие за II стадией годы относят к III стадии. Границу между III и IV стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее падение, в которой темп разработки равен 2 %. Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом. В литературе нередко I и II стадии объединяют в ранний, а III и IV — в поздний периоды разработки.

Характер динамики основных показателей разработки эксплуатационных объектов многообразен и в первую очередь зависит от промыслово-геологических особенностей залежей. Внедрение соответствующих систем разработки и проведение работ по ее регулированию позволяют несколько нивелировать разницу в динамике основных показателей по объектам с неодинаковой геологической характеристикой.

Характерные различия в динамике основных показателей разработки залежей нефти выявляются путем обобщения опыта разработки. При обобщении опыта проводится укрупненный сравнительный анализ истории разработки по залежам с разными геологическими характеристиками. Сравнение проводят по одноименным стадиям разработки.

Сравнивают кривые, отражающие годовую добычу нефти и жидкости, динамику обводнения продукции, нефтеизвлечения и др.

Для удобства сравнения и обеспечения надежности выводов придерживаются следующих правил:

годовые показатели добычи нефти и жидкости выражают в процентах от начальных извлекаемых запасов, т.е. в виде темпов добычи;

динамику всех годовых показателей рассматривают в относительном времени — на оси абсцисс показывают не годы разработки, а начальные извлекаемые запасы, принятые по каждому из анализируемых объектов за 100 %;

для обобщения опыта отбирают залежи, находящиеся в завершающем периоде разработки, из которых получено более 80 % начальных извлекаемых запасов; это обеспечивает надежность определяемых годовых темпов разработки, поскольку обычно к этому времени запасы можно считать достоверными; к тому же к этому времени уже формируются представительные кривые показателей разработки за три стадии и за начало четвертой.

Ниже приведены некоторые результаты обобщения опыта по залежам нефти, введенным в разработку в 50-х годах, в основном в Волго-Уральском нефтяном регионе, по отдельным залежам Северного Кавказа и других регионов.

Это объекты, как правило, с большими запасами нефти, относительно благоприятными геологическими условиями — со средней проницаемостью пластов более 0,1 мкм², вязкостью пластовой нефти до 30 мПа-с, с высокой нефтенасыщен-ностью пластов (0,75 — 0,9), с разной степенью неоднородности продуктивных пластов.

Динамика основных показателей разработки по этим объектам рассмотрена ниже.

Добыча нефти. I стадию разработки характеризуют главным образом темпы роста добычи нефти, обусловливающие ее продолжительность. На этой стадии они медленнее, и стадия более продолжительна на объектах с большой площадью нефтеносности и с усложненными геологическими условиями бурения скважин. Продолжительность I стадии можно существенно сократить за счет активизации деятельности буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность I стадии изменяется от одного года до 7 — 8 лет и более. Практически по всем объектам за I стадию отбиралось около 20 % начальных извлекаемых запасов.

II стадия характеризуется максимальным темпом разработки, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запасов ко времени ее окончания. Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и изменяются в широких пределах — от 4 до 16 — 20 % начальных извлекаемых запасов в год. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях достигаются более высокие уровни добычи. Геологические факторы, обусловливающие увеличение продолжительности I стадии разработки, приводят к снижению максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью I стадии II стадия начинается, когда разбурено лишь 60 — 70 % площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т.е. обеспечивают увеличение продолжительности II стадии разработки. Таким образом, продолжительность I стадии и темпы добычи нефти на II стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности I стадии, может быть достигнуто путем активизации работ по освоению месторождения. Важна также правильная последовательность выполнения проектных технологических мероприятий. На I стадии разработки следует сосредоточивать внимание на той части проектных мероприятий, которые необходимы для обеспечения максимальных темпов разработки и сокращения продолжительности I стадии.

Продолжительность II стадии по объектам с разными характеристиками находится в пределах от 1—2 до 5 — 8 лет. Малая продолжительность характерна:

для залежей с повышенной относительной вязкостью пластовой нефти (более 5), по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7 — 8 %, не удается удерживать в течение продолжительного времени из-за прогрессирующего обводнения скважин;

для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу II стадии, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При ц₀ менее 5 она составляет 50 %, а при более высоких значениях — 25 — 30 %. Называя эти ориентировочные цифры, следует отметить следующее.

1. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на нефтяных эксплуатационных объектах необходимо в течение II стадии проводить большой комплекс геологотехнологических мероприятий по совершенствованию системы разработки и ее регулированию. При преждевременном снижении добычи, происходящем несмотря на активную работу по регулированию разработки, можно предполагать за-вышенность извлекаемых запасов.

2. Если к концу II стадии без особых усилий по регулированию разработки из объекта отобрано 65 — 70 % и более извлекаемых запасов, можно предполагать, что фактические извлекаемые запасы объекта больше подсчитанных.

Весьма сложной является III стадия разработки, в которой из-за истощения запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30 — 50 % извлекаемых запасов нефти. Нарастающая обводненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. Резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи и ограничения отборов попутной воды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

Для III стадии весьма показателен среднегодовой темп падения добычи. Обобщение опыта разработки при вытеснении нефти водой показало, что темпы падения добычи нефти на III стадии зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях — от максимального темпа добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добычи (а следовательно, и от тех геологических и других факторов, которые влияют на эти показатели).

С целью одновременного учета влияния этих двух показателей на темпы падения добычи на III стадии разработки можно использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение значения максимального темпа разработки объекта Ч_тах/0_извл в процентах на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу II стадии разработки:

-100, (XII. 1)

I 'I+II %

)ч, j ^/Q

¹ = (ч max^/Q™)

где q_max — максимальная годовая добыча нефти; 0_извл — начальные извлекаемые запасы нефти; q, — добыча нефти за ,-й год первых двух стадий; f_I+II — продолжительность первых двух стадий разработки.

Средний темп падения добычи на III стадии Aq определяют как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии (годовые темпы падения (в %) выражают

отношением годового снижения добычи нефти к добыче предыдущего года):

(-1 ^- 4t -i lW^/t iii.

(XII.2)

где д_{ — добыча нефти за г-й год III стадии; д_г-1 — добыча нефти за год, предшествующий i-му; t_III — продолжительность трех стадий; ?_I+II — продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.

В результате анализа фактических данных по большой группе объектов, длительно разрабатывавшихся с вытеснением нефти водой, получена прямолинейная зависимость

Ад(I), описываемая формулой

Aq = 2,85 + 3,45I.

(XII.3)

Из рис. 75 видно, что в зависимости от интенсивности разработки объектов до начала падения добычи среднегодовое падение добычи на III стадии изменяется от 3 до 30 — 35 %. Небольшие темпы падения добычи обычно характерны для залежей с повышенной вязкостью нефти. Для залежей маловязкой нефти темпы падения выше и достигают

Рис. 75. Зависимость среднегодовых темпов падения добычи Aq из эксплуатационных объектов на III стадии разработки от интенсивности I_I+II использования запасов в предшествующий период разработки.

Эксплуатационные объекты, завершаемые разработкой, с продуктивностью: 1 — небольшой и средней, 2 — высокой

наибольших значений при сочетании высокой проницаемости пород и других геологических факторов, обеспечивающих высокую интенсивность разработки до начала падения добычи.

Большие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные очень высоким максимальным темпом разработки, не всегда желательны. Поэтому при проектировании разработки объектов с благоприятной геологической характеристикой максимальный темп добычи нефти устанавливают несколько ниже геологически возможного. Это позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощутимым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенствованию разработки.

По небольшим залежам, особенно расположенным в пределах многопластового месторождения или одной площади, для которых создана единая система сбора и подготовки нефти и предусмотрен последовательный их ввод в разработку, темпы разработки каждой из них могут не ограничиваться. При этом по группе залежей в целом будет продолжительное время обеспечиваться устойчивый уровень добычи. По малопродуктивным залежам существенных ограничений максимальных темпов разработки, и без того невысоких, обычно не вводят.

В условиях вытеснения нефти водой при должном совершенствовании систем разработки к концу III стадии, т.е. за основной период разработки, отбирают из объектов 75 — 90 % извлекаемых запасов нефти. Нижний предел этого интервала показателен для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использование запасов за основной период разработки может составлять 80 — 90 %.

На IV стадии темпы разработки снижаются с 2 % до 0 (средние за стадию темпы менее 1 %). За стадию необходимо отбирать 10 — 25 % извлекаемых запасов нефти. Продолжительность стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода.

Обводнение продукции нефтяных эксплуатационных объектов. При разработке объектов путем вытеснения нефти из пластов водой возрастает содержание воды в продукции скважин и объекта в целом.

Обводненность B (%) продукции, добытой за определенный период, определяется по формуле

где q_в — количество попутной воды, полученной за период; д_ж — количество жидкости (нефть + вода), добытой за тот же период. На каждом объекте в процессе его разработки обводненность продукции возрастает от нуля или от нескольких процентов до 95 — 99 %. Однако динамика обводнения по объектам с разной геолого-промысловой характеристикой неодинакова (рис. 76).

Кривые для объектов с малой относительной вязкостью

В, %

Рис. 76. Динамика обводнения продукции в процессе разработки эксплуатационных объектов с различной вязкостью пластовой нефти:

В — обводненность продукции; 0_извл — начальные извлекаемые запасы нефти; II — II, III — III — границы завершения соответственно II и III стадий разработки; шифр кривых — значения относительной вязкости пластовой нефти

пластовой нефти (ц₀ до 5)* располагаются в правой части рис. 76. Из этих объектов на I стадии разработки отбирают практически безводную нефть. Значительный рост обводнения продукции начинается в конце II или на III стадии. На IV стадии рост обводнения замедляется. В целом кривые, соответствующие залежам маловязкой нефти, обычно вогнуты относительно оси "обводненность продукции", реже — близки к прямым линиям. В период высокого обводнения продукции (более 80 — 85 %) из таких залежей отбирают не более 10 — 20 % извлекаемых запасов нефти. Расхождение в положении этих кривых обусловлено различием геологических особенностей залежей, а также технологии их разработки. Кривые, занимающие более высокое положение, отражающее ускоренный рост обводнения продукции, соответствуют объектам с большими неоднородностью продуктивных пластов, относительными размерами водонефтяных зон, относительной вязкостью нефти (в диапазоне ее значений, соответствующем маловязким нефтям, т.е. до 5), поскольку в этих условиях усложняется процесс вытеснения нефти водой.

По объектам с маловязкой нефтью III стадия разработки завершается с самой различной обводненностью продукции — от 30-40 до 80 %.

Кривые обводнения продукции объектов с повышенной относительной вязкостью нефти (более 5) располагаются в левой части рис. 76. На таких объектах обводнение продукции начинается с первых лет разработки и нарастает быстро вплоть до 80-85 %. После этого кривые выполаживаются. В период разработки залежей при высокой обводненности (более 80-85 %) из недр добывается половина и более извлекаемых запасов нефти. III стадия завершается при высокой обводненности продукции (более 85 %). Кривые залежей с вязкими нефтями в отличие от кривых залежей маловязких нефтей выпуклы в сторону оси "обводненность продукции". Они располагаются довольно тесно, что указывает на превалирующую роль повышенной вязкости нефти, которая затушевывает влияние других геолого-промысловых факторов.

Следует отметить, что бесконтрольная эксплуатация скважин и пластов может приводить к неоправданному повышению темпов роста обводнения продукции. Поэтому необходимо четкое выполнение соответствующей конкретным условиям программы работ по ограничению отборов той воды,

Относительная вязкость — это отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды в пластовых условиях.

которая не выполняет работы по вытеснению нефти из пластов. В то же время проведение необоснованных мероприятий по ограничению отборов попутной воды (путем вывода из эксплуатации скважин с невысокой обводненностью, изоляции обводняющихся пластов с незакончившимся процессом вытеснения нефти и др.) может приводить к повышенным потерям нефти в недрах.

Темпы отбора жидкости. В условиях роста обводнения добываемой продукции заданная динамика добычи нефти обеспечивается лишь при достаточных темпах годовых отборов жидкости И_ж, %:

Z* = (д_шах/Оизвл)-100, (XII.5)

где — темп отбора жидкости; д_тах — годовой отбор жидкости; 0_извл — начальные извлекаемые запасы нефти объекта.

Оптимальная динамика годовых отборов жидкости тесно связана с динамикой добычи нефти и обводнения продукции и, следовательно, с теми промыслово-геологическими факторами, которые на них влияют.

Для залежей маловязкой нефти основное значение имеет характер динамики отбора жидкости на III стадии разработки. Обобщение опыта разработки таких залежей позволяет выделить три разновидности динамики годовых отборов жидкости в течение III стадии: а) постоянное снижение;

б) сохранение годовых отборов на уровне II стадии разработки; в) постепенное наращивание с превышением в конце стадии уровня, достигнутого на II стадии, в 1,5 — 2,5 раза.

Снижение отборов жидкости на III стадии (рис. 77, а) характерно главным образом для высокопродуктивных эксплуатационных объектов небольших размеров, которым свойственны высокий максимальный темп добычи нефти (8—10 % и выше) и низкая обводненность продукции (40 — 50 %) к концу основного периода.

Сохранение на III стадии разработки постоянных отборов жидкости на уровне отборов II стадии (рис. 77, 6) присуще высокопродуктивным объектам значительных размеров, на которых обводненность продукции к концу III стадии несколько выше — обычно составляет 50 — 70 % (в связи с большими размерами водонефтяных зон) и темпы добычи нефти на II стадии достигают 6 — 7 % начальных извлекаемых запасов.

Постепенное повышение отборов жидкости на III стадии (рис. 77, ,) характерно для залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с весьма неоднородным строением или пониженной проницаемостью пород-коллек-270

Рис. 77. Разновидности динамики добычи нефти (1) и отбора жидкости (2) из залежей:

а—„ — залежи с различными геолого-промысловыми характеристиками. I — IV — стадии разработки; Z — темпы добычи нефти и отбора жидкости; 0_извл — начальные извлекаемые запасы нефти

лекторов, особенно при больших размерах площадей нефтеносности и водонефтяных зон. В этих условиях необходимость повышения отборов жидкости предопределяется относительно низкими темпами добычи нефти и жидкости на II стадии и высокой обводненностью продукции в конце III стадии (70 — 80 %, иногда и более).

На залежах нефти с повышенной вязкостью (рис. 76, „)

обводненность продукции уже к концу II стадии возрастает до 40 — 50%, а к концу III стадии достигает 90 — 95%. В связи с этим годовые отборы жидкости из таких залежей резко наращиваются уже с конца I стадии и к концу III стадии могут превышать годовую добычу нефти на II стадии в 4 — 6 раз и более.

На IV стадии разработки темпы отбора жидкости из объ -ектов сохраняются примерно на уровне отбора в конце III стадии.

Количество проходящей через залежь воды и конечное нефтеизвлечение. Процесс вытеснения нефти водой из пласта существенно отличается от поршневого вследствие диспергирования нефти. В связи с этим отбираемый из залежи объем нефти вытесняется значительно большим количеством воды. Количество проходящей через залежь (промывающей пласт) воды — один из факторов, влияющих на коэффициент извлечения нефти, причем значение этого параметра возрастает с ухудшением геолого-физических показателей объекта.

Для изучения зависимости коэффициента извлечения нефти от количества прошедшей через залежь (внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения. На оси абсцисс графика откладывают количество прошедшей через залежь воды, на оси ординат — коэффициент извлечения нефти. Количество воды выражают через количество объемов пор пласта, первоначально занятых нефтью. За величину нефтенасыщенного объема пор принимают объем начальных балансовых запасов нефти в пластовых условиях. На рис. 78 приведены характеристики вытеснения, примерно соответствующие разновидностям ди-

к извл.н

О 1 2 3 4 5 6 7 V_B

Рис. 78. Характеристики вытеснения нефти водой при разработке залежей.

Залежи: а, б, , — маловязкой нефти (от а к „ геолого-промысловая характеристика залежи ухудшается), „ — в язкой нефти; к_извл._н — коэффициент извлечения нефти; V, — объемы внедрившейся воды

намики отбора жидкости, показанным на рис. 76. Начальные участки кривых, представленные прямолинейными отрезками, соответствуют периоду безводной эксплуатации. С появлением воды в продукции кривые отклоняются от прямой. Видно, что с усложнением геолого-физической характеристики объектов количество объемов воды, внедряющихся в залежь, возрастает с 1,5 — 2 до 6 — 7 и более. Из высокопродуктивных залежей основная часть запасов нефти извлечена в результате прохождения первого объема воды, с внедрением второго объема связан относительно небольшой прирост коэффициента извлечения. Чем хуже характеристика залежей, тем более снижается эффективность внедрения первого объема воды и возрастает эффективность внедрения следующих объемов. Несмотря на промывку пластов большим количеством воды, на залежах с менее благоприятной характеристикой достигается меньшее значение коэффициента извлечения. Если по наиболее высокопродуктивным залежам он может достигать 0,6, то на залежах маловязкой нефти в неоднородных пластах не превышает 0,5 — 0,55. При повышенной вязкости нефти внедрение в залежь 7 — 8 объемов воды обусловливает коэффициент извлечения нефти не больше 0,4.

Из изложенного видно, что для каждой залежи особенности изменения разных показателей разработки тесно связаны между собой и во многом определяются ее характеристикой.

Приведенные особенности динамики основных показателей разработки при вытеснении нефти из пластов водой, выявленные в результате обобщения опыта разработки, могут быть использованы при обосновании возможных показателей разработки новых залежей, с подобным диапазоном значений промыслово-геологических параметров, для критической оценки проектных показателей, полученных в результате гидродинамических расчетов, при регулировании эксплуатации залежей.

Таким образом, обобщение опыта разработки залежей с названными средними диапазонами параметров пластов позволило подразделить их на четыре группы с разной динамикой основных показателей разработки из-за различий в промыслово-геологической характеристике и в применяемых системах разработки. Выделение этих групп предопределяет начало составления схемы промыслово-геологического группирования нефтяных залежей (см. главу XVIII).

Очевидно, что по залежам с низкой продуктивностью, вводимым в последние годы в разработку, динамика показателей будет иной — максимальные темпы добычи нефти будут ниже, обводненность будет нарастать интенсивнее, меньшими будут коэффициенты нефтеизвлечения. Тенденции динамики показателей разработки по таким залежам предстоит определять, обобщая опыт их продолжительной разработки.

На газовых эксплуатационных объектах весь период разработки одни специалисты подразделяют на три стадии, другие — на четыре. В первом случае III стадия отвечает III + IV стадиям разработки нефтяных объектов. Исходя из целесообразности унификации понятий, следует период разработки газовых залежей, так же как и нефтяных, делить на четыре стадии.

I стадия — период бурения первой очереди добывающих скважин и наращивания добычи газа.

II стадия — период относительно постоянной высокой добычи, поддерживаемой дополнительным бурением скважин и при возможности — увеличением депрессии в скважинах.

III стадия — период интенсивного падения добычи.

IV стадия — завершающий период разработки, характеризующийся низкими отборами газа.

Обобщение опыта разработки газовых залежей, выполненное А.Л. Козловым, П.Г. Шмыглей, М.Л. Фишем, И.Л. Леонтьевым, Е.Н. Храменковым и другими исследователями, свидетельствует о том, что для небольших залежей с запасами до 3 млрд. м³ основные показатели динамики добычи газа (продолжительность стадий, степень использования запасов за стадию и др.) изменяются в широком диапазоне значений. Это обусловлено различиями в их продуктивности, в количестве добывающих скважин, в темпах освоения залежей. С увеличением размеров залежей диапазон значений показателей сужается, особенно для крупных по запасам залежей, служащих источниками снабжения газом удаленных потребителей, заинтересованных в продолжительных устойчивых поставках газа. Задачи газоснабжения обусловливают необходимость продления II стадии разработки и, следовательно, некоторого ограничения темпов разработки в этом периоде.

Продолжительность I стадии на залежах с запасами газа до 3 млрд. м³ часто не превышает одного года, иногда эта стадия совсем отсутствует, но нередко она продолжается 10 лет и более. На объектах с запасами 20 — 50 млрд. м³ она длится от

2 до 10 лет, а на более крупных объектах — от 4 до 10 лет.

Продолжительность II стадии по залежам с запасами до 50 млрд. м³ в большинстве случаев находится в пределах от 274 одного года до 10 лет, по более крупным залежам — от 4 до 10 лет. Среднегодовые темпы добычи на II стадии на залежах с запасами до 3 млрд. м³ изменяются в пределах от 5 до 30 %, с запасами 3 — 50 млрд. м³ обычно от 5 до 13 %, на более крупных залежах примерно от 5 до 8 %.

К концу II стадии, т.е. к началу интенсивного падения добычи, из большинства объектов отбирается 40 — 70 % балансовых запасов газа. Вполне реально на всех крупных залежах ставить задачу отбора к концу этого периода 60 — 70 % балансовых запасов. Это существенно отличает динамику добычи газа от динамики добычи нефти. Как уже отмечалось, из нефтяных эксплуатационных объектов к началу падения добычи отбирается 25 — 50 % извлекаемых запасов, что соответствует всего 15 — 35 % балансовых запасов. Таким образом, на газовых объектах к концу II стадии достигается намного более высокое текущее газоизвлечение.

На III стадии из газовых объектов отбирают 20 — 30 % запасов газа. Количество действующих скважин на этой стадии остается неизменным (при газовом режиме) или уменьшается в связи с постепенным прекращением эксплуатации обводненных скважин (при упруговодонапорном режиме). Продолжительность III стадии и соответственно скорость падения добычи газа в этот период, как и на нефтяных объектах, определяются характером динамики добычи газа на первых двух стадиях.

IV стадия, завершаемая при приближении к минимальной рентабельной добыче из объекта, так же, как и на нефтяных объектах, по продолжительности соразмерна с первыми тремя стадиями, вместе взятыми.

На газоконденсатных залежах, разрабатываемых с использованием природных видов энергии, выделяют те же стадии разработки, что и на газовых. При разработке газоконденсатных месторождений с реализацией сайклинг-процесса часть газа, закачиваемого после выделения из него конденсата обратно в пласт, в товарной продукции не учитывается. Вследствие этого динамика годовой добычи газа носит иной характер.

Вопросы поиска закономерностей в динамике показателей, характеризующих отборы попутной воды, для газовых залежей менее актуальны, поскольку при газовом режиме поступление воды в залежь и в скважины отсутствует или невелико, а при водонапорном режиме отбор попутной воды ограничивают путем изоляционных работ и выключения скважин, дающих воду.

§ 2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ, ГАЗА, ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ, ЗАКАЧКОЙ ВОДЫ

Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором.

При разработке месторождений нефти и газа обязателен высокий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважинам), приемистостью нагнетательных скважин.

Дебит скважины по жидкости (безводной — по нефти, обводненной — по нефти и воде) измеряется в т/сут с помощью автоматизированных групповых установок типа "Спутник". Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости.

При недостаточно надежной работе системы "Спутник" обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа "Агат-1", а при использовании индивидуальной замерной установки — турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа.

Промысловый газовый фактор (в м³/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость водонагнетательной скважины (в м³/сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.

Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с 276 помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, — поплавковыми, мембранными, сильфонными. Для разведочных скважин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устьевым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита, часто используют метод критического истечения с использованием соответствующего диафрагменного измерителя (ДИКТ).

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпретации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов.

Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).

Учет показателей работы скважин. Документация. Каждая скважина представляет собой дорогостоящее сооружение, поэтому полноценное использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно-изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен перевод ее на другой горизонт и т.д.

Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах. Эти документы:

эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);

карточка нагнетательной скважины; карточка по исследованию скважины; паспорт скважины.

В эксплуатационной карточке отмечаются ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде, газовый фактор, часы работы и простоя скважины, причины простоя, изменения способа эксплуатации, характеристики оборудования или режима его работы. За каждый месяц подводятся итоги: фиксируются добыча нефти, добыча воды, обводненность месячной продукции, число часов работы и простоя, среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти, значения среднего газового фактора.

В карточке нагнетательной скважины записывают ежедневно приемистость скважины, давление нагнетания воды (или другого агента), число часов работы и простоя, причины простоя. Фиксируют показатели работы скважины за месяц: количество закачанной воды, число часов работы и простоя, среднесуточную приемистость, среднее давление на устье скважины.

В карточку по исследованию скважины вносят: дату и вид исследования (замеров), данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования, глубину и продолжительность замера, тип прибора, результаты проведенных замеров.

Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные:

общие сведения (назначение скважины, ее местоположение (координаты), альтитуда устья, даты начала и окончания бурения, способ бурения, глубина забоя, целевой горизонт, дата ввода в эксплуатацию);

геолого-технический разрез скважины (литолого-стра-тиграфическая колонка, основные кривые геофизического комплекса исследований скважины, схема ее конструкции, характеристика кривизны);

характеристику продуктивных пластов и фильтра (глубина кровли и подошвы пластов, интервалы перфорации, характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность);

результаты освоения скважины (вскрытый пласт, начало освоения, среднесуточные показатели за первые 30 дней работы: способ эксплуатации, дебиты по нефти, газу, жидкости, воде, показатели давления, коэффициент продуктивности);

физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта (описание пород, коэффициенты пористости, проницаемости, нефтегазоводонасыщенности, неоднородности, положение ВНК (ГНК, ГВК));

результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);

характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);

характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);

аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя).

Паспорт содержит сводную таблицу работы скважины, месячные и годовые показатели (из карточки скважины), а также суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.

Наряду с документацией каждой скважины геологопромысловая служба обобщает результаты эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки. Для этого составляются следующие документы: геологический отчет по эксплуатации скважин; карта текущего состояния разработки; карта суммарных отборов и закачки по скважинам; технологический режим работы скважин.

Названные документы используют для обоснования мероприятий по регулированию разработки.

Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей — по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.

Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1 % обводненности — 3,6°). Для наглядности части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифференциацией окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду — в сине-зеленых тонах с дифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта.

Карту суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта.

Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки (см. главу XVI). В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.

Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом. Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах — в паспорте объекта разработки и на графике разработки.

В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую характеристику эксплуатационного объекта, проектные и фактические показатели разработки.

Геологическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта:

средние параметры объекта до начала разработки; свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности. Наряду с этим приводятся: свойства газа;

свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов);

данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов);

данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти).

Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному документу. С принятием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся: максимальная годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения; максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения; основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин.

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с начала разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; текущий коэффициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т; среднегодовая обводненность продукции в процентах; добыча жидкости за год и с начала разработки в

м³ в переводе на пластовые условия; закачка воды за год в м³ и в процентах годового отбора жидкости в пластовых условиях; закачка воды с начала разработки в м³ и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в пластовых условиях; добыча попутного газа за год в м³; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин (в соответствии с главой XI); фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации); число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, — добывающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний дебит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне отбора. Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добывающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации (фонтанный, газлифтный, ЭЦИ, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продукции до 2; 2 — 20; 20 — 50; 50 — 90; более 90 %.

Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационному объекту.

График разработки (рис. 79) составляется для эксплуатационного объекта и представляет собой комплекс кривых,

j_I__I__I__L

Рис. 79. График разработки нефтяного эксплуатационного объекта:

О_н — добыча нефти; О_ж — отбор жидкости; В — обводненность продукции; У_в — объем закачки воды; р_пл — пластовое давление; Ы_д, Ы_н — фонд действующих соответственно добывающих и нагнетательных скважин; I, II, III, IV — стадии разработки

1955 1960 1965 1970 1975 1980 Годы

отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) показателей разработки. На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.

В зависимости от решаемой задачи и геолого-промыс-ловых особенностей залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта разработки.

При необходимости сравнения графиков разработки различных объектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в виде темпов разработки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки.

Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию.

Глава XIII КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

§ 1. ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления р_плтек. С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в

283

изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.

Как уже отмечалось в главе VII, приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки.

Приведенное давление р_плпр вычисляют по формуле

Рпл.пр = Рпл.з ± Л_Лр/102, (XIII. 1)

где р_пл._з — замеренное в скважине пластовое давление; h_n — расстояние между точкой замера и условной плоскостью; р — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер).

Поправку h_np/102 вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее по-

284 ложении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в п р о-цессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг

Скв.6 5 Г ^

Рис. 80. Схема приведения пластового давления по глубине:

1 — газ; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи; 5 — точка замера давления в скважине; h — расстояние от точки замера до условной плоскости

Рис. 81. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при естественном водонапорном режиме:

а — залежь; б — интервал перфорации. Давление: 1 — начальное пластовое (приведенное), 2 — в пласте возле первых, введенных в разработку скважин, 3 — приведенное динамическое пластовое (после ввода многих скважин); р_заб — забойное давление; К — контур питания

скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением р_заб.

По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рис. 81, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.

Характер распределения в пласте давления при внутрикон-турном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае — при разрезании залежи на блоки) 286 показан на рис. 82. Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15 — 20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует искусственному контуру питания.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение 20 мин фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего пе-

Рис. 82. Схематический профиль приведенного

^заб.наг

пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды. Скважины: 1 — нагнета

тельные, 2 — добывающие; части пласта: 3 — нефтенасыщенные, 4 — п ромытые водой; 5 — динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давления); 6 — локальные воронки депрессии (репрес^сии): Рпл.нач ^-
начаЛЬН°^е

пластовое (приведенное)

цц* еееез®

давление; забойное давле^ние: Рзаб.наг ^{- В
нагнета}

тельной скважине, р_забд — в добывающей скважине

Рис. 83. Кривая восстановления даления в остановленной скважине:

а — добывающей; б — нагнетательной. Давление: р _плд — пластовое динамическое, р_заб — забойное

ро манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию. При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.

§ 2. КАРТЫ ИЗОБАР

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.

288

Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях — при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.

При построении карты используют данные о приведенном пластовом давлении. Для решения некоторых специальных задач могут быть построены карты абсолютного (замеренного у пласта) динамического пластового давления. При построении карты на установленную дату следует использовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате. Однако на практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени — до одного-двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время. Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 84, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи.

Карта изобар (рис. 85) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям). Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).

Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.

Рис. 84. Схема приведения замеренных значений р_пл в скв. 1 и 2 к дате построения карты изобар:

1 — средние значения пластового давления по площади по последним картам изобар; 2 — значения пластового давления по площади, полученные по скважинам в последнем квартале; 3 — приведенные во времени значения пластового давления в скв. 1 и 2 (аналогично приводятся по всем другим скважинам)

Рис. 85. Карта изобар:

1 — внешний контур нефтеносности; скважины: 2 — добывающие, 3 — законтурные (пьезометрические); 4 — изобары, м; 5 — элемент залежи между соседними изобарами

Среднее взвешенное давление по площади р_пл/ находят по формуле

290 площадь залежи; n — количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи р_пкУ последовательно выполняют следующие операции.

1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения f и для элементов площади между отдельными изопахитами.

2. Строят карту равных значений произведения ph, где р — приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.

3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов s_t между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)

4. Находят среднее значение p_nAV по формуле

где V — нефте(газо)насыщенный объем залежи; n — количество элементов площади с разными средними значениями ph; m — количество элементов площади залежи с разными средними значениями h_t.

По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему — при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.

Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки. Карты изобар можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.

§ 3. ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА. КОМПЛЕКСНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ

Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления — общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины.

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины Ap^,^, применительно к нагнетательной скважине — репрессией на забое скважины Ap^,^. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

В добывающей скважине забойное давление p-,^ меньше текущего пластового давления p^.^ на величину депрессии, в нагнетательной скважине Ap^g^ больше p^.^ на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями

Ap скв.д ^pпл.тек ^аб.д ;

(XIII.4)

Ap скв.н ^pза6 .н ^pпл.тек.

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости д_ж и приемистостью W:

qж = ^K^,(pпл.тек ^- Рз_aб.д);

(XIII.5)

^W = ^K"(заб.н ^- pпл.тек)

Здесь K' и K" — коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые соответст-292 венно в (т/сут)/0,1 и в (м³/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. Коэффициенты K' и K'' для одной и той же скважины обычно имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента. Дебит скважины по жидкости q_iK и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям

q=K = (^2пkпр^hAРс^в.д )^/ Цн^1п( Гпр ) ;

(XIII.6)

^W = (^2пkпр^hAР скв.н)^/ Ив^1п(^Гпр) ,

где к_пр — проницаемость пласта; h — толщина пласта; Ap^B^M = Ap в добывающей (нагнетательной) скважине; Я_к — радиус условного контура питания скважины; г_пр — приведенный радиус скважины; ц_н и ц_в — соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины Я_к принимают равным половине расстояния между скважинами. Приведенный радиус скважины г_пр — радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Из сопоставления (XIII.5) и (XIII.6) следует:

K' = (2лкпрЬ))Ц н1п(/ Гпр )];

(XIII.7)

^K '' = (^2пкпр^/ Ц в ^1п( ^{/ Г}пр ) г

т.е. коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 86). При

а б

q_H,т/сут Ар, МПа

Рис. 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (•) скважин:

q_н — дебит скважин по нефти; W — п риемистость скважин; Ар — депрессия (репрессия) на забое скважины

фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей ддине или на начальном участке. По доб ы -вающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид

Рпл -Рз_а6 = qж/K'. (XIII.8)

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K’ (к'') остается постоянным в интервале исследованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.

На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления.

Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях.

В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) K_w характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) K' ( K'') на 1 м работающей толщины пласта h :

^д = K/h .

(XIII.9)

Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.

Дебит газа q_T в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давле-

^нИЯ РПл ^- Рз*.

(XIII. 10)

где к_пр — коэффициент проницаемости; h — эффективная

толщина; Г_ст = 273 К; = (273 - ^); Р_эт = 10⁵ Па; ц_г -

вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Я_к/г_пр — то же, что в (XIII.6).

В отличие от уравнения притока нефти к скважине (XIII.6) в уравнении притока газа (XIII. 10) дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности в формуле (XIII. 10) может быть определен с помощью индикаторной линии, по-

строенной в координатах q_r и (.тек - Рз²_аб)/) (р^ис. 87).

пл.тек

Уравнение индикаторной линии имеет вид

(лл-ек ^- Рз²_аб)^/ qг = ^A + ^Bq<

(XIII. 11)

где A и B — коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (A) и от конструкции скважины (B).

Коэффициент A численно равен значению (Рп_лтек - Р?_аб) / q_г

в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части (XIII. 10) соответствует 1/A, т.е.

Рис. 87. Индикаторная диаграмма газовой скважины:

q_г — дебит скважины по газу; давление: р_пл._тек - пластовое текущее, р_заб — забойное

Л = Р_атЦгZ 1п( / Гпр) /(2).

(XIII. 12)

Выражения (XIII.7) и (XIII. 12) используют для оценки по данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) основной фильтрационной характеристики пласта — коэффициента проницаемости. Для этого коэффициент продуктивности K (для нефтяной скважины) или коэффициент фильтрационного сопротивления Л (для газовой скважины) определяют по соответствующей индикаторной линии, другие необходимые параметры получают геофизическими и лабораторными методами.

Указанные выражения используют также для определения комплексных характеристик пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.

1. Коэффициент гидропроводности

^е = ^кпр^h^/ Ц

где к_пр — проницаемость пласта в районе исследуемой скважины; h — работающая толщина пласта; ц — вязкость жидкости или газа. Размерность коэффициента м⁵/(Н-с). Ко эф-фициент в — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

2. Коэффициент проводимости

^а = ^кпр ^/ ц-296

Размерность коэффициента м⁴/(Н-с); он характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

3. Коэффициент пьезопроводности

где к_п — коэффициент пористости пласта; в_ж и в_с — коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; к_п в_ж + в_с — коэффициент упругоемкости пласта р. Размерность коэффициента пьезопроводности м²/с. Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).

Значения параметров пласта, необходимые для получения комплексных характеристик указанным путем, получают другими независимыми методами. Коэффициент проницаемости и комплексные характеристики пласта можно определить с помощью других гидрогазодинамических методов исследования скважин и пластов. Теоретические основы гидрогазодинамических методов, технические средства, методика проведения замеров и обработки полученных результатов излагаются в курсе "Разработка нефтяных и газовых месторождений".

Значения комплексных характеристик и проницаемости можно получить и путем определения входящих в них параметров геофизическими и лабораторными методами. Гидрогазодинамические методы имеют свои преимущества: они базируются на результатах непосредственного наблюдения движения жидкостей и газов в пласте, позволяют характеризовать пласты как вблизи исследуемых скважин, так и на значительном от них расстоянии, не затронутом при бурении. Вместе с тем геофизические и лабораторные методы дают возможность охарактеризовать пласт послойно.

Общая для залежи воронка депрессии Др_зал, образующаяся при эксплуатации залежи большим количеством скважин, характеризуется перепадом давления между контуром питания залежи и зоной отбора:

(XIII. 13)

где Р_плк — пластовое давление на контуре питания залежи;

При естественном водонапорном режиме р_плк принимается равным начальному пластовому давлению. При искусственном воздействии на пласт в качестве контура питания принимают расположение нагнетательных скважин. При расположении нагнетательных скважин рядами контуром области питания будут линии, соединяющие забои нагнетательных скважин. За р_плк принимают среднее динамическое пластовое давление на этих линиях (пластовое давление в зоне нагнетания).

При естественном водонапорном режиме значение Д р_зал можно изменить только путем изменения р_за6д. Одно из преимуществ искусственного воздействия на пласт состоит в том, что в условиях его применения значение Д р_зал можно изменить путем изменения как р_плк, так и р_за6д.

Депрессия на забое скважины и перепад давления между контуром питания и зоной отбора находятся в прямой связи друг с другом и с дебитом скважины. Изменение одного из этих трех параметров влечет за собой изменение двух других в ту же сторону и на столько же процентов. Это можно показать на примере одной из добывающих скважин с коэффициентом продуктивности K', равным 1 (т/сут)/0,1 МПа, эксплуатирующейся в условиях законтурного заводнения.

В табл. 9 приведены показатели трех последовательно устанавливаемых режимов работы одной из добывающих скважин и залежи в целом.

Каждый режим характеризуется давлением на контуре питания р_плк, текущим пластовым давлением в залежи р_плтек, забойным давлением р_за6д, депрессией Др_сквд, перепадом дав-

Т а б л и ц а 9

Показатели режимов работы добывающей скважины

Показатель	Режимы
	1. Исходный	2. С уменьшением ^рзаб.д		3. С увеличением ^рпл.к
	Абсолютное значение	Абсолютное значение	% от исходного	Абсолютное значение	% от исходного
рпл.ж. ^МПа	10,0	10,0	10,0	10,5	+ 5,0
рпл.теж. ^МПа	9,5	9,25	— 2,7	9,75	+ 2,6
р_заб.д. ^МПа	9,0	8,5	— 6,0	9,0	9,0
Дрсж,.д, МПа	0,5	0,75	+ 50,0	0,75	+ 50,0
^Дрзал" ^МПа	1,0	1,5	+ 50,0	1,5	+50,0
q, т/сут	5,0	7,5	+ 50,0	7,5	+ 50,0

ления между зонами нагнетания и отбора Др_зал, а также дебитом скважины q.

Второй режим отличается от первого (исходного) тем, что при постоянном давлении на контуре питания давление на забое добывающей скважины уменьшено на 0,5 МПа (примерно на 6 %). При этом перепад давления между контуром питания и зоной отбора увеличился на 50 %, депрессия на забое скважины и ее дебит тоже увеличились на 50 %. Зная депрессию на забое скважины и забойное давление, находим среднее текущее пластовое давление залежи. Оно снизилось на 2,7 %. Распределение давления в пласте при первом и втором режимах показано на рис. 88.

Третий режим отличается от первого тем, что при постоянном давлении на забое скважины давление на контуре питания повышено на 0,5 МПа (на 5 %). В результате этого перепад давления между контуром питания и забойным давлением возрос на 50 %. Соответственно увеличились дебит скважины и депрессия на ее забое. Текущее пластовое давление, определяемое как и при втором режиме, возросло на 2,6 %.

Приведенный пример, иллюстрируя прямую связь между Др_скв._д, Др_зал и q, вместе с тем показывает характер изменения текущего пластового давления залежи. Уменьшение забойного давления в добывающих скважинах приводит к падению текущего пластового давления. Повышение давления на линии нагнетания обеспечивает рост текущего пластового давления

Ри^с. ⁸⁸. И^{змененЁе Д}Рзал, ^ДРскв.д ^И Рпл.тек ^Пр^ё
снИ^женИИ Рза_б.

Скважины: 1 — добывающие, 2 — нагнетательные; 3 — залежь нефти; 4 — законтурная область

в залежи. И в том и в другом случае изменение текущего пластового давления происходит в значительно меньшей степени, чем изменение забойного давления или давления на контуре питания залежи.

Аналогично увеличение забойного давления в добывающих скважинах приводит к уменьшению Др_сквд и Др_зал и, следовательно, к уменьшению дебитов скважин и общей добычи нефти из залежи. При этом текущее пластовое давление повышается, но на меньшую величину, чем р_за6.

При уплотнении сетки скважин и эксплуатации ранее пробуренных и новых скважин при тех же забойном давлении и давлении на контуре питания, что и до уплотнения, средний дебит на одну скважину снижается. Это связано со снижением р_плтек и соответствующим уменьшением Др_сквд. В результате прирост добычи оказывается значительно меньшим по сравнению со степенью увеличения количества скважин. Здесь проявляется усиление взаимодействия (интерференции) скважин при увеличении плотности их бурения. Снижение среднего дебита скважин можно предотвратить или уменьшить, если при уплотнении сетки скважин повысить давление на контуре питания залежи путем нагнетания воды в пласт при повышенном давлении на устьях скважин. Уменьшить взаимодействие добывающих скважин можно также путем приближения нагнетательных скважин к добывающим, сокращения ширины полос между рядами нагнетательных скважин.

Показанный характер взаимосвязи р_плк, р_плтек, р_заб._д, Др_скв._д, Др_зал, q, плотности сетки и системы размещения скважин учитывается при выборе технологических мероприятий и определении технико-экономических показателей проектируемой системы разработки, а также при обосновании способов регулирования процесса разработки.

§ 4. ПОЛУЧЕНИЕ ДАННЫХ О ПЛАСТОВОМ

И ЗАБОЙНОМ ДАВЛЕНИИ

Контроль за состоянием пластового и забойного давления предусматривает определение начального (статического) пластового давления, наблюдение за изменением текущего (динамического) пластового давления по эксплуатационному объекту в целом и в различных его частях, наблюдение за состоянием забойного давления в скважинах при их работе на установленном технологическом режиме.

300

Организация контроля за давлением включает обоснование периодичности и количества замеров, проведение замеров в скважинах в соответствии с намеченным графиком, обобщение полученных данных.

Периодичность замеров пластового давления в скважинах устанавливают в соответствии с принятой периодичностью составления карт изобар.

Начальное и текущее пластовое давление определяют в нефтяных, газовых, нагнетательных и пьезометрических скважинах, расположенных в водоносной части пласта — вблизи залежи и на некотором удалении от нее, в скважинах, оказавшихся за текущим внешним контуром нефтеносности и в действующих скважинах. Как правило, весь фонд скважин не может быть в короткий срок охвачен исследованием. Кроме того, некоторые скважины обычно не могут быть исследованы по техническим причинам. Поэтому из числа пробуренных скважин, действующих и простаивающих, выбирают опорную сеть скважин, пригодных для исследования и достаточно равномерно освещающих все зоны залежи, различающиеся по геолого-физической характеристике, а также по их месту в реализуемой системе разработки.

При опережающей разработке нефтяной части газонефтяной залежи в опорную сеть должны входить скважины, вскрывшие газовую шапку. Аналогично при опережающей разработке газовой части нефтегазовой залежи давление необходимо измерять и в нефтяной части залежи.

При разработке многопластового эксплуатационного объекта в опорную сеть следует включать максимально возможное количество скважин, в которых вскрыт лишь один из пластов, для дифференцированного изучения давления в пластах.

Забойное давление следует измерять во всех действующих скважинах — добывающих и нагнетательных — после любого значительного намеренного или самопроизвольного изменения их дебита или приемистости, а также периодически при постоянном дебите.

Способ замера пластового давления выбирают в зависимости от характера насыщения пласта (нефть, газ, вода), назначения скважины, способа ее эксплуатации, технического состояния и др. Добывающие нефтяные скважины — фонтанные и газлифтные, простаивающие обводненные и нагнетательные — исследуют, замеряя давление прямым способом, т.е. путем спуска глубинного манометра к середине толщины пласта. В скважинах, где глубина спуска прибора ограничена техническими причинами, замер р_зам выполняют на меньшей, но максимально возможной глубине, ниже которой плотность нефти по стволу скважины постоянна. Это условие обеспечивается, если давление в точке замера превышает давление насыщения. Истинное значение пластового давления в таких скважинах определяют по формуле

рпл = рзам + ( - Нз_ам ) / 102, (XIII. 14)

где р_ж — средняя плотность жидкости в интервале между глубиной замера Н_зам и глубиной середины пласта Н.

В пьезометрических скважинах пластовое давление можно замерить глубинным манометром, а также установить путем замера уровня воды или, если скважина переливает, устьевого давления и расчета соответственно по формулам (VII.5) и (VII.6).

В механизированных нефтяных скважинах пластовое давление измеряют малогабаритными манометрами, спускаемыми в межтрубное пространство на максимально достигаемую глубину, с последующим определением истинного давления по (XIII. 14).

Остановки скважин для исследования пластового давления могут приводить к существенным потерям текущей добычи нефти. Чтобы избежать этого, часть данных о пластовом давлении можно получать косвенно — по данным измерения в скважинах забойного давления при нескольких (не менее трех) установившихся режимах работы — путем построения зависимости дебит — забойное давление и экстраполяции ее до оси давления. Пользуясь этим методом, можно давать и дифференцированную оценку текущего давления в пластах многопластового объекта разработки. Для этого при исследовании объекта в целом на нескольких установившихся режимах отбора (замер дебита и забойного давления) замеряют дебит каждого из пластов в отдельности с помощью глубинного дебитомера. По полученным данным строят названные зависимости для объекта в целом и для каждого его пласта в отдельности. Экстраполяция их до оси ординат позволяет установить значения текущих пластовых давлений.

Сказанное можно проиллюстрировать примером исследования нефтяной скважины, одновременно эксплуатирующей три пласта, на четырех установившихся режимах (табл. 10).

Построенные по данным табл. 10 зависимости q — р_за6д с их экстраполяцией до оси ординат показаны на рис. 89, из которого следует, что текущее пластовое давление в среднем по объекту в целом равно 18,6 МПа, по пласту I — 18,5, по пласту II — 18,3, по пласту III — 18,8 МПа.

Номер режима	^рзаб, МПа	q, т/сут
Номер режима	^рзаб, МПа	суммарный по скважине	пласта I	пласта II	пласта III
1	17,50	191	61,2	43	86,8
2	17,66	162	51	35	76
3	17,91	115	35	21	59
4	18,17	69	19	7	43

В газовых скважинах без конденсата и без воды на забое пластовое давление можно определить по данным об устьевом давлении и плотности газа по формуле

р пл = р у (1 + 0,0000361р _гН) (XIII. 15)

или по барометрической формуле

рпл = руe^a0341S(р_гН / Zс_рГ_ср), (XIII. 16)

где р_у — давление на устье скважины; р_г — относительная плотность газа по воздуху; Н — глубина залегания середины пласта; Т_ср — средняя температура; Z^ — средний коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре.

Значение забойного давления может быть получено только при установившемся режиме работы скважины. В нефтяных скважинах его можно определить несколькими способами в зависимости от назначения и оборудования скважины. В нагнетательных, фонтанирующих, газлифтных, а также в механизированных скважинах, оборудованных для спуска глубин-

Рис. 89. Индикаторные диаграммы нефтяных пластов I (1), II (2), III (5) и эксплуатационного объекта в целом (4):

q_н — дебиты скважин по нефти; р — давление ных приборов в затрубное пространство, его замеряют так же, как и пластовое, — прямым способом при спуске манометра к середине пласта. В скважинах, в которых спуск глубинного манометра на нужную глубину встречает трудности, замер производят на максимально возможной глубине с последующим пересчетом полученного значения на нужную глубину.

В нагнетательных и фонтанирующих скважинах забойное давление определяют также расчетным путем по значению устьевого давления. При этом следует учитывать, что пересчет устьевого давления (буферного давления р_6уф) в насоснокомпрессорных трубах может приводить к существенным погрешностям из-за неточности поправок на потери на трение при подъеме жидкости. Предпочтительнее пользоваться устьевым давлением в межтрубном пространстве (затрубное давление р_затр), не подверженном влиянию движения жидкости. Использование р_затр для расчета возможно при идентичности жидкости и газа в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве.

В механизированных скважинах, не приспособленных для спуска глубинных приборов, значения забойного давления определяют по глубине динамического уровня в межтрубном пространстве. При добыче безводной нефти и превышении давления на приеме насоса над давлением насыщения нефти газом применяют расчетную формулу

рзаб =(^{Н -} Лдин )(н^{/ 102})р_гг

(XIII. 17)

где Н — глубина скважины до середины пласта; Л_дин — глубина динамического уровня; р_н — плотность пластовой нефти; р_г — давление столба газа на динамическом уровне в межтрубном пространстве, определяемое из устьевого давления по (XIII. 16).

При обводненной нефти и превышении давления насыщения над давлением на приеме насоса расчеты усложняются.

Для газовых скважин давление рассчитывают по формуле (XIII. 16), в которой вместо р_у используют р_затр при работе скважины по насосно-компрессорным трубам.

В водонагнетательных скважинах забойное давление можно определять исходя из значения давления на устье в межтрубном пространстве р_затр:

рзаб = рзатр + ^Нр_в^/102,

(XIII. 18)

где р_в — среднее арифметическое значение плотности закачиваемой воды на устье (р_ву) и на забое (р_вз) скважины.

Для измерения забойного и пластового давления в скважинах применяют глубинные манометры, спускаемые на проволоке и обеспечивающие местную регистрацию давления (непосредственно в камере прибора) на специальном бланке, — геликсные манометры типов МГГ-63/250, МГН-2 и другие, пружинно-поршневые манометры типа МГП-1 и др. Широко применяют также дистанционные комплексные приборы типа "Поток-5", спускаемые в скважину на кабеле и позволяющие наряду с регистрацией давления фиксировать дебит, содержание воды в продукции и некоторые другие важные показатели работы скважины.

В случаях, когда необходимо получить достаточно точную кривую изменения давления на забое скважины (после ее остановки или в результате изменения режима работы этой или других скважин), применяют пневматические манометры типов ДГМ-4М и ДГМ-5 — дифференциальные.

Для измерения забойного и пластового давления механизированных скважин, оборудованных для спуска приборов в межтрубное пространство, используют малогабаритные пружинно-поршневые манометры типа МПМ-4 и пневматического типа МДГМ. В таких скважинах замеры можно выполнять также геликсным манометром МГН-2У, укрепляемым на насосно-компрессорных трубах под насосами и спускаемым в обсадную колонну. Глубинные манометры разных типов обладают неодинаковыми точностью, надежностью в эксплуатации, чувствительностью к температуре в скважинах, пределами измерения, масштабом записи. Поэтому тип манометра необходимо выбирать с учетом термодинамических условий месторождения и задач исследования.

Замеры статических и динамических уровней в водяных и нефонтанирующих нефтяных скважинах для определения пластового или забойного давления могут быть выполнены с помощью пьезографов и эхолотов различных конструкций.

Давление на устье добывающих газовых, фонтанных нефтяных и водонагнетательных скважин замеряют поверхностными (устьевыми) манометрами.

§ 5. КОНТРОЛЬ ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ

В процессе разработки нефтяных залежей, особенно с применением методов воздействия на пласт (заводнение с использованием холодной воды, теплофизичес-

305

кие, термохимические методы) происходит изменение теплового режима продуктивных пластов. Это изменение ощутимо влияет на свойства пластовых жидкостей и, следовательно, на условия разработки эксплуатационных объектов. Поэтому необходима постановка систематического контроля за отклонениями пластовой температуры в интервалах продуктивной части разреза скважин от природных геотерм. Температурные замеры в скважинах используются также для изучения работы фонда скважин.

В условиях применения внутриконтурного заводнения нагнетание больших масс холодной воды вызывает некоторое снижение температуры продуктивных пластов в районе нагнетательных и прилегающих добывающих скважин. На некоторых залежах это становится причиной ухудшения условий извлечения нефти из недр. Это особенно характерно для разработки залежей с высоким содержанием парафина в нефти и с температурой начала кристаллизации парафина, близкой к природной пластовой. Снижение температуры в пласте в этих условиях может вызывать выпадение в пустотах породы части парафина в виде твердого вещества и образование нефтепарафиновой смеси с пониженной подвижностью в пластовых условиях. Типичным примером месторождений такого типа служит месторождение Узень. Правильная постановка температурных исследований на таких месторождениях позволяет проверять точность теоретического описания скорости и закономерностей изменения теплового режима, масштабов явления, оценивать его влияние на нефтеотдачу и на основе этого намечать или корректировать ранее намеченные мероприятия по управлению процессом разработки.

При разработке нефтяных залежей с заводнением комплекс температурных исследований предусматривает:

контроль за температурой нагнетаемой в пласты породы; наблюдение за изменением геотермических условий продуктивных горизонтов;

выделение работающих пластов в скважинах; контроль за техническим состоянием нагнетательных и добывающих скважин.

Замеры температуры нагнетаемой воды на поверхности имеют большое значение, поскольку после начала ее закачки происходит выравнивание температуры по всему стволу нагнетательной скважины. Таким образом, замеры на поверхности обеспечивают контроль за изменением температуры воды, поступающей в пласты. Температура используемой для

306 нагнетания в пласт воды из поверхностных источников подвержена сезонным изменениям (рис. 90). Так, в зависимости от сезона температура морской воды, закачиваемой в пласты месторождения Узень, в течение рассмотренного года изменялась от 6 до 28 °С. Температура основных продуктивных пластов месторождения 60 — 70 °С. Следовательно, в холодные сезоны года температура нагнетаемой воды была ниже начальной пластовой на 30 — 60 °С.

Для наблюдения за изменением геотермических условий продуктивных пластов с определенной периодичностью пр о-водят температурные измерения в сети продолжительно простаивающих скважин — специально пробуренных контрольных и оценочных, простаивающих после бурения, а также в зумпфах временно остановленных скважин. Наиболее надежные данные получают в неперфорированных скважинах. Технология исследований и методика интерпретации получаемых данных такие же, что и при изучении естественного теплового фона (см. главу VII).

Подход к скважине фронта аномальных температур отмечается отклонением текущей термограммы от начальной геотермы. Разница в значениях температур по геотерме и текущей термограмме отражает изменение пластовой температуры. На рис. 91 приведены результаты исследования текущей

Рис. 90. Температура t морской воды, нагнетаемой в пласты месторождения Узень, в разное время года (по данным НГДУ "Узеннефть")

Рис. 91. Изменение температуры продуктивных горизонтов в наблюдательной скв. 515 месторождения Узень от закачки холодной воды (по данным ВНИИнефти):

1 — геотерма; 2 — текущая термограмма; породы: 3 — непроницаемые, 4 — проницаемые; 5 — непроницаемый раздел между горизонтами; Н — глубина; t — температура

температуры в одной из контрольных скважин месторождения Узень. На дату исследования в точках наибольшего влияния закачки холодной воды температура в горизонте XIII снизилась на 19,5 °С, в горизонте XIV на 4,7 °С. Скорость и масштабы развития температурных аномалий зависят от скорости фильтрации жидкости и продолжительности нагнетания воды. Наибольшее снижение температуры обычно присуще наиболее проницаемой части пласта, по которой происходит опережающее перемещение воды.

Важно учитывать, что скорость формирования и перемещения фронта аномальных температур (в рассматриваемом случае — фронта охлаждения) отстает от скорости перемещения фронта вытеснения, поскольку первые порции воды прогреваются до температуры пласта. Благодаря этому в высокопроницаемых прослоях, по которым происходит ускоренное продвижение воды, охлаждение пород может не ухудшать условий вытеснения нефти, но их охлаждение может сопровождаться некоторым снижением температуры в соседних по разрезу менее проницаемых прослоях и пластах, в которых скорость перемещения фронта вытеснения намного меньше. Это может приводить к повышению вязкости нефти в них и к ухудшению условий вытеснения нефти. Выявление таких частей продуктивного разреза имеет большое значение для оценки возможных потерь нефти в условиях закачки холодной воды для принятия решения о целесообразности нагнетания в пласты горячей воды (см. § 4 главы IX).

Снижение пластовой температуры в результате перемещения по пласту нагнетаемой воды в добывающей скважине можно установить следующим образом. В период работы скважины безводной нефтью температура потока жидкости в стволе против нижнего работающего интервала имеет аномальное значение по сравнению с природной за счет дроссельного эффекта. В стволе скважины температура снижается постепенно в направлении от забоя к устью в связи с потерями тепла в окружающую скважину среду. С началом поступления в скважину воды (первые порции ее имеют пластовую температуру) происходит увеличение забойного давления и соответствующее уменьшение дебита скважины. При этом снижается скорость подъема жидкости в скважине и соответственно возрастают потери тепла; снижение температуры по стволу скважины происходит несколько интенсивнее. Подход к скважине по наиболее быстро вырабатываемым прослоям фронта охлаждения приводит к весьма значительному снижению температуры жидкости в скважине выше места поступления воды. Это место фиксируется резким сдвигом температурной кривой в сторону меньших значений температуры. При обводнении нижней части эксплуатационного объекта исчезает влияние на изменение температуры дроссельного эффекта.

Получаемые в результате температурных исследований скважин данные обобщают в виде таблиц, карт, профилей, отражающих распределение температуры в пределах эксплуатационного объекта.

Контроль за изменением теплового режима залежей при других методах воздействия на пласты, вызывающих изменения их температуры, проводится аналогичным образом.

Термометрические исследования нагнетательных скважин (преимущественно остановленных) дают возможность достаточно надежно выделять в них пласты, принимающие воду. Поскольку такие пласты тесно коррелируются с работающими в добывающих скважинах, эти исследования дают ценную информацию для оценки охвата пластов процессом заводнения. Метод термометрии имеет определенные преимущества перед методом потокометрии, применяемым для ре-

Рис. 92. Примеры выделения пластов, принимающих воду, по термограммам остановленных нагнетательных скважин (по данным ВНИИнефти).

Эффективная толщина h^; 1 — принимающая воду (h_раб), 2 — не принимающая воду; 3 — интервал перфорации; 4 — непроницаемые прослои; 5 — термограмма

шения этой же задачи. Он дает возможность выделять истинно заводняемые интервалы продуктивных пластов, в то время как потокометрия выделяет интервалы перфорации, принимающие воду, среди которых могут быть и те, куда вода поступает в связи с сообщаемостью этих интервалов с истинно поглощающими пластами в результате нарушенности цементного камня за колонной. В.Л. Лутков, внесший большой вклад в развитие термометрических методов контроля за разработкой, рекомендует в качестве интервалов, принимающих воду, выделять на термограмме остановленной нагнетательной скважины интервалы с отрицательными температурными аномалиями. Характерные примеры такого выделения приведены на рис. 92. При проведении границ принимающих интервалов учитывается тот факт, что отрицательные аномалии распространяются вверх и вниз по стволу скважины под действием теплопроводности жидкости и металла, а также вследствие охлаждения пород, подстилающих и перекрывающих продуктивные пласты.

Периодическое снятие температурных кривых в водонагнетательных скважинах при остановках и сравнительный их анализ позволяют выявлять изменения режима работы пластов, случаи выключения ранее действовавших пластов из работы и др.

Изучение температурных условий в скважинах дает возможность определять и их техническое состояние. Так, по данным термометрии можно выявить один из наиболее опасных для процесса разработки дефектов скважины —низкое качество цементирования, приводящее к перетокам жидкостей по затрубному пространству в неперфорированные пласты — продуктивные или водоносные. Перетоки воды в нагнетательной скважине в пласты, не вскрытые перфорацией, фиксируются распространением отрицательной температурной аномалии за пределы поглощающего перфорированного пласта.

В добывающих скважинах методом термометрии могут быть выявлены место притока верхней воды через нарушение колонны, поступление воды по заколонному пространству из нижнего неперфорированного пласта и др. Термометрические исследования целесообразно комплексировать с изучением химического состава вод, получаемых из скважин.

КОНТРОЛЬ ОХВАТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА ПРОЦЕССОМ ВЫТЕСНЕНИЯ

§ 1. КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ И ЕГО ОПРЕДЕЛЕНИЕ

При разработке залежей УВ одна из главных задач — возможно более полное вовлечение объема залежи в процесс дренирования, поэтому большое значение имеет контроль этого процесса. Степень вовлечения объекта в разработку характеризуется коэффициентом охвата залежи разработкой ?_охвр, представляющим собой отношение части эффективного объема объекта ^_хвр, включенной в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которыми она располагает, к общему эффективному объему залежи (объекта) VW

^кохв.р = ^хв^^бщ. ^(XIV. ¹⁾

При разработке газовых и газоконденсатных залежей, которая осуществляется в условиях природных режимов, при незначительной макронеоднородности горизонта из-за большой подвижности пластового газа ?_охвр приближается к единице.

Разработка нефтяных эксплуатационных объектов, особенно при больших площадях нефтеносности и вследствие повышенной вязкости нефти, характеризуется слабой гидродинамической связью между отдельными их частями. В результате изменение давления в одной точке объекта может не оказывать видимого влияния на другие его точки. В связи с этим значение ?_охвр чаще намного меньше единицы.

Как уже отмечалось, нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт.

При этом важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти водой. Охваченными процессом вытеснения считают те части эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

312

Коэффициент охвата вытеснением к_охввыт представляет собой отношение части эффективного объема залежи (эксплуатационного объекта) ^_хввыт, участвующей в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к общему эффективному объему залежи (объекта) У_о6щ:

^кохв.выт ^оХВ.Выт^ ^общ. ^(XIV.²⁾

Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу (VII.7), используемую для прогноза коэффициента нефтеизв-лечения. Его значение во многом определяет конечную нефтеотдачу.

Стремление к достижению возможно большего значения этого коэффициента играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи и является основной целью управления протекающими в пластах процессами на протяжении всего периода разработки.

При изучении степени охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения различают коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по площади. Коэффициент охвата вытеснением по толщине к_{охввыт h} определяют как отношение нефтенасыщенной толщины, подвергающейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной толщине объекта. В нагнетательных скважинах подвергающимися воздействию считают те пласты и прослои, в которые поступает нагнетаемая вода, а в добывающих скважинах — пласты и прослои, активно отдающие нефть в условиях стабильного или даже возрастающего пластового давления.

Коэффициент охвата вытеснением по площади к_{охввыт s} определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности. Численно он принимается равным отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи.

Величины ко_ХВВыт h, ко_ХВВыт _s и ко_ХВВыт зависят в первую очередь от геологической характеристики эксплуатационного объекта. Большое влияние оказывают также степень соответствия принятой системы разработки геологической характеристике объекта и уровень ее реализации.

Рассмотрим особенности охвата процессом вытеснения для случая, когда эксплуатационный объект представлен монолитным пластом. При нагнетании в такой пласт воды к_{охв выт
h} можно считать равным единице. На охват этого объекта процессом вытеснения по площади в первую очередь влияют фильтрационные свойства пласта. При прочих равных условиях расстояние, на которое по горизонтали воздействует закачка воды, возрастает с увеличением проницаемости пласта и уменьшением вязкости нефти. Для характеристики фильтрационной способности пласта используют отношение этих параметров к_пр/^_н, называемое подвижностью нефти в пластовых условиях или проводимостью пласта. Как показывает опыт разработки, при пониженной подвижности нефти (к_пр/^_н < 0,1 м⁴(Н-с)) влияние от разрезающего ряда нагнетательных скважин распространяется не далее 1 — 1,5 км в каждую сторону от него. Поэтому в таких условиях принимают, что ширина полос между разрезающими рядами не более 2 —

3 км. При высокой подвижности нефти (к_пр/^_н > 0,1 м⁴(Н-с)) влияние нагнетания воды распространяется на большее расстояние, поэтому ширину полос между линиями разрезания можно принимать большей — до 4 — 5 км. Выбор оптимальной ширины полосы между разрезающими рядами (определение возможности применения законтурного заводнения, выбор расстояния между очагами заводнения и т.д.), соответствующей фильтрационной характеристике пласта, обеспечивает охват залежи воздействием по всей ее площади. Завышение ширины полос при разрезании залежей или применение законтурного заводнения при большой ширине залежи приводит к тому, что внутренняя, удаленная от нагнетательных скважин часть площади не испытывает воздействия.

Большое влияние на степень охвата пласта вытеснением по площади оказывает его микро- и макронеоднородность. Наличие локальных участков отсутствия коллекторов, участков с низкой проницаемостью, дизъюнктивных нарушений приводит к низкой приемистости или ее отсутствию в части нагнетательных скважин, отсутствию взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами и в результате ограничивает распространение влияния закачки на отдельные части площади.

Значение коэффициента охвата воздействием зональнонеоднородного пласта зависит от расположения нагнетательных и добывающих скважин. Их расположение без учета характера неоднородности увеличивает количество и размеры участков, не испытывающих влияния закачки. Кроме того, вне процесса вытеснения оказываются локальные участки вдоль границ распространения коллекторов, за добывающими скважинами, хотя на них распространяется влияние закачки (рис. 93). На этапах проектирования разработки учесть при размещении проектных скважин неоднородность во всех ее деталях не удается, так как она бывает изучена еще не в полной мере. Сокращение размеров не охваченных выгтесне-314

Рис. 93. Охват процессом вытеснения прерывистого продуктивного пласта:

1 — границы распространения

коллекторов; зоны пласта:

2 — охваченная процессом вытеснения, 3 — не охваченные процессом вытеснения; скважины: 4 — добывающие, 5 — нагнетательные

нием зон залегания коллекторов возможно за счет бурения скважин резервного фонда.

Значение коэффициента охвата вытеснением по площади тесно связано также с соотношением объемов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из него жидкости (в пластовых условиях). Если это соотношение меньше единицы, т.е. закачка меньше отбора, удаленные от нагнетательных скважин участки площади испытывают недостаточное воздействие или не испытывают его вовсе. Соответствие объема нагнетаемой воды объему добываемой из пласта жидкости является, таким образом, одной из важнейших предпосылок увеличения коэффициента охвата вытеснением.

При разработке многопластового эксплуатационного об ъ -екта явления, рассмотренные для однопластового объекта, могут быть свойственны каждому из пластов в отдельности. При этом на разных участках объекта в плане могут совмещаться зоны пластов как с примерно одинаковой, так и с существенно различающейся характеристикой охвата вытеснением. Следует иметь в виду, что выполняемое из экономических соображений объединение неоднородных пластов для совместной их разработки объективно приводит к снижению в той или иной мере степени охвата каждого из них процессом вытеснения. Это обусловлено особенностями приемистости пластов в нагнетательных скважинах. Установлено, что при совместной перфорации в нагнетательных скважинах пластов с различной проницаемостью воду принимают пласты с повышенной проницаемостью, в то время как в менее проницаемые пласты и прослои вода не поступает.

На рис. 94 показана особенность охвата воздействием объекта разработки, состоящего из двух пластов. В скв. 1 воду принимает только нижний пласт •, который на этом участке более проницаем, чем пласт а, в результате в западной части объекта воздействием охвачена только его нижняя часть. В скв. 2 воду принимает лишь верхний (более проницаемый на этом участке) пласт и, следовательно, в восточной части объекта воздействием охвачена лишь его верхняя часть.

На Ромашкинском нефтяном месторождении в разрезе горизонта Д^ разрабатываемого в виде единого эксплуатационного объекта, выделяют семь пластов-коллекторов. В условиях прерывистого залегания по площади каждого из них, постепенного уменьшения числа нефтенасыщенных пластов к периферии залежи и наличия мест слияния пластов в разрезах скважин часто встречается два — четыре пласта. Анализ приемистости пластов при давлении нагнетания воды 12 МПа показал, что при наличии в разрезе нагнетательных скважин двух пластов они оба принимают воду только в 50 % скважин, а в остальных скважинах в один из пластов вода не поступает. В скважинах, в разрезе которых три изолированных пласта, в 50 % случаев воду принимает только один пласт, в 30 % случаев — два пласта и лишь в 20 % все три пласта.

Рис. 94. Охват вытеснением объекта разработки, состоящего из пластов а и б.

Скважины: 1 — добывающие, 2 — нагнетательные;

3 — интервал перфорации; коллекторы: 4 — малопроницаемый, 5 — в ысокопро-ницаемый

Среди скважин, имеющих в разрезе четыре пласта, не выявлено таких, где все пласты принимают воду. Связано это с тем, что для освоения под закачку пластов с разной проницаемостью требуются разные репрессии — меньшие при высоких значениях проницаемости и большие при низких. При совместном освоении пластов с резко различающейся проницаемостью вода поступает только в те пласты, для которых применяемое давление нагнетания воды оказывается достаточным. Это обстоятельство необходимо учитывать при обосновании выделения эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении, а также при обосновании и выполнении комплекса мероприятий по управлению процессом разработки, в том числе включению в работу возможно большей части нефтенасыщенной толщины объекта.

Методика оценки коэффициента охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения основана на использовании карт охвата пластов вытеснением, характеризующих размеры площади зон вытеснения. Для однопластового эксплуатационного объекта строят одну такую карту, для многопластового объекта их количество соответствует числу пластов в объекте. Указанные карты строят на основе карт распространения коллекторов. На них указывают местоположение нагнетательных и добывающих скважин, границы распространения коллекторов с разной продуктивностью (наиболее часто выделяют две группы коллекторов — с высокой и низкой продуктивностью), дизъюнктивные нарушения, границы зон вытеснения. По карте охвата находят ^охв.выт ^и ^_об_щ, которые определяют в соответствующих границах как произведение средней толщины пласта на величину площади.

По многопластовому объекту в целом коэффициент охвата вытеснением может быть определен как среднее взвешенное по толщине из значений этого коэффициента, полученных для отдельных пластов:

-“-охв.выт

где к_{охввыт i} и h_i — соответственно коэффициент охвата вытеснением и нефтенасыщенная толщина i-го пласта объекта.

Различают прогнозный и фактический коэффициенты ох -вата вытеснением.

Прогнозный коэффициент охвата вытеснением обосновывают при подсчете запасов и проектировании разработки месторождения для определения технологического коэффициента нефтеизвлечения.

Поскольку данных о неоднородности пластов, полученных по разведочным скважинам, бывает недостаточно, при составлении первого проектного документа значение к_охввыт можно принять равным к_охввыт идентичных пластов более изученных ближайших залежей его же горизонта.

При составлении второго проектного документа, когда имеются данные бурения скважин основного фонда, могут быть использованы карты распространения коллекторов, составленные непосредственно по изучаемым пластам. Границы зон воздействия при этом наносят на карты предположительно, исходя из особенностей макронеоднородности пластов.

Известно несколько способов выделения таких зон при прогнозе коэффициента охвата вытеснением.

Широко используется способ прогноза к_охввыт, предложенный Ю.П. Борисовым, В.В. Воиновым, З.К. Рябининой. Способ основан на разделении всего нефтенасыщенного объема пласта на непрерывную часть У_н, полулинзы У_пл и линзы У_л. На карте распространения коллекторов к непрерывной части пласта относят участки залегания коллекторов, имеющие не менее чем два выхода к контуру питания (нагнетания), т.е. получающие воздействие с противоположных сторон. К по-лулинзам относят участки коллекторов, прилегающие лишь к одной линии нагнетания, вследствие чего воздействие на них может осуществляться только с одной стороны. К линзам относят изолированные участки пласта-коллектора, окруженные со всех сторон непроницаемыми породами и не выходящие на линии нагнетания.

При прогнозировании к_охввыт исходят из следующего допущения. Непрерывные части пласта, где вытеснение нефти водой происходит по встречным направлениям, будут охвачены этим процессом полностью. В полулинзах вытеснение происходит только в одном направлении со стороны нагнетательных скважин. При этом между последним рядом добывающих скважин и границей распространения коллекторов будут оставаться участки, не вовлекаемые в разработку, поэтому полулинзы окажутся охвачены вытеснением не полностью. В линзах вытеснение происходить не может, поэтому они остаются вне границ охвата вытеснением.

В соответствии с этим прогнозный коэффициент охвата воздействием определяется по формуле где У_общ — полный объем нефтенасыщенного пласта; а — коэффициент, определяемый исходя из длины полулинз в направлении, соответствующем общему направлению вытеснения.

На рис. 95, а показано определение У_н, У_пл и У_л на соответствующих участках прерывистого продуктивного пласта при законтурном (приконтурном) заводнении. Прогнозный коэффициент охвата в целом по этому пласту

^к охв.выт = [н + ^а(пл1 + ^Vпл2 + ^Vпл3 ) ^Vэбщ- ⁽X^IV.⁵)

Важно подчеркнуть, что доли объемов У_н, У_пл, У_л в общем

Рис. 95. Выделение объемов непрерывной части пласта V_H, полулинз V_nA и линз V Для определения коэффициента охвата вытеснением:

а — законтурное заводнение; б — внутриконтурное заводнение. Штрих-пунктирными линиями показано положение рядов нагнетательных скважин

объеме залежи во многом зависят от системы заводнения (или другого вида воздействия). На рис. 95, б показано V_H, У_пл, V_K для того же пласта, но в случае применения наряду с законтурным заводнением еще и разрезания тремя рядами нагнетательных скважин.

В результате разрезания существенно увеличилась площадь и соответственно объем непрерывной части пласта, к которому теперь стали относиться объемы V^ и V^, V^j. Сократился объем полулинз, в котором остались небольшие участки Упл1, Кл2, Клэ, Кл4, Кл5, Кл₆, уменьшился объем линз, поскольку в новых условиях линзы представлены лишь объемами V_k1 и V_k2 на соответствующих участках пласта.

Прогнозный ?_охввыт при этом значительно повышается и составляет

-^охв.выт = [^VM + ^н2 + ^нэ + ^а(^пл1 + ^Vпл2 + ^Vm

/ Vо₆щ. (XIV.6)

+ ^Vea4 + ^Vea5 + ^Vea6

Из приведенного примера видно, что при прерывистом строении пласта, меняя положение и количество нагнетательных скважин, можно увеличивать охват залежи воздействием.

При залегании прерывистых пластов преимущественно в виде полос сложной конфигурации М.М. Саттаров и другие исследователи предлагают использовать иной способ определения ?_охв._выт. Он основан на предпосылке, что при заводнении подобных пластов в процесс вытеснения не включаются в работу окраины полос коллекторов вдоль границ их распространения, имеющие в среднем ширину, равную половине расстояния между добывающими скважинами при принятой сетке их размещения (см. рис. 93).

При этом прогнозный коэффициент охвата пласта вытеснением определяется по формуле

кохв.выт = 1 - La /2F, (XIV.7)

где L — общая длина границ распространения коллекторов изучаемого пласта в пределах залежи; a — принятое расстояние между добывающими скважинами; F — площадь распространения коллекторов в пределах залежи; La/2F — коэффициент потерь за счет неполного охвата пласта воздействием.

Применение этого способа определения прогнозного ?_охв._выт позволяет количественно оценивать влияние на его величину плотности сетки добывающих скважин.

В процессе разработки эксплуатационного объекта периодически (обычно на конец года) составляют карты фактического охвата процессом вытеснения каждого пласта эксплуатационного объекта и объекта в целом. Это делается для оценки эффективности принятой системы и процесса разработки — для выяснения соответствия фактического охвата проектному, выявления частей объекта, недостаточно участвующих в дренировании, а также для обоснования технологических мероприятий, направленных на активизацию их разработки.

Для построения карт фактического охвата вытеснением используют комплекс данных, характеризующих работу скважин и пластов в целом.

§ 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ КАРТЫ ОХВАТА ВЫТЕСНЕНИЕМ ОДНОПЛАСТОВОГО ОБЪЕКТА

Для однопластового объекта карту фактического охвата вытеснением обычно составляют, используя данные о соотношении объемов закачиваемой и отбираемой жидкости, о динамике пластового и забойного давления в скважинах, о закономерностях изменения дебита и обводненности скважин, промыслового газового фактора и др. В этом случае получаемые по скважинам данные характеризуют работу пласта в соответствующих точках и на соответствующих участках объекта по всей его толщине.

Изучение соотношения объемов закачки и отбора позволяет дать оценку охвата воздействием для отдельных участков залежи с практически повсеместно залегающим и сравнительно макрооднородным пластом. Для этого площадь залежи условно разбивают на участки, "обслуживаемые" той или иной группой нагнетательных скважин (или отдельными скважинами). Например, участки, расположенные по обе стороны от отрезков разрезающего ряда, участки вокруг очаговых скважин и т.п. Размеры и количество участков выбирают в зависимости от размещения нагнетательных скважин, их приемистости, дебитов эксплуатационных скважин с таким расчетом, чтобы показатели работы скважин в пределах каждого участка имели близкие характеристики, но различались по разным участкам.

По сумме скважин каждого из выделенных участков определяют текущие объемы отбора жидкости в пластовых условиях и закачиваемого агента. Участки, характеризующиеся компенсацией объема отбираемой жидкости объемом закачки, могут быть отнесены к хорошо охваченным воздействием. В пределах участков, где объем текущей закачки меньше объема отбора, можно ожидать наличия полей, не охваченных воздействием закачки. На участках, где закачка не производится, воздействие обычно отсутствует, хотя возможны случаи некоторого воздействия на них со стороны участков, на которых объемы закачки значительны.

Сравнительную оценку охвата участков пласта воздействием можно получить также, сопоставляя темпы добычи нефти из них, текущую и накопленную обеспеченность отбора закачкой агента в пласт.

Достаточно уверенно об охвате воздействием отдельных участков пласта и пласта в целом судят по данным динамики пластового давления. На участках объекта разработки, охваченных воздействием, пластовое давление в эксплуатационных скважинах в течение длительного времени остается стабильно повышенным при достаточно высоких темпах добычи нефти; на участках с недостаточным воздействием пластовое давление постепенно снижается; на участках, не охваченных воздействием, давление снижается весьма интенсивно даже при низких темпах добычи нефти. Анализ проводят, сопоставляя карты изобар на ряд последовательных дат. По картам изобар по резкому снижению пластового давления можно установить местоположение литологических или тектонических экранов, препятствующих распространению влияния от нагнетания воды.

О степени охвата отдельных участков процессом вытеснения можно судить и по показателям работы скважин. Так, о расположении скважин в зонах влияния закачки говорит их устойчивый дебит, соответствующий продуктивности пласта. Снижение дебита скважин или низкий дебит при высокой продуктивности скважин, наоборот, свидетельствуют о недостаточно интенсивном процессе вытеснения или о расположении скважин вне зоны охвата вытеснением. Рост промыслового газового фактора по группе скважин указывает на снижение на этом участке залежи пластового давления ниже давления насыщения, что может служить признаком расположения этого участка за пределами зоны, охваченной процессом вытеснения. Низкая приемистость нагнетательных скважин на некоторых участках пласта обычно служит показателем недостаточного охвата их воздействием.

Комплексный анализ всех наблюдений, характеризующих эксплуатацию скважин и участков пласта, позволяет нанести на карту распространения коллекторов границы зон, охваченных вытеснением, а в ряде случаев и дифференцировать эти зоны по степени активности процесса. При этом могут быть выделены три группы зон.

1. Зоны пласта с охватом активным процессом вытеснения. Это участки пласта на карте охвата вытеснением, в пределах которых благодаря восполнению закачкой достаточно высоких отборов нефти обеспечиваются высокое пластовое давление и активная работа всех скважин с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивности пласта.

2. Зоны, охваченные заводнением, но с недостаточно активным процессом вытеснения, соответствующие участкам пласта, которые в связи с ограниченными объемами нагнетания воды или с частичной экранированностью испытывают недостаточное воздействие, что приводит к снижению пластового давления и пониженным дебитам, не соответствующим продуктивности пласта.

3. Зоны, не охваченные процессом вытеснения нефти водой, т.е. участки пласта, в пределах которых влияние закачки воды практически не наблюдается и происходит (или уже произошло) редкое снижение пластового давления.

§ 3. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ КАРТ ОХВАТА

ВЫТЕСНЕНИЕМ

МНОГОПЛАСТОВОГО ОБЪЕКТА

Как было показано, при разработке многопластового эксплуатационного объекта обеспечение достаточно полного охвата пластов процессом вытеснения представляет более сложную задачу, чем при разработке однопластового объекта.

Значительные трудности представляет и количественная оценка фактического охвата многопластового объекта процессом вытеснения. Как уже отмечалось, для этого необходимо определить к_охввыт для каждого пласта в отдельности и затем перейти к оценке этого показателя для объекта в целом. Однако показатели работ скважин в этих условиях отражают работу какой-то суммы пластов — всех пластов объекта или их части, обычно неизвестно какой. Следовательно, показатели работы скважины в целом в подавляющем большинстве не могут быть использованы для характеристики охвата разработкой отдельных пластов.

В связи с этим при изучении охвата вытеснением многопластового объекта необходимо использовать всевозможные наблюдения в возможно большем количестве скважин, относительно равномерно размещенных по площади объекта, которые при комплексном использовании позволяют получить дифференцированную оценку работы пластов.

В первую очередь необходимо организовать систематические наблюдения за работой тех нагнетательных и добывающих скважин, в которых вскрыт перфорацией только один из пластов (в связи с отсутствием в разрезе скважины других пластов-коллекторов, расположением скважины в зоне ВНК, где нижние пласты водоносны, и т.д., а также наличием специально подготовленных для контроля за работой отдельных пластов). Таких скважин бывает немного, но они дают наиболее надежную информацию и поэтому на протяжении всего периода разработки должны находиться в центре внимания промыслового геолога.

В скважинах, как нагнетательных, так и добывающих, в которых перфорацией вскрыты два пласта или более, должны проводиться глубинные исследования, главная цель которых — выявить работающие и бездействующие пласты и дать количественную оценку показателей эксплуатации каждого из работающих пластов. Поскольку охват залежи вытеснением обеспечивается за счет нагнетания воды, в первую очередь выявляются и оцениваются пласты, принимающие воду в нагнетательных скважинах, затем (или параллельно) ведут соответствующие исследования пластов в добывающих скважинах. Ниже дается краткая характеристика методов исследования скважин, с помощью которых решается эта задача.

Метод радиоактивных изотопов. Для выявления пластов, принимающих воду в нагнетательных скважинах, одним из первых стали использовать метод радиоактивных изотопов. В нагнетаемую воду добавляют радиоактивное вещество, часть которого адсорбируется на породе принимающих ее пластов. В результате на диаграммах гамма-каротажа, снятых после закачки изотопов, эти пласты выделяются резкими радиоактивными аномалиями. Сравнивая диаграммы гамма-каротажа, снятые до и после закачки изотопов, можно с большой степенью надежности выделять такие пласты.

На рис. 96 приведены результаты исследования методом изотопов одной из нагнетательных скважин Ромашкинского 324

?! 2 * 1 1	- В75А0,75М - - ПС ГМ 0 5 10 Ом м 360 480 600 имп/мин
*1740*	*25 50* Ом м	1 1 ¦ ¦¦¦ [pllllllllLyg--
*1750* ^
*1760*	Щ z *(^5*** 25 мВ
*1770* ...		'Ццг

ВПП' со

Рис. 96. Результаты исследования нагнетательной скважины радиоактивными изотопами.

Пласты: 1 — работающие, 2 — неработающие; 3 — интервал перфорации

месторождения. В скважине перфорированы четыре продуктивных пласта, в которые производится совместная закачка воды. На диаграмме гамма-каротажа видно, что воду принимают только два из этих пластов — верхний и нижний, в то же время в связи с некачественным цементированием колонны часть воды поступает в два нижезалегающих, частично или полностью водоносных неперфорированных пласта (такие нежелательные случаи не единичны, и их выявление позволяет устранять непроизводительную закачку воды).

По тому же принципу принимающие воду пласты можно выделять путем закачки вместе с водой веществ, обладающих аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов и фиксируемых в пластах методом импульсного нейтронного каротажа.

Недостаток метода заключается в том, что он, обеспечивая качественную картину, количественного выражения приемистости пластов не дает. Поэтому, а главное в интересах охраны недр, метод радиоактивных изотопов на практике широкого применения не нашел.

Метод механической потокометрии. Работу пластов в нагнетательных и добывающих скважинах изучают с помощью глубинных расходомеров-дебитомеров, фиксирующих скорость потока по стволу скважины. Основной узел прибора — датчик турбинного типа (вертушка), реже поплавкового, дискового или других типов. Частота вращения вертушки пропорциональна расходу жидкости, проходящей через сечение скважины в точке установки прибора. Перемещая прибор по стволу скважины и замеряя частоту вращения вертушки, устанавливают количество жидкости, перемещающейся на разных глубинах. Данные замеров представляются в виде интегральных кривых, показывающих изменение по глубине ствола скважины суммарного дебита (расхода), или в виде дифференциальных профилей притока (расхода), показывающих дебиты (приемистость) каждого пласта.

На рис. 97 показан профиль притока по добывающей скважине, в которой перфорированы три пласта. В этой скважине дебитомер фиксирует приток жидкости только из двух верхних пластов. Дебит верхнего пласта составляет около 52 м³/сут, в том числе из самой верхней его части поступает примерно 5, из средней части 15, из нижней около 32 м³/сут. Средний пласт работает с дебитом около 47 м³/сут, в том числе из его верхней части поступает приблизительно 20 м³/сут, из нижней около 27 м³/сут, а из средней части приток не фиксируется.

На рис. 98 приведен профиль приемистости нагнетательной скважины, в которой перфорированы три пласта. Из них воду принимает только нижний, наиболее мощный вы -сокопроницаемый пласт. Суммарная приемистость его около 500 м³/сут, причем по толщине она неравномерна.

Метод механической потокометрии применяется весьма широко на практике.

*Глуби- — на,* м	- *0 10 20* Ом м *-- 50 100* Ом м *0 10 20* м-^/сут
*1800 -1810* 7-	=	iii

/ *1820 -*
	с <

Рис. 97. Профиль притока в добывающей скважине по данным исследования глубинным дебитомером.

Условные обозначения см. на рис. 96

*Глубина,* м	-*10 20* Ом м --*50 100* Ом м 0 50 100 м⁵/сут
	1 1 1		1 1 1
1 *иии / /* *1670 / 1680*	^У ir¹³
	/= ?	*'Г 25* мВ и—и
	I 1 = 1 = \

Рис. 98. Профиль приемистости нагнетательной скважины по данным исследования глубинным расходомером.

Условные обозначения см. на рис. 96

Метод термокондуктивной потокометрии. Он основан на зависимости температуры специального датчика глубинного прибора от скорости проходящего потока жидкости. Термодатчиком служит резистор, нагреваемый током до температуры выше окружающей среды.

Результаты измерений в скважинах, проводимых термо-кондуктивными дебитомерами-расходомерами, также представляются обычно в виде кривых, характеризующих п р о-филь притока (расхода) в интервале продуктивного разреза скважины.

Этот метод в отличие от метода механической потокометрии менее точен. Его можно использовать главным образом для качественных оценок, т.е. для выделения работающих и неработающих пластов.

При использовании методов механической и термокондуктивной потокометрии необходимо учитывать, что выделяемые ими интервалы часто оказываются меньше фактически работающей толщины пласта. Этот факт установлен на основании многочисленных прямых и косвенных наблюдений. Так, коэффициент охвата для горизонта Д! Ромашкинского месторождения, определяемый в соответствии с работающей толщиной, полученной по данным потокометрии, оказался меньше заводненной части горизонта, где охваченный в ы -теснением (т.е. уже заводненный!) объем надежно выделен другими методами.

Занижение глубинными дебитомерами-расходомерами работающей толщины пластов связано с недостаточной чувствительностью приборов, а также с неучетом ими особенностей потоков жидкости между скважинами.

Из сказанного следует, что данные дебитометрии-расходометрии следует использовать в комплексе с другими данными.

С помощью информации, получаемой методом потокометрии, можно надежно определять, какие из перфорированных пластов не включены в работу в данной скважине и каков дебит (приемистость) каждого пласта, работающего в скважине.

Термометрический метод. Использование метода предусматривает снятие температурных кривых в продуктивной части разреза, что позволяет выделять работающие и неработающие пласты. Особенно результативен он в нагнетательных скважинах.

В стволе действующей нагнетательной скважины устанавливается наведенный тепловой режим, отличающийся от природного, и температурная кривая приобретает вид почти вертикальной линии с характерным изломом против подошвы нижнего поглощающего пласта. После прекращения закачки против не принимающих воду интервалов разреза происходит быстрое восстановление температуры, против поглощающих интервалов температура длительное время остается сниженной. На температурной кривой, снятой при остановке скважины, поглощающие пласты четко фиксируются отрицательными аномалиями температуры.

На рис. 99 приведена термограмма нагнетательной сква-

*Глуби- ~ на,* м	- В75А0,75М--ПС *Термограмма* *0 5 10* Ом м *28 29 30 31 32°С*
т **1650 1660* гт 1670 ' /**	*25 50* Ом _%м) 7= ___ /Е _____	1 VI 1 1
	Г-1 0 чу
	, С *"‘^>25* мВ
		\

Рис. 99. Термограмма нагнетательной скважины.

Условные обозначения см. на рис. 96

жины, снятая через некоторое время после прекращения закачки. На термограмме видно, что из трех перфорированных пластов в скважине воду принимает только один — средний.

Выделение работающих пластов по термограммам в доб ы-вающих скважинах, полученным при их работе, менее надежно, так как распределение температуры по стволу скважины определяется рядом факторов: дроссельным эффектом, калориметрическим смешиванием жидкости, поступающей в скважину из пластов с разной температурой, теплообменом восходящего потока с окружающими ствол скважины горными породами.

Термограмма действующей скважины с одним работающим пластом имеет простой вид: против подошвы работающего пласта за счет проявления дроссельного эффекта наблюдается сдвиг температурной кривой Т на величину At по сравнению с естественной геотермой Т₀ (рис. 100). Кровля работающего пласта на термограмме не выделяется.

В добывающей скважине с несколькими работающими пластами поступление жидкости из верхних пластов отмечается скачкообразным изменением угла наклона термограммы к оси глубин, связанным с калориметрическим смешиванием двух потоков жидкости (восходящего и притекающего из пластов) (рис. 101).

Метод фотоколориметрии нефти. Основан метод на определении коэффициента светопоглощения нефти K_сп, который зависит от содержания в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). К_сп нефти определяют путем исследования пробы нефти, отобранной на устье скважины, с помощью фотоколориметрии. Обычно его значение изменяется в достаточно широких пределах по площади залежи и по толщине

Рис. 100. Проявление дроссельного эффекта на термограмме действующей добывающей скважины с одним работающим пластом:

1 — интервал перфорации; \ ₀ — геотерма; \ — термограмма

Рис. 101. Термограмма действующей добывающей скважины с дроссельным эффектом против нижнего пласта и эффектом калориметрического смешивания жидкости

против двух верхних пластов.

Условные обозначения см. на рис. 100

горизонта: из скважин добывается "меченая” нефть, имеющая определенные свойства в каждой точке пласта.

Значение К_сп увеличивается от свода к периферии залежи и от кровли к подошве пласта. Так, К_сп нефти горизонта Д₁ Бавлинского месторождения возрастает от 192 ед. в присво-довой части залежи до 450 ед. вблизи внешнего контура нефтеносности. В процессе разработки этого однопластового относительно монолитного эксплуатационного объекта с применением законтурного заводнения происходит стягивание контуров нефтеносности. В результате нефть из периферийных частей залежи перемещается к скважинам внутренних ее частей. Соответственно К_сп добываемой из этих скважин нефти возрастает.

Периодически строя карты значений К_сп нефти в изолиниях и сопоставляя их, можно судить о направлении линий тока жидкости в пласте и скорости ее движения.

Многопластовые объекты нередко характеризуются резким изменением значений К_сп нефти по разрезу, в результате чего пласты или группы пластов имеют разные диапазоны значений К_сп. Так, в пласте Б₁ на Западно-Сургутском месторождении в Западной Сибири К_сп нефти изменяется от 300 до 543 ед., а в разрабатываемом совместно с ним пласте Б₁₀ — в диапазоне 120 — 310 ед.

Учитывая резкое различие К_сп нефтей разных пластов, по значению К_сп нефти, получаемой из скважины, можно судить, какие пласты в ней работают на дату замера.

При точно установленных закономерностях изменения К_сп нефти по толщине объекта разработки и по площади каждого пласта можно рассчитать количественное распределение дебита скважины между совместно работающими пластами. Так, при двухпластовом объекте доли пластов в общем дебите скважины соответственно равны:

^q 1 = (^Ксп2 ^-
Кспсм )(^Ксп2 ^{- К}сп1)

q 2 = (к_спсм - К_Сп 1 ) - К_Сп, ), (XIV.8)

где q₁, q₂ — относительные дебиты соответственно первого и второго пластов; К_сп₁, К_сп2 — значения К_сп нефти соответственно первого и второго пластов; К_{сп см} — смеси нефти двух пластов, полученной из скважины.

Кроме описанных выше методов, для выделения работающих и неработающих пластов могут привлекаться и другие виды исследования, такие, как нейтронный каротаж, резис-тивиметрия и т.п. Выделение неработающих пластов нейтронными методами основано на том, что в их призабойной зоне остается фильтрат промывочной жидкости, попавшей при бурении или при ремонте скважин, и на диаграммах методов НГМ —ННМт они выделяются как водоносные. Если скважина дает безводную нефть, значит, эти пласты не участвуют в работе скважины.

Рис. 102. Определение неработающих пластов в добывающей скважине по данным комплекса НГМ-ННМт.

Условные обозначения см. на рис. 96

На рис. 102 приведен пример выделения работающих и неработающих пластов в безводной эксплуатационной скважине нейтронными методами. Здесь верхние три прослоя по комплексу НГМ —ННМт выделяются как нефтеносные, следовательно, они работают. Нижний, нефтеносный по данным электрометрии, перфорированный пласт, видимо, не работает, так как на диаграммах радиометрии он выделяется как водоносный. Поскольку скважина работает безводной нефтью, можно полагать, что этот пласт загрязнен фильтратом раствора, а это в свою очередь указывает на то, что приток из него не вызван.

Как уже указывалось, важную информацию о степени о х -вата пласта процессом вытеснения дают данные о пластовом давлении. Однако в условиях совместной работы пластов в скважине фиксируется давление, соответствующее наиболее активно работающему пласту. Данные о пластовом давлении в каждом из пластов можно получить косвенным способом — путем исследования скважины методом установившихся отборов с определением дебита пластов глубинным потокоме-ром и замером забойного давления, общего для всех пластов. Построение по этим данным индикаторных диаграмм и экстраполяция их до оси давлений позволяют найти значения пластового давления для каждого пласта в отдельности (см. § 4 главы XIII).

Для построения карт охвата пластов многопластового объекта воздействием проводят систематизацию и обобщение в комплексе всей имеющейся промыслово-геологической информации об особенностях геологического строения объекта разработки, применяемой системы разработки, о работе каждого пласта в скважинах, взаимодействии добывающих и нагнетательных скважин.

Обобщение данных проводят примерно в такой последовательности.

Вначале обобщают все данные о строении объекта разработки: для каждого пласта многопластового объекта строят карты, характеризующие его макро- и микронеоднородность по площади, — карты распространения коллекторов в целом и коллекторов разных типов. Эти карты используются в качестве геологической основы для анализа.

Затем обобщают все имеющиеся данные о работе пластов в каждой действующей нагнетательной и добывающей скважине: выделяют работающие и неработающие пласты, определяют приемистость и дебиты работающих пластов.

При обобщении информации о работе пластов полезно разделить ее по степени надежности на несколько групп.

К группе самых достоверных данных следует относить информацию, полученную по скважинам, в которых перфорирован только один пласт. В этом случае все данные о работе скважины (дебит или приемистость, обводненность, пластовое давление, газовый фактор и др.) соответствуют данным о работе именно этого пласта. Обработка такой информации наиболее проста и не требует специальных приемов.

Ко второй группе данных, менее достоверных, следует относить информацию по скважинам, в которых перфорировано два-три пласта или более, но работает только один пласт. В этом случае дебит (приемистость), замеренный на поверхности, а также пластовое давление могут быть отнесены только к работающему пласту. Достоверность материалов этой группы зависит от степени надежности доказательств того, что в данной скважине действительно работает только один конкретный пласт. Прямыми доказательствами служат данные глубинной потокометрии, термометрии, К_сп нефти и др.

При большом фонде скважин, при механизированной эксплуатации и т.д. количество таких доказательств часто оказывается ограниченным. В таких случаях привлекают косвенные данные. Скважины, в которых охвачен вытеснением лишь один из перфорированных пластов, могут быть достаточно надежно выделены путем тщательного сопоставления перфорированных пластов в нагнетательных и ближайших добывающих скважинах и изучения характера их взаимодействия. При этом исходят из следующих рассуждений. Допустим, в нагнетательной и ближайшей добывающей скважине в связи с макронеоднородностью перфорированы одноименный пласт и по одному разноименному пласту. При явной реакции добывающей скважины на закачку воды можно уверенно считать, что в нагнетательной скважине воду принимает (т.е. в районе этой скважины охвачен вытеснением) пласт, имеющийся в обеих скважинах. При значительной приемистости нагнетательной скважины, но при отсутствии влияния на добывающую скважину (если нет оснований для предположения о наличии литологического или другого экрана между скважинами) можно сделать вывод о том, что в нагнетательной скважине воду принимает лишь пласт, отсутствующий в рассматриваемой добывающей скважине.

Поясним изложенный методический прием на конкретном более сложном примере (рис. 103, t). Закачка воды ведется

Рис. 103. Выделение работающих пластов по взаимодействию скважин:

А — работает только пласт в; А — работает только пласт г; пласты: 1 перфорированные, 2 — работающие, 3 — неработающие; скважины: 4 нагнетательные, 5 — добывающие, хорошо реагирующие на закачку, 6 добывающие, не реагирующие на закачку; а — д — индексы пластов

через скв. 2, в которой перфорированы пласты, а, б, в и д. В соседней добывающей скв. 1, которая устойчиво фонтанирует при неизменном пластовом давлении, перфорированы три идентичных интервала — пласты а, • и в, а также пласт г, отсутствующий в нагнетательной скв. 2. В этом случае можно уверенно сказать, что в скв. 2 воду принимает один или несколько из пластов а, • и в, но какой из них (или какие), неизвестно. В другой эксплуатационной скв. 3 перфорированы пласты а, б, г и д. Скв. 3 на закачку воды в скв. 2 не реагирует (прекратила фонтанирование, пластовое давление снижено). Следовательно, в нагнетательной скв. 2 воду принимает лишь пласт, в котором и взаимодействуют скв. 2 и 1. Остальные пласты в районе этих скважин процессом вытеснения не охвачены — пласты а, б, д в связи с тем, что они не принимают воду, а пласт г потому, что он отсутствует в разрезе нагнетательной скважины.

В другом примере (рис. 103, ) в нагнетательной скв. 5

перфорированы пласты а, б и г. В добывающей скв. 4 перфорированы пласты а и б, а также пласт д; в добывающей скв. 6 — пласты а и г, а также пласт в. Если из этих двух добывающих скважин на закачку воды реагирует только скв. 6, то воду принимает пласт г. Подбирая таким путем добывающие скважины с разными перфорированными пластами и анализируя их взаимодействие с нагнетательными, можно выявить скважины, в которых работает только один пласт, и использовать данные о работе скважины в целом для характеристики этого пласта.

К третьей группе данных следует относить информацию по наиболее значительным по размерам участкам эксплуатационного объекта, где одновременно работают два или несколько пластов. Эта информация в целом оказывается наименее достоверной вследствие недостаточного количества исследованных скважин, а также из-за погрешностей в измерениях.

Для выделения работающих пластов и распределения дебита (приемистости) между ними следует использовать все прямые и косвенные данные. В первую очередь анализируют все имеющиеся данные исследования пластов в скважинах. На участках, не имеющих информации, но прилегающих к исследованным скважинам с несколькими работающими пластами и к участкам, освещенным информацией первой и второй групп, применяют косвенный прием, используемый для выделения одного работающего пласта, но позволяющий выделить здесь два и более одновременно работающих пласта. При распределении дебита (приемистости) между пластами учитывают соотношение значений толщины и проницаемости пластов в каждой рассматриваемой скважине. Правильность распределения оценивают, сравнивая анализируемую часть участка с другими его частями с близкой характеристикой, хорошо освещенными глубинными исследованиями, и при необходимости вносят коррективы.

Всю информацию о работе каждого пласта в добывающих и нагнетательных скважинах наносят на карты распространения коллекторов. Затем по аналогии с однопластовым объектом в пределах каждого пласта многопластового объекта выделяют зоны, охваченные и не охваченные процессом вытеснения.

КОНТРОЛЬ ВНЕДРЕНИЯ НАГНЕТАЕМОЙ ВОДЫ В ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ

§ 1. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Изучение особенностей заводнения продуктивных коллекторов при разработке залежей нефти занимает одно из важных мест в контроле за выработкой пластов и анализе разработки залежи. От характера продвижения воды по продуктивным пластам зависит полнота их охвата процессом вытеснения, а следовательно, и полнота выработки запасов.

Особенности продвижения воды в процессе разработки определяются геологическим строением залежей, применяемой системой разработки, свойствами нефти и вытесняющей ее воды и др.

В зависимости от этих факторов внедрение воды в залежь может происходить за счет:

природного водонапорного или упруговодонапорного режима;

закачки воды в пласты через нагнетательные скважины.

В первом случае в залежь внедряется контурная пластовая вода. Это сопровождается подъемом ВНК, перемещением (стягиванием) контуров нефтеносности, постепенным уменьшением размеров залежи, превращением ее в залежь, полностью подстилаемую водой.

Во втором случае при законтурном заводнении в пласты внедряется оторочка пластовой воды, а затем нагнетаемая вода. В остальном внедрение воды сопровождается теми же явлениями, что и в первом случае. Во втором случае при вну-триконтурном заводнении в пласты внедряется нагнетаемая вода, создаются искусственные водонефтяные контакты, постепенно удаляющиеся от нагнетательных скважин.

Создающиеся при внедрении воды разделы между водой и нефтью могут приобретать различные формы.

Формы поверхности текущего природного ВНК. При процессах вытеснения нефти водой, сопровождающихся подъ-

емом ВНК, последний может перемещаться параллельно его первоначальному положению или наклонно к нему, приобретать сложную форму. Характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности и их форма определяются такими факторами, как соотношение вязкостей нефти и воды, геологическая неоднородность продуктивного пласта, размеры водонефтяных зон и др.

Перемещение ВНК параллельно его начальному положению может происходить в однородных монолитных пластах при одинаковой вязкости нефти и воды, равномерном дренировании всего объема залежи. На практике такие условия встречаются крайне редко и, как правило, происходит более или менее существенное усложнение формы поверхности текущего ВНК.

При соотношении вязкостей нефти и пластовой воды |i₀ < < 1 в результате разработки залежи происходит более б ы строе перемещение внешнего контура нефтеносности по сравнению с внутренним, в результате чего ширина водонефтяной зоны постепенно сокращается (рис. 104). При этом поверхность ВНК, первоначально близкая к горизонтальной, начи-

Рис. 104. Схема изменения формы поверхности ВНК при соотношении вязкости нефти и воды ц₀ < 1.

Коллектор: 1 — нефтенасыщенный, 2 — заводненный; 3 — водонефтяная зона; контуры нефтеносности: 4 — внутренний начальный, 5 — внешний начальный, 6 — внешний текущий, 7 — внутренний текущий

нает наклоняться к центру залежи. Так, при разработке верхнемеловой массивной залежи маловязкой нефти Малго-бек-Вознесенского месторождения более интенсивный подъем ВНК происходил на периферии залежи, в результате чего он постепенно принял форму чаши.

В газонефтяной залежи Коробковского месторождения, разрабатываемой с законтурным заводнением при |i₀ < 1, также произошел наклон поверхности ВНК в сторону внутреннего контура (рис. 105).

В подобных случаях выработка запасов нефти из водонефтяных зон шириной до 1500-2000 м обычно происходит без их разбуривания, за счет вытеснения нефти водой к добывающим скважинам, пробуренным в начальном внутреннем контуре нефтеносности. Добывающие скважины в этих условиях длительное время работают без воды, а при подходе к ним внутреннего контура интенсивно обводняются и выводятся из эксплуатации. При этом обеспечиваются высокие охват залежи заводнением и коэффициент вытеснения нефти. Макронеоднородность продуктивного пласта, как это

Рис. 105. Схематические геологические профили газонефтяной залежи Коробковского месторождения (ц₀ < 1), представленной монолитным (i) и расчлененным (¦) пластами.

Контакты: 1 — начальный водонефтяной, 2 — начальный газонефтяной, 3 — текущий водонефтяной на 1 января соответствующего года; 4 — заводненная закачиваемой водой часть нефтенасыщенного пласта; 5 — водонасыщенный пласт; 6 — непроницаемые прослои

видно на рис. 105, не оказывает существенного влияния на характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности.

При повышении соотношения вязкостей нефти и воды до 2-3 в монолитных, достаточно однородных пластах характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности сходен с описанным выше. На рис. 106, $ приведен схематический профиль южного участка залежи горизонта Д! Бавлинского месторождения со сравнительно монолитным строением пласта, разрабатываемого с законтурным заводнением при ц₀ = 2. ВНК здесь перемещался довольно равномерно, приобретая слабый наклон к центру залежи. При этом достигнут высо-

Рис. 106. Схематические геологические профили по горизонту Д₁ Бавлинского месторождения (ц₀ < 2), представленному сравнительно монолитным ($) и расчлененным (•) пластами.

Условные обозначения см. на рис. 105

кий охват пласта заводнением - за текущим ВНК не остается существенных целиков нефти. Рассматриваемую часть водонефтяной зоны удалось разработать без сплошного разбуривания, за счет вытеснения нефти к скважинам, расположенным в чисто нефтяной зоне.

Вместе с тем уже при таком соотношении вязкостей нефти и воды, но при значительной макронеоднородности п р о-дуктивного пласта (наличие в нем локальных или выдержанных по площади непроницаемых прослоев) характер перемещения ВНК резко изменяется.

На северном участке залежи горизонта Д! Бавлинского месторождения (рис. 105, ), где продуктивный пласт расчленен

непроницаемыми прослоями, текущий ВНК приобретал наклон к периферии залежи. При этом произошло более интенсивное продвижение внутреннего контура по сравнению с внешним, поверхность ВНК приобрела волнообразную форму. В таких условиях степень охвата залежи заводнением снижается.

При более высоком соотношении вязкостей нефти и воды (ц₀ > 3) уже в монолитном пласте происходит наклон текущего ВНК в сторону внешнего контура; в связи с опережающим движением внутреннего контура по сравнению с внешним ширина водонефтяной зоны постепенно увеличивается.

На рис. 107 показано положение начального и текущего ВНК пласта С-1 Мухановского месторождения, разрабатываемого на естественном водонапорном режиме при ц ₀ = 3. В

Рис. 107. Схематический геологический профиль по пласту С-1 Мухановского месторождения (ц₀ = 3):

Ф — монолитная часть пласта; • — часть пласта с уплотненными глинистыми прослоями. Условные обозначения см. на рис. 105 монолитной части пласта поверхность ВНК приняла форму перевернутой чаши (рис. 107, Ф). При наличии в каких-то частях залежи непроницаемых прослоев подъем ВНК замедляется или прекращается. Текущий ВНК в целом приобретает сложную форму (рис. 107, ).

Наклон поверхности текущего ВНК в сторону внешнего контура нефтеносности или ее волнообразная форма указывают на неблагоприятные условия для охвата залежи заводнением, обусловливают возрастание периода обводнения скважин. Нефть из водонефтяных зон вытесняется плохо, поэтому при ц₀ > 3 даже при монолитном строении пласта эти зоны должны быть разбурены.

При соотношении вязкостей нефти и воды ц₀ > 5 происходит опережающее продвижение воды по более проницаемым прослоям и наиболее крупным порам продуктивного пласта, залежь как бы пронизывается водой. Поверхность контакта воды и нефти чрезвычайно сложна. Охват залежи процессом вытеснения обычно бывает низким. Скважины характеризуются непродолжительным безводным периодом эксплуатации, даже если они расположены во внутреннем контуре нефтеносности, основную часть добычи нефти получают в водный период. Скважины с высокой обводненностью в этих условиях могут работать десятки лет.

Формы движения закачиваемой воды. Характер внедрения нагнетаемой внутриконтурно воды в однопластовом объекте разработки зависит от соотношения вязкостей нефти и закачиваемой воды и степени неоднородности его фильтрационных свойств по толщине и по площади.

При соотношении вязкостей нефти и воды ц₀ < 3 и относительно однородном строении пласта по вертикали происходит близкое к поршневому (фронтальное) вытеснение нефти водой и обеспечивается высокий охват заводнением пласта по его толщине. В то же время сказывается влияние зональной неоднородности фильтрационных свойств пласта: более интенсивно вода движется в зонах пласта с лучшими коллекторскими свойствами и медленнее - по слабопроницаемым участкам. Это обусловливает неравномерность заводнения пласта по площади.

При соотношении вязкостей нефти и воды ц₀ > (3-5)

(вплоть до 30 и выше) проявляется влияние неоднородности коллекторских свойств и по толщине пласта происходит опережающее продвижение закачиваемой воды по более проницаемым прослоям даже в монолитном пласте. Причем, чем выше соотношение вязкостей нефти и воды и чем больше неоднородность фильтрационных свойств по толщине пласта, тем значительнее неравномерность вытеснения нефти. В таких случаях уже нельзя говорить о фронте вытеснения, так как границы между нефтью и водой в каждом слое занимают разное положение. В более проницаемых слоях вода уже может достичь добывающих скважин, а в менее проницаемых - еще находиться вблизи нагнетательных. В результате безводный период скважин непродолжителен и основная часть нефти добывается в водный период эксплуатации.

При внутриконтурном заводнении, особенно в случае залежей с обширными водонефтяными зонами, нагнетательные и добывающие скважины располагают и в пределах водонефтяных частей пласта. Если в нагнетательных скважинах перфорирована только нефтенасыщенная часть водонефтяного пласта, то процесс заводнения аналогичен описанному выше. В случае, если в нагнетательных скважинах перфорацией вскрыты и нефтяная, и водонасыщенная части пласта, в процессе разработки залежи происходит одновременно заводнение двух видов - сопровождающееся подъемом ВНК и сопровождающееся внедрением закачиваемой воды в нефтяную часть пласта (рис. 108). Преобладание того или иного вида заводнения зависит главным образом от соотношения объемов воды, закачанных в нефтяную и водяную части пласта.

При объединении в один объект разработки нескольких пластов характер внедрения воды зависит также от того, насколько различны их фильтрационные свойства.

При одинаковой проницаемости пластов, их выдержанности по площади и ц₀ < 3 возможно примерно равноскоростное продвижение закачиваемой воды по всем пластам. В частности, такое продвижение воды наблюдалось по пластам горизонта Б₈ Самотлорского месторождения в III блоке. Здесь продуктивный горизонт расчленен на два-три мощных пласта с проницаемостью 0,5-0,8 мкм² при ц₀ = 2. В процессе разработки вдоль рядов нагнетательных скважин во всех пластах сформировался непрерывный фронт закачиваемой воды, который перемещался в них с примерно одинаковой скоростью. В результате закачиваемая вода подходила к забоям добывающих скважин по всем пластам почти в одно и то же время.

Если в один объект разработки объединены пласты, различающиеся по коллекторским свойствам, то происходит опережающее продвижение воды по наиболее проницаемому пласту и отставание заводнения и выработки менее проницаемых пластов (рис. 109).

Рис. 108. Схематический

геологический профиль по горизонту Д₁ Абдрахманов-ской площади.

Пласты: 1 — нефтенасы

щенные, 2 — водонасыщенные, 3 — заводненные закачиваемой водой, 4 — заводненные пластовой водой за счет подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности; скважины: 5 —

добывающие, 6 — нагнетательные; водонефтяной

контакт: 7 — начальный,

8 — текущий

Рис. 109. Схематический

геологический профиль по горизонту Д₁ Миннибаев-ской площади.

Условные обозначения см. на рис. 108

При значительном различии коллекторских свойств пластов часто в менее проницаемые пласты в нагнетательных скважинах вода вообще не поступает и вытеснения нефти из них не происходит. Это существенно снижает охват залежи заводнением. Поэтому в один объект разработки следует объединять пласты с близкими коллекторскими свойствами.

Если отдельные пласты многопластового объекта характеризуются прерывистым строением или изменчивостью фильтрационных свойств по площади, то заводнение такого объекта отличается значительной неравномерностью, что, например, имеет место на месторождениях Узень (горизонты XIII-XIV), Ромашкинское (горизонт Д₁), Самотлорское (пласт Б01) и др.

§ 2. КОНТРОЛЬ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Контроль разработки продуктивных пластов предусматривает непрерывный на протяжении всей разработки сбор и обобщение данных о характере внедрения воды в пласты эксплуатационного объекта. Рациональный комплекс наблюдений зависит от геолого-физических условий, применяемых систем разработки и соответственно от ожидаемых закономерностей внедрения воды. Лишь при четко организованном контроле возможно правильное определение мер по регулированию процесса перемещения воды в пластах.

К задачам контроля заводнения относятся следующие: установление на определенную дату (обычно на начало каждого года) положения границ той части залежи, из которой нефть вытеснена водой, т.е. определение текущего положения ВНК, контуров нефтеносности и разделов между закачиваемой водой и нефтью;

определение скорости перемещения воды в пластах; определение коэффициента нефтеизвлечения в заводненном объеме.

Эти задачи решаются на основании данных исследования скважин. В настоящее время нет универсального метода, позволяющего уверенно фиксировать положение текущих границ внедряющейся в залежь воды. Поэтому необходимо применять комплекс методов и проводить совместный анализ получаемых результатов. Для каждой залежи, исходя из геологических предпосылок особенностей внедрения воды в 344 продуктивные пласты, следует обосновывать и применять свою систему контроля.

В настоящее время разработаны и применяются прямые методы, такие как контроль по данным о динамике обводнения скважин, гидрохимические и промыслово-геофизические методы, а также косвенные, основанные на систематизации и обобщении различной геолого-промысловой информации.

Рассмотрим основные, наиболее эффективные методы контроля.

Контроль по данным обводнения скважин предусматривает определение границ внедрения воды на основе систематического наблюдения за обводнением добывающих скважин. Этот метод наиболее прост и не требует применения специальных глубинных приборов. Обводненность продукции скважин определяется путем исследования проб жидкости, отбираемых на устье скважин. В результате получают данные о времени появления воды в продукции каждой скважины, о доле воды в жидкости (процент обводнения) на различные даты.

Гидрохимические методы контроля основаны на наблюдениях за химическим составом попутных вод, которые проводятся в комплексе и одновременно с контролем обводненности продукции скважин. При этом определяют минерализацию, плотность и характерные компоненты химического состава попутной воды, а также содержание искусственных индикаторов, если они подаются в закачиваемую через нагнетательные скважины воду.

Контроль за внедрением воды по данным об обводнении скважин достаточно эффективен лишь для однопластовых объектов. При разработке залежи на природном водонапорном режиме или при законтурном заводнении появление воды в ранее безводных скважинах может означать следующее. Если скважина расположена в водонефтяной зоне и в ней перфорирована верхняя часть нефтенасыщенной толщины пласта, то начало ее обводнения связано с подъемом ВНК и совпадает с моментом, когда поверхность ВНК достигает нижних перфорированных отверстий. Однако следует учитывать, что в случае монолитного пласта вода в продукции скважины может появиться и тогда, когда текущий ВНК еще остается ниже перфорационных отверстий на 2-3 м. Причиной раннего появления воды может быть конусообразование, разрушение глинистой корки в заколонном пространстве под действием перепада давления между перфорированной и водяной частями пласта при работе скважины. В этом случае положение текущего ВНК по данным обводнения может быть несколько завышенным.

Для определения положения текущего ВНК в пределах интервала перфорации по данным о доле воды в продукции скважины предложены различные формулы и эмпирические зависимости. Однако точность количественных определений положения ВНК по этим данным обычно низка. Поэтому показатели обводненности скважины пригодны только для качественных заключений. Если обводненность низкая, то считают, что текущий ВНК расположен в нижней части интервала перфорации; если обводненность высокая, значит, текущий ВНК находится ближе к верхним перфорационным отверстиям.

Появление пластовой воды в скважине, расположенной в пределах начального внутреннего контура нефтеносности залежи, указывает на перемещение внутреннего контура нефтеносности в связи с подъемом ВНК. Зная моменты прохождения текущего внутреннего контура через различные скважины, можно фиксировать его положение на различные даты и определять скорость движения на разных участках залежи. Переход скважины на работу только водой указывает на прохождение через эту точку залежи и внешнего контура нефтеносности. На практике этот момент фиксируется с некоторой долей приближенности, поскольку добывающие скважины обычно отключаются при обводненности 95-98 %.

При заводнении однопластовой залежи данные о начале обводнения скважин закачиваемой водой дают возможность достаточно уверенно фиксировать положение передней границы фронта нагнетаемой воды. При этом, исходя из характера строения пласта по толщине, можно судить, по какой ее части закачиваемая вода подошла к добывающей скважине, а какая ее часть на эту дату осталась нефтенасыщенной.

Использование данных об обводнении скважин для контроля за заводнением многопластовых объектов малоэффективно.

При использовании данных обводненности скважин необходимо иметь в виду, что появление воды в скважине может быть вызвано техническими причинами, не связанными с вытеснением нефти водой: с негерметичностью эксплуатационных колонн и некачественным цементированием заколонного пространства. При наличии таких дефектов в техническом состоянии скважины в нее может поступать вода из не-перфорированных водоносных интервалов - чужая или подошвенная. Все скважины, в которых появление воды связа-346 но с техническими причинами, должны быть выявлены, данные по ним исключаются из анализа.

Необходимо проверять техническое состояние скважин, в которых появилась вода, если по другим данным (местоположение скважины на объекте, минерализация воды, характер нарастания обводненности и др.) это не связано с вытеснением нефти. Для этой цели используются методы промысловой геофизики - радиометрические, акустические, термометрические.

Пример выявления заколонной циркуляции по одной из добывающих скважин Ромашкинского месторождения приведен на рис. 110.

В пластах с высокой вертикальной проницаемостью массовое обводнение скважин может быть связано с образованием конусов подошвенной воды (рис. 111). По залежам с установленным конусообразованием данные об обводнении скважин не могут быть использованы для контроля за внедрением воды.

Промыслово-геофизические методы, используемые для контроля заводнения пластов в скважинах, можно разделить

Рис. 110. Выделение интервала заколонной циркуляции кислородным нейтронно-активационным методом.

Замеры в скважинах: 1 — работающей, 2 — остановленной; интервалы: 3 — перфорации, 4 — заколонной циркуляции

Рис. 111. Схема образования конуса воды при наличии подошвенной воды.

Коллекторы: 1 — нефтенасыщенные, 2 — водонасы

щенные, 3 — заводненные за счет конусообразования

на две большие группы: электрометрические и другие виды исследований, проводящиеся в открытом стволе скважин при бурении, и радиометрические, проводящиеся в обсаженных скважинах после их бурения и в процессе эксплуатации.

Исследования в открытом стволе дают ценную информацию по новым скважинам, которые в значительном количестве бурятся позже скважин основного фонда (резервные, оценочные и др.). В этих скважинах с помощью электрометрических методов (БКЗ, СП, ГМ, ИНГМ и др.) достаточно уверенно определяют текущее положение ВНК или выделяют интервалы пластов, заводненные минерализованными водами (рис. 112). Сложнее выделить интервалы пластов-коллекторов на участках, по которым к моменту бурения скважин прошла закачиваемая пресная вода, характеризующаяся высоким электрическим сопротивлением и низким хлор содержанием, поскольку по данным ГИС их труднее отличать от нефтенасыщенных интервалов.

Основными промыслово-геофизическими методами контроля динамики заводнения пластов на разные даты служат нейтронные методы, применяемые в обсаженных скважинах. Они дают возможность отличать интервалы пластов, насыщенные нефтью или пресной водой, от интервалов, насыщенных пластовой минерализованной водой (с хлорсодержа-нием). Наиболее широко применяются методы НГМ и ННМ. Иногда этот комплекс дополняется методами НГМнт, ГМ и НА. Хорошие результаты дают исследования импульсным генератором нейтронов. Возможности применения указанных методов значительно расширились после внедрения малогабаритных приборов, позволяющих проводить исследования через насосно-компрессорные трубы в фонтанирующих скважинах.

Наиболее результативны нейтронные методы в скважинах с неперфорированной колонной в интервале исследования, где состав жидкости по стволу скважины не меняется. В этих

Рис. 112. Пример определения текущего ВНК по данным электрометрии.

Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой, 3 водонасыщенные

случаях изменения на диаграммах радиометрии в исследуемом интервале на разные даты однозначно могут быть связаны только с изменением насыщенности коллекторов.

Для проведения таких исследований в разных частях залежи бурят специальные контрольные скважины, в которых колонны остаются неперфорированными.

На рис. 113 приведен пример наблюдения за подъемом ВНК в одной из контрольных скважин Мухановского месторождения. В этой скважине в продуктивном пласте С-I толщиной 48 м по данным электрометрии начальный ВНК зарегистрирован на глубине 2086,6 м. Для контроля за его перемещением в скважине периодически проводились замеры нейтронными методами. По данным нейтронного гамма-каротажа установлено, что через 5 лет ВНК поднялся до глубины 2073,6 м, еще через 6 лет - до 2064,8 м, а еще через два года по материалам импульсного нейтронного гамма-каротажа его положение определено на глубине 2060 м.

Подобные исследования нейтронными методами проводят-

Рис. 113. Применение НГК для контроля за заводнением пластов, не вскрытых перфорацией.

Условные обозначения см. на рис. 112

ся также в фонтанных добывающих скважинах, в которых по каким-либо причинам часть пластов не перфорирована. Наиболее благоприятны для этой цели условия действующих добывающих скважин на месторождениях, где в разработку введены два или больше эксплуатационных объекта. В этих случаях для контроля за заводнением верхних неперфориро-ванных объектов можно привлекать скважины, эксплуатирующие нижний объект, а скважины верхнего объекта можно использовать для контроля заводнения нижних, вскрытых бурением, но неперфорированных пластов. Однако это возможно при наличии ряда условий.

Как уже отмечалось, возможности выделения в разрезе скважины с неперфорированной колонной интервалов, заводненных закачиваемой пресной водой, обычно ограничены, так как с помощью нейтронных методов практически невозможно отличить интервалы, насыщенные нефтью, от интервалов, насыщенных пресной водой. Такие заводняющиеся интервалы могут быть выделены на ранних стадиях внедрения воды. При внутриконтурном заводнении это обусловлено тем, что в процессе движения по пласту первая порция закачиваемой воды осолоняется за счет остаточной минерализованной воды продуктивного пласта. В результате этого перед фронтом пресной воды обычно имеется оторочка минерализованной воды. При достаточной периодичности замеров методами радиометрии в контрольных неперфорированных скважинах в краткий период прохождения оторочки осоло-ненной воды возможно выявить пласты или отдельные их интервалы, обводняющиеся закачиваемой пресной водой.

Это можно показать на примере неперфорированной контрольной скважины горизонта Д Ромашкинского месторождения (рис. 114). По данным электрометрии было установлено, что пласты «б» и «гд» полностью нефтенасыщены, а значительная часть пласта «в» (интервал 1756-1760 м) заводнена осолоненной закачиваемой водой. Через полгода по данным комплекса методов НГМ - ННМт определено, что пласт «в» полностью заводнен осолоненной водой (на это указывает смещение кривой ННКт влево относительно кривой НГК во всем интервале пласта).

Исследование с помощью того же комплекса через год показало, что нижняя часть пласта уже обводнена пресной водой (кривая ННКт вновь совместилась с кривой НГК). Верхняя часть этого пласта оставалась заводненной осолоненной водой. В то же время осолоненная вода внедрилась в нижнюю часть пласта «б» в интервале 1744-1751 м.

Через два года пласт «в» уже полностью заводнен пресной водой, пласт «б» в большей нижней части заводнен пресной, а в самой верхней части осолоненной водой; отмечено заводнение осолоненной водой нижней части пласта «гд». Еще через 11 лет пласт «б» полностью обводнился пресной водой, в пласте «гд» осталась нефтенасыщенной лишь самая верхняя его часть толщиной около 2 м, а остальная часть обводнена осолоненной водой.

Выделение в перфорированном многопластовом объекте заводненных пластов - значительно более сложная задача, требующая привлечения методов, основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др. С помощью глубинного дебитомера выявляются работающие в скважине пласты. Затем определяется состав жидкости против работающих интервалов, для чего используются замеры диэлектрическим влагомером, гамма-плотномером или резистивиметром. На рис. 115 приведен пример определения в скважине обводненного интервала по комплексу дебитомер - плотномер. Скважина, в которой перфорированы три нефтяных пласта, работала с дебитом 150 м/сут при обводненности 25 %. Глубинным дебитомером установлено, что работали в основном верхний и нижний пласты, на долю которых приходилось соответственно 53 и 42 % общего дебита жидкости в скважи-

Рис. 114. Заводнение пластов горизонта Д₁ Ромашкинского месторождения в контрольной неперфорированной скважине.

Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные осолоненной водой, 3 — заводненные пресной водой

Рис. 115. Пример выделения заводняемого пласта по изменению скорости потока и состава жидкости в стволе работающей скважины.

Пласты: 1 — нефтенасыщенные, 2 — заводненные закачиваемой водой; 3 — интервал перфорации

не. При исследовании скважины плотномером на глубине 1747 м по резкому увеличению интенсивности гамма-излучения установлена нижняя граница притока жидкости в скважину. Выше этой границы плотность жидкости минимальна, что свидетельствует о притоке из нижнего пласта безводной нефти и о наличии воды в зумпфе скважины. Еще выше, начиная с подошвы верхнего пласта (1725 м), плотность жидкости оказалась более высокой (интенсивность гамма-излучения повысилась), что указывает на приток из верхнего пласта воды вместе с нефтью.

Наиболее надежное выделение интервалов поступления воды таким способом обеспечивается, когда дебит скважин вы -сок (более 100-120 м/сут) и в колонне не происходит гравитационного разделения нефти и воды. При меньшем дебите вода не полностью выносится на поверхность, часть ее скапливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации. В результате эффективность способа снижается.

При небольшом дебите значительную помощь может оказать метод наведенной активности кислорода, при котор ом фиксируется движение по стволу скважины воды. На рис. 116 показан пример определения притока пресной воды в одной из добывающих скважин, в которой перфорированы два пласта, работающие с дебитом 8-10 м/сут, при обводненности 60 %. По наведенной активности кислорода на глубине 1607 м четко выделяется нижняя граница притока воды в скважину. Кривые прямого и обращенного зондов сходятся. Судя по замеру плотномером, нижний пласт работает через столб воды в колонне безводной нефтью (методом наведенной активности кислорода движения воды по колонне против него не зафиксировано).

Применение термометрии для выделения обводненных пластов основано на том, что обычно в пласт нагнетается вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе добывающей скважины интервалы с пониженной температу-

Рис. 116. Пример выделения заводняемого пласта методом наведенной активности кислорода.

Условные обозначения см. на рис. 115

рой, удастся выделить пласты, промытые закачиваемой водой. Но, поскольку фронт охлаждения отстает от фронта вытеснения, термометрия дает результаты по пластам, через которые прошли значительные объемы нагнетаемой воды.

Главная цель обобщения комплекса получаемых данных о заводнении продуктивного пласта - установление объема залежи, занятого водой в результате вытеснения нефти, и соответственно - границ размещения оставшихся запасов. Для этого по однопластовым объектам строят на определенные последовательные даты карты с выделением заводненных зон пласта и указанием причин (вида) заводнения; карты поверхности текущего ВНК; карты текущего положения контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды; карты заводненной толщины пластов; карты остаточной нефтенасыщенной толщины и др.

Эти карты могут быть построены каждая в отдельности или в виде совмещенной карты. Строят их с использованием всей полученной на определенную дату информации. Вначале проводят обработку комплекса первичного материала по каждой скважине, в процессе которой выделяют интервалы, заводненные пластовой и закачиваемой водой, устанавливают текущее положение ВНК, определяют обводненную и остаточную нефтенасыщенную толщину и т.п.

В качестве геологической основы используют карту распространения коллекторов разной продуктивности, карту охвата пластов воздействием или карту разработки, на которых показано положение начальных контуров нефтеносности.

Увязывая данные исследования заводнения пластов в скважинах с данными об эксплуатации скважин, определяют положение текущих контуров нефтеносности, выделяют зоны, заводняемые пластовой и закачиваемой водой, или проводят изопахиты заводненной либо остаточной нефтенасыщенной толщины, наносят изгипсы текущей поверхности ВНК.

Построение карт следует начинать с участков, для которых имеется достаточный объем надежной информации, позволяющий установить закономерности заводнения пластов. Эти закономерности могут быть распространены на идентичные участки, менее освещенные исследованиями.

При изучении процесса заводнения многопластового объекта разработки наряду с данными о заводнении пластов в скважинах требуется информация не только о дебите и приемистости в целом по скважине, но и о работе (дебите, обводненности, приемистости) каждого пласта в отдельности.

Эту информацию получают с помощью глубинной потокометрии, влагометрии и других методов (см. § 3 главы XIV).

Названные выше карты строят для каждого пласта многопластового объекта. При этом всю информацию о заводнении и работе пластов, полученную по скважинам, по степени ее достоверности целесообразно разделить на несколько групп. К наиболее достоверным относят данные по скважинам, в которых перфорирован только один пласт, и данные, полученные методами радиометрии в неперфорированных контрольных скважинах. Данные средней достоверности получают по скважинам, в которых перфорировано несколько пластов, но из них работает только один. И наименее достоверны данные по скважинам, в которых перфорированы и работают несколько пластов.

Карты заводнения каждого пласта многопластового объекта строят подобно тому, как это было показано для однопластового объекта. При этом в первую очередь используются наиболее достоверные данные, которые затем дополняются менее достоверными.

В зависимости от особенностей строения пласта, применяемой системы разработки, специфики вытеснения нефти водой, количества и качества фактических данных карты заводнения могут строиться с разной степенью детальности. На рис. 117 приведены карты заводнения участка на многоплас-

Рис. 117. Карты заводнения пласта на начало 1990 г. ($) и 1995 г. (•).

Породы-коллекторы: 1 — высокопродуктивные нефтенасыщенные, 2 —

высокопродуктивные с внедрившейся закачиваемой водой, 3 — малопродуктивные нефтенасыщенные; 4 — границы внедрения закачиваемой воды; скважины: 5 — добывающие, 6 — нагнетательные товом объекте, разрабатываемого с внутриконтурным нагнетанием воды, составленные на две даты. При сравнении этих карт видно, что вода перемещается лишь по высокопродуктивным коллекторам, из низкопроницаемых коллекторов на этом участке нефть не вытесняется. Необходимо принимать меры по включению в процесс разработки таких частей залежи.

При наличии соответствующей информации на этих картах в зонах с внедрившейся водой можно было бы также выделить подзоны, промытые водой по всей толщине и с внедрением воды лишь по части толщины пласта. В последних можно было бы показать остаточную нефтенасыщенную и заводненную толщины.

Карты заводнения используют при определении мер по регулированию разработки, для прогнозирования обводненности добывающих скважин, оценки нефтеотдачи в заводненной зоне пласта, выявления невыработанных целиков нефти.

Из изложенного в главах XIII-XV настоящего учебника видно, что контроль состояния разработки нефтяных залежей - многоплановые трудоемкие, постоянно выполняемые исследования скважин и пластов, перманентное накопление и обобщение получаемых данных. Новые возможности для выполнения комплекса всех этих исследований и повышения эффективности контроля в целом появились в последние годы благодаря созданию компьютерных геолого-техноло-гических моделей залежей, постоянно действующих в течение всего периода их разработки.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В РАЗНЫХ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

§ 1. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ

Под регулированием разработки залежей нефти и газа понимается управление процессом извлечения УВ с помощью комплекса различных технологических и технических мероприятий. Регулирование заключается в целенаправленном изменении направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, в создании благоприятных условий для дренирования запасов. Оно осуществляется на протяжении всего периода разработки залежи.

Необходимость постоянного регулирования процесса извлечения запасов нефти и газа определяется следующими обстоятельствами.

Как было указано выше, обоснование системы разработки производится по данным редкой сетки разведочных скважин, когда детали строения залежи обычно еще слабо изучены. Поэтому проектирование ведут исходя из средних параметров залежи, на базе ее приближенной модели. Вследствие этого принятая система разработки не в полной мере отвечает всем деталям строения объекта разработки и уже в период освоения залежи проектные решения требуется дополнять мероприятиями, необходимость которых вытекает из уточнения представлений об особенностях строения залежи, т.е. осуществлять регулирование разработки.

Следующее обстоятельство заключается в том, что разрабатываемая залежь представляет собой сложную динамическую систему, непрерывно меняющуюся во времени. По мере отбора запасов постоянно меняются условия их извлечения на отдельных участках и в целом по залежи. Уменьшаются чисто нефтяные зоны пласта, сокращается нефтенасыщенная толщина, меняются фонд скважин, его состояние и т.д. Это также требует постоянного развития ранее принятых технологических решений, перераспределения объемов добычи и закачки рабочего агента между скважинами и участками за-

лежи, принятия мер по вовлечению в разработку не охваченных воздействием зон и выявленных целиков нефти и т.д., т.е. проведения обширного комплекса мероприятий по регулированию разработки с учетом постоянно меняющихся условий выработки запасов.

Цели регулирования разработки подчинены требованиям, которые предъявляются к рациональным системам разработки. В первую очередь с помощью регулирования должна быть обеспечена предусмотренная проектным документом динамика добычи углеводородов по объекту разработки. На ранней стадии разработки ее регулирование должно способствовать выводу объекта на максимальный проектный уровень отбора нефти и газа за счет наиболее полного использования применяемой системы. Масштабы работ по регулированию динамики добычи возрастают в конце II и на III стадии разработки, когда решаются задачи сохранения максимального уровня добычи нефти и газа возможно более длительное время и замедления темпов последующего снижения добычи.

Другой важной целью регулирования разработки является достижение по залежи проектного коэффициента извлечения нефти. Условия для этого должны создаваться методами регулирования с самого начала ввода залежи в разработку и далее обеспечиваться на протяжении всего длительного периода разработки.

В четвертой стадии разработки особенно возрастает задача доизвлечения нефти из менее проницаемых прослоев коллекторов, "заблокированных" высокопроницаемыми обводненными прослоями.

Третья цель регулирования - всемерное улучшение экономических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеотдачи отбора попутной воды и др.

При искусственном воздействии на пласт регулирование разработки может осуществляться как через нагнетательные скважины - для обеспечения наиболее полного охвата объема залежи воздействием от закачиваемого агента, так и через добывающие скважины - для обеспечения охвата дренированием всего объема залежи. При разработке на естественных режимах регулирование производится только через добывающие скважины.

Для решения конкретных задач управления процессом разработки применяют большое количество методов и способов, которые можно объединить в две большие группы:

регулирование через пробуренные скважины без существенного изменения принятой системы разработки;

регулирование с изменением системы разработки (уплотнение сетки скважин, разукрупнение объектов разработки, изменение вида заводнения и др.).

Методы и способы регулирования разработки выбирают в зависимости от поставленных целей и задач, исходя из основных принципов регулирования и конкретных геологофизических условий.

§ 2. ПРИНЦИПЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ

Под принципом регулирования разработки понимают главную направленность мероприятий по управлению процессом дренирования залежи. Разным геолого-физи-ческим условиям отвечают свои принципы регулирования.

На нефтяных месторождениях в однопластовых объектах, характеризующихся однородным строением по площади и малой вязкостью нефти, разработка которых ведется на природном водонапорном режиме с законтурным или при-контурным заводнением или с разрезанием на широкие полосы (до 4 км), может быть принят принцип равномерного перемещения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды к центральному стягивающему ряду (рис. 118). Реализация этого принципа в указанных геологических условиях возможна, поскольку нагнетательные скважины характеризуются примерно одинаковой приемистостью, а добывающие скважины - близкими дебитами. Равномерное перемещение контуров нефтеносности обеспечивает минимальные потери нефти в пласте на линиях стягивания контуров. Эти потери в других геологических условиях, когда невозможно

Рис. 118. Равномерное стягивание контура нефтеносности в однопластовом однородном объекте.

Контуры нефтеносности: 1 — начальный, 2 — текущий;

скважины: 3 — нагнетательные, 4 — добывающие обеспечить равномерное перемещение контуров, могут быть значительными.

В однопластовом объекте маловязкой нефти с закономерной зональной микронеоднородностью пласта, разрабатываемом с теми же методами воздействия, принцип равномерного стягивания контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды не может быть реализован. Это обусловлено резким различием приемистости нагнетательных скважин и дебитов добывающих скважин, расположенных в зонах в ысо-кой и низкой проницаемости пласта. Выравнивание дебитов и приемистости во всех скважинах - задача нереальная, так как повысить дебиты и приемистость скважин, расположенных в малопродуктивных зонах, до их уровня в высокопродуктивных зонах технически невозможно, а ограничение и х в скважинах высокопродуктивных зон приведет к общему снижению добычи по залежи и удлинит сроки разработки. Поэтому в указанных геологических условиях может быть целесообразным принцип ускоренной выработки более п р о-дуктивных зон залежи. Ускоренное продвижение контуров нефтеносности (при законтурном или приконтурном заводнении) или фронта закачиваемой воды (при внутриконтурном заводнении) обеспечивает опережающую выработку и заполнение более продуктивных зон пласта, т.е. "естественное" разрезание залежи контурной или закачиваемой водой на отдельные блоки с низкой проницаемостью (рис. 119). При реализации этого принципа "естественное" разрезание фор -сируется путем увеличения приемистости нагнетательных скважин и отбора жидкости из добывающих скважин, расположенных в высокопродуктивных зонах. В последующем в заводненных зонах часть выполнивших свое назначение добывающих скважин переводится под нагнетание воды для повышения темпов выработки запасов из малопродуктивных зон залежи путем усиления воздействия на них.

Рис. 119. Нагнетание воды в пласт по линиям "естественного" разрезания залежи.

Скважины: 1 — первой очереди, 2 — второй очереди; остальные условные обозначения см. на рис. 118

Многопластовые объекты обычно разрабатываются с вну-триконтурным заводнением. Наилучшим принципом регулирования разработки таких объектов является принцип равноскоростной выработки всех пластов по разрезу при равномерном продвижении по ним контуров нефтеносности и фронта закачиваемой воды. Реализация этого принципа возможна лишь в том случае, если пласты объекта разработки имеют одинаковую продуктивность и относительно однородны по площади. Но такие условия в природе встречаются крайне редко. В большинстве случаев многопластовые объекты характеризуются существенной изменчивостью физических свойств в пределах всех или части пластов и различием в средних значениях свойств пластов.

При определении принципиального подхода к регулированию разработки многопластовых объектов решающую роль играют особенности их строения и различия фильтрационных свойств.

Нередко по разрезу многопластового объекта толщина и проницаемость пластов возрастают сверху вниз. В этих условиях применим принцип ускоренной выработки каждого нижележащего пласта по сравнению с вышележащим. При этом регулирование направлено на опережающую выработку нижнего пласта при обеспечении возможно более полного включения в разработку верхних пластов, хотя и более низкими темпами. По мере заводнения нижний пласт выключают из разработки путем его отключения в добывающих, а затем и в нагнетательных скважинах. Подобным образом осуществляется опережающая выработка следующего вышележащего пласта. В конечном счете обеспечиваются темпы выработки пластов, уменьшающиеся снизу вверх.

Многие многопластовые объекты характеризуются тем, что слагающие их пласты высокой продуктивности расположены в верхней части объекта. В таких случаях может реализовываться принцип опережающей выработки наиболее продуктивного и содержащего основные запасы пласта независимо от того, в какой части разреза объекта разработки он находится. Одновременно целью регулирования является максимально возможная интенсификация выработки других пластов. Это необходимо для того, чтобы к моменту обводнения основного пласта в нижних пластах осталось как можно меньше запасов, так как довыработка их будет происходить в усложненных условиях из-за недостаточной надежности применяемых методов изоляции верхних обводнившихся пластов объекта.

При резкой геологической неоднородности и примерной равноценности всех пластов объекта принципиальная направленность регулирования заключается в возможно более полном вовлечении в работу всех пластов при максимальном уменьшении различий в темпах их выработки.

При массивном строении залежей с большим этажом нефтеносности, когда при разработке происходит подъем ВНК, целесообразен принцип регулирования разработки, предусматривающий обеспечение относительно равномерного подъема ВНК по всей площади залежи. Осуществляют это путем изоляции (отключения) интервалов перфорации и последовательного переноса перфорации вверх по разрезу по мере подъема ВНК (рис. 120), с установлением оптимальных режимов работы добывающих скважин.

При определении принципов регулирования разработки

Рис. 120. Последовательный перенос интервалов перфорации при разработке массивной залежи.

Коллекторы: 1 — нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные; 3 — интервалы перфорации; 4 — изолированные интервалы перфорации; I, II, III — последовательные этапы перфорации

газонефтяных залежей исходят из того, что нефть вытесняется водой более полно, нежели газом за счет расширения газовой шапки. Поэтому в условиях природного активного напора контурных вод или приконтурного заводнения реализуют принцип регулирования разработки, предусматривающий обеспечение неподвижности ГНК и возможно более равномерного подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности. Неподвижность ГНК обеспечивают, регулируя отбор газа из газовой шапки таким образом, чтобы давление в газовой шапке все время оставалось равным пластовому давлению в нефтяной части залежи (излишний отбор газа приведет к подъему ГНК, т.е. к внедрению нефти в газовую шапку, причем значительную часть этой нефти впоследствии не удается извлечь).

В условиях применения барьерного заводнения на газонефтяных залежах принципиальной направленностью регулирования разработки является создание сплошного водяного барьера между нефте- и газонасыщенной частями пласта.

При разработке нефтегазовой залежи на газонапорном режиме (при вытеснении нефти газом за счет опускания ГНК), когда превалирующим видом энергии служит энергия расширяющегося газа газовой шапки, основная цель регулирования заключается в рациональном использовании энергии газа. Осуществляют этот принцип путем регулирования отборов жидкости, попутного газа и оптимального выбора интервалов перфорации.

При определении принципиального подхода к регулированию разработки газовой залежи исходят из природного режима, при котором происходит ее эксплуатация. В условиях газонапорного режима основная задача регулирования заключается в максимальном снижении непроизводительных потерь давления в пласте. Для осуществления этого принципа выравнивают давление по объему залежи путем перераспределения отбора газа из залежи по отдельным добывающим скважинам.

При упругогазоводонапорном режиме работы газовой залежи регулирование разработки направлено на обеспечение равномерного подъема ГВК и продвижения контуров газоносности, на уменьшение опережающего продвижения воды по более проницаемым прослоям. Реализация этого принципа заключается в воздействии на динамику обводнения скважин путем установления оптимальных уровней отбора по скважинам с учетом характера неоднородности пласта.

При вытеснении нефти водой на завершающей стадии разработки нефтяных залежей принципиальное значение приобретает регулирование для извлечения нефти, оставшейся в малопроницаемых прослоях пластов, в основном обводнившихся.

§ 3. МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ БЕЗ СУЩЕСТВЕННОГО ИЗМЕНЕНИЯ ПРИНЯТОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Значительная часть задач регулирования разработки может быть решена путем управления процессом разработки без коренных изменений принятых проектным документом технологических решений. Современные системы разработки нефтяных месторождений с заводнением имеют значительные возможности по регулированию процесса разработки с помощью пробуренных в соответствии с проектным документом нагнетательных и добывающих скважин. Путем проведения по скважинам различных геолого-техничес-ких мероприятий можно включать неработающие части залежей, интенсифицировать и замедлять разработку в действующей части объема залежи для реализации принятого принципа регулирования. К числу таких мероприятий относятся: оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфорации пластов объекта разработки;

установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин;

изменение направления фильтрационных потоков жидкости в пластах;

воздействие на призабойную зону скважин; проведение гидроразрывов пластов;

применение одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) при многопластовом строении объекта;

изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение полностью обводнившихся скважин и пластов.

Установление технологического режима работы нефтяных добывающих скважин. Под режимом работы скважины понимают установленные на определенный период показатели ее эксплуатации, а также обеспечивающие это технические решения.

Режим работы добывающих скважин по каждому объекту разработки устанавливается промыслово-геологической службой нефтедобывающего предприятия на период от одного до шести месяцев в зависимости от скорости изменения условий эксплуатации скважин. При этом по каждой скважине с учетом ее местоположения на объекте и продуктивности пластов соответствующим документом задаются нормы суточного отбора нефти, число дней работы, забойное и устьевое давление, обводненность, газовый фактор, определяется способ эксплуатации скважины; для фонтанной скважины устанавливается диаметр штуцера, а для механизированной - характеристика скважинного оборудования и параметры его работы.

Установление технологического режима работы скважин -оптимизационная задача, предусматривающая на определенный период распределение проектной (плановой) добычи нефти по объекту между добывающими скважинами и пластами, обеспечивающее рациональное выполнение показателей разработки.

Главное при установлении технологического режима работы скважин - обоснование норм отбора нефти из каждой добывающей скважины. Различают технические и технологические нормы отбора из добывающих скважин.

Под технической нормой отбора понимают максимально допустимый дебит нефти по скважине, если по той или иной причине он ограничен по сравнению с технологической нормой. Одна из причин ограничения дебита заключается в недостаточной производительности оборудования, применяемого для подъема жидкости, не соответствующей производительности скважины. Нормы отбора могут ограничиваться требованиями безаварийной эксплуатации скважин. В частности, недопустимо снижение забойного давления ниже критического, при котором может произойти слом (смятие) колонны или нарушиться герметичность цементирования. При слабой сцементированности продуктивных пластов ограничение дебита должно производиться с целью предотвращения проб-кообразования в скважине в результате разрушения и выноса породы. При изотропном строении пласта в водонефтяной и подгазовой зонах ограничение дебита нефти вызывается необходимостью предотвращения образования конусов воды и газа.

Технические нормы отбора обычно остаются постоянными длительное время и меняются только после проведения каких-либо геолого-технических мероприятий, таких как смена оборудования, обработка призабойной зоны скважин, дополнительная перфорация и т.п.

Под технологической нормой отбора понимают максимально возможный дебит скважины, величина которого не ограничивается техническими возможностями, а зависит от принятой проектным документом динамики добычи по объекту в целом, принятого принципа регулирования, продуктивности пластов, закономерностей обводнения скважин, состояния пластового давления и т.п.

Рассмотрим влияние перечисленных факторов на технологическую норму суточного отбора из скважины.

Проектным документом обычно обосновываются уровни добычи нефти по каждому объекту в целом или с разделением его между зонами с разным характером нефтегазоводона-сыщения. Технологический режим должен составляться таким образом, чтобы проектный уровень добычи по объекту был оптимально распределен между действующими в этот период скважинами и сумма норм отбора по ним соответствовала этому уровню.

Нормы отбора, установленные с учетом продуктивности скважин, могут отвечать принятому принципу регулирования разработки объекта. В других случаях принятый принцип регулирования может потребовать внесения определенных корректив в нормы отбора по части скважин. Например, при необходимости равномерного продвижения контуров нефтеносности или фронта закачиваемой воды по скважинам, расположенным на участках, где отмечается опережающее продвижение воды, нормы отбора должны быть уменьшены, а по скважинам, расположенным на участках, где продвижение воды отстает, они должны быть увеличены.

При реализации принципа регулирования, предусматривающего опережающее продвижение воды по более продуктивным зонам пласта, в расположенных в пределах этих зон скважинах нормы отбора следует увеличить. Аналогичные коррективы вносятся и при других принципах регулирования.

В технологических режимах наряду с нормами отбора нефти по скважинам устанавливаются нормы отбора жидкости, которые определяются с учетом обеспечения оптимальной динамики обводненности продукции по объекту разработки. При этом необходимо выделить главные факторы, оказывающие в данный период времени доминирующее влияние на динамику обводнения, и принять правильное решение по их учету.

При внедрении законтурного и приконтурного заводнения или разрезании залежи на широкие полосы (т.е. при малой вязкости нефти, относительно однородном строении и высокой проницаемости продуктивных пластов) обводнение скважин на разных стадиях разработки при нормировании отборов учитывается следующим образом.

На I стадии разработки залежей, когда обводненность продукции по скважинам обычно невелика, ее можно не учитывать при установлении технологических норм отбора.

К концу II стадии, при подходе внутреннего контура нефтеносности или фронта закачиваемой воды к внешнему добывающему ряду, с целью выравнивания фронта и замедления обводнения скважин этого ряда целесообразно уменьшить нормы отбора из них, одновременно увеличив нормы отбора из безводных скважин внутренних рядов.

На III стадии разработки значительная часть скважин внешних рядов в связи с их высокой обводненностью выводится из эксплуатации. Это вызывает необходимость дальнейшего увеличения отбора жидкости из скважин внутренних рядов.

На IV стадии на участках с повышенной неоднородностью пластов целесообразно форсирование отборов жидкости, т.е. значительное увеличение норм отбора жидкости. Форсирование проводится как по действующим, так и по ранее остановленным скважинам.

При повышенной вязкости нефти, низкой проницаемости коллекторов и значительной неоднородности продуктивных пластов, когда применяются разрезание залежи на узкие полосы, площадные и избирательные системы воздействия, обводнение скважин начинается уже на I стадии разработки, и примерно к середине III стадии практически весь фонд скважин оказывается обводненным до 50-80 %. В дальнейшем обводненность продукции скважин возрастает меньшими темпами.

В этих условиях регулирование разработки путем изменения норм отбора по отдельным скважинам не дает результатов. В обеспечении запроектированных уровней добычи нефти и нефтеотдачи основное значение приобретает постепенное наращивание отбора жидкости по всему фонду действующих скважин, обусловливающее замедление падения дебита нефти и более эффективную промывку пласта.

Состояние пластового давления при установлении норм отбора учитывается в основном на I стадии разработки при дефиците закачки воды и существенном снижении пластового давления на отдельных участках залежи. По добывающим скважинам, расположенным на участках со сниженным пластовым давлением, нормы отбора необходимо ограничивать, чтобы не допустить снижения пластового давления ниже давления насыщения более чем на 10-15 % и тем самым предотвратить развитие режима растворенного газа, ведущего к снижению нефтеотдачи.

Установление режимов работы нагнетательных скважин. При разработке залежей нефти с заводнением в ее регулировании особо важную роль играет нормирование закачки воды как по каждой скважине, так и по каждому пласту многопластового объекта в целом.

В условиях существенного развития фильтрационных свойств пластов закачка воды в каждый из них в объемах, соответствующих заданным отборам жидкости из участков пластов, прилегающих к тем или иным нагнетательным скважинам, - основной способ регулирования разработки.

При установлении норм закачки необходимо исходить из того, что на объекте в целом и на каждом участке, находящемся в сфере действия той или иной группы нагнетательных скважин, объем закачиваемой воды должен компенсировать объем отбираемой жидкости (нефти и воды). Показатели компенсации должны находиться в полном соответствии с поведением пластового давления. Если накопленная с начала разработки закачка воды меньше накопленного отбора жидкости, среднее пластовое давление по залежи (участку) будет ниже начального; при избыточной накопленной закачке среднее пластовое давление возрастает по сравнению с начальным. При недостаточной текущей (годовой) компенсации отбора жидкости закачкой должно происходить снижение среднего пластового давления, а при избыточной текущей компенсации давление должно возрастать.

Если накопленная компенсация отбора закачкой по объекту (участку) достигнута, то в технологическом режиме работы нагнетательных скважин норма закачки воды должна быть равной норме отбора жидкости, установленной технологическим режимом работы по сумме дебитов добывающих скважин на тот же период времени (или превышать ее не более чем на 5-10 % с учетом возможных потерь воды).

Если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды по объекту (участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды на некоторый период нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнетательных скважин больше норм текущих отборов жидкости на 20-30 % и более, исходя из производительности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин.

При больших размерах залежи и значительной неоднородности объекта разработки с целью обеспечения наиболее полного охвата пласта воздействием по площади нормы закачки воды следует устанавливать сначала для групп нагнетательных скважин, расположенных на участках с различной характеристикой пласта, и только после этого в пределах участков - для каждой скважины.

Выделение участков производят на основе детального изучения строения пластов и взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин. При внутриконтурном заводнении целесообразно, чтобы каждый участок включал в себя отрезок разрезающего ряда нагнетательных скважин с прилегающими к нему с двух сторон рядами добывающих скважин. Для удобства желательно границы между участками проводить так, чтобы в многопластовом объекте они совпадали по всем пластам и были постоянными в течение всего периода разработки.

Для многопластового объекта разработки норма закачки воды для объекта в целом и для участков должна быть распределена между отдельными пластами. Для обеспечения этих норм необходимо учитывать объем поступающей в каждый пласт воды с помощью глубинных расходомеров. При несоответствии объемов воды, поступающей в пласты, нормам отбора жидкости из этих пластов необходимо принимать меры по увеличению приемистости слабопринимающих пластов (увеличение давления нагнетания, селективный гидроразрыв, применение оборудования для одновременно-раздельной закачки), ограничивать приемистость пластов с излишней закачкой, а при необходимости осваивать дополнительные нагнетательные скважины селективно на пласты с недостаточной закачкой воды.

Установление технологического режима работы газовых скважин. Объемы текущего отбора газа из газоносного пласта или объекта в целом устанавливаются проектными документами на разработку месторождения. Этот объем добычи газа распределяется между отдельными скважинами. Сумма норм отбора по скважинам должна быть равна проектной норме отбора по объекту в целом.

Технологические режимы работы газовых скважин составляют ежеквартально. В них предусматриваются дебиты скважин, забойные давления (рабочие депрессии), давление и температура на буфере и в затрубном пространстве, количество жидких компонентов (конденсата, воды) и твердых примесей. При составлении технологических режимов рабо-370 ты отдельных скважин учитывают различные технологические и технические ограничения, включая требования по регулированию разработки. К числу таких ограничивающих факторов относятся разрушение призабойной зоны пласта, образование конусов и языков обводнения, техническое состояние скважин, температурный режим работы скважин, условия сбора и транспорта газа и др.

В зависимости от конкретных условий и действующих в данный период ограничений в скважинах могут устанавливаться следующие режимы: постоянного градиента давления; постоянной депрессии; постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта; постоянного давления на устье (головке) скважины; постоянного дебита.

Для скважин, эксплуатирующих пласты, сложенные неустойчивыми породами, с целью предотвращения разрушения призабойной зоны и выноса песка, приводящего к разъеданию подземного и наземного оборудования и образованию песчаных пробок, в технологическом режиме предусматривается постоянный градиент давления против фильтра эксплуатационной колонны. Максимальный градиент давления, при котором не происходит разрушения призабойной зоны, определяется опытным путем в процессе исследования скважин на разных штуцерах.

В случае возможности образования конусов и языков обводнения в скважинах, расположенных в газоводяной зоне, расчетным или опытным путем устанавливаются максимально допустимые депрессии, из которых и исходят при установлении режима работы скважины в данных условиях.

При разработке газовых месторождений на газовом режиме, когда пластовые или контурные воды не внедряются в залежь, путем выбора оптимального режима работы скважин добиваются предотвращения непроизводительных потерь пластовой энергии. За счет этого продлевается период бес-компрессорной эксплуатации, сокращается потребность в мощности дожимных компрессорных станций и установок искусственного холода.

При разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения проектный (плановый) отбор по скважинам также следует распределять так, чтобы до минимума сократить потери пластовой энергии. Это обеспечивает повышение конденсатоотдачи пласта.

Во всех этих случаях при установлении технологических режимов работы газовых скважин оптимальные дебиты и забойные давления можно определять как с помощью гидродинамических расчетов или электромоделирования процесса разработки, так и на основании опытной подборки, путем опробования работы скважин на разных штуцерах.

В газовых скважинах, эксплуатируемых при низких пластовых давлениях, возможно гидратообразование в призабойной зоне пласта. Его предотвращают путем установления соответствующей депрессии на пласт, определяемой расчетным путем. Иногда, особенно на газовых месторождениях в северных районах страны, при малых дебитах скважин в связи со значительным влиянием теплообмена с окружающими породами возможно гидратообразование в стволе скважин. В этих случаях при установлении режимов работы скважин дебиты должны приниматься выше критических, устанавливаемых расчетным путем.

Технологический режим с заданным давлением на устье (головке) скважины устанавливается в случае необходимости дальней транспортировки газа при отсутствии или недостатке мощности дожимных насосных станций. Цель технологического режима с заданным во времени дебитом - бесперебойное обеспечение газом потребителей, особенно в зимнее время.

Обоснование выбора интервалов перфорации. Положение интервалов перфорации в действующих скважинах в значительной мере определяет характер движения флюидов по продуктивным пластам при их разработке. Путем выбора интервалов перфорации или их переноса можно регулировать степень охвата объема залежи разработкой, создавать более благоприятные условия для движения нефти, сокращать количество попутно добываемой воды.

При обосновании выбора интервалов перфорации исходят из того обстоятельства, что для повышения охвата нефтяной залежи разработкой желательно максимальное вскрытие перфорацией всей нефтенасыщенной толщины продуктивного разреза, а для продления безводного и безгазового периодов работы скважин и ограничения отбора попутной воды оказывается целесообразным вскрывать только часть нефтенасыщенной толщины объекта. Причем в зависимости от строения объекта и применяемой системы разработки может быть разный подход к решению этой задачи.

Ниже характеризуется подход к выбору интервалов перфорации при разработке нефтяного объекта на естественном водонапорном режиме и при законтурном или приконтурном заводнении продуктивных пластов.

Однопластовый нефтяной объект разработки с узкой водонефтяной зоной (рис. 121). Как указывалось ранее, при 372

Рис. 121. Перфорация продуктивного пласта однопластового объекта разработки с узкой водонефтяной зоной.

Условные обозначения см. на рис. 120

законтурном или приконтурном заводнении добывающие скважины обычно размещаются в пределах внутреннего контура нефтеносности. В этих случаях для обеспечения полноты охвата залежи разработкой в скважинах внутренних рядов продуктивный пласт перфорируют по всей толщине. В скважинах внешних рядов для продления безводного периода их эксплуатации целесообразно перфорировать только верхнюю часть пласта (50-70 % нефтенасыщенной толщины).

Однопластовый объект разработки с широкой водонефтяной зоной (рис. 122). Пластовые залежи с широкими водонефтяными зонами или повсеместно подстилаемые подошвенной водой обычно разбуриваются по всей площади, за исключением периферийной части с малой нефтенасыщенной толщиной. Вытеснение нефти по таким объектам обычно сопровождается подъемом ВНК. Для продления безводного

Рис. 122. Перфорация продуктивного пласта однопластового объекта разработки с широкой водонефтяной зоной:

а — непроницаемые породы; остальные условные обозначения см. на рис. 120

периода работы добывающих скважин, расположенных в пределах водонефтяной зоны, интервалы перфорации в них располагают на некотором удалении от поверхности ВНК (на 2-4 м). В ближайших к внутреннему контуру скважинах чисто нефтяных зон нижняя часть пласта также не перфорируется. Чем выше вертикальная проницаемость пласта и чем он однороднее, тем на большем расстоянии от ВНК можно располагать нижние перфорационные отверстия.

При наличии на уровне ВНК или несколько выше его непроницаемого пропластка со значительной площадью распространения пласт перфорируют до кровли непроницаемого прослоя.

В законтурных (приконтурных) нагнетательных скважинах пласт перфорируют по всей эффективной толщине. Во внут-риконтурных нагнетательных скважинах перфорируется вся нефтенасыщенная толщина пласта.

Многопластовый объект разработки (рис. 123). В многопластовых объектах вытеснение нефти водой обычно происходит преимущественно в результате послойного продвижения воды. В этих условиях в добывающих и нагнетательных скважинах, расположенных в пределах внутреннего контура нефтеносности, все продуктивные пласты (прослои) объекта перфорируют по всей их нефтенасыщенной толщине.

В водонефтяной зоне в каждой добывающей скважине нефтенасыщенный пласт, являющийся в ней нижним, перфорируют в том случае, если пласт прерывист и нефть на этом участке не может быть вытеснена к забоям скважин, расположенным в следующем (по ходу движения жидкости) эксплуатационном ряду. Если нефть из нижнего пласта может быть вытеснена к забоям других добывающих скважин, этот пласт обычно не перфорируют. В нагнетательных скважинах перфорируют все пласты.

Массивная залежь с большим этажом нефтеносности (см.

А_Д_Л_А

Рис. 123. Перфорация продуктивных пластов многопластового объекта разработки:

1—4 — индексы пластов-

коллекторов; остальные условные обозначения см. на рис. 120). В таких залежах вытеснение нефти водой происходит преимущественно за счет подъема ВНК. В этих условиях, особенно при неоднородном по проницаемости коллекторе, придерживаясь ранее описанного принципа регулирования, в добывающих скважинах обычно перфорируют интервалы нефтенасыщенной толщины снизу вверх. Сначала в скважине перфорируют интервал 20-40 м в нижней части залежи, удаленный от начального ВНК на 10-15 м. Эксплуатация скважины продолжается до ее обводнения в результате подъема ВНК. После этого обводненный интервал изолируют и перфорируют следующий вышележащий интервал с некоторым отступлением от текущего ВНК. Количество переносов интервалов перфорации в каждой скважине зависит от высоты залежи, положения скважины на структуре, характера и степени неоднородности продуктивного разреза.

В редких случаях, когда пласт-коллектор характеризуется однородным строением и другими весьма благоприятными условиями (активный водонапорный режим, значительная проницаемость коллектора, низкая вязкость нефти), значительный охват объема залежи вытеснением может быть обеспечен при перфорации с начала разработки только верхней части продуктивного разреза.

Сводовая газонефтяная залежь, подстилаемая водой (рис. 124). При разработке нефтяных оторочек, приуроченных к монолитным пластам, основные сложности заключаются в образовании конусов воды и газа в призабойной зоне скважин, приводящем к быстрому обводнению и загазирова-нию скважин в процессе их эксплуатации. Для предотвращения этого явления в каждой скважине должно выбираться оптимальное положение интервала перфорации, при котор ом нижние перфорационные отверстия находятся на определенном удалении от ВНК, а верхние - от ГНК. Одновременно

Рис. 124. Перфорация нефтенасыщенной части пласта сводовой газонефтяной залежи, подстилаемой водой:

а — газонасыщенные коллекторы; остальные условные обозначения см. на рис. 120 обосновывается и устанавливается предельный дебит скважин, при котором вершины конусов не достигают интервалов перфорации, благодаря чему скважины длительное время не обводняются и не загазовываются.

Обоснование оптимального положения интервала перфорации в сочетании с предельным безводным и безгазовым дебитом можно проводить расчетным или опытным путем.

При резко анизотропном строении пласта, связанном с наличием непроницаемых прослоев, интервал перфорации следует размещать под ближайшим непроницаемым прослоем. Если в процессе разработки залежи происходит постепенное перемещение ГНК и ВНК в связи с уменьшением толщины нефтяного слоя, то безводный и безгазовый дебиты следует постепенно уменьшать.

При внутриконтурном заводнении во внутреннем контуре нефтеносности добывающих и нагнетательных скважинах обычно перфорируется вся нефтенасыщенная толщина эксплуатационного объекта.

Регулирование разработки воздействием на призабойную зону скважин. На процесс выработки запасов существенно влияет состояние призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин. Поэтому целенаправленное изменение фильтрационных свойств в прискважинной зоне относится к эффективным средствам регулирования разработки.

Эта работа начинается уже на этапе бурения скважин. Фильтрационные свойства пластов ухудшаются в процессе вскрытия их при бурении (первичное вскрытие) и при перфорации (вторичное вскрытие). Это связано с избыточным гидродинамическим перепадом давления между заполненным промывочным раствором стволом скважины и пластовым давлением, также с недостаточным качеством раствора. Вследствие высокой плотности бурового раствора (около 1,2 г/см) и высокой водоотдачи (5-40 см/ч) в призабойную зону пласта проникает его фильтрат на расстояние до 2-3 м от стенки скважин, а в поры пласта на глубину до 3-5 см проникают глинистые частицы.

Происходит частичная закупорка пор прискважинной зоны пластов раствором, разбухание глинистых частиц пласта, образуются стойкие водонефтяные эмульсии, снижается фазовая проницаемость для нефти. Столь же отрицательные явления происходят и при вторичном вскрытии.

Закупорка пор происходит также и при цементаже скважины.

В результате таких воздействий проницаемость и соответственно продуктивность скважин может снижаться в 2-3 раза и более.

Такой подход к вскрытию пластов преобладал в те периоды, когда страна обладала богатой сырьевой базой, в разработку вводились высокопродуктивные залежи. В процессе освоения скважин и в начальный период их эксплуатации часть фильтрата бурового раствора и глинистых частиц выносилась из пласта и призабойная зона частично очищалась. В результате, несмотря на то что природные возможности пластов использовались не полностью, достигались достаточно высокие дебиты скважин и этот вопрос не вызывал достаточной озабоченности.

В последние годы в разработку вводятся в основном залежи с низкими коллекторскими свойствами. Чем хуже коллекторские свойства пластов, тем меньше возможный природный дебит скважин и тем сильнее ухудшаются их свойства при завершении строительства скважин.

Результат всего этого - настолько низкие дебиты скважин, что разработка залежей оказывается экономически нерентабельной.

Таким образом, возникла серьезная проблема поиска и применения новых технологий заканчивания скважин при бурении. Эта проблема решается довольно активно.

Создан целый набор оптимальных рецептур промывочных жидкостей для первичного и вторичного вскрытия пластов. В целом эти рецептуры направлены на максимально возможное снижение гидростатического давления столба промывочной жидкости в скважине на призабойную зону вскрываемых пластов и на предотвращение отрицательного физикохимического воздействия этой жидкости на нефтенасыщен-ность породы-коллектора. Созданы и применяются полимер-глинистые растворы с уменьшенным содержанием глинистой фракции, растворы высокомолекулярных полимеров, аэрированные жидкости, газожидкостные смеси на основе водного раствора полимера, жидкости на основе пластовой минерализованной воды, обработанные полимером и полиспиртами и др.

При цементаже скважины также решается задача уменьшения перепада давления на продуктивный пласт, интервал продуктивного пласта подготавливается к цементажу путем прокачки буферной жидкости, ограничивающей поступление фильтрата и твердых частиц тампонирующих смесей.

При перфорации наряду с мероприятиями по исключению проникновения в пласт фильтрата и твердых частиц раствора производят вскрытие пластов с применением специальных конструкций перфораторов, не наносящих вреда структуре пустотного пространства, а также конструкций, обеспечивающих возможно большую глубину перфорационных каналов - вплоть до 60-70 см, вместо достигаемых при традиционной перфорации 20-25 см.

Большое внимание уделяют технологии освоения новых скважин, не только добиваясь обеспечения их природной продуктивности, но, по возможности, и повышая ее сверх природной, путем обработки призабойной зоны пластов. В комплекс мероприятий при этом входят дренирование пласта, обработка призабойной зоны растворами на углеводородной основе, гидравлический разрыв пластов, при повышенной вязкости нефти - термическая обработка и др.

В процессе дальнейшей эксплуатации обработка призабойных зон может неоднократно повторяться. Большое внимание необходимо уделять улучшению профилей притока добывающих скважин и профилей приемистости нагнетательных скважин, что особенно важно для регулирования разработки многопластовых и неоднородных по толщине однопластовых объектов.

Для решения этой задачи проводят следующие мероприятия:

проводят выборочную дополнительную перфорацию и направленный гидроразрыв менее проницаемых пластов;

повышают давление нагнетания воды, обеспечивающее приемистость ранее не принимавших воды малопроницаемых пластов;

уменьшают приемистость высокопроницаемых пластов (прослоев) путем их частичной закупорки нагнетанием химических реагентов, пен, воды с механическими добавками, загущенной воды;

снижают забойное давление в добывающих скважинах, способствующее включению в работу малопродуктивных пластов;

организовывают раздельную закачку воды в пласты с различной проницаемостью и раздельный отбор жидкости из этих пластов путем их разобщения с применением специального оборудования.

Регулирование разработки с помощью оборудования для одновременно раздельной работы нефтяных пластов в скважине. Применение специального оборудования создает условия для независимого регулирования эксплуатации пластов с различной проницаемостью. Это оборудование позво-378 ляет с помощью пакера разобщить в стволе скважины два пласта (или две группы пластов) и вести отбор из каждого пласта (или закачку) по своей колонне насоснокомпрессорных труб или одного из них по насоснокомпрессорным трубам, а другого - по межтрубному пространству.

Применению одновременно раздельной эксплуатации в целях регулирования разработки должен предшествовать некоторый период совместной работы пластов. В этот период необходимо выполнить комплекс геолого-промысловых исследований для получения данных о характере эксплуатации каждого из пластов в условиях их совмещения, о их приемистости, дебите, взаимовлиянии и др. На базе обобщения результатов исследования определяют задачи по регулированию, которые могут быть решены с помощью этого метода как по каждой скважине в отдельности, так и по объекту в целом. В первую очередь под одновременно раздельную эксплуатацию должны быть оборудованы нагнетательные скважины, так как регулирование разработки закачкой воды более эффективно и технически более доступно.

Путем применения одновременно раздельной эксплуатации можно решать такие задачи регулирования, как вовлечение в разработку менее продуктивных пластов разреза, выравнивание темпа отбора запасов по пластам разной продуктивности.

Выбор параметров оборудования производится с учетом свойств пластов. Скорость движения в пласте фронта нагнетаемой воды при поршневом вытеснении

Т -кпрДр^/^ж-^твн-^кИзВл.н^-¹> ^(XV1.¹⁾

где к_пр - проницаемость пласта; Ар - перепад давления; -

вязкость пластовой жидкости; m - эффективная пористость пласта; в_н - коэффициент нефтенасыщения; к_извлн - коэффициент извлечения нефти; А1 - длина участка пласта.

Разница в скорости движения фронта воды по двум соседним пластам вследствие близости значений многих параметров, входящих в уравнение, обусловлена главным образом различием проницаемости пластов и перепадов давления:

кпр 1/кпр 2 = Арпл 1/Арпл. (XVI.2)

Для обеспечения равной скорости перемещения воды по пластам необходимо во втором пласте при нагнетании воды создать перепад давления

Следовательно, в менее проницаемом пласте по возможности нужно создавать перепад давления, превышающий перепад давления в другом пласте во столько раз, во сколько раз меньше проницаемость этого пласта.

Применение оборудования для раздельной эксплуатации пластов в добывающих скважинах целесообразно начинать после того, как исчерпаны возможности регулирования разработки путем подбора оптимальных режимов нагнетания воды по пластам и получены надежные данные о том, что возможности раздельной закачки исчерпаны.

К сожалению, метод одновременно раздельной эксплуатации пластов широкого применения не нашел, но в дальнейшем ему следует уделять большее внимание.

Регулирование разработки с целью ограничения непроизводительных отборов попутной воды. При разработке залежей путем вытеснения нефти водой вместе с нефтью добывается значительное количество попутной воды. Основная часть этой воды выполняет полезную работу по вытеснению нефти, и поэтому ее извлечение на поверхность технологически необходимо и экономически оправдано. В то же время из скважин может отбираться и вода, уже не участвующая в процессе вытеснения. Отбор такой воды приводит к непроизводительным затратам и ухудшает технико-экономические показатели разработки.

Все рассмотренные выше способы регулирования разработки в той или иной мере решают и задачу уменьшения объемов добываемой попутной воды. Наряду с ними необходимо принимать меры, непосредственно направленные на ограничение непроизводительных отборов попутной воды, такие как своевременное прекращение эксплуатации добывающих скважин при достижении предельной обводненности, отключение в скважинах обводненных пластов и интервалов путем проведения изоляционных работ, прекращение нагнетания воды в заводненный пласт и др.

Работы по ограничению непроизводительных отборов попутной воды проводятся с учетом результатов анализа состояния разработки объекта с тем, чтобы выбрать наиболее эффективное в данных условиях мероприятие и сохранить отбор той воды, которая обеспечивает повышение нефтеизв-лечения. Характер мероприятий определяется с учетом закономерностей перемещения воды в пластах.

При вытеснении нефти за счет подъема ВНК следует проводить изоляцию нижней обводненной части пласта. Для этого выполняется цементирование обводненного интервала под 380 давлением с установкой цементного стакана или моста. Наибольший эффект достигается в тех случаях, когда на уровне текущего ВНК имеется значительный по толщине и широко распространенный по площади прослой непроницаемых пород.

При фронтальном перемещении воды по монолитному пласту с благоприятным соотношением вязкостей нефти и воды, т.е. когда оставшаяся в районе обводненной скважины нефть может быть вытеснена к другим добывающим скважинам, обводняющиеся скважины (кроме скважин стягивающих рядов) могут выводиться из эксплуатации при обводненности около 90 %.

Названные мероприятия по уменьшению непроизводительных отборов воды проводят на протяжении всего основного периода разработки каждой залежи вплоть до обводнения продукции до 70-80 %.

Доразработка пластов при такой и далее более высокой обводненности недостаточно эффективна вследствие того, что вода поступает в скважины по обводненным высокопроницаемым слоям, в то время как малопроницаемые прослои остаются невыработанными. Нефтяниками многие годы овладевала идея поиска селективных методов изоляции, при которых обводненные слои изолировались бы, а малопроницаемые включались в работу. Но к широкомасштабному созданию и промышленному внедрению подобных высокоэффективных технологий приступили лишь в самое последнее время, когда стало очевидным, что по многим залежам получить традиционными методами запроектированное нефтеизвлече-ние вряд ли удастся.

Создан целый арсенал физико-химических методов, основанных на комплексировании разных компонентов, добавляемых к нагнетаемой воде.

Эти методы обеспечивают резкое уменьшение проницаемости обводненных более проницаемых слоев, в результате чего воды направляются в менее проницаемые прослои. При этом происходит существенное увеличение дебита нефти добывающих скважин за счет включения неработавших прослоев, снижение обводненности и соответственно уменьшение отборов попутной воды.

Среди новых физико-химических технологий выделяют гелеобразующие и полимердисперсные.

Гелеобразующие технологии основаны на добавке к нагнетаемой воде реагентов, образующих в обводненных слоях пласта неподвижные гели. Для улучшения и продолжительного сохранения в пласте структуры неподвижных гелей в закачиваемый гелевый раствор доставляют различные химические элементы - "сливатели".

Взамен дорогостоящего полиакриламида изыскивают возможность применения более доступных - оксиэтилцеллюлозы, композиций на основе низкомодульного жидкого стекла, биополимеров и др.

Полимердисперсные технологии предусматривают нагнетание в пласты дисперсионной фазы - водного раствора полимера, содержащего в виде дисперсной фазы глинопорошок, торф, мел, песок или другие материалы. Вместо дефицитного полиакриламида при реализации такой технологии также начали применять заменители. В высокопроницаемых обводненных прослоях дисперсный материал образует осадок, закрывающий крупные фильтрационные каналы (кольматация высокопроницаемых прослоев), содержащие воду, оставляя в работе нефтесодержащие прослои с мелкими каналами.

§ 4. МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ,

СВЯЗАННЫЕ С СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕМ ИЛИ ИЗМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

В связи с этим недостаточным учетом особенностей геологического строения месторождения при проектировании системы разработки после некоторого периода эксплуатации залежи фактические показатели ее разработки могут существенно отличаться от проектных. Часто это бы -вает связано с тем, что принятые технологические решения не в полной мере отвечают деталям строения объекта.

Так, в связи с большей неоднородностью продуктивных пластов, чем предполагалось вначале, значительные участки объекта в целом или отдельных пластов могут оказаться не вовлеченными в разработку - это линзовидные и тупиковые зоны, малопродуктивные пласты, участки, удаленные от нагнетательных скважин, участки между скважинами стягивающего ряда и др. (рис. 125).

В этом случае для регулирования разработки требуется проведение мероприятий по совершенствованию, а в отдельных случаях и по коренному изменению ранее принятой системы разработки. Меры по совершенствованию системы разработки обосновываются специализированными научноисследовательскими организациями при анализе разработки

Рис. 125. Охват разработкой по площади при зональной неоднородности пласта.

Скважины: 1 — нагнетательные,

2 — добывающие; высокопроницаемые части пласта: 3 —

охваченные разработкой, 4 — не охваченные разработкой (Л — экранированные участки; Б — линзы; В — тупиковые зоны); 5 — низкопроницаемые части пласта, не охваченные разработкой

О--CL--Q.

Ш' Ш-’ \Ш³

ш*

или при авторском надзоре за выполнением проектного документа: в случае коренного изменения системы составляется дополнительный проектный документ.

К мероприятиям по совершенствованию систем разработки относятся:

уплотнение сетки скважин на отдельных участках за счет предусмотренного в проектном документе резерва скважин, а иногда и за счет дополнительного их количества;

приближение нагнетания к добывающим скважинам путем бурения новых нагнетательных скважин или переноса нагнетания с освоением под закачку некоторых обводненных скважин, организация очагового заводнения в дополнение к основной системе воздействия на пласт;

изменение направления фильтрационных потоков и циклическое заводнение.

Наиболее эффективные для конкретных условий меры выбирают на основе уточненных представлений об особенностях геологического строения объекта и текущем состоянии его разработки.

Подключение к разработке линзовидных участков высокопроницаемых коллекторов достигается созданием очагов заводнения с использованием в качестве нагнетательных отдельных скважин из числа добывающих или бурением специальных скважин из числа резервных.

Малопроницаемые участки пласта в целом подключают к разработке, создавая на них или вблизи очаги заводнения и применяя повышенное давление нагнетания.

Разработка удаленных от линий нагнетания участков площади может быть активизирована несколькими путями. Один из них — увеличение перепада давления между зонами нагнетания и отбора путем повышения давления закачки воды.

Второй путь — снижение забойного давления в добывающих скважинах. В условиях природного или искусственного водонапорного режима при равных давлениях на забое добывающих скважин дебит скважин во внешних рядах будет больше в связи с большей депрессией. В скважинах следующих рядов депрессия и дебит уменьшаются из-за снижения динамического пластового давления к центру площади, что приводит к образованию участков, не включенных в разработку. Вовлечение в разработку таких участков может быть обеспечено ограничением отборов из внешних рядов скважин. Это способствует росту пластового давления во внутренних рядах. Однако следует иметь в виду, что уменьшение забойного давления во внешнем ряду снижает текущую добычу по объекту в целом.

Вовлечение в разработку внутренних неработающих участков залежи может быть обеспечено созданием в их пределах дополнительных разрезающих рядов или очагов заводнения. Этот путь зачастую оказывается наиболее эффективным, так как позволяет поддерживать низкие забойные давления во всех рядах добывающих скважин.

В рядах добывающих скважин, к которым стягиваются контуры нефтеносности, целики нефти между скважинами можно намного уменьшить путем бурения уплотняющих 384 скважин в ряду из числа резервных или освоением скважин в ряду через одну под нагнетание воды.

Эффективный метод вовлечения в разработку застойных зон пластов между скважинами — изменение направления фильтрационных потоков. Это достигается различными путями: попеременным ограничением или прекращением закачки воды в группы нагнетательных скважин либо с помощью разрезающих рядов, имеющих разные направления, и др.

В случаях, когда меры по совершенствованию реализуемой системы разработки не могут обеспечить достаточное управление процессами, протекающими в пластах, необходимо провести коренное изменение системы разработки. Оно может предусматривать выполнение в отдельности или в определенном сочетании следующих мероприятий: повсеместного уплотнения сетки скважин; разделения многопластового объекта на объекты с меньшей толщиной;

замены вида заводнения — перехода от разрезания к площадному или избирательному заводнению;

значительного увеличения давления нагнетания воды и др.

etMT 4

ТЕХНОЛОГИИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

4.1. СПОСОБ АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА

Краткое описание

Предложенный способ относится к способам адсорбционной осушки углеводородных и инертных газов, воздуха с помощью сорбентов.

Он был опробован в реальных условиях.

На рис. 4.1 изображена технологическая схема установки адсорбционной осушки газа.

Установка состоит из адсорбера 1, работающего в режиме адсорбции, со штуцерами подачи сырого газа 2, выхода осушенного газа 3 и с размещенным в нем слоем сорбента 4, адсорбера 1', работающего в режиме регенерации, со штуцером подачи осушенного подогретого газа 3’ и штуцером выхода насыщенного потока газа 2’ и подогревателя осушенного газа 5.

Способ осушки газа реализуется следующим образом.

Сырой углеводородный газ при рабочих давлениях 1,6—

4,6 МПа и температуре газа 4-10 °С подают в адсорбер 1 через штуцер подачи 2 и направляют в слой сорбента 4, выполненный из сополимера стирола и дивинилбензола с насыпной плотностью 0,45-0,55 г/см³, поры которого предварительно насыщены до 30-35 % объема полиэфиром. Размер гранул сорбента 0,8-0,9 мм. Линейная скорость подачи газа 0,150,2 м/с. Контакт газа с сорбентом ведут при температуре газа 40 °С. Осушенный газ с точкой росы от минус 37,5 до минус 43 °С (в пересчете на давление 55 атм) отводят с низа адсорбера 1 через штуцер выхода осушенного газа 3 в качестве готового продукта. Продолжительность цикла адсорбции от 20 до 40 часов. После чего переходят на режим регенерации. Регенерацию сорбента проводят при температуре 120-80 °С

Рис. 4.1. Способ адсорбционной осушки газа:

1 - адсорбер; 2 - штуцер подачи сырого газа; 3 - штуцер выхода осушенного газа; 4 - слой адсорбента; 5 - подогреватель осушенного газа; 1' - адсорбер, работающий в режиме регенерации; 2 - штуцер выхода насыщенного потока газа; 3' - штуцер подачи осушенного подогретого газа

осушенным газом или регенерированным полиэфиром при температуре абсорбции в адсорбере V, работающем в режиме регенерации, для чего прекращают подачу в адсорбер V сырого углеводородного газа через штуцер 2' и подают осушенный и подогретый в подогревателе осушенного газа 5 газ через штуцер 3'. Насыщенный поток выводят через штуцер 2’. После регенерации сорбента пропускают через него сырой газ, который в адсорбер 1 ' подают через штуцер 2', переключая тем самым адсорбер V в режим адсорбции. Подобным образом осуществляют, при необходимости, регенерацию в адсорбере 1, который параллельно подключен к адсорберу 1'. Регенер ацию можно проводить регенерированным полиэфиром, например, с концентрацией, равной 99 % (по массе), который подают на сорбент при температуре абсорбции.

Эффективность

Предложенный способ адсорбционной осушки газа позволяет повысить экономичность процесса осушки газа за счет увеличения влагоемкости сорбента (сорбционная емкость используемого сорбента составляет 40-50 %) и понижения температуры его регенерации и увеличить срок службы сорбента до 35 лет за счет меньшего его испарения и более низких температур регенерации, исключающих закоксовывание пор.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ < 2144419, БИ < 2, 2000 (Авторы: Г.К. Зи-берт, Е.П. Запорожец, А.Д. Седых, Н.И. Кабанов, Т.В. Грине-вич, А. А. Соловьянов, В.В. Якшин, Н.А. Царенко).

4.2. СПОСОБ МАССООБМЕНА

Краткое описание

Предложенный способ относится к массообменным процессам, при которых происходит поглощение компонентов из газов или растворов твердым поглотителем-адсорбентом, и включает подачу в адсорбент газа или раствора, поглощение адсорбентом компонента из подаваемого газа или раствора, создание в адсорбенте энергией электрического поля областей с высоким и низким содержанием поглощенного компонента и удаление последнего из области с высоким его содержанием, при этом подача газа или раствора производится в область с низким содержанием поглощенного компонента.

На рис. 4.2, t, ¦, ,, „, % представлены схемы аппаратов, реализующих предложенный способ.

Схемы аппаратов включают корпус 1, внутри которого помещают адсорбент 2 между электродами: анодом 3 и катодом 4, при этом анод 3 может быть полым (рис. 4.2, t) или решетчатым (рис. 4.2, ¦—%), а между корпусом и электродами 3 и 4 находятся полости 5 (рис. 4.2, ¦, „, %) для удаляемого компонента. Аппараты, схематично изображенные на рис. 4.2, —%,

Рис. 4.2. Схемы аппаратов, реализующих способ массообмена:

1 - корпус аппарата; 2 - адсорбент; 3 - анод; 4 - катод; 5 - полость для удаляемого компонента; патрубки: 6 - для подачи газа, 7 - для подачи газа, не содержащего компонент, 8 - вывода удаляемого компонента, 9 - для подачи удаляемого компонента; 10 - устройство для нагнетания удаляемого компонента; 11 - коллектор; 12 - поток газа или раствора; 13 - область с низким содержанием поглощаемого компонента; 14 - область с высоким содержанием поглощаемого компонента; 15 - молекулы поглощаемого компонента; 16 -очищенный компонент; 17 - удаляемый водный компонент; 18 - поток газа или раствора; 19-21 - слои адсорбента

содержат патрубки 6 для подачи газа; на рис. 4.2, , - патрубок 7 для подачи газа, не содержащего компонент; на рис. 4.2, % — патрубок 8 вывода удаляемого компонента и патрубок 9 для подачи удаляемого компонента; аппарат (рис. 4.2, „) снабжен устройством 10 для нагнетания удаляемого компонента; аппарат (рис. 4.2, %) снабжен коллектором 11.

Способ осуществляется следующим образом.

Через слой адсорбента 2, заключенный между электродами (анодом 3 и катодом 4), пропускают поток 12 газа или раствора, содержащего молекулы поглощаемого компонента 15, которые захватываются адсорбентом 2 и осаждаются на его твердой поверхности. На твердой поверхности осажденные молекулы поглощаемого компонента 15 поляризуются от взаимодействия соприкасающихся фаз и избыточной поверхностной энергии адсорбента, образуя вертикально поляризованные молекулы поглощаемого компонента 15. Твердая поверхность адсорбента под вертикально поляризованными молекулами поглощаемого компонента 15 приобретает электрический заряд противоположного ей знака, но равный по величине. В результате на поверхности адсорбента возникает двойной слой вертикально поляризованных молекул поглощаемого компонента 15, обусловливающий электроповерхностное явление - перемещение по твердой поверхности адсорбента вертикально поляризованных молекул поглощаемого компонента 15 под действием энергии электрического поля, создаваемого между электродами 3 и 4, при увеличении напряжения и уменьшении силы тока. Перемещение вертикально поляризованных молекул поглощаемого компонента 15 происходит в сторону одного из электродов (катода 4). При этом в адсорбенте создается область с низким содержанием поглощаемого компонента 13 у одного электрода (анода 3) и область с высоким содержанием поглощаемого компонента 14 у другого электрода (катода 4). Приближаясь к катоду, вертикально поляризованные молекулы поглощаемого компонента 15 постепенно теряют свою вертикальную поляризацию относительно поверхности адсорбента и сильней поляризуются горизонтально относительно анода и катода. Связь между твердой поверхностью адсорбента и горизонтально поляризованными молекулами поглощаемого компонента 15 при этом ослабляется и над двойным слоем горизонтально поляризованных молекул образуются дополнительные слои молекул поглощаемого компонента 15, горизонтально поляризованных относительно электродов 3 и 4, число которых возрастает над твердой поверхностью адсорбента по мере продвижения молекул поглощаемого компонента 15 к катоду 4. При этом непосредственно у катода 4 количество молекулярных слоев поглощенного компонента 15 достигает такой величины, что молекулы поглощенного компонента 15 покидают адсорбент. Поглощаемый компонент 15 удаляют из области 14 через решетчатый электрод 4 (катод) в полость 5.

Эффективность

Использование предложенного способа позволяет повысить эффективность путем уменьшения времени на регенерацию адсорбента, снижения энергозатрат и повышения экологичности процесса массообмена.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ < 2132221, БИ < 18, 1999 (Авторы: Г. К. Зи-берт, Е.П. Запорожец, Л.П. Холпанов, Е.Е. Запорожец, Е.М. Хейккинен, Б.П. Шулекин).

еёеАо^её1а eAaeAAeiaa

• • Л Ч S '¦*»' • • Т"¹ 4 / > • •

aeiecoi ЕАаеСох • • • • ^ • •

aOёxeeeuNOcaa

Динамика развития отечественной газодобывающей промышленности в ближайшие десятилетия будет во многом определяться темпами отбора газа из таких крупных газовых месторождений, как Медвежье, Уренгойское, Ям-бургское, Вынгапуровское. В недрах этих объектов содержится около 70 % запасов углеводородного газа Российской Федерации, а объемы текущей добычи превышают 90 % отечественного производства газа [43].

По своим размерам, запасам углеводородов и другим параметрам эти месторождения уникальны. Естественно поэтому, что их разработка характеризуется особенностями, присущими только этим объектам.

Авторы в течение многих лет принимали самое непосредственное участие в обосновании систем разработки и эксплуатации крупных газовых месторождений Крайнего Севера России. Совместная работа таких специалистов, как О.Ф. Андреев, С.Н. Бузинов, П.А. Гереш, Г.А. Зотов, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский, В.В. Ремизов, Н.Г. Степанов, П.Г. Цыбульский, Л.С. Чугу-нов, П.Т. Шмыгля и многих других, включая авторов монографии, была для всех настоящей школой.

Излагая материалы, относящиеся к особенностям разработки месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, авторы прекрасно осознают, что выступают в качестве участников колоссальной работы, выполненной большим коллективом.

4.1

eAaeAAeiaA aOё^eeeONOcau aONCOUuO

Газовое месторождение Медвежье находится на севере ЗападноСибирской равнины, в междуречье рек Надым и Пур и простирается в суб-меридиональном направлении на юг от юго-восточной границы Обской губы (рис. 4.1). В административном отношении оно расположено на севере Тюменской области на территории Ямало-Ненецкого национального округа.

Рис. 4.1. Обзорная карта месторождений севера Тюменской области

Площадь месторождения находится в зоне развития многолетней мерзлоты. Глубина промерзания пород на участке Надым - Правая Хетта достигает 200-250 м. Нижняя граница вечной мерзлоты на северо-востоке достигает 400 м.

Поисковые сейсморазведочные работы на территории Ненецкого свода с целью поиска локальных структур и подготовка их к разведочному бурению начались с 1963-1964 гг. В результате этих исследований была оконтурена Ныдинская структура, а к югу от нее наметилось новое Медвежье поднятие, которые последующими сейсмическими исследованиями в 1963-1967 гг. были подготовлены к поисково-разведочному бурению.

Бурением глубокой скважины 2-н в присводовой части Ныдинского поднятия начаты в 1966 г. поисковые работы на месторождении. При опробовании двух горизонтов в отложениях валанжин-готерива были получены слабые притоки пластовых вод. При испытании сеноманских отложений получен приток газа, дебит которого составил примерно 2-2,5 млн. м³/сут. Исследований на режимах, ввиду аварийного состояния скважины, не производилось.

В 1967 г. начато бурение поисковой скважины 1-м на Медвежьем поднятии, подтвердившей газоносность сеноманских отложений собственно Медвежьей структуры.

Интенсивное разведочное бурение проводилось на месторождении в 1968 г. К концу года были пробурены три скважины, позволившие предположить возможность слияния Ныдинского и Медвежьего поднятий в единое месторождение. В первой половине 1969 г. разбуривалась в основном южная часть Медвежьего поднятия. В дальнейшем на месторождении пробурены глубокие разведочные скважины для оценки перспектив нефтегазоносности неокомских и юрских отложений, которые не подтвердились.

С 1971 г. месторождение введено в эксплуатацию.

4.1.1

ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Геологический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и метаморфизован-ными породами палеозойского фундамента. Только в разрезах глубоких разведочных скважин вскрыты нижнемеловые и частично юрские отложения на максимальной глубине 4024 м (скв. 30).

Охарактеризованность керновым материалом крайне неравномерная, и сравнительно хорошо изучена только сеноманская продуктивная толща.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы месторождение Медвежье находится в пределах структуры первого порядка - Медвежьего мегавала. Мега-вал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина 25-50 км.

На севере мегавал отделяется седловиной от Харвутинского вала и граничит с Танловской впадиной, на востоке с Нарутинской впадиной и на западе - с Нижне-Надымской впадиной. В пределах мегавала выделяются (с севера на юг): Ныдинское куполовидное поднятие (КП), Медвежий мега-вал, Западно-Пангодинский структурный нос, осложненные структурами третьего порядка.

По отражающему горизонту “Б” Ныдинское КП оконтуривается изогип-сой минус 3300 м и имеет размеры 17,5 х 12,5 км, амплитуду 250 м. Свод поднятия осложнен двумя вершинами. Медвежий вал оконтуривается изогип-сой минус 3300 м, размеры его 40 х 90 км, амплитуда 250 м. Сводовая часть осложнена тремя вершинами на разных гипсометрических уровнях. Седловина, разделяющая эти структуры, имеет широтное простирание при глубине около 50 м.

По структурной карте отражающего горизонта “Г” Ныдинское поднятие и Медвежий вал оконтуриваются изогипсой минус 1100 м. Размеры Ныдинского поднятия по данной изогипсе - 37 х 15 км, амплитуда 150 м; размеры Медвежьего вала - 20 х 80 км, амплитуда 100 м.

По кровле сеноманских отложений Медвежий вал и Ныдинское куполовидное поднятие оконтуриваются изогипсой минус 1150 м, при этом их общая длина достигает 120 км, ширина - 26 км. Амплитуда Медвежьего вала равна 175 м, а Ныдинского поднятия 125 м. Восточное крыло их крутое (до 2°) по сравнению с западным (0° 30'). Медвежий вал осложнен тремя поднятиями: северным, центральным и южным.

Данные эксплуатационного бурения существенно уточнили структурный план месторождения. Наибольшие уточнения внесены в результате бурения скважин в пределах северного поднятия (район скв. 11).

По новым данным бурения, конфигурация структурной поверхности по кровле сеноманской продуктивной толщи оказалась более сложной, чем по данным разведочного бурения.

В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса: юрский, неоком-аптский и апт-

сеноманский. Основные запасы газа приурочены к сеноманским отложениям, которые являются объектом разработки.

Кровля сеноманской продуктивной толщи вскрыта на абсолютных глубинах 979,9-1130,4 м и контролируется отложениями глин (покрышкой) ту-рон-палеогенового возраста с толщинами до 500 м. Продуктивная толща се-номана представлена песчаниками, алевролитами и глинами, которые выклиниваются, фациально замещаются на различных расстояниях. Толщина пропластков и пластов-коллекторов составляет 0,4-28 м. Наибольшее распространение имеют коллекторы от 2 до 4 м. Толщины глин и заглинизиро-ванных пород изменяются от 0,4 до 25 м.

Таким образом, продуктивная толща Медвежьего месторождения расчленяется на ряд мезоциклитов, циклитов, продуктивных пачек. Сверху вниз это песчано-алевритовая, песчаная и песчано-алевролитовая пачки. В своих верхних частях пачки имеют алеврито-глинистые пласты, неоднородные и прерывистые по площади и разрезу. Поэтому макро- и микронеоднородность, расчлененность и прерывистость геологических тел, слагающих пачки, определяют в целом газодинамическую, но не гидродинамическую связанность коллекторов в залежи. Блочная или пачечная модель-схема геологического строения отвечает пластово-массивному типу залежей.

Содержание коллекторов в газонасыщенной части разреза колеблется от

17 до 90 %, составляя в среднем для залежи 70 %. В результате эксплуатационного бурения было установлено значительное сокращение содержания коллекторов в зонах микропрогибов и структурных заливов на крыльях. В этих зонах эффективные газонасыщенные толщины составили 30-50 м вместо ожидаемых 60-70 м. Суммарная эффективная газонасыщенная толщина по скважинам изменяется от 3,6 до 126,0 м в пределах южного купола, от 14,0 до 96,4 м на центральном куполе, от 14,6 до 99,4 м на северном куполе, от 7,0 до 97,4 м на Ныдинском куполе.

Залежь газа является пластово-массивной, по всей площади подстилается подошвенной водой. ГВК отбит на абсолютных отметках от 1227,6 до

1141,2 м и постепенно погружается с юга на север.

В пределах Медвежьего вала ГВК наклонен в основном в пределах отметок от 1227,6 до 1133,8 м, а на Ныдинском поднятии от 1136,6 до 1141,2 м. Данные эксплуатационного бурения подтвердили ранее установленный наклон ГВК в северном направлении.

Высота залежи в пределах южного, среднего и северного куполов Медвежьего вала равна 155 и 122 м, а высота Ныдинского поднятия 125 м. Залежь имеет следующие размеры: длина 116 км, ширина до 26 км, площадь газоносности 1993,3 км².

При испытании разведочных скважин из продуктивной толщи сеномана получены промышленные притоки газа от 541 до 1490 тыс. м³/сут через

25,4-31,7-мм штуцер при депрессиях 0,19-3,68 МПа (1,95-37,5 кгс/см²).

Начальный дебит эксплуатационных скважин 519-1500 тыс. м³.

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТА

Коллекторами газа являются пески, песчаники с глинистым цементом, а также крупно- и среднезернистые алевролиты. Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород высокие. Определение пористости проведено на 1091 образце, из них на 534 - из газонасыщенной части разреза.

Наиболее часто встречаются значения пористости 25-35 %. Среднее значение пористости по керну составило 28,8 %. Проницаемость определена на 569 образцах, в том числе на 273 - из газонасыщенной части. Изменяется проницаемость от 10^-15 до порядка 10^-12 м². Остаточная водонасыщенность определена на 535 образцах.

Коллекторские свойства зависят от гранулометрической характеристики. Так, открытая пористость песчаников изменяется от 33,9 до 38,4 %, проницаемость составляет (0,8-3,1)• 10^-12 м², остаточная водонасыщенность - 8,1

23,5 %.

Открытая пористость алевритов составляет 20,1-36,3 %; проницаемость (0,6—118)^10^-12 м²; остаточная водонасыщенность 19,9-92,5 %.

В неотсортированных породах открытая пористость равна 22,1-37,6 %, проницаемость (0,0046-2,305)-10^-12 м², остаточная водонасыщенность 14,4

87,4 %.

Фильтрационно-емкостные параметры определены по материалам геофизических исследований скважин.

По ГИС коэффициент пористости, определенный по уравнению регрессии вида ?_п = f(p₀), составил 30,2 %.

Газонасыщенность по ГИС определена по зависимости lgW_B = f(lgR_B), построенной по данным керна, отобранного в скв. 110 Уренгойского месторождения и скв. 41 Ямбургского.

Средневзвешенное значение коэффициента газонасыщенности составило 70,5 %.

Проницаемость определена по установленной универсальной зависимости Требина - Ханина - lgk^ = д(?_пэф). Средневзвешенное значение проницаемости по месторождению составило 0,6 • 10^-12 м².

Продуктивная толща имеет неоднородное строение как по площади, так и по разрезу.

Для характеристики неоднородности использованы следующие показатели:

1) коэффициент относительной песчанистости;

2) коэффициент расчлененности;

3) общая и эффективная толщина;

4) коэффициент проницаемости.

Коэффициент относительной песчанистости (К_пес) представляет собой отношение эффективной толщины, выделенной в разрезе данной скважины, к ее общей толщине. Значение К_пес по площади изменяется от 0,3 до 0,9. Высокие значения параметра приурочены к сводовым участкам залежи. В песчано-алевритовых породах при значении К_пес более 0,5 высока вероятность наличия газодинамической связи между пластами.

Коэффициент расчлененности (K_p) определяются путем деления суммы числа проницаемых прослоев на эффективную толщину. K_p изменяется от 0,8 до 8,9. По данному параметру наиболее неоднородна зона размещения скважин УКПГ-2, 7 и 9.

В целом же сеноманская продуктивная толща Медвежьего месторождения представляет собой единую газогидродинамическую систему, которая характеризуется неповсеместным распространением проницаемых пластов по площади и частым расчленением их на ряд пропластков.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Сведения о подземных водах юрских и меловых отложений получены на месторождении в результате опробования 53 водных, водогазовых и водонефтяных объектов в 17 глубоких разведочных и 6 пьезометрических скважинах. В двух скважинах испытаны объекты в верхнепалеоценовых осадках. 105 скважин пробурены с целью изучения и использования подземных вод олигоцен-четвертичных отложений.

В разрезе осадочного чехла месторождения вскрыты два мощных водонапорных комплекса: верхневаланжин-барремский и апт-сеноманский, перекрытые регионально-выдержанным турон-палеогеновым водоупором мощностью до 670 м, над которым залегает олигоцен-четвертичный водоносный комплекс.

Верхневаланжин-барремский водоносный комплекс приурочен к отложениям тюменской свиты, представленным песчаниками и алевролитами, чередующимися с аргиллитами. Вскрытая толщина комплекса достигает 538 м. При опробовании вод данного комплекса дебиты скважин составили

0,4-2 м³/сут при динамических уровнях 805-2278 м. Пластовые давления воды соответствуют гидростатическому. Пластовое давление воды, рассчитанное для скв. 36 на глубине 3320 м, равно 31,82 МПа. Пластовые температуры вод изменяются от 96 до 116,5 °С. Воды по химическому составу хло-ридно-натриевые двух типов. В южной части месторождения (особенно на

Медвежьем поднятии) получены воды преимущественно хлор-кальциевого типа с минерализацией 36,8 г/л. Концентрация йода 2,5 мг/л, брома

74,2 мг/л и бора до 3 мг/л. На севере месторождения (Ныдинское поднятие) воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 5,5-11,5 г/л. Концентрация йода до 3,3 мг/л, брома до 13,9 мг/л и бора до 1,8 мг/л. Га-зонасыщенность достигает 2600 см³/л.

Верхневаланжин-барремский комплекс перекрывается верхнеюрско-валанжинским водоупором, в состав которого входят отложения абалакской, баженовской и сортымской свит общей толщиной 438-807 м.

Гидрохимический разрез апт-сеноманской толщи (тангаловской и по-курской свит) на газовых месторождениях Западной Сибири практически однороден. Толщина апт-сеноманского водоносного комплекса на месторождении изменяется от 1513 до 1660 м. При опробовании водоносных горизонтов, залегающих в нижней части комплекса, дебиты скважин составили 2-134 м³/сут при динамическом уровне 160-1808 м. Средние пластовые температуры изменяются от 63 до 82 °С на Медвежьем валу и от 57 до 74 °С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 7,0-15,6 г/л. Концентрация йода 1,7-16,5 мг/л, брома 13,3-40 мг/л и бора 2,5-12,4 мг/л. Газонасыщенность достигает 3500 см³/л. В составе растворенного газа преобладает метан (до 96 % объема). В верхней части комплекса опробованы водоносные отложения аптского и сеноманского горизонтов.

Из аптских отложений при испытании пьезометрической скв. 36 получена хлоридная натриевая вода (хлоркальциевого типа) с минерализацией

20,4 г/л и концентрациями йода, брома и бора, равными соответственно

16,2, 63,4 и 5,0 мг/л. Газонасыщенность вод составила 2000 см³/л.

Результаты определений по керну свидетельствуют, что водонасыщенные коллекторы, так же как и газонасыщенные, характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами: ?_п достигает 36,6 %, ?_пр = 2,1 • 10^-12 м².

Подошвенные воды залежи опробованы в 16 скважинах. Дебиты вод составили 21-214 м³/сут при динамических уровнях 65-606 м. Начальные статические уровни воды отбиты в скв. 6 и 15 на глубинах соответственно

1236,6 и 1246,1 м. Соответствующие им замеренные пластовые давления равны 11,53 и 11,51 МПа. Пластовые температуры вод составляют 33-37 °С на Медвежьем валу и 30-33 °С на Ныдинском поднятии. Воды гидрокарбонатнонатриевого типа с минерализацией 16,6-21,2 г/л. Концентрация йода 12,6— 29,9 мг/л, брома 36,6-68,95 мг/л. Газонасыщенность подземных вод сеноманского горизонта, рассчитанная исходя из начального пластового давления в залежи (11,53 МПа) и условия предельного насыщения их растворенным газом в приконтактной зоне с залежью, составила 1970 см³/л на Медвежьем поднятии и 2060 см³/л на Ныдинском поднятии. Сеноманский водоносный горизонт имеет значительную толщину и прослеживается на сотни километров. Все это обусловливает упруговодонапорный режим разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения.

В разрезе турон-палеогенового флюидоупора выделяется верхнепалеоценовый водонапорный горизонт, включающий преимущественно песчаные отложения верхнетибейсалинской подсвиты толщиной 127-190 м. При опробовании верхнепалеоценового горизонта в скв. 7 был получен приток воды дебитом 22 м³/сут. Химический состав воды хлоридно-натриевый, минерализация 2,3 мг/л. Концентрации йода, брома и бора составляют соответственно 0,84; 4,4 и 0,3 мг/л.

Верхнепалеоценовый горизонт перекрывается палеогеновым водоупором, сложенным глинистыми и кремнистыми породами верхней части верхнети-бейсалинской подсвиты, люлинворской и чеганской свит общей толщиной до 200 м.

Самый верхний олигоцен-четвертичный водоносный комплекс расположен в зоне многолетней мерзлоты. При опробовании подземных вод меж-мерзлотных горизонтов дебиты скважин составили 5-2195 м³/сут при Н_д от 2 до 64 м. Воды по химическому составу преимущественно гидрокарбонатные кальциевые, магниевые и натриевые с минерализацией 0,02-0,51 г/л. Они используются в основном для хозяйственно-питьевого водоснабжения.

СОСТАВ ГАЗА

По данным анализов, химический состав газа сеноманской продуктивной толщи сходен с газами аналогичных месторождений севера Тюменской области. Газ имеет метановый состав (содержание метана 97,37-99,68 %) с очень незначительным содержанием тяжелых углеводородов (0,08-0,096 %), причем эти значения приходятся целиком на долю этана, так как пропан и более высокие гомологи отсутствуют. Содержание азота 0,08-1,2 %, углекислого газа 0,02-0,68 %, гелия 0,005-0,21 % и аргона 0,68-1,92 %. Сероводород в газе не обнаружен. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0,56. Низшая теплотворная способность колеблется в пределах 7837-8019 ккал.

Специальных газоконденсатных исследований в сеноманских отложениях не проводилось.

4.1.2

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНОВА ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Объем и виды геолого-промысловых исследований скважин на Медвежьем месторождении определяются состоянием его изученности. В настоящее время в условиях падающей добычи основная задача исследований заключается в получении комплекса данных для анализа текущего состояния разработки, определения фильтрационных коэффициентов, продуктивных характеристик скважин и добывных возможностей залежи в целом.

Исходя из этого на месторождении проводят:

1) газодинамические исследования;

2) замеры статических и межколонных давлений;

3) исследования на продуктивность при стационарных режимах фильтрации;

4) исследования на вынос механических примесей и воды;

5) определение профиля притока и текущего положения забоев.

Для контроля за изменением пластового давления ежеквартально замеряют статические давления на устьях простаивающих эксплуатационных и наблюдательных скважин, перфорированных в газовой среде. Пластовые давления рассчитываются на середину интервала перфорации.

За 1994 г. проведено 460 газодинамических исследований, в том числе на стационарных режимах фильтрации с использованием ДИКТа - 132 исследования.

Рис. 4.2. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-1—3)

1970 1975 1980 1985 1990

Годы разработки

По результатам этих исследований уточнены текущие значения фильтрационных коэффициентов. Характер их изменения во времени (рис. 4.24.5) показывает, что фильтрационные коэффициенты среднерасчетной сква-

УКПГ-6 ^

0,001 \

Рис. 4.3. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-4—6)

S и	*0,4*
3
н "н	*0,3*
и
гч се с	*0,2*
S
гц Ь	*0,1*

0,0008 | 0,0006 "

<и

0,0004 ?

1975 1980 1985 1990 1995 ^

Годы разработки

жины по УКПГ существенно не изменяются. Так, относительно принятых в проекте для расчетов показателей разработки несколько возросли коэффициенты А по УКПГ южной зоны.

Данное обстоятельство обусловлено двумя причинами. Первая связана с бурением и вводом в эксплуатацию дополнительного фонда, бурящегося, как

Рис. 4.4. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-7, 8, 8а)

правило, на периферии основного эксплуатационного поля с худшими фильтрационно-емкостными и коллекторскими свойствами. Результаты исследований этой категории скважин по УКПГ-1 свидетельствуют, что коэффициенты фильтрационного сопротивления здесь на 46 % хуже, чем по основному фонду. Фильтрационно-емкостные свойства района вновь пробуренных скважин на УКПГ-9 также значительно хуже. По результатам исследований

Рис. 4.5. Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по годам (УКПГ-9)

Годы разработки

дополнительных скважин, проведенных в 1994 г., вычислены коэффициенты А и (В+0). Здесь

А = 0,986 • 10^-2 МПа² • сут/тыс. м³;

(В+0) = 0,0044 • 10^-2 (МПа • сут/тыс. м³)².

Второй причиной ухудшения фильтрационных характеристик являются активные водопескопроявления, отмеченные в 1994 г. в 58 из 460 исследований и превышающие допустимые значения для условий работы компрессорных агрегатов дожимных компрессорных станций, - 2 мг/м³.

Диапазон средних депрессий, выше которых количество песка выходит за допустимые концентрации, колеблется от 0,14 (УКПГ-1) до 0,43 МПа. Имеется связь между значениями предельных депрессий и текущей обводненностью различных эксплуатационных зон.

Как правило, для зон с большей обводненностью характерны меньшие значения предельных депрессий. В частности, по результатам специальных газодинамических исследований, проведенных на Уренгойском месторождении, установлено, что для скважин, на забоях и в продукции которых отмечено повышенное содержание пластовой и конденсационной воды, значение предельной депрессии не превышает 0,1-0,15 МПа против средних значений для сухого коллектора 0,5-0,6 МПа. Аналогичный вывод получен при изучении прочностных характеристик сеноманских кернов. В результате установлено, что пластовая вода снижает их прочность в среднем на 80 %.

Данная тенденция во времени будет прогрессировать, ухудшая продуктивную характеристику эксплуатационных скважин и коэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Не дает существенных положительных результатов с точки зрения улучшения фильтрационных характеристик скважин проводимый на месторождении комплекс интенсификационных и водоизоляционных работ, а также повторная или дополнительная перфорация. Из 57 скважин, где такие работы были проведены в 1993-1994 гг., только в 13 скважинах (202, 206, 314, 405, 415, 428, 601, 131, 317, 605, 818, 1033, 1039) отмечено улучшение фильтрационно-емкостных свойств.

При этом наиболее отрицательно влияет на продуктивную характеристику использование глинистого раствора в качестве задавочной жидкости. В таких скважинах, как правило, очистка призабойных зон во времени охватывает период до 3-5 лет.

Результаты специальных газодинамических исследований по определению профиля притока показывают, что существенных изменений в положении работающих интервалов в процессе разработки не происходит.

Наиболее типичны при этом результаты газодинамического каротажа по скв. 212, 319 и 603.

В скв. 212 по данным первого замера ГДК выделяются три работающих интервала: 1137,0-1146,0; 1152,0-1158,0 и 1163,2-1164,2 м.

Верхний работающий интервал четко прослеживается на всех замерах, нижний маломощный интервал прекратил работу при следующем исследовании. На 14.06.83 был отмечен рост столба жидкости, частично перекрывшего средний работающий интервал, толщина которого сократилась с 6 до 4 м. Во всех исследованиях фиксируется наличие песчано-глинистой пробки, верхняя граница которой во времени не изменяется и совпадает с нижними перфорационными отверстиями. В скв. 319 во всех замерах выделяется один работающий интервал 1159,0-1168,0 м толщиной 9 м, отмечается наличие песчано-глинистой пробки и столба воды в стволе скважины.

Газоотдающими являются пласты, характеризующиеся максимальными фильтрационно-емкостными свойствами.

В скв. 603 методами газодинамического каротажа выполнено шесть исследований в течение 8 лет. Во всех замерах уверенно выделяется верхний работающий интервал 1118,0-1124,0 м, границы которого не изменяются во времени. Второй газоотдающий интервал до проведения капитального ремонта в феврале 1987 г. также имел постоянные границы 1129,4-1134,6 м, а после капитального ремонта газоотдающая толщина уменьшилась на 1 м. В этой скважине при освоении не включались в работу пласты с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, перекрытые песчано-глинистой пробкой. Не работают также пласты в верхней части разреза в интервале 1109,0-1118,0 м, где фильтрационно-емкостные свойства резко ухудшены по сравнению с нижней частью пласта. Для подключения этой части разреза в работу необходимо было провести мероприятия по интенсификации притока, в частности дополнительную перфорацию в газовой среде.

Обобщение результатов исследований эксплуатационных скважин методами газодинамического каротажа позволило сделать следующие основные выводы:

1) при эксплуатации скважин в течение 20 и более лет разработки профили притока газа во времени практически не изменяются (если в скважинах не проводились ремонтные работы). Газ в скважину поступает из интервалов, освоенных в начальный период эксплуатации;

2) интервалы притока находятся в пределах перфорированных толщин, а их доля от общей толщины прострела колеблется от 10 до 70 %. Продуктивность и границы работающих интервалов определяются коллекторскими свойствами пластов;

3) по данным расходометрии в большинстве остановленных скважин перетоков не отмечается.

Разбуривание сеноманской залежи Медвежьего месторождения началось на УКПГ-2.

В южной зоне месторождения (УКПГ-1 - УКПГ-4) бурились одиночные скважины, расстояние между которыми составляло 0,7-1,7 км. Исключением были два экспериментальных куста из пяти скважин (на УКПГ-1 и УКПГ-4). Начиная с УКПГ-5 осуществлялось кустовое разбуривание с тре-мя-четырьмя вертикальными скважинами и расстоянием между кустами 0,9—

2,5 км. Всего в настоящее время на месторождении работает 79 кустов, в том числе по УКПГ:

УКПГ-1 - 8 кустов; УКПГ-7 - 8 кустов;

УКПГ-4 - 9 кустов; УКПГ-8 - 16 кустов;

УКПГ-5 - 5 кустов; УКПГ-9 - 24 куста;

УКПГ-6 - 7 кустов; УКПГ-2 - 2 куста.

Из 473 пробуренных на 01.01.95 скважин наблюдательных и пьезометрических - 90, эксплуатационных - 383, в том числе действующий фонд составляет 341, т.е. на шесть скважин меньше, чем на 01.01.94, что связано с увеличением количества скважин, простаивающих из-за высокого давления в коллекторе (скв. 521-524, 416, 617, 723, 425-427, 137, 139, 308, 810, 311), находящихся в капитальном ремонте или в ожидании его. В 1994 г. наметилась тенденция снижения коэффициента использования скважин, причем наиболее значительная на УКПГ-5, 7 и 8.

В настоящее время завершилось эксплуатационное разбуривание сеноманской залежи. Однако темп ввода дополнительного фонда отставал от проектного.

Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами, установленными первоначально по результатам исследований разведочных скважин и впоследствии подтвержденными данными по эксплуатационному фонду. Так, в период 1973-1974 гг. газодинамические исследования скважин показали, что для обеспечения проектного дебита 1 млн. м³/сут достаточно поддерживать депрессию на пласт от 1,5 до 2,5 кгс/см² (0,147-0,245 МПа). Продолжительное время фактические рабочие дебиты превышали проектные, а в начальный период достигали 1,5- 2,0 млн. м³/сут. С выходом месторождения на проектный уровень годовой добычи дебиты скважин постепенно приближались к проектным значениям. В настоящее время ежегодный темп падения дебитов составляет 30-40 тыс. м³/сут, что вызвано уменьшением энергетического запаса залежи и началом периода падающих отборов. Тем не менее в целом продуктивная характеристика остается достаточно высокой, так как около 34 % действующего фонда работает с дебитами, достигающими 500 тыс. м³/сут и более. На 5-10 % эксплуатационных скважин текущие рабочие дебиты составляют 250-500 тыс. м³/сут. Лишь 16,7 % имеют текущую продуктивность менее 250 тыс. м³/сут из-за высоких давлений в межпромысловых коллекторах, влияния пластовой и конденсационной воды и невысоких коллекторских свойств вскрытого продуктивного разреза. Текущий характер распределения продуктивности по площади газоносности показывает, что лучшими добывными возможностями характеризуется район УКПГ-9, где 43 % скважин имеют дебиты от 500 тыс. м³/сут и выше, против 4 % на УКПГ-7.

С различными дебитами работают 43 эксплуатационные скважины, пе-

Сопоставление среднего дебита основного и дополнительного фонда скважин, введенных в период 1990—1995 гг.

Средний дебит, тыс. м³/сут	Номера УКПГ
Средний дебит, тыс. м³/сут	1	2	3	4	5
По основному фонду	469	428	575	496	398
По дополнительному фонду	358	176	350	271	211
Отношение дебитов, %	76,3	41,1	60,9	54,6	53,0

реключенные с одной УКПГ на другую для обеспечения равномерной нагрузки на систему подготовки и компримирования газа.

Средний дебит двух скважин этой категории (скв. 318, 319) на всем протяжении их подключения к УКПГ-2 остается значительно выше, чем по фонду скважин УКПГ-3. На УКПГ-4 и 8 наблюдается обратная картина. Здесь средняя продуктивность переключенных скважин не менее чем на 50 % меньше оставшихся, а на УКПГ-1 изменения в продуктивности переключенных скважин не наблюдается.

Данное обстоятельство является не столько следствием схемы переключения скважин, сколько результатом их размещения на периферии эксплуатационного поля в зонах пониженных эффективных мощностей и коллекторских свойств продуктивных отложений.

Результаты газодинамических исследований и фактические геологопромысловые данные показывают, что дебиты этой категории скважин составляют 41,1-76,3 % от среднего дебита основного фонда соответствующего УКПГ (табл. 4.1).

Тем не менее ввод дополнительных скважин способствовал увеличению годовой добычи на УКПГ-4 и замедлению темпов ее падения на других УКПГ.

Кроме отмеченных факторов, текущая продуктивность действующего фонда зависит от качества цементирования эксплуатационных колонн, а также от интенсивности водо- и пескопроявлений. Так, из общего фонда по данным акустического цементомера (АКЦ) невысокое качество цементирования отмечено в 131 скважине (или в 35 % скважин), в том числе по

УКПГ-1 - 17 скв.; УКПГ-6 - 11 скв.;

УКПГ-2 - 1 скв.; УКПГ-7 - 9 скв.;

УКПГ-4 - 16 скв.; УКПГ-8 и 8а - 11 скв.;

УКПГ-5 - 13 скв.; УКПГ-9 - 53 скв.

Неблагоприятная картина наблюдается на УКПГ-9, где имеется максимальное число скважин с невысоким качеством цементирования. Здесь же промысловыми исследованиями установлено наличие 10 скважин с повышенным водным фактором.

В большинстве этих скважин отмечено плохое или частичное сцепление цементного камня с колонной при расстояниях нижних отверстий перфорации до текущего газоводяного контакта от 9 (скв. 1004) до 61 м (скв. 923).

По данным газодинамического каротажа, проведенного в течение последних 10 лет в 93 скважинах, в 87 зафиксированы жидкостные пробки, перекрывающие зону фильтра от 2 до 100 % и являющиеся основной причиной уменьшения производительности. К этой категории относится часть скважин, по которым продувки стволов проводятся 2 раза в неделю (скв. 218, 226, 211, 307, 312, 305, 810). В скв. 211, 218 и 810 перфорированные интервалы перекрыты на 80-100 %.

Промышленная эксплуатация Медвежьего месторождения началась в апреле 1 972 г.

В октябре 1977 г. оно выведено на проектный уровень годовых отборов 65 млрд. м³.

Увеличение годовых отборов против первоначальных проектных решений было обусловлено уточнением начальных запасов, утвержденных ГКЗ в 1987 г., рациональным использованием действующего фонда, своевременным перераспределением добычи по УКПГ, бурением дополнительных скважин (эксплуатационного фонда) в слабодренируемых участках, а также для компенсации обводняющихся эксплуатационных скважин.

До 1990 г. фактические отборы превышали проектные значения, затем началось их снижение. В 1992 г. было отобрано 68,82 млрд. м³, что на 3,18 млрд. м³ меньше, чем по проекту. По отдельным участкам время начала падения отборов различно. Так, для УкПГ-1-1994 г., УКПГ-6, 7 и 9 - 1992 г., УКПГ-4 и 5 - 1989 г., УКПГ-2, 3 и 8 - 1988 г. До 1993 г. снижение отборов связано с отставанием ввода дополнительных скважин, несвоевременным строительством ЦДКС и длительными простоями скважин в ожидании капитального ремонта. В настоящее время к перечисленным причинам прибавились такие, как высокое давление в коллекторе и уменьшение заказа на газ.

В 1994 г. было отобрано 55,85 млрд. м³ газа, или 77,6 % от проектной величины. В целом по месторождению за весь период эксплуатации отбор составил 62,3 % от начальных утвержденных запасов. Поэтапное освоение месторождения предопределило неравномерный характер распределения добычи по площади газоносности. С начала эксплуатации на южном участке (УКПГ-1-4) отобрано 623,22 млрд. м³, на центральном (УКПГ-5-8)-

484,02 млрд. м³ и на Ныдинском участке (УКПГ-9) - 264,42 млрд. м³. Наибольший суммарный отбор соответствует Ныдинскому участку, а наименьший - 33,39 млрд. м³ - новой эксплуатационной зоне в районе севернее УКПГ-8.

Пластовое давление в эксплуатационном поле снизилось на 6,73 МПа от начального и равняется 4,76 МПа. Наиболее низкие текущие его значения (3,98-4,25 МПа) по-прежнему характеризуют зону расположения скважин УКПГ-6, 7 против 6,28 МПа в районе севернее УКПГ-8. Характер распределения пластового давления по площади газоносности формировался под влиянием особенностей геологического строения, очередности освоения и темпов разработки отдельных участков на месторождении. Как по суммарным отборам, так и по характеру снижения пластового давления выделяются три условно самостоятельные зоны - южная (УКПГ-1-4), центральная (УКПГ-5-8) и ныдинская (УКПГ-9). Границами этих участков являются зоны глинизации, первоначально установленные по материалам бурения разведочных скважин 8, 10, находящихся соответственно между УКПГ-4 - УКПГ-5 и УКПГ-8 - УКПГ-9, и подтвержденные впоследствии профилем распределения пластового давления.

Первоочередной ввод в эксплуатацию УКПГ-2 привел к образованию локальной воронки в зоне ее расположения. Ввод в эксплуатацию скважин последующих УКПГ до 1977 г. не изменил картину распределения пластового давления. В залежи сохранялась единая пьезометрическая воронка с минимальным давлением в зоне скважин УКПГ-2.

В последующие годы сформировалась вторая зона минимального пластового давления (районы скважин УКПГ-6, 7) с наиболее интенсивным удельным темпом падения пластового давления. Здесь на каждый 1 млрд. м³ добытого газа расходуется 0,083-0,089 МПа, в то время как на УКПГ-1 затраты пластовой энергии составляют 0,045-0,047 МПа.

Данное обстоятельство обусловлено различными темпами разработки, т.е. соотношением отборов и запасов газа. Этот показатель на протяжении всего анализируемого периода имел наибольшие значения именно в районе УКПГ-6, 7. Следствием создавшейся диспропорции в отборах явился более быстрый темп падения пластового давления по центральному участку. С целью выравнивания темпов падения пластового давления на основе анализа фактического геолого-промыслового материала б. ЦКР Мингазпрома в 1979 г. рекомендовано осуществить перераспределение отборов газа по площади газоносности - сократить отборы из центральной зоны и увеличить их по южной зоне.

Проведенное в последующие годы перераспределение отборов газа между южной, центральной и ныдинской зонами способствовало постепенному выравниванию пластовых давлений по площади газоносности. Профиль распределения пластового давления сохранял свою конфигурацию до 1982 г. В феврале 1982 г. между зонами расположения эксплуатационных скважин УКПГ-8 и УКПГ-9 была пробурена скв. 88. Замеры в феврале 1982 г. показали, что пластовое давление в этом районе составляло 10,6 МПа и было значительно выше, чем в районах эксплуатационных скважин на УКПГ-9 и УКПГ-8. Последующие замеры не изменили картину поля пластовых давлений.

На 01.10.88 давление в районе скв. 88 (8,80 МПа) оставалось выше среднего давления в зоне размещения скважин УКПГ-8 и УКПГ-9, соответственно на 1,95 и 1,34 МПа. В настоящее время с вводом этого участка в разработку пластовое давление здесь снизилось до 6,28 МПа.

Пластовое давление в периферийных участках (за границами эксплуатационного бурения) контролируется 15 наблюдательными скважинами.

Анализ давления по наблюдательным скважинам показывает, что темп его снижения во времени соответствует темпу падения пластового давления в эксплуатационном поле соответствующих УКПГ. Разница давлений между зонами расположения эксплуатационных скважин и давлениями в наблюдательных скважинах на протяжении всего анализируемого периода имеет практически постоянную величину, колеблющуюся от 0,34 МПа по району УКПГ-3 до 2,26 МПа по району УКПГ-9, и зависит от расстояния между наблюдательной скважиной и зоной эксплуатационного бурения, т.е. от расположения на профиле соответствующей депрессионной воронки. Например, на УКПГ-2 в скв. 52, расположенной на расстоянии 2,5 км, эта разница составляет 1,25 МПа, а в скв. 16, удаленной более чем на 5 км от границы эксплуатационного поля, - 1,99 МПа. Отмеченное свидетельствует о хорошей газодинамической связи центральных и периферийных частей залежи.

Контроль за давлением в водоносной части пласта осуществляется регулярными замерами уровня жидкости в пьезометрических скважинах.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

РАСЧЕТНАЯ МОДЕЛЬ

В результате эксплуатационного бурения Медвежьего месторождения было установлено, что сеноманские газоносные отложения представлены сложным переслаиванием песчано-алевритоглинистых пород, различных по толщине, замещающихся или выклинивающихся как по разрезу, так и по площади.

Фациальное замещение происходит на различных расстояниях, от десятков метров до нескольких километров. Такое замещение часто наблюдается даже в разрезах кустов скважин. В сводовых и приподнятых частях структуры отмечается некоторое опесчанивание разреза (т.е. преобладание I—III типов пород по классификации А.А. Ханина).

Для крыльевых частей характерно сокращение общих мощностей и преобладание слабопроницаемых и непроницаемых пород (IV-V типы пород). Часто мощные глинистые породы встречаются и в зоне размещения эксплуатационных скважин.

Неоднородность строения залежи предопределяет неравномерное внедрение пластовой воды. Одним из основных факторов, сказывающихся на положении начального и текущего контактов, является литологическая характеристика пород, залегающих в зоне газоводяного контакта. Литологическую картину поверхности ГВК дает карта - срез плоскости контакта.

Такая карта для Медвежьего месторождения была построена еще в 1972 г. по данным разведочного бурения. В дальнейшем, по мере разбуривания месторождения, карта - срез поверхности ГВК уточнялась. Настоящая ее интерпретация выполнена с учетом всего имеющегося материала по скважинам, вскрывшим ГВК.

На карте - срезе контакта определены 4 зоны:

1) с содержанием более 75 % коллекторов I—III типов, преобладанием вертикального подъема плоскости ГВК и активным латеральным продвижением пластовых вод;

2) с содержанием от 50 до 75 % коллекторов I—III типов, со скачкообразным подъемом ГВК в зоне дренирования;

3) с содержанием от 25 до 50 % коллекторов I—III типов, со слабым вертикальным подъемом ГВК в зоне дренирования;

4) с содержанием менее 25 % коллекторов I—III типов, при отсутствии вертикального подъема ГВК и латерального продвижения в периферийной зоне.

В целом на плоскости ГВК развиты все типы пород, слагающих продуктивную толщу.

Анализ распределения неколлекторов по разрезу свидетельствует о том, что наиболее выдержанный слой слабопроницаемых пород залегает в 8-12 и в 50-64 м от кровли продуктивной толщи. Глинистые породы в основном характеризуются прерывистым характером распространения.

Характерной особенностью распределения фильтрационных свойств по площади является ухудшение их в сторону законтурной области. Зоны повышенных значений проницаемости (0,6-10^-12 - 0,8-10^-12 м²) приурочены, как правило, к зонам повышенного содержания коллекторов. Распределение проницаемости по разрезу носит дифференцированный характер. Повышенные значения характерны для глубин 0-8; 18-34; 80-87; 92-96; 110-120 м от кровли. Отмечается улучшение фильтрационной способности продуктивной толщи в нижней части по зонам УКПГ-3, 1 и 4 и ухудшение по зонам УКПГ-2, 5, 7. Интервалы с повышенными значениями проницаемости можно отнести к зонам, где предполагается наиболее раннее продвижение подошвенной воды. При этом темп ее продвижения зависит не только от горизонтальной проницаемости, но и от ее вертикальной составляющей.

Анализ керна (115 образцов), отобранного из сеноманских отложений газовых месторождений севера Тюменской области, показал, что вертикальная проницаемость коллекторов I типа в 1,5 раза ниже горизонтальной, а для коллекторов II—III типов это отношение в среднем составляет 1,8.

Так как газовая залежь является единой, не разбитой на пачки мощными глинистыми телами, такое соотношение проницаемостей способствует достаточно быстрому продвижению пластовой воды. Особенно это характерно для так называемых “литологических песчаных окон”, характеризующихся наибольшим подъемом ГВК. На Медвежьем месторождении к таким зонам относится юго-восточная часть - район скв. 51, 67, районы расположения скв. 66, 68, 73, участки западнее скв. 57, 21, а также сводовая часть Ныдинского поднятия.

Исходя из изложенного, в основу расчета технологических показателей разработки и обводнения залежи была положена зонная газодинамическая модель, основанная на принципе межзонных перетоков, описываемых общей математической моделью системы газовая залежь - водоносный бассейн.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

В первоначальных проектных документах распределение отборов газа по площади газоносности было сделано без учета особенностей геологического строения и характера распределения запасов газа по площади отдельных эксплуатационных участков. В результате на месторождении сформировались две ярко выраженные зоны минимального пластового давления - район УКПГ-2 и УКПГ-6, 7. Поэтому в основу распределения добычи газа по площади газоносности было положено фактическое размещение запасов газа, состояние обводнения и схема переброски потоков газа по поверхностным шлейфам с одних УКПГ на другие.

Зонами повышенных отборов являются районы УКПГ-1, УКПГ-4, УКПГ-8, УКПГ-8а и УКПГ-9, на которые приходится около 60 % начальных запасов газа.

С другой стороны, они же, исключая УКПГ-9, являются источниками переброски части добываемого газа для его подготовки на ближайшие УКПГ.

Данное обстоятельство предопределяет необходимость постоянного сохранения здесь повышенных устьевых давлений, причем профиль устьевых давлений должен иметь уклон в сторону тех УКПГ, куда подается часть газового потока.

На динамику отборов газа, кроме вышеуказанного, накладывает определенное ограничение внедряющаяся пластовая вода, способствующая снижению прочностных характеристик пород газонасыщенных отложений и значений предельных депрессий на пласт. Характер изменения последних показывает, что текущие значения во времени снижаются пропорционально обводнению порового объема. Соответственно уровни годовой добычи будут ежегодно уменьшаться и определяться значениями пластовых давлений и предельных депрессий в каждом из районов добычи.

С учетом изложенного распределение отборов газа по площади газоносности должно отвечать оптимальным условиям разработки продуктивного пласта и всего комплекса технологического оборудования с учетом объемов дополнительного бурения.

Газодинамические исследования скважин на Медвежьем месторождении проводятся по стандартной методике. Забойные (преимущественно в начальный период) и пластовые давления определяются по барометрической формуле. Точность таких расчетов вполне удовлетворительна, что в совокупности с большим объемом исследовательских работ, выполненных за двадцатичетырехлетний период эксплуатации, позволяет достаточно надежно установить средние значения фильтрационных коэффициентов и получить математическую модель фильтрации, наиболее приближенную к реальной.

УТОЧНЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ МОДЕЛЕЙ ПО ДАННЫМ ИСТОРИИ РАЗРАБОТКИ

Первоначальные проектные документы по разработке Медвежьего месторождения составлялись на утвержденные к тому моменту запасы газа.

В 1987 г. был проведен пересчет запасов объемным методом и по падению пластового давления. В первом случае использовались данные по 173 скважинам, вскрывшим ГВК, и дополнительные геолого-промысловые материалы, полученные в период эксплуатационного разбуривания. Метод падения пластового давления базировался на фактических темпах падения давления и объемах добытого газа. Рассмотрев представленные материалы,

б. ГКЗ СССР утвердила начальные запасы.

Корректировка запасов газа объемным методом, выполненная в том же году ТюменНИИгипрогазом с учетом замечаний экспертов по значениям эффективных толщин в скв. 48, 64, 453, 143, 144, 148, дала величину, практически аналогичную полученной по методу падения пластового давления.

В последующий период разбуривание Медвежьего месторождения продолжалось. В результате получен дополнительный геолого-промысловый материал для оценки реальной величины начальных запасов газа, с учетом которого в 1992 г. ТюменНИИгипрогазом выполнен пересчет последних объемным методом с использованием методики, разработанной специалистами На-дымгазпрома и ТюменНИИгипрогаза и утвержденной ГКЗ. Полученная при этом величина запасов газа в целом для месторождения отличается от утвержденной в ГКЗ величины на 10 %.

Особенностью освоения сеноманской залежи Медвежьего месторождения, как ранее отмечалось, является разновременность ввода в эксплуатацию отдельных участков и различный темп их разработки, в частности южной и центральной частей. Данное обстоятельство приводит к активным массообменным процессам между отдельными эксплуатационными зонами, под которыми подразумеваются районы действующих УКПГ.

При этом, согласно модельным газодинамическим расчетам, по абсолютным величинам перетоки газа между УКПГ достигают 10-15 % от объемов соответствующей годовой добычи. В результате запасы газа, определяющие темп падения пластового давления в районах УКПГ, будут отличны от их геологических аналогов. Иначе говоря, расчетная модель должна содержать в себе дренируемые запасы, учитывающие состояние разработки и интенсивность массообменных процессов. Для этих целей на зонной газодинамической модели выполнена серия расчетов и определены текущие дренируемые запасы для каждой эксплуатационной зоны, использованные в дальнейшем в вариантных расчетах показателей разработки. Динамика их изменения говорит о том, что во времени по большинству эксплуатационных зон существенных изменений в запасах не отмечено. Так, относительно 1988 г., когда составлялся проект разработки, изменения в дренируемых запасах на УКПГ-1, УКПГ-2, УКПГ-3, УКПГ-6, УКПГ-8+8а и УКПГ-9 составляют 1- 3 и 2 % в целом по месторождению. Более существенно изменились при уточнении запасы газа в районах УКПГ-4, 5 и 7. Так, на УКПГ-7 они возросли на 13 %, на УКПГ-4, 5 уменьшились на 8-12 %.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Технологические показатели разработки месторождения в целом и для районов отдельных УКПГ рассчитаны при одновременном выполнении следующих условий:

1) поддержание рабочих депрессий на уровне предельных с точки зрения целостности продуктивного пласта;

2) сохранение мощности агрегатов ГТН-6 на ДКС первой очереди и мощности ЦДКС;

3) учет сезонной неравномерности газопотребления и пиковых нагрузок;

4) обеспечение надежной работы агрегатов ГТН-6;

5) учет фактического состояния разработки в соответствии с геологопромысловой информацией;

6) возможность переброски части газового потока по поверхностным шлейфам;

7) учет ввода в разработку дополнительных скважин и выбытия скважин из-за обводнения.

Первый вариант разработки ориентирован на фактически сложившуюся ситуацию по фонду действующих эксплуатационных скважин, динамику его изменения во времени при внедрении пластовой воды с учетом ввода в разработку новых скважин в районах УКПГ-8, 8а и 9 в течение 1996-1997 гг.

Расчеты показателей разработки выявили, что в 1996 г. объем годовой добычи по месторождению должен был составить 47,830 млрд. м³, т.е. практически сохраниться на уровне 1995 г., за который из залежи было извлечено 48,485 млрд. м³. Поддержание уровней годовых отборов обеспечивали вводом в фонд действующих пяти новых скважин на УКПГ-9 и второго цеха ЦДКС, без которого годовые отборы снижались до 41 млрд. м³, т.е. на месторождении сохранилась бы сложившаяся в предыдущие два года динамика ежегодного падения добычи в 6-7 млрд. м³.

В последующий период доразработки (1997-2010 гг.) снижение уровней годовых отборов по расчетам составляло 3-3,5 млрд. м³. Так, в 2000 г., согласно расчетам, из залежи добыча оценена в 34,854 млрд. м³, а в 2005 г. - в 15,202 млрд. м³.

В течение всего периода доразработки основными районами добычи остаются УКПГ-1, УКПГ-4, УКПГ-8+8а и УКПГ-9, на которые будет приходиться до 68 % извлекаемого в целом по месторождению газа (рис. 4.6, 4.7).

Накопленная добыча газа, млрд.

Рис. 4.6. Медвежье месторождение. Динамика годовой и накопленной добычи газа по годам

(вариант 1)

Годовая добыча газа, млрд. м

Г оды разработки

УКПГ

Рис. 4.7. Медвежье месторождение. Распределение добычи газа по УКПГ:

а - 1996 г.; б - 2000 г.; в - 2005 г

Рис. 4.8. Медвежье месторождение. Динамика годовой и накопленной

(вариант 2)

добычи газа по годам

Завершится разработка месторождения в 2010 г. при конечном коэффициенте газоотдачи 90,2 %, соответствующем суммарному отбору

1794,89 млрд. м³. При коэффициенте остаточной газонасыщенности 0,25 останется 76,86 млрд. м³ газа в обводненном объеме и 118,95 млрд. м³ в свободном объеме. Первым выйдет из эксплуатации в 2001 г. УКПГ-8, затем в 20032004 гг. УКПГ-4 и УКПГ-1. В последующий период завершится разработка остальных УКПГ.

Во втором варианте, кроме дополнительных, в действующий фонд включены скважины, простаивающие из-за высокого давления в коллекторе на УКПГ-3, 4, 5, 6, 7 и 8. Поэтому уточнение показателей разработки для второго варианта было сделано только для указанных УКПГ. Ввод простаивающих скважин в целом несущественно менял картину динамики годовых отборов. Так, относительно первого варианта в 1996 г. объем годовой добычи возрастал до 48,866 млрд. м³ (или был на 1,036 млрд. м³ больше), в 2000 г. -35,421 млрд. м³ против 34,854 млрд. м³ по первому варианту. На заключительном этапе разработки объемы годовой добычи и конечные коэффициенты газоотдачи будут одинаковы (рис. 4.8). Несколько изменится время окончания разработки отдельных зон. Так, на один-два года раньше завершится разработка районов УКПГ-7 и УКПГ-3.

4.1.4

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

Основные задачи контроля за разработкой связаны с прогнозированием внедрения пластовой воды в залежь, изучением распределения пластового давления и отработкой залежи по площади и разрезу.

Последнее приобретает особое значение для эффективной эксплуатации фонда переключенных скважин. Контроль за разработкой согласно действующим правилам должен предусматривать следующий минимум исследований:

1) систематическое и периодическое определение пластового, статического и устьевого давлений по всему фонду эксплуатационных и наблюдательных скважин;

2) оценку добывных возможностей эксплуатационных скважин;

3) проведение комплекса геофизических и гидрохимических замеров.

Необходимый минимум таких исследований приведен в табл. 4.2.

ТАБЛИЦА 4.2

Необходимый минимум геолого-промысловыи и гидрохимических исследований по контролю за разработкой

Вид исследований

Периодичность

п/п

Объем исследований

1 Замер рабочих давлений и температур по системе скважина - газопровод -УКПГ

2 Замер статических и пластовых давлений

3 Контроль за межколонны-ми газопроявлениями

4 Газодинамические исследования при стационарных режимах фильтрации

В том числе: специальные исследования комплексами “Надым-1”, “Надым-2”

5 Шаблонирование ствола и

отбивка забоев скважин

6 Замер пьезометрического уровня

7 Определение объема выносимой скважиной пластовой жидкости установкой МГСУ-1-100

8 Отбор проб пластовой жидкости и газа на гидро-химанализ

9 Комплекс промыслово-геофизических методов Р. К., термометрия

10 Комплекс промыслово-геофизических методов Г.Д.К.

11 Комплекс промыслово-геофизических методов по контролю за технически-ким состоянием скважин

Действующий фонд скважин

Эксплуатационный и наблюдательный фонд скважин

Весь фонд скважин

Эксплуатационный фонд скважин

Не менее 50 % эксплуатационного фонда скважин

100 % эксплуатационного фонда скважин Весь фонд скважин

Фонд пьезометрических скважин

Эксплуатационный фонд скважин

Наблюдательный фонд скважин

15-25 % эксплуатационного фонда скважин По фонду скважин, подлежащих капитальному ремонту

1-2 раза в месяц

Ежеквартально

То же

Не менее одного раза в год

На период постоянной добычи

На период падающей добычи

После длительных простоев, перед глубинными промыслово-геофизическими исследованиями, подземным и капитальным ремонтом скважин Ежеквартально

Не менее 1 раза в год

Не менее 1 раза в 2 месяца

1-2 раза в год

Ежегодно

До и после проведения ремонтных работ

П р и м е ч а н и е. Газодинамические и специальные газодинамические исследования проводятся также: после окончания строительства скважин, через 6 мес после запуска скважины в работу; до и после проведения ремонтных и интенсификационных работ по скважине; во время проведения комплекса Г.Д.К.

В настоящее время существующая плотность и периодичность замеров давлений в зонах размещения эксплуатационных скважин достаточна для надежного построения карт изобар в центральной части залежи. Для контроля за разработкой периферийных частей предназначены 15 наблюдательных скважин.

Представляется целесообразным увеличить фонд таких скважин в районах нового эксплуатационного поля УКПГ-8а, пробурив на западном склоне куст из двух наблюдательных скважин (одна для контроля за давлением, вторая - за положением ГВК).

Контроль за продвижением ГВК осуществляется в 75 скважинах. Однако не все они в силу особенностей геологического строения могут выполнять свою непосредственную функцию - источника информации о характере и темпах перемещения ГВК. В разрезах 15 из них находятся мощные глинистые прослои, стабилизирующие положение ГВК на длительный срок. В связи с этим предлагается 12 скважин (45, 75, 74, 94, 91, 84, 69, 48, 49, 81, 86, 89) перевести в разряд эксплуатационно-наблюдательных, проведя в них перфорацию разреза выше толщи глинистых пород. В первую очередь такие работы следует провести в семи кустовых наблюдательных скважинах, имеющих газосборные шлейфы. Вторую очередь освоения составляют оставшиеся пять скважин (48, 49, 81, 86, 89). Опыт эксплуатации таких скважин имеется на Вынгапуровском месторождении, где шесть эксплуатационнонаблюдательных скважин.

Рекомендуемый перечень мероприятий для контроля за разработкой геофизическими, газодинамическими и гидрохимическими методами приводится ниже.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ МЕТОДАМИ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ

Контроль за разработкой промыслово-геофизическими методами включает все виды исследований в эксплуатационных и наблюдательных скважинах.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области показывает, что сеноманский продуктивный комплекс отличается значительной неоднородностью и изменчивостью фильтрационноемкостных свойств. В связи с этим комплекс ГИС в бурящихся эксплуатационных и наблюдательных скважинах должен обеспечивать необходимую информацию для построения адекватной геологической модели и решение следующих основных геолого-геофизических задач:

1) литологическое расчленение разреза и выделение коллекторов;

2) уточнение геологического строения месторождений;

3) оценка характера насыщения и промышленная оценка газоносности коллекторов;

4) определение емкостных параметров пластов продуктивных отложений;

5) оценка положения газоводяного контакта;

6) оценка технического состояния ствола скважины и качества цементирования эксплуатационной колонны.

Решение перечисленных задач осуществляется комплексом ГИС, составленным на основании инструкции РД-51-1-93 “Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований скважин”.

В комплекс включены замеры каверномером и локатором муфт до и после перфорации с целью уточнения положения интервала перфорации и акустическая цементометрия после перфорации для оценки возможных изменений в цементном камне. В наклонных эксплуатационных скважинах проводится сокращенный комплекс ГИС в открытом стволе. Исключаются методы индукционного и бокового каротажа, а из комплекса зондов БКЗ (боковое каротажное зондирование) для замеров используются три малых зонда.

В наблюдательных скважинах выполняются периодические замеры методами промысловой геофизики для решения следующих задач:

1) определение текущего коэффициента газонасыщенности продуктивных пластов;

2) оценка положения текущего газоводяного контакта;

3) определение характера отработки продуктивного разреза.

При неоднозначной интерпретации данных НГК в качестве дополнительного может быть использован метод импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Периодичность исследований в наблюдательных скважинах в течение первого года должна составлять раз в квартал, в дальнейшем - не менее одного раза в полугодие.

В эксплуатационных скважинах промыслово-геофизические исследования выполняются с целью решения следующих основных задач:

1) определение профиля притока газа в скважину;

2) выделение газоотдающих интервалов и дифференцированная оценка их продуктивности;

3) определение пластовых давлений;

4) определение фильтрационных коэффициентов А и В и проницаемости;

5) выявление компенсационных перетоков в пределах залежи и их направление;

6) определение интервалов заколонных перетоков и мест поступления газа в заколонное пространство;

7) изучение технического состояния скважин - уточнение глубины спуска лифтовых труб, положения фактического забоя, интервалов перфорации, пакеров и мостов и их герметичности.

Перечисленные задачи решаются с помощью комплекса ГИС, который проводится как в остановленной, так и в работающей скважине на нескольких режимах работы. Качественные результаты исследований могут быть получены только в тех скважинах, где башмак лифтовых труб располагается на 10-15 м выше интервала перфорации. Исследования в работающей скважине выполняются не менее чем на трех стационарных режимах фильтрации. Регистрация кривых радиоактивного каротажа в интервале “устье скважины - кровля продуктивной толщи” осуществляется с целью обнаружения скоплений газа за колонной. Периодичность исследований эксплуатационных скважин в начальный период эксплуатации - 1 раз в полгода, в дальнейшем - раз в течение года.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

Основными задачами исследований газовых скважин газодинамическими методами являются:

1) определение геолого-физических параметров пород в призабойной зоне вокруг ствола скважины продуктивного пласта;

2) изучение физических свойств насыщающих пласт флюидов;

3) контроль за текущим состоянием призабойной зоны добывающей скважины, самой скважины, выкидных линий и промыслового оборудования.

Газодинамические исследования подразделяются на первичные, текущие и специальные.

Первичные, или базисные, исследования обязательны на всех добывающих скважинах, вводимых в эксплуатацию. При первичных исследованиях определяются:

1) условно-статическое пластовое давление;

2) текущее рабочее давление, температура и дебит добывающей скважины;

3) коэффициенты фильтрационного сопротивления призабойной зоны эксплуатационной скважины;

4) коэффициенты проницаемости, пористости, мощность газоотдающих интервалов;

5) приведенный радиус скважины;

6) количественное соотношение жидкой фазы и механических примесей в потоке газа;

7) коэффициенты гидравлического сопротивления лифтовых труб, фонтанной арматуры скважины и выкидных линий.

Специальные газодинамические исследования проводятся с помощью комплекса “Надым-2” по всему эксплуатационному фонду скважин и позволяют не только установить продуктивность скважин, но и количественно определить наличие в потоке газа механических примесей и пластовой жидкости при различных дебитах скважин.

Исследования комплексом “Надым-2” проводятся без выпуска газа в атмосферу.

В случае отсутствия шлейфа, а также в целях контроля газодинамические исследования проводятся через комплекс “Надым-1” или ДИКТ.

Опыт контроля за разработкой сеноманских залежей показал, что специальные исследования должны также включать следующие виды работ:

1) контроль за перетоками газа в вышележащие горизонты по некачественному цементному камню;

2) установление эффективности различных методов интенсификации притока газа и водоизоляции;

3) определение интервалов образования гидратов в скважинах и выкидных линиях;

4) опробование новых методов исследования скважин.

Газодинамические исследования проводят не менее одного раза в год, а также:

1) после окончания строительства скважин;

2) через 6 мес после запуска скважины в работу;

3) до и после проведения по скважине ремонтных и интенсификацион-ных работ.

Специальные исследования проводят по согласованию с геологической службой, но не реже одного раза в год.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ НОВЫХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ

1. Комплекс промыслово-геофизических исследований в бурящихся, наблюдательных и эксплуатационных скважинах по контролю за разработкой

Медвежьего месторождения в настоящее время позволяет решать практически все задачи, которые ставит геологическая служба.

Однако в результате длительной эксплуатации месторождения могут возникнуть дополнительные задачи, решение которых потребует привлечения новых методов ГИС. Под термином “новые методы” следует понимать методы как недавно разработанные, так и не входящие в существующий комплекс исследования скважин.

В процессе разработки месторождения в газовой залежи происходит снижение пластового давления. Могут возникнуть условия, при которых превышение горного давления над пластовым приведет к необратимой деформации матрицы пород продуктивных отложений, что вызовет изменение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, в частности пористости и проницаемости. Подобные явления обнаружены на ряде нефтяных месторождений Тюменской области. С целью контроля за состоянием скелета породы необходимо проводить исследования методом акустического каротажа, являющегося надежным методом определения пористости.

Особое внимание следует уделять контролю за техническим состоянием скважин, многие из которых эксплуатируются уже более 15-20 лет. При этом возникает необходимость решения следующих задач:

1) контроль за состоянием обсадных колонн и лифтовых труб;

2) временной контроль за качеством цементного камня;

3) контроль за состоянием зоны перфорации;

4) контроль за механическим изменением прискважинной зоны пласта в связи с добычей газа.

Для решения перечисленных задач необходимо включить в обязательный комплекс исследования эксплуатационных скважин гамма-цементомет-рию для выявления дефектов в цементном кольце и гамма-толщинометрию для выявления дефектов в обсадной колонне. Эти методы следует применять совместно с акустической цементометрией. Естественно, что все названные методы должны иметь надежную метрологическую и интерпретационную базу.

С целью контроля ремонтных работ в эксплуатационных скважинах и уточнения информации об отработке разреза в скважинах, подлежащих капитальному ремонту, необходимо проводить расширенный комплекс исследований.

В зависимости от объемов и видов капитальных работ комплекс должен корректироваться по согласованию с геологической службой.

2. Контроль за технологическими и газодинамическими параметрами системы “пласт - скважина - газосборная сеть - вход в УКПГ (ДКС)” с использованием ЭВМ включает определение давления, температуры, расходов газа в различных точках системы, а также фильтрационно-гидравлических коэффициентов сопротивления скважин, местных сопротивлений и пр.

В связи с громоздкостью системы уравнений целесообразно осуществлять контроль параметров с использованием ЭВМ.

Решению задачи контроля параметров способствует то обстоятельство, что большинство параметров системы - медленно меняющиеся функции времени. Это позволяет прогнозировать изменение параметров системы на основании их изменения в прошлом. Так, периодические замеры и расчеты значений пластовых давлений, давлений на устье скважины, расхода газа позволяют проследить изменение эквивалентного коэффициента сопротивления системы “пласт - скважина” B_c = A/g + B, где A и B - фильтрационно-гидравлические коэффициенты сопротивления; g - некоторое фиксированное значение дебита скважины. Довольно точно удается прогнозировать изменение пластового давления, приведенных коэффициентов сопротивления шлейфов и пр.

Сущность решения задачи контроля с использованием ЭВМ заключается в следующем:

1) на основании имеющейся информации проводится адаптация, т.е. расчетным путем определяются все параметры модели, что обеспечивает ее адекватность реальному процессу;

2) на основании полученной информации решается задача контроля параметров путем сравнения их значений с результатами расчета по математической модели.

Задачу решают, используя программы расчета технологических режимов работы скважин и шлейфов месторождения Медвежье.

4.1.5

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ДОБЫЧИ ГАЗА

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ ДОБЫЧИ ГАЗА

Эксплуатационные скважины на месторождении размещены в своде структуры, что обеспечивает небольшую протяженность газосборных коллекторов и безгидратные условия работы внутрипромысловой системы сбора газа с температурным запасом относительно равновесных параметров гидра-тообразования в 7-17 °С. Во многом этому способствует применение лифтовых труб увеличенного диаметра. Так, в 209 скважинах спущены лифтовые трубы диаметром 168 мм; в 30-127 мм и в 29 скважинах применена комбинированная колонна.

Данное обстоятельство, наряду с высокими коллекторскими свойствами продуктивного пласта, в начальный период разработки обеспечивало высокие дебиты - от 780 до 2300 тыс. м³/сут при сравнительно небольших потерях пластовой энергии (1,5-2,62 МПа). В настоящее время в связи с падением уровней годовой добычи потери от пласта до устья уменьшились до 0,540,48 МПа при дебитах 331-508 тыс. м³/сут. Скважины дополнительного фонда оснащены 114-миллиметровыми лифтовыми трубами, в которых потери энергии от пласта до устья значительно выше. В частности, в районе новых скважин на участке 8а при текущем дебите 468 тыс. м³/сут они составляют 13,0+1,27 МПа.

Анализ работы эксплуатационных скважин за период 1988-1994 гг. показал, что около 30 % их работали с межколонными газопроявлениями различной интенсивности.

Нарушения герметичности скважин обусловливают опасность утечек газа в атмосферу, в вышележащие водоносные пласты и образование вторичных залежей, а при резко повышенной интенсивности газопроявлений -опасность прогрессирующего ухудшения герметичности крепления скважин и нарушения прискважинной зоны потоком газа. Поэтому эксплуатация с межколонными газопроявлениями рассматривается как временное состояние перед проведением соответствующих ремонтных работ.

ПО “Надымгазпром” силами цеха подземного и капитального ремонта последовательно проводит работы по ликвидации межколонных газопроявлений на скважинах действующего фонда.

Для ликвидации межколонных газопроявлений применялись различные методы: смена уплотнительных колец, раскрытие и смена пакеров, закачка герметизирующих смесей. Положительный результат капитального ремонта получен при спуске эксплуатационных пакеров и переобвязке устья, а также при закачке герметизирующих жидкостей в затрубное пространство.

Вскрытие продуктивных отложений на месторождении осуществляется перфорацией с плотностью от 6 до 12 и более отверстий на метр. Для определения влияния плотности перфорации на продуктивность рассмотрены две группы скважин.

В первой группе - 192 скважины со средней плотностью 6 отверстий на метр. Во второй группе (58 скважин) - плотность отверстий 12 и более на метр. Остальные скважины имеют различную плотность перфорации и при анализе не использовались.

Совместная обработка результатов эксплуатации двух групп скважин показала, что ощутимого эффекта двойная плотность перфорации не дает и ее следует применять лишь для вскрытия плотных коллекторов с пониженной газонасыщенностью. В процессе анализа установлено также, что увеличение мощности интервала перфорации свыше 30 м не приводит к увеличению дебитов скважин.

Качественный и количественный анализ динамики песчаных пробок по 53 эксплуатационным скважинам показал, что рост последних наблюдается только в тех скважинах, где ближайший к забою перфорированный интервал оказывается неработающим. Характерным примером может служить скв. 202. В этой скважине рост пробки не наблюдался в течение пяти лет. При капитальном ремонте нижний газоотдающий интервал был засыпан, после чего начался ее рост. Обратная картина после проведения капитального ремонта и освоения нижележащего продуктивного интервала наблюдалась на скв. 417.

Из всего сказанного выше следует, что практика вскрытия толщи продуктивных отложений с неоднородными пропластками (по типу месторождения Медвежьего) единым фильтром не оправдывает себя, так как не всегда удается при этом освоить нижележащие пропластки. Это приводит к неоправданным капитальным ремонтам и снижает коэффициент готовности всего фонда скважин.

ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ ЛИФТОВЫХ ПОДЪЕМНИКОВ

Для обоснования диаметра лифтовых труб дополнительного эксплуатационного фонда анализировались потери давления в НКТ различного диаметра в зависимости от дебита и скорости газового потока на забоях, а также фактические геолого-промысловые данные по эксплуатации скважин на Уренгойском, Ямбургском и Вынгапуровском месторождениях. Анализ и обобщение имеющихся материалов позволили установить определенные закономерности между величиной рабочих дебитов и диаметров лифтовых труб. В частности, для диапазона дебитов 800-1000 тыс. м³/сут и выше технологически оправдан диаметр НКТ 168 мм, который использован в конструкциях скважин Ямбургского, Уренгойской площади Уренгойского месторождений и в скважинах основного фонда Медвежьего месторождения. При дебитах 750-800 тыс. м³/сут диаметр лифтовой колонны уменьшается до 114 мм. Такие конструкции скважин применяются на Вынгапуровском и Се-веро-Уренгойском месторождениях.

Учитывая невысокие дебиты скважин дополнительного фонда и активное внедрение пластовых вод в процессе разработки, одним из основных критериев при обосновании диаметра лифтовой колонны, кроме затрат пластовой энергии, считают скорость газового потока на забоях, необходимую для выноса скапливающейся жидкости.

Наибольшие скорости газового потока соответствуют лифтовой колонне диаметром 114 мм. Такая конструкция лифтового подъемника заложена в проекте на бурение, по которому велось добуривание Медвежьего месторождения.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Основными факторами, осложняющими работу эксплуатационных скважин, являются:

1) возможность гидратообразования из-за сравнительно невысоких устьевых температур:

2) водопескопроявления как следствие внедрения в продуктивные отложения пластовых вод, снижающих прочностные свойства коллектора. Первый из перечисленных факторов имеет ограниченные масштабы распространения, поскольку текущий температурный запас в 10,7 °С (УКПГ-9) - 17 °С (УКПГ-2, 6) относительно равновесных температур гидратообразования обеспечивает безгидратные условия эксплуатации скважин. Тем не менее его полностью исключать не следует, особенно при вводе скважин дополнительного фонда и скважин, выходящих из ремонта на технологический режим. Расчеты показывают, что в этом случае первые 1-3 часа эксплуатации устьевые температуры не обеспечат безгидратные режимы работы. Данное обстоятельство обусловливает необходимость использования антигидратного ингибитора. Предотвращение пескопроявления обеспечивается соответствующим технологическим режимом, устанавливаемым путем регулярного проведения специальных газодинамических исследований комплексами “Надым-1” и “Надым-2”. При этом следует иметь в виду, что во времени технологический режим будет изменяться в сторону снижения дебита и депрессии на пласт. Последнее обусловлено зависимостью между предельной депрессией и величиной текущей обводненности, показывающей закономерное их уменьшение с ростом объемов внедряющейся пластовой воды. В случае невозможности регулирования технологического режима рекомендуется использовать фильтры, в частности стеклопластиковые, опыт применения которых имеется уже в настоящее время.

Наиболее простым способом удаления скапливающейся на забоях скважин жидкости являются периодические продувки. Однако этот путь ведет к неоправданным потерям газа и загрязнению окружающего воздушного бассейна. Поэтому более рациональным представляется использование для э тих целей ПАВ различных модификаций.

Существенную долю (23 %) в общем балансе действующего фонда в настоящее время составляют самозадавливающиеся скважины (потенциальные претенденты на капитальный ремонт).

Анализ геолого-промысловой информации показывает, что основными видами ремонтов этой категории скважин являются:

1) дострелы в газовой среде (14 скважин);

2) очистка забоев от жидкостных и песчаных пробок в тех случаях, когда они перекрывают в зоне фильтра высокогазонасыщенные песчаные пласты (12 скважин);

3) сложные капитальные ремонты в скважинах с низким качеством цементирования обсадных колонн. Простая очистка забоев здесь не гарантирует долговременную эксплуатацию скважин с повышенными дебитами. Для исключения перетоков жидкости по некачественному цементному кольцу в таких скважинах необходимо устанавливать цементные экраны выше отметки текущего ГВК. Всего таких скважин 11.

Применяемая в настоящее время периодическая продувка самозадавли-вающихся скважин эффективна только при наличии конденсационной жидкости на забоях и качественного цементирования эксплуатационных колонн. В противном случае интенсивные продувки могут иметь негативные последствия, в частности подтягивание по некачественному цементному камню конуса подошвенных вод и отсечение продуктивных пластов в зоне фильтра.

Для обеспечения надежной работы эксплуатационного фонда в период доразработки месторождения при планировании капитальных ремонтов рекомендуется предусмотреть предотвращение пескопроявлений путем установки песчано-гравийных фильтров (например, конструкции ВНИИГАЗа) для борьбы с водопроявлениями изоляции источников водопритоков; создание условий для эффективного подъема жидкости до устья с минимальными потерями давлений, обеспечение режима эксплуатации с минимально допустимым количеством извлекаемой воды.

При этом возможны следующие технические решения: применение ПАВ различных модификаций; замена лифтовых труб (переход на меньший диаметр) или применение хвостовиков меньшего диаметра; оснащение скважин устьевым оборудованием для периодического удаления скапливающейся на забое жидкости; применение плунжерных лифтов.

4.1.6

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СИСТЕМЕ ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО СБОРА, ПОДГОТОВКЕ И КОМПРИМИРОВАНИЮ ГАЗА

ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И КОМПРИМИРОВАНИЕ ГАЗА

Сбор газа от кустов эксплуатационных скважин на Медвежьем месторождении осуществляют по лучевой схеме с подключением нескольких скважин к одному шлейфу. Данная схема обладает достаточной эксплуатационной надежностью и рекомендуется для дальнейшего использования. Для скважин дополнительного фонда допустима индивидуальная система сбора. Во всех рассматриваемых вариантах с учетом геокриологических и ландшафтных условий шлейфы сооружаются двумя способами - надземным и подземным. На вечномерзлых и малопросадочных грунтах рекомендуется подземная прокладка с гидроизоляцией в траншеи на глубину 0,8 м, на участках с просадочными грунтами, уклоном больше 5°, на торфяниках, а также при переходе через естественные преграды применим подземный способ прокладки. Термодинамические режимы работы индивидуальных шлейфов,

Рис. 4.9. Схема производства метанола при 4-6 МПа:

1, 10 и 18 - сепараторы; 2, 11 и 12 - компрессоры; 3 - подогреватель; 4 - аппарат для гидрирования соединений серы; 5 - адсорбер; 6 - трубчатая печь; 7 - котел-утилизатор; 8, 13 и 14 -теплообменники; 9 и 17 - холодильники-конденсаторы; 15 - подогреватель; 16 - колонна; 19 -

сборник

как показывают расчеты, будут достаточно жесткими и зависящими от протяженности и диаметра шлейфа, массы транспортируемого газа.

По гидравлическим параметрам оптимальным является диаметр 219 мм, при котором потери давления находятся в пределах 0,1-0,4 МПа, а температурные режимы обеспечивают безгидратный транспорт до 7 км и более. В то же время при увеличении диаметра до 325 мм в период до 1995-2000 гг. режим работы соответствует гидратному. Для предотвращения гидратообразования потребуется ежесуточная подача в каждый шлейф 0,5-0,75 т метанола. Схема производства метанола приведена на рис. 4.9.

Компримирование газа на всех УКПГ Медвежьего месторождения осуществляется ДКС первой очереди, оснащенных компрессорными агрегатами ГТН-6, за исключением ДКС-9, где установлены агрегаты ГПА-Ц-16. В 1993 г. введен в эксплуатацию первый цех ЦДКС с 10 агрегатами ГПА-Ц-16, который принял на себя функцию второй очереди.

Для дальнейшей разработки месторождения как по первому, так и по второму варианту с 1996 г. был рекомендован второй цех ЦДКС с аналогичным набором технологического оборудования. Параметры работы ЦДКС показывают, что в этом случае суммарные мощности двух цехов ЦДКС и ДКС первой очереди достаточны для компримирования всего объема добываемого газа до конца расчетного срока эксплуатации. Тем не менее на ряде ДКС в период с 1998 по 2001 г. рекомендовано провести смену нагнетателей и перейти на более высокие степени сжатия. Такие замены было рекомендовано провести на УКПГ-7 в 1999 г. (степень сжатия 1,45), а также на ДКС-6 в 1998 г. (степень сжатия 1,3) и 2001 г. (степень сжатия 1,45).

Подготовка газа к дальнему транспорту на Медвежьем месторождении осуществляется по схеме адсорбционной осушки газа (УКПГ-1, 3, 4, 5, 6) и абсорбционной осушки (УКПГ-2, 7, 8, 9). В целом они обеспечивают подготовку всего объема добываемого газа до требуемой стандартом кондиции. Однако фактический режим разработки, первоначальное неравномерное распределение отборов по площади газоносности, а также размещение части дожимных компрессорных мощностей после установок подготовки газа привели к значительным изменениям параметров технологии на УКПГ и неравномерным объемам подготавливаемого на установках газа. Причем существующие схемы переброски газа по поверхности между площадками (кроме УКПГ-6, 9) до конца обеспечивают оптимальное распределение объемов подготавливаемого газа. Поэтому производительность установок в настоящее время и в перспективе значительно различается.

Подготовка газа к дальнему транспорту осуществляется по следующей схеме: сбор газа от скважин, первичная сепарация на сепараторах-

пылеуловителях ДКС, компримирование на ДКС, охлаждение на АВО ДКС, сепарация газа на УКПГ, осушка, транспорт газа по межпромысловому коллектору, компримирование на ЦДКС, подача газа в магистральный газопровод.

Регенерацию адсорбентов на адсорбционных промыслах производят циркуляцией части осушенного газа, отобранного с выхода УКПГ, и сбросом на вход ДКС за счет перепада давления, создаваемого на ДКС. Компрессоры газа регенерации, предусмотренные по проекту, в настоящее время отключены. Циркуляция газа регенерации осуществляется по следующей схеме: печь огневого нагрева, адсорбер, АВО газа регенерации, сепаратор газа регенерации, линия осушки перед сепараторами-пылеуловителями.

Регенерация абсорбента на установках гликолевой осушки ведется по схеме вакуумной регенерации и включает: выветриватель, теплообменник регенерации, десорбер, испаритель, АВО рефлюкса, вакуум-насос, трубопроводы и насосный парк.

Комплекс расчетов по прогнозу параметров работы установок показывает, что температура газа, входящего на установки, в перспективе может понизиться до 5-7 °С, температура газа, подаваемого после АВО на ДКС, будет составлять от 25 до 18-20 °С. Давление на установках составит от 0,5 до 0,1+0,15 МПа в конце эксплуатации и зависит от давления в межпромысло-вом коллекторе, т.е. от режимов работы ЦДКС и ДКС.

Технологический режим газосборной сети всех УКПГ как в настоящее время, так и в перспективе будет безгидратным, поэтому осложнений в технологии подготовки газа в связи с подачей метанола не ожидается, кроме возможных частных случаев. Увеличение удельного выноса пластовой воды приведет к росту нагрузки по жидкости в сепараторах-пылеуловителях.

УСТАНОВКИ АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ГАЗА

Суммарная нагрузка по парам воды, несмотря на значительное снижение расходов по адсорбционным процессам, в настоящее время составляет 80-90 %, а по УКПГ-4 около 110 %. В перспективе суммарная нагрузка по влаге уменьшится до 10-50 % из-за значительного уменьшения суточных расходов.

Гидравлические режимы работы линии осушки адсорбционных установок находятся в пределах проектных режимов. Однако ожидаются значительные увеличения линейных скоростей в схеме регенерации и в линии осушки (и в адсорберах), что отрицательно повлияет на процесс подготовки газа. В ближайшие годы могут наблюдаться осложнения процессов осушки и регенерации, в частности, по УКПГ-1, 4 из-за недостаточного времени на регенерацию адсорбента.

Расчеты параметров печей огневого нагрева и АВО газа подтверждают их надежную работоспособность. Но при этом ожидается превышение линейных скоростей газа более 15 м/с в разные годы по УКПГ-1, 4, 5, 6.

УСТАНОВКИ АБСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ

На УКПГ-2, 7, 8, 9 в качестве абсорбента применяют диэтиленгликоль высокой концентрации (не ниже 99,0-99,3 %). Регенерация насыщенного раствора диэтиленгликоля производится на установках вакуумной регенерации. В качестве теплоносителя применяется пар, получаемый в котельных установках. Многолетний опыт эксплуатации этих установок показал их весьма надежную работу.

При подготовке газа существенное значение имеет качественная первичная сепарация пластового газа, так как ее показатели влияют на нагрузку установок по влаге, минерализацию ДЭГа, работу ГПА и в целом на степень осушки газа.

Первичную очистку природного газа от жидкости и механических примесей на УКПГ производят в пункте сепарации пластового газа.

Пункты сепарации пластового газа (ПСПГ) УКПГ-2, 7, 8 имеют одноступенчатую систему очистки, на УКПГ-9 - двухступенчатую ПСПГ. УКПГ-2 состоит из четырех пылеуловителей, модернизированных по чертежам ЦКБН ГПР 476.00.000 и обвязанных параллельно. Согласно прогнозным расчетам параметров работы промысла, аппараты обеспечат эффективную работу до конца эксплуатации.

Однако из-за большой протяженности газопровода (около 700 м) от ПСПГ до ДКС-2 во всасывающем коллекторе накапливается конденсационная влага.

ПСПГ ДКС-7 имеет одноступенчатую систему и состоит из 12 параллельно соединенных сепараторов С-1, модернизированных по чертежам ЦКБН ГПР 433.00.000. Аппараты работают с минимальной нагрузкой по газу и обеспечат эффективную очистку газа до конца эксплуатации газового промысла.

ПСПГ ДКС-8 имеет одноступенчатую систему и состоит из 6 параллельно обвязанных пылеуловителей, модернизированных по чертежам Тю-менНИИГипрогаза МПУ-3.05.000.

ПСПГ ДКС-9 имеет двухступенчатую систему очистки газа: на первой ступени четыре пылеуловителя ГП 144.00.000 с пятью циклонами; на второй - пять фильтр-сепараторов ГП 605.01.00.000. Ранее проведенные исследования и расчеты показывают, что до конца эксплуатации обеспечивается их эффективная работа.

В связи с тем, что в процессе доразработки месторождения будет увеличиваться удельное содержание пластовой и конденсационной воды в газе и возможны залповые поступления жидкости в аппараты, потребуется дальнейшее совершенствование сепарационного, массообменного оборудования и блока очистки ДЭГа от солей и механических примесей.

В целом прогнозные расчеты параметров работы газовых промыслов позволяют сделать следующие выводы:

1) несмотря на снижение объемов подготавливаемого газа, в работе адсорбционных УКПГ будут осложнения;

2) необходимо предусмотреть внедрение комплекса мероприятий, которые обеспечат стабильную работу УКПГ до конца их эксплуатации;

3) установки абсорбционной осушки газа обеспечат подготовку газа согласно ОСТ 51.40.93 при соблюдении требуемых параметров ведения процесса (t = 10-15 °С, концентрация ДЭГа 99,5-99,7 %, расход ДЭГа 10

18 кг/тыс. м³);

4) при снижении давления газа в абсорберах ниже 3 МПа (30 кгс/см²), концентрации регенерированного ДЭГа менее 99-99,3 %, температуре контакта выше 20-25 °С возможно ухудшение качества осушки газа;

5) необходимое количество регенерированного ДЭГа для осушки планируемого объема газа на УКПГ-2, 7, 8 достигается работой одной установки вакуумной регенерации на весь период эксплуатации, а на УКПГ-9 - одной или двумя установками в зависимости от необходимого количества циркули-руемого ДЭГа;

6) потребуется реконструкция (модернизация) АВО газа ДКС для достижения температуры контакта “Газ - ДЭГ” в абсорберах в пределах 1015 °С;

7) на существующих установках вакуумной регенерации ДЭГа УКПГ-2,

7, 8, 9 достигается концентрация 99,0-99,5 % (массовая доля), в дальнейшем по мере падения пластового давления потребуется совершенствование технических решений, позволяющих достичь концентрации ДЭГа в пределах

99,5-99,7 %.

4.2

РАЗРАБОТКА УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Уренгойское месторождение (Уренгойская, Ен-Яхинская и Песцовая площади) расположено на территории Пуровского и Надымского районов ЯмалоНенецкого национального округа Тюменской области. Ен-Яхинская, Песцовая, северная часть Уренгойской площади находятся за Полярным кругом.

4.2.1

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения юры, мела, палеогена и четвертичной системы, залегающие на палеозойском складчатом фундаменте. Общая толщина осадочного чехла на месторождении около 7 км.

Меловая система подразделяется на две литологические формации:

нижнемеловую, состоящую в нижней части (до баррема включительно) в основном из чередования пластов (иногда линзовидных) глин и аргиллитов с алевролитами и песчаниками, а в верхней части (апт-сеноман) преимущественно из песчаных образований толщиной до 100 м;

верхнемеловую, сложенную глинами, являющимися региональной покрышкой сеноманского продуктивного горизонта. Толщина покрышки достигает 700 м.

С верхней частью нижнемеловых и нижней частью верхнемеловых образований (апт-сеноман) связан основной продуктивный горизонт - сеноманский. Горизонт залегает на глубинах 950-1250 м. Его общая толщина составляет около 100 м.

В разрезе сеноманской толщи отчетливо проявляется цикличность, являющаяся неотъемлемой особенностью всех осадочных образований и отражающая смену обстановок осадконакопления во времени.

Установленная цикличность разреза нижнего мела Западной Сибири позволила разработать и предложить принципиально новый подход к детальным исследованиям продуктивной толщи сеномана крупнейших газовых месторождений севера Западной Сибири. За базовую основу для детальных исследований были взяты месторождения Медвежье и Уренгойское. Здесь применили и опробовали методику фациально-циклического анализа на генетической основе, предложенную В.И. Ермаковым (1976-1985 гг.).

В разрезах продуктивной толщи по данным БКЗ, стандартного каротажа, каверно- и радиометрии выделили четыре основных типа пород:

1) хорошо проницаемые (?_пр > 0,5-10^-12 м²);

2) проницаемые породы (?_пр = (0,5+0,1)-10^-12 м²), представленные песча

никами, разно- и мелкозернистыми алевролитами;

3) слабопроницаемые породы (?_пр < 0,1-10^-12 м²): алевролиты мелкозернистые и пачки тонкого переслаивания алевролитов и глин;

4) непроницаемые глинистые породы.

Песчаники и проницаемые алевролиты слагают, как правило, русловые фации, приуроченные к началу каждого цикла.

Алевритоглинистые породы составляют пойменные, болотно-пойменные и озерные фации, завершающие цикл осадконакопления.

Все сеноманские залежи севера Тюменской области относятся к субмас-сивному типу. Отсутствие сплошных глинистых экранов, разделяющих залежь по площади и этажу газоносности, не позволяет относить их к пластово-массивному типу. С другой стороны, наличие изменчивых линзовидных прослоев, иногда большой протяженности и площади, отличает их от залежей массивного типа, для которых характерно вторжение пластовых вод как по напластованию, так и по вертикали. Рассматриваемые залежи водоплавающие. Контакт газ - вода имеет слабый наклон в субмеридиональном направлении.

По существу, система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающие к ней поднятия (Ен-Яхинское, Песцовое), объединяет одну крупнейшую залежь с единой плоскостью газоводяного контакта. От собственно Уренгойской залежи эти структуры отделяются различными по ширине и высоте седловинами. В пределах Ен-Яхинской залежи по новым данным газоводяной контакт прослеживается на отметках минус 11931199 м. Наклон плоскости ГВК отмечается в северо-восточном направлении. Уточнен контур газоносности.

Газ сеноманской залежи Уренгойского месторождения по химическому составу весьма сходен с газом других сеноманских залежей севера Тюменской области. Он имеет в основном метановый состав (от 95,4 до 99,3 %). Максимальное содержание углеводородов С₂+_высшие не превышает 1 %.

Относительная плотность газа по воздуху колеблется от 0,557 до 0,563. Критические параметры приведены ниже:

Среднекритическое давление........................................................4,64 МПа

Среднекритическая температура................................................190,5 К

Низшая теплотворная способность..........................................7648-7972 ккал/м³ (в среднем - 7883 ккал)

Среднее содержание компонентов, входящих в состав газа (молярная доля, %), следующее:

Выход конденсата - 0,03-0,05 см³/м³.

По фракционному составу конденсат соответствует нормам на топливо для быстроходных дизелей (ГОСТ 4749-49), в том числе арктическому дизельному топливу марки ДА, предназначенному для эксплуатации двигателей при температуре воздуха ниже минус 30 °С. Однако из-за большого содержания в конденсате нафтеновых углеводородов метановое число его невелико и равно 36, что несколько больше, чем предусмотрено ГОСТом на арктическое дизельное топливо. Вязкость этого конденсата 4,66 см²/с. По указанным причинам конденсат сеноманской залежи можно рассматривать как компонент арктического дизтоплива.

4.2.2

ЭТАПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Проектирование разработки Уренгойского месторождения велось в несколько этапов в связи с расширением изученности и пересмотром запасов газа залежи, изменением заданий на проектирование, отставанием бурения скважин и обустройства промысла.

На месторождении, уникальном по запасам газа и расположенном в труднодоступной местности, уже в первых проектах рассмотрена принципиально новая система разработки и обустройства: кустовое размещение вертикальных эксплуатационных скважин увеличенного диаметра в наиболее продуктивных зонах; дебиты, в несколько раз превышающие ранее полученные на газовых промыслах страны; дифференцированная система вскрытия продуктивного горизонта; установки комплексной подготовки газа (УКПГ) повышенной производительности и др. Особое внимание было уделено (в условиях ограниченной информации) определению продуктивной характеристики скважин, технико-экономическому обоснованию оптимального дебита и конструкции скважин, количеству скважин в кусте и суммарной производительности куста скважин и др.

Результаты анализа фактического состояния разработки месторождения, проводимого в порядке авторского надзора в течение всего периода эксплуатации, подтвердили обоснованность принятых решений. Вместе с тем отставание сроков ввода УКПГ, эксплуатационного и наблюдательного фонда скважин, ДКС, значительное превышение годовых отборов из сеноманской залежи Уренгойской площади приводило к необходимости внесения корректив в проектные показатели. Хронология такова:

1973, 1974, 1975 гг. - проекты разработки залежи Уренгойской площади составлены до ввода в эксплуатацию месторождения на запасы 1970 г.; годовой отбор на период постоянной добычи соответственно 30 (ОПЭ), 60,

1 00 млрд. м³;

1978 г. - месторождение введено в эксплуатацию;

1979 г. - проект разработки залежи Уренгойской и Ен-Яхинской площадей на запасы 1970 г.; годовой отбор 160 млрд. м³ (соответственно 130 и 30 млрд. м³);

1981 г. - проект разработки Уренгойского месторождения (без Песцовой площади) на объем годовой добычи 250 млрд. м³ (в том числе СевероУренгойское месторождение - 15 млрд. м³; запасы 1974 г.) составлен в связи с увеличением ГКЗ в 1979 г. запасов газа; планировалось в 1984-1985 гг. завершить бурение и ввод эксплуатационных, наблюдательных скважин и обустройство месторождений (ввод ДКС проектировался с 1986 г.);

1983 г. - дополнения к проекту (показатели разработки Таб-Яхинского участка; годовой отбор 10 млрд. м³);

1985 г. - коррективы проектных показателей разработки в связи с увеличением планируемой годовой добычи и отставанием ввода в эксплуатацию Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения (годовой отбор 250 млрд. м³ осуществлялся только из залежи Уренгойской площади);

1991 г. - проект разработки Уренгойского месторождения - корректировка показателей разработки Уренгойской (в том числе Таб-Яхинский участок) и Ен-Яхинской площадей в связи с неподтверждаемостью запасов газа ГКЗ 1989 г. по фактическим данным разработки, отставанием обустройства (Таб-Яхинский участок) и сроков ввода ДКС;

1991 г. - проект разработки залежи Песцовой площади на объем годовой добычи 27,5 млрд. м³; запасы ГКЗ 1989 г.;

1996 г. - проект разработки Уренгойского месторождения - корректировка уровней добычи Уренгойской (в том числе Таб-Яхинский участок) и Ен-Яхинской площадей в связи с рассмотрением ЦКЗ б. РАО “Газпром” запасов газа, оцененных по фактическим данным разработки (и рекомендацией принять их для расчета прогнозных показателей), и отставанием сроков ввода ДКС;

1996 г. - принят проект разработки Северо-Уренгойского месторождения, составленный в 1994 г. в связи с увеличением ГКЗ в 1991 г. запасов газа.

4.2.3

СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ. СОПОСТАВЛЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

На 01.01.98 разработка сеноманской залежи месторождения велась на основании проекта разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения, утвержденного в 1996 г.

Динамика проектных и фактических показателей разработки за весь период эксплуатации (годового отбора газа, среднего дебита скважин, эксплуатационного и действующего фонда скважин, суммарной добычи газа) Уренгойской и Ен-Яхинской площадей и Северо-Уренгойского месторождения приведена на рис. 4.10-4.13.

Годовой отбору млрд. м ³ Годовой отбор, млрд. м ^? Годовой отбор, млрд. м

Рис. 4.10. Динамика годовой добычи газа:

а - Уренгойская площадь; • - Ен-Яхинская площадь; в - Северо-Уренгойское месторождение

Рис. 4.11. Суммарный отбор газа, млрд. м³ ($ ), отношение суммарного отбора газа площади к ее

начальным запасам, % ( •):

1 - запасы по ГКЗ; 2 - запасы по ЦКЗ; 3 - ВНИИГАЗ, расчет показателей разработки

Основная добыча на 01.01.98 приходится на залежь Уренгойской площади - 85,3 % от суммарной добычи месторождения.

Годовой отбор газа из залежи Уренгойского месторождения составил

178,8 млрд. м³ (ниже проектного на 7,9 %).

Условия освоения и характер разработки месторождения и его отдельных участков обусловили формирование текущего поля пластовых давлений. Характер распределения пластового давления свидетельствует о хорошей газодинамической связи как по площади, так и по разрезу продуктивных отложений и позволяет рассматривать процесс отработки залежи как единой газодинамической системы.

На Уренгойской площади на 01.01.98 минимальное давление отмечено в

Рис. 4.12. Динамика дебитов скважин:

а - Уренгойская площадь; б - Ен-Яхинская площадь; в - Северо-Уренгойское месторождение

районе эксплуатационных скважин УКПГ-3^6 - среднее давление в этой зоне снизилось относительно начального на 7,0^7,2 МПа, или на 59^61 %.

На неразрабатываемом Таб-Яхинском участке пластовое давление снизилось относительно начального на 2,7^4,7 МПа в связи с перетоками в зону УКПГ-10.

Глубина текущей воронки депрессии по Уренгойской площади - р азни-ца между минимальным (куст № 47) и максимальным (скв. № 177а на юге) давлениями составляет 3,9^4,8 МПа.

На Ен-Яхинской площади среднее пластовое давление в зоне УКПГ-12

Годы

б Годы

Годовой отбор, млрд. м ^? Годовой отбор, млрд. м ³ Годовой отбор, млрд.

Годы

Рис. 4.13. Динамика фонда действующих скважин:

а - Уренгойская площадь; • - Ен-Яхинская площадь; в - Северо-Уренгойское месторождение

соответствует проектному; в зонах УКПГ-11, 13 - выше проектного (на 0,3+0,4 МПа). Минимальное давление - в зоне эксплуатационных скважин УКПГ-12; максимальное - на УКПГ-13.

Среднее пластовое давление снизилось по скважинам УКПГ-11 на

41,8 % от начального, УКПГ-12 - на 50 %, УКПГ-13 на 41 %.

По Северо-Уренгойскому месторождению пластовое давление на 01.01.98 снизилось на 38,5 % от начального и составляет 7,3 МПа. Минимальное давление в зоне эксплуатационных скважин 6,9 МПа.

Устьевые давления, МПа, средние по УКПГ на 01.01.98, следующие:

Уренгойская площадь - 3,3 (УКПГ-5) 4,4 (УКПГ-10);

Ен-Яхинская - 4,2 (УКПГ-12) 4,4 (УКПГ-13);

Северо-Уренгойское месторождение - 4,8.

Компрессорный период эксплуатации на Уренгойском месторождении - с 1987 г. Сроки ввода ДКС в силу различных причин неоднократно корректировались, что привело к существенному отклонению реальных условий эксплуатации УГКМ от первоначально определенных проектом разработки месторождения.

Строительство I очереди ДКС закончено в I кв. 1996 г. (УКПГ-2); ДКС

II очереди введены на уКпГ-1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 12.

Отставание ввода ДКС приводило к тому, что значительный фонд скважин в течение длительного времени работал на режиме р = const, так как давление на устье ограничивалось давлением в коллекторе, в связи с чем были снижены годовые отборы в зонах отдельных УКПГ.

4.2.4

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ ФИЛЬТРАЦИИ. УТОЧНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ “СРЕДНЕЙ” СКВАЖИНЫ ЗОН УКПГ

С целью определения текущей продуктивной характеристики скважин, необходимой для правильного установления технологического режима, и регулирования отборов газа по отдельным скважинам, кустам, УКПГ на Уренгойском и Северо-Уренгойском месторождениях в течение всего периода разработки проводились испытания при стационарных режимах фильтрации по стандартной методике.

Учитывая, что эксплуатационные скважины оборудованы пакерами и забойными клапанами-отсекателями (проектировалось для обеспечения надежности эксплуатации), обработку результатов испытаний проводили по

формуле Ар² = р1__л - ру ¦ e^2s при заданном дебите Q. При этом определяется коэффициент сопротивления призабойной зоны пласта А и коэффициент (5+0), где 0 характеризует суммарные потери давления в лифтовой колонне и забойном оборудовании.

С целью уменьшения затрат на промысловые испытания скважин и сокращения потерь газа в атмосферу во ВНИИГазе разработали и с 1985 г. внедряют на Уренгойском месторождении методику испытаний на одном рабочем режиме. Анализ результатов исследований 637 скважин Уренгойской площади по стандартной методике за 12 лет с начала эксплуатации показал, что зависимость р^ - р² ¦ e^2s от Q конкретной скважины практически постоянна во времени. В связи с этим было рекомендовано шире применять замеры дебита и устьевого давления на рабочем режиме в качестве контрольной точки на индикаторной линии р^ - ру; ¦ e^2s как функции

Q (использовать данные разновременных стандартных исследований конкретной скважины).

Исследования скважин на одном рабочем режиме и сегодня актуальны в связи с законом об окружающей среде и рациональном использовании природных ресурсов, ограничивающем выпуск газа в атмосферу. В то же время эти исследования и исследования без выпуска газа в атмосферу за последние годы (1992-1997 гг.) резко сокращены.

Для достоверной оценки забойного давления, депрессии и коэффициента В необходимо знать и достоверное значение 0. Начиная с 1981 г., на месторождении проводят исследования скважин с применением глубинных приборов, которые позволили определить забойные давления и депрессии на рабочих режимах, а также коэффициенты X и 0. Фактические значения 0 конкретных скважин изменяются в широком диапазоне, и величина их зависит от внутреннего диаметра лифтовой колонны (сужений ее в интервале установки пакера, дополнительных сопротивлений в соединениях, различной толщины стенок отдельных секций и др.), седла пакера и клапана-отсекателя.

Распределение на площадях количества скважин по фактическим диаметрам и процентное отношение их к общему эксплуатационному фонду приведены в табл. 4.3.

Как отмечалось в проекте, в скважинах с лифтовой колонной диаметром 168 мм значение 0 изменяется в диапазоне (20+80)¦Ю^-5. Среднее значение 0, определенное для группы скважин, в которых проводились глубинные исследования до установки клапана-отсекателя и после, составляет соответственно 3540^-5 и 5540^-5. Значение 0 “средней” скважины 60Т0^-5.

По номограмме, приведенной в проекте, оценивалась абсолютная ошибка 60, дающая погрешность в 0,1 МПа для забойного давления и депрессии при заданных значениях р_за6 и Q. Так, при Q = 1000 тыс. м³/сут и р_за6 = 10 МПа может быть допущена та же погрешность в 0,1 МПа при 60 = 2040^-5. При снижении р_за6 влияние точности определения 0 на расчетную величину р_за6 и депрессию увеличивается, и на конец периода постоянной добычи (р_заб = = 5 МПа) при том же дебите 60 составит уже 1040^-5.

Анализ результатов исследований показал, что в эксплуатационных скважинах с лифтовой колонной диаметром 168 мм для практической оценки забойного давления, депрессии, коэффициента В по результатам стационарных исследований может быть использовано значение 0, определенное по

ТАБЛИЦА 4.3

Месторождение	Диаметр лифтовой колонны, мм
	168	114	127; 102; 89; 73
Уренгойское: Уренгойская площадь	604/53	118/10	52/5
Ен-Яхинская площадь	-	240/22	21/2
Северо-Уренгойское	-	81/7	17/1
Итого:	604/53	439/39	90/8

глубинным исследованиям. В то же время в скважинах с лифтовой колонной диаметром 114 мм и ниже влияние 60 на р_за6 и депрессию существенно.

В проекте при расчете технологических показателей “средней” скважины с лифтовой колонной диаметром 114 мм принята 0 = 250-10^-5. Фактическое ее значение по результатам глубинных исследований конкретных скважин изменяется в основном от 100-10^-5 до 600-10^-5. Для лифтовых колонн одного диаметра (с однотипным забойным оборудованием) и близкими по величине дебитами следует ожидать одинаковых значений 0. Однако анализ глубинных исследований за период 1990-1996 гг. конкретных скважин с лифтовой колонной диаметром 114 мм (УКПГ-11+13,15) показывает изменение 0 в широком диапазоне при близких дебитах.

Отклонение 0 скважины от средней величины составляет ±150-10^-5 (клапан-отсекатель извлечен) и более. Таким образом, использование средних значений 0 для расчета р_заб, Ар, В по результатам стационарных исследований конкретной скважины с лифтовой колонной диаметром 114 мм и меньше может привести к существенным ошибкам.

Проектные значения коэффициентов фильтрационного сопротивления и пласта, и призабойной зоны “средней” скважины УКПГ, используемой для расчета технологических показателей разработки, рассчитывались в зависимости от эффективной мощности интервала перфорации h_3n. До ввода в разработку сеноманских залежей эта зависимость определялась по результатам исследований разведочных скважин месторождений севера Тюменской области, h_3U которых не превышала 20 % от общей эффективной мощности, и трех специальных скважин, где перфорирована практически вся h_3U. В связи с тем, что весь фактический фонд эксплуатационных скважин был оснащен забойным оборудованием, корректировка кривых в проекте проводилась по результатам исследования 100 эксплуатационных скважин месторождения Медвежье до установки в них забойного оборудования.

Сопоставление показало, что коэффициенты А и В по данным исследований скважин эксплуатационного фонда при одной и той же величине h_sn несколько меньше, чем по разведочным.

Эти зависимости были использованы для обоснования необходимой и достаточной величины эффективной мощности в интервале перфорации эксплуатационных скважин Уренгойской площади.

Методический подход для определения проектных значений коэффициентов А и В “средней” скважины по эффективной мощности в интервале перфорации можно считать обоснованным, а продуктивная характеристика призабойной зоны пласта и скважины Уренгойской площади соответствует проектной.

В то же время для расчета прогнозных показателей разработки “средней” скважины УКПГ необходимо использовать коэффициенты А и (В + 0), характеризующие весь эксплуатационный фонд, включая скважины с диаметром лифтовой колонны 114 мм (и меньше) и с ухудшенной продуктивной характеристикой.

В настоящей работе (В + 0) оценивались также и по устьевым (р_у) параметрам работы УКПГ по состоянию на начало 1997 г., которые практически совпадают с проектными для всего фонда эксплуатационных скважин Уренгойской площади.

В проекте 1981 г. контроль за разработкой Уренгойской и Ен-Яхинской площадей предусматривалось осуществлять с помощью 212 наблюдательных скважин, специально пробуренных или переоборудованных из разведочного фонда, в которых рекомендовалось проводить наблюдения за динамикой ГВК, пластового давления в газовой залежи и статических уровней в водоносной части пласта.

С целью уточнения структурного плана, дополнительного изучения продуктивной толщи и ее водонапорного бассейна, петрофизической характеристики разреза и объемных параметров пород-коллекторов для более точной оценки запасов газа проектировалось осуществить опережающее бурение наблюдательных скважин, в том числе 19 специальных - 17 оценочных и 2 для определения объемных параметров.

Контроль за изменением пластового давления в газовой залежи проектировалось осуществлять как в скважинах эксплуатационного фонда, так и наблюдательных, специально пробуренных или переведенных из разведочного фонда.

На Уренгойском месторождении рекомендовалось для этих целей переоборудовать 39 разведочных скважин и пробурить 7 новых наблюдательных скважин на периферии залежи. Кроме того, планировалось использовать пять скважин, расположенных на куполах в районе УКПГ-7, 8, 11, 12, 13 и предназначенных для наблюдения за давлением в приконтактной зоне залежи; две скважины, расположенные на периферии Уренгойской площади, для наблюдений за ГВК в газовой среде и давлением; 16 оценочных скважин. Всего для контроля за изменением пластового давления в газовой залежи проектировалось использовать 69 наблюдательных скважин.

Контроль за динамикой ГВК в газовой залежи предусматривалось осуществлять по всей площади газоносности специально пробуренными наблюдательными скважинами.

Контроль за давлением в законтурной области и под газовой залежью проектом предусматривалось осуществлять системой гидропьезометрических скважин, включающей в себя три поперечных профиля (два на Уренгойской площади и один на Ен-Яхинской) и один продольный по оси Уренгойского и Северо-Уренгойского месторождений. Кроме того, с целью получения систематических сведений о пластовых водах и их начальных статических уровнях в разрабатываемой части месторождения, изучения характера влияния водонапорного бассейна на газовую залежь в процессе разработки был запроектирован в районе УКПГ-8 куст из трех скважин для гидрогеологических исследований, в которых водоносный пласт вскрывался ниже ГВК сеноманской газовой залежи на 50, 150 и 300 м. Всего на Уренгойском месторождении проектировалось 36 гидропьезометрических скважин, в том числе 14 намечалось переоборудовать из разведочных.

Для наблюдения и контроля за растеплением околоствольного пространства, а также с целью уточнения строения и изучения температурного режима толщи многолетнемерзлых пород проектировалось бурение 14 скважин глубиной до 600 м.

Фактически на начало 1985 г. разрабатывалась только залежь собственно Уренгойской площади, но и здесь отмечалось отставание обустройства -фонд эксплуатационных скважин составлял около 75 % от проектного на данной площади, наблюдательных - 50 %, причем последние располагались в зоне эксплуатационного разбуривания.

В связи с неудовлетворительной организацией контроля за разработкой и необходимостью доразведки периферийных частей залежи Уренгойского месторождения было принято решение дополнительно к заранее запроектированным пробурить 72 наблюдательные скважины.

Таким образом, после внесения корректив фонд наблюдательных скважин увеличился на 43 единицы, в том числе на Уренгойской площади на 26, на Ен-Яхинской площади на 17.

Скорректированное количество проектных скважин для контроля за разработкой и обслуживания промысла Уренгойского месторождения (Уренгойская и Ен-Яхинская площади) составляло 287 скважин, в том числе наблюдательных за ГВК, пластовым давлением и гидропьезометров - 241, включая 2 для оценки объемных параметров; наблюдательных за растеплением мерзлоты - 14; нагнетательных для промстоков - 32.

В проекте 1991 г. отмечалось, что по состоянию на 01.01.91 г. бурение проектного эксплуатационного фонда на Уренгойском месторождении практически закончено. Однако бурение наблюдательных и переоборудование разведочных скважин выполнено всего на 50 %.

В связи с создавшимся состоянием фонда наблюдательных скважин, сокращением финансирования бурения, а также с тем, что необходимость в ряде наблюдательных скважин отпала (в частности, в большом количестве гидропьезометров), в проекте были даны предложения по сокращению фонда наблюдательных скважин с одновременной корректировкой местоположения части оставшихся недобуренных скважин для контроля за разработкой и с целью доразведки периферийных частей залежи.

При рассмотрении проекта разработки 1991 г. с целью получения надежной информации для подсчета запасов газа было принято решение завершить в 1992-1993 гг. бурение 42 проектных наблюдательных скважин в соответствии с уточненной схемой их размещения.

Таким образом, общее количество наблюдательных скважин по проекту 1991 г. должно было составить 166.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На Северо-Уренгойском месторождении проектом 1981 г. рекомендовалось для контроля за разработкой пробурить 14 скважин за ГВК, в том числе 7 на крыльевых частях.

Также рекомендовалось переоборудовать из разведочного фонда 11 скважин для наблюдения за пластовым давлением, из них 9 на периферии.

В первую очередь намечалось бурение скважин по контролю за ГВК.

Общий фонд наблюдательных скважин (за давлением, ГВК и пьезометрических) по проекту составлял 31 единицу.

Так же, как и по Уренгойскому месторождению, наблюдательные скважины рекомендовалось вводить раньше или одновременно с эксплуатационными.

Для наблюдения и контроля за растеплением пород проектировалось бурение семи скважин в зоне кустов, из них шесть глубиной 150 м и одна со вскрытием полной мощности многолетнемерзлых пород (400-500 м).

В “Коррективах...” 1985 г. число наблюдательных скважин, предусмотренных на Северо-Уренгойском месторождении, не пересматривалось. Месторождение введено в эксплуатацию в 1987 г.

Скорректированный позднее проектный фонд наблюдательных скважин составлял 27 единиц, в том числе 11 разведочных.

В проекте 1991 г. Северо-Уренгойское месторождение не рассматривалось, так как в это время пересматривались запасы газа сеноманской залежи.

Незначительное количество наблюдательных скважин в периферийных частях привело к тому, что информации по контролю за разработкой за пределами эксплуатационного поля недостаточно.

Проектом 1998 г. планировался ввод в разработку восточного купола Се-веро-Уренгойского месторождения. Для контроля за ГВК и давлением рекомендовалось дополнительно пробурить две наблюдательные кустовые скважины и одну скважину на периферии. Вместе с ними проектный фонд наблюдательных скважин составляет 30 единиц (из них 11 - разведочные).

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ПЕСЦОВОЙ ПЛОЩАДИ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Рекомендации по контролю за разработкой Песцовой площади были даны в проекте, выполненном в 1990 г.

В основу размещения сети наблюдательных скважин положена схема, состоящая из двух профилей, пересекающих месторождение по линии разведочных скважин.

Контроль за пластовым давлением в зоне кустов осуществляется замерами по фонду эксплуатационных скважин. В периферийных частях для этой цели предусматривается максимальное использование разведочного фонда, для чего предлагается вывести из консервации девять разведочных скважин. Для полного и равномерного охвата периферийных частей наблюдением за полем давления дополнительно предусматривается бурение четырех скважин. В совокупности со скважинами разведочного фонда они образуют замкнутое кольцо вокруг зоны эксплуатационного разбуривания с одинаковым расстоянием между наблюдательными скважинами.

Таким образом, проектная схема контроля за разработкой Песцовой площади предполагает наличие 23 скважин, в том числе 9 для контроля за ГВК, 13 за распределением давления в периферийной зоне и 1 глубокую пьезометрическую скважину. Из них подлежали бурению 14 скважин. Все наблюдательные скважины бурятся вертикальными с отбором керна в разрезе продуктивных отложений.

СОСТОЯНИЕ ФОНДА НАБЛЮДАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

На Уренгойском месторождении по проекту 1991 г., общее количество наблюдательных скважин, предназначенных для контроля динамики ГВК, пластового давления в газовой залежи и пьезометров, по разрабатываемым площадям должно было составлять 166 единиц (126 - на Уренгойской площади, 40 - на Ен-Яхинской).

По состоянию на 01.01.98 г. их количество должно было достичь 178 единиц:

128 на Уренгойской площади; из них для наблюдения за ГВК - 63 (в том числе в кустах эксплуатационных скважин и одиночных в зоне отбора - 58), за пластовым давлением - 27, пьезометры - 38;

50 на Ен-Яхинской площади (в том числе 6 на Песцовой площади); из них для наблюдения за ГВК - 19 (в том числе кустовых и одиночных в зоне эксплуатационного разбуривания - 15), за пластовым давлением - 23 (из них 5 на Песцовой площади), пьезометры - 8 (из них 1 на Песцовой площади).

Из рекомендованных проектом 1991 г. к бурению 42 скважин (на Уренгойской площади - 24, на Ен-Яхинской - 18) на 01.01.98 г. пробурены и приняты на баланс ПО “Уренгойгазпром” 36 скважин.

На Ен-Яхинской площади пробурена и принята на баланс ПО “Уренгойгазпром” 21 скважина.

После внесенных корректив на 01.01.98 г. общий фонд наблюдательных за ГВК, давлением и пьезометрических скважин на Уренгойском месторождении (без Песцовой площади) должен был составить 170 (по Уренгойской площади - 128, по Ен-Яхинской - 42).

На Песцовой площади с целью доразведки Санского (Северо-Песцового) участка ПО УГП дополнительно пробурены в 1994-1996 гг. и приняты на баланс в качестве наблюдательных за давлением шесть скважин.

Для контроля за давлением используется также разведочная скв. 3-р.

На Северо-Уренгойском месторождении фонд наблюдательных скважин на 01.01.98 г. - 18; из них: за ГВК - 7 (в том числе 6 кустовых), за пластовым давлением - 7; пьезометры - 4.

Проектный фонд наблюдательных скважин 30 единиц (в том числе 11 разведочных). Сравнение проектных и фактических данных по количеству и назначению наблюдательных скважин показывает их несоответствие: часть скважин пробурена или переоборудована вне проектных рекомендаций, не переоборудованы разведочные скважины. В результате и в настоящее время на значительной площади периферии информация по контролю за разработкой ограниченная.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

Основной задачей контроля за разработкой является обеспечение комплексного наблюдения за процессом эксплуатации газовой залежи с целью:

оценки эффективности принятой системы разработки и проводимых отдельных геолого-технических мероприятий;

принятия решений по регулированию процесса разработки и планированию мероприятий по его совершенствованию для достижения сбалансированности между максимальной конечной газоотдачей и оптимальными экономическими затратами.

Контроль за разработкой осуществляется комплексом геолого-промыс-ловых, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований.

4.2.6

АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ВОДО- И ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯМИ

В период промышленной разработки сеноманских залежей Уренгойского месторождения рабочие депрессии на пласт в некоторых случаях составляли 0,5-0,6 МПа, дебиты скважин превышали 1,5 млн. м³/сут, поддерживались условия для выноса с забоя жидкости и механических примесей (песка), при этом не происходило разрушения призабойной зоны и выноса песка из скважин.

В последние годы во многих скважинах происходит разрушение призабойной зоны скважин при рабочих депрессиях на пласт 0,1-0,2 МПа. Отрицательное влияние песка на работу скважин проявляется за счет накопления песка в интервале перфорации на забое скважин, в технологических трубопроводах и аппаратах, абразивном разрушении скважинного оборудования, запорной арматуры на устье скважины и установках сбора и подготовки газа, в создании аварийных ситуаций.

За 12 мес 1995 г., например, при проведении ежегодных ревизий аппаратов осушки газа и разделителей Е-310 из них было извлечено в общей сложности более 118 т песка.

Наличие в потоке транспортируемого газа песка и жидкости приводит к повышенному износу фасонных деталей трубопроводов. За 12 мес 1995 г. наблюдалось десять случаев отказов газопромыслового оборудования по причине эрозионного износа запорной арматуры и фасонных деталей обвязки (проедание отводов, задвижек, термокарманов - на УКПГ-1, 8, 7, 10).

Разрушение призабойной зоны пласта в первую очередь связывают с поступлением в пласт конденсационной или пластовой воды. Вода, поступающая в пласт за счет обратной фильтрации, ослабляет существующие механические связи между частицами песка, скелет пласта разрушается, а песок выносится потоком газа из пласта в скважину.

НТЦ ПО “Уренгойгазпром” в 1995-1996 гг. проведены исследовательские работы.

Основные выводы этих работ:

увеличение влагонасыщенности призабойной зоны скважины снижает прочностные свойства породы;

устойчивость коллектора призабойной зоны нарушается независимо от природы выносимой воды (остаточная, конденсационная, пластовая, техногенная);

устойчивость коллектора зависит от продолжительности воздействия воды на породу;

по обводненным скважинам разрушение коллектора происходит при самых минимальных депрессиях (менее 0,1 МПа).

Постоянный, индивидуально подобранный режим (когда в пласте все стабилизируется) является условием работы скважины без разрушения призабойной зоны.

Аналогичный вывод о выносе песка в течение первых нескольких часов после выхода на очередной режим эксплуатации делают авторы одной из работ по исследованиям скважин хадумского горизонта Северо-Ставро-польского месторождения, объясняя это образованием в пласте каверны, т.е. увеличением поверхности фильтрации и уменьшением градиента давления на частицы породы, прилегающие к стволу скважины.

Смена режимов работы скважин приводит также к процессу обратной фильтрации в пласт жидкости, скапливающейся на забое и в стволе скважины, которая увлажняет породу и способствует ее разрушению.

С другой стороны, сами коллекторы сеноманской залежи Уренгойского месторождения характеризуются хорошими фильтрационно-емкостными

свойствами, обусловливающими низкие прочностные качества. Интервалы перфорации всех скважин, в которых проведены специальные газогидродинамические исследования, вскрывают наряду с “просто” коллекторами “суперколлекторы”, т.е. коллекторы с наиболее высокими значениями коэффициентов пористости, газонасыщенности и проницаемости. Именно “суперколлекторы” в условиях сеноманской залежи, когда все скважины выносят воду, наиболее подвержены разрушению.

Геофизические исследования показали, что в этих скважинах движение флюидов осуществляется в основном из “суперколлекторов” интервала перфорации или выше (ниже) его.

Поэтому проблема выноса песка далее будет еще актуальней и, видимо, должна решаться с помощью технических средств.

Специальные газодинамические исследования будут продолжены для определения условий разрушения коллектора призабойной зоны с использованием результатов геофизических исследований и анализа полной геологопромысловой информации, включая и результаты ревизий технологических ниток, с выдачей конкретных рекомендаций по технологическим режимам эксплуатации скважин. При проведении исследований следует обратить внимание на длительность отработки скважины на одном режиме, а также на изменение количества выносимых механических примесей во времени с начала исследований. Исследования необходимо проводить на нескольких скважинах, конструкция и условия работы которых могут наиболее полно характеризовать действующий фонд.

4.2.7

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

Специалистами ВНИИГАЗа разработаны технические решения, направленные на повышение эффективности работы УКПГ в заключительный период разработки месторождений с учетом влияния размещения ДКС на показатели.

Повышение надежности работы ДКС. С размещением ДКС перед установками осушки газа возникает необходимость в защите агрегатов от попадания в них механических примесей и минеральных солей. Рекомендуется осуществлять промывку газа во входном сепараторе ДКС. В качестве орошения целесообразно использовать водный конденсат, получаемый в блоке регенерации гликоля. Для реализации этого предложения не требуется разработки нового оборудования, так как имеются сепараторы с массообменными секциями (разработка ДАО “ЦКБН”).

Осушка газа при низких температурах контакта. На основании опытных и опытно-промышленных исследований установлены преимущества процесса абсорбционной осушки газа при низких температурах контакта. Из них можно указать следующие:

возможность увеличения пропускной способности УАОГ, что особенно важно в зимний период, когда увеличивается потребность в газе;

уменьшение количества воды, поглощаемой из газа гликолем, что снижает затраты на регенерацию насыщенного раствора;

для осушки газа достаточно использовать раствор ДЭГа концентрацией не более 90-97 % (массовая доля). Следовательно, отпадает необходимость в

Рис. 4.14. Схема подготовки газа к транспорту при обеспеченном равномерном распределении

гликоля в потоке газа на входе в АВО

регенерации насыщенного раствора под глубоким вакуумом. Это в свою очередь позволит свести к минимуму возможность окисления гликоля (за счет подсоса воздуха в систему) и его термическое разложение. Одновременно снижаются количество циркулирующего в системе гликоля и связанный с этим расход энергии на работу насосов на перекачку регенерированного раствора гликоля;

применение раствора низкой концентрации для осушки газа в совокупности с низкой температурой контакта обеспечивает снижение потерь гликоля за счет капельного уноса (несколько граммов на 1000 м³ газа). Потери гликоля за счет растворимости в газовой фазе при низких температурах контакта снизятся в несколько раз;

при низких температурах контакта будет обеспечена надежная осушка газа до точки росы минус 20 °С и ниже без особых затруднений, что однозначно решает вопрос о соответствии газа требованиям ОСТ 51.40-93;

сводится к минимуму количество жидкой фазы, образовавшейся в газотранспортной системе и т.д.

В зависимости от режима эксплуатации систем добычи и сбора газа технология осушки газа при низких температурах контакта может осуществляться по двум вариантам.

Первый вариант предпочтителен при предварительном ингибировании газа раствором метанола. Этот вариант предусматривает подачу в АВО раствора метанола для предотвращения гидратообразования в системе.

Второй вариант рекомендуется применять в случае отсутствия в системе сбора газа условий гидратообразования, т.е. когда сырьевой газ не содержит пары метанола. В этом варианте для предотвращения гидратообразования в АВО подается раствор ДЭГа. Такой вариант может быть реализован по схемам, приведенным на рис. 4.14 и 4.15.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА ПОДГОТОВКИ ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

В обоих вариантах предполагается охлаждать газ с использованием АВО в зимний период до температур +5...+10 °С и ниже, далее подавать газ на доосушку по существующей схеме.

Реализовать схему по рис. 4.14 можно только при решении вопроса о равномерном распределении раствора гликоля в потоке газа на входе в АВО.

Технологическая схема, приведенная на рис. 4.15 (предложение ПО “Уренгойгазпром”), в настоящее время реализуется на УКПГ-3. Суть этого варианта сводится к тому, что за счет контактирования с насыщенным раствором ДЭГа производится предварительная осушка газа. Обозначим остаточное влагосодержание газа на выходе из фильтра B₁. В этом случае на АВО газ охлаждается до температуры, при которой в заданном давлении равновесная влагоемкость газа не должна быть меньше значения B₁. Это позволит избежать гидратообразования в системе при охлаждении газа. После АВО производится доосушка газа по проектной схеме.

Реализация такой схемы может быть осуществлена с соблюдением условия, когда из входного сепаратора не уносятся механические примеси. Для сведения к минимуму уноса механических примесей с газом, как было указано выше, рекомендуется предусмотреть промывку газа с использованием ре-флюксной жидкости.

Очистка раствора гликоля от минеральных солей. Опыт эксплуатации ДКС показывает, что часть жидкости в виде тумана все же проходит через компрессорные агрегаты с газом. Следовательно, и в этом случае неизбежно попадание в абсорберы капельной воды, содержащей минеральные соли.

Одновременно в растворе ДЭГа будут накапливаться также тяжелые углеводороды, продукты коррозии и разложения, осмоления самого гликоля и т.д.

Это подтверждается фактическими показателями эксплуатации внутри-промысловых газопроводов и ГКС Уренгойского ГКМ, где в трех цехах за год улавливается до 3500 т раствора ДЭГа. Эти факты указывают на необходимость строительства установки по очистке раствора гликоля от различных примесей.

Благодаря внедрению новых технических решений в схеме установки возможно практически полное выделение гликоля и воды из загрязненного раствора при температурах ниже температуры разложения гликоля.

Одним из способов повышения эффективности работы абсорберов УАОГ при высоких температурах контакта может стать использование триэтиленг-ликоля (ТЭГ) вместо ДЭГа в качестве осушителя.

Основными показателями, характеризующими осушающую способность гликолей, являются: депрессия по точке росы газа по влаге, их удельные потери на установке осушки, регенерируемость насыщенного раствора и т.д. По всем указанным показателям ТЭГ имеет преимущество перед ДЭГом.

Опыт эксплуатации установок осушки газа на Западно-Таркосалинском месторождении показал, что по итогам 1997 г. средние потери ТЭГа составили 8,5 г/1000 м³.

Перевод установок на ТЭГ возможен при использовании в качестве теплоносителя водяного пара с температурой примерно 210...220 °С. Производство пара с такой температурой невозможно при использовании действующих котлов.

Другим вариантом может быть включение в схему УКПГ огневого блока регенерации, что требует больших капитальных вложений.

ВНИИГАЗом прорабатывается вопрос о включении в схему промысловых ДКС котлов-утилизаторов. Реализация этого предложения позволила бы производить водяной пар с температурой 320 °С. В этом случае отпала бы необходимость в огневых блоках регенерации.

Таким образом, использование ТЭГа в качестве осушителя, включение в схему УКПГ огневых блоков регенерации, модернизация и ремонт котлов и производство водяного пара с использованием энергии дымовых газов должны рассматриваться в едином блоке, с учетом снижения объемов добычи газа. Для решения этих вопросов необходимо выполнить соответствующее ТЭО.

Монтажные работы на УКПГ-5 по строительству огневого блока регенерации с термосифонами планировалось завершить в 1998 г. После ввода этой установки в эксплуатацию для осушки газа можно было бы использовать раствор ТЭГа. Это позволило накопить соответствующий опыт в условиях низкого давления и при высоких температурах контакта (в летние месяцы). На основе получаемых данных можно оценить экономическую эффективность использования ТЭГа.

4.2.8

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Проект разработки по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям был выполнен ВНИИГАЗом и в 1996 г. принят Комиссией по месторождениям и ПХГ б. РАО “Газпром”. Показатели по Уренгойской и Ен-Яхинской площадям были утверждены до 1997 г. Уровень годовых отборов по Уренгойской площади 154 млрд. м³, эксплуатационный фонд 777 скважин; по Ен-Яхинской площади 43 млрд. м³, эксплуатационный фонд - 261 скважина.

Проект разработки Северо-Уренгойского месторождения выполнен ТюменНИИгипрогазом в 1996 г. и принят на заседании Комиссии по месторождениям и ПХГ. Уровень годовых отборов 18,9 млрд. м³, эксплуатационный фонд - 104 скважины.

Проект разработки сеноманской залежи Песцового месторождения (ТюменНИИгипрогаз) принят на заседании ЦКР б. ГГК “Газпром” в 1991 г. Уровень годовых отборов 27,5 млрд. м³, эксплуатационный фонд - 145 скважин.

На 01.01.98 г. разрабатывались Уренгойская, Ен-Яхинская площади и Северо-У ренгойское месторождение.

В настоящей работе приводятся расчеты показателей разработки.

В силу того, что Песцовая и Северо-Песцовая площади не разрабатыва-

Показатели

Урен

гой

УКПГ-

1АС

УКПГ-1

УКПГ-2

УКПГ-3

УКПГ-4

УКПГ-5

УКПГ-6

УКПГ-7

УКПГ-8

УКПГ-9

УКПГ-10

Таб-

Яхин-

ская.

пл.

Фонд скважин

794

Ва

риант 1 63

Годовой отбор,

14,7

1,09

0,81

0,76

0,24

0,86

0,96

1,44

0,92

2,37

2,43

2,62

млрд. м³ Накопленная

4537

372,8

387

339,6

370,8

358,2

350

350,2

495,5

418,3

549,8

439,4

105,

добыча, млн. м³ Остаточные за

6,5

5,3

4,9

5,8

5,3

4,9

4,6

5,1

6,4

4,5

6,8

16,4

пасы, % от начальных Среднее давле

20,9

26,4

14,7

11,6

11,4

11,6

11,8

13,8

16,1

17,4

17,5

27,3

45,3

ние, атм Вторжение во

18 842

2141

1865,7

1308,8

1284,3

1412,3

1469,6

1487,6

1550,1

1559,4

1377,1

2035,7

1350,9

ды, млн. м³ в т. ч. в зоне

11 130

1143,1

666,8

903,6

968,6

988,5

825,1

805,8

1174,8

1258,3

1087,1

985

323,2

отбора Фонд скважин

892

Ва

риант 2 65

Годовой отбор,

14,7

1,09

0,81

0,76

0,24

0,86

0,96

1,44

0,92

2,37

2,43

2,62

млрд. м³ Накопленная

4537

372,8

387

339,6

370,8

358,2

350

350,2

495,5

418,3

549,8

439,3

105,4

добыча, млн. м³ Остаточные за-

6,5

5,0

4,9

6,0

5,5

5,1

4,7

5,2

6,5

4,6

6,6

16,0

пасы, % от начальных Среднее давле

25,3

15,2

12,5

12,2

12,3

14,1

16,3

17,7

17,9

26,9

44,8

ние, атм Вторжение во

18 846

2150

1862,6

1304,8

1280,9

1 41 0,2

1468,6

1487,2

1549,6

1556,9

1372,5

2041,2

1361,5

ды, млн. м³ в т.ч. по зоне

12 299

1439,1

898,1

899,9

1032,2

986,4

875,4

999

1283

1255,5

1163,9

11 40,4

326,2

отбора

ются и давление на них близко к начальному, в настоящее время переток газа оттуда существенно влияет на формирование депрессионной воронки на Ен-Яхинской площади. Так, на конец 2025 г. по всем вариантам переток газа с Песцовой и Северо-Песцовой площадей превысит 62 млрд. м³. Следует отметить, что после планировавшегося ввода в разработку Песцовой площади в 2000 г. величина годового перетока в Ен-Яхинскую площадь должна была уменьшиться.

Бурение дополнительных скважин и расширение зоны размещения скважин приводит к увеличению газоотдачи. На конец 2025 г. текущая газоотдача по вариантам составит 89,3-89,5 % (в базовом варианте - 87,3 %).

Для всех УКПГ Ен-Яхинской площади в силу разных причин перетоки газа существенно влияют на газоотдачу. Так, для УКПГ-11 и 13 газоотдача, определенная по суммарной добыче, оказывается выше, чем определенная по остаточным запасам, а по УКПГ-12 - наоборот.

Результаты моделирования разработки Уренгойской площади на период до 01.01.2025 г. по вариантам с бурением новых скважин и без него приведены в табл. 4.4.

Сравнение распределения пластового давления по УКПГ по вариантам показывает, что бурение периферийных скважин не приводит к заметному улучшению отработки объекта разработки. Так, значительное увеличение эксплуатационного фонда на УКПГ-1АС приводит к незначительному снижению остаточных запасов (на 1,3 млрд. м³). По другим УКПГ также не происходит заметного роста газоотдачи периферии за счет ввода новых скважин.

Вместе с тем наличие большого числа скважин, где по прогнозам возможно обводнение как за счет подъема ГВК, так и вследствие низкого качества заколонного цемента, требует расширения объема работ по капитальному ремонту скважин. Учитывая, что вследствие неоднородности геологического строения продуктивной толщи сеномана при отключении отдельных скважин могут ухудшаться условия отработки продуктивной толщи на поздней стадии, необходимо поддерживать эксплуатационный фонд на проектном уровне путем проведения капитального ремонта (включая забурива-ние вторых стволов и бурение дублеров взамен ликвидируемых скважин).

УТОЧНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Сеноманская залежь Северо-Уренгойского месторождения вошла в проект “Уренгой-250” как УКПГ-15. По этой причине самостоятельные проектные документы по данному месторождению отсутствовали. В 1996 г. ТюменНИИгипрогазом подготовлены “Коррективы к проекту разработки сеноманской залежи Северо-Уренгойского месторождения”, утвержденные секцией по разработке Комиссии по месторождениям и ПХГ б. РАО “Газпром” по варианту 3а, предусматривающему разработку месторождения с проектным фондом скважин в режиме предельной депрессии на пласт. Несмотря на форсированный режим разработки на месторождении, только 13 скважин из 101, действующей на 01.01.97 г., имели ограничения из-за выноса механических примесей и жидкости. Наличие пластовой воды в различных смесях с конденсационной водой по результатам гидрохимических исследований на 01.10.97 г. отмечено в 20 скважинах. При этом в двух скважинах (15142, 15281) ее присутствие обусловлено близостью текущей плоскости ГВК. В остальных 18 скважинах основной причиной является некачественное цементирование обсадной колонны.

В целом сопоставление фактических и проектных показателей указывает на возможность дальнейшей эксплуатации залежи в режиме предельных депрессий. Поэтому корректировка показателей разработки выполнялась с учетом текущего состояния эксплуатации, сохранения проектной динамики отборов газа и мощности ДКС на сеточной газодинамической модели, адаптированной по данным истории разработки в двух вариантах.

Первый вариант не предусматривал изменение первоначальных проектных решений по фонду скважин и набору технологического оборудования по подготовке и компримированию газа. Результаты расчета показывают, что до 2007 г. уровни годовых отборов будут определяться предельной депрессией на пласт, равной 0,86 МПа. В дальнейшем ограничивающими факторами в динамике годовых отборов становятся суммарная мощность рабочих агрегатов двух цехов ДКС и выбытие скважин из-за обводнения. При том же сроке разработки, что и в ранее выполненных “Коррективах” (2040 г.), из залежи будет отобрано 83,6 % от утвержденных запасов при обводнении 50,1 % порового объема западного купола. По этой причине из действующего фонда выйдут 32 % эксплуатационных скважин.

Существенным недостатком первого варианта является слабая степень дренирования запасов газа восточного купола. Так, согласно карте изобар, к 2015 г. пластовое давление в этой части залежи снизится до 10,3-10,5 МПа, а суммарный переток газа в зону текущего эксплуатационного поля составит 16,2 млрд. м³. На конечный год разработки при пластовом давлении 8 МПа объем перетекшего газа возрастет до 32,3 млрд. м³. Поэтому во втором варианте с 2003 г. в эксплуатацию вводится восточный купол, где предлагается разместить 14 наклонно направленных скважин, сгруппированных в 7 кустов по две скважины в каждом. Максимальный объем годовой добычи на восточном куполе 1,8 млрд. м³ планируется получать с 2005 г. в течение 6 лет с последующим снижением до 0,66 млрд. м³ к 2040 г. Ввод восточного купола позволит в течение 2003-2005 гг. поддерживать объем годовой добычи по месторождению в целом на уровне 15,0 млрд. м³. Поскольку в начальный период устьевые давления по скважинам восточного купола будут высокими, весь объем добываемого на восточном куполе газа после установки первичной подготовки газа (УППГ) по внутрипромысловому коллектору будет подаваться на УКПГ без дополнительного компримирования до 2008 г. В последующий период предлагается смешивать потоки газа восточного и западного купола с помощью эжектора для его компримирования без увеличения мощности ДКС.

В этом варианте суммарный отбор газа к 2040 г. составит 90,9 % от начальных запасов. Ввод восточного купола обеспечит более равномерное снижение пластового давления по площади газоносности. Анализ карт изобар показывает, что в 2015 и 2040 гг. перепад пластовых давлений не превысит соответственно 3,5 и 1,5 МПа против 6 и 7 МПа по первому варианту.

По результатам технико-экономических расчетов к внедрению рекомендован первый вариант разработки, предусматривающий эксплуатацию западного купола в режиме предельных депрессий. Целесообразность ввода восточного купола и сроки его разбуривания будут зависеть от уточнения его геологических запасов и времени начала освоения нижнемеловых залежей Северо-У ренгойского месторождения.

НЕКОТОРЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ БОЛЬШОГО УРЕНГОЯ

Основная доля добычи газа в стране приходится на ПО “Уренгойгазпром”, который в 1996 г. обеспечил 43 % от общего отбора по РФ, в том числе из сеноманских отложений 38 %.

Сеноманская залежь Уренгойского месторождения введена в разработку в апреле 1978 г., и по состоянию на 01.01.97 г. отобрано около 56 % от утвержденных запасов газа.

Основные результаты выполненного во ВНИИГАЗе анализа сводятся к следующему.

1. Нарастающий и постоянный периоды добычи газа (1978-1992 гг.) характеризовались благоприятным уровнем ТЭП, кроме периода 1991-1992 гг., когда начали вводиться свободные цены. Удельные затраты (капитальные вложения и себестоимость) в добычу газа в это время были ниже проектных в 2,1-2,4 раза, производительность труда оказалась выше в 1,5 раза.

Проектный уровень годовой добычи газа 250 млрд. м³ (в том числе 15 по Северо-Уренгойской площади) был достигнут “минимальным пусковым комплексом” за счет максимального использования созданных производственных мощностей и их резервов, что и способствовало снижению затрат в добычу газа в первоначальный период.

Постепенное освоение планируемого объема капитальных вложений в бурение и обустройство промысла, создание социальной инфраструктуры привело к относительному ухудшению ТЭП разработки месторождений и приближению их к проектному уровню.

Главным фактором улучшения фактического уровня ТЭП по сравнению с проектным в начальный период явилось значительное превышение темпов роста добычи газа над темпами освоения капитальных вложений, что благоприятным образом отразилось на удельных показателях затрат. На момент достижения проектного уровня (1985 г.) была обустроена только Уренгойская площадь, где эксплуатировалось 11 УКПГ вместо 15 УКПГ по проекту, с учетом Ен-Яхинской площади (3 УКПГ) и Северо-Уренгойского месторождения (1 УКПГ).

Немаловажным обстоятельством, обеспечившим благоприятный уровень достигнутых ТЭП, явилось внедрение прогрессивных научно-технических решений, обоснованных при проектировании разработки месторождений севера Тюменской области: применение скважин увеличенного диаметра и повышенного дебита, кустовое расположение скважин; дифференцированная система вскрытия пласта, УКПГ повышенной производительности и т.д. привели к тому, что месторождение было выведено на проектную мощность ускоренными темпами и с минимальными затратами. Проведенные экономические исследования показали, что только использование скважин с повышенным дебитом ежегодно увеличивало фондоотдачу в среднем на 12 %, себестоимость добычи при этом снижалась на 10 %.

2. Начиная с 1993 г. добыча газа из сеноманских залежей падает, что вызвано запаздыванием ввода ДКС. Основной особенностью периода разработки 1993-1996 гг. является ухудшение всех технико-экономических показателей, что непосредственно связано со временем проведения экономических преобразований в стране.

Переход на рыночные отношения и введение свободных цен на энергоносители предопределили резкий (скачкообразный) рост стоимости основных фондов и годовых эксплуатационных затрат и соответственно удельных показателей: фондоемкости и себестоимости добычи газа.

Стоимость основных промышленно-производственных фондов (ОППФ) для разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения в 1997 г. возросла по отношению к 1989 г. более чем в 6 тыс. раз. Увеличение стоимости ОППФ вызвано прежде всего четырехкратной переоценкой фондов (по состоянию на 01.07.92; 01.01.94; 01.01.95 и 01.01.96), которая производилась на основе разработанных коэффициентов. Однако многократная переоценка основных фондов ОФ с помощью индексного метода приводила к искажению и, в большинстве случаев, к превышению реальной стоимости ОФ.

В результате экспертной оценки, проведенной в 1-м полугодии 1997 г., стоимость ОФ по УГПУ снижена.

3. Кроме существенного роста ежегодных эксплуатационных расходов и соответственно себестоимости добычи газа, коренным образом изменилась их структура. Помимо собственных затрат на добычу газа в себестоимость продукции включаются и обязательные отчисления в виде налогов и платежей.

В условиях рыночных отношений добывающие предприятия облагаются налогом за пользование недрами. Они производят также отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), которые составляют соответственно 16 и 10 % от стоимости реализованной продукции. Кроме того, введены налоги на имущество, на поддержание образования, транспортный налог и т.д.

Анализ собственных затрат на газ (без учета налогов) показал, что начиная с 1991 г. самой весомой долей затрат являются “Прочие расходы”, которые составляли от 17 до 59 %, а в 1992-1993 гг. достигли 80 %. По указанной статье затрат учитываются услуги транспортных и сторонних организаций, содержание дорог, плата за кредит и т.д.

Изменение структуры эксплуатационных расходов привело к снижению удельного веса амортизационных отчислений за период с 1989 по 1996 г. с 75 до 45 %. Расходы на оплату труда за это время возросли с 4,6 до 7,3 %.

Рассмотрение полных издержек на газ (с учетом налогов и выплат) показало, что структура их меняется. Второе место после прочих расходов, наряду с амортизацией, занимает плата за право пользования недрами (10-27 %), и общая сумма налогов в структуре затрат занимает 25-44 %. В 1996 г. доля амортизации увеличилась по сравнению с 1995 г. с 21 до 30 %, что является следствием возросшей стоимости ОФ в результате переоценок. После исправления искаженной стоимости ОФ в сторону уменьшения величина амортизационных отчислений на реновацию в 1997 г. также обоснованно снижена примерно в 1,3*1,4 раза по сравнению с 1996 г.

На основании анализа фактических данных о затратах на добычу газа, сравнения базовых нормативов затрат, заложенных в проекты (разработки и обустройства), и с учетом коэффициентов удорожания были выполнены коррективы нормативной базы для расчета перспективного уровня капитальных и эксплуатационных затрат.

Укрупненные нормативы затрат для расчета капитальных вложений и эксплуатационных расходов были введены с учетом уровня цен по состоянию на 01.10.97 г., и в дальнейшем нормативы предполагалось пересматривать в зависимости от изменения политики цен, достижений научно-технического прогресса и других факторов.

4.3

РАЗРАБОТКА ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Ямбургское месторождение расположено на Тазовском полуострове (территория Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области). Это северная часть Надымского нефтегазоносного района Надым-Пурской нефтегазоносной области.

4.3.1

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

Основные запасы газа приурочены к сеноманской продуктивной толще. Эта газовая залежь массивного типа вскрыта в интервале глубин 997,61210,0 м. Размеры залежи по площади 85x45 км, высота более 220 м.

Сеноманская продуктивная толща представляет собой сложный полифа-циальный комплекс прибрежно-морских и аллювиально-дельтовых континентальных отложений и характеризуется значительной изменчивостью литологического состава, сильной расчлененностью и неоднородностью пластов-коллекторов, которые выклиниваются и замещаются по разрезу и по площади.

Построенные карты эффективных газонасыщенных толщин, средневзвешенных значений эффективной пористости и абсолютной проницаемости коллекторов и их доли в газонасыщенной толще сеномана позволили уточнить закономерности распространения газонасыщенных пород-коллекторов и изменения их фильтрационно-емкостных параметров на площади месторождения. Большее внимание было уделено наименее изученной северной части месторождения, районам УКПГ-7 и особенно УКПГ-4, где в 19961997 гг. дополнительно пробурено несколько разведочных скважин.

Анализ выполненных графических построений показывает, что на территории месторождения выделяются несколько крупных участков с повышенными толщинами газонасыщенных коллекторов. В пределах этих участков породы-коллекторы характеризуются также более высокими фильтрационно-емкостными свойствами по сравнению с соседними районами.

В южной половине месторождения прослеживаются два таких участка. Наиболее крупный по размерам, основной участок, в котором наблюдаются наибольшие в пределах месторождения толщины газонасыщенных коллекторов, приурочен к купольной части Ямбургского поднятия. Эффективные газонасыщенные толщины в нем изменяются от 90 до 175 м. Максимальные их значения установлены в скв. 2099 и 2120, пробуренных в своде поднятия.

Породы-коллекторы основного участка характеризуются очень высокими фильтрационно-емкостными свойствами. В его пределах средневзвешенная эффективная пористость газонасыщенных пород-коллекторов составляет 24-31,5 % и лишь на отдельных периферийных участках уменьшается до 20-22 %. Средневзвешенная абсолютная проницаемость коллекторов изменяется от 110^-12 до 2,11-10^-12 м², и только вблизи границ участка местами снижается до 0,5-10^-12 м². Максимальные значения средневзвешенной эффективной пористости и абсолютной проницаемости наблюдаются в сводовой скв. 2120.

Второй участок повышенных толщин газонасыщенных коллекторов меньших размеров выделяется на пологом восточном крыле структуры. В его пределах эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 80 до 107 м. Максимальные их значения установлены в скв. 6100 и 6055. Средневзвешенные значения эффективной пористости и абсолютной проницаемости пород-коллекторов соответственно составляют 22-26 % и (0,5+1,14)x x10^-12 м². В зоне, отделяющей первый основной участок от второго, эффективные газонасыщенные толщины уменьшаются до 60-75 м, эффективная пористость коллекторов - до 18,5-20,5 % и абсолютная проницаемость - до (0,32+0,34)-10^-12 м².

В северной части месторождения, на территории УКПГ-4 и УКПГ-7 прослеживаются четыре участка повышенных толщин газонасыщенных коллекторов: западный, Анерьяхский, восточный и центральный.

Западный участок выделяется на северной периклинали поднятия, в южной части площади УКПГ-4. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются в нем от 40 до 60 м (скв. 4044), из которых на долю высокопроницаемых пород I—III классов приходится более 50 % толщин, что составляет 24-49 м. На картах эффективной пористости и абсолютной проницаемости этот участок также характеризуется высокими значениями фильтрационно-емкостных параметров: средневзвешенная эффективная пористость составляет 18-26 % и абсолютная проницаемость (0,3+0,9)-10^-12 м².

На границе УКПГ-3 и УКПГ-4 западный участок отделяется от основного участка повышенных толщин южной части месторождения зоной пониженных толщин широтного простирания.

К северу от западного участка прослеживается Анерьяхский участок повышенных толщин, изученный пока небольшим количеством глубоких скважин. В его пределах толщины газонасыщенных коллекторов колеблются от 30 до 44,5-47,5 м (скв. 446, 447). Средневзвешенная эффективная пористость коллекторов изменяется от 16 до 19,6 %, а абсолютная проницаемость -от 0,22 - 10^-12 до 0,33 - 10^-12 м². Их максимальные значения наблюдаются в скв. 446.

Анерьяхский участок отделяется от западного зоной, намечающейся в районе скв. 23, в которой толщины газонасыщенных коллекторов уменьшаются до 28,4 м, а средневзвешенная эффективная пористость и абсолютная проницаемость коллекторов не превышают соответственно 15,5 % и 0,18 x

x 10^-12 м².

Восточный участок повышенных толщин газонасыщенных пород-коллекторов приурочен к северо-восточному структурному носу. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются в его пределах от 50 до 84,5 м (скв. 108). Толщины высокопроницаемых газонасыщенных коллекторов I—III классов достигают 43-60 м. Средневзвешенная эффективная пористость коллекторов составляет здесь 18-24,5 %, а абсолютная проницаемость

(0,25+1,14) - 10^-12 м². Наибольшими значениями этих параметров коллекторы характеризуются в скв. 7200 и 133.

Центральный участок повышенных толщин газонасыщенных коллекторов, имеющий субмеридиональное простирание, прослеживается на границе УКПГ-4 и УКПГ-7. Он недостаточно изучен, так как вскрыт лишь двумя скважинами (64 и 7014). Эффективные газонасыщенные толщины достигают в нем 49,6-59,6 м, при этом толщина пород-коллекторов III класса составляет 19-36,2 м. Средневзвешенная эффективная пористость здесь не превышает 18-20,6 %, а проницаемость (0,23+ 0,27) - 10^-12 м².

Западный, центральный и восточный участки повышенных толщин разделены зонами, где толщины газонасыщенных коллекторов значительно сокращаются и составляют менее 40 м, при этом содержание высокопроницаемых пород в них уменьшается до 7-11 м. В разрезах этих зон присутствуют коллекторы, состоящие в основном из глинистых алевролитов, в связи с чем их средневзвешенная эффективная пористость составляет лишь 15-16 %, а абсолютная проницаемость - менее 0,1 - 10^-12 м².

Как показано выше, толщины высокопроницаемых газонасыщенных коллекторов в разрезах участков повышенных толщин в несколько раз больше, чем в разделяющих их зонах. Это указывает на то, что значительная часть песчаных и алевролитовых пластов (коллекторы I—III классов), вероятно, выклинивается или замещается слабопроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами в сторону зон пониженных эффективных газонасыщенных толщин.

Газ сеноманской залежи Ямбургской площади состоит в основном из метана (98,32 %). Содержание тяжелых углеводородов в среднем составляет

0,0662 %, сероводород отсутствует. В пробах и по результатам на газокон-денсатность углеводороды С_5+в не обнаружены. Содержание азота 1,18 %, углекислого газа - 0,382 %. В непромышленных концентрациях отмечены инертные газы (до 0,01 %), водород содержится в количестве 0,038 %.

Относительная плотность газа по воздуху - 0,564, среднее значение низшей теплотворной способности - 7878 ккал/м³. Начальное пластовое давление 11,39 МПа. Среднекритические параметры составляют: р_кр =

= 4,487 МПа, Г_кр = 190,66 K.

4.3.2

СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

Сеноманская залежь введена в эксплуатацию в 1986 г.

Проектом разработки залежи 1984 г. предусматривалось достижение годовой добычи газа в объеме 185 млрд. м³ на шестой год отбора запасов. Затем предполагался 13-летний период постоянной добычи газа, к концу которого накопленный отбор достигает 66 % от начальных запасов. Средний рабочий дебит скважин в период постоянной добычи - 1 млн. м³/сут. Для равномерного дренирования залежи было рекомендовано кустовое размещение наклонных скважин по 4-8 стволов в кусте с забоями в изопахите 50 м. Фонд эксплуатационных скважин, включая резерв, составлял 673 единицы.

Фактические показатели разработки сеноманской залежи сначала из-за задержек в обустройстве промысла, а в последние годы вследствие снижения спроса на газ несколько отставали от проектных. В то же время в районе введенных в эксплуатацию УКПГ фактические отборы газа превышали проектные, что привело к значительному снижению пластового давления.

При составлении действующего проекта разработки предусматривалась отработка периферийных участков залежи проектным фондом скважин. Контроль за отработкой периферийных зон УКПГ должен был осуществляться специальными скважинами. Однако невыполнение проектных рекомендаций по контролю за разработкой привело к тому, что до настоящего времени не контролируется отработка северной и северо-восточной частей сеноманской залежи. Скважина 447, пробуренная в конце 1996 г. на периферийной части УКПГ-4 (Анерьяхинская площадь), показала наличие почти начального пластового давления, тогда как расчетное давление при принятой геологической модели в этой зоне должно быть значительно ниже. Таким образом, фактическое распределение запасов между УКПГ, особенно по УКПГ-4 и 7, отличается от принятого в проекте.

В последние годы существенной особенностью разработки газовых месторождений являются сезонные колебания в добыче газа. Как показал статистический анализ эксплуатации сеноманской залежи, после 1995 г. сезонная неравномерность в течение года распределяется следующим образом. За первый квартал каждого года отбор газа составляет 27,9 % от годовой его добычи, за второй - 23,6 %, за третий - 21,1 % и за четвертый - 27,4 %. Поэтому при расчетах показателей разработки на ближайшие годы можно пользоваться поквартальным распределением добычи газа. При расчетах на длительный период целесообразно использовать годовой коэффициент неравномерности потребления, равный 0,9.

Первый год разработки сеноманской залежи сопровождался опережающим вводом скважин в эксплуатацию. На конец 1986 г. действующий фонд составил 31 скважину вместо 19 по проекту. Затем до 1996 г. разработка залежи происходила с отставанием эксплуатационного фонда скважин от проекта.

На 01.01.97 г. месторождение согласно проекту разработки 1984 г. было полностью разбурено эксплуатационным фондом скважин. Общий фонд составил 782 скважины, эксплуатационный фонд - 676 скважин. Действующий фонд насчитывает 668 скважин, сгруппированных в 106 кустов и охватывающих своей сетью в основном центральную часть сеноманской залежи в пределах изопахиты 50 м.

Большинство скважин оборудованы пакерами, эффективность которых оказалась недостаточно высокой. С первых лет разработки залежи появился ряд скважин, работающих с межколонным давлением, превышающим

0,5 МПа. На 01.01.97 г. на месторождении около 10 % скважин работали с межколонным давлением более 5 МПа (63 скважины). Основные причины межколонных проявлений:

переток по цементному камню;

негерметичность устьевого пакера;

пропуски по резьбовым соединениям эксплуатационной колонны.

У ряда эксплуатационных скважин вскрытые интервалы частично перекрыты песчаными и жидкими пробками. По данным гидрохимического контроля, выносимая многими скважинами вода является конденсационной, пластовой, технической либо смесью этих вод. Средний коэффициент эксплуатации работающих скважин составляет около 0,9.

В 1996 г. на северо-западном участке сеноманской залежи с ухудшенными коллекторскими свойствами продуктивных пород были пробурены три горизонтальные скважины, а также одна вертикальная (район УКПГ-4, куст 401).

Исследования этих вновь пробуренных скважин в 1996 и в 1997 гг. показали, что продуктивные характеристики горизонтальных скважин в отличие от вертикальных со временем улучшаются. Отмечено также, что с уменьшением пластового давления существенно повышается относительная эффективность горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными.

В то же время к неблагоприятным факторам применения горизонтальных скважин относятся механическая неустойчивость коллекторов, наличие подошвенной воды, недостаточный опыт бурения и эксплуатации скважин такого типа на этом объекте добычи газа.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

В процессе контроля за разработкой месторождения производились наблюдения за вторжением и продвижением пластовых вод, изменением пластовых давлений газа и отработкой продуктивного разреза.

За вторжением и продвижением пластовых вод осуществляется наблюдение в пределах эксплуатационного поля с помощью специальных наблюдательных скважин в кустах скважин в количестве 61 единицы.

Распределение их неравномерное, наибольшее число таких скважин имеется на УКПГ-1 (12 единиц), УКПГ-5 (10 единиц), а в наименее изученных районах УКПГ-4 и 7 наблюдательный фонд насчитывает всего 6 и

5 скважин соответственно. В проекте предполагалось, что сетка размещения таких скважин должна быть равномерной, одна наблюдательная скважина приходится на 40-50 км² газоносной площади. Кроме того, намечалось пробурить между кустами шесть одиночных скважин для наблюдения за ГВК. Сейчас их насчитывается 13 единиц, частично это скважины, переведенные из разведочного фонда. Всего число скважин для наблюдения за ГВК составило 73. Периферийные участки УКПГ-3, 4, 7, Анерьяхинская площадь на сегодняшний день еще не охвачены контролем за ГВК.

Весь эксплуатационный фонд скважин не реже одного раза в год исследуют с целью контроля за изменением пластового давления в залежи. При этом используют как исследования в кустах скважин, так и результаты замеров по 16 одиночным скважинам, расположенным в центральной зоне, до изопахиты 50 м; из них 7 скважин используют как наблюдательные за пластовым давлением, остальные - как нагнетательные. Проектом предусматривался контроль за падением пластового давления газа в периферийных частях, в основном по скважинам, переводимым из разведочного фонда; бурение предусматривалось только на восточном крыле.

Всего для наблюдения за пластовым давлением на периферии рекомендовалось оборудовать 11 разведочных скважин.

Фактически эти рекомендации не выполнены, а в настоящее время в основном техническое состояние скважин и некоторые другие обстоятельства не позволяют использовать их для целей контроля за периферийной частью залежи.

Согласно проекту разработки для наблюдения за отработкой продуктивного разреза по вертикали, особенно глубинных его частей, которые не вскрываются эксплуатационными скважинами, было намечено пробурить четыре наблюдательные скважины в сводовой части залежи.

На 25 скважинах была проведена поинтервальная дебитометрия; результаты показали, что наиболее интенсивно отрабатываются нижние горизонты продуктивной сеноманской толщи, представленные пластами с высокими коллекторскими свойствами.

Контроль за растеплением ММП планировалось проводить 35 скважинами; фактически он осуществляется по результатам термометрии “глухих” скважин и скв. 275, забой которой располагается на глубине 550 м.

ДИНАМИКА ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ

Вследствие того, что на месторождении был осуществлен поэтапный ввод УКПГ в разработку, по действующим УКПГ проектный отбор постоянно превышался, а периферийные УКПГ были введены со значительным отставанием, в центральной части месторождения образовалась депрессионная воронка (рис. 4.16).

Средние значения пластового давления в центральной и пер иферийных зонах приведены в табл. 4.5 и 4.6.

Как видно из приведенных таблиц, из-за невыполнения проектных рекомендаций по контролю за разработкой вся северная и северо-восточная части месторождения не освещены замерами давления. То же самое можно сказать и о восточном и западном крыльях месторождения. Пробуренная в

р, МПа

12 -

Рис. 4.16. Динамика депрессионной воронки в центральной части сеноманской залежи Ямбургского месторождения.

Годы: 1 - 1992, 2 - 1994, 3 - 1996

Изменение пластовых давлений по годам: минимального в зоне разбуривания, максимального в периферийной зоне [Ямбургское месторождение (сеноман)]

УКПГ	р_пл, ^МПа
	1993				1994
	min	max	сред нее	Ар	min	max	сред нее	Ар
1	8,2	10,0	9,14	18,0	7,71	9,2	8,74	1,49
2	8,04	9,8	8,48	17,6	7,72	9,4	7,92	1,68
3	8,2	10,2	8,61	20,0	7,88	10,0	8,13	2,12
4	9,31	11,4	10,81	20,9	9,03	11,3	10,48	2,27
5	8,1	10,4	8,43	23,0	7,7	10,0	7,95	2,3
6	8,14	10,6	8,92	24,6	7,8	10,4	8,46	2,6
7	9,2	11,2	10,52	20,0	8,63	11,2	9,99	2,57

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 4.5

УКПГ	Рпл. ^МПа
	1995				1996
	min	max	сред нее	Ар	min	max	сред нее	Ар
1	7,3	8,6	8,4	13	6,64	8,2	7,31	1,56
2	7,22	8,8	7,52	1,58	6,69	8,6	7,1	1,91
3	7,3	9,6	7,72	2,3	6,78	9,2	7,27	2,42
4	7,71	11,2	10,11	3,49	7,73	11,0	10,0	3,27
5	7,25	9,8	7,48	2,55	6,79	9,6	7,27	2,81
6	7,22	10,3	7,94	3,08	6,65	10,0	7,56	3,35
7	7,91	11,0	9,9	30,9	7,41	11,0	9,5	3,59

ТАБЛИЦА 4.6

Но

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

мер

УКПГ

сква

Дата

Рпл

Дата

Рпл

Дата

!пл

Дата

Рпл

Дата

Рпл

Дата

Рпл

Дата

Рпл

жи

ны

14.08

9,41

29.11

9,28

204

27.05

10,8

12.05

8,99

5.12

8,39

447

11,6

10.12

9,71

19.11

9,42

29.06

9,3

14.11

8,55

31.10

8,18

23.11

10,69

23.10

10,17

22.09

9,46

16.11

8,96

21.10

10,39

9.09

10,08

14.11

9,46

31.10

8,99

27.11

10,81

12.11

10,7

28.9

10,59

13.03

10,46

11.11

9,21

1996 г. разведочная скв. 447 показала наличие в этой зоне практически начального пластового давления. Это не позволяет однозначно говорить о степени отработки периферийных частей УКПГ-4 и 7.

Динамика замеров пластового давления (в МПа) периферийные скважин за 1990—1996 гг. [Ямбургское месторождение (сеноман)]

Существенное влияние на изменение давления в южной части месторождения оказывает Харвутинская площадь. Расположенная на ней УКПГ-8 вступила в эксплуатацию в 1996 г. Однако на этот момент пластовое давление на ближайших к УКПГ-1 кустах снизилось до 9 МПа. Этот факт свидетельствует о значительных перетоках газа в сторону УКПГ-1. На 01.01.97 г. суммарный переток оценивается в 32,6 млрд. м³.

ПРОДВИЖЕНИЕ ПЛАСТОВЫХ ВОД

Текущее положение ГВК устанавливалось по данным временных замеров НГК в наблюдательных, пьезометрических, поглощающих и 24 эксплуатационных скважинах. Были учтены замеры на различные даты: по 128 скважинам на 01.01.96 г., по 144 скважинам на 01.01.97 г. Необходимо отметить, что информация по периферийной части залежи отсутствует.

Опыт разработки крупных сеноманских залежей свидетельствует

о неравномерности подъема ГВК под ними, что и подтверждается на Ямбургском месторождении. В основном неравномерность подъема воды связана со сложным геологическим строением, наличием глинистых пропластков, поэтапным вводом отдельных участков в разработку, сопровождающимся повышенными отборами из этих зон. Диапазон подъема ГВК колеблется в пределах 1-35 м. Максимальный подъем ГВК приурочен к зонам повышенных коллекторских свойств и “литологическим окнам”. По зонам УКПГ выделяются отдельные кусты скважин, на которые необходимо обращать внимание при назначении технологических режимов работы.

Ниже приведены данные на 01.01.97 г. по наибольшему подъему ГВК на Ямбургском месторождении, который был отмечен в кустах скважин на разных УКПГ:

УКПГ-1 - скв. 104 (21,4 м), 108 (23,2 м), 114 (24,4 м);

УКПГ-2 - скв. 205 (15 м), 208 (13,2 м), 215 (12,4 м);

УКПГ-3 - скв. 302 (20 м), 317 (18 м);

УКПГ-4 - скв. 407 (8,8 м);

УКПГ-5 - скв. 505 (18 м), 511 (16,4 м);

УКПГ-6 - скв. 605 (20 м), 608 (21,2 м), 611 (20,6 м), 612 (20,2 м);

УКПГ-7 - скв. 712 (13,8 м), 719 (12,6 м).

В условиях разработки залежи особое значение имеет расчет количества воды, внедрившейся в продуктивные отложения, который проводился объемным способом.

С учетом существующего темпа подъема ГВК, карт подъема ГВК, распределения пластового давления по площади проведен расчет выбытия из действующего фонда скважин, нижних дыр интервала перфорации которых достигла подошвенная вода. По прогнозу к 2025 г. при годовом отборе 150 млрд. м³ число обводнившихся скважин по зонам УКПГ составит от 1

(УКПГ-2) до 22, в целом по месторождению 85 скважин, расположенных в

38 кустах.

Согласно прогнозным расчетам, к 2025 г. обводнение газонасыщенного объема сеноманской залежи достигнет 44 % (вариант 3, при годовой добыче 150 млрд. м³).

4.3.3

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

На основании выполненного анализа разработки сеноманской залежи было установлено, что начиная с 1992 г. годовые отборы газа практически соответствуют варианту разработки залежи в объеме 170 млрд. м³ газа в год с небольшими отклонениями в ту или другую сторону. Этот вариант под номером 1 будем рассматривать как базовый. Кроме того, при оценке состояния проектирования сеноманской залежи в 1997 г. было решено рассмотреть еще два варианта разработки этой залежи в объеме 160 и 150 млрд. м³ в год. Это вызвано тем, что постоянно идет отставание ввода ДКС, произошло снижение дебитов скважин, образование глубоких депрессионных воронок, что привело к снижению устьевых давлений. Сложившееся положение не позволит достигать высоких темпов отбора газа на протяжении длительного времени, поэтому вариантами 2 и 3 предусматривается некоторое снижение годового отбора газа, а именно, переход на отбор газа 160 и 150 млрд. м³ в год соответственно.

При моделировании процесса разработки сеноманской залежи использовались два метода:

метод “средней скважины” на основе уравнения материального баланса;

двухмерная сеточная модель для расчета распределения пластового давления и внедрения пластовой воды в залежь.

Используемый метод материального баланса перспективен на начальной стадии проектирования, когда недостаточно исходной геолого-промысловой информации о пластовом резервуаре. Кроме того, этот метод часто используется для оперативных расчетов показателей разработки для небольших временных интервалов. Сеточная модель включает в себя информационную и геометрические модели залежи, а также математическую модель фильтрации жидкости и газа. Информационная модель содержит основные геологические характеристики (эффективную толщину, пористость, проницаемость) и технологические показатели разработки (отборы газа, дебиты и число скважин). Геометрическая модель представляет серию необходимых карт полей параметров. Математическая модель включает систему дифференциальных уравнений, полученных исходя из балансовых соотношений газа и воды в поровом объеме и параметров флюидов.

На первом этапе моделирования решались две основные задачи - определение величины дренируемых запасов газа и выявление характера распределения пластового давления по площади газоносности, т.е. глубинных депрессионных воронок при существующей схеме размещения эксплуатационных скважин.

Результаты моделирования сеноманской залежи показали, что дренируемые запасы составляют более 86 % от суммарных запасов. Расчеты показывают, что не следует ожидать активного вторжения пластовой воды. Этот вывод подтверждается и опытом разработки аналогичных месторождений Западной Сибири. Начальные запасы газа по УКПГ подсчитаны как объемным методом, так и по падению пластового давления.

При расчете показателей разработки на сеточной модели используются емкостные характеристики, применяемые для подсчета запасов газа объемным методом. При использовании модели, основанной на методе материального баланса, целесообразно использовать дренируемые запасы газа. Для Анерьяхинской площади дренируемые запасы газа были оценены из условий расположения эксплуатационных скважин в зоне, ограниченной 30-метровой линией изопахит. Фильтрационные коэффициенты получены на основании статистической обработки результатов исследования эксплуатационных скважин и являются средними для эксплуатационной зоны каждой УКПГ. В случае расположения дополнительных эксплуатационных скважин, не входящих в эту зону, необходимо фильтрационные коэффициенты для этих скважин определять по графикам зависимости их от изменения изопахит.

На основании многочисленных специальных исследований было подтверждено, что предельно допустимая депрессия на пласт для “сухих” скважин не должна превышать 0,6 МПа. В случае присутствия на забое скважин конденсационной или пластовой воды рабочая депрессия должна снижаться с целью недопущения разрушения пласта-коллектора.

Газодинамические расчеты показателей разработки проводили по трем основным вариантам (по объемам годового отбора газа): вариант 1 - 170 млрд. м³ в год; вариант 2 - 160 млрд. м³ в год; вариант 3 - 150 млрд. м³ в год.

При этом для каждого варианта определяли необходимое число дополнительных эксплуатационных скважин. Кроме того, вариантами 1А, 2 А и 3А предусматривались те же годовые отборы газа, но без учета дополнительного числа эксплуатационных скважин.

На рис. 4.17 показана динамика газоотдачи сеноманской залежи с учетом добуривания дополнительных скважин.

На рис. 4.18 приведен график изменения пластового давления с учетом добуривания скважин.

Как показали расчеты, в процессе разработки сеноманской залежи будут происходить перетоки газа между УКПГ из-за существенной разницы в

Рис. 4.17. Ямбургское месторождение (сеноман). Текущая газоотдача K с учетом добуривания

скважин.

Добыча, млрд. м³/год: 1 - 150, 2 - 160, 3 - 170

Л,л’^МПа

h			О	1
ft			*(150)* А	2
- 9			*(160)*
$			¦	3
6			*(170)*
" ¦ л
6
¦ 6
¦ ¦	6 ¦ 6
	¦	6 * ⁶ ж ¦ й .
..................................1 ...................1_L-	1	* * * $ с * ® 5 9 1 i • 1 1.........................................1........-...............—1----------1—	* 6 ft ft Й 1 1	ft ft t i

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025

Годы

Рис. 4.18. Ямбургское месторождение (сеноман). Изменение пластового давления с учетом добуривания скважин.

Добыча, млрд. м³/год: 1 - 150, 2 - 160, 3 - 170

пластовых давлениях. Так, отток газа будет происходить из УКПГ-3, 4 и 7, приток - в УКПГ-1, 2, 5 и 6.

Обводненность залежи в зоне эксплуатации по всем вариантам достигает 44,4 %.

Всего к концу разработки обводнится до 88 скважин. Как показали расчеты, до 2000 г. должны выбыть из эксплуатации примерно две скважины. В дальнейшем ежегодно может выбывать из эксплуатации от трех до четырех скважин.

Повышенный темп отбора газа, предусмотренный вариантами 1 и 2, приводит к значительному числу выбывших из эксплуатации скважин из-за снижения их дебитов. В этом случае предпочтение имеет вариант 3, где число выбывших из эксплуатации скважин к концу разработки составит 265, что в 1,5 раза меньше по сравнению с вариантами 1 и 2. В этом случае в период падающей добычи газа годовые отборы будут выше по сравнению с вариантами 1 и 2. В результате это приведет к выравниванию конечных коэффициентов газоотдачи.

Таким образом, с технологической точки зрения вариант 3 остается предпочтительным. Кроме того, снижение суммарной добычи газа до 150 млрд. м³ в год позволит поддерживать на входе в ГКС давление 5,5 МПа. При существующей степени сжатия 1,33-1,35 можно будет создавать в начале магистрального газопровода давление до 7,45 МПа.

Основная доля добычи газа в Западной Сибири обеспечивается за счет эксплуатации Уренгойского и Ямбургского газоконденсатных месторождений. В 1996 г. на долю Ямбургского месторождения (сеноман) пришлось 30,1 %

суммарной добычи газа по б. РАО “Газпром” и 32,2 % - по Западной Сибири.

Сеноманская залежь Ямбургского месторождения введена в разработку в 1986 г., и по состоянию на 01.01.97 г. из нее было отобрано свыше 30 % от начальных запасов газа.

Отставание ввода УКПГ и скважин приводило к максимальному использованию созданных производственных мощностей, а порой и к вовлечению в эксплуатацию технологического резерва. В значительной степени это способствовало кратковременному улучшению экономических показателей по сравнению с их проектным уровнем.

Скважины в кустах бурят наклонно направленными с расстоянием их забоев от вертикали до 300-400 м.

Кусты располагаются в основном ближе к периферийной части залежи, что значительно расширяет зону эксплуатации.

С целью предотвращения преждевременного обводнения скважин рекомендуется оставлять забой скважин выше ГВК на 25 м, при наличии выдержанных глинистых экранов в зоне ГВК это расстояние может быть уменьшено до 10-15 м.

По варианту 3 число обводнившихся в процессе их эксплуатации скважин составит 87 за весь период разработки сеноманской залежи. В этих скважинах необходимо предусмотреть проведение капитального ремонта с целью изоляции обводнившейся части пласта. В случае невозможности или неэффективности таких работ следует проводить дальнейшую их эксплуатацию, например с одновременным извлечением жидкости или переходить на периодическую добычу, т.е. с остановкой скважин для оттеснения жидкости от их забоев. Скважины, отключенные из-за низких дебитов, в дальнейшем могут быть использованы для извлечения низконапорного газа.

4.3.4

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

Как отмечалось выше, рекомендации по контролю за разработкой залежи согласно проекту 1984 г. выполнены не в полном объеме. Эксплуатационный фонд скважин сконцентрирован в центральной части сеноманской залежи. Существующая сетка наблюдательных скважин не позволяет осуществлять контроль за отработкой периферийной части, особенно в районе УКПГ-3, 4, 5, 7. Кроме того, учитывая большую площадь газоносности на периферии, литологическую неоднородность строения залежи, следует полагать, что этого числа скважин для наблюдения за всей площадью недостаточно. В связи с этим специалисты ВНИИГАЗа рекомендовали следующее.

1. Увеличить существующее число наблюдательных скважин за пластовым давлением на 7 и пьезометрических скважин - на 6 единиц. В качестве наблюдательных при контроле за пластовым давлением можно использовать пять скважин: 63, 442, 443, 448, 449, запланированных с целью уточнения геологического строения и расположенных в районе Анерьяхинской площади.

2. Для расширения зоны контроля за продвижением ГВК добурить 13 “глухих” скважин, из них 7 на Анерьяхинской площади, приуроченных к кустам эксплуатационных скважин.

3. Обратить внимание промысловиков на контроль за изменением пластового давления в водоносном бассейне по пьезометрическим скважинам, особенно на качество исследований пьезометров, расположенных за контуром газоносности.

4. Проводить систематическое определение пластового, статического, устьевого давлений по всему фонду наблюдательных и эксплуатационных скважин (не реже 2 раз в год).

5. Осуществлять постоянный контроль за положением забоев скважин, за выносом механических примесей и жидкости, гидрохимический контроль за работой скважин.

6. В процессе опытной эксплуатации Анерьяхинской площади провести качественные исследования по определению продуктивных характеристик кустовых скважин и максимально допустимой депрессии на пласт.

7. Все эксплуатационные скважины, ликвидированные по тем или иным причинам, должны рассматриваться на предмет использования их в качестве наблюдательных за разработкой залежи.

По состоянию на 01.01.97 г. объем внедрившейся в сеноманскую залежь воды был значителен в абсолютных величинах, однако не превышал 5 % начального газонасыщенного порового объема.

При анализе геологического строения водоносной части сеномана с учетом опыта разработки аналогичных месторождений (Медвежье, Уренгой, Вынгапур) отмечено, что процесс разработки газовых залежей сопровождается внедрением пластовых вод в продуктивные отложения. Практика показывает, что если к одной водонапорной системе приурочен ряд залежей, то разработка их происходит в условиях взаимодействия. В течение первых лет разработки (от 3 до 5 лет) на всех газовых месторождениях севера Тюменской области начинает проявляться упруговодонапорный режим работы залежи. На момент ввода Ямбургского месторождения в разработке уже длительное время находились соседние месторождения-гиганты Уренгой и Медвежье, которые приурочены к единой водонапорной системе. В связи с этим специалистами ВНИИГАЗа при участии Р.М. Тер-Саркисова сделана оценка влияния их разработки на Ямбургское месторождение.

Группу сеноманских месторождений севера Тюменской области представили как укрупненные скважины, считая каждое из месторождений элементом большой газогидродинамической системы, затем определили радиусы зон распространения упругой волны вокруг залежей на моменты ввода очередного месторождения из этой группы. На момент пуска Уренгойского месторождения зона возмущения вокруг Медвежьего достигла радиуса 111 км и находилась на расстоянии 85 км от контура круговой залежи. На 01.01.86 г. (пуск Ямбурга) вокруг Медвежьего и Уренгойского месторождений величина продвижения радиусов возмущения составила около 143 и 99 км соответственно при расстоянии между ними 105 км. Максимальное значение падения пластового давления в водоносном бассейне находится в пределах контура газоносности. Расчеты показали, что на современном этапе группа сеноманских месторождений разрабатывается в условиях взаимовлияния, зоны возмущения вокруг них накладываются в периферийных областях. Вследствие этого под сеноманскими залежами Ямбургского, Северо-Уренгойского и Медвежьего месторождений создалась единая депрессионная воронка, а не просто локальные зоны возмущения. Расчетами по принципу суперпозиции сделана оценка влияния разработки соседних месторождений (Уренгойское, Ен-Яхинское и Северо-Уренгойское). На контуре газоносности сеноманской залежи Ямбургского месторождения отмечено падение пластового давления в пределах 0,2 МПа. С этим фактом необходимо считаться при прогнозировании показателей разработки. Для корректного решения поставленных задач необходима сеть пьезометрических скважин, расположенных между месторождениями. Информация по таким скважинам поможет решению целого ряда задач контроля за разработкой группы месторождений.

На основе анализа материалов промыслово-геофизических исследований по контролю за продвижением ГВК ДАО “Газпромгеофизика” выполнен прогноз времени обводнения эксплуатационных скважин сеноманской залежи Ямбургского месторождения в предположении, что продвижение вод в основном вертикальное.

Были построены графики подъема ГВК. При этом использовались материалы по литологическому строению скважин, учтены время обтекания глинистых пропластков и уровни добычи из участков, а также рассчитан средний темп подъема ГВК. Определены скважины, прогнозный темп подъема ГВК и продолжительность подъема газоводяного контакта до нижних дыр интервала перфорации. В зависимости от условий разработки зоны УКПГ эти величины колеблются в пределах от 0,7 до 3,5 м/год, а сроки обводнения - от 0 до 44 лет и более. Сделана разбивка обводняющегося фонда скважин УКПГ по годам. Основное число скважин начнет обводняться с 2006 г. (8), и к концу 2025 г. общее число таких скважин составит 53, расположенные в 41 кусте.

Наибольшее число обводняющихся скважин приходится на район УКПГ-6, где уже в настоящее время в продукции ряда скважин есть пластовая вода. Кроме того, в районах УКПГ-1 и 6 раньше начнется процесс обводнения, в том числе и из-за низкого расположения интервалов перфорации относительно ГВК (вследствие отклонений от рекомендаций проекта 1984 г.). По мере обводнения скважины рекомендуется переводить на капитальный ремонт для проведения гидроизоляционных работ.

Наряду с оценкой геофизиков в процессе адаптации и расчета прогнозных показателей разработки по вариантам был рассмотрен вопрос обводнения скважин по районам УКПГ на геолого-математической модели сеноманской залежи Ямбургского месторождения.

4.3.5

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ДОБЫЧИ ГАЗА

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД (ММП)

На основе полученных результатов по анализу технического состояния скважин Ямбургского месторождения с учетом мерзлотных условий для обеспечения надежной эксплуатации скважин было рекомендовано следующее.

1. На скважинах, на которых отмечаются осложнения при эксплуатации, связанные с провалом на устье, наличием межколонных газопроявлений, грифонов, рекомендуется доисследовать разрез криолитозоны на льдис-тость по результатам строительства, бурения скважин на основе специальной обработки имеющихся данных стандартного каротажа, кавернометрии, БКЗ, термометрии и оценить качество цементирования колонн термометодом, в том числе на скважинах, где проведено встречное цементирование колонн с закачкой второй порции цемента в затрубье непосредственно с поверхности.

2. В процессе эксплуатации скважин при развитии каверн до глубин 50-70 м и более в результате оттаивания ММП могут образоваться глубокие провалы, протяженные зазоры вокруг скважин, и для их ликвидации, обеспечения надежной опоры их на окружающие породы, безопасного их обслуживания необходимо предусматривать своевременную отсыпку образующихся провалов, зазоров. Для контроля и предупреждения образующихся провалов, зазоров в процессе теплового взаимодействия скважин с ММП рекомендуется на ряде скважин осуществить спуск до глубин 20-60 м термометрических трубок (ТТ), заглушенных снизу и заполненных дизтопливом, для проведения в них замеров температур и сезонно-действующих охлаждающих устройств (СОУ) до глубин 10-12 м для поддержания пород в мерзлом состоянии.

3. По скважинам с интенсивными межколонными газопроявлениями, грифонами, которые могут сопровождаться деформацией колонн с нарушением их герметичности, рекомендуется провести повторную инклинометрию и сравнить ее результаты с результатами ранее произведенной инклинометрии при строительстве скважины.

4. На скважинах с пониженным рабочим дебитом (менее 400500 тыс. м³/сут) для предупреждения обвалов пород вокруг скважин, потери устойчивости, межколонных пропусков газа, перекоса арматуры и улучшения условий выноса жидкости с забоя скважин рекомендуется также в опытном порядке реализовать ряд специальных мероприятий.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ВОДО- И ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯМИ

В процессе разработки Ямбургского месторождения в эксплуатационных скважинах возможны осложнения, обусловленные скоплениями в скважине конденсационной и пластовой воды. Конденсационная вода выпадает из газа за счет снижения температуры газа от пластовой до устьевой. Количество конденсационной воды пропорционально фактическому дебиту газа и определяется с достаточной точностью по данным диаграмм влагосодержания. Количество минерализованной воды, поступающей из пласта, зависит от положения ГВК, конструкции скважины и фактической рабочей депрессии. Условия образования скоплений жидкости в скважинах сеномана севера Тюменской области сходны по характеру с условиями, сопровождавшими разработку Северо-Ставропольского, Газлинского, ряда мелких месторождений Республики Коми, Саратовской и Самарской областей. На этих месторождениях эксплуатировались скважины по колоннам с внутренним диаметром 150-200 мм с депрессиями от 0,01 до 0,20 МПа.

Высота интервала продуктивного пласта из песчаника доходила до 100200 м.

ВНИИГАЗом для Северо-Ставропольского месторождения были разработаны: технология эксплуатации скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству, технология эксплуатации скважин в условиях разрушения призабойной зоны и автоматические системы для эксплуатации скважин “Ласточка” для реализации этих технологий. Системами “Ласточка” были оборудованы более 40 скважин, они обеспечили

Номер УКПГ	Количество действующих скважин с лифтовыми колоннами диаметром, мм
Номер УКПГ	168	114	102	89	Всего
1	104		-		104
2	90	6	-	-	96
3	108	2	-	-	110
4	30	50	4	-	84
5	96	-	-	-	96
6	96	-	-	-	96
7	80	10		-	90
Всего	604	68	4		676

нормальную работу скважин одновременно по лифтовым колоннам и кольцевому межтрубному пространству до окончания разработки Северо-Ставро-польского месторождения в 90-х годах. Системы “Ласточка-73” успешно применялись на Газлинском и Шебелинском месторождениях.

Скважины Ямбургского месторождения в настоящее время эксплуатируются по лифтовым колоннам различного диаметра. Обобщающая информация приведена в табл. 4.7.

Как следует из данной информации, наибольшее количество скважин оборудовано лифтовыми колоннами 168 мм. В таких скважинах вода скапливается в зоне от фактического забоя до входа в лифтовую колонну. На этом интервале жидкость барботируется газом, поступающим из пласта, и количество ее по длине определяется фактической скоростью газа. Ниже работающих перфорационных отверстий жидкость смешана с песком. На уровне нижних отверстий перфорации или, по крайней мере, в зоне нижних перфорационных отверстий давление на забое за счет столба жидкости превышает пластовое. Это способствует оттоку жидкости в пласт.

Для эксплуатации скважин в этих условиях можно использовать различные технологические приемы, обеспечивающие оптимальные рабочие дебиты скважин.

Результаты расчетов предельных дебитов газа, меньше которых в лифтовых колоннах и ниже их башмака будет накапливаться вода, ограничивающая приток газа, приведены в табл. 4.8.

Во ВНИИГАЗе были проведены исследования условий выноса жидкости на стенде. Результаты расчетов и экспериментов хорошо согласуются с промысловыми исследованиями на скважинах. На основе информации о скважи-

ТАБЛИЦА 4.8

Базовый дебит 0_баз		, тыс. м³/сут, для скважин с фонтанными щих диаметров й_вн, см				колоннами	следую-	Р,
6,2	7,6	8,86	10,03	11,5	12,7	15,4	20	МПа
63,3	105,0	154,5	213,5	296,6	380,2	615,6	1183,2	10,0
56,6	93,9	138,2	191,0	265,3	340,0	550,6	1058,2	8,0
49,0	81,3	119,7	165,4	229,8	294,5	476,8	916,5	6,0
44,8	74,2	109,3	151,0	209,7	268,9	435,3	836,6	5,0
40,0	66,4	97,7	135,1	187,6	240,4	389,3	748,3	4,0
34,7	57,5	84,6	117,0	162,5	208,2	337,2	648,0	3,0
28,3	46,9	69,1	95,5	132,7	170,0	275,3	529,1	2,0

нах Ямбургского месторождения и динамике изменений рабочих дебитов и отборов газа произведена прогнозная оценка технологических ситуаций, обусловленных уменьшением рабочих дебитов скважин на период до 2028 г. по всем УКПГ.

Установлено, что на забоях большинства скважин Ямбургского месторождения в интервалах от нижних перфорационных отверстий до входа в лифтовые колонны в трубах диаметром 219 мм оптимальные условия для выноса жидкости и песка не обеспечивались в 1997 г. и позднее;

в лифтовых колоннах диаметром 168 мм оптимальные условия для выноса жидкости сохранятся на Ямбургском месторождении в основном до 2010— 2013 гг.

ВОЗМОЖНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

1. Для подъема жидкости из скважин с лифтовыми колоннами диаметром 100-168 мм жидкость и песок с забоя можно удалять, продувая скважину в атмосферу, используя вспенивающие поверхностно-активные вещества в сочетании с продувкой в атмосферу или в газосборный коллектор. Рекомендуется также доспуск НКТ глубже нижних отверстий интервала перфорации.

2. Заменить лифтовые колонны на колонны из насосно-компрессорных труб с меньшим диаметром (60, 73 или 89 мм и т.п.) для эксплуатации скважин по одному или одновременно по двум каналам, лифтовой колонне и кольцевому межтрубному пространству (214,3-73,0(60,0)).

3. Оборудовать скважины с лифтовыми колоннами 168,3 мм дополнительными лифтовыми колоннами из труб диаметром 60 или 73 мм для эксплуатации скважин по одному, двум или трем каналам, лифтовой колонне и кольцевым межтрубным пространствам (168,3-73,0(60,0) и 168,3-214,5).

4. Оборудовать скважины с лифтовыми колоннами 168,3 мм устьевым оборудованием для периодического удаления скоплений жидкости с забоя и из лифтовых колонн с использованием “Комбигазлифта” с передвижными или стационарными лебедками.

5. Применять технологию удаления скоплений жидкости с применением плунжерного лифта. Плунжерный лифт может использоваться в скважинах, оборудованных лифтовыми колоннами из труб с внутренним диаметром 5062-76 мм, для продления периода эксплуатации с выносом жидкости.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ГАЗА К ЗАБОЮ И ОСВОЕНИЮ СКВАЖИН

1. По данным ГИС, расходометрии и газодинамических исследований следует, что в значительной части скважин за счет первичного и вторичного вскрытия на глинистом растворе эксплуатируемые интервалы имеют неработающие пропластки. В целом же объекты эксплуатации освоены лишь на 47-63 % и существует большая вероятность того, что степень освоения объекта тем меньше, чем меньше средневзвешенная по его толщине проницаемость. По отдельным скважинам за промежуток времени около одного года произошло увеличение степени освоения, например в скв. 2140 - с 7,4 до 17,9 %, в скв. 7014 - с 46,7 до 54,7 %. Однако процесс естественного освоения довольно длительный.

Для повышения продуктивности отдельных скважин рекомендуется вторичное (дополнительное) и повторное вскрытие объекта эксплуатации перфорацией осуществлять в газовой или, что менее предпочтительно, в водоспиртовой и конденсатной среде с использованием малогабаритных перфораторов, спускаемых через лифтовую колонну, если башмак ее располагается у (или выше) кровли эксплуатируемого интервала. Для вторичного (дополнительного) и повторного вскрытия пласта в скважинах ВНИИГАЗом совместно с НИМИ разработана перфорационная система ПЛТ-75.

2. Технологическая эффективность работ с целью разглинизации и очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от фильтрата бурового раствора за предшествующий период составила 83 %.

Для повышения их эффективности и, в частности, максимально возможного охвата ПЗП воздействием восстанавливающими его проницаемость реагентами применяемая технология должна совершенствоваться. В первую очередь рекомендуется проводить циклическое нагнетание восстанавливающих реагентов с использованием способов временного тампонирования наиболее проницаемых пропластков.

В перспективе рекомендуется проводить мини-гидроразрывы с образованием вертикальной трещины протяженностью, несколько превышающей протяженность зоны поражения приствольной части пласта буровым раствором, для восстановления и повышения продуктивности скважин в зонах залежи с относительно пониженной проницаемостью.

3. Мировой опыт свидетельствует, что применение часто используемого способа изоляции притока в скважину воды различной природы цементными растворами как на водной, так и на углеводородной основе нецелесообразно. Технологическая эффективность таких работ не превышает 15-20 %. С точки зрения экономической эффективности они, как правило, убыточны.

В настоящее время - в период вхождения в завершающую стадию разработки залежи - необходимо апробировать несколько способов селективного ограничения и изоляции притока вод с применением нескольких легко фильтрующихся в поровую среду реагентов и выбрать из этих способов и реагентов наиболее эффективные и технологичные для массового применения в условиях залежи.

4. Специальными исследованиями предприятия “Ямбурггаздобыча” в значительном числе сеноманских скважин выявлено пескопроявление. При этом некоторые скважины работают с превышением норм по выносу песка вследствие активного разрушения породы в ПЗП. Для предупреждения разрушения скелета пласта в зонах с естественной слабой сцементированнос-тью коллектора необходимо проведение работ по более полному освоению эксплуатируемых интервалов, что позволит в будущем снизить депрессии без снижения отборов газа.

В случае пескопроявлений, обусловленных обводнением отдельных пропластков объекта эксплуатации контурной водой, рекомендуется проведение селективной изоляции притока этих вод для устранения их разрушающего влияния на скелет породы пласта.

При этом рекомендуется проводить работы по укреплению призабойной зоны реагентами, намывке в ПЗП гравийно-песочных фильтров и оборудованию хвостовика лифта проволочными, керамическими и другими фильтрами.

5. Для расширения арсенала жидкостей, предназначенных для предотвращения поглощения жидкости глушения пластом, во время проведения ремонтных работ рекомендуется апробировать меловые растворы и пакерую-щую жидкость с повышенными вязкоупругими свойствами.

6. Для оптимального проектирования и проведения технологических операций по оптимизации работы скважин, выявлению положительных и отрицательных факторов, влияющих на исход операций, отбору наиболее эффективных технологий рекомендуется перед работами на каждой скважине и после их окончания проводить полный известный комплекс их исследования.

4.3.6

МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА В ПРОЦЕССЕ ДОРАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

Система сбора газа Ямбургского газоконденсатного месторождения состоит из 7 УКПГ, газ из которых подается в систему межпромысловых коллекторов, соединяющих УКПГ с двумя головными компрессорными станциями.

Каждая УКПГ на ЯГКМ включает от 90 до 110 скважин, соединенных в кусты, шлейфы, а также оборудование по сепарации и осушке газа.

В процессе разработки месторождения на работу системы сбора и внут-рипромыслового транспорта газа оказывают влияние следующие причины.

1. Технологические - когда в процессе движения газа от забоя по скважинам и шлейфам до УКПГ в результате изменения термобарических условий происходит конденсация водной фазы. Тогда в зависимости от режима работы скважины и шлейфов конденсационная вода либо практически полностью выносится газовым потоком (истинное влагосодержание не оказывает заметного влияния на гидравлику), либо часть ее накапливается в нижних точках трассы шлейфа с последующим образованием жидких пробок, что приводит к значительному возрастанию гидравлических потерь в шлейфе и снижению его пропускной способности.

2. Конструктивные - к ним следует отнести профиль трассы, диаметры и протяженности шлейфов.

Чтобы оценить влияние этих факторов на работу системы сбора газа, при дальнейшем анализе гидравлических режимов работы шлейфов была выбрана УКПГ-4, где газ транспортируется по шлейфам диаметром 530 мм.

Для оценки влияния различных технологических параметров на работу шлейфа участки промысловых трубопроводов были ранжированы на несколько групп: по длине (2 км, 5 км, 10 км); по расходу газа, что определяется количеством скважин, работающих в один шлейф (4, 6, 8 скважин); по количеству воды, поступающему в шлейф, - в одном случае это равновесное влагосодержание по условиям в пласте, в другом - наличие жидкости в количестве, обеспечивающем наличие свободной жидкой фазы в (в > 0).

Цель расчетов состояла в том, чтобы выяснить, как снижение отборов газа и давлений на устье скважин по годам разработки месторождения будет влиять на режим транспорта газа в шлейфах, другими словами, когда в шлейфах будет происходить накопление жидкости, т.е. будет осуществляться пробковый режим течения смеси. Для оценочного расчета режима течения газа в шлейфе предлагается упрощенная формула

Режим течения смеси в шлейфах диаметром 530 мм на УКПГ-4 в зависимости от производительности скважин по годам разработки

Пе

^Q скв ’

Ру,

МПа

Число скважин

риод

Год

тыс.

1-2 км

1-5 км

1-10 км

м³/сут

1а

1997

645

5,95

2000

501

4,35

2002

501

2,80

Газ

2001

430

4,61

2005

430

2,14

Газ

2004

375

2,19

2006

259

1,64

2010

158

1,31

2009

147

1,27

2012

109

1,10

2011

107

1,18

2011

102

1,07

2009

0,87

2015

0,79

1997

645

5,95

2000

501

4,35

2002

501

2,80

2001

430

4,61

2005

430

2,14

2004

375

2,19

2006

259

1,64

2010

158

1,31

2009

147

1,27

2012

109

1,10

2011

107

1,18

2011

102

1,07

2009

0,87

2015

0,79

2а

1997

645

5,95

2000

501

4,35

Газ

2002

501

2,80

2001

430

4,61

2005

430

2,14

2004

375

2,19

2006

259

1,64

2010

158

1,31

2009

147

1,27

2012

109

1,10

2011

107

1,18

2011

102

1,07

2009

0,87

2015

0,79

1997

645

5,95

2000

501

4,35

2002

501

2,80

2001

430

4,61

2005

430

2,14

2004

375

2,19

2006

259

1,64

2010

158

1,31

2009

147

1,27

2012

109

1,10

2011

107

1,18

2011

102

1,07

2009

0,87

2015

0,79

П р и м е ч а н и я. к - кольцевой режим течения смеси, газ - транспорт

чистого газа,

п - пробковый режим течения

смеси;

1а - зимний

период

без выноса пластовой воды, 16 -

зимний период с выносом пластовой воды, 2а - летний период без выноса пластовой 26 - летний период с выносом пластовой воды.

воды,

где D - внутренний диаметр трубопровода, м; р_у - устьевое давление, МПа-10; Т_у - устьевая температура, К; Q - расход газа в шлейфе, млн. м³/сут.

При V > 0,0174 реализуется пробковый режим течения смеси, при V < < 0,0174 - кольцевой режим.

Анализ рельефа местности позволяет считать участок длиной до 2 км горизонтальным, длиной более 2 км - состоящим последовательно из трех участков: нисходящего, горизонтального и восходящего (с углом наклона трассы 5°).

При расчете режимов течения смеси технологическую схему разбивали на расчетные участки:

1) по количеству скважин:

по УКПГ-4 для шлейфа диаметром 530 мм:

1 группа - 4 скважины;

2 группа - 6 скважин;

3 группа - 8 скважин;

2) по длине шлейфов:

1 группа - до 2 км;

2 группа - до 5 км;

3 группа - до 10 км.

Расчеты проводились по годам разработки месторождения с учетом изменяющихся дебитов и устьевых давлений (Q<._KB и р_у соответственно) для зимнего и летнего периодов с выносом пластовой воды и без нее.

Из результатов расчетов (табл. 4.9) видно, что на УКПГ-4 режим течения смеси для шлейфа диаметром 530 мм не зависит от его длины, а определяется только количеством скважин, работающих в шлейф.

Следует отметить, что при условии соблюдения режима течения смеси, т.е. при кольцевом течении и в случае транспорта чистого газа, гидравлические потери в шлейфах не превышают в среднем 0,1 МПа. В том случае, когда режим течения - пробковый, происходит накопление жидкости в полости трубопровода и гидравлические потери возрастают. На наиболее протяженных участках при наличии переходов ожидается увеличение гидравлического сопротивления до 0,7 МПа.

Таким образом, чтобы добиться требуемого режима работы трубопровода, необходимо поддерживать производительность на определенном уровне. Этого можно достичь, объединяя большое число кустов скважин, работающих в шлейф, либо проводя мероприятия по очистке шлейфов от жидкости и механических примесей.

Сопоставляя полученные результаты, можно проанализировать работу шлейфов на каждом из УКПГ месторождения.

В период падающей добычи одним из основных факторов, определяющих энергоемкость добычи газа, является эффективность работы внут-рипромысловой транспортной системы, поскольку дополнительные потери давления в ней приводят к увеличению энергозатрат на компримирование газа.

Основными причинами снижения эффективности системы промысловых коллекторов являются накопление жидкой фазы (конденсат, вода, гликоль) и неоптимальное распределение потоков.

По технологическим режимам за 1995 и 1996 гг. был проведен анализ гидравлической эффективности участков межпромыслового коллектора. Полученные результаты показывают, что в среднем эффективность составляет

0,7-0,8, а на отдельных участках эффективность падает до 0,4-0,5. В первую очередь это относится к трубопроводам диаметром 1420 мм, примыкающим к УКПГ-4 и 7.

Для оценки сезонной неравномерности потребления газа и ее влияния на режимы работы УКПГ были собраны фактические данные за 1994

1 996 гг.

Анализ этих данных позволяет сделать следующие выводы:

максимальное потребление газа приходится на I квартал года и составляет 27 % от годового потребления;

минимальное потребление газа приходится на III квартал года и составляет 23 % от годового потребления;

потребление газа во II и IV кварталах составляет 24 и 26 % соответственно.

Указанные данные сезонной неравномерности потребления газа приняты для гидравлических расчетов межпромысловых коллекторов на период до 2010 г.

Для определения необходимых давлений газа на выходе из УКПГ в рассматриваемый период с учетом сезонной неравномерности потребления газа произведен гидравлический расчет межпромысловых коллекторов.

Результаты гидравлических расчетов межпромысловых коллекторов по определению выходных давлений из УКПГ с учетом сезонной неравномерности на период 1997-2010 гг. показали следующее.

1. Гидравлические потери в шлейфах составят в среднем 0,1 МПа при условии соблюдения кольцевого режима течения смеси. На большинстве участков этого можно достичь объединением большего числа кустов скважин, работающих в шлейф.

2. Отдельные участки межпромыслового коллектора работают с пониженной эффективностью. Рекомендуется проводить профилактические мероприятия по очистке межпромысловых коллекторов от жидкости и механических примесей.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ ГАЗА

Подготовка газов сеноманских залежей к транспорту ведется на семи УКПГ, имеющих одинаковые технологические схемы. УКПГ укомплектованы отечественным оборудованием.

В состав каждой УКПГ входят девять (восемь рабочих, одна резервная) однотипных технологических ниток по осушке газа с проектной производительностью 10 млн. м³/сут каждая. С целью исключения растепления грунтов вдоль трассы газопроводов предусмотрено охлаждение газа до температуры 0... -1 °С перед подачей его на транспортировку.

Фактический среднесуточный расход газа через одну технологическую

нитку в течение года меняется от 5,3 до 8,3 млн. м³ в летний период и от 8,2 до 10,0 млн. м³ в зимний период. Средняя производительность УКПГ составляет летом 48-75,0 млн. м³/сут, зимой - 73,4-90,0 млн. м³/сут. Давление газа на входе в УКПГ равно 5,6+7,2 МПа, входная температура изменяется в пределах от 6,6 до 15,3 °С. Такие низкие температуры контакта создают благоприятные условия для осушки газа и уменьшения потерь гликоля с осушенным газом.

Точка росы по воде на выходе из установки составляет —21 —7 °С в

зимний период и -14...-17 °С - в летний период. Специалистами ВНИИГАЗа разработан ряд рекомендаций по повышению эффективности работы УКПГ в компрессорный период разработки месторождения. Ниже приводится краткое содержание этих рекомендаций.

Повышение надежности работы ДКС. С вводом дожимной компрессорной станции (ДКС) возникает проблема по обеспечению надежности эксплуатации компрессорных агрегатов. Это связано с тем, что конструкция и режим работы входных сепараторов не обеспечивают стопроцентного отделения жидкой фазы из газа. Часть капельной жидкости попадает в компрессорные агрегаты. Эта жидкость, как правило, содержит механические примеси и минеральные соли.

При компримировании газа часть примесей осаждается на лопатках компрессоров, что приводит к их износу, поэтому приходится часто останавливать компрессорные агрегаты для проведения ремонтно-профилактических работ.

В связи с этим нами рекомендуется техническое решение по снижению попадания различных примесей на компрессорные агрегаты. Суть решения заключается в промывке газа от примесей во входном сепараторе ДКС. Этот процесс особенно целесообразен в случае применения различных ПАВ для интенсификации добычи газа, так как их попадание в абсорбер может способствовать вспениванию раствора ДЭГа, что приведет к увеличению потерь гликоля с осушенным газом. В случае применения ПАВ на промысле необходимо провести исследования по технологической совместимости их с растворами гликолей, в первую очередь с ДЭГом.

На установках абсорбционной осушки газа для промывки газа рекомендуется использовать рефлюксную жидкость, получаемую в блоке регенерации гликоля (БРГ). Реализация этого способа защищена авторским свидетельством СССР № 965486 (авторы А.М. Сиротин и др.).

Промывка газа рефлюксной жидкостью, практически не содержащей солей и механических примесей, позволит снизить концентрацию этих примесей в капельной воде, уносимой с газом из входного сепаратора. Следовательно, при сохранении степени сепарации на проектном уровне уменьшится концентрация солей в капельной жидкости, поступающей в компрессорные агрегаты, что повысит надежность их эксплуатации. Кроме того, будет достигнут еще один положительный результат - сведение к минимуму накопления примесей пластовой продукции в растворе гликоля.

При постоянном значении концентрации примесей в первичной капельной жидкости между количеством примесей, уносимых в абсорбер и поглощаемых раствором гликоля, и расходом орошения имеется практически прямая зависимость. Например, при уносе капельной жидкости из сепаратора в количестве 30 мл/тыс. м³ подача орошения в том же количестве позволит уменьшить концентрацию примесей в уносимой жидкой фазе в 2 раза. Если учесть, что количество орошения будет на порядок больше, то и скорость накопления примесей в растворе гликоля будет также на порядок меньше.

Разработка нового поколения аппаратов воздушного охлаждения (АВО). Важным вопросом при размещении ДКС перед установками осушки газа является обеспечение более глубокого использования потенциала энергии воздуха, особенно в зимний период.

Опыт эксплуатации УКПГ Медвежьего месторождения показывает, что в зимний период не удается использовать потенциал энергии воздуха и охлаждать газ до достаточно низких температур с применением АВО.

Конструкция АВО такова, что изменение расхода воздуха в аппаратах производится только за счет поворота жалюзей. Температура воздуха, поступающего в трубный пучок, не контролируется, а следовательно, не контролируется и температура стенок труб. Нижняя, наиболее уязвимая часть трубного пучка (часто выходит из строя) не защищена от сильных ветров, которые резко увеличивают расход воздуха через нижний ряд труб и приводят к переохлаждению стенок труб.

Следует также отметить, что имеющиеся на промыслах жалюзи неработоспособны, их крайне трудно повернуть вручную (а в зимний период времени невозможно). Отсутствие привода надежной конструкции не позволяет обеспечить дистанционное оперативное управление, которое требуется в условиях Крайнего Севера.

При отрицательной температуре окружающего воздуха вследствие гидратообразования газа необходимо обеспечить определенный контролируемый расход воздуха в АВО при фиксированной температуре. Расход воздуха зависит от расхода природного газа, при этом необходимо измерять температуру стенки трубы в первом ряду снизу на выходе, при подаче воздуха вверх.

Это можно обеспечить за счет рециркуляции воздуха и плавного изменения частоты вращения вентилятора.

С учетом изложенного выше М.П. Игнатьевым (ДАО “ЦКБН”) определены основные направления повышения эффективности и надежности АВО. Из них можно указать следующие:

создание конструкции жалюзей с электроприводом и с возможностью проводить рециркуляцию воздуха в зимний период;

разработка системы измерения температуры стенок труб с выдачей результата на пульт дистанционного управления;

разработка системы автоматического регулирования работы жалюзей, вентилятора и т.д.

Осушка газа при низких температурах контакта. Использование в схемах УКПГ АВО новой конструкции, которые могут работать при отрицательных температурах, обеспечит охлаждение сырого и дожатого газа до более низких температур. При этом в зимний период осушку газа можно вести при низких температурах контакта с использованием раствора гликоля более низкой концентрации.

Возможность проведения процесса осушки газа при низких температурах контакта подтверждена результатами опытных и промысловых исследований.

Этот процесс применительно к проектной схеме может быть реализован в двух вариантах. Первый вариант предпочтителен в случае использования метанола для предварительного ингибирования; он предусматривает подачу в АВО раствора метанола для предотвращения гидратообразования.

Второй вариант целесообразен при отсутствии в системе сбора газа условий гидратообразования. В этом варианте в АВО подается раствор ДЭГа. Применение этого варианта обусловливает предварительное решение задачи равномерного распределения раствора гликоля по всем рабочим трубкам АВО.

Независимо от применяемого варианта технология осушки газа при низких температурах контакта имеет следующие преимущества:

благодаря ведению процесса осушки газа, при низких температурах контакта возможно увеличение пропускной способности установок осушки газа, что особенно важно в зимний период, когда увеличивается потребность в газе;

для осушки газа достаточно использовать раствор ДЭГа концентрацией не более 95 % (массовая доля). К примеру, при температуре контакта 5 и 10 °С достаточно использовать растворы ДЭГа концентрацией 93 и 95 % соответственно. В то же время при температуре контакта 25 °С этот показатель равен 99 %. При температуре контакта 0... -1 °С можно использовать

90...92%-ный раствор. В этих условиях отпадает необходимость в регенерации насыщенного раствора под вакуумом, а это позволит снизить расход энергии в блоке регенерации и свести к минимуму возможность окисления гликоля (за счет подсоса воздуха в систему) и его термического разложения. Одновременно снижаются количество циркулирующего в системе гликоля и связанный с этим расход энергии на работу насосов на перекачку регенерированного раствора гликоля;

применение раствора низкой концентрации для осушки газа в совокупности с низкой температурой контакта обеспечивает снижение равновесных потерь гликоля не менее 2,5 мг/м³. Однако общие потери гликоля будут значительно ниже, так как имеются соответствующие предпосылки (меньшая дисперсность, предварительное выделение из газа тяжелых компонентов конденсата, ведение процесса регенерации гликоля без вакуума и т.д.);

из-за уменьшения растворимости гликоля в паровой фазе и снижения его уноса в виде капель сводится к минимуму количество жидкой фазы, образовавшейся на участках газотранспортных систем.

Предполагается коммуникации установки обвязать таким образом, чтобы их можно было эксплуатировать по схемам обоих вариантов, а также в проектном режиме.

О целесообразности переобвязки фильтр-сепараторов на головной КС Ямбург. На УКПГ перед подачей в МГ предусмотрено охлаждение осушенного газа. При этом в жидкую фазу выделяется некоторое количество ДЭГа как за счет коагуляции мелкодисперсных капель, так и из-за изменения равновесных условий системы. Не исключено образование в системе и жидкой углеводородной фазы.

По проекту на установках комплексной подготовки газа отделение образовавшейся жидкой фазы перед подачей в межпромысловый коллектор не предусмотрено. Следовательно, жидкая фаза вместе с газом поступает на головную КС Ямбург. Здесь перед компрессорными агрегатами установлены входные сепараторы. При работе в проектном режиме жидкая фаза из газа должна выделяться на КС Ямбург.

В зимний период на КС Ямбург охлаждение производится с использованием АВО. В летний период для этого должна быть использована пропа-новая холодильная установка, ввод которой предполагается только в 2000 г. Следовательно, в летний период отсутствует возможность охлаждения газа до низких температур. В этих условиях во избежание подачи в МГ теплого газа в летние месяцы КС не эксплуатируется. При этом не производится выделение жидкой фазы из газа на КС, так как входные сепараторы КС жестко завязаны с компрессорными агрегатами. Газ через сепараторы может пройти только при работе компрессорных агрегатов.

Таким образом, жидкость, имеющаяся в системе, транспортируется от УКПГ до КС Ныда в потоке газа и выделяется из него во входных сепараторах этой компрессорной станции.

Наличие жидкости в потоке газа ухудшает гидравлическую характеристику газопроводов. Кроме того, на КС Ныда возникают проблемы по утилизации выделяющейся из газа жидкой фазы.

Рекомендуется проработать возможность переобвязки входных сепараторов КС Ямбург с целью обеспечения их автономной работы. В этом случае можно из газа выделять жидкую фазу и транспортировать газ, минуя компрессорные агрегаты на КС Ныда.

В зимние месяцы, когда эксплуатируется КС Ямбург, во входных сепараторах выделяется жидкая фаза, состоящая из метанола, воды, гликоля и углеводородов. Количество жидкой фазы временами доходит до

6...8 м³/сут. На КС не предусмотрены мероприятия по утилизации этой жидкости.

Рекомендуется построить продуктопровод от компрессорной станции Ямбург до УКПГ-1 и возвращать жидкую фазу для обработки и утилизации. При этом можно использовать один из резервных блоков регенерации гликоля или блок регенерации метанола.

Благодаря обработке этой жидкости в блоке регенерации, из нее можно выделить гликоль для повторного использования.

Об использовании триэтиленгликоля (ТЭГа) на установках осушки газа. Размещение ДКС перед установками осушки газа обеспечивает оптимальный гидравлический режим работы технологического оборудования и снижает эксплуатационные затраты на подготовку газа к транспорту. В то же время возникают проблемы, в том числе повышение температуры контакта в летние месяцы года.

Для достижения глубокой осушки газа требуется более концентрированный раствор. Кроме того, с повышением температуры увеличиваются потери гликоля с осушенным газом.

Одним из способов повышения эффективности работы абсорберов при высоких температурах контакта является использование триэтиленгликоля (ТЭГа) вместо диэтиленгликоля (ДЭГа) в качестве осушителя.

В настоящее время для осушки природных газов в системе ОАО “Газпром” применяется только ДЭГ. Только на одном месторождении (Западное Таркосалинское) с осени 1996 г. начали использовать раствор ТЭГа. За первые 4 месяца 1997 г. удельные потери ТЭГа на объекте составили около 12 мг/м³, что в 2 раза меньше, чем потери ДЭГа на аналогичных установках.

Основными показателями, характеризующими гликоли как осушитель, являются депрессия точки росы газа по влаге, потери с осушенным газом, регенерируемость насыщенного раствора и т.д. Практически по всем этим показателям ТЭГ имеет преимущество перед ДЭГом.

Очистка раствора гликоля от различных примесей. Для очистки растворов гликолей от минеральных солей, механических примесей и других ингредиентов, попадающих в абсорбент на установках осушки газа, рекомендовано внедрить дистилляционный способ очистки раствора гликоля от минеральных солей и механических примесей, разработанный во ВНИИГАЗе.

Предлагаемая схема реализации этого способа включает в себя ряд элементов на уровне “ноу-хау”. Благодаря внедрению новых технических решений в схеме установки возможно практически полное выделение гликоля и воды из загрязненного раствора при температурах ниже температуры разложения гликоля. Способ одинаково успешно может быть применен для очистки растворов ДЭГа и ТЭГа.

Во всех случаях количество воды, подаваемой на вход насоса, выбирается таким образом, чтобы обеспечить на выходе из испарителя режим, соответствующий полному переходу раствора в паровую фазу.

Интенсивная технология обеспечивает получение раствора гликоля, практически полностью очищенного от различных примесей.

Одновременно интенсивная технология имеет дополнительное преимущество по экологическим показателям: количество промстоков многократно меньше по сравнению с базовой технологией.

На установке очистки в качестве сырья можно использовать также раствор гликоля, выделенного из газа на КС Ямбург. Срок окупаемости данной установки по экспертной оценке составит менее полугода.

4.3.7

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО ОСОБЕННОСТЯМ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Однако за это время было введено 5 УКПГ, которые эксплуатировались со значительным превышением их проектной производительности. Последние УКПГ-4 и 7 были введены с опозданием на три года, что не позволило выйти на проектную производительность.

4. По состоянию на 01.01.97 из залежи Ямбургского поднятия отобрано 33 % от запасов, утвержденных в 1996 г.

Текущее пластовое давление снизилось до 6,64-8,09 МПа (по проекту 7,06-8,09 МПа).

Снижение пластового давления по Харвутинской площади, отмеченное еще до ввода ее в эксплуатацию, связано с дренированием части ее запасов работающими УКПГ Ямбургского поднятия.

5. В настоящее время месторождение полностью разбурено эксплуатационным фондом. Общий фонд составил 782 скважины, эксплуатационный фонд - 676 скважин. Действующий фонд насчитывает 668 скважин, сгруппированных в 107 кустов и охватывающих своей сетью в основном центральную часть сеноманской залежи в пределах изопахиты 50 м. Большинство скважин, оборудованных пакерами, работало с превышением давления в затрубном пространстве, что говорит о низкой эффективности забойного оборудования. Кроме того, около 10 % скважин эксплуатируются с межколонным давлением более 0,5 МПа.

6. По результатам специальных исследований установлено, что в значительном количестве сеноманских скважин наблюдается пескопроявление (178 скважин), а некоторые скважины работают с превышением норм по выносу песка вследствие активного разрушения породы в ПЗП.

Для предупреждения разрушения скелета пласта в зонах с естественной слабой сцементированностью коллектора необходимо снизить депрессии, что эффективно можно реализовать после проведения работ по более полному освоению эксплуатируемых интервалов.

В случаях пескопроявлений, обусловленных обводнением ПЗП пластовой водой, рекомендуется проведение селективной изоляции притока этих вод.

7. Наряду с этим рекомендуется в перспективе проводить работы по укреплению призабойной зоны реагентами, намывке в ПЗП гравийно-песчаных фильтров и оборудовать хвостовики лифтов проволочными, керамическими и другими фильтрами.

Контроль за разработкой сеноманской залежи осуществляется в следующих направлениях. Газодинамические исследования проводятся на всех эксплуатационных скважинах не реже одного раза в два года и используются для определения фильтрационных параметров, на основании которых осуществляется распределение дебитов при совместной подаче газа в один шлейф, а также для уточнения технологических режимов работы скважин. Замеры пластовых давлений проводятся в скважинах 1 раз в квартал.

В специально оборудованных “глухих” вертикальных скважинах, расположенных, как правило, внутри куста и забой которых находится ниже ГВК на 70 м, осуществляется контроль за подъемом воды в процессе эксплуатации.

8. Уточнение профилей притока и параметров газоотдающих интервалов осуществляется на основании динамического каротажа в специально оборудованных скважинах, имеющихся на всех УКПГ. В результате этих исследований установлено, что газоотдающая толщина в среднем составляет 54 %.

В результате обобщения опыта эксплуатации сеноманских залежей севера Тюменской области было отмечено, что в течение первых лет (до 5

7 лет) их разработка осуществляется по газовому режиму, только затем наблюдается слабое проявление упруговодонапорного режима и внедрение воды в залежь. Оценка объемов внедрения пластовой воды в сеноманскую залежь проводилась с помощью карт подъема ГВК и на моделях.

Подсчет внедрившейся воды в залежь выполнен на начало каждого года эксплуатации, начиная с 1990 г.

На 01.01.97 г. объем воды, внедрившейся в залежь, составил около 5,0 % от газонасыщенного объема залежи.

9. По данным геофизической оценки, скважины начнут обводняться с 2006 г. (8 ед.) и к концу 2025 г. общее число таких скважин составит 53; они располагаются в 41-м кусте. Наибольшее число обводнившихся скважин приходится на район УКПГ-6, где уже в настоящее время в продукции ряда скважин есть пластовая вода.

В ходе прогнозных расчетов показателей разработки был рассмотрен вопрос обводнения залежи на геолого-математической модели. По прогнозу к 2025 г. число обводнившихся скважин по зонам УКПГ составит от 1 до 22, в целом по месторождению - 85 скважин, расположенных в 38 кустах. К концу разработки обводнение сеноманской залежи составит 44 %.

10. На основании выполненного анализа результатов газогидродинамических исследований эксплуатационных скважин за период 1993-1996 гг., а также за первую половину 1997 г. были отобраны представительные результаты исследований и на их основе по известным методикам рассчитаны средние фильтрационные параметры для всех УКПГ, которые в 1,5—2,0 раза отличаются от проектных 1984 г. в сторону их ухудшения.

11. В силу того, что имеются значительные перепады давлений между периферийными участками и зонами эксплуатации, а также между различными УКПГ, происходит перераспределение давления между этими зонами, вызванное перетоками газа из зон с высокими давлениями в зоны с пониженными давлениями. Объем перетоков из зон УКПГ-3, 4 и 7 в зоны с пониженными давлениями на 01.01.97 г. составил 148,4 млрд. м³. Кроме того, из Харвутинского участка (УКПГ-8) в зону УКПГ-1 перетекло 32,6 млрд. м³ газа. Менее всего задренированы запасы газа в зонах УКПГ-4 (64,4 %) и УКПГ-7 (70,2 %).

12. Решением секции по разработке Комиссии по месторождениям и ПХГ б. РАО “Газпром” от 18 марта 1997 г. было предложено рассмотреть три варианта разработки сеноманской залежи с годовыми отборами 170, 160 и 150 млрд. м³. Исходя из необходимости поддержания постоянного отбора газа из отдельных зон УКПГ, а также из условий предотвращения обводнения скважин и разрушений призабойной зоны пласта, рассчитали необходимое число дополнительных эксплуатационных скважин для каждого варианта, которое составило 131, 86 и 47 единиц соответственно.

13. Анализ расчетов технологических показателей разработки сеноманской залежи по рассматриваемым вариантам показал следующее. В результате ввода в эксплуатацию дополнительного числа скважин период постоянной добычи газа увеличивается всего на один год. При этом происходит заметное снижение депрессии на пласт, что уменьшает вероятность обводнения скважин и образования песчаных пробок. Коэффициент газоотдачи увеличивается до 3 % в основном за счет ввода дополнительного числа эксплуатационных скважин на УКПГ-4 и 7.

Как показали расчеты, в процессе разработки сеноманской залежи будут происходить перетоки газа между зонами УКПГ из-за существенной разницы в их пластовых давлениях. Так, отток газа будет происходить из зон УКПГ-3, 4 и 7, приток - в зоны УКПГ-1, 2, 5 и 6, в том числе из Хар-вутинского участка.

14. На основании технико-экономических показателей к внедрению на сеноманской залежи был рекомендован вариант с годовой добычей газа 150 млрд. м³. Для реализации данного варианта потребуется на УКПГ-4 пробурить 15 эксплуатационных скважин, а на УКПГ-7 - 32 скважины с целью обеспечения запланированной добычи газа и увеличения коэффициента газоотдачи.

Из трех рассмотренных вариантов разработки лучшие ТЭП и максимальное значение критериального показателя (ЧДД) получены по варианту с годовым отбором газа 150 млрд. м³.

Наиболее существенным фактором, определяющим стратегию разработки месторождения в период падающей добычи, является изменение экономических условий его функционирования. Это прежде всего снижение ставки налогов и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

Основные рекомендации по контролю за разработкой сводятся к следующему:

увеличение числа наблюдательных скважин для контроля за пластовым давлением на 7 и пьезометрических на 6, с размещением их в периферийных участках залежи;

для расширения зоны контроля за продвижением ГВК добурить 13 “глухих” скважин, из них 7 на Анерьяхинской площади;

все скважины, вышедшие из эксплуатации, должны рассматриваться на предмет их дальнейшего использования в качестве наблюдательных для контроля за разработкой:

15. Технологическая политика газодобывающего предприятия в области геологии, охраны недр и окружающей среды должна основываться на принципах инженерно-геологического мониторинга, включающего в себя наблюдение и управляющее воздействие на процессы, возникающие в ходе производственной и социальной деятельности. С целью исключения или уменьшения неблагоприятных воздействий объектов добычи газа на воздушную и водную среды, земную поверхность и почву, растительный и животный мир, недра и социальную среду предусматриваются специальные мероприятия по их защите.

РЕАЛИЗАЦИЯ РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА НА РАЗРАБАТЫВАЕМОЙ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ

Как уже отмечалось, к внедрению предлагается вариант 3, предусматривающий годовой отбор газа в объеме 150 млрд. м³. Этот вариант позволяет учесть некоторое отставание ввода в эксплуатацию ДКС. Дело в том, что в летнее время газ подается в магистральный газопровод под собственным давлением не менее 5,5 МПа. Снижение отборов газа по отдельным УКПГ обеспечивает на некоторое время такую возможность.

В ходе разработки сеноманской залежи из-за разности пластовых давлений в различных зонах УКПГ происходят перетоки газа между этими участками. При реализации варианта 3 будет также осуществляться переток газа в зону УКПГ-1 из Харвутинской площади (УКПГ-8). На 01.01.97 величина перетока составила 32,6 млрд. м³.

К 2020 г. переток газа из этого участка практически прекратится и в сумме составит около 79 млрд. м³.

Для предлагаемого варианта, как указано выше, потребуется в эксплуатационной зоне УКПГ-4 пробурить 15 скважин, в зоне УКПГ-7 - 32 скважины. Уже сейчас добыча газа из указанных зон не обеспечивается существующим числом скважин. Поэтому ввод этих скважин целесообразно осуществить в ближайшие 2-3 года.

РАЗРАБОТКА

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГЛАВА С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

§ 16. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В Российской Федерации свыше 90 % всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутрикон-турное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (“куст”). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют к у с т о в ы м и н а с о с н ы м и с т а н ц и ям и . К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5-10 МПа, а в ряде случаев - 15-20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том

Рис. 68. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, q,_c от перепада давления Др_с

же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход q_BC воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при небольших его значениях зависимость близка к линейной (рис. 68), но при некотором перепаде давления Др_с^ расход q_вс начинает резко увеличиваться. Это происходит по той причине, что при пер е-паде давления Др_с = р _с - р_к = Др_с^ в призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т.е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если q_вз - полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, q, - количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а q_K - дебит нефти, то имеем следующие выражения.

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени t

Q,a = f q .*(t )dt. (IV. 1)

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени

Q_t = fq | (t)dt. (IV.2)

3. Накопленное количество добытой из пласта воды

Q, = f q ,(t)dt. (IV.3)

Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи п и обводненности v продукции от Q_B3/Vn:

1 - текущая нефтеотдача п; 2 - текущая обводненность v

Текущую нефтеотдачу п = Q_H/G при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости п от Q_B/V_n или п от Q_B3/V_n (где V_n - поровый объем пласта; G -геологические запасы нефти). Типичная зависимость п = = ^Qb/V^, получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 1-5 • 10^-3 МПа • с), с применением заводнения показана на рис. 69.

Рис. 69. Зависимость текущей нефтеотдачи п от Q _в/ V _п. Нефтеотдача: п о — безводная; п_к — конечная

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

N = ^G. (IV.4)

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения Q_вз/V_п в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущая обводненность продукции, добываемой из пласта или месторождения,

v = q_B/(q_B + Ян) = q,/Яж; q ж = q, + Ян- (iv.5)

Как уже было указано в гл. I, коэффициент текущей нефтеотдачи п равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой п1 на коэффициент п₂ охвата пласта процессом вытеснения.

К о э ф ф и ц и е н т о м в ы т е с н е н и я нефти водой п₁ пр и разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно к о э ф ф и -

ц и е н т о м о х в а та пласта воздействием п₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис. 71). Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в области между нагнетательной галереей (х = 0) и добывающей галереей (х = I), не разрабатывается - в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте

G = G₁ + G₂ + G₃ + G₄. (IV.6)

Охваченные заводнением запасы G^, равны следующей сумме запасов:

G_ox, = G1 + G3 + G4. (IV.7)

По определению n = Qb/G = Ш_н^о_Хв )( Go_Xв/G)= п,П2- (IV.8)

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи принимается равным произведению не только двух, но и трех и большего числа коэффициентов. Если, согласно рис. 71, в некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода проникла в пропласток

2 на расстояние I₂, в пропласток 3 - на расстояние I₃, а в пропласток 4 - на расстояние I₄, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить G₀₂, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 - G₀₃ и G₀₄. Суммарные первоначальные запасы в заводненной области пласта

^ав = ^G02 + ^G03 + ^G04. ^(IV9)

Тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно написать

охв

= П11П12П2»

(IV.10)

где Пи - коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта: п₁₂ - коэффициент заводнения.

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда ко эффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытеснения ц₁ на коэффициент охвата П₂, зависимость их от Q_B2i/V_n показана на рис. 72, откуда видно, что п₁ возрастает с увеличением Q_B2i/V_n, а п₂ остается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Если же п определяют как произведение трех коэффициентов согласно формуле (IV. 10), то их зависимости от Q_вз/V_п при неизменных системе и технологии разработки пластов будут иметь вид, показанный на рис. 73. Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области п₁₁ (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добывающей галерее будет близким к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным, и только в водный период он несколько возрастает вследствие дополнительного “отмыва” нефти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в начальный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводнения п₁₂ (см. рис. 73, кривая 2) в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.

Коэффициент охвата п₂ (кривая 3) остается постоянным при неизменной системе и технологии разработки месторождения. Коэффициенты п₁ ^и Пи ^в общем случае, т.е. не только при разработке месторождения с применением заводнения, зависят от физико-геологических свойств и строения пласта, а также механизма извлечения из него нефти. Коэффициент вытеснения, часто определяемый на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, зависит от микроструктуры и физико-геологических свойств пласта-коллектора нефти. Рассматривая эти коэффициенты более детально, можно сказать, что коэффициент вытеснения п₁ ^в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т.е. при вытеснении нефти из пластов несмешива-ющейся с нефтью жидкостью - водой, зависит от следующих основных факторов:

1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород - коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, - глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т.д.;

2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах - коллекторах с различной микроструктурой;

5) скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении П₂ зависит главным образом от следующих факторов:

1) физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т.е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), существования дизъюнктивных разрывов и т.д.;

2) параметров системы разработки месторождения, т.е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин;

3) использования наклонно направленных (горизонтальных) скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения гидравлического разрыва пласта для создания скважинно-трещиноватых систем разработки;

4) давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов;

5) применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации);

6) применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно еще раз отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного месторождения при его заводнении, необходимо, помимо модели самого пласта, во многих случаях сохраняющейся одинаковой при всех методах извлечения нефти из недр, использовать также модель процесса заводнения пласта и затем применительно к конкретной системе разработки - расчетную схему для месторождения в целом или его элемента.

Как показывают исследования вытеснения нефти водой из образцов горных пород-коллекторов, после подхода воды к концу образца начинается извлечение из него нефти вместе с водой, т.е. происходит так называемый водный период разработки. В одних случаях после начала этого периода из образца добывается незначительное количество нефти (рис. 74, кривая 1), в других в этот период из образцов извлекаются значительные объемы нефти, сравнимые с объемами нефти, извлекаемыми в безводный период (кривая 2).

Такое несходство между кривыми вытеснения нефти водой из образцов пород в водный период объясняется различием микроструктуры пористых сред, характером проявления в них капиллярных сил, различием вязкостей вытесняемой и вытесняю-

Рис. 74. Зависимости текущей нефтеотдачи п от от 0_ВЗ/У_П

щей жидкостей и др. Исследования фазовых и относительных проницаемостей пористых сред при вытеснении из них нефти водой показывают, что для многих пластов характерно возникновение в порах раздробленных, дисперсированных мелких глобул нефти, неизвлекаемой из пористой среды даже во время прокачки через нее при одних и тех же перепадах давления неограниченного количества воды, т.е. при так называемой бесконечной промывке. Таким образом, в этих пластах остаточная нефть находится в виде неподвижных глобул, заключенных в тупиковых зонах, в поровых ловушках, т.е. в местах пористых сред, где путь движению нефти преграждается плотными скоплениями зерен пород. Раздроблению нефти в процессе вытеснения ее из пористых сред, возникновению неподвижных глобул способствуют также различие вязкостей нефти и воды и наличие неньютоновских свойств у нефти. Дисперсирование нефти в пористых средах происходит недалеко от фронта вытеснения, позади него, где находятся одновременно нефть и вода, так что за водный период из образцов рассматриваемых пористых сред добывают небольшое количество нефти. Процесс вытеснения нефти водой из этих сред как раз и описывается кривой 1 (см. рис. 74). Если в пористой среде содержится сравнительно небольшое число тупиковых зон в единице объема, то нефть, будучи даже раздробленной позади фронта вытеснения ее водой, продолжает двигаться в этой среде и извлекаться из нее по мере закачки в образец воды. В таком случае вытеснение нефти из образца пористой среды характеризуется кривой 2 (см. рис. 74).

Возьмем два образца пористой среды. В первом образце процессу вытеснения нефти водой соответствует кривая 1, а во втором образце - кривая 2 (см. рис. 74). Допустим, что к началу водного периода извлечения нефти в эти образцы было закачано по одному и тому же количеству воды Q*₃. Из первого образца при Q _вз > Q,₃ почти не извлекается нефть, а из второго

образца добывается значительное количество нефти (см. рис. 74). Можно отметить, что для второго образца существенное значение имеет водный период добычи нефти, в течение которого в пористой среде происходит совместная (двухфазная) фильтрация нефти и воды.

Кривую 1 можно аппроксимировать двумя прямыми - наклонной, соответствующей условию 0 < Q_Ba < Q₃, и параллельной

оси абсцисс, справедливой при Q_Ba > Q₃ (см. рис. 74, пунктирные линии). Этой аппроксимации соответствует определенная модель процесса вытеснения нефти водой из пористых сред -модель поршневого вытеснения нефти водой.

Для описания процессов вытеснения нефти водой из пористых сред, характеризующихся кривыми типа 2 (см. рис. 74), используют модель совместной (двухфазной) фильтрации нефти и воды.

Обе модели основаны на экспериментальных характеристиках процесса вытеснения нефти водой из пористых сред. При поршневом вытеснении экспериментально определяют коэффициент вытеснения п ^и объем закачанной в пористую среду воды Q_B3, равный объему извлеченной из нее нефти. При двухфазной фильтрации используют зависимости фазовых или относительных проницаемостей для нефти и воды от насыщенности пористой среды водой, описанные в гл. II.

§ 17. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОГО ПЛАСТА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

При современных расчетах разработки нефтяных месторождений главным образом используют модель совместной фильтрации нефти и воды. Однако определенное познавательное, а в некоторых случаях и практическое значение имеет модель поршневого вытеснения нефти водой.

Для простоты понимания сначала будем рассматривать процесс вытеснения нефти водой из одного прямолинейного слоя (пропластка) толщиной h_; и длиной I, пористостью т_; и проницаемостью к| (рис. 75).

Пусть давление воды, входящей слева в пропласток, равно р₁, а давление воды на выходе из него р₂. Будем считать, что в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоя перепад давления Др = р₁ - р₂ постоянный. В соответствии с моделью поршневого вытеснения нефти водой остаточная нефтена-

Рис. 75. Модель прямолинейного пропластка при поршневом вытеснении нефти водой

сыщенность в заводненной области слоя остается постоянной, равной s_TOCT. Фронт вытеснения занимает в момент времени t положение x_Bi = x_Bi(t), (см. рис. 75). Ширина слоя, измеряемая в направлении, перпендикулярном к плоскости чертежа (см. рис. 75), равная ширине всего пласта, составляет Ь. При постоянном перепаде давления на входе в пропласток и на выходе из него расход закачиваемой воды будет изменяться со временем.

Предположим, что в заводненной зоне, т.е. при 0 < x < x_Bi, связанная вода с начальной насыщенностью s_GB полностью смешивается с закачиваемой водой, так что условно (см. рис. 75) заводненная область насыщена остаточной нефтью и этой смесью. Тогда суммарный объем воды Q_B;ji, вошедший в область пропластка при 0 < x < x_Bi, можно определить по формуле

Qesi = mbh,(1 -

^Sn Кост ^SeB

)x,i. (IV.11)

Дифференцируя это выражение по времени t, получим следующую формулу для расхода воды, поступающей в i-й пропласток:

q_B3i = mbhi(l - s_{H ост} - s_CB)

(IV.12)

С другой стороны, можно, согласно обобщенному закону Дарси, т.е. с учетом того, что фазовые проницаемости для воды и нефти соответственно составляют кф_В = к_вк, кф_н = к_нк (к_в и к_н - относительные проницаемости), получить для расхода воды следующее выражение:

^k\K^bhi ⁽Pl ^- Рв! ⁾

(IV.13)

q_B3i = -

И"в^xв\ ⁽^t⁾

где |i_B - вязкость воды.

При рассмотрении процессов вытеснения нефти водой принимают, что нефть и вода - несжимаемые жидкости. Сжимаемость пород пласта также не учитывают. Поэтому для дебита нефти, получаемой из того же i-го пропластка, аналогично формуле (IV. 13) можно написать выражение

q_H| _ ^k^|^k^H~~^bh~~^|~~^(р~~в\ ~~^{- р}~~²⁾, (IV.14)

Ив^{(| -} X_B| ⁾

где Ин - вязкость нефти.

Из выражений (IV. 13) и (IV. 14), исключая из них давление p_B_i на фронте вытеснения, получаем

_ _ k_lbh_lДр

Ии I _( Ин - 'j _х,\(t)

кн * кн к,. ^в!

Др _ pi - р₂. (IV. 15)

Приравнивая (IV. 12) и (IV. 15), получаем следующее дифференциальное уравнение относительно x_Bi(t):

^ИH | _- ^ ^ИH_- ^ИВ' х кн кн ^- к,- ^в!

^dxBi _ -^к\^Др- . (IV. 16)

^{dt m}^{(l - S}H ост ^-
SCB⁾

Интегрируя (IV. 16) и учитывая, что x_B_i = 0 при t = 0, приходим к следующему квадратному уравнению относительно x_B_i(t):

^Ин |х . _- + .Ин _-^Ив' Х²! _^^Др__(IV 17)

Ki + ^кн ^кв ^{- 2
m(1 -}^SH ост ^-^SCB⁾

Решая это квадратное уравнение, получаем окончательные формулы для определения x_B_i в пропластке с проницаемостью к в любой момент времени

И jfl - лД-фМ

x,i(t)

^кн⁽И н^/кн ^- И в/^кв⁾’

ф _ ^2Др(^Ин ^/кн ^-^Ив ^/кв⁾ (IV 18)

2 2 И ²1²

m(1 _- S _- S ) н

1^1 ^н ост св'

к_н²

Для того чтобы получить формулу для определения времени t, обводнения i-го пропластка с проницаемостью к., положим в первой формуле (IV. 18) x_Bi = I.

Тогда

t, _ ^{m(1 - S}н ост ^{- S}CB ^)(и н ^/
кн + ^И в ^{/ к}в ^)| (IV 19)

2Дрк,

Из формулы (IV. 19) следует, что пропласток с очень большой проницаемостью обводнится в самом начале процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из слоистого пласта. Для удобства сложим мысленно все пропластки этого пласта в один “штабель”, причем таким образом, чтобы абсолютная проницаемость пропластков изменялась последовательно, начиная с наименьшей и кончая самой высокой.

Пусть, например, в нижней части этого “штабеля” расположен пропласток с самой большой проницаемостью, а вверху - с наименьшей проницаемостью. Согласно вероятностно-статистической модели слоисто-неоднородного пласта, суммарную толщину h пропластков, проницаемость самого проницаемого из которых не ниже, чем некоторое значение, равно к, можно установить в соответствии с формулой закона распределения проницаемости следующим образом:

h/h = FU),

(IV.20)

где h - общая толщина всех пропластков в “штабеле”.

Формулу (IV. 20) можно представить в дифференциальном виде, т.е. через плотность распределения, следующим образом:

— _ FXlcd _ f OOdfc

(IV.21)

Здесь Кк) - плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости.

Вытеснение нефти водой из слоистого пласта в целом можно рассматривать и иным образом, считая, что в некоторые слои толщиной Дh и проницаемостью к поступает вода с расходом Д9. Тогда из формул (IV. 15) и (IV. 18)

Дq _ ^ькн^Др^к^Д^|¹

(IV.22)

С учетом (IV. 21) из (IV. 22), заменяя конечные приращения соответствующих величин их дифференциалами и опуская индекс i, найдем

(IV.23)

dq _ ЬкиДрЬк(к^к

Согласно модели поршневого вытеснения, из обводнившихся пропластков нефть не извлекается - из них поступает только вода. Обводняются, конечно, в первую очередь высокопроницаемые пропластки. В используемых в теории разработки нефтяных месторождений моделях пластов условно принимают, что в слоисто-неоднородных пластах могут быть слои с бесконечно большой проницаемостью. Таким образом, к моменту времени t = t,, когда обводнятся все слои с проницаемостью к > к,, можно добывать нефть лишь из слоев с проницаемостью к < к,. В соответствии со сказанным для дебита нефти из рассматриваемого слоистого пласта на основе (IV. 23) получим следующее выражение:

qн(t) _ ^рг(IV.24)

^ н п -\1 - фkt

Дебит воды q_B(t) можно определить также с учетом указанных соображений по формуле

q,(t) _ J¦ kf (k)dk (IV.25)

^^в К=

С помощью приведенных формул можно, задаваясь последовательно значениями времени t = t,, по (IV. 19), определять к,. Затем, предполагая, что плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости известна, можно определить, проинтегрировав (IV. 24) и (IV.25), q_E, q_B и q = = qж = qn + q,.

Приведенные выкладки и формулы пригодны, как уже было указано, для случаев, когда в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта перепад давления не изменяется. Когда же задано условие постоянства расхода q^ закачиваемой в слоистый пласт воды, получают несколько иные соотношения для определения дебитов нефти и воды, а также перепада давления, который в данном случае будет изменяться с течением времени. Если q_M = const, справедливы формулы (IV. 15) и (IV. 16), при этом следует учитывать, что перепад давления Др - функция времени, т.е. Др = Др(t).

Введем функцию ф:

^ _ Л/ДрО^; Л = ~~^{2(ин/кн - и,/к,)к2}~~ . (IV.26)

п т(1 - Эн _ост - S_CB)n н1²

Из формулы (IV. 15), если ее записать относительно дифференциалов расхода q и толщины пласта h, с учетом (IV. 26) получим

dq,₃ _ ^ЬкнАр(^^Ы|1. (IV.27)

1-фк

Как и в случае постоянного перепада давления, при постоянном расходе закачиваемой в слоистый пласт воды к некоторому моменту времени t = t, часть слоев окажется полностью обводненной и из них будет добываться только вода, из другой же части будут добывать безводную нефть. Поэтому полный расход закачиваемой во всю толщу слоистого пласта воды q_B3 можно определить в результате интегрирования выражения (IV. 27) и прибавления к правой его части интеграла, учитывающего приток воды из обводнившихся слоев. Имеем

_ WO) _r.kf(k)dk + ЬквЛрО) “ (k)dk. (IV.28)

И н1 И в1 к

Обучающемуся предлагается следующая процедура последовательного определения Др(0. Вначале задаются значением проницаемости к,, по формуле (IV. 19) определяют время обводнения слоя t = t,, после чего для данного t, вычисляют ф. Затем определяют интегралы, входящие в формулу (IV.28), и Др (t) при заданном q_M. Вычислительные операции повторяют при других меньших значениях к, для получения зависимости

Др (t).

Дебит нефти находят по формуле q„(t) _ fdk, (IV.29)

^И н^! п -^1 - фк

а дебит воды - по формуле

q^t) _ ~~^{ЬквДр (t)}~~ j kf (k)dk (IV.30)

^И в¹ к,

В радиальном случае при поршневом вытеснении нефти водой из отдельного слоя вместо уравнения (IV. 12) будем иметь

qвзi _ ^2лhr . (IV.31)

И _в dr

Пусть в некоторый момент времени фронт вытеснения нефти водой в i-м слое дошел до радиуса г = r_B_i, где пластовое давление равно p,i. Тогда, интегрируя (IV.31) от радиуса скважины до радиуса r_B_i, получаем

qвзi ln^ ^2лh(р_с - p_вi). (IV.32)

r_c и _в ^с

В области r_B_i < г < R, т.е. впереди фронта вытеснения, движется нефть с тем же расходом q_B_i = q_E_i, так что аналогично

(IV.32) имеем

q^ ln- _ ^nh^ - р_к). (IV.33)

^гн И н ^{Bi К}

Из (IV.32) и (IV.33)

2л^Др _с h

qвi _ q

i^ln-^ + ^ln —

^кв ^гс ^кн Гн

Аналогично (IV. 12) для i-го пропластка

q,i = m(1 - s_H
ост - s_CB)2nr_Bi

^dr,i

(IV.35)

Приравнивая правые части (IV.34) и (IV.35) и опуская индекс i, получаем

+Ьв. in Ьв. + in —. г_в _-^к^Д^рс-.

(IV.36)

+ ^{к r}c К, ^гв. ^dt ^°¹^- ^н ост ^- ^св⁾

Обозначим р = г_в/г_с и проинтегрируем (IV.36) при Др_с = const. Тогда

2^1 1^ 1 P²*^lnP- j) + ^

+ ^Инln ^— (р² - 1)

кн ^rc

(IV.37)

2кДр_с1

Теперь можно найти время t = t,, соответствующее началу обводнения пропластка с абсолютной проницаемостью к = к,. Полагая р = р_К = R/r_G, получаем

^°^{1 -} ^н ост ^- ^св^)гс ~|(ив ^/Кв ^-
ин/^Кн)[^Рк(^1пРк ^{- 1/2}) +

2Дрск,

(IV.38)

—3»

(IV.39)

+1/2] + Иц_пр_К)р2 - 1-J

2Др_ск, '

Из формулы (IV.34) _ 2лАp_сkdh

^н bi ln Ik + ^k ln ^—

^кв ^гс ^кн ^r

Интегрируя (IV.39), как и для прямолинейного случая, при Дp_с = const имеем

kf (k)dk

q (t) _ 2^Др Г

н с

И r и

^П -Чп-^ + -Mn ^— к r к r

в с нв

И _в ln — ^k

Гс

Для вычисления интеграла (IV.40) в подынтегральное выражение следует подставить r, из формулы (IV.37). Поэтому в общем случае q^t) необходимо определять, по-видимому, численным путем с использованием компьютера. Однако, как и в прямолинейном случае, при И_в/к_в = И_н/к_н вычисления упрощаются. Выражение (IV.40) превращается в следующую формулу:

^(t) _ ~~^2пкнh—~~ Ij-kf(k)dk.

(IV.42)

Ин^ln— ^П Гс

Необходимо задаваться величиной к,, определять момент обводнения слоя с проницаемостью к = к, по формуле (IV.38) и в соответствии с известным вероятностно-статистическим законом распределения абсолютной проницаемости q^t) и q_E(t).

П р и м е р IV. 1. Нефтяной пласт в элементе однорядной системы разработки длиной l = 500 м, шириной b = 500 м и толщиной h = 10 м разрабатывается с применением заводнения. Пористость пласта m = 0,25, вязкость нефти в пластовых условиях и_н = 2 • 10^-3 Па • с, вязкость воды и_в = 10³ Па • с. Пласт неоднороден по толщине и может быть представлен моделью слоисто-неоднородного пласта с гамма-распределением абсолютной проницаемости. Плотность распределения соответствует а = 2. Поэтому

проницаемости) т(к) = 2 к = 0,4 мам .

Содержание связанной воды в пласте s^ = 0,05, при поршневом вытеснении нефти водой из каждого отдельного слоя остаточная нефтенасыщенность в слое s^oct = 0,4. Пласт разрабатывается при постоянном перепаде давления в элементе однорядной системы Ар = 0,2 МПа. Относительная проницаемость для нефти в незаводненных областях к_н = 1, а относительная проницаемость для воды в заводненных зонах к_в = 0,5.

Определим изменение во времени дебита нефти q„(t) и воды q„(t), получаемое из рассматриваемого элемента однорядной системы разработки.

Прежде чем приступить к решению данного примера, отметим, что по условию И_н/к_н = И_в/к_в- В этом случае, согласно формулам (IV.24) и (IV.25), имеем

По формуле (IV. 19)

^⁽¹ Sj ост ^S св^)(и н^/кн +^И в^/кв⁾'

W ^м3/сУ^т40 г

О 200 400 600 800 t, сут _Pi|(t)_ bk„hAp k^e'

И„' J

Подставляя в приведенные формулы для q^t) и q^t) данную в условии примера плотность гамма-распределения абсолютной проницаемости, получаем

Рис. 76. График изменения во времени дебитов нефти (1) и воды (2), получаемых их элемента однорядной системы разработки

_ [2k(1 - e'^) - k?z ^ke-^ - 2Ke ^^/k].

И н'

Соответственно для дебита воды

(2k + К^2/^к + 2к,).

Порядок расчета следующий: сначала задаемся проницаемостью к, об-

воднившегося пропластка, затем определяем по приведенной формуле время t, обводнения этого пропластка, после чего вычисляем дебиты нефти и воды для данного времени. Расчеты повторяем аналогичным образом для других значений к, и t.

На рис. 76 показан график изменения во времени дебитов нефти и воды, из которого следует, что для принятого вида распределения абсолютной проницаемости обводнение пласта в элементе системы разработки нарастает очень быстро, и уже через 400 сут q_н = 15,7 м³/сут, а дебит воды q_в = = 19 м³/сут.

§ 18. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ОДНОРОДНОГО ПЛАСТА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

Все известные методики расчета процесса раз

работки нефтяных месторождений с учетом непоршневого характера вытеснения нефти водой основаны на теории совместной фильтрации неоднородных жидкостей. Такой вид фильтрации нефтяники условно называют “двухфазной фильтрацией”. Рассмотрим теорию двухфазной фильтрации вначале на примере вытеснения нефти водой из прямолинейного однородного пласта. Этот пример соответствует случаю вытеснения нефти водой из элемента однорядной схемы расположения скважин,

Рис. 77. Схема элемента пласта при непоршневом вытеснении нефти водой

происходящему в сечениях элемента, находящихся на значительном удалении от самих скважин, где характер движения вытесняемой и вытесняющей жидкостей близок к прямолинейному.

Рассматривая двухфазную фильтрацию (непоршневое вытеснение нефти водой) в прямолинейном пласте, выделим э лемент длиной Ах, высотой h и шириной b в направлении, перпендикулярном к плоскости (рис. 77). В общем случае слева в э лемент пласта поступают, а справа вытекают нефть и вода. При этом

расход воды слева равен bhv_B, а справа - bh(v_B + А х).

Количество накопленной воды в элементе пласта составляет

bhm ^д1Ах (v - скорость фильтрации воды; s - водонасыщен-dt

ность пласта; t - время). Согласно закону сохранения вещества разность между скоростями входящей в элемент пласта воды и выходящей из него равна скорости накопления воды в элементе пласта. Выражая сказанное в математической форме, получаем

_bh+v, Ах. + bhv = bhm — Ах.

После сокращения соответствующих членов при устремлении Ах ^ 0 имеем

+ m - = 0. (IV.43)

dx dt

Поскольку в пористой среде содержатся только нефть и вода, то насыщенность пористой среды нефтью s_K =1 - s. Рассматривая аналогично предыдущему скорости проникновения нефти в элемент пласта и выхода из него, получаем

^ _ m^д1 = 0. (IV.44)

dx dt

Складывая уравнения (IV.43) и (IV.44), имеем — (v_H + v_B) = 0; v_H + v_B = v(t). (IV.45)

Таким образом, суммарная скорость фильтрации нефти и воды не изменяется по координате х, что и следовало ожидать, так как нефть и воду принимают за несжимаемые жидкости. Следовательно, режим пласта жесткий водонапорный. Скорости фильтрации воды и нефти подчиняются обобщенному закону Дарси, так что

_v = _ ^kk_B^(s) Эр _{; v} = _ ^kkH^(s) Эр (IV 46)

И _в дх И н дх

где к_в и к_н, Ив ^и Ин - относительные проницаемости, зависящие от водонасыщенности s и вязкости воды и нефти.

Рассмотрим функцию f(s), называемую функцией Бакли -Леверетта. При этом

f (s) = _^ =-^-, (IV.47)

^V + ^V^h k.(s) + -^ kH(s)

Ин

или

f (s) = v_B/v(t). (IV.48)

Из (IV.48), дифференцируя v, по х, получаем

^ = v(t)f '(s) —. (IV.49)

dx дх

После подстановки (IV.49) в (IV.43) получим одно дифференциальное уравнение первого порядка для определения s, т.е.

v(t)f '(s) — + m — = 0. (IV.50)

дх д1

По мере вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта фронт вытесняющей нефть воды продвигается к концу пласта и водонасыщенность в каждом сечении заводненной области непрерывно увеличивается. Процесс вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта можно представить и иным образом, следя за изменением по пласту некоторой водонасыщенности. Если, например, в какой-то момент времени в некотором сечении пласта водонасыщенность составляла s = s₁, то спустя определенное время эта водонасыщенность будет и в конце пласта, так как нефть постепенно извлекается из него и ее место занимает вода. Для указанного s = const можно принять

ds = —ах + — dt = 0,

дх д1

или

^дS_dx + й = 0. (IV.51)

дх д1 д1

Сравним (IV. 50) и (IV. 51). Они будут идентичными, если положить

Эх = ^f '(s)y(t). (IV.52)

dt m

Умножим и разделим (IV.52) на bh и проинтегрируем. Полу-

ним

bhmx = f'(s)Q_B3(t); Q_M(t) = Jbhy(t)dt (IV.53)

Обозначим

I = bhmx/Q_B3(t), (IV.54)

тогда

I = f'(s). (IV.55)

Задавая s в формуле (IV.55), можно определить расстояние от входа в пласт для данного значения водонасыщенности. Однако в период безводной эксплуатации закачиваемая вода еще не достигает конца пласта. Чтобы установить положение фронта вытеснения нефти водой и водонасыщенность на фронте вытеснения, рассмотрим материальный баланс закачанной в пласт воды. Если к моменту времени t в пласт закачан объем воды, равный Q_Bi!(t), расстояние от x = 0 до фронта вытеснения составит x_B, насыщенность пласта связанной водой s = s_GB, то

х_в

Q_B3(t) = bhm J s(x)dx - bhi^^^. (IV.56)

Используем следующие обозначения:

х — ^Q,3 I* х — ^QB3 I * bhm ’ ^Б bhm ^Б’

dx — dI. (IV.57)

bhm

Тогда, подставляя (IV.57) в (IV.56), получаем

/ s(I)dI-s_CBI, — 1. (IV.58)

Поскольку I = f'(s), то dI = f"(s)ds.

Следовательно, из (IV.58)

В выражении (IV.59) принято, что при x = 0 и I = 0, т.е. на входе в пласт, мгновенно устанавливается водонасыщенность s*, при которой к_н = 0 (см. рис. 40), а на фронте вытеснения значение ее в течение всего процесса составит s_B.

Выполним интегрирование в левой части (IV.59) по частям. Имеем

= s_Bf'(s_B) - s*f'(s*) - f(s,) + f(s*). (IV.60)

В соответствии со сказанным водонасыщенность s* устанавливается в сечении I = 0. Следовательно, f'(s*) = 0, поэтому и второй член в формуле (IV.60) равен нулю. Далее, поскольку k_E(s*) = 0, то, согласно формуле (IV.47), f(s*) = 1. Таким образом, из (IV.59) и (IV.60) получим

s_Bf'(s_B) - f(s,) = s_CBf'(s_B),

откуда

f'(s_B) = . (IV.61)

s — s

°B °CB

На рис. 78 приведен график, построенный с учетом кривых относительных проницаемостей, данных на рис. 40, при ^в/^н = 0,5.

По кривой f(s) можно найти значение s, графическим путем. В самом деле, согласно рис. 78,

f'(s_B) = tga = ~~^f(s~~°⁾ .

s _— s

°B °CB

Проведя касательную к кривой f(s) из точки s = s_ra, по точке катания (см. рис. 78) определяем f(s_B) и s_B.

Для того, чтобы найти распределение водонасыщенности по длине пласта, необходимо построить кривую f'(s) (рис. 79). Это можно сделать методом графического дифференцирования кривой f(s) или, представив кривые относительных проницаемостей аналитически, выполнить дифференцирование аналитическим путем, сделав соответствующее построение.

Определим длительность безводного периода добычи нефти, т.е. момент времени t = t*, когда фронт вытеснения достигнет конца пласта и, следовательно, x,, будет равен I. Будем считать, что к этому моменту времени в пласт закачано Q^ = Q*(t*) воды. Из (IV.57) имеем

^bhml f '(s_B). (IV.62)

Q* (t*) —

Из (IV.62) определим Q*(t*) и, следовательно, t*. Величина bhml равна объему У_п пор пласта. Так как режим жесткий водонапорный, объем закачанной в пласт воды к моменту времени t = t* равен объему добытой из пласта нефти Q_H* к этому же

моменту времени, т.е. Q*(t*) = Q_H*. Безводная нефтеотдача п₀ =

= П₀₁П₂, где п₀₁ - коэффициент вытеснения нефти водой, достигнутый в безводный период. Поэтому

_{n —} ^Q^h*^²__—___(IV 63)

⁰ 4(1 — О ^f'^(s_B ⁾⁽1 — ^sc⁾' '

Заметим, что распределение водонасыщенности в пласте изменяется по мере продвижения в глубь пласта фронта вытеснения нефти водой таким образом, что значения s_в на фронте вытеснения x_в и s* на входе в пласт остаются неизменными. Таким образом, кривая распределения водонасыщенности как бы “растягивается”, оставаясь подобной себе. Такое р аспр еделение некоторого параметра, будь то водонасыщенность или какой-либо другой параметр, называется автомодельным. Соответствующие решения задач также именуются автомодельными.

Полученные формулы позволяют рассчитать р аспр еделение водонасыщенности к моменту подхода воды к линии добывающих скважин, т.е. в безводный период разработки пласта.

Однако добыча нефти из пласта продолжается и после прорыва фронта вытеснения к концу пласта при x = l.

Рис. 80. Схема вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта в водный период разработки. Распределение

водонасыщенности:

1 - истинное; 2 - фиктивное

Для определения текущей нефтеотдачи и обводненности продукции при t > t*, т.е. в водный период разработки пласта, поступим следующим образом. Будем считать, что продвижение фронта вытеснения происходит и в водный период разработки пласта, но этот фронт распространяется вправо за пределы пласта (рис. 80). Водонасыщенность на таком фиктивном фронте вытеснения и в этом случае остается постоянной, равной s_B, а водонасыщенность при x = l уже составит s . Пусть в некоторый момент времени t > t* фиктивный фронт находится на расстоянии x^ от входа в пласт (см. рис. 80). В соответствии с формулами (IV.54) и (IV.55) при t > t* можно написать

bhml/Q_B3(t) = f '(s). (IV.64)

Из (IV.62) и (IV.64) получим f '(s)/f' (s,) — Q*(t*)/Q_B3(t). (IV.65)

По формуле (IV.65) находим s для различных значений времени t. Так, зная Q*(t*), f(s_B) и Q^t), определим вначале f (s), а затем по графику функции f (s) - значение s.

Дебиты нефти и воды в водный период разработки пласта составят

9 _— ЬИккн(Б) _; q _— bhkk,(s) (IV66)

^H Ин *^дх - _х_/ ^В Ив +^дх. _х_/

Отсюда для определения текущей обводненности продукции v получим формулу

V — —^qB— —-^кв⁽-⁾-. (IV.67)

^9в + ^9н k_B(s) + -^Цв k_H(s)

Ц н

Текущую нефтеотдачу в водный период разработки пласта можно определить в принципе следующим образом:

1) установлением объема накопленной добычи нефти по формуле

Q_H — f q_H(t)dt;

2) отнесением этого объема накопленной добычи нефти к первоначальному объему нефти в пласте, равному bhm(1 - s_CB).

Однако объем добытой из пласта нефти можно определять по изменению в нем водонасыщенности, учитывая опять-таки то, что режим пласта жесткий водонапорный. Так, на основе равенства объема вошедшей в пласт воды объему вытесненной из него нефти имеем

.с

_QH

f - '

(

)

_cs

г+

^t / bhmx^ bhmx

f ^sd| _t I ^s C, _t

₀ * q^t - q^t

bhml

fsf"(s)ds -s f '(s)

КО _

f sd^ -s,f '(s)

J CB

f '(s)

^bbh(^m)[sf '(s) - s.f '(s.) - f (s) + f (s.) - sj '(s)]

(IV.68)

Формула (V.68) должна быть справедлива для всех моментов времени, когда t > t.. При t ^ », вообще говоря, водонасыщенность должна стать равной s. во всем пласте. Однако при любом другом значении времени водонасыщенность s = s. только на входе в пласт, т.е. при ^ = 0. Тогда, как следует из формулы (IV.55), f (s.) = 0. Следовательно, из (IV.68) получим

1 - f (s)

Qh — V

f' (s )

(IV.69)

Из (IV.69) вытекает, что текущая нефтеотдача пласта в период водной его эксплуатации

“ i - f(s)2

П2

f ' (s)

—. (IV.70)

^Qh^2

V_n^{(1
- s}c,⁾

^{1 -
s}c

Таким образом, мы определили основные технологические показатели разработки элемента пласта - текущую нефтеотдачу и обводненность добываемой продукции.

Рассмотрим непоршневое вытеснение нефти водой в радиальном направлении, например при разработке элемента семи-

точечной системы с использованием заводнения. Схема элементарного объема пласта для такого случая показана на рис. 81. Уравнение неразрывности фильтрующейся воды в таком объеме получим с учетом баланса втекающей и вытекающей воды за время dt в виде

- 2nrdrd0mds = 0.

(IV.71)

Раскрывая скобки в выражении (IV.71), сокращая в нем соответствующие члены и заменяя обозначения обыкновенных производных на частные, имеем

iv, + v, + m * — о,

dr r dt

или

_r dr dt

(IV.72)

Вполне аналогичным образом, но с учетом того, что насыщенность пористой среды нефтью Б_н = 1 - s, установим соответствующее уравнение неразрывности для фильтрующейся в пласте нефти в следующем виде:

dr dt

(IV.73)

Складывая уравнения (IV.72) и (IV.73), получаем

(IV.74)

Вводя, как и в случае прямолинейного вытеснения нефти водой, функцию f(s), определяемую формулой (IV.47), и подставляя ее в (IV.72) с учетом (IV.74), будем иметь одно дифференциальное уравнение для определения водонасыщенности s в виде

m — + ~~^q(t)f '^(s)~~ — — 0. (IV.75)

dt 2nrh dr

Так же, как и в прямолинейном случае, рассматриваем перемещение со временем в пласте линий s = const. В этом случае

ds — ^^dr + -^^dt — 0. (IV.76)

dr dt

Из (IV.75) и (IV.76) ^dr_— q(t)f '(s) dt 2nrhm

Отсюда

f '(s) — 5 — ; (IV.77)

Q_B3

Qb₃ — / q(t)dt.

Рассмотрим баланс закачанной в пласт и извлеченной из него воды. Устремляя для простоты радиус скважины к нулю (г_с ^ 0), имеем

J2nhmsrdr - nms_CBhr² — Q_B3. (IV.78)

0 ^B

Учитывая из (IV.77), что

f"(s)ds — 2nmhrdr/Q_B3; f'(s_B) — nmhr²/Q_B3

и подставляя эти выражения в (IV.78), приходим к интегральному соотношению

/ sf "(s)ds — 1+ s_c,f '(s,),

s *

в точности совпадающему с соответствующим соотношением (IV.59) для случая вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта. Поэтому можно утверждать, что и при вытеснении нефти водой из радиального пласта справедливы соотношение (IV.60) и все последующие рассуждения, включая формулу (IV.61), пригодную для нахождения водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой, а также описанный графический метод определения s^

Время t, безводной разработки пласта радиусом r_K определим из (IV.77). Если полагать, что О_вз = qt, имеем

Аналогично по формулам (IV.66) и (IV.67) находим текущую обводненность v продукции, добываемой из пласта при t > t„. Соответственно текущую нефтеотдачу п вычислим по формуле (IV.70). Таким образом определяем все важнейшие технологические показатели процесса вытеснения нефти водой.

П р и м е р IV.2. Из элемента однорядной системы разработки осуществляется вытеснение нефти водой. Будем условно принимать процесс движения нефти и воды во всем элементе пласта одномерным, прямолинейным.

Длина пласта l = 600 м, его ширина b = 600 м, общая эффективная толщина h₀ = 20 м. Коэффициент охвата пласта заводнением по толщине п₂ = 0,75, так что охваченная заводнением толщина пласта h = 15 м. Проницаемость пласта k = 0,5 мкм², пористость m = 0,2. Вязкость нефти в пластовых условиях и_н = = 4 • 10^-3 Па • с, вязкость воды и, = 10^-3 Па • с. Через границу пласта при x = 0 закачивается вода с расходом q = 200 м³/сут и столько же жидкости добывается с конца элемента при x = l в течение всего рассматриваемого периода разработки.

Относительные проницаемости заданы следующим образом:

при s₁ < s < s,.

1/2

При этом э_св = 0,1; s. = 0,8. Значение s₁ определяем из условия равенства относительных проницаемостей для нефти и воды при s = s₄.

Требуется рассчитать на основе изложенной теории изменение во времени текущей нефтеотдачи и зависимость обводненности продукции v от текущей нефтеотдачи п.

Приступая к решению задачи, определяем прежде всего s^ Имеем

1/2

si — s^ = (s. — s^^^^³, s₁ = 0,7032.

Таким образом, при s^ < s < 0,7032 функция Бакли - Леверетта

(s - s_CB)²

(s - s_CB)² + 0, 25(s, - s)² При 0,7032 < s < 0,8

+^,

0,8

*^s, ^{- s}c, -

f (s) =

+ ^{s - s} CB . * ^s* ^{- s} CB ^-

+ 0, 25

0,8

Функция f(s), построенная по приведенным формулам, представлена на графике (рис. 82). Определим по формуле (IV.61) водонасыщенность на фронте вытеснения, для чего проведем касательную к кривой f(s) из точки s = s^. Из рис. 82 получаем, что s_B = 0,413; f(s ) = 0,723. Теперь необходимо построить кривую f'(s). Так как формулы для f(s) в рассматриваемом примере сравнительно простые, функцию f'(s) можно получить путем обычного, а не графического дифференцирования функции f(s).

При s_OT < s < 0,7032

(s - s_CB)²[2(s - s_CB) - 0, 5(s, - s)]

2(s - s_CB)

f '(s) = ¦

(s - s_CB)² + 0, 25(s, - s)² [(s - s_CB)² + 0, 25(s, - s)²]²

Из последней формулы видно, что при s = s^ значение f'(s_св) = 0. При 0,7032 < s < s, = 0,8 имеем

0, 5(s - s _CB)

f '(s) = 0,956

0, 956(s - s_CB)^1/2 + 0, 51(s, - s)² (s - scb)^1/2[0, 478(s - scb)^-1/2 -1,02(s, - s)²]

[0,956(s - s_CB)^1/2 + 0, 51(s, - s)²]²

Рис. 82. Зависимость f(s) от s

Рис. 83. Зависимость f(s) от s

О 0,2 0,4 0,6 1] Рис. 84. Зависимость v от п

Рис. 85. Зависимость текущей нефтеотдачи от времени

0,5

= 0, 956.

| 0, 956(s - s_CB) + 0, 51(s - s_CB)^1/2(s, - s)²

0,478 - 1, 02(s - s_CB)^1/2(s, - s)

[0, 956(s - s_CB)^1/2 + 0, 51(s, - s)²]^{2 1} При s = s, = 0,8

0, 5 0, 478

f '(s,) = 0,956

= 0.

0,⁹⁵⁶(s - Scb) 0,956²(s - s_CB)

Таким образом, удовлетворяется условие на входе в пласт, т.е. при x = 0, где s = s,. На рис. 83 показана зависимость f(s) от s. При s, = s_OT = 0,413 f'(s_B) = 2,31. Теперь легко определить время безводной разработки элемента

пласта.

По формуле (IV.62) имеем

0,2 • 600 • 15 • 600 200 • 2,31

bhml

q^f '⁽^sb⁾

= 2388 сут = 6,41 года.

t, =¦

Накопленное количество добытой нефти за период безводной разработки пласта

О_н, = qt, = 200 • 2338 = 0,468 • 10⁶ м⁴.

Безводная нефтеотдача

0,75

: 0,361.

П 0

2, 32(1 - 0,1)

Чтобы определить текущую обводненность продукции v и текущую нефтеотдачу п в водный период разработки, используем формулу (IV.65), которая применительно к рассматриваемому случаю принимает следующий вид:

f ^f(s)/f '(s_B) = t,/t или f '(s) = 2338 • 2,31/t = 5401/t.

Чтобы установить время t, которому соответствует данное значение s, легче задать это значение и с помощью графика (см. рис. 83) установить соответствующую ему производную f ( s). Текущая обводненность v составит f (s)._Текущую нефтеотдачу п определяем по формуле (IV.70) для каждого значения ( s). Таким образом, можно построить зависимость текущей обводненности от текущей нефтеотдачи. График этой зависимости для рассматриваемого примера показан на рис. 84. На рис. 85 приведена зависимость текущей нефтеотдачи от времени. Так, текущая нефтеотдача через 30 лет после начала разработки элемента составит 0,48. Обводненность продукции, получаемой из элемента, достигнет за этот период порядка 0,965.

§ 19. РАЗРАБОТКА ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ

По результатам исследований и опыта разработки нефтяных месторождений можно сделать вывод, что подавляющее большинство пластов, сложенных не только карбонатными, но и терригенными породами, такими, как песчаники и алевролиты, в той или иной степени трещиноватые.

В одних случаях, особенно когда сами породы малопористы и плохопроницаемы, трещины - это главные каналы, по которым движется нефть к забоям добывающих скважин при разработке таких пород, на что указывает несоответствие проницаемости кернов и проницаемости, определенной в результате гидродинамических исследований скважин. Фактическая проницаемость часто оказывается намного выше определенной по кернам.

В процессе разработки трещиновато-пористых пластов при упругом режиме изменение давления быстрее распространяется по системе трещин, в результате чего возникают перетоки жидкости между трещинами и блоками пород, т.е. матрицей, приводящие к характерному для таких пород запаздыванию перераспределения давления по сравнению с соответствующим перераспределением давления в однородных пластах при упругом режиме.

На разработку трещиноватых и трещиновато-пористых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщающей трещины в результате деформации горных пород.

Один из наиболее сложных вопросов разработки трещиновато-пористых пластов связан с применением процессов воздействия на них путем закачки различных веществ, и в первую очередь с использованием обычного заводнения.

Возникает опасение, что закачиваемая в такие пласты вода быстро прорвется по системе трещин к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. При этом, по данным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещиновато-пористых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, составляя 0,20-0,30. Поясним, под действием каких же сил происходит вытеснение нефти водой из матриц трещиновато-пористых пластов.

Одна из сил вполне очевидна, хотя до последнего времени и слабо учитывалась в расчетах процессов разработки. Эта сила обусловлена градиентами давления в системе трещин, воздействующими и на блоки породы.

Другая из сил связана с разностью капиллярного давления в воде и нефти, насыщающей блоки. Действие этой силы приводит к возникновению капиллярной пропитки пород, т.е. к замещению нефти водой в них под действием указанной разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка оказывается возможной, если породы гидрофильные. Капиллярная пропитка матрицы или блоков трещиновато-пористых пластов вполне объяснима не только с позиции действия капиллярных сил, но и с энергетической точки зрения, так как минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать поры матрицы, обладая сложной, сильно разветвленной поверхностью.

Исследования показывают, что если взять блок породы трещиновато-пористого пласта с длиной грани I,, первоначально насыщенный нефтью, и поместить его в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами и в трещинах находится вода), то скорость ф(0 капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, согласно гидродинамической теории вытеснения нефти водой с учетом капиллярных сил, будет зависеть от времени t следующим образом:

фШ ~ Wt.

Из энергетических соображений можно считать, что скорость капиллярного впитывания пропорциональна скорости сокращения поверхности раздела между нефтью и водой, которая, в свою очередь, пропорциональна площади поверхности раздела. В этом случае можно считать, что

Ф(0 ~ е^-|И,

где в - некоторый коэффициент.

Если изучать реальные процессы извлечения нефти из трещиновато-пористых пластов под действием капиллярной пропитки, то, по-видимому, наиболее правильным будет сочетание гидродинамического и энергетического подходов. В этом случае для скорости капиллярной пропитки можно использовать формулу, предложенную Э.В. Скворцовым и Э.А. Авакян,

ф(0 ~ ае^-вУ д/pt, (IV.80)

где а - экспериментальный коэффициент.

Из соображений размерности и физики процесса впитывания коэффициент p можно выразить следующим образом:

p = ; A = A(k_H, k,, Ин/И,, m, k^1/2/l,), (IV.81)

¹ И H

где к_н, k_B - относительные проницаемости для нефти и воды; к - абсолютная проницаемость; о - поверхностное натяжение на границе нефть - вода; 0 - угол смачивания пород пласта водой; Ин - вязкость нефти; А - экспериментальная функция.

Найдем выражение для коэффициента а, исходя из того условия, что за бесконечное время количество впитавшейся в кубический блок с длиной грани I, воды равно объему извлеченной из него нефти. Имеем в соответствии со сказанным

J>(t)dt = т^п*, (IV.82)

где s_n0 - начальная нефтенасыщенность блока породы; п, -конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке. Если скорость капиллярной пропитки можно определить по формуле (IV.80), то

J>(t)dt =j\^ae-tdt = If ^ (IV.83)

0 0 Vpt ^p 0 ^p

Из (IV.82) и (IV.83) получим т1,^н0п. = ал/п /Р; a = т^п-Р/л/Л. (IV.84)

Перейдем к процессу вытеснения нефти водой из трещиновато-пористого пласта, состоящего из множества блоков породы. Будем полагать, как и выше, что эти блоки можно представить кубами с длиной грани I. (рис. 86). Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта x = 0, то первые блоки, находящиеся у входа в пласт, будут пропитаны водой больше, чем более удаленные. Весь расход воды q, закачиваемой в пря-

Рис. 86. Схема заводняемого трещиновато-пористого прямолинейного пласта:

1 - блоки породы, охваченные капиллярной пропиткой; 2 - блоки породы, не охваченные капиллярной пропиткой

молинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка их происходит в области 0 < x < x_ф (x_ф - фронт капиллярной пропитки). Этот фронт будет перемещаться в пласте со скоростью

Уф = dXф/dt. (IV.85)

Если считать, что блоки породы в каждом сечении пласта начинают пропитываться в момент времени X, то скорость впитывания воды необходимо исчислять от этого момента времени. Пусть в течение времени AX “вступило” в пропитку некоторое число блоков породы. Расход воды Aq, входящей в эти блоки, составит

Aq = ЬИ_Ф (t -Х>/_ф(Х)АХ /I*³. (IV.86)

Скорость впитывания воды ф(0 определена для одного блока. Чтобы выразить ее как скорость впитывания воды в единицу объема трещиновато-пористого пласта, необходимо разделить Ф (t) на I*³, что и сделано в формуле (IV.86). Следует еще р аз отметить, что скорость пропитки в формуле (IV.86) исчисляется с момента X, в который к блоку с координатой Хф(Х) подошел фронт впитывающейся в блоки воды.

Суммируя приращения расходов Aq в формуле (IV.86) и устремляя AX к нулю, приходим к следующему выражению:

q = ™ ^(t -Х)/ф(ХЖ. (IV.87)

^I* ₀

Обычно бывает задан расход q, и необходимо найти скорость продвижения фронта пропитки Уф(Х). Тогда (IV.87) представляет собой интегральное уравнение для определения Уф(0.

Если учитывать, что скорость пропитки определяют по формуле (IV.80), то с учетом (IV.87) получим

q = bhp₄ms„o}~~^{e в(}' ^Х)/ф(Х)"^Х~~. (IV.88)

0 V™P(t - X)

Решение интегрального уравнения (IV. 88) получаем с использованием преобразования Лапласа, которое имеет

следующий вид:

e^-|3t

(IV.89)

+ er

д/npt

/ф(0 = "^Хф

dt bhn, ms_Ho

Можно считать, что позади фронта Хф, т.е. ближе к входу в пласт, капиллярная пропитка практически заканчивается. Таким образом, в пласте будет двигаться зона капиллярной пропитки.

Выражение (IV.80) можно использовать для приближенных расчетов вытеснения нефти из трещиновато-пористого пласта в случае пропитки блоков, обусловленной не только капиллярными силами, но и градиентами давления в системе трещин. Так, согласно формулам (IV.80) и (IV.81), вытеснение нефти из блоков породы происходит под действием силы, определяемой с помощью произведения ocos0, причем размерность [ocos0] = Па • м. При гидродинамическом вытеснении нефти из блоков породы вода поступает в блоки воды, а нефть из них вытесняется под действием градиента давления. Размерность grad Кр равна Па/м. Капиллярные и гидродинамические силы будут иметь одинаковую размерность, если взять вместо ocos К0 величину ocos0/l,. Тогда

в = + gradp]. (IV.90)

^|*Ин * I

В формуле (IV.90), таким образом, учитывается пропитка блоков пород как за счет капиллярных сил, так и за счет градиентов давления в системе трещин.

Выше изложены лишь основные физические закономерности вытеснения нефти водой из трещиновато-пористых пластов.

Полный расчет процессов разработки пластов этого типа требует использования специальных исследований и методов расчета, до настоящего времени еще недостаточно развитых.

П р и м е р IV.3. Пусть о = 35 • 10^-3 Па • м, I, = 0,1 м, gradp = 10 Па/м, |1_н =

= 2 • 10^-3 Па • с, k = 10^-2 мкм², длина пласта I = 700 м, ширина пласта Ь = 700

м, толщина пласта h = 20 м, пористость блоков m = 0,15, их начальная нефте-насыщенность s_k0 = 0,7, конечная нефтеотдача при пропитке п, = 0,3, параметр A = 0,4 • 10⁵.

Требуется определить время t, безводной разработки пласта.

По формуле (IV.90) имеем

р = СИ •I⁰⁵ • I^0-14 ) 35 • IQ^-3- 0,6 + ю] = о, 2 • 10-5(2,1 + 10) = 2, 42 • 10^ 1/с

10^-1 • 2 • 10^-3 * 10^-2

Видим, что в рассматриваемом примере все же главную роль в вытеснении нефти водой из блоков пород играют градиенты давления жидкости в системе трещин, хотя определенный вклад вносят и капиллярные силы.

Переведем р в 1/сут. Имеем р = 2,42 • 10^-5 1/с = 2,091 1/сут.

Поскольку процесс разработки трещиновато-пористого пласта обычно происходит в течение длительного времени, можно в рассматриваемом случае полагать, что

§ 20. МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

При изучении процесса вытеснения нефти водой сначала считали, что характер этого процесса поршневой. Так появилась модель поршневого вытеснения нефти из пласта. Однако стало ясно, что эта модель, если ее рассматривать в сочетании с моделью однородного пласта, слишком упрощенно отражает реальную картину разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения. В предположении, что пласт однороден, при использовании такой модели приходим к выводу, что разработка месторождения может осуществляться полностью без добычи воды. Этот вывод в корне противоречит фактическим данным, согласно которым на всех месторождениях, разрабатываемых с заводнением, существует длительный период водной эксплуатации. Чтобы учесть добычу обводненной продукции, нефтяная наука пошла двумя путями.

П е р в ы й п у т ь заключался в том, что пласт представили сложенным из пропластков различной проницаемости. Уже сочетание модели процесса поршневого вытеснения нефти водой с моделью слоисто-неоднородного пласта, особенно с учетом вероятностно-статистического распределения пропластков по абсолютной проницаемости, позволяло учесть добычу обводненной продукции.

В т о р о й п у т ь заключался в том, что была создана модель непоршневого вытеснения нефти водой или модель двухфазной фильтрации. Эта модель, начало которой было положено американскими исследователями Бакли и Левереттом, послужила основой многих методик расчетов разработки нефтяных пластов с учетом совместной фильтрации нефти и воды.

Учет непоршневого характера вытеснения нефти водой привел к необходимости использования относительных проницаемостей, которые, естественно, неодинаковы для различных пластов.

Модель процесса непоршневого вытеснения нефти водой даже в сочетании с моделью однородного пласта позволяет рассчитывать данные разработки пласта в период добычи обводненной продукции. Тем не менее необходимо было как-то учитывать и реальную неоднородность пластов. Одной из первых методик, по которой принимали во внимание непоршневой характер вытеснения нефти водой из модели слоисто-неоднородного пласта, стала методика, предложенная Ю.П. Борисовым и развитая им впоследствии с участием ряда авторов. Эта методика получила название “методика ВНИИ-1”.

По этой методике пласт состоит из набора отдельных слоев - пропластков (трубок тока). Распределение абсолютной проницаемости устанавливают на основе определенного вероятностно-статистического закона. Чаще всего в качестве такого закона используют логарифмически нормальный закон. Приближенно принимают, что расход воды, поступающей в каждый отдельный слой, пропорционален абсолютной проницаемости этого слоя. Для расчета фильтрационного сопротивления в зоне совместного движения нефти и воды используют эмпирические зависимости, полученные на основе аппроксимации относительных проницаемостей.

Как уже упоминалось, определять добычу обводненной продукции можно также на основе сочетания модели поршневого вытеснения нефти водой с моделью слоисто-неоднородного пласта.

Дальнейший шаг в применении вероятностно-статистических законов при расчетах разработки месторождений осуществили

Э.Д. Мухарский и В.Д. Лысенко. Они предложили в этом распределении заменять один из параметров - так называемый коэффициент вариации, причем таким образом, чтобы учитывать путем изменения этого параметра не только непоршневой характер вытеснения нефти водой, но и другие факторы, такие, как начальное положение водонефтяного контакта, неустойчивость фронта вытеснения нефти водой и даже различие вязкостей нефти и воды. За исходное распределение абсолютной проницаемости указанными авторами принималось гамма-распределение.

Целый ряд методик, основанных на моделях поршневого или непоршневого вытеснения в сочетании с моделью слоисто-неоднородного пласта, был предложен и использовался другими авторами (методики Гипровостокнефти, СибНИИНП, БашНИПИ нефти и др.).

Однако описанные методики были разработаны только применительно к одномерным пластам - прямолинейному и радиальному, или для случаев, когда реальному пласту со сложной геометрией ставится в соответствие одномерный пласт, т.е. используется квазиодномерная модель. Расчет разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в двумерных случаях требовал использования более сложных уравнений процесса вытеснения нефти водой. Оказалось затруднительным также непосредственное использование вероятностно-статистического распределения проницаемости. Можно, конечно, переходить от вероятностно-статистического распределения к соответствующему набору конечного числа прослоев, распространяющихся по всей площади месторождения. Однако расчет процесса разработки нефтяных месторождений с применением заводнения по такой методике был слишком громоздким.

Сказанное выше относится больше к истории развития методик расчета разработки месторождений.

В связи с использованием компьютеров применяют методики, основанные на двумерной или трехмерной совместной фильтрации нефти и воды с учетом модифицированных относительных проницаемостей.

Приобрели широкое использование методики, основанные непосредственно на применении теории многофазной многокомпонентной фильтрации и адресных моделей пластов. Рассмотрим в общих чертах, в связи со сказанным, методику решения двумерных задач разработки нефтяных месторождений с применением заводнения. Допустим, что некоторое месторождение по одному из вариантов решено разрабатывать с использованием пятиточечной системы разработки. На рис. 87 показана схема

Рис. 87. Схема элемента пятиточечной системы разработки:

1 - 1/4 нагнетательной скважины; 2 - конечно-разностная ячейка площадью АI АО; 3 - 1/4 добывающей скважины

элемента этой системы разработки. Заданы свойства пород пласта, его толщина и линейные размеры, свойства нефти и воды, давления в скважинах или расход закачиваемой в пласт воды. Требуется определить технологические показатели раз

работки, такие, например, как текущую нефтеотдачу, обводненность продукции и, если известен перепад давления между скважинами, то дебиты нефти и воды, а если заданы дебиты, то, наоборот, - перепад давления между нагнетательной и добывающей скважинами.

При решении этой задачи используют уравнения двумерной фильтрации нефти и воды. Для их вывода рассмотрим баланс нефти и воды в элементарном объеме пласта (см. рис. 87). Учитывая количество воды, проникающей в элемент пласта и выходящей из него по осям x и у, а также объем накопленной воды в элементе dxdyh, получаем

+ m * = 0,

(IV.91)

дХ

ду

где v_BX, v_By - скорости фильтрации воды соответственно по осям

x и у.

Из рассмотрения баланса нефти, входящей в элемент пласта и выходящей из него, с учетом того, что насыщенность пористой среды нефтью s_K = 1 - s, получаем уравнение

3Vh

(IV.92)

ну

m — = 0. at

нх +

дХ ду

Согласно закону совместной фильтрации нефти и воды, имеем

kk,(s) а^. ц ах ’

kk_B(s) а^. ц _B ау ’

(IV.94)

нх

kk^s) эр _;
v _ kk_н(s) эр

, ^{; V}нy _ ,

ц_н ЭХ Ц_н ду

Подставляя (IV.94) в (IV.91) и (IV.92), получаем следующую систему из двух уравнений для определения р и s:

(IV.95)

(IV.96)

Далее приведенную выше систему дифференциальных уравнений в частных производных заменяем конечно

разностными уравнениями.

Соответственно

элемент

пятиточечной системы разработки (см. рис. 87) разбиваем на некоторое число ячеек с длиной грани по оси х, равной Ах, и длиной грани по оси у, равной Ау. При этом 1/4 нагнетательной и 1/4 добывающей скважин заменяем соответствующими ячейками (см. рис. 87, штриховку). В рассматриваемом случае вся область течения разделена на 64 ячейки. Чем больше число ячеек, тем в принципе точнее будет вычислено поле давлений и насыщенностей. Однако измельчение ячеек приводит к увеличению времени счета. Поэтому необходимо инженерно оценить требующуюся точность вычислений.

Помимо описанного выше, основного в настоящее время метода решения задач вытеснения нефти водой из пластов известны и другие. Довольно часто применяют, например, метод жестких трубок тока. Если взять тот же элемент пятиточечной системы, то можно определить аналитическим путем или с помощью компьютера или электроинтегратора расположение линий тока в нем, основываясь на фильтрации однородной жидкости - нефти или воды. Затем можно приближенно считать, что линии тока в этом элементе останутся неизменными и при фильтрации неоднородных жидкостей - нефти и воды. Можно далее использовать теорию вытеснения нефти водой из трубки тока переменного сечения и определять в каждый момент времени давление и водонасыщенность в ней. Затем устанавливают дебиты нефти и воды, притекающих к добывающей скважине по каждой трубке тока. Количество поступающих воды и нефти к скважине по каждой трубке тока суммируют. На рис. 88 показано расположение трубок тока в элементе пятиточечной системы разработки. Для ускоренного, но более грубого расчета

Рис. 88. Схема трубок тока в элементе пятиточечной системы разработки:

1 - 1/4 нагнетательной скважины,

2 - трубки тока; 3 - 1/4 добывающей скважины

используют прием, заключающийся в замене трубок тока переменного сечения трубками тока соответствующей длины, но постоянного сечения (методика В.И. Колганова,

М.Л. Сургучева и Б.Ф. Сазонова). Тогда для расчета вытеснения нефти водой из каждой отдельной трубки тока можно использовать методику вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта.

Для краткосрочного оценочного прогнозирования разработки длительное время эксплуатируемого месторождения, когда известны значительные фактические данные об отборе нефти и воды, можно, основываясь на результатах предыдущей рзаработки месторождения, осуществлять расчет будущих показателей разработки с использованием упрощенных методик. Эти методики можно называть эмпирическими, поскольку они дают прогноз разработки по фактическим данным.

В практике проектирования разработки нефтяных месторождений известны различные эмпирические методики, а также методики, основывающиеся на осредненных данных, получившие название “методики расчета показателей разработки по характеристикам вытеснения”. При расчетах по этим методикам либо используют соотношения теории совместной фильтрации нефти и воды и затем, изменяя некоторые фильтрационные характеристики, добиваются совпадения теоретических и фактических кривых типа обводненность - накопленный объем закачиваемой воды, обводненность - накопленная добыча нефти или текущая нефтеотдача - накопленный объем закачиваемой воды, либо применяют непосредственно указанные фактические кривые для прогнозирования показателей разработки путем их экстраполяции.

Ниже рассмотрим эмпирическую методику прогнозирования показателей разработки, основу которой составляет теоретическая зависимость текущей обводненности продукции от текущей нефтеотдачи, согласованная с соответствующей фактической зависимостью.

Итак, пусть для некоторого длительного разрабатываемого месторождения, все или практически все добывающие скважины которого обводнены, наметилась зависимость текущей обводненности добываемой из всего месторождения продукции v от текущей нефтеотдачи п. Эта зависимость имеет вид, показанный на рис. 84. В рассматриваемый момент времени t = t₁ нефтеотдача достигла величины п = П₁. Допустим, что необходимо рассчитать, как будет изменяться добыча нефти q_E(t) из месторождения в целом при различных уровнях отбора из него жидкости q^t) при условии соответствующей компенсации отборов закачкой воды. Если речь идет о том, что показатели разработки требуется рассчитать на сравнительно небольшой период времени, меньший периода предыдущей разработки, то фактическую зависимость v = v(n) можно экстраполировать.

Выведем общие соотношения этой эмпирической методики. Для простоты будем считать, что дебиты нефти и воды, а также запасы G₀ даны в объемных единицах в пластовых условиях. Добычу нефти из месторождения в целом можно выразить через добычу жидкости и обводненность продукции следующим образом:

qn = qж - q, = qж - vqж = qж(l - v). (iv.97)

Кроме того, t

Он _ /q^Odt;. (IV.98)

П = Qn/Go, (IV.99)

где G₀ - геологические запасы нефти месторождения. Отсюда dn/dt = q_H(t)Go. (IV. 100)

/ 7-dh ⁼ G- / дж(^. (IV. 102)

О^{1 -
f (}n^{) G}o о

Считая, что зависимость текущей обводненности продукции от текущей нефтеотдачи v = f(n) не изменится за период проектирования, можно, задаваясь различными значениями текущего отбора жидкости, определить по уравнению (IV. 102) текущую нефтеотдачу, соответствующую данному моменту вре-

мени, по кривой v = f(n) - обводненность продукции, после

чего по формуле (IV.99) - текущую добычу нефти.

Отметим еще раз, что изложенная выше методика приемлема для прогнозирования показателей разработки на сравнительно небольшой период времени, на который можно с определенной уверенностью экстраполировать и саму кривую v = f(n). Можно ли рассчитывать по упрощенным методикам показатели разработки месторождений на более длительный период, когда трудно экстраполировать наметившуюся по месторождению зависимость v = f(n)? Можно, но для этого приходится использовать дополнительные характеристики пласта, одной из которых могут быть зависимости модифицированных проницаемостей для нефти и воды от осредненной по месторождению водонасыщенности s. Следует еще раз отметить, что в данном параграфе речь идет о применении для расчета показателей разработки месторождения упрощенной, эмпирической методики. В принципе же можно использовать и гидродинамические расчетные методы. Но для этого необходимы сбор обширнейшего материала о неоднородности пласта, показателях эксплуатации отдельных скважин, а также громоздкая идентификация расчетных и фактических данных о разработке месторождения.

Покажем в соответствии со сказанным, как можно использовать модифицированные относительные проницаемости для упрощенного прогнозирования показателей разработки месторождений.

Если принять, что модифицированная водонасыщенность s равна средней водонасыщенности в рассматриваемом пласте месторождения, то текущая обводненность по месторождению

v _ f (s) _-^-. (IV. 103)

k_B(s) + кн(?)

и н

Теперь необходимо установить связь текущей нефтеотдачи по месторождению в целом и средней водонасыщенности s. Первоначальные запасы нефти месторождения обозначим через G_M- Тогда

G*, = V_njIm(1 - s^p*^, (IV. 104)

где V_пл - объем пласта; р_н0 - плотность дегазированной нефти; Ь_н0 - объемный коэффициент.

Оставшиеся в пласте запасы нефти к моменту времени, когда средняя водонасыщенность по месторождению стала равной s ,

П = ^(Gh0 ^-^Gh oct⁾/^Gh0 = ⁽ S ^- sj/О ^- S_CB⁾. ^(IV.¹⁰⁶⁾

Таким образом, используя модифицированные относительные проницаемости, можно рассчитать на основе формул (IV. 103) и (IV. 106) зависимость v = f(n). Затем, изменяя величины параметров, входящих в вероятностно-статистическое р аспределение абсолютной проницаемости, или изменяя само распределение либо варьируя величинами s_{H ост} и s_CB, можно в принципе совместить теоретическую кривую v = f(n) с фактическими, построенными по данным при предыдущей разработке месторождения. Далее, по достижении удовлетворительного совпадения теоретической кривой v = f(n) с фактическими, можно экстраполировать кривую v = f(n) в область больших значений текущей обводненности продукции и нефтеотдачи. После этого можно рассчитывать добычу нефти по формулам (IV.99) - (IV. 102).

П р и м е р IV.4. Некоторое вновь открытое нефтяное месторождение с геологическими запасами G = 180 млн.Кт нефти вводится в разработку.

Плотность нефти в пластовых условиях р_{н пл} = 0,8 т/м³, так что объем нефти в пластовых условиях V ₀ = 180 • 10⁶/0,8 = 100 • 10⁶ м³. Физико-геологические свойства пород-коллекторов и нефти рассматриваемого месторождения близки к соответствующим свойствам одного из известных и давно разрабатываемых месторождений, для которых определена зависимость текущей обводненности добываемой продукции v от текущей нефтеотдачи п (рис. 89).

Требуется осуществить в кратчайший срок оценку возможной добычи нефти и воды из месторождения в предстоящие 15 лет. Темп ввода скважин в эксплуатацию на данном месторождении предполагается сохранить таким же, как и на месторождении-аналоге (месторождении, для которого известна зависимость v = v(n)).

Ввиду краткости времени, отпущенного для оценки добывных возможностей месторождения и недостаточности подробных данных о его неоднородности, нецелесообразно осуществлять расчет разработки месторождения с использованием сложной компьютерной программы, а разумно использовать изложенную выше приближенную методику (формулы (IV.97) - (IV. 102)).

Зависимость обводненности добываемой продукции от нефтеотдачи (см.

рис. 89) можно аппроксимировать следующим образом

v = 34,08(п - 0,1)² при 0 < п < 0,25;

v = 1,232(п - 0,1)^1/4 при 0,25 < п < П_к.

Расчет показывает, что для данной выше зависимости п _к = 0,5 п р и

конечной обводненности продукции v_K = = 0,98.

Вычислим интеграл (IV. 102)

Рис. 89. Зависимость текущей обводненности v от текущей нефтеотдачи п:

1 - фактические данные по месторож-дению-анологу; 2 - расчетная зависимость

Рис. 90. Зависимость д_ж,

О_ж, Q_H от времени t:

1 - q ж; 2 - Q,; 3 - Qh

I = Г-^-.

*0 1 - у(п)

Это можно сделать, подставляя в подынтегральное выражение приведенные формулы или вычисляя интеграл численным путем с использованием исходной зависимости v = v^) для различных значений п •

Необходимо задаться изменением годового отбора жидкости q_ж во времени t. Эта зависимость представлена на рис. 90. Путем интегрирования строится зависимость накопленной жидкости Q^t) от времени t (см. рис. 90). Поскольку п = Q_H(t)/G₀, то для каждого значения п можно определить Q_H(t). Поскольку согласно (IV. 102) 1(п) = Q_ж(t)/G₀, то для каждого значения п ^и t будут известны Q _ж(0 и Q_H(t) (см. рис. 90). Видно, что через 15 лет Q _н » 26 х х 10⁶ м³.

§ 21. РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТОВ СКВАЖИН

При определении забойного давления в скважинах с целью выбора способов подъема жидкости из глубины на дневную поверхность, оценки фазового состояния нефти и воды, а также для вычисления градиентов пластового давления с целью определения скоростей перемещения фильтрующихся веществ, границ разделов между нефтью и водой необходимо знать поле пластового давления.

При решении задач фильтрации неоднородных жидкостей, в частности нефти и воды, наряду с вычислением поля водонасыщенности определяют и поле пластового давления. В случае вытеснения нефти водой из прямолинейного или радиального пласта при использовании модели поршневого вытеснения поле давления вычисляется просто по формулам, приведенным в § 17.

В случае непоршневого вытеснения нефти водой даже из прямолинейного пласта распределение давления в нем

Рис. 91. Схема непоршневого вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта:

1 - нефть; 2 - вода

устанавливать несколько сложнее. Поэтому рассмотрим последний случай более подробно для случая одномерной прямолинейной фильтрации.

Согласно рис. 91 и приведенным в § 18 формулам, имеем следующее выражение для суммарной скорости фильтр ации нефти и воды в пласте:

V = v, + v_H = -k⁽

(IV.107)

* Ив И н - ^дх

Отсюда, учитывая выражение для функции f(s), получаем bhk ⁽,, , и_{в k} \ др

q = (v, + VH)bh = — + k, +-^Ив- kH I

И в * И н -

I ^k

дХ

И в * И

bhk k^s) др

, _ч (IV. 108)

И _в f(s) дХ

При этом для простоты будем полагать в данном параграфе, что объем закачанной в пласт воды V_B3 = qt. Поскольку

_x__qL t- _dx-V

dx = ^~ d|, bhm

bhm

после их подстановки в (IV. 108) имеем _ bhk kg(s) др д§ b²h²mk kB(s) др

(IV.109)

q =-----=----.

И_в f (s) д§ д I qtи_в f (s) д§

Учитывая, что = f"(s)ds и заменяя частные производные

обыкновенными, из (IV. 109) получаем

b h mk k_в(s) др И_вqt f (s)f "(s) дs

q=-

или

Согласно рис. 91, в области пласта при х_в < х < I движется чистая нефть. Будем считать, что фазовая проницаемость для нефти в этой области равна абсолютной. Тогда для полного перепада давления Др в прямолинейном пласте получим следующее выражение:

Др = ^зи н^(| М +

bhk

f(s)f"(s)_; kв(s) ^-

/^(s)ds;

^{q И} в^t

b ²h² mk

^(s) =

^f '^(sв⁾q^t bhm

(IV.111)

Водонасыщенность на фронте вытеснения s, определяем по методике, приведенной в § 18. Интеграл от функции водонасыщенности ^(s) можно вычислить численным путем. При этом входящую функцию ^(s) и вторую производную функции f(s) можно найти путем численного дифференцирования.

В радиальном случае на основе соответствующих формул § 18 имеем

2nkhr k„(s) др

И _в f (s) дг

Дифференцируя формулу (IV.77), имеем

2nhmrdr

q^t

f "(s)ds = -

Подставляя (IV. 113) в (IV.112) и производную на обыкновенную, получаем

4п ²mr ² h²k k_в(s)др

q _t

^qt^ в

или

ЗИв f(s)f "(s) 4nkh f '(s)k_в(s)

f' '(s)f(s)дs

ds = ^р.

(IV. 112)

(IV.113) заменяя частную

(IV.114)

Для полного перепада давления Др_с между скважиной и контуром питания получим следующее выражение:

Др_с = Wjl г ^f~~^(s)f'^,(s)~~ ds + ln . (IV. 115)

4nkh-' f '(s)k(s) 2nkh г_в

Величины s_в и г_в определяем по соответствующим формулам § 1 8.

Рис. 92. Схема части полосы трехрядной системы разработки:

1, 3 - соответственно первый и второй ряды добывающих скважин; 2 - ряд нагнетательных скважин

При решении плоских задач вытеснения нефти водой численными методами поле пластового давления вычисляют одновременно с полем водонасыщенности и нефтенасыщенности.

На практике бывает важно определить перепады забойного давления между нагнетательными и добывающими скважинами не во все периоды, а в определенные моменты разработки, например в начальный ее период, когда в пласте движется одна практически необводненная нефть, или в некоторые моменты после начала обводнения добываемой из пласта продукции.

Для оценки эти перепады давления можно определить приближенно, используя метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений, сущность которого изложена в гл. II.

Рассчитаем распределение пластового давления при трехрядной схеме расположения скважин по методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений. Для простоты возьмем однородный пласт и допустим, что происходит поршневое вытеснение из него нефти водой.

Рассмотрим к примеру тот случай, когда п роцесс заводнения только начался и нефть вытеснена лишь из области г_с < r < < г, < а/п вокруг нагнетательной скважины радиусом г_с (рис. 91). Будем считать, что в часть полосы разработки, содержащей три ряда добывающих скважин, заключенных между рядами нагнетательных, закачивается вода с расходом q. Длина рассматриваемой части полосы равна L. Таким образом, если взять правый ряд нагнетательных скважин (см. рис. 92), то влево от него, т.е. в рассматриваемую полосу, будет поступать вода с расходом, равным q/2. Остальная часть воды будет уходить в соседнюю полосу, которая должна находиться справа. Так как режим разработки пласта считается водонапорным, объемный расход воды равен объемному дебиту нефти в пластовых условиях. Дебит первого ряда добывающих скважин рассматриваемой части полосы равен q₁, а дебит второго (центрального) ряда скважин q₂. Поскольку в центральный ряд скважин поступает нефть также слева, то имеем следующее соотношение баланса жидкости в пласте:

Согласно методу эквивалентных фильтрационных сопротивлений с учетом того, что г_в < о/л, имеем в соответствии с рис. 92 и § 11

i о ЧЦн^1п—

q|i_в ln —

Рн - p, — ₂ ; Рв - pH

2n_Hnkk_Bh

q^ н¹ _;

; рн- Pci

2n_нлkk_нh

2kk_IJhL

q₁u _н ln--.

^н nr q Ц l

, р —__; р' _— р' — ^{2 н 12} _;

Hcl ^— ~ , , . > Hcl Нc2 ^— >

2^^^ 2kk hL

^ч2^ц н ^ln-

/ ПГс

ic2 - Pc2 — - •

2^2^^ h

Здесь Пн, и Пс

(IV.117)

число скважин соответственно

нагнетательном, первом и втором рядах. Остальные обозначения указаны (см. рис. 92) или соответствуют принятым ранее. Если сложить первые четыре из соотношений (IV. 117), то получим следующую формулу:

) Ц_в ln — |!_н1п-°-

_rc +_nc I Ц н¹

ryrtk, kjL

41ц н^1п —

(IV.118)

Рн - Pcl

2kh

2n_clnkk_Jh

Сложим последние три соотношения формул (IV. 117). В результате получим

ц н^1п—

^Ц н¹12 + ^nrc

^qlH н ^ln

nrc

2n_c1лkk_нh

_{Р —} ч~

^Р c2 ^— ттт

2kh

(IV. 119)

kнL

Как известно, при расчетах процессов разработки нефтяных месторождений заданы: 1) дебиты скважин, необходимо найти перепады давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин; 2) перепады давлений, необходимо найти дебиты рядов скважин.

В первом случае следует использовать формулы (IV. 118) и (IV. 119), во втором необходимо решать систему из следующих трех линейных алгебраических уравнений:

Aq + Bq1 = р_н - p_C1; Cq2 - Bq1 = p_C1 - p^; q = 2q1 + q2;

C _— ^Ц H^ll2 +

2n_c2nkk_H h

2kk_HhL

Решая эту систему уравнений, получаем

_q
— ^(2A + ^В)(Рcl ^- Рс2> + В(Рн ^- Рcl) .

⁴² (A + C)B + 2AC ’

_q
— ^Cq2 ^{- (Р}с1 ^{- Р}с2⁾ ^ql--?

(IV.121)

Аналогичным образом решают соответствующие задачи в случае пятирядной и других схем расположения скважин.

П р и м е р IV.5. При разработке некоторого нефтяного месторождения применена трехрядная схема расположения скважин (см. рис. 92). Расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами одинаковые, т.е. 2о_н = = 2о_с = 2о = 500 м. Расстояние между рядом нагнетательных и первым рядом добывающих скважин, а также между рядами добывающих скважин одинаковое, равное I = 1₁₂ = 600 м. Радиус нагнетательных скважин г_нс = 0,1 м, а приведенный радиус добывающих вследствие ухудшения проницаемости и х призабойных зон г_с = 0,01 м. Толщина пласта h = 10 м. Вязкость нефти в пластовых условиях ц_н = 3 • 10^-3 Па • с, а вязкость воды ц_в = 10^-3 Па • с. Происходит поршневое вытеснение нефти водой, причем в промытой водой области пласта фазовая проницаемость для воды кф_н = 0,4 мкм², а фазовая проницаемость для нефти в нефтенасыщенных областях кф_н = 0,5 мкм². В рассматриваемый момент времени вода, вытесняя нефть из пласта, продвинулась на расстояние г_в = 0,5 о/п. Давление на забоях нагнетательных скважин р_н = 20 МПа, а на забоях скважин первого и второго добывающих рядов р_с1 = р_с2 = 15 МПа.

Требуется определить дебиты первого и второго рядов q₁ и q₂, а также расход закачиваемой воды в часть полосы длиной I = 1500 м.

Приступая к решению задачи, вычислим вначале величины A, B и C. Имеем

3 • 10^-3 • 600

0,5 • 10^-12 • 1500

( 10-3 inM:25G 3 ^ 10-3 in ²⁵⁰ • ³¹⁴

3,14 • 0,1 3,14 • 0,5 • 250

--1---+

3,14 • 3 • 0, 4 • 10^-12 3 • 3,14 • 0, 5 • 10^-12

² •¹⁰ 3,14 • 3 • 0,4 • 10^-12

ё - ^Ц_H‘l2 , nr_c___3 • 10^-3 • 600

2кк hL Пс2яккн1п 2 • 0,5 • 10^-12 • 10 • 1500

3 • l0^-3ln-

-3 250

^3,14 • ^0,01 ¦= 406 • 10⁶ Пас/м³;

2 • 3 • 3,14 • 0,5 • 10^-12 • 10

q₂ = ^B(Pн - Рcl) =_

(А + g^)B + ²АС 627,6 • 286,1 • 10¹² + 2 • 2216 • 406 • 10¹²

= 0,4 • 10^-2 м²/с = 344 м³/сут,

Cq₂ 406 • 10⁶ • 344 _{/00 3} .

ql - -— - 488 м³ /сут.

^B 286,1 • 10⁶

Расход закачиваемой воды в часть полосы длиной L q = 2q₁ + q₂ = 2^ 488 + 344 = 1320 м³/сут.

§ 22. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в России было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, проводившиеся в различных странах.

При разработке нефтяных месторождений в России с применением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. При этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали также вдоль контура нефтеносности. Линии расположения нагнетательных скважин были удалены от первых рядов добывающих скважин на 1 - 6 км.

Законтурное заводнение применяли на месторождениях, продуктивные пласты которых были сложены в основном песчаниками и алевролитами с проницаемостью 0,3-1,0 мкм². Вязкость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла 1-5 • 10^-3 Па • с.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используемых перепадах давления поглощать запроектированные расходы воды практически ее не принимали. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и, главным образом, использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин и, по сути дела, к решению проблемы их освоения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам.

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

2. Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20-60 • 10⁴ м²/скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50 - 0,55 в сравнительно однородных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1 - 5 • 10^-3 Па • с.

3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках и т.д.

5. При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта.

Указанные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

Дальнейшие исследования и опыт разработки показали, что наиболее целесообразно разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки таким образом, чтобы между рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин.

Так возникла широко используемая разновидность рядных систем - блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная. Эти системы впервые стали применять на месторождениях Самарской области.

Использование систем разработки с внутриконтурным разрезанием позволило в 2-2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улучшить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, особенно в Западной Сибири.

В дальнейшем, в основном с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов.

Очаговое и избирательное заводнение стали впервые применять на нефтяных месторождениях Татарии. Заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти. Это главенствующее положение метод заводнения сохранит, видимо, не только в XX, но и в начале XXI в.

Обширные фактические данные по разработке нефтяных месторождений с применением заводнения во многих случаях подтверждают с той или иной степенью точности некоторые основные теоретические результаты, получаемые на основе моделей поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой из однородного, слоисто-неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористого пластов, если модель соответствует реальному пласту. Фактическое изменение пластового давления, добыча нефти и жидкости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи согласуются с расчетными. Однако проблема правильного выбора модели, наиболее точно отражающей главные особенности разработки пласта, еще далека от своего полного разрешения. Модели разработки пластов, наиболее соответствующие действительности, могут быть построены лишь на основе тщательного изучения и учета свойств пласта и сопоставления результатов расчета процесса разработки пласта с фактическими данными. В последние годы в связи с ростом вычислительно-компьютерных возможностей получают большее развитие адресные модели пластов и процессов разработки. Их использование приводит к необходимости решения двумерных и трехмерных задач многофазной и в ряде случаев многокомпонентной фильтрации.

Богатый и весьма многообразный опыт применения заводнения в России позволил не только вполне определенно выявить его технологические возможности, но и сформулировать проблемы, связанные с этим методом воздействия на пласты.

Первая проблема заводнения возникла еще на стадии его лабораторных экспериментальных исследований. Затем теоретические исследования и анализ разработки нефтяных месторождений с различной вязкостью пластовой нефти показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях ц₀ = ц_н/ ц_в текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды Q_B к объему пор пласта У_п снижается. Если, например, за условную конечную нефтеотдачу принять нефтеотдачу при прокачке через пласт трех объемов пор пласта, т.е. объема воды, равного 3У_п, то в среднем при ц₀ = 1 - 5 можно получить конечный коэффициент вытеснения порядка 0,5 - 0,7 для пород - коллекторов нефти с проницаемостью 0,3 -1,0 мкм².

Если же заводнение применяют на нефтяном месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка 20 - 5040^-3 Па^с, то конечный коэффициент вытеснения снижается до 0,35 - 0,4 в результате усиления неустойчивости процесса вытеснения нефти водой.

Рис. 93. Схема движения водонефтяного контакта в пласте при = 1 * 5 • 10^-3 Па • с:

1 - область, занятая водой и остаточной нефтью; 2 - водонефтяной контакт; 3 - область, занятая нефтью

Лабораторные экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов, показывают, что при ц₀ = 1 * 5 линия контакта нефть - вода изгибается сравнительно мало (рис. 93), но при ц₀ = 20 * 30 она сильно деформируется (рис. 94). При этом вода, вытесняющая нефть, движется языками, оставляя позади контакта нефть - вода участки обойденной водой нефти.

Если ц₀ > 100, заводнение нефтяных месторождений, осуществляемое путем закачки в пласты обычной воды, оказывается неэффективным, поскольку конечная нефтеотдача получается низкой (порядка 0,1).

Та же самая картина возникает при использовании заводнения для вытеснения высокопарафинистой нефти из пластов. Если допустить сильное разгазирование нефти во время разработки месторождения на естественном режиме или снижение пластовой температуры ниже температуры кристаллизации парафина вследствие закачки в пласт воды с более низкой температурой, чем пластовая, то парафин, первоначально находившийся в нефти в растворенном состоянии, выделится из нее, вязкость нефти повысится и она приобретет неньютоновские свойства, что в конечном счете приведет к снижению нефтеотдачи.

Исходя из сказанного, первая проблема разработки нефтяных месторождений с применением заводнения состоит в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу.

Рис. 94. Схема движения водонефтяного контакта в пласте при ц₀ = 20 * 30 • 10^-3 Па • с:

1-3 - см. рис. 93; 4 - скопление нефти, оставшееся позади водонефтяного контакта

Исследования и опыт разработки привели к созданию следующих направлений решения этой проблемы:

1) применению для закачки в пласт горячей воды и водяного пара;

2) загущению воды полимерными добавками и другими веществами;

3) использованию влажного и сверхвлажного внутрипласто-вого горения.

Следует отметить, что вода, замещающая в пласте извлекаемую из него нефть, действительно наиболее доступное и целесообразное с экономической точки зрения вещество. Поэтому новые, более эффективные методы разработки нефтяных месторождений будут, по всей видимости, и впредь базироваться на закачке в пласт воды, хотя сам механизм извлечения нефти из недр будет коренным образом отличаться от соответствующего механизма обычного заводнения.

Вторая проблема заводнения связана с принципиальной невозможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при наиболее благоприятных условиях значительной проницаемости коллекторов и малых значениях параметра ц₀.

Главная причина невозможности полного вытеснения нефти водой из заводненных областей пластов заключается в несмешиваемости нефти и воды. Решить проблему обеспечения полного вытеснения нефти из пластов можно, либо обеспечив смешиваемость нефти с вытесняющим ее веществом, либо применив высокотемпературное воздействие на пласт, при котором происходило бы выпаривание нефти.

Третья, может быть, наиболее обширная проблема, возникшая в результате анализа и обобщения опыта разработки заводняемых нефтяных месторождений, - проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения. Данные разработки показывают, что по целому ряду причин отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду и, следовательно, из них не вытесняется нефть. Кроме того, обводнение отдельных нефтяных скважин происходит весьма неравномерно даже при их строго упорядоченном расположении на нефтеносной площади месторождения, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон.

Опыт применения заводнения показал, что решение проблемы повышения охвата пластов можно получить путем комплексного использования методов воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, повышенных давлений нагнетания, эффективных средств подъема жидкости из скважин, методов регулирования разработки месторождений, а также выбора наиболее подходящей для физико-геологических условий месторождения системы его разработки и, в первую очередь, соответствующего выбора объектов разработки и плотности сетки скважин.

При этом систему разработки, конечно, приходится выбирать на стадии составления технологической схемы разработки, когда месторождение еще недостаточно хорошо изучено.

При выборе оптимальных объектов разработки очень важную роль играет знание степени сообщаемости отдельных пластов по вертикали. Известно, что трещиноватость свойственна не только карбонатным коллекторам, но и пластам, сложенным песчаниками и алевролитами. Во многих случаях увеличению сообщаемости пластов по вертикали способствует наличие в разделяющих пласты непроницаемых слоях отдельных окон, т.е. проницаемых участков.

Оптимальные объекты разработки и плотности сетки скважин, как и с учетом разработки месторождения в целом, следует выбирать на основе технико-экономического анализа. Однако зависимость коэффициента охвата пласта заводнением ц₂ от степени объединения пластов в объекты разработки и параметра плотности сетки скважин s_G устанавливают только на основе совместного изучения геологического строения пластов месторождения и процесса вытеснения из него нефти водой при различных системах разработки или многофакторного анализа результатов фактической разработки пластов с различной степенью объединения их в объекты разработки и различными параметрами плотности сетки скважин.

Для иллюстрации одного из приведенных положений рассмотрим в основных чертах методику нахождения зависимости п₂ = П₂(^_с) на основе анализа возможных вариантов разработки месторождения при различных значениях параметра Б_с с использованием зональных карт неоднородности месторождения.

Допустим, что разрабатываемый пласт месторождения состоит из нескольких пропластков (рис. 95), разделенных прослоями непроницаемых пород. С целью построения зависимости П₂ = П₂(5_с) для пласта в целом будем поочередно выделять из него отдельные пропластки и изучать, как зависит охват заводнением каждого пропластка от плотности сетки скважин. Для упрощения будем считать, что неоднородность каждого из пропластков характеризуется линзами, не сообщающимися с остальной частью пласта. Если при некоторой плотности сетки скважин линзу вскрывают одновременно не менее двух сква-

Рис. 95. Схема вертикального разреза участка пласта с несколькими пропластка-ми:

1, 2, 4 - соответственно пропластки А, А, Q; 3 - линза в пропластке; 5 - непроницаемые прослои

жин, одна из которых нагнетательная, а другая - добывающая, то такая линза считается охваченной разработкой. Если же линзу не вскроет ни одна пара скважин, одна из которых добывающая, а другая - нагнетательная то эта линза принимается невовлеченной в разработку, а содержащиеся в ней запасы нефти исключаются из запасов, охваченных разработкой.

Выделим из изучаемого участка разрабатываемого слоистого пласта пропласток A (рис. 96). Этот пропласток содержит в пределах участка три линзы: 3, 4 и 5. Будем считать, что при разработке месторождения применяют однорядную схему расположения скважин. Рассмотрим изменение охвата пласта разработкой при этой схеме расположения скважин, но при двух различных S_g₁ и Э_с2, причем Б_с1 > Э_с2. В случае (см. рис. 96), соответствующем S_с = S_g₁, охватывается разработкой только линза 4. Запасы нефти, содержащиеся в линзах 3 и 5, должны быть исключены из извлекаемых запасов рассматриваемого участка пласта.

5 6

Рис. 96. Схема расположения скважин в пропластке А при S_c = S_c1:

1, 2 - скважины соответственно нагнетательные и добывающие; 3, 4, 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности

> .

Рис. 97. Схема расположения скважин в пропластке А при S_c2 < Sd:

1-6 - см. рис. 96

Во втором случае (рис. 97) при той же схеме расположения скважин плотность сетки скважин выше (S^ < S^) и в линзы 3 и 5 пропластка A “попадают” не менее одной нагнетательной и одной добывающей скважины. Следовательно, все линзы охватываются разработкой и коэффициент охвата пласта будет выше, чем в первом случае.

Из приведенного примера следует, что для нахождения зависимости коэффициента охвата пластов месторождения разработкой следует прежде всего изучить и знать макронеоднородность пласта. Необходимо при этом отметить, что на охват пластов месторождения разработкой влияет не только их линзовид-ность, но и другие виды неоднородности и тектонические нарушения. Трещиноватость пластов может играть полезную роль в повышении их охвата разработкой, поскольку с помощью трещин соединяются литологические и неоднородные пропластки, в результате чего повышается однородность пластов. Однако наличие единичных длинных трещин может привести к преждевременным прорывам закачиваемой воды в добывающие скважины и к снижению коэффициента охвата пластов заводнением.

Для решения проблемы повышения охвата пластов заводнением необходимо количественно прогнозировать характер процесса вытеснения нефти водой в неоднородных пластах при различных системах разработки и рассчитывать, к каким результатам могут приводить те или иные мероприятия по частичному изменению системы разработки или режимов работы скважин, т.е. мероприятия по регулированию разработки.

Подобные расчеты сводятся к решению двумерных и трехмерных задач вытеснения нефти водой на современных быстродействующих компьютерах.

Как уже указывалось, проблема изучения влияния плотности сетки скважин и систем разработки на охват пластов заводнением решается в общем виде также с применением методов многофакторного анализа фактической разработки месторождений с различными параметрами S,.. При этом получают только осред-ненные зависимости, которые весьма приближенно можно использовать для конкретных месторождений.

Для аппроксимации таких общих зависимостей п₂ = П₂^_с) используют формулу ВНИИнефть

П2 = ^{A -
BS}

(IV.122)

(IV. 123)

или формулу В.Н. Щелкачева

П₂ = A"“^Sc,

где A, В и а - постоянные коэффициенты.

Для того чтобы использовать формулы (IV. 122) и (IV. 123) применительно к конкретным месторождениям, нужно именно для этих месторождений определить коэффициенты A, В или

а, например путем изучения зональных карт неоднородности и систем разработки месторождений.

Выше указывалось, что решение проблемы повышения охвата пластов заводнением существенным образом связано с возможностью эффективного регулирования разработки, которое, пожалуй, можно выделить в самостоятельную проблему.

Одним из первых вопросов, возникших при решении проблемы регулирования разработки нефтяных месторождений и повышения охвата пластов заводнением, является вопрос о выводе из эксплуатации, т.е. отключении, обводнившихся скважин. Так, по мере продвижения водонефтяного контакта по отдельным пропласткам разрабатываемого пласта добывающие скважины обводняются. Вопрос состоит в следующем: при какой обводненности продукции отключать добывающие скважины с тем, чтобы не допустить существенного снижения нефтеотдачи?

Если, например, при трехрядной системе разработки пласта средний низкопроницаемый пропласток выклинивается вблизи первого ядра добывающих скважин (рис. 98), то вывод из эксплуатации первого ряда скважин при слишком низкой обводненности приведет к очевидному снижению нефтеотдачи, если средний пропласток содержит значительные запасы нефти.

Рис. 98. Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков, разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважины:

1 - нагнетательная скважина;

2 - пропласток 1; 3 - добывающая скважина первого ряда; 4 - пропласток 2, выклинивающийся между первым и вторым рядами добывающих скважин; 5 - добывающая скважина второго ряда; 6 - проплас-ток 3

В проблеме регулирования разработки нефтяных месторождений имеется и много других еще не решенных вопросов.

Помимо указанных общих проблем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения известен и целый ряд специальных, таких, например, как создание эффективных методов разработки низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов, водонефтяных зон месторождений, коллекторов с высокой глинистостью, трещиновато-пористых пластов с неоднородной трещиноватостью и т.д.

Указанные проблемы могут быть решены также путем использования вместо обычного заводнения иных методов разработки нефтяных месторождений.

Контрольные вопросы

1. Выведите формулу связи между текущей добычей нефти из пласта, текущей добычей жидкости и обводненностью добываемой продукции.

2. Выведите формулу для дебита нефти в прямолинейном однородном пласте при постоянном перепаде давления с использованием модели поршневого вытеснения нефти водой.

3. По какой формуле определяют время обводнения прямолинейного однородного пласта при поршневом вытеснении нефти водой?

4. Выведите формулу для дебита воды, добываемой из слоисто-неоднородного прямолинейного пласта, при любом законе распределения абсолютной проницаемости.

5. Выведите формулу для определения водонасыщенности на фронте при непоршневом вытеснении нефти водой из прямолинейного однородного пласта. Объясните принцип графического метода определения этой водонасыщенности.

6. По какой формуле определяют время безводной эксплуатации прямолинейного пласта при непоршневом вытеснении нефти водой?

7. При заданной эмпирической зависимости текущей обводненности продукции от текущей нефтеотдачи по месторождению по какому соотношению можно определить зависимость текущей добычи нефти от времени, если различны текущие отборы жидкости из месторождения?

8. В чем различие вычисления дебитов скважин по заданным перепадам давлений от вычисления давлений по заданным дебитам скважин в трех- и пятирядных системах разработки с использованием метода эквивалентных фильтрационных сопротивлений?

9. Расскажите о недостатках разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения. В чем преимущество систем с внутриконтурным заводнением по сравнению с системами с законтурным заводнением?

УТЯЖЕЛИТЕЛИ ГЛИНИСТЫХ РАСТВОРОВ, ИХ ПРИМЕНЕНИЕ

Утяжелители — это тонкодисперсные минералы или отходы производства, имеющие высокую плотность и относящиеся практически инертно к глинистым растворам. Основными параметрами, характеризующими качество утяжелителей, являются: плотность, тонкость помола, содержание водорастворимых солей и влажность при мокром способе помола. В бурении чаще всего применяют барит и редко гематит. На промыслах при ремонте скважин кроме этих утяжелителей применяют реже магнетит и мел.

1. Барит (BaSO₄) представляет собой тонкий белый порошок плотностью 4,0+4,2 т/м³. В табл. 4.1 приводятся параметры, определяющие сортамент баритового утяжелителя. Баритовый утяжелитель на сегодня является лучшим из всех других, хотя и имеет свои недостатки. Одним из них является флокуляция, т.е. объединение коллоидных частиц в рыхлые

Т а б л и ц а 4.1

Параметры, определяющие сортамент баритового утяжелителя

Показатели		Сорт
	1-й	2-й	3-й
Плотность, т/м³	4,2	4	3,8
Содержание сернокислого бария в пересчете на сухой утяжелитель, % Содержание влаги, %:	90
в подсушенном	5	5	5
в неподсушенном Содержание водорастворимых	14	14	14
солей, не более, %	0,3	0,35	0,4
В том числе солей Са	0,05	0,05	0,06
Тонкость помола — остаток на сите (размер ячеек в свету 0,074 мм), %	10	10	10
Содержание фракции не менее 5 мкм, не более, %	10	15	20

хлопьевидные агрегаты. Для ее устранения наиболее эффективной является обработка глинистого раствора ПАВ (ОП-7, 0П-10), а также триполифосфатом натрия (0,5 % сухого вещества от массы барита).

2. Гематит (Fe₂O₃) представляет собой красно-бурый порошок плотностью 4,3+4,6 т/м³. Плотность гематита выше, чем у баритового утяжелителя, но недостатком является значительная твердость зерен, вызывающая сильный износ деталей бурового оборудования и инструмента.

3. Магнетит (Fe₃O₄) представляет собой черный порошок плотностью 4,2+4,4 т/м³. Имеет те же достоинства и недостатки, что и гематит.

4. Мел (СаС0₃) — белая однородная тонкозернистая мажущая органогенно-осадочная порода, разновидность известняка. В качестве утяжелителя применяется химически осажденный мел. Он представляет собой тонкодисперсный, микрокристаллический порошок, получаемый в промышленности карбонизацией известкового молока Са(0Н)₂ двуокисью углерода С0₂.

Содержание углекислого кальция колеблется при этом в пределах 98+96 %, влажность составляет 1,0+1,5 %, плотность — 2,7+2,8 т/м³. Применяется в качестве утяжелителя, когда требуется утяжелить буровой раствор до плотности 1450 кг/м³.

Все утяжелители вводят в растворы, как правило, через гидросмеситель, а также при помощи БПР (блок приготовления растворов) и УПР-Р2 (установка для приготовления и утяжеления растворов, а также регенерации утяжелителя). При утяжелении глинистого раствора сухим баритом удобно пользоваться БПР. Этот блок предназначен для хранения порошкообразных материалов (бентонитовая глина, барит, цемент).

Расход утяжелителя Р, необходимого для повышения плотности 1 м³ раствора, определяют по формуле

р _ ^р3^(р2 ^{- р}1⁾

Р3 ^- Р2^{(1 -}ⁿ + ⁿY 3⁾ '

где р₁ — плотность бурового раствора до утяжеления, т/м³; р₂ — плотность утяжеленного бурового раствора, т/м³; р₃ — плотность утяжелителя, т/м³, n — влажность утяжелителя.

Пример. Определить количество баритового утяжелителя плотностью 4 т/м³, влажностью 10 % для утяжеления 1 м³ бурового раствора с целью повысить его плотность от 1,16 т/м³ до 1,30 т/м³.

Расход утяжелителя для повышения плотности 1 м³ глинистого раствора, т

Плотность исходного раствора, т/м³	Плотность утяжеленного раствора, т/м³
Плотность исходного раствора, т/м³	2,3	2,2	2,1	2	1,9	1,8	1,7	1,6	1,5	1,4	1,3	1,2
1,1	3,9	3,5	2,8	2,4	1,9	1,6	1,3	0,97	0,73	0,51	0,23
1,2	3,7	3,2	2,6	2,1	1,7	1,4	1,1	0,79	0,54	0,35	0,18
1,3	3,5	2,8	2,3	1,9	1,5	1,1	0,8	0,58	0,38	0,18	-
1,4	3,3	2,5	2	1,6	1,2	0,9	0,61	0,39	0,19	-	-
1,5	2,8	2,2	1,7	1,3	0,95	0,67	0,4	0,19	-	-	-
1,6	2,5	1,9	1,4	1,1	0,69	0,45	-	-	-	-	-
1,7	2,2	1,6	1,2	0,76	0,48	0,2	-	-	-	-	-
1,8	1,7	1,3	0,83	0,52	0,2	-	-	-	-	-	-
1,9	1,4	0,92	0,55	0,24	-	-	-	-	-	-	-
2	1	0,61	0,3	-	-	-	-	-	-	-	-
2,1	0,73	0,32	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2,2	0,34	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
П р и м е ч а н и е . Плотность баритового утяжелителя 4,4						т/м³.

eA^_AIEA. Количество утяжелителя, необходимое для повышения до заданной плотности 1 м³ раствора, определяют, подставляя численные значения величин в указанную формулу:

P = ⁴⁽¹'^{3-
1Д6)(1 -} °'¹⁾ = 0,206 т.

4- 1,3(1- 0,1 + 0,1- 4)

Объем утяжелителя в 1 м³ утяжеленного раствора

0,206/4 = 0,051 м³/м³.

Глинистый раствор, подлежащий утяжелению, должен иметь условную вязкость не более 40+50 с, СНС_1-10 не более 15/30 мг/см³, т.е. коэффициент тиксотропии 2, водоотдачу не более 10 см³/30 мин, а такими характеристиками обладают химически обработанные (стабилизированные) глинистые растворы.

В табл. 4.2. приведен примерный расход утяжелителя плотностью 4,4 т/м³, влажностью 10 % для повышения плотности

1 м³ бурового раствора.

Глава 4

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

4.1. Область применения газлифтного способа добычи нефти

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

3. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 602000 т/сут.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

4.2. Системы и конструкции газовых подъемников

Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.

Схема работы газлифтного подъемника показана на рис. 4.1. В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ - повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевыми и центральными (см. рис. 4.1).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а га-

ёЁЙ. 4.1. ёЁЙГА1ы „ШЁШТЫх ббЬиА1Шб,

зожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 4.1, $), а во втором - однородный подъемник центральной системы (см. рис. 4.1, •).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 4.1, ,). Наружный ряд насоснокомпрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части - трубы большего диаметра, а в нижней - меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрЕ^ным центральной системы (см. рис. 4.1, „).

Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы - полутора-рЁ^ный подъемник (см. рис. 4.1, fc), которйй имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

4.3. Наземное оборудование газлифтных скважин

В состав оборудования для обслуживания и эксплуатации газлифтных скважин входят: оборудование устья скважин

ОУГ-80х35, инструмент ГК и установка ЛСГ1К-131А или ЛСГ-16А для проведения скважинных работ.

Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины (рис. 4.2). Оно состоит из уплотнительного узла проволоки 1 с направляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, манометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7. Ниже указаны его характеристики.

Техническая характеристика ОУГ-80х35

Давление, МПа:

Узел уплотнения проволоки (рис. 4.3) с направляющим роликом состоит из корпуса 2, внутри которого размещены резиновые уплотнители 3 с отверстием под проволоку 2,4 мм, поджимаемые сверху через нажимную втулку 4 гайкой 5. В корпусе под резиновыми уплотнителями расположена свободно перемещающаяся армированная металлом резиновая втулка 1, герметизирующая уплотнитель в случае обрыва проволоки. Данное устройство позволяет заменять резиновые уплотнители под давлением при их выходе из строя.

Секции лубрикатора длиной по 2,5 м, предназначенные для размещения в них газлифтных сильфонных клапанов, ударного инструмента и приборов, соединены между собой быстросборными соединениями с резиновыми уплотнительными кольцами.

Превентор плашечный (рис. 4.4) состоит из корпуса 1 с вертикальным проходным диаметром 76 мм, крышек 3, плашек

2, винтов 4 и перепускного клапана 5. В нижней части расположен фланец для присоединения со стволовой задвижкой ар-

Рис. 4.4. Превентор плашечный

матуры. Шпонка 6 препятствует проворачиванию плашки. На наружной поверхности плашки имеются каналы для перепуска давления за плашку, что облегчает ее перемещение и увеличивает прижатие плашек друг к другу при перекрытии устья или обжим проволоки. Для облегчения открытия превентора под давлением на боковой стенке корпуса установки имеется пер е-пускной клапан, который позволяет уравновесить давление под и над плашками. К нижнему натяжному ролику крепится индикатор, показывающий натяжение проволоки в процессе работы.

Оборудование 0УГ-80х35 монтируют с помощью мачты, которая устанавливается на одну из гаек фланцевого крепления арматуры.

В комплект инструмента ГК входит инструмент из комплекта КИГК, который состоит из трех наборов (рис. 4.5).

Первый стандартный набор включает инструменты, спускаемые в скважину при любых операциях по обслуживанию. С их помощью производят удары вверх и вниз, а также крепят проволоку. К этому набору относятся: устройство для закрепления проволоки УЗП, шарнир Ш16, грузовые штанги ШГр и 1ШГр, Яссы гидравлический ЯСГ и механический ЯСМ, яссы для сообщения набору инструментов, спускаемых в скважину, ударных импульсов: ЯСГ - для удара вверх и ЯСМ - вверх или вниз.

Второй набор - инструменты для установки в скважине и извлечения из нее клапанов всех видов с замками или фиксатором. К этому набору относятся: рычажный ОР и консольный ОК отклонители для посадки оборудования в скважинные камеры, инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК, цанговый инструмент ИЦ для извлечения скважинного оборудова-

Е№-

ЕЗвф

¦ЕН^-

-М-----ШМ«>

м*-

>—-ф Ф-

~~=ЦЩвфш~~

Е?ф8^

Рис. 4.5. Комплект инструмента КИГК:

а - устройство закрепления проволоки УЗП; 6 - грузовая штанга ШГр; в -шарнир Ш16; „ - гидравлический ясс ЯСГ; д - механический ясс ЯСМ; е -рычажный отклонитель ОР; ж - инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК; з - цанговый инструмент ИЦ; и - выпрямитель проволоки ВОП; к -ловильный проволочный инструмент ИЛП; л - трубный шаблон ШТ; м -печать ПК; н - гидростатическая желонка ЖГС; о - парафинорезка ПФ; п -скребок парафина СП; р - приемный клапан КПП; с - правочный инструмент ИП

ния из камер, а также инструменты из комплекта КИГК и ИКПГ.

Третий набор - инструменты вспомогательного назначения, применяемые при подготовке скважин к эксплуатации, а также при ремонтных и исследовательских работах. К ним относятся: выпрямитель проволоки ВОП, ловильный проволочный инструмент ИЛП, трубный шаблон ШТ, печать, гидростатическая желонка ЖГС, скребок парафина СП, приемный клапан КПП, правочный инструмент ИП, ограничитель, шток, керн (рис. 4.6 и табл. 4.1).

Установка ЛСГ-16А, смонтированная на шасси автомобиля “Урал-375Е”, предназначена для смены управления скважинным оборудованием на глубинах до 5000 м с помощью

Т а б л и ц а 4.1

Техническая характеристика инструмента из комплекта КИГК

Показатели	КИГК-60	КИГК-73	КИГК-89
Наибольшая нагрузка на проволоку, кН Присоединительная резьба инструментов (ГОСТ 13877-80), мм:	7	7	7
муфтовых концов	М	М	М
ниппельных концов	ШГ16	ШГ16	ШГ22
Угол поворота, рад:	ШГ16	ШГ16	ШГ22
шарнира	0,2	0,2	0,2
отклонителя	6	6	6
	0,12	0, 1 2	0, 1 2
Угол наклона обслуживаемых скважин, рад Ход поршня яссов, мм:	0,93	0,93	0,93
механического ЯСМ и 1ЯСМ	500	500	500
гидравлического ЯСГ	220	220	220
Рабочая среда	Нефть, газ,	буровой раствор, плас-
	товая вода нентов	без агрессивных компо-
Температура рабочей среды, °С, не более	100	100	100

Рис. 4.6. Набор инструментов, спускаемых в скважину:

$ - при посадке газлифтных клапанов; • — при извлечении газлифтных клапанов; 1 - устройство закрепления проволоки; 2, 6 - трузовые штанги; 3 - шарнир; 4 - механический ясс; 5 - рычажный отклонитель; 7 - инструмент для спуска газлифтных клапанов; 8 - гидравлический ясс; 9 - цанговый инструмент

инструмента, спускаемого на проволоке и канате (рис. 4.7). Установка состоит из лебедки, узла привода насоса, пульта управления, гидрооборудования, масляного бака и кузова.

Техническая характеристика установки ЛСГ-16А

Номинальное тяговое усилие, кН:
при работе с проволокой..........................	13,6
при работе с канатом...............................	16,0
Глубина обслуживания, м:
при работе с проволокой диаметром 2,5 мм...	7000
при работе с канатом 4,8 мм......................	5000
Диаметр бочки барабана лебедки, мм..............	215
Длина, мм................................................	550
Привод лебедки.........................................	Гидравлический объемный
Скорость подъема, м/с:
при работе с проволокой..........................	0-15
при работе с канатом...............................	0-12
Мощность привода, кВт..............................	63
Наибольшее давление рабочей жидкости, МПа	16,0
Насос......................................................	Шестеренный НШ100-3
	ГОСТ 8753-80
Гидромотор...............................................	Аксиальный поршневой
Габаритные размеры, мм.............................	7380x2500x3250
Масса, кг.................................................	10 320

Применение объемного гидравлического привода лебедки обеспечивает спускоподъемные работы с клапанами и инструментом аналогично установке ЛСГ1К-131А на шасси автомобиля ЗИЛ-1Э1А.

Отбор мощности на привод от двигателя автомобиля “Урал-375Е” осуществляется коробкой дополнительного отбора мощности, установленной на раздаточной коробке автомобиля. Вращение от коробки дополнительного отбора мощности к насосам передается карданным валом через редуктор. Барабан получает вращение от выходного вала коробки перемены передач через двухрядную цепную передачу. С другой стороны барабанного вала имеется привод укладчика проволоки и каната, состоящий из цепной и шестеренной передач.

Привод гидронасосов осуществляется от раздаточной коробки и коробок дополнительного отбора мощности, соединенной карданным валом с редуктором привода насоса. Одноступенчатый трехвальный редуктор привода насосов установлен на траверсе, закрепленной на балках кузова.

Лебедка состоит из узлов барабанного вала, укладчика проволоки и каната, коробки передач, ленточного тормоза, пульта управления, установленных на единой сварной станине. Первичный вал коробки передач получает вращение от двух гидромоторов. Вращение от коробки передач к барабанному валу и от него к укладчику проволоки передается посредством цепных передач. Пульт управления лебедки расположен в оператор-

13 8 7 12 10 11

ёЁЙ. 4.7. i№I6,ft аёЕ-16А:

$ - общий вид; • - кинематическая схема; 1 - двигатель автомобиля “Урал-375Е”; 2 - раздаточная коробка автомобиля; 3 -редуктор привода насоса; 4 - насос НШ100-3; 5 - гидромотор; 6 - лебедка; 7 - цепная передача при работе с канатом; 8 -цепная передача при работе с проволокой; 9 - шкив мерительный; 10 - привод указателя глубины; 11 - укладчик проволоки; 12 - рама; 13 - коробка перемены передач

ском отсеке кузова установки. На пульте имеются рукоятки управления дросселями спуска и подъема и гидрораспределителем. Здесь же расположены рукоятки дубляжа управления оборотами двигателя автомобиля, рукоятка управления коробкой передач, клапан дистанционной настройки и рукоятка включения в работу одного или двух насосов.

Установка оснащена приспособлением для перемотки проволоки и каната. Привод барабанного вала приспособления осуществляется от гидромоторов Г16-15М через открытую зубчатую передачу. Гидромотор в свою очередь работает от насосов установки.

Кузов фургонного типа состоит из двух отсеков, разделенных перегородкой, - операторского и лебедочного. В последнем установлено все навесное оборудование установки.

4.4. Внутрискважинное оборудование

В состав скважинного оборудования газлифтной установки входят скважинные камеры, газлифтные клапаны и промежуточный пакер с гидромеханическим управлением и приемным клапаном.

Среди различных методов снижения пусковых давлений, основанных на удалении части жидкости из подъемной колонны, наиболее эффективно применение пусковых газлифтных клапанов, которые устанавливают в скважинных камерах ниже статического уровня жидкости. По способу управления газлифтные клапаны работают от давления в затрубном пространстве, давления столба жидкости в НКТ и перепада давления между ними.

Наибольшее распространение получили клапаны, управляемые затрубным давлением сильфонного типа серии Г и выпускаемые с условным наружным диаметром 20, 25, 38 мм с диапазоном давления зарядки 2-7 МПа (табл. 4.2).

Газлифтные клапаны Г состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток - седло, обратного клапана и устройства для фиксации клапана в скважинной камере.

Сильфонная камера заряжается азотом через золотник. Давление в сильфонной камере клапана регулируют на специальном приспособлении стенда СИ-32. Сильфонная камера -герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого является металлический многослойный сильфон. Пара шток - седло является запорным устройством

Т а б л и ц а 4.2 Техническая характеристика газлифтных клапанов

Показатель	Г-20	Г-20Р	Г-25	Г-25Р	1Г-25	1Г-25Р	Г-38	Г-38Р
Условный наруж	20	20	25	25	25	25	38	38
ный диаметр, мм
Рабочее давле	21	21	21	21	21	21	21	21
ние, МПа
Диаметр отвер	0,5	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
стий седел, мм		6,5	6,5	6,5	6,5	6,5	6,5	6,5
			8,0		8,0		8,0	8,0
			8,0		8,0		9.5 12.5	8,0
Габариты, мм:
диаметр	32,0	32,0	29,0	29,0	32,0	32,0	40,5	40,5
длина	610	610	485	485	485	485	540	550
Масса, кг	1,5	1,5	1,2	1,2	1,2	1,2	3,0	3,2

клапана, к которому газ поступает через окна кармана скважинной камеры.

Герметизация напора поступления газа обеспечивается двумя комплектами манжет. Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в за-трубное пространство скважины.

Газлифтные клапаны Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Управляющим давлением для пусковых клапанов является давление газа затрубного пространства скважины. Воздействуя на эффективную площадь сильфона, газ сжимает его, в результате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы.

Число устанавливаемых клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются они последовательно по мере снижения уровня в затрубном пространстве скважины.

Понижение уровня в затрубном пространстве скважины продолжается до глубины расположения нижнего (рабочего) клапана.

На заданном технологическом режиме скважина должна работать через рабочий клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, которые используются только в период пуска скважины.

Другим типом используемых клапанов является дифференциальный тип (КУ-25 и КУ-38), т.е. работающие от перепада давления в НКТ и затрубном пространстве.

Применение газлифтных клапанов позволяет регулировать поступление газа, нагнетаемого из кольцевого пространства в колонну подъемных труб.

Газлифтные клапаны в скважинных камерах устанавливают специальным инструментом, спускаемым на проволоке гидравлической лебедкой. Эксцентричность скважинной камеры обеспечивает при установленном клапане сохранение свободного проходного сечения НКТ. Это позволяет выполнять необходимые работы в скважине без подъема НКТ (рис. 4.8 и табл. 4.3).

Скважина под газлифт-ную эксплуатацию может быть оборудована после окончания бурения и вскрытия эксплуатационного объекта спуском НКТ с глухими (ложными) клапанами. По окончании фонтанирования или после снижения устьевого давления глухие клапаны заменяются рабочими и скважину переводят на газ-лифтную эксплуатацию.

Рис. 4.8. Скважинная камера и размещение в ней газлифтного клапана:

1 - муфта; 2, 5 - патрубок; 3 - кулачковый фиксатор; 4 - газлифтный клапан

Скважинные камеры предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способом.

Сильфонная камера представляет собой конструкцию, состоящую из наконечников, рубашки и кармана. Рубашка изготовлена из специальных овальных

Показатель	К-60А-210	К-60Б-210	К-73А-210	К-73Б-210	КН-73А-210	КН-60А-210	КТ-73Б-500
Диаметр проходного отверстия d,	50	50	60	60	62	50	62
Диаметр посадочного отверстия dj,	38,5	26,0	38,5	26,0	38,5	38,5	25,0
мм	40,0	26,0	40,0	26,0	40,0	40,0	25,0
Рабочее давление, МПа	21	21	21	21	21	21	50
Габариты, мм:
длина L	2 600	1 640	2 500	1 740	2 500	3 055	2 760
ширина Q	97	76	116	97	116	97	116
высота с	118	108	138	118	136	118	138
Масса, кг	74,8	24,0	68,2	38,0	75,0	60,0	82,5

Т а б л и ц а 4.4

Техническая характеристика иакеров

Показатель	ПН-ЯГМ-140- 210	ПН-ЯГМ-136- 210	ПН-ЯГМ-132- 210	ПН-ЯГМ-122- 210	ПН-ЯГМ-118- 210
Диаметр эксплуатационной колонны труб, мм: условный	178	168	168	146	140
максимальный внутренний	150,3	140,3	140,3	133	128
Наружный диаметр пакера, мм	140	136	132	122	118
Максимальная осевая нагрузка	100	100	100	80	80
при посадке, кН Диаметр проходного отверстия, мм Рабочая среда Температура рабочей среды, К,	76	76	76	62	62
	423	Нефть, га 423	з, газоконденсат, 423	гластовая вода 423	423
не более Габаритные размеры, мм: диаметр	140	136	132	122	118
длина	1 880	1 880	1 880	1 655	1 655
Масса, кг	64	60	55	47	46

Рис. 4.9. Промежуточный иакер ПН-ЯГМ с гидромеханическим уиравлением:

1 - муфта; 2 - упор; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - обойма; 6 - конус; 7 - шпонка; 8 - плашка; 9 - плашкодержатель; 10 -винт; 11 - кожух; 12 - поршень; 13 - корпус клапана; 14 - шарик; 15 - седло; 16 - срезной винт

труб. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены посадочные поверхности. В кармане камеры имеются перепускные отверстия, через которые газ поступает к газлифтному клапану. При ремонтно-профилактических работах в кармане может быть установлена циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия - глухая пробка.

Одним из элементов внутрискважинного оборудования газлифтных скважин является промежуточный пакер с гидромеханическим управлением. Пакер предназначен для изоляции затрубного пространства скважин от трубного, а также разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже его.

Пакер ПН-ЯГМ (рис. 4.9 и табл. 4.4) состоит из уплотняющего устройства, включающего в себя уплотнительные манжеты с обоймами и служащего для герметизации разобщаемых пространств ствола скважины, и устройства для фиксации пакера в эксплуатационной колонне. Последнее устройство, удерживающее пакер от скольжения из-за перепада давления над и под ним, состоит из корпуса, шпонки, плашки и плашко-держателя. Его спускают в скважину на заданную глубину на конце колонны НКТ.

Пакер фиксируется на месте гидроприводом, состоящим из кожуха и поршня. Процесс осуществляется при перекрытии перехода пакера сбрасываемым шариком или приемным клапаном и созданием дополнительного гидравлического давления внутри колонны НКТ.

Уплотнительные манжеты пакера деформируются под действием осевого усилия от веса колонны НКТ. Проход пакера освобождается от седла с шариком при увеличении гидравлического давления до значения необходимого для среза винтов клапанного устройства, а при применении приемного клапана - извлечением его инструментом канатной техники. Рабочее давление 21 МПа.

Пакер извлекают из скважины подъемом колонны НКТ.

4.5. Обслуживание газлифтных скважин

Обслуживание газлифтных скважин включает исследование газлифтных скважин, анализ их работы и устранение неисправностей газлифтной установки.

Целью исследования является определение параметров пластов, пластовых жидкостей и призабойной зоны для оценки рационального расхода рабочего агента (газа) по критерию максимума добычи нефти или минимума удельного расхода газа.

Основной метод исследования газлифтных скважин - метод пробных откачек. Забойное давление при этом определяется глубинным манометром или расчетом по давлению нагнетаемого газа.

Режим работы скважины можно изменить противодавлением на выкиде и расходом нагнетаемого газа. При этом необходимо добиваться устойчивого режима работы скважины - без пульсации буферного и затрубного давления.

По упрощенной методике исследований обходятся без применения глубинных манометров.

Для скважин с высоким коэффициентом продуктивности используют метод пробных откачек - при постоянном расходе нагнетаемого газа и переменном противодавлении на выкиде. Для скважин других групп - при переменном расходе газа и постоянном противодавлении на выкиде скважины.

В первом случае при установившемся режиме работы скважины замеряют расход и давление нагнетаемого газа, а также дебит скважины. При неизменном расходе газа сменой штуцера или перекрытием задвижки на выкиде изменяют режим работы скважины. После установления режима снимают показания рабочих параметров работы скважины (дебит и рабочее давление). По этим данным (минимум на двух-трех режимах) строят индикаторную диаграмму - кривую зависимости дебита от забойного давления. При этом считается, что изменение давления нагнетаемого газа на устье скважины примерно соответствует изменению давления на забое скважины. По забойным давлениям и соответствующим им дебитам жидкости при различных режимах строится кривая и экстраполяцией находится пластовое давление с определением вида уравнения притока.

Во втором случае устанавливают минимальный расход газа (без пульсации давления) с замером дебита, давления и расхода нагнетаемого газа. Затем на 20-30 % увеличивают подачу газа и проводят замеры до уменьшения дебита по сравнению с предыдущим замером. После каждого режима определяют забойные давления и по ним - уравнения притока. На практике часто пользуются исследованиями для построения регулировочных кривых - зависимостей дебита скважины 9_ж и удельного расхода нагнетаемого газа R₀ (не менее чем на шести режимах).

Регулировочные кривые (рис. 4.10) имеют максимумы. Оптимальным (с энергетической точки зрения) является дебит, соответствующий координате точки касания кривой (А), проведенной из начала координат к кривой q _ж = f(q _г). Эта точка соответствует минимуму удельного расхода нагнетаемого газа (Q). Максимум дебита (А) потребует увеличения R₀.

Осложняющие условия эксплуатации газлифтных скважин требуют проведения необходимых оргтехмероприятий.

Для борьбы с пескопроявлением используют: фильтры для закрепления призабойной зоны; ограничение депрессии для предотвращения разрушения скелета нефтесодержащих пород;

конструкции подъемных лифтов и режимы их работы, п р и которых обеспечивается полный вынос песка.

Для борьбы с парафином, гидратами, солеотложением, образованием эмульсии, несмотря на повышенную металлоемкость установки, иногда используют второй ряд НКТ, что позволяет закачивать в кольцевое пространство между ними растворители и химреагенты без остановки скважины.

Образование ледяных и гидратных пробок в скважинах и негерметичностях лифта устраняют следующими методами: устранением негерметичности лифта и уменьшением пер е-пада давления на клапане;

вводом ингибитора в нагнетаемый газ;

подогревом газа;

снижением давления при прекращении подачи газа на скважину.

4.6. Техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой на рабочее давление, равное максимальному, ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в собранном виде на паспортное пробное давление. После установки на устье скважины ее опрессовывают на давление для опрессовки эксплуатационной колонны; при этом, независимо от ожидаемого рабочего давления, арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Ее выкидные и нагнетательные линии, расположенные на высоте, должны иметь надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также их вибрацию при работе скважин.

Обвязка скважины, аппаратуры и газопроводов под давлением в зимнее время должна отогреваться только паром или горячей водой.

В газораспределительных будках следует не допускать скопления газа, который при определенном соотношении с воздухом образует взрывоопасную смесь. Газ обычно скапливается вследствие пропуска его через фланцевые соединения или сальники вентилей. Во избежание поступления газа из скважины по трубопроводу в БГРА должен быть установлен обратный клапан.

Скопление взрывоопасной смеси особенно недопустимо в зимнее время, когда окна и двери газораспределительных будок закрыты. В зимнее время также могут образовываться гидратные пробки вследствие замерзания конденсата в батареях и газопроводах. Это приводит к повышению давления в трубопроводах и возможному их разрыву. Попадание газа в воздух может быть причиной взрыва. Основная мера, предотвращающая взрыв, - вентиляция помещения. Для устранения утечки газа на линии следует постоянно следить за исправностью сальниковых набивок вентилей, сосудов для конденсата (на газопроводных магистральных линиях в низких точках).

В зимнее время следует утеплить помещения для предотвращения от замерзания конденсата в батареях.

Для устранения источников воспламенения газа в будках необходимо:

использовать электрическое освещение будок, установленное вне будок;

выносить за будку электроприборы (рубильники, печи);

применять инструмент, не дающий искр, при ремонте внутри будок;

запретить применение открытого огня и курение в будке;

сооружать будку из огнестойкого материала.

ЕаЛдА

аёёабЙе^А^аб EAaeQoi

а ЁАаеае^Йб^ёАз^оЬ!

а еаАёге^

4.1. ааАёёааааАПай а 1б1^еаеЁай аёёаб&е^А^аа

4.1.1. пбаа аёёабЙе^А^аа

Задача прогнозирования разработки газового месторождения сводится к предсказанию характера изменения технологических параметров системы (давления, объемов добычи газа, дебитов скважин, газоотдачи и др.) на основе исходной информации об ее структурных параметрах (свойства пласта, физико-химические характеристики газа и др.).

Целью исследований газовых скважин является определение исходных параметров разрабатываемой системы.

Промысловые исследования скважин позволяют определять следующее.

Параметры пласта-коллектора:

геометрические характеристики пласта и залежи, в том числе общие размеры подземного резервуара, характер изменения общей и эффективной толщины пласта по площади и горизонтам, границы залежи, размеры экранов и непроницаемых включений и их форму, положение контакта газ — вода и его изменение в процессе разработки и др.;

коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, а также характер его изменения по площади и разрезу);

прочностные характеристики пласта, определяющие до-бывные возможности скважин (предельные дебиты и градиенты давления, соответствующие началу разрушения пород);

емкостные свойства порового пространства (запасы газа и конденсата).

Параметры пластового флюида:

физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, давление начала выпадения конденсата, давление максимальной конденсации, состав газа и конденсата, коэффициенты сверхсжимаемости, влажность газов, характеристика пластовых и конденсационных вод, условия образования и состав кристаллогидратов и солей, выпадение твердой серы и др.) и характер их изменения при различных давлениях и температурах в процессе разработки месторождения;

характер фазовых превращений газоконденсатных систем в динамических процессах, связанных с изменением давления и температуры.

Параметры скважин:

энергосберегающий (критический) дебит;

предельные добывные характеристики скважин (свободный дебит, абсолютно свободный дебит, максимально допустимые дебиты без разрушения пласта и подтягивания воды к забою скважин);

оптимальные гидро- и термодинамические условия работы ствола;

интенсивность скопления жидких и твердых примесей на забое и условия их выноса;

коррозионная активность примесей.

Параметры пластово-водонапорной системы в законтурной области:

фильтрационные и емкостные параметры водоносной части пласта;

физико-химические свойства пластовой воды.

Последнюю группу параметров определяют в процессе исследований специальных скважин, вскрывших водоносные пласты.

Определение исходных параметров в ряде случаев возможно прямыми измерениями. Например, анализ кернов позволяет непосредственно замерить коллекторские свойства пористой среды на забое скважины. К прямым методам исследований относится лабораторный анализ проб газа и жидкости, взятых из скважины. Однако большинство характеристик разрабатываемой системы прямому замеру не поддается (например, коллекторские свойства пласта вдали от скважины). В этом случае непосредственно замеряют некоторое семейство побочных характеристик, а искомые параметры определяют по ним пересчетом на базе известных соотношений, связывающих замеренные величины с искомыми. Среди косвенных методов следует выделить группу газодинамических исследований, акустико-гидродинамических и др. Прямые и косвенные методы исследований обычно применяют в комплексе, взаимно дополняя друг друга.

Содержание и объем комплексных исследований определяются их назначением. Все исследования подразделены на первичные, текущие и специальные.

Первичные исследования проводят в процессе разведки месторождений и их опытной или опытно-промышленной эксплуатации. Задачей исследований является изучение характеристики данного месторождения с целью оценки запасов, добывных возможностей и параметров, необходимых для подготовки к промышленной эксплуатации.

На разведочных скважинах осуществляется полный комплекс исследований. При этом особое внимание следует уделять установлению добывных возможностей скважин. Во многих случаях на разведочных скважинах частичное вскрытие пласта не позволяет правильно их установить. По результатам геофизических и акустико-гидродинамических исследований можно судить о потенциальных возможностях скважин. Сопоставление этих результатов с данными газодинамических исследований позволяет установить степень и качество вскрытия пласта, а также определить добывные возможности будущих эксплуатационных скважин.

Текущие исследования проводят регулярно, не реже одного раза в год на добывающих скважинах в процессе разработки месторождения. Их задачей является получение необходимых данных для уточнения во времени изменения энергосберегающих дебитов, их распределения и начального дополнительного и фильтрационного (НФС) сопротивления по разрезу вскрытого пласта, а также для анализа и контроля за процессом разработки. При этом основное внимание следует уделять правильному установлению технологического режима, в том числе и энергосберегающего. В большинстве случаев используют только газогидродинамические и акустико-гидродинамические методы.

Специальные исследования проводят на скважинах для выполнения работ, обусловленных специфическими условиями разработки каждого конкретного месторождения, в том числе:

контроль за положением контакта газ —вода в специальных скважинах с помощью геофизических методов;

установление эффекта при проведении различного рода мероприятий по интенсификации притока газа;

изучение коррозионных свойств газа;

контроль за перетоками газа в горизонты, залегающие выше из-за некачественного цементажа;

апробирование новых методов исследований скважин и др.

При создании и разработке новых методов исследований требуется, во-первых, получить соотношения, связывающие замеряемые непосредственно параметры с искомыми, т.е. разработать теорию метода, во-вторых, определить способ проведения измерений на скважинах и, в-третьих, разработать метод правильной интерпретации результатов промысловых исследований.

Обычно математическое соотношение, на котором основана теория метода, является уравнением некоторого физиче-кого процесса. В зависимости от того, какой физический процесс используют, методы исследований подразделены на газодинамические (наблюдения за движением газа), акустикогидродинамические (наблюдения за распространением звуковых волн, возникающих при движении газа и жидкости в пористой среде) и геофизические (наблюдения за электрическим удельным сопротивлением, электрохимической активностью, тепловым сопротивлением, начальной восприимчивостью естественной радиоактивности и др.).

В настоящее время наиболее распространены газодинамические методы исследований скважин.

4.1.2. хбх^еаеЁай аёёабЙе^А^аа

Вначале составляют программу испытаний, подготавливают соответствующие приборы и оборудование и монтируют их на скважине (рис. 4.1, 4.2).

Для очистки забоя от жидкости или твердых частиц перед испытанием скважину продувают, измеряя с момента пуска дебит газа и давление на головке и в затрубном пространстве. В процессе продувки следует наблюдать за условиями выноса из пласта твердых частиц, не допуская их значительного количества, что может быть причиной разъедания оборудования, образования пробки на забое, а при наличии подошвенной или контурной воды — прорыва водяного конуса или языка в скважину. Количество твердых примесей и жидкости

pdoxngHJHH рУояя киниу — ?i ^мУэдэу — Zl !внижвиэ — ц !dogHdn HrmimgAvj — Ql tedAxewde крннрхноф 6 !виниу крняуэярф — g !винэьэхэи 010^ээьихиЙм qvaxHdaMen иганнэрытсЕфеиУ — /_ !ихэо:яУиж pdaiAtpe bvV чхэояиэ g !doxpdpii03 — g !ииниу ионУишяя aHHOvnad^ — р idox^indgvCv — ? IndxaiMOirew — i tedxawoMdax kW HPMdra — i :АхмнАы AntoHdoQDOEBJ н ионнэьмумУоы эн ‘инижванэ KHHeaoVav33H kvV эинвяоУЛДодо I f ’эид

Рис. 4.2. Оборудование для исследования скважины, не подключенной к газосборному пункту:

1 — блок входных ниток; 2 — линия контрольных замеров; 3 — контрольный сепаратор; 4 — узел замеров; 5 — сепаратор I ступени; 6 — разделительная емкость; 7 — факельная линия; 8 — регулятор теплового режима;

От скважины

9 — теплообменник;

10 — регулируемый

штуцер; 11 — сепара

тор II ступени

определяют с помощью породоуловителя или специальной се-парационной установки. В последнее время для этого предложен акустический способ их измерения.

4.2. ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

Исследования проводят на нескольких установившихся режимах с различными дебитами, с тем чтобы захватить весь диапазон, включая несколько режимов при законе Дарси и несколько по трехчленному закону.

В процессе исследования скважин методом установившихся отборов на каждом режиме измеряются дебит газа, температура и давления на головке и в затрубном пространстве. Для обычных испытаний параметры замеряют не менее чем на шести-восьми режимах, из них три-четыре при законе Дарси и три-четыре при трехчленном законе фильтрации. Исследования проводят, переходя от меньших дебитов к большим. Кроме того, две-три контрольные точки снимают в обратном порядке — от больших дебитов к меньшим.

Давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на данном режиме работы. Значения их, используемые для обработки результатов исследований с целью построения индикаторной кривой, определяют при условии практически полной стабилизации давления.

Для точного определения дебита газа и измерения количества и состава жидкости и твердых частиц, выносимых в процессе исследования скважины на различных режимах, перед прибором устанавливают породоуловитель или сепараторы, конструкции которых выбирают с учетом условий работы скважины.

В процессе исследования газоконденсатных скважин для установления количества выпадающего конденсата при различных давлениях и температурах рекомендуется применять специальную передвижную сепарационную установку, позволяющую точно определить количество жидкости, выделяющейся при различных режимах работы.

Во избежание излишних потерь газа необходимо стремиться к тому, чтобы при исследовании скважин на различных режимах подавать газ в газопровод. Выпускать его в атмосферу можно лишь в случаях, если исследуемая скважина не подключена к газопроводу или давление в газосборных сетях не позволяет получить нужный диапазон дебитов и депрессий. Исследовать скважины при подаче газа в газопровод затруднительно, если давление в газосборных сетях составляет 50 % или более от давления на устье и одновременно имеют место колебания давления в газосборной сети в течение периода исследований на данном режиме работы скважины. Это относится только к скважинам, период стабилизации давления в которых весьма значителен.

Для контроля за качеством получаемых данных в процессе исследования проводят первичную их обработку непосредственно на скважине. При значительном разбросе точек или аномальном виде индикаторной кривой или невозможности установить энергосберегающий дебит исследования повторяют.

В итоге в ходе исследований непосредственно определяется следующее:

зависимость дебита от давления на устье; индикаторная кривая — зависимость Ар² = /(Q); энергосберегающий (критический) дебит; предельно допустимые дебиты газа и причины их ограничений;

уравнения притока газа к забою скважины (линейное по закону Дарси и нелинейное по трехчленному закону); коэффициенты фильтрационных сопротивлений; абсолютно свободный и свободный дебиты скважины; начальное дополнительное сопротивление на забое и в призабойной зоне пласта;

изменение давления и температуры в стволе скважины в зависимости от дебита, а также реальные коэффициенты гидравлического сопротивления НКТ.

4.2.1. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ И ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Длительное время для плоскорадиальной и сферической фильтрации газа для совершенных и несовершенных скважин считались справедливыми известные формулы, основанные на двучленном законе, по которым и проводили обработку результатов исследований скважин при стационарных режимах фильтрации и осуществляли расчеты основных показателей при проектировании разработки газовых месторождений. При этом решения сводились к формуле вида

2n²h lR_c % R_K ( % R_K

р_з и р_к — соответственно давления на забое скважины радиуса Е_с и контуре питания радиуса R_K; h — толщина пласта.

Одновременно, уже с самого начала применения на практике двучленной формулы было известно, что результаты исследований 50 — 60 % скважин не подчиняются формуле (4.1). Для их обработки Ю.П. Коротаевым еще в 1956 г. была предложена следующая формула:

Ар² = aQ + bQ² + c, (4.4)

где с — коэффициент, учитывающий начальное дополнительное сопротивление, вызванное в том числе и наличием жидкости на забое газовой скважины, уходящей в пласт при ее остановке, и другими факторами.

Формула (4.4) уже более 35 лет широко применяется на практике для исправления аномального вида индикаторных кривых. При этом при ее использовании экспериментально не проверяются причины возникновения с, а поступают формально, считая справедливой формулу (4.4) для любых встречаемых на практике аномальных индикаторных кривых. Так как применение формул (4.1) и (4.4) удовлетворяло формально все встречаемые на практике случаи, то последующие 30 лет, практически до 1985 г., серьезных исследований по уточнению условий фильтрации газа не проводилось.

На основании проведенного нами доказательства с помощью акустико-гидродинамических исследований (АГДМ) справедливости последовательного существования при v < у_кр линейного закона фильтрации Дарси и при v > v^ фильтрации, сопровождаемой акустическими колебаниями и нарушением линейного закона, рассмотрим формулы, встречаемые в промысловой практике, и методику проведения и обработки результатов исследований скважин. Отмечается наличие двух законов фильтрации.

Плоскорадиальная фильтрация газа

Для плоскорадиальной фильтрации зависимость между градиентом давления Зр/Зг и скоростью фильтрации у, когда

у < у

^v — ^v кр

-УР = 1 у. (4.5)

дг к

После интегрирования для всего интервала от Я_с до R_K справедлива известная формула, характеризующая фильтрацию газа согласно закону Дарси,

2 2

При этом в реальных условиях в призабойной зоне фильтрация осуществляется согласно трехчленному закону, а в остальном пласте — согласно закону Дарси.

Рис. 4.3. Зависимость Ар² от Q по результатам исследования скв. 1861 Уренгойского месторождения:

¹ - при ^Q < ^Q_Kp; 2 - Q > Q„

В интервале пласта от R_€ до R₀, в котором v > у_кр, справедливо уравнение (4.7) и от R₀ до R_K — закон Дарси. Радиус ук

рупненной скважины — R₀, где скорость фильтрации соответствует критической скорости фильтрации v_Kr Тогда с учетом, что

_v _ ®^рат . _v _ ®кр^рат

(4.8)

' _ „ ' кр _

^FP РкрРкр

_Р _ _р . О _ О -^р^р

г гат f гкр гат

^рат ^рат

уравнение (4.7) будет иметь вид

рдр _ [Л ^р_ат0 ^pат^pат^Qкр^Q + P_ат^p_ат^Q

¦ + -

дг к F 1Р_крР

Заменяя F = 2nrh и Р_кр = 2nR_ch и интегрируя (4.8) в пределах от р₃ до р₀ и от R_c до R₀, получаем

р0 ^- рз² _ ^a0^Q + ^b0^Q2
- Ь₁^Q_Kр^Q, ⁽⁴.⁹⁾

где

ИРат in ^0

nkh R_c

b. _ b in^°. b₀ _ b$1 - . b _ ^Рар

Rc & R0^J

Соответственно для интервала от R₀ до R_K имеем

р2 - р2 _ a_KQ, (4.10)

где

^Лрат in ^Rk

nkh R₀

Складывая уравнения (4.9) и (4.10), получаем

р2 - р2 _ aQ - b.Q^Q + b0Q², (4.11)

где a = a₀ + a_K и соответствует (4.2).

В уравнении (4.11) величины b₁ и b₀ в отличие от b в двучленной формуле (4.1) растут с увеличением дебита газа Q за счет роста R₀.

Этим и наличием дополнительного члена, равного bjQ^Q, оно отличается от применяемой сегодня на практике двучленной формулы притока газа к забою скважины (4.1).

Критическое значение Re для плоскорадиальной фильтрации для дебитов Q^ и Q (когда Q > Q^)

Re_ro = _°^ ^^k = ~~^{Q Рат}~~^k, (4.12)

^р 2nR_ch ^ l 2nR₀ h ^ l

откуда

Ro = Rc Q. (4.13)

^Qкр

Заменяя в коэффициентах bj и b₀ величину R₀, согласно (4.1 3) получаем

b. = b ln —; b₀ = b $1 - . (4.14)

^р & ^{Q }}

Тогда вместо (4.11) будем иметь

Ар² = aQ - bQ Q + b & Q - Q_ro ln—) Q, (4.15)

f'⁴' “О"(

где а соответствует (4.2).

Уравнение (4.15) характеризует плоскорадиальную фильтрацию в интервале изменения дебитов Q > Q (см. рис. 43, кривая 2).

При обработке результатов исследований скважин в координатах Ap²/Q и Q для дебитов Q < Q^ справедлив закон Дарси (4.6), и ему соответствует начальный горизонтальный прямолинейный участок удельной индикаторной кривой (рис. 4.4, прямая 1). Для дебитов Q > Q уравнение (4.15) приводят к виду

^А= a - Q + b&Q - Q^ ln^Q) = a - Q + bQ. (4.16)

^Q % ^Q^ /

_Ар²

Исходя из (4.16), в координатах -Q- и Q вместо прямой будет кривая (см. рис. 4.4, кривая 2). Поэтому для интервала

_Ар²

дебитов Q > Q^ строим график в координатах -Q- и

Q = Q - Qg-р ln ——, по которому находим b. Коэффициент

Рис. 4.4. Зависимость Ap²/Q от Q по результатам исследования скв. 1861 Уренгойского месторождения:

¹^- при ^Q < Q_Kp; ²^-^Q > Q_Kp; 3 ^- при Q_Kp = ¹02

b соответствует тангенсу угла наклона второго прямолинейного участка (см. рис. 4.4, кривая 3). Величину а находим на оси ординат при Q = Q^ по начальному горизонтальному

участку удельной индикаторной кривой -AQ_ _и q при Q < Q_кр.

Величина Q^ соответствует точке пересечения начального горизонтального участка со вторым прямолинейным участком.

На практике для определения Q^ вначале находим его ориентировочное значение Q _кр._ор из графика Ap ²/Q и Q, которое используем для получения Q^, и уточняем из графика A p²/Q от Q^ значение Q _кр, по которому методом итераций

находим уточненное значение Q ³⁴.

Как показывают проведенные оценки для большинства встречаемых на практике случаев, R₀ << h и R₀ не превышают 5R_c, т.е. нарушение линейного закона имеет место непосредственно в призабойной зоне пласта, а в самом пласте фильтрация осуществляется согласно закону Дарси. В то же время представляет интерес вид формул, когда R₀ = R_K, что например, наблюдается при исследованиях фильтрации на параболической модели пласта. Тогда формула (4.9) будет справедлива для всего интервала от R_c до R_K и от р_к до р_з. В ней ^ао = а

b₁ = b ln ^; b₀ = b $1 - | = b. (4.17)

^Rc % ^Rk

Тогда после соответствующих преобразований для случая R₀ = R_K окончательно получим формулу

₂

— = a - Q ln + bQ, (4.18)

Q Rc

которая отличается от двучленной формулы на постоянную ? ₁n ^R"

*кр ¹

величину bQ_кp ln —, и методика обработки ее аналогична об-

^Rc

работке двучленной формулы.

Таким образом, применяя для обработки двучленную формулу вместо трехчленной, допускается ошибка в определении коэффициента а на величину bQ_Kp, т.е. часто значительно завышается значение проницаемости по сравнению с фактическим ее значением. Имеется ошибка и в определении b и не определяется величина Q_Kp, которая имеет важное значение.

Приток газа к скважинам, несовершенным по степени вскрытия

Для скважин, несовершенных по степени вскрытия, при режимах их работы, когда Q < Q_Kp, будет справедлива известная формула

Ар²/Q = a_c, (4.19)

где

a_c = ln ^ + С₁; (4.20)

xkh R_c

С₁ — коэффициент несовершенства по степени вскрытия,

C₁ = ^ ln4-; h = h,/h; R_c = R_c /h; 6 = 1,6(1 - h²);

h h R_c

h, — вскрытая толщина пласта.

Для скважин, несовершенных по степени вскрытия при дебитах Q > О_кр, учитывая, что R₀ << h, и, как правило, R₀ не больше 10R^ нарушение закона Дарси имеет место в непосредственной близости от забоя скважин (рис. 4.5).

Рассмотрим приближенное решение притока газа к гидродинамически несовершенной скважине, в которой при Q >

> О_кр можем без существенной ошибки принять, что нарушение линейного закона ограничивается толщиной пласта h_B. Тогда, заменяя в (4.8) Р_кр = 2^^_в и интегрируя в пределах от р_з до р₀ и от R_с до R₀, получаем уравнение вида

(4.21)

pз² = ^a_B0 + b_BQ²^- b,_BQ Q,

Р 0²

где

ИР а^г

^P ат ^Р а'

ln-⁰-; Ьв =

a в =

nkh _в R_c 2п² h 2 IR_c

Ь1в = Ьв ln-^; Ьв = Ьв&1 - ^Rc

Соответственно для интервала от R₀ до R_K Р^ ^- Р0² = ^ан ^Q

где

ИРа-

nkh

Складывая (4.21) и (4.22), получаем

р1 ^- Рз² = ^ау^{Q -}^bi_BQ_KpQ + b_BQ²,

-L ln R0 + inf ^ + с,

(4.24)

где а_у = а, + а_н, или

ИРат

а_у

т.е. значение а_у для скважин, несовершенных по степени вскрытия, зависит от Я₀.

Заменяя в (4.23) и (4.24) величину R₀ согласно (4.19), после соответствующих преобразований имеем

р2 - Рз² = ^ауQ - b_BQ_KpQ ln^Q + b,Q² - bOQ,

где

ИРат

nkh

^Р ат^Рат

2n ²h^lR_c

^h, Q_Kp ^h % ^Rc Q

Поделив левую и пpавую части в последнем уpавнении на Q, получим

Л ² — — f Q ' _ _

Q = ^ау^-^fo_B^Q_Kp + ь_в% ^q
-^Q_Kpⁱⁿ ) = ^ау^- b_B^Q_Kp + ь_ва ⁽⁴.²⁵⁾

где Q — то же, что и в ^ав^нии (4.17). Значение а_у мало отличается от значения а_с, опpеделенного согласно уpавнению (4.19). Методика обpаботки pезультатов исследований скважин, несовеpшенныx по степени вскpытия, аналогична методике для совеpшенныx скважин. Значение а_с опpеделяем из уpавнения (4.19), а значение b, — из уpавнения (4.25).

Приток газа к скважинам, несовершенным по характеру

вскрытия

npn pаботе скважины, несовеpшенной по xаpактеpу вскpытия, пpи дебитах Q < Q_Kp обычно пpименяют линейный закон вида

Лр²/Q = а_х;

ИРа

nkh % R_c

где С₂ — коэффициент несовершенства по характеру вскры-

тия, С₂ =-; h — число перфорационных отверстий на 1 м

^nRn

толщины пласта; R_n — радиус перфорационной каверны, который при пулевой перфорации принимается равным 0,02 —

0,03 м.

Обычно несовершенство скважин по характеру вскрытия моделируем, заменяя каждое перфорационное отверстие равновесной полусферической каверной радиуса R_K3B.

Для линейного закона фильтрации при дебитах Q < О_кр уравнение (4.5) при притоке к одной полусферической каверне имеет вид:

_ ^др = И ^^^рат = ^^^рат И = И ^Qpат _;

дг ^k Fp 2п ²pN ^k^2п pNr² k '

pdp _ ИPат^Q

(4.27)

^dr 2nkNr²

где N — число перфорационных отверстий.

Интегрируя (4.27) в пределах от R_K3B до R_Kt:, где можно пренебречь влиянием сферического притока и от р_з до р_кс, получаем

_Р 2 _ _Р 2 = ^Ират $ _J___L' Q

^ркс ^Р3 ₀₁_{л r} | _Л
Л i ^Q.

²^kN % ^R_Kа_B^Rкс ⁽

В интервале от R_кс до R_K имеет место плоскорадиальная фильтрация:

2 _р2 _ ^Ира^ _ln^Rk

р2 _ р2 = ^е¹^п _R

nkN R.

кс

Складывая последние два уравнения, получаем уравнение притока вида

р 2 _ р 2 = ^Ират гк г з ,

которое характеризует фильтрацию в интервале Q < Q_кр для скважин, несовершенных по характеру вскрытия.

Величину R_Kt. можно принять равной R_Kt. = R^. + h/N.

При дебитах Q > Q в интервале от R_K3B до R₀ при сферическом притоке будет иметь место приток согласно (4.8), в котором с учетом F = 2^2_ав

^F0 ^ i"^kN 2П ²lN² А «кав ^R0⁽ 2n²IN²³ % R^ RL

В интервале от R₀ до Я_к и от р₀ до р_к фильтрация происходит по линейному закону:

р_к² _ рО = ^рат1п

nkN R,

Сложив два последних уравнения, разделив на Q и обозначив а = ¦^^рат и b = ~~^ратрат~~ , получим

^nk 2п ²lN ²

ро _ р² = а _1n Rk + $ а _ bQa '$ _1___l'q+bo & _1___l_ '

^Q
h «0 & ^N ЯОав А«кав «0⁽³ % R* '

Критическое значение Re_кp при сферической фильтрации и Q > б_кр будет иметь вид:

°кр Par^k _ Q p^k

Re™ =

^Кр 2nR² N И¹ 2nR0N И¹

Откуда

«0 = «кав Q^ = «кавлб •

у ^бкр

Тогда окончательно получим следующее уравнение:

= а in у + & а _ ^Ьбр'_l_ $1 _ i$1 _^_',(4.28)

^Q
h «„_ав^л[б %^N^Якав ( «к^ав I JQ⁷] ^3Я^ав % ^Q*¹⁵ /

которое характеризует приток к несовершенной скважине по характеру вскрытия при наличии двух режимов в интервале от Я_с до Я₀ по линейному закону. Уравнение требует только машинной обработки и тем самым является неудобным для практического использования.

Рассмотрим приближенное решение притока газа к каждому перфорационному каналу. Моделируем его в виде притока к половине поверхности тора, равновеликого перфора-

Рис. 4.6. Схема фильтрации в скважине, несовершенной по характеру

вскрытия

ционному каналу (рис. 4.6), тогда согласно правилу Гульдена — Каппуса поверхность половины тора

Р_п = 2п²Я_сЯ_п; F = 2n²R_cr,

где Я_п — радиус каверны, образующей половину поверхности тора, которым моделируется перфорационный канал; Я_с — радиус скважины, соответствующий расстоянию между осью вращения и центром полутора; r — текущий радиус полутора.

Количество таких полуторов соответствует числу перфорационных отверстий N. Расстояние, на котором можно пренебречь изменением направления линий тока при притоке к каждому полутору, является максимальным радиусом полутора Я_т, вне которого считаем, что имеет место радиальная фильтрация

2Я_т = h/N.

Тогда для режимов работы скважины Q < б_кр приток к каждому полутору

рдр = Ират^б 1

^dr 2п ² Я_с kN ^r

Откуда для интервала от Я_п до Я_т и от р_з до р_т р2 - р2 = in RRl = aQ.

n°R_c.kN ^Яп

Для интервала от Я_т до Я_к и от р_т до р_к, где наблюдается плоскорадиальная фильтрация для интервала пласта толщиной, равной 2Я_т, получим

р 2 _ р 2 = !^|рат^б i_n ^Я

аоб.

(4.29)

/-'к И т ¹¹¹ "

2лkЯ_тN Я_т + Я_с Складывая два последних уравнения, имеем

р_к² _ рз² = Ясфб,

где

^асф = «1 + ао;

^|
ра

(4.30)

^а

Я*

(4.31)

^а

сф

nkh

^сф nkN или с учетом 2Я_т = h/N

^{| р}ат

1 1 h N.

-in-+ — in---

пЯ_с 2NЯ_п h Я_с + h / 2N

¹ -in«т + _Lin- ^R

пЯ_с Я_п 2Я_т Я_т + Я_с

Для режимов работы скважины при Q > б_кр в интервале от Я_п до Я₀ фильтрация осуществляется согласно трехчленному закону вида (4.7), который для рассматриваемого случая с учетом (4.27) будет

^рдр = $ 1^р_ат^б
рат ^рат^бкр^б' ¹ + р_ат^р_ат^б

2п ^OR_ckN 4п ⁴R²N²Я_п / ^r 4п⁴R_c^OlN^Or

-⁴ D^AT²*-²

Интегрируя в пределах от Я_п до Я₀ и от р_з до р₀, получаем

р° _ рз² = ^Q _ Ь1б_Крб + b0Q²,

(4.32)

где

^Я<Ь b = ь i_n «0_; b = b $1 _ «п'_;

~~|^рат~~ inЯ0; b1 = Ьсф inЯ0; b n ²R_ckN ^Яп ^R

ф^т““; ^b0 = ^ьсфI¹ ““I;

% ^Я0!

^р ат^ра

(4.33)

^сф 4 2 2

2n ⁴ir;n ^оя_п

Для интервала пласта от Я₀ до Я_т, где фильтрация подчиняется закону Дарси, будет

р2 _ р2 = ^р^ in Я. = Q1Q. (4.34)

п R_ckN ^Я0

Складывая уравнения, справедливые для интервалов от Я_с до Я₀ и от Я₀ до Я_т, имеем

р° _ р_з² = а_тб _ bQQ + b₀Q², (4.35)

где

а_т = а₀ + а₁. (4.36)

Для интервала от Я_т до Я_к фильтрация подчиняется уравнению (4.29). Складывая (4.29) и (4.35), получаем

р1 _ рз² = асфб _ Ьб_Крб + b0Q², (4.37)

где а_сф = а_т + а₂, коэффициент а_сф соответствует формуле

(4.30) и Ь₁ и Ь₀ (4.33).

По аналогии с (4.13)

«0 = Яп -QQ-. (4.38)

^бкр

С учетом этого вместо (4.33) имеем

Ь = Ьсф inQq^ (4.39)

Ь0 = Ьсф $1 _ б'. (4.40)

% °кр⁽

Тогда уравнение (4.36) примет вид

Ар² = асфб _ Ьсфбб_Кр inQ + Ьсф&1 _ Qjo² (4.41)

или

Ар² = асфб _ Ьсфб_Крб + Ьсфб$б _ б_Кр inQQ—). (4.42)

Поделив левую и правую части уравнения (4.39), получим

Q = ^асф _ ^Ьсф^бкр + ^Ьсф I ^Q _ ^бкр ⁱⁿ Q I,

^Q % ^бкр /

где а_сф соответствует а_сф в (4.30).

Приведенные выше формулы справедливы для дебита газа Q/N, т.е. при притоке газа к одному полутору, так как половина тора заменяет одно перфорационное отверстие. Для притока ко всей толщине для однородного пласта а_сф = aN

И Ьсф = ^bx^N².

Тогда

Ар² /Q = ах - Ь^_Кр + Ь_х&Q - Q^ ln-QQ-), (4.43)

% ^QK

где

№ат $ ¹ _ ln ^h + ^N ln _ ^Rr

а,, =

nR_c 2NR_п n R_t. + h / 2N

b_x =—ВатРат—. (4.44)

2n ^a1R.2n R

В координатах Ap²/Q и Q - Q ln в интервале Q > Q_ro

^р Q

^кр

уравнение (4.43) является уравнением прямой с тангенсом угла наклона, равным Ь_х. Таким образом, методика проведения и обработки результатов исследования скважин, несовершенных по характеру вскрытия, подобна изложенному выше методу для плоскорадиального притока к совершенным скважинам (см. рис. 4.4).

Приток газа к скважинам, гидродинамически несовершенным по характеру и степени вскрытия

При работе скважины, несовершенной по характеру и степени вскрытия, при Q < Q^ будет справедлив закон Дарси

Ap²/Q = а_х._с,

где

а_х._с = ln ^ + C₁ + C₂. (4.45)

Рассмотрим схему притока к скважине, несовершенной по степени и характеру вскрытия из моделирования притока и каждому перфорационному каналу, в виде половины тора

Рис. 4.7. Схема фильтрации в скважине, несовершенной по степени и характеру вскрытия, при замене перфорационного канала на половину поверхности тора с радиусами и._п и R

(рис. 4.7). Решение этой задачи подобно изложенным выше. Для таких скважин учитываем, что

2R_T = h_B/N. (4.46)

Кроме того, как правило, R_T << h_c, и считаем, что нарушение линейного закона имеет место в призабойной зоне, не превышает значения R_т и без существенной ошибки ограни

чивается толщиной пласта h_B будет подобно (4.26)

Тогда при Q < Q решение

Р1

(4.47)

p_з = aQ или Ap²/Q

где

+ — ln -

ИР а'

+ C₁

a =

R_c + h, / 2N

nkN

-ln—

nR_c 2^_п

Для Q > О_кр решение будет иметь вид, подобный изложенному выше. С учетом нарушения линейного закона между R_п и R_т в пределах от R_Il до R₀ решение будет согласно (4.9). В интервале от R₀ до R_т имеет место закон Дарси в виде (4.34), а

в интервале от R_T до R_K — радиальная фильтрация притока газа к несовершенной скважине по степени вскрытия

^ИРа1^

2 2 Рк ^- Рт

ln-

(4.48)

nkh R_c + R_т

Складывая (4.48) и (4.35), получаем

Рк ^- Рз² = К + ^aK^{)Q -} + ^bo^Q2

где для всего пласта

1 Rт ln — +

ИРа

+ CJ,

a_т + a,

к 2 2

п ²R_cN к

nhk

b_j и b₀ находим по (4.33).

Заменяя R₀ согласно (4.38) в величинах b_j и b₀ и R_т в соответствии с (4.46) и переходя в целом ко всей толщине пласта, будем иметь

Ар

Ц,с ^-
Ь*0,р + ^bx I ^{Q -}^Q™ ¹ⁿ

(4.49)

или

АР

^bx^Qкр + ^bx^Q,

где

ИРат

пк

+ - I ln-S-

h % R_c + h, / 2N

+ C,

2NR_r

nR_cN

и величина b_x соответствует b_x в (4.44).

Методика обработки результатов исследований аналогична изложенной выше для совершенных скважин. При дебитах Q < Q^ обработку результатов исследований скважин производим согласно (4.44) в координатах Ap²/Q и Q получим горизонтальную прямую, параллельную оси Q, которая отсекает на оси ординат отрезок, равный а_хс.

При дебитах Q > Q изложенные соображения приводят к необходимости принципиального изменения не только методики обработки результатов исследования, особенно газовых скважин, но и методики их проведения, состоящей в расширении диапазона исследований в целях получения точек

при исследовании двух режимов фильтрации как по закону Дарси, так и трехчленному закону. Это дает возможность не только более точно определять коэффициенты фильтрационного сопротивления, но и находить новый весьма важный параметр — величину критического дебита Q_K^ соответствующего критической скорости на забое скважины.

Нефтяные и водяные скважины работают и исследуются обычно в диапазоне q < д_кр, но при высоких дебитах q > д_кр.

Предлагаемая методика была проверена и подтверждена на многих скважинах Уренгойского, Карачаганакского, Астраханского, Шебелинского и других месторождений. Например, величина Q^ для скважин Уренгойского и Юбилейного месторождений находится в пределах 300—1200 тыс. м³/сут. По ряду скважин Карачаганакского месторождения 250 — 400 тыс. м³/сут и т. д. При этом целый ряд скважин работает согласно закону Дарси, например, скв. J 78J Уренгойского месторождения даже при дебитах до J200 тыс. м³/сут и др. Особенно последнее отмечается в настоящее время для Шебелинского месторождения.

По-новому встает задача интенсификации притока, состоящая в повышении значения критического дебита скважин.

Критический дебит Q^ соответствует максимальному энергосберегающему дебиту скважин, так как при Q^ потери давления Ар² прямо пропорциональны Q, а при Q > Q потери давления растут более интенсивно за счет влияния члена с Q_KQ и Q². Ниже рассмотрены различные приемы обработки результатов исследований скважин, исходя из двух режимов фильтрации для характерных случаев, встречаемых в промысловой практике.

4.2.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН БЕЗ ОСТАНОВКИ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Если периоды восстановления забойного давления до пластового длительные или есть опасность разрыва колонны обсадных труб вследствие слишком высокого статического давления, исследования проводят без остановки скважины. Результаты исследования при дебитах Q < Q обрабаты-

Рис. 4.8. График для определения Q_Kp и коэффициентов $ и b при неизвестном пластовом давлении:

1 — зависимость

_Р 2 _{- Р} 2

от Q; 2 — за-

22 Рз ^- Рзп

висимость

Q п - Qi QпQп - QiQi Qп - Qr

вают, не зная пластового давления, представив их графически в координатах (p² - р_з²_Л)/(Q_I - Q_t) от Q_Il — Q, согласно формуле

22 ^рз, ^рзл _ a

Qi - Qr " '

где i = J, 2, 3, 4,..., m; л — порядковый номер режима; m — общее число режимов.

Результаты испытания при Q < Q^, обработанные в этих координатах, располагаются в виде горизонтальной прямой 1 (рис. 4.8), параллельной оси Q_I — Q,. При работе скважины на режимах Q > Q^ результаты исследования соответственно обрабатывают в координатах ( p² - p^)/(Q_I - Q_t) и ( Q_IQ_I - QiQi)/(Q_I - Qi) (см. рис. 4.8, кривая 2).

~~^pi~~^- ^ _ a _ bQ_KD + b °^л°^{л
- Qi}°ⁱ . (4.50)

Qi - Qi ^кр Qi - Qi ' '

Используя последний метод, можно, определив коэффициенты a, b, Q_кр и р_з и для данного дебита Q, вычислить пластовое давление по формуле

Рпл _ VРз + ^aQ

или

Рпл _ ^|p[+aО—lUQQ+bQQ. (4.5J)

4.2.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОБОДНОГО И АБСОЛЮТНО СВОБОДНОГО ДЕБИТА

Свободный дебит скважины, т.е. наибольшее количество газа, которое можно получить из скважины при давлении на устье, равном 0,J МПа, определяют методом итерации из формулы

рПл - 0, J0Je^2S = (а - bQ^ + bQJQc + eQ^, (4.52)

где

2 T 2 Q

e = 0,0J32A.^7сТ^р (e^2S - J); Q_CB = Q_CB - Q_Kр ln^

D⁵^Qкр

S = 0,34 J 5—;

T 7

ср ср

D — диаметр; L — глубина скважины; X — коэффициент гидравлического сопротивления; р — относительная плотность газа.

Абсолютно свободный дебит скважины, т.е. количество газа, которое можно получить из скважины, если принять давление на забое равным 0, J0 J 3 МПа, определяют при известных значениях р_пл, b и Q^ — методом итераций по формуле

Рп²л - 0,J0J² = (а - bQ^ + bQJQ_ac. (4.53)

где

Q_ac = Q_ac - Q^ ln Q^.

^Qкр

4.2.4. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН С ДЛИТЕЛЬНЫМ ПЕРИОДОМ СТАБИЛИЗАЦИИ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ И ДЕБИТА

Для скважин, вскрывших пласты с плохими коллекторскими свойствами, период стабилизации забойного давления и дебита длительный (иногда до месяца и более). Использование в таких случаях стандартной методики не позволяет получить искомые параметры. Поэтому в этом случае применяют изохронный метод или экспресс-метод исследования.

Методика проведения испытания по изохронному методу состоит в том, что при каждом режиме скважина эксплуатируется одно и то же время f_r Ориентировочно его можно определить по формуле

„2

= 3 т , (4.54)

Рпл ^k

где К_с — радиус скважины; р_пл — пластовое давление; ^ — вязкость; k — проницаемость.

После закрытия скважины при переходе на другой режим выдерживают время, необходимое для установления первоначального статического давления. Обрабатывают полученную индикаторную кривую стандартным методом. Далее определяют истинные значения коэффициентов b и а. Последний характерен для времени стабилизации f_r На одном из режимов скважину подключают к газопроводу до полной стабилизации забойного давления р_зуст и дебита Qy_CT; установившееся значение коэффициента а определяют по формуле при Q < Q

^{а —}^(рпл ^-
рз.уст^)/^Qуcт

или при Q > Q^

^а = ⁽Рпл ^- Рз².уст + Ь^т ^- Ь'ЗусЛуст') / Qc^ ⁽⁴.⁵⁵⁾

где

°уст = °уст ^{- Q}кр ^ln Q^.

^Qкр

В ряде случаев при наличии соседних работающих скважин можно определить радиус дренажа К_пр данной скважины по формуле

^кпр - '^t56)

где К₈ — среднеарифметическое от расстояний до соседних скважин; Q — дебит исследуемой скважины; в данной формуле Q имеет значение рабочего дебита скажины; Q₈ — суммарный дебит соседних скважин.

В этом случае, зная К_к, можно определить время стабилизации для данной скважины

R²

f_CT - 0,34-^,

1 р k

где R_K - — 2L,; к - ~~^пл~~ — коэффициент пьезопроводности;

2 -т

L_t — расстояния до соседних скважин.

4.2.5. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН С УЧЕТОМ РЕАЛЬНЫХ СВОЙСТВ ГАЗА

При высоких пластовых давлениях (более 12—14 МПа) и значительных депрессиях (р_з/р_пл < 0,9) следует учитывать изменение и и z. Для этого можно использовать уравнение притока вида

~~^{Рпл - Рз}~~ - aQ (4.58)

^- cр^z с

при Q < Q_Kр. Когда Q < Q_Kр

Рпл Рз _-_r,Q _- ь ^Qкр Q + b ^Q $ Q Q^ l_n ^Q ^ '

7 _2

aQ - b Q + b -^[Q - Q_Kр ln^- j, (4.59)

^-ср ^—ср %

где

- /-i; -ср - (-‘пл + -*з)/2; а - ^Рат-Тл1п ^R

2 4 4п h ²l(293)²R_c

* * 'j _

-_пл ^и -_з — приведенная вязкость при пластовой температуре

и соответственно при пластовом и забойном давлениях; -₁ — вязкость газа при давлении 0,1 МПа и пластовой темературе Г_пл; - — вязкость газа при давлении р и температуре Г_пл.

Формулы (4.58) и (4.59) можно использовать для определения Q^ и коэффициентов а и b, представив их в виде при

Q < Q_K

«'кр

^- cр^z cр^Q

^- cр^z cр^{Q -} ср ^- ср

где

Q - Q - Q^ in Q.

^QKD

кр

4.2.6. ВЛИЯНИЕ НАЧАЛЬНОГО ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ НА ФОРМУ ИНДИКАТОРНОЙ КРИВОЙ

Начальное дополнительное сопротивление может быть вызвано целым рядом причин и в первую очередь наличием жидкости в пласте и на забое.

В результате правильно проведенных исследований скважины должна быть получена связь между р^_л - рI и дебитом Q, выражающаяся формулами вида (4.6) и (4.16). При наличии начального дополнительного сопротивления получаемая зависимость отличается от этих зависимостей (4.6) и (4.16), представленных в виде двух прямых. Это вызывается также неточным определением пластовых и забойных давлений вследствие неполной стабилизации, наличия жидкости на забое и ошибок в определении коэффициентов сопротивления при движении газа от забоя до устья. Исследования в таких случаях необходимо повторить. Если это невозможно, или вторично получаются те же результаты, то можно использовать приближенные методы обработки результатов исследования.

Рассмотрим пример, когда в скважине имеется неизменное количество жидкости, уходящее в пласт при ее остановке.

Забойное давление, вычисленное по давлению на головке, оказалось меньше истинного на 5_з, т.е. р' - р_з - 5_з.

Индикаторная кривая в этом случае имеет вид при Q < Q на рис. 4.9 и описывается уравнением вида

(4.62)

Рпл ^- Рз²^-^а<° + ^C,

|_|_I_I_I-1-

0 200 400 600 800 1000 Q

Рис. 4.9. Зависимость Др² от Q, полученная при исследовании скв. 1781 Уренгойского месторождения, при $ = 0,104, , = 0

_I_I_1_I_i_1_I_А_I_I_1_

О 200 400 600 800 1000 Q

Рис. 4.10. Зависимости Др²^ от Q (кривая 1) и (Др²- c)/Q от Q (прямая 2) по результатам исследования скв. 1781 Уренгойского месторождения при

$ = 0,1, , = 0, 0 = 21

Кривая отсекает на оси ординат отрезок с (см. рис. 4.9). Начальное дополнительное сопротивление с₀ - 2р_пл5 _з - 5². Измерив на графике его значение, можно определить поправку на пусковую депрессию

По найденному значению 5_з из формулы (4.63) определяем 5₃ и далее по формуле (4.62') находим с для каждого режима. Представив результаты исследований в координатах ( р1_л - Рз² - с)/ Q от Q, получим горизонтальную прямую, по которой определяем а (рис. 4.10, кривая 2). Если разница в значениях с для первой и последней точек невелика (10 %), можно принять с = с₀ постоянным для всех точек.

При наличии жидкости также и в призабойной зоне пласта дополнительное начальное сопротивление будет складываться из двух величин. Тогда пусковую депрессию 5_з можно оценить по количеству жидкости в скважине и с учетом сопротивления, вызванного влиянием капиллярных сил:

5з = Рж% + ф, (4.64)

где р_ж — плотность жидкости (воды или конденсата); h — высота столба жидкости в стволе остановленной скважины, если бы жидкость не проникала в пласт при остановке; g — ускорение свободного падения; ф — дополнительный перепад давления, вызванный капиллярными силами на границе газ — вода в призабойной зоне пласта.

В первом приближении ф (в МПа) можно оценить следующим образом:

ф - 0,005/ 4к, (4.65)

где к — проницаемость, мкм².

Коэффициент с₀ при измерении давлений глубинным манометром или вычислении забойных давлений по затрубному пространству равен коэффициенту ф, при этом ф = 5_з. Величину с в формуле (4.62) назовем начальным фильтрационным сопротивлением (НФС).

Максимальную высоту столба жидкости h, способную оставаться в трубах в зависимости от дебита газа, приближенно определяют по формуле

h --^L-, (4.66)

1,12 • 10⁵ рБ ²

где L — глубина скважин; Q — дебит газа; Т — средняя температура в стволе; z — коэффициент сверхсжимаемости для р и Т; р — среднее абсолютное давление в стволе скважины; D — диаметр труб.

При работе скважины, когда Q > Q (рис. 4.11),

600

О 200 400 600 800 1000 Q

Рис. 4.11. Индикаторная кривая (зависимость Ар² от Q) при наличии жидкости на забое скважины по результатам исследования скв. 1811 Уренгойского месторождения:

^1
- при О S О_кр; 2 - О > О_кр


		О /
_		XII
\		• III
л		© IV
- \1	1 1
° к		.............^
- \		•—'—•
V
-#-*т-—
\ X - 2 1	®\| Q^298 ³ 1 ll 1	1 1
100	300 500	са I 1

Рис. 4.12. Результаты обработки исследования скв. 1811 Уренгойского месторождения при наличии жидкости на забое:

1, I - Ар²/О от О; 2, II - (Ар²- с)/О от О при О ^ О_кр; 3, III - (Ар²- с)/О от О при О > О_кр; 4, IV - (Ар²- с)/О от О при О_кр = 298

Рпл ^- p² = ^{aQ -} bQ_KpQ + ^bQQ + c.

Обрабатывая в координатах ( рП_л - p'² - c) / Q от Q , определяем значение b как тангенс угла наклона прямой к оси Q, в интервале дебитов Q > Q_Kp т.е. формулу (4.67) приводим к ^ВИДУ (рис. 4.12)

(4.67)

~~^Рпл~~ _Q^p'² = a - bQ^ + bQ. (4.68)

Наличие жидкости на забое четко фиксируется глубинным акустическим прибором при проведении акустико-гидродинамических исследований.

При исследовании скважин на забое, в призабойной зоне которых отмечается присутствие жидкости и твердых частиц, может происходить очищение призабойной зоны в процессе испытаний. При этом критический дебит Q растет, а коэффициенты а и b уменьшаются, индикаторная кривая будет выпуклой к оси ординат. Для определения Q и коэффициентов а и b необходимо дополнительно провести испытание в обратном порядке, т.е. от больших дебитов к меньшим.

Если порода или жидкость скапливается на забое в процессе испытания и ее количество увеличивается с ростом дебитов, коэффициенты а и b также увеличиваются и индикаторная кривая будет более крутой, чем при неизменных а и b. Во время последующего выноса примесей с забоя при больших дебитах точки на индикаторной кривой будут располагаться ниже, так как перепад давления для их значений будет меньше, чем в первоначальных опытах.

При определенных гидродинамических условиях газовые скважины с жидкостью на забое могут эксплуатироваться, когда одна часть жидкости выносится с забоя, а другая часть одновременно уходит в пласт при работе скважин, что в свою очередь может влиять на дальнейшее конусообразова-ние.

Если в пористой среде имеется жидкость, то при фильтрации газа коэффициенты а и b зависят от ее количества и будут переменными, а естественная акустическая интенсивность аэродинамического шума резко возрастает (на порядок)³⁵ при проведении исследований по сравнению с потоком сухого газа. При совместном течении газа и жидкости фильтрация газа и жидкости может подчиняться различным законам.

При сопоставлении результатов исследований, проводимых в разное время на одной и той же скважине, индикаторные кривые не совпадают. Это, в частности, может быть вызвано изменением количества жидкости в пористой среде и на забое, при изменении параметров призабойной зоны по мере эксплуатации скважины.

Наблюдается общая тенденция перехода на завершающей стадии разработки к эксплуатации скважин по закону Дарси.

В случае притока газа к скважине, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов, уравнение притока соответствует формуле (4.6) в том случае, когда в каждом из пластов справедлив закон Дарси до минимального критического перепада давления Др^_р1, соответствующего наступлению в одном из пластов критического дебита Q^. При этом суммарный критический дебит будет соответствовать сумме дебитов, соответствующих критическому дебиту в одном из пластов Q^ и дебитов меньше критических, в других пластах которым соответствует этот минимальный критический перепад давления ^ДР^г ^пр^ё^Q > Qk^ суммарная индикаторная кривая будет отражать условия, когда в одном из пластов фильтрация подчиняется трехчленному закону, а в других — закону Дарси. В последующем с ростом депрессий последовательно наступает Q^ в каждом из других пластов. Только после достижения Q^ в каждом из пластов во всех пластах будет отмечаться фильтрация согласно (4.16). Суммарная индикаторная кривая соответствует прямой до Q^ в одном из пластов и Др^_р1, за исключением этого начального прямолинейного участка, которая подчиняется (4.6). Суммарная индикаторная кривая при дальнейшем увеличении дебита может не подчиняться формуле (4.16).

Для определения параметров каждого из пластов необходимо применять глубинные акустические приборы и дебито-метрию скважин, в результате которой наряду с суммарным определяется дебит газа из каждого пласта и фиксируется начало нарушения закона Дарси в каждом из пластов.

4.2.7. ПРИБЛИЖЕННЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАБОЙНЫХ ДАВЛЕНИЙ И ДЕБИТОВ ГАЗА

При эксплуатации и исследовании скважин в процессе продувок газа, а также при эксплуатации скважин, не оборудованных газовыми счетчиками, встречаются затруднения с определением забойных давлений и дебитов газа по сравнению с обычным определением по измерителю расхода.

Рассмотрим методику приближенных расчетов забойных давлений и дебитов газа для случаев, наиболее часто встречаемых на практике, и в том числе при работе нескольких скважин в один шлейф, исследовании скважин в газопровод с одновременной подачей газа по затрубному пространству и НКТ и др. Для получения желаемой точности предварительно по каждой скважине необходимо определить истинные значения коэффициентов сопротивления X, включая значения местных сопротивлений установленного в скважине подземного оборудования (клапанов и др.). С этой целью скважину исследуют на разных режимах с применением глубинных приборов для построения зависимостей X от Re для каждой скважины с учетом жидкости на забое и в струе газа. В коэффициенты сопротивления при наличии местных сопротивлений вводятся поправки, которые предварительно находятся экспериментальным путем в промысловых условиях моделирующих работу скважин.

1. Когда имеются давления на головке и затрубном пространстве, оценка дебита газа при эксплуатации по НКТ может быть произведена по формуле

(4.69)

где я_зт — относится к затрубному пространству; s_T — к фонтанным трубам. В этом случае забойное давление вычисляется по барометрической формуле.

Если скважина эксплуатируется по затрубному пространству, то в формуле (4.69) величина 0 берется соответственно

для затрубного пространства и р²e²s и р^e ^зт меняются ме-

стами.

2. При работе скважины совместно по НКТ и затрубному пространству, а также при известном суммарном дебите газа

О для определения забойного давления вначале находим дебит газа по затрубному пространству из формулы

(4.70)

1 - 0зг/0

зг

где О — суммарный дебит газа; О_г и О_зт — дебит соответственно по фонтанным трубам и по затрубному пространству; 0_г и 0_зт — соответственно дебит по НКТ и затрубному пространству.

Дебит газа по НКТ О_г = О — О_зт. По найденному дебиту О_зт или О_г забойное давление

Когда р_зт = р_г, т.е. работает в один шлейф, формула (4.70) упрощается и имеет вид

(4.71)

Этот метод можно применять для определения забойного давления при исследовании скважин в газопровод, когда с целью получения более широкого диапазона измерения дебитов допускается одновременная эксплуатация по фонтанным трубам и затрубному пространству. При этом заметим, что забойное давление определяется по одному из дебитов О_г или О_зт согласно формуле (4.75). Индикаторная кривая, характеризующая уравнение притока, определяется по суммарному дебиту.

3. При эксплуатации скважины по НКТ, если имеются результаты проведенных ранее исследований, забойное давление определяется по затрубному давлению по барометрической формуле. Дебит газа в пределах изменения О ^ О_к для данного р_зт

_О = (Рпл - Рз²тв²^%Г)

(4.72)

При разобщении затрубного пространства пакером дебит газа по известному давлению на головке р_г 268

2 $ ₂₂ 2s '

a + 40j p² - p²e ^r l - a

% ^ПЛ „ J

(4.7з)

Исходя из (4.72) и (4.73) CTpoflTCfl KpHBrne Q от р_зт и р_г для интepвaлa дебитов Q < Q_Kp. npn известном значении Q_Kp методом HTepa4Hft находят дебит газа по фopмyлам

^{a - b} j ^Qkp ^-^{Q -}^Q_Kp^ln Q-

_Р² _-
Р² _е^Ъз' пл ^- зт

’%

a - b j Q_Kp - Q - Q_Kpln Q-

% ^QKf

p_r²e^2s„ - 0„Q²

(4.74)

npn эксплуатации скважины как по НКТ, так и по за-тpyбнoмy пpoстpaнствy стpoятся соответствующие гpaфики Р_г и Р_зт от Q.

npn oднoвpeмeннoй эксплуатации скважины по НКТ и за-тpyбнoмy пpoстpaнствy дебит газа Q _г может быть найден по рафику Q от pj, и Q_зт — соответственно из рафика Q от p.,,.. Значение сyммapнoгo дебита oпpeдeляeтся как сyммa Q = = Q + Q^..

В пoслeдyющeм забойное давление oпpeдeляeтся по 6apo-мeтpичeскoй фopмyлe или по фopмyлe вида

aQ,

или

p3 = ^Q.

b & Q_K

(4.75)

^Q*p^ln or J

Cлeдyeт отметить, что точность oпpeдeлeния дебитов и забойного давления по пpивeдeнным выше фopмyлaм бyдeт зависеть от того, насколько p_Uk, oпpeдeлeннoe по peзyльтaтaм пpeдыдyщиx исследований, сooтвeтствyeт данным условиям, пpи KoTOpbix осуществляется эксплуатация. Ошибка в oпpe-делении дебита будет увеличиваться по мepe снижения p_пл за пepиoд исследования и снятия показаний давлений p_T и p_зт.

Для более точной оценки Q и p., в последние фopмyлы не

обходимо подставить пластовое давление, соответствующее вpeмeни oпpeдeлeния Q, кoтopoe может быть пpиближeннo

вычислено исходя из уравнения для удельных объемов дренажа данной скважины:

РП'л, = Р’пл, ( ^-^О_Ч, ^/ °з, )^,

где Рпы — пластовое давление i-скважины к моменту определения дебита; р'_л,- и О_з — соответственно пластовое давление и запасы газа на дату проведения исследования скважин;

О_Ч( — количество газа, добытое из скважин за период времени, в течение которого пластовое давление снизилось с р'_л!-

^по Рпл.

4.3. ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ

Авторами были созданы методы исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации, такие как обработка кривых восстановления давления после их остановки, кривых стабилизации после их пуска и данных их эксплуатации. Эти исследования широко применяются на практике, стали по существу хрестоматийными, вошли в многочисленные инструкции и руководства.

Теоретические и практические исследования выполнены как квазиоднородных пластов, так и пластов со слоистой и площадной неоднородностью и нашли применение при построении компьютерных моделей при проектировании разработки месторождений.

Комплекс исследований, предложенный авторами, при стационарных и нестационарных режимах фильтрации позволяет осуществлять более глубокое зондирование, характеризовать не только призабойную зону, но и удаленные от нее участки пласта, включая неоднородность пласта.

С помощью газогидродинамических методов исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации можно определить проводимость, пьезопроводность, проницаемость пласта, пористость, неоднородность пласта и т.д.

Совместное использование результатов, полученных из кривых нарастания и кривых стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважин, позволило оценивать изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин (очищение или засорение зоны и т. д.) при переходе от одного режима к другому при стационарных исследованиях.

Рассмотрим исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации, вначале исходя из энергосберегающих дебитов, что позволяет не выходить за пределы верхней границы закона Дарси, а затем и при Q > Q_Kr

Обработка кривых нарастания забойного давления

Полученную кривую нарастания забойного давления обрабатывают по формуле

Р²₃ = а + pigt; (4.76)

р = 0,з^б6о^7плгплР_ат¹⁰²

X = —

где при Qo < Q_K

2 2 oi ²^25x

^а = Рзо + ^а о = Рзо + ^eig^—i

«с².пр

при Q₀ > Q_K

^а = р^зо + ^ао ^- ь^(Q_Kр ^-
Qo⁾;

Р_з и Р_зо — соответственно текущее и начальное забойное давления (до остановки скважины), МПа; t — время восстановления давления, с; Q,, — дебит скважины до остановки, м³/с; Р_ат — абсолютное атмосферное давление, МПа; х — коэффициент пьезопроводности, м^з/с; m — пористость, доли единицы.

Приведенный радиус скважины

Яс.пр = Rc^e"^С,

где с — коэффициент, характеризующий несовершенство скважин и скин-эффект.

Обрабатывая в координатах р² от lgt кривую нарастания, определяют тангенс угла наклона прямолинейного участка, который равен в, и отрезок, отсекаемый на оси ординат и

Рис. 4.13. Кривая нарастания забой- Рис. 4.14. КВД, построенная по фор-ного давления, обработанная в муле (4.29) для конечного пласта

координатах р² от lgt

равный а (рис. 4.13). По полученным значениям а и в находят следующие параметры пласта: параметр проводимости

kh = ^42,^4О0Рат^Тпл^Z _;

(4.77)

!1 ^вТст '

коэффициент пьезопроводности

Рзо

2,3-

(4.78)

Если время эксплуатации скважины до остановки значительное, то рекомендуется применять формулу

!g( ^- Рз²) = ^а i + ^рt-

(4.79)

где

(4.80)

(4.81)

а i = lgl, 11Р;

Pi = 2-51-Х-,

здесь R_K - радиус контура питания, приближенно равный половине среднего расстояния до соседних скважин.

Для oпpeдeлeния a_J и в₁ KpHB^-^ наpастания oбpaбaтывaют в кoopдинaтax lg( pП_л - p^) от t. Коэффициент a_J соответствует oтpeзкy, отсекаемому по оси opдинат, а в — тангенсу угла наклона к гopизoнтaльнoй оси вpeмeни t (pис. 4.14).

По коэффициенту а₁ можно oпpeдeлить в и далее по фop-муле (4.77) пapaмeтp kh/^. По фopмyлe (4.81), зная коэффициент в₁, находим пapaмeтp %/ R^= в₁/2,51.

Зная Я_к и коэффициенты в ^и в₁, пapaмeтp емкости

пласта

mh = ^?'⁷ ~~•¹⁰~~ ^пл* . (4.82)

Рв1«к^Тст p^

По peзyльтaтaм исследований скважин пpи нестацио-нapныx peжимax фильтpaции aвтopaми пpeдлoжeнo oпpe-делять пpoизвeдeниe пopистoсти на толщину пласта mh, кoтopый является весьма важным пapaмeтpoм пpи пpoeкти-poвaнии paзpaбoтки для учета нeoднopoднoсти и подсчете запасов газа как объемным методом, так и по падению давления.

По существу, для тpeщинoвaтo-пopистыx кoллeктopoв этот метод является пpaктичeски единственным. Этот метод шиpoкo пpимeняeтся на пpaктикe.

npn известной эффективной толщине h аналогично oпpe-деляют и paспpeдeлeниe эффективной газонасыщенной пopи-стости.

Кpoмe того, по кpивым нapaстaния давления оцениваем площадную нeoднopoднoсть пласта.

Так, нaпpимep, в скважине пpи oбpaбoткe в кoopдинaтax p² от lgt кpивыe нapaстaния давления дают два пpямoлинeй-ных участка с угловыми коэффициентами в‘ ^и в", в" > в‘ (pис. 4.15). Наличие двух пpямoлинeйныx участков указывает на то, что на oпpeдeлeннoм paсстoянии от этой скважины paспoлoжeнa зона ухудшенной пpoвoдимoсти пласта (или литологические и тектонические экpaны и т.п.). В этом случае пapaмeтpы oпpeдeляют, как и для обычной ^ивой нapaстa-ния давления, по пepвoмy начальному пpямoлинeйнoмy участку в. Чтобы найти пластовые давления, используют втopoй участок в", кoтopый oбpaбaтывaют так же, как и в случае одного участка. По вpeмeни, соответствующему точке пepeсe-чения двух пpямoлинeйныx участков t_J, и найденному значе-

300

400

О 1 2 3 4 5 6 \gt

Рис. 4.15. Форма кривой нарастания давления при наличии около скважины зоны ухудшенной проводимости

200

нию х определяют расстояние до зоны ухудшенной проводимости или экранов

Этот способ определения площадной неоднородности нашел широкое применение вначале на Шебелинском месторождении, в последующем на многих месторождениях Западной Сибири и в подземных хранилищах газа.

Как показали проведенные комплексные исследования с применением шумо-, термо- и дебитометрии, после закрытия скважины, вскрывающей единым фильтром пласты с послойной неоднородностью, восстановление давления одновременно сопровождается перетоком газа из одних горизонтов в другие.

Обработка кривых стабилизации давления

При пуске скважины забойное давление и дебит уменьшаются во времени, постепенно стабилизируясь до стационарных значений. Если изменение дебита находится в пределах Q < Q_K^ для определения параметров пласта кривую стабилизации обрабатывают по формуле

^) = ^а1 - р_ф^,

где

= (р'л ^- р²)^/Q(^t); ф = ^lg —; ^а = ; ^р = Р^/cv

^Q^Яс.пр

Значение общего добытого количества газа Q_д определяют по графику Q(t), а за Q,, принимается Q(t) при экстраполяции этой зависимости от t = о.

По найденным графическим путем коэффициентам а и р устанавливают те же параметры, что и по кривым нарастания давления. Однако здесь уже можно учитывать изменение параметров призабойной зоны в процессе работы скважины. По соотношению между прямолинейным участком кривой нарастания и кривой стабилизации предложено оценивать изменение параметров призабойной зоны скважины.

Кроме того, сравнивая кривые стабилизации, полученные при разных режимах, по ним можно узнать о приобщении к эксплуатации новых продуктивных пропластков. При Q(t) >

> Q^

X = ^(t) - b(Q^ - Q).

Для этого строят кривую стабилизации в координатах X — lgQ^(t). По отрезку, отсекаемому на оси ординат, определяем а и, как тангенс угла наклона прямой к оси lgQ^Q(t), находим р.

Для определения параметров пласта, если скважина работает при высоких дебитах, когда Q > Q_K^ кривую стабилизации давления обрабатывают по формуле

_ - Q_a ^X = ^{а -
р}.

^Q (t)

Комплексное использование предложенных авторами методов исследований при стационарных и нестационарных режимах фильтрации в комплексе с шумо-, термо-, дебитомет-рией и данных эксплуатации скважин позволило наиболее обоснованно строить компьютерные модели разработки неоднородных пластов, приближающихся по своим параметрам к реальным условиям.

4.4. АКУСТИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ МЕТОД (АГДМ) ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПОРИСТЫХ СРЕД

4.4.1. ВОЗМОЖНОСТИ И РАЗВИТИЕ АГДМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Условия движения газа и жидкости в стволе скважины и пpизaбoйнoй зоне и пapaмeтpы пласта существенно влияют на технологический peжим их paGo^! и основные показатели paзpaбoтки мeстopoждeний, что в конечном итоге сказывается на газо- и конденсатоотдаче. Поэтому более точное oпpeдeлeниe peжимoв paбoты и пapaмeтpoв пласта и скважин, в том числе установление дебитов и пapaмeтpoв paбoтa-ющих интepвaлoв пласта, является актуальной пpoблeмoй. Это тpeбyeт paзpaбoтки и пpимeнeния новых методов исследования пластов и скважин и кoнтpoля за peжимaми их эксплуатации. В качестве наиболее пepспeктивныx является пpи-менение акустических методов.

Акустические методы могут быть пoдpaздeлeны на основанные на искусственном возбуждении импульсов yпpyгиx колебаний в жидкости и aкyстикo-гидpoдинaмичeскиe методы, состоящие в измepeнии и исследовании естественных уп-pyrax колебаний пpи движении флюидов. Наибольшее пpимe-нение находит акустический кapoтaж (звуковая и yльтpaзвy-ковая модификации), основанный на возбуждении импульсов yпpyгиx колебаний в жидкости, заполняющей скважину, и peгистpaции их после того, как они пpoшли чepeз слой жидкости и о^ужающие пopoды. Объемы его пpимeнeния сегодня исчисляются десятками миллионов мeтpoв в год. Акустический кapoтaж xapaктepизyeтся тем, что интенсивность излучаемого поля не пpeвышaeт 0,1 кВт/м² [14].

Paссмoтpим условия акустического кapoтaжa в скважине, наполненной газом. Разновидностью этого нaпpaвлeния в скважинной акустике является технологическое пpимeнeниe мощного yльтpaзвyкa (более 1 кВт/м²), KoTOpoe в последние годы начинает находить пpимeнeниe в нефтяной пpoмышлeн-ности. Как метод акустического воздействия, он позволяет повысить пpитoк жидкости, увеличить paбoтaющиe толщины пласта, выpaвнять пpиeмистoсть, пpoизвeсти очистку от солей и пapaфинoв и т. п. Во ВНИИГазе Ю.П. Кopoтaeвым и В.И. Семиным этот метод был пpeдлoжeн в 1969 г. для дегазации конденсата (стабилизации) применительно к Вуктыльско-му месторождению.

Другим направлением акустических исследований являются акустико-гидродинамические исследования пластов и потоков флюида при движении газа на устье, в скважине и пласте (или так называемая шумометрия скважин). Таким образом, был создан акустико-гидродинамический метод, состоящий в измерении акустических характеристик или шумовых эффектов, возникающих в процессе турбулентного движения газа или жидкости в пласте и скважине. Впервые этот метод был предложен для измерения дебита аварийных фонтанов Ю.П. Коротаевым во ВНИИГазе в 1964 г., а в последующем был применен для определения интервалов притока, оценки параметров пласта и распространен на ультразвуковую область. Изучение естественных волновых процессов, возникающих при движении газа и газожидкостных смесей в пористых средах и скважинах, позволило создать новое направление в науке — газодинамическую газонефтепромысловую акустику, открывающую большие возможности и позволяющую на принципиально новой основе рассматривать и исследовать процессы добычи, исследования скважин и разработ-

- 1

ки месторождений³⁶.

Принципиальным отличием акустико-гидродинамического метода исследования от акустического каротажа и волновых технологий большой акустической мощности является не только то, что в первом случае исследуются естественные, с широкой полосой спектров, а во втором создаются искусственные колебания, но и то, что интенсивность естественного акустического поля на порядок меньше, чем при искусственном воздействии. При этом интенсивность естественного акустического поля применительно к условиям работы скважин и призабойной зоны пласта значительно меньше, чем о,оо1 кВт/м³⁷, уменьшаясь с ростом давлений. В связи с отсутствием в достаточном объеме соответствующей аппаратуры АГДМ имеет пока ограниченное применение. Длительное время исследования по указанным двум направлениям волновых технологий проводятся ВНИГРИ, ВНИИнефтью, ГАНГ им. И.М. Губкина, ВНИИГазом, ВНИИЯГТ и др. Однако на данном этапе требуется дальнейшее развитие основных закономерностей распространения акустических полей в пористых средах применительно к разработке газовых и газоконденсатных мeстopoждeний. Сложность пpoблeм тeopeтичeскoгo и пpaктичeскoгo xapaктepa обусловлена нелинейным воздействием yпpyгoгo поля с rep^TOn пopoдaми.

В линейной акустике пpинятo считать амплитуду yпpyгoй волны бесконечно малой. Волна конечной амплитуды является пpeдмeтoм изучения нелинейного aкycтикo-пpoмeжyтoчнo-го звена между линейной акустикой и тeopиeй yдapныx волн.

Существует два вида нелинейности взаимодействия волн со сpeдoй: нелинейность paспpoстpaнeния волн (искажение фop-мы синусоидальной волны, акустические потоки и т.д.) и нелинейность состояния cpeды (дегазация, кавитация, изменение кинетики кpиcтaллизaции, химические пpeвpaщeния и т.д.). Нелинейность pacпpocтpaнeния волн изучена cpaвни-тельно xopom:o, а нелинейность состояния cpeды изучена недостаточно.

Как показали пpoвeдeнныe исследования, АГДМ тpeбyeтcя по существу новый подход к тeopeтичecким основам paзpa-ботки мecтopoждeний и исследования скважин, учитывающий пpoцeccы нелинейного взаимодействия yпpyгoгo поля (возбуждаемого искусственно или естественного акустического поля) с гopными пopoдaми. Такое paccмoтpeниe, возможно, позволит найти новое пpaктичecкoe пpимeнeниe не только aкycтикo-гидpoдинaмичecким исследованиям скважин и мощного yльтpaзвyкa как метода интенсификации, но меняются основные показатели paзpaбoтки, такие, как число и pamo-ложение скважин, их paбoчиe дебиты (в том числе и обеспечение энepгocбepeгaющeгo дебита, а следовательно, и увеличение конденсатоотдачи и газоотдачи). Пpи pacпpocтpaнeнии в жидкости (или газе) мощного акустического поля в ней возникают нeпepиoдичecкиe течения — акустические течения. Пpичинa акустических течений заключается в поглощении cpeдoй энepгии импульса волны. Поскольку импульс волны должен coxpaнятьcя, то он пepeдaeтcя cpeдe, и она пpиxoдит в движение. Акустические течения обычно носят виxpeвoй xapaKrep. Они могут быть описаны системой обычных гид-poдинaмичecкиx ypaвнeний в поле внешних сил, создаваемых акустической волной [16].

Таким oбpaзoм, пpи фильтpaции газа и жидкости возникает пpи наличии акустических колебаний акустическое поле, KoTOpoe тем выше, чем больше дебит и дeпpeccия на пласт. Мощность акустического поля¹ oпpeдeляeтcя пpoизвeдeниeм

QАр. Наличие акустического поля приводит к акустическому течению, которое начинает оказывать влияние и на фильтрационное течение. Так как акустическое течение носит вихревой характер, то оно будет способствовать ускорению начала нарушений закона Дарси. Таким образом, происходит взаимодействие этих двух течений. Скорость акустических течений пропорциональна коэффициенту поглощения звука. В связи с этим на практике в газовых скважинах чаще отмечается нарушение закона Дарси. С другой стороны, чем больше акустическое течение, тем больше отклонение от закона Дарси, и, возможно, оно практически определяется акустическим полем. Это утверждение нужно проверить экспериментально. В определенной мере доказательством того, что нарушение закона Дарси определяется акустическим воздействием, является трудность экспериментального получения линейного закона фильтрации на кернах, как было установлено А.П. Иванчуком, без применения специальных глушителей-фильтров при наличии турбулентного потока перед керном.

Во ВНИИГазе и ГАНГе им. И.М. Губкина под руководством Ю.П. Коротаева уже длительный период времени проводятся экспериментальные и теоретические исследования по созданию и совершенствованию нового АГДМ исследования скважин.

Сущность АГДМ состоит в комплексном использовании гидродинамических и естественных акустических характеристик (интенсивности и спектра частот) аэродинамического шума, возникающего при движении флюида в скважине и призабойной зоне пласта для определения параметров потока (дебитов) и пористой среды (проницаемости, пористости, макрошероховатости и др.). Исследования были начаты с создания АГДМ измерения дебита газовых и газоконденсатных скважин [1]. Этот метод и на сегодня является практически единственным при измерении дебитов аварийных горящих и негорящих фонтанов [1, 2]. Так, с помощью АГДМ были измерены дебиты аварийно-фонтанирующих скважин на целом ряде месторождений. М. А. Бабаловым с помощью АГДМ был определен дебит аварийного фонтана на месторождении Ур-та-Булак, равный 18 млн. м³/сут, ликвидация которого оказалась возможной только с помощью ядерного взрыва, осуществленного в пробуренной наклонной скважине. Дальнейшее развитие АГДМ получил после создания Ю.П. Коротаевым с М.А. Бабаловым глубинного акустического прибора — шу-момера, спускаемого на каротажном кабеле через лубрика-top в скважину; глубинный шyмoмep был вначале oпpoбoвaн на скважинах Щелковского и Калужского ПХГ, Шебелин-ском, Оpeнбypгcкoм, Уpeнгoйcкoм и дpyгиx мecтopoждeнияx. В настоящее вpeмя АГДМ m:npoKo пpимeняeтcя на Вуктыль-ском и Узеньском мecтopoждeнияx.

Дальнейшее paзвитиe АГДМ было нaпpaвлeнo на oпpeдeлe-ние paбoтaющиx интepвaлoв пласта и pacпpeдeлeниe дебитов между ними. Уже пepвыe исследования с помощью АГДМ показали его большие возможности по четкому выделению pa-ботающих интepвaлoв пласта и pacпpeдeлeнию дебитов газа между ними. Анализ исследований АГДМ ствола скважины позволил выявить пpoцeccы, пpoиcxoдящиe в стволе, в том числе условия бapбoтaжa и выноса жидкости, места пpитoкa жидкости из пласта; ^peraKa и утечки газа. Кpoмe того, имеется возможность отбивки каждой муфты в насосно-ком-пpeccopныx тpyбax и положения башмака каждой колонны обсадных тpyб. Количество газа из каждого пpoплacткa оп-peдeлялocь по пpoцeнтy площади акустического всплеска от общей площади.

Сегодня m:npoKoe пpимeнeниe находит АГДМ oпpeдeлeния paбoтaющиx интepвaлoв на кpyпнeйшиx мecтopoждeнияx и ПХГ [3, 4]. Анализ peзyльтaтoв пpимeнeния АГДМ по oпpeдe-лению paбoтaющиx интepвaлoв пласта показал, что, вo-пep-вых, они фикcиpyютcя с помощью АГДМ только после пpe-вышения кpитичecкoй cкopocти фильтpaции, coпpoвoждae-мого нapyшeниeм линейного закона Дapcи и возникновением акустического шума, и, вo-втopыx, как пpaвилo, paбoтaющиe интepвaлы составляют только небольшую часть вcкpытoй толщины пласта и пpeдcтaвляютcя в виде отдельных всплесков акустической интенсивности. Пepвoнaчaльнo акустически начинают пpoявлятьcя пpoплacтки, пpиy—оченные к Hm'epsa-лам, xapaктepизyющимcя наименьшим значением Kpm'mec-кого числа Рейнольдса.

С pocтoм дебитов по АГДМ увеличивается число paбoтaю-щих интepвaлoв, и уже cпeктpaльнaя xapaктepиcтикa пpeд-ставляется в виде сплошной ^ивой повышенной интенсивности шума всего paбoтaющeгo интepвaлa пласта. Пepвoнaчaль-но исследовался весь cпeктp частот. В последующем было установлено, что основная акустическая мощность пpи истечении газа из пopиcтoй cpeды относится к yльтpaзвyкoвoмy спектру частот, а истечение газа из пepфopaциoннoгo канала — к звуковому диапазону частот.

Ю.П. Кopoтaeвым, С.П. Cибиpeвым и дpyгими исследователями был создан глубинный акустический пpибop с двумя 280 отдельными акустическими датчиками для измерения звукового и ультразвукового диапазона частот. Такой подход позволил по интенсивности шума в звуковом диапазоне частот определять дебит газа из каждого перфорационного отверстия, а по характеристике шума в ультразвуковом диапазоне судить о параметрах пористой среды. Проводя АГДМ исследования на различных режимах работы скважин, имеется возможность судить об изменении дебита в каждом перфорационном отверстии или отдельных интервалах пласта.

В то же время с помощью АГДМ оценить работающие интервалы пласта возможно только в том случае, когда в последних создаются условия для возникновения аэродинамического шума при Q > Q_K^ т.е. при наличии вихревого потока на забое или в призабойной зоне скважины. При этом, как показал анализ проведенных исследований, условия и акустические характеристики являются различными для скважин с открытым забоем и при наличии перфорации. Если в первом случае относительно просто можно судить по АГДМ о параметрах пористой среды, то во втором случае необходимы разработка и создание специальной методики их определения путем выделения ультразвуковой составляющей.

Другим направлением было применение АГДМ для диагностики ствола скважин и в том числе для определения газона-сыщенности при движении газожидкостных смесей в стволе скважины.

В настоящее время эти исследования интенсивно развиваются в США. Р. Мак Кинли, Д. Робинсоном, Бауэром и другими исследователями проводились работы по определению дифференциальных дебитов из различных пропластков, а Миландом, Берри, Болдуином — по определению малой локализации утечек газа и жидкости (Энройт) и выделению интервалов поступления твердых частиц породы из пласта.

Оценка дебита газа из перфорационного отверстия экспериментально по шуму струи получена Р. Мак Кинли. Теоретически исходя из уравнения излучения звука в окружающую среду с учетом ряда упрощений получена зависимость звукового давления от расхода и плотности газа.

Определяется дебит акустическим способом вдоль ствола скважины и на устье, а также при межколонных перетоках газа.

Представляет интерес определение условий и интервалов разрушения призабойной зоны и расхода выносимых частиц породы методом АГДМ.

Пpи coyдapeнии частиц песка с пьeзoкepaмичecким датчиком на его выходе возникает импульс нaпpяжeния. Появилась возможность paccчитaть также дебиты, кoтopыe гapaнтиpyют износостойкость элементов oбopyдoвaния.

Пpи анализе акустических волновых пpoцeccoв, кpoмe аналитических методов, используется кибepнeтичecкий подход.

Е.Ф. Афанасьевым paccмoтpeнa гeнepaция звука в насыщенной флюидом пopиcтoй cpeдe. Из peшeния волнового ypaвнeния для динамики насыщенных пopиcтыx cpeд получено, что пpи лaминapнoм peжимe фильтpaции источники звука не пpoявляют себя. Таким oбpaзoм, звук aэpoдинaмичec-кого пpoиcxoждeния, гeнepиpyeмый насыщенной флюидом пopиcтoй cpeдoй, пpoиcxoдит только пpи виxpeвoм течении. АГДМ, может быть использован и для oпpeдeлeния допустимого выноса песка из скважины пpи эpoзии oбopyдoвaния.

Для oпpeдeлeния максимально допустимого дебита газа необходимо знать изменение выноса количества песка от дебита газа, что peaлизyeтcя методом АГДМ пpи пpoмыcлoвыx исследованиях, кoтopым пpeдшecтвyют стендовые испытания.

На основании тeopии усталостного paзpyшeния пpи эpo-зии Е.Ф. Афанасьевым и д—yгими исследователями [17] выведена фopмyлa для oпpeдeлeния глубины износа в зависимости от количества выносимого песка и дебита газа. Более точно износ oпpeдeляeтcя общим количеством песка, пpoшeдшeгo чepeз данный узел oбopyдoвaния.

АГДМ исследования скважин в б. СССР начал пpимeнять-ся значительно pamm^, чем в США [15].

Пpoвeдeнныe Ю.П. Кopoтaeвым, Ю.И. Бopoдиным и К.Л. Гpдзeлoвoй [6] и в США Бpитoм и Р. Мак Кинли [5] исследования АГДМ ствола скважины показали, что для эмульсионного течения xapaктepны частоты 300 — 700 Гц, для четоч-ного — 200 Гц. Пpи частотах свыше 1000 Гц двухфазный поток пpaктичecки не отличается от однофазного.

Пpимeнeниe АГДМ исследования скважин значительно pacшиpяeт возможности получения дополнительной инфop-мации о пapaмeтpax пластов и скважин [2, 7]. АГДМ послужил основой для coвepшeнcтвoвaния методики гидpoдинaми-ческих исследований скважин, более точного oпpeдeлeния коэффициента фильтpaциoннoгo coпpoтивлeния и обоснования и установления оптимального энepгocбepeгaющeгo peжимa их paбoты [8, 9]. Пpимeняя пpи АГДМ в глубинном акустическом пpибope, спускаемом в скважину, специальные акустические датчики по измepeнию количества песка, имеется возможность установить количество и интервалы его выноса. Такие исследования на скважинах были выполнены С.П. Си-биревым и др. Развитие этого направления позволяет установить оптимальный технологический режим эксплуатации скважин с заданной степенью надежности их работы.

По предложению Ю.П. Коротаева в ГАНГ им. И.М. Губкина разрабатывается информационно-управляющая система непрерывного контроля и управления технологическим режимом работы скважин, основанная на акустических датчиках, устанавливаемых на устье, с подачей по радиоканалу со скважины до УКПГ данных о дебите газа, давлении, температуре и количестве жидкости в газе и выносимого песка.

В качестве дальнейшего развития предложенной системы контроля состояния скважин предложено осуществлять контроль за межколонным давлением и также вибрацией на устье скважин. Предварительные экспериментальные исследования по этому вопросу на скважинах Карачаганакского месторождения выполнены К. Л. Грдзеловой и Л.Б. Габелко, которые были продолжены на Уренгое С.П. Сибиревым и А. Епифановым. Предполагаем, что это даст возможность судить не только о вибрации устьевого оборудования и фонтанных труб, но и деформации обсадных колонн при различных режимах эксплуатации скважин, а также других параметрах. Это позволит инструментально определять технологический режим с учетом ограничения на надежность работы скважин. При решении этого вопроса предполагается использовать результаты, полученные для контроля забойных параметров, используя ствол скважины как канал связи [1о, 11].

В настоящее время испытаны три модификации системы контроля технологического режима работы скважин: первая — с периодическим измерением показаний на скважине; вторая — с запоминанием измеряемых параметров в течение двух месяцев и третья — с передачей информации по заданной программе по радиоканалу на УКПГ. В качестве автономных источников питания применены, кроме батарей и аккумуляторов, солнечные батареи, термические генераторы и испытывались ветровые двигатели [8]. Измерение количества выносимого песка акустическим методом в комплексе с исследованиями абразивного износа оборудования дает возможность на совершенно новой основе устанавливать технологический режим работы скважин с заданной степенью надежности с учетом допустимого износа и вибрации оборудования. Акустический контроль количества жидкости позволяет моделировать всю систему, включающую призабойную зону пласта и ствол скважины, в целях выбора оптимальных условий для технологического режима работы газовой и газоконденсатной скважины с жидкостью в стволе и на забое, в том числе и при наличии начального дополнительного сопротивления.

В последнее время развитие АГДМ было связано с исследованием фильтрационных процессов и создания АГДМ исследования пористых сред и скважин. В этих исследованиях принимали участие К.Л. Грдзелова, А.А. Иванчук, А.Н. Дав-летшин, С.П. Сибирев, Ш.К. Гергедава, Д.М. Симченко, Д.И. Иванов, Г.М. Гукасян, Е.Ю. Красновидов и др.

4.2.2. АГДМ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОРИСТЫХ СРЕД

Акустико-гидродинамические исследования пористых сред проводились на специальной экспериментальной установке для искусственных и естественных кернов, в рабочую камеру которой на выходе газа из керна был вмонтирован микрофон. Разновидностью ее являлся монтаж акустического датчика вдоль боковой образующей керна при акустико-гидродинамических исследованиях фильтрации жидкости.

На первом этапе АГДМ исследования кернов проводились только при высоких дебитах. Был сделан вывод о том, что возникновение шума при фильтрации газа связано с нарушением линейного закона Дарси [12]. В то же время в тот период сделать вывод о наличии верхней границы применимости закона Дарси не было оснований. Потребовались дополнительные прецизионные исследования, охватывающие весь широкий диапазон фильтрации от закона Дарси до его нарушения. Сегодня является неоспоримым фактом, что, измеряя акустические характеристики шума при фильтрации газа, можно четко фиксировать переход от линейной к нелинейной фильтрации.

АГДМ позволяет на новой основе проводить исследования кернов, изучать фильтрационные процессы на микроуровне, устанавливать связь емкостных и фильтрационных параметров с интенсивностью и частотными характеристиками аэродинамического шума [7].

C помощью АГДМ имеется возможность инструментального раскрытия внутреннего механизма фильтрации при исследовании кернов. С этой целью проводились прецизионные исследования АГДМ кернов, результаты которых были в последующем подтверждены на скважинах по многим месторождениям страны.

Эти исследования, пpoвeдeнныe на значительном числе естественных и искусственных кepнoв, позволили экcпepимeн-тально установить, что пpи достижении oпpeдeлeннoй KpHra-ческой cкopocти возникает как на выходе из Kep^, так и в самой пopиcтoй cpeдe aэpoдинaмичecкий шум, вызванный тypбyлeнтными и инepциoнными пульсациями давления в по-pиcтoй cpeдe. Пpи этом aэpoдинaмичecкий шум наблюдается в шиpoкoй полосе частот, но основная мощность, как было установлено в последующем, пpиxoдитcя на ультразвуковой диапазон [13].

Результаты исследований показали, что пpи малых числах Рейнольдса cпpaвeдлив линейный закон филиации. В этом случае, ^оме фона, пpaктичecки отсутствует aэpoдинaмичec-кий шум. После достижения ^оттеской cкopocти (дебита) филиации (cpaзy или после нeкoтopoй зоны нecфopмиpo-вавшейся тypбyлeнтнocти) наблюдается отклонение от линейного закона филиации, что coпpoвoждaeтcя peзким повышением интенсивности aэpoдинaмичecкoгo шума. Пpи этом шиpинa и интенсивность cпeктpa частот с pocтoм cкopocтeй увеличиваются от отдельных всплесков до сплошного. В неод-нopoдныx кoллeктopax, имеющих paзличныe фильтpaциoн-ные пapaмeтpы по толщине пласта (площади Repm), нapyшe-ние линейного закона, а следовательно, и пopoгoвoe возбуждение гeнepaции шума пpoиcxoдят селективно, начиная с участков с высокой пpoницaeмocтью или, точнее, с большим значением k/l. В целях установления зависимости между не-oднopoднocтью кoллeктopoв и акустическими, гидpoдинaми-чески и тepмoдинaмичecкими xapaктepиcтикaми Л.Б. Габел-ко и М.Г. Tpeбиным совместно с coтpyдникaми НИХФИ им. Л.Я. Кapпoвa пpoвeдeны уникальные по исполнению специальные исследования, в кoтopыx нapядy с АГДМ исследования peгиcтpиpyeтcя pacпpeдeлeниe инфpaкpacнoгo излучения на тopцe кepнa с помощью специального тeлeвизopa. Пpeдвa-pитeльныe peзyльтaты показывают изменение xapaктepa теплового поля от peжимa к peжимy и в основном пoдтвepдили высказанные пpeдпoлoжeния о связи акустических всплесков с нeoднopoднocтью кepнoв.

Связь между акустической интенсивностью Р_зв и мощностью pacceивaния энepгии QAP Е.Ф. Афанасьевым пpeдcтaвлe-на в виде

_m2

Рзв APQ = b. APQ,

где Р_з, — интенсивность шума; С_о — скорость звука; R — расстояние от источника шума до акустического прибора (микрофона); l — параметр макрошероховатости.

Так как звук проявляет себя после достижения Ие_кр, которому соответствует определенное (APQ)^, тогда предыдущее уравнение было модифицировано с учетом этого обстоятельства. При обработке результатов АГДМ исследований кернов в координатах Р_зв и APQ получаем прямую, отсекающую на оси абсцисс отрезок, соответствующий критическому значению (QAP)^ с тангенсом угла наклона b_A. Такая зависимость между Р_зв и QAP имеет вид

^bA

где

b_A =-.

4лс^1

При значениях (QAP)^ > QAP фильтрация происходит по линейному закону и аэродинамический шум отсутствует, т.е. значения P.,, соответствуют окружающему фону и экспериментальные точки лежат на оси QAP.

При прохождении газа через пористую среду, сложенную из пор различного диаметра, для каждого диаметра пор имеется своя частота, а интенсивность звука на каждой частоте соответствует количеству пор данного диаметра. Как бы играет целый оркестр, состоящий из разных инструментов. Задачей измерительной аппаратуры является по акустическим характеристикам определить, какие диаметры пор и сколько их. Задачей является вместо средних значений проницаемости найти функцию ее распределения, зависящую от распределения пор по размерам.

В кернах наблюдается различие в частотах свыше 15 — 2о кГц и более. В связи с этим в глубинный шумомер вставляется преобразователь этих высоких частот.

Образование звука в пористых средах А.Н. Давлетшин объясняет механическими неоднородностями и изменениями скоростей и направления. Звук имеет максимум мощности в области частот Ю— 1 оо Гц. Потоком жидкости, движущимся по разрушенному цементному кольцу, излучается звук в диапазоне частот 1—2 Гц.

Определение дебита при аварийном фонтанировании. В условиях аварийного фонтанирования определение дебита скважины обычными методами невозможно. Ю.П. Коротае-вым предложен акустический способ определения дебита, основанный на взаимосвязи гидродинамических параметров струи газа с акустическими характеристиками звукового давления, создаваемого этой струей.

Для определения зависимости между дебитом струи газа и шумом, генерируемым при истечении струи в атмосферу, были проведены эксперименты. В результате обработки данных экспериментов получены зависимости I = I (О) для горящих и негорящих струй на различных расстояниях r от устья до точки измерения и при разных дебитах (рис. 4.16).

Формула, связывающая дебит фонтанирующей скважины со звуковым давлением, имеет вид

0,125 '

, (4.83)

где О — дебит фонтанирующей скважины, м³/сут; d — диаметр выходного устройства, м; r — расстояние от устья до

/, дБ 125

120

115

100

110

105

I ДБ

125

120

НО

115

г = 20 м •

'80

100

12345678 1 2 3 4 5 Q, млн. м³/сут

Рис. 4.16. Зависимость I от Q :

а — без горения; б — при горении

точки измерения, м; S₀ — площадь; сечения струи, м²; I — звуковое давление, дБ; Т_г — температура истекающего газа, К; Т_в — температура воздуха во время измерения, К.

Предельная относительная погрешность при вычислении по этой формуле не превосходит 7 %.

Сверхкритические перепады давления в выходном сечении насадки. Формула, связывающая дебит струи со статическим давлением в выходном сечении насадки при критическом и сверхкритических перепадах давления, имеет вид

2,27 • 10^-9^ Q.

(4.84)

После элементарных преобразований эта формула принимает вид

I = 7,65lnroQ + oQ + 11,7, (4.85)

где

T 2, 88t

ю = 372

2 , 1,52 Г d

0,6— + 0 • 4 Т_г

[170 + 0,59T_Br

o = -7,22 • 10^-4^

Безразмерная формула связывает звуковое давление I в точке измерения с дебитом фонтанирующей скважины Q при критических и сверхкритических перепадах давления.

При определении дебита аварийно-фонтанирующей скважины по звуковому давлению необходимо установить характер истечения: дозвуковой (статическое давление на срезе выходного устройства равно атмосферному) или звуковой (статическое давление на срезе > 10 МПа). Это необходимо сделать, поскольку в указанных двух областях действуют различные закономерности.

Безразмерное выражение

[170 + 0, 59Т, ]⁵

0,6— + 0,4 Т_г

₂

^Тг ^Тв

8,18 • 10^-1 —10

связывает условия измерения (r, Г_в) и условия истечения (d, T) с уровнем звукового давления I при истечении газа со звуковой скоростью, но при p = 1о МПа.

Горящие струи. В результате изучения звукового давления (шума) горящих струй были получены зависимости вида I = I (Q) (см. рис. 4.16, б). Для холодных струй (см. рис. 4.16, а)

I = I (Q). Сравнение уровня звукового давления I в какой-нибудь выбранной точке измерения показывает, что при одинаковых режимах истечения (Q = const, d = const) шум горящих струй всегда выше шума холодных струй. Путем обработки экспериментальных данных получена безразмерная формула, связывающая давление p на срезе выходного устройства с величинами I, r и d для случая горения газа при фонтанировании:

^p _ 1 оо.Ш-17,6 ^Ратм

(4.87)

Подставив выражение для p в (4.84), получим

Q _ 4,4 • 1о^аш-15'^{6 Ра}тм ?_. (4.88)

Vr_r ^d°'²

Здесь r, d — в м; Т_г — в градусах; p_г — в Па; Q — в млн. м³/сут.

Формула (4.88) основная для определения дебита фонтанирующей скважины при горении газа.

Определение параметров пластов и скважин по данным акустических исследований (шумометрия). Глубинные исследования скважин проводят с помощью глубинного шумомера.

Для исследования скважин АГДМ был разработан акустико-гидродинамический прибор — глубинный шумомер. На рис. 4.17 приведена схема взаимодействия турбулентной струи газа из перфорационного отверстия и призабойной зоны пласта с чувствительным элементом глубинного шумомера. Для глубинных шумомеров пригодны стандартные геофизические станции. В глубинном шумомере были установлены три датчика для получения информации в ультразвуковом и низкочастотных диапазонах. На рис. 4.18 приведена блок-схема скважинного шумомера с наземной измерительной панелью.

Находясь в стволе работающей скважины, чувствительный элемент шумомера реагирует на звуковое излучение, создаваемое потоком газа. Реакцией чувствительного элемента (пье-

Рис. 4.17. Схема взаимодействия турбулентной струи газа из перфорационного отверстия с чувствительным элементом глубинного прибора

зодатчика) является электрический сигнал, поступающий в электронный блок предварительного усиления и далее по кабелю на дневную поверхность. Области с наиболее развитой турбулентностью генерируют звук большей интенсивности. Такими областями в работающей скважине являются места сообщения скважины с пластом. Поэтому при прохождении глубинным шумомером газоотдающих интервалов сигналы, вырабатываемые чувствительным элементом, резко увеличиваются по амплитуде.

В качестве наземной панели используется измеритель шума и вибраций типа ИШВ-1 или вольтметр. При замере акустического шума можно снимать значения интенсивности в общей полосе частот, так называемую линейную интенсивность 1_лин. Встроенные в прибор активные фильтры позволяют фиксировать интенсивность шума в диапазоне частот 31 —

Рис. 4.18. Блок-схема скважинного шумомера:

1 — фонарь датчика; 2 — пьезокерамический датчик; 3 — скважинный глубинный прибор; 4 — защитный металлический корпус; 5, 6 — шасси; 7 — кабельная головка; 8 — наземная измерительно-преобразовательная панель; 9 — корпус; 10 — штекерные вводы-выводы; 11, 12 — монтажные платы; 13, 14 — стрелочные приборы; 15 — блок коммутации

8000 Гц. Шумограмма записывается на фоторегистратор и магнитофонную ленту. Одновременно проводится прослушивание скважины с помощью магнитофона. Запись на магнитофонную ленту позволяет многократно воспроизводить ее, а также проводить анализ шумограмм, полученных при исследовании скважин, в лабораторных условиях. В результате каждого испытания скважины строится диаграмма с записью изменения интенсивности шума в диапазоне глубин, соответствующих местонахождению газоносного пласта.

Принимая площадь всех аномалий шума за единицу и вычисляя долю площади каждой аномалии от суммарной, можно оценить дебит скважины из каждого работающего пропласт-ка в соотношении, равном соотношению площадей аномалий.

Исследования скважин АГДМ проводились на Шебелин-ском, Оренбургском, Уренгойском и других месторождениях, а также на Щелковском и Калужском ПХГ. С помощью АГДМ определяли: газонасыщенность в стволе скважины; работающие интервалы пласта и распределение дебитов между ними; распределение дебитов между отдельными перфорационными отверстиями и характер их перераспределения в зависимости от режимов работы скважины; установление зон перетока газа в работающих и остановленных скважинах; межколонные перетоки газа, интервалы и количество выносимого песка, энергосберегающий дебит.

Результаты исследований скважин показали, что шумомет-рия позволяет в комплексе решать следующие задачи:

выявление интервалов притока газа в скважину и оценка дебита каждого работающего интервала;

определение характера притока — одно- или двухфазный; оценка коллекторских свойств газоотдающих интервалов; диагностика состояния ствола скважины.

Исследования показали, что шумометрия позволяет четко выделять места притока газа и жидкости не только в открытом стволе и зоне перфорации, но и в зоне продуктивного пласта, перекрытого насосно-компрессорными трубами (рис.

4.19). В левой части приводятся результаты оценочных расчетов притока из газоотдающих интервалов. Из рисунка видно, что наибольший приток приходится на интервал 1572—1598 м (~39,9 тыс. м³/сут) и 1668 — 1721,5 м (~56,6 тыс. м³/сут). Суммарный приток из зоны, перекрытой насосно-компрессорными трубами, примерно равен 138,6 тыс. м³/сут, что составляет ~70 % от общего дебита скважины. С увеличением деби-

Рис. 4.19. Газоотдающие интерва- Рис. 4.20. Шумограмма, полученная при лы в зоне, перекрытой насосно- разных дебитах

компрессорными трубами в скв.

182 при Q„ = 200 тыс. м³/сут

та от 300 до 400 тыс. м³/сут наблюдается увеличение толщины и числа газоотдающих интервалов (рис. 4.20).

На рис. 4.21 показаны диаграммы интенсивности шума, возникающего в перфорационных отверстиях при росте дебитов газа от 416,2 до 1110,3 тыс. м³/сут. Они позволяют установить характер взаимодействия между перфорационными каналами, выявить наиболее продуктивные пропластки и найти распределение фильтрационных параметров неоднородного пласта по разрезу.

П42 1143 1144 1145 1146 1147 1_Т, м

Рис. 4.21. Диаграмма для определения АГДМ изменения дебита между перфорационными отверстиями при различных режимах работы скважины:

1—6 — номера перфорационных отверстий; У_нч — интенсивность шума; 1_г —

глубина скважины

На скв. 9101 Уренгойского месторождения, по результатам интерпретации термограмм (ТМ) и расходометрии установлено, что работает весь интервал перфорации 1069,2—1112 м. Наиболее активно по данным термометрии газ поступает из

Рис. 4.22. Диаграмма для определения работающих интервалов по АГДМ в скв. 9101 Уренгойского месторождения

трех интервалов: I — 1090—1102, II — 1076—1078, III —

НКТ

Рис. 4.23. Диаграмма для определения перетока газа в остановленной скважине по АГДМ на скв. 9101 Уренгойского месторождения

1070-1072 м.

Эти же работающие интервалы четко выделяются по АГДМ (рис. 4.22). После остановки скважины на термограммах наблюдается малодебитный переток из пласта I в пласт II, связанный с разной выработанностью пластов. На диаграммах АГДМ (рис. 4.23) эти участки разреза скважины отмечаются повышенным шумом. Следовательно, анализ исследований АГДМ позволил выявить процессы, происходящие в стволе остановленной скважины. Сравнение резуль

татов определения относительного дебита по данным расхо-дометрии и АГДМ приведено в табл. 4.1.

Но мер сква жины	Режим работы скважины			Номер работающих интервалов	Относительный дебит
Но мер сква жины	Режим работы скважины			Номер работающих интервалов	по рас-ходомет-рии	по АГДМ
1722	Скважина	работает	_в	I (1202-1209)	0,18	0,17
	шлейф			II (1180-1195)	0,82	0,83
	Скважина	работает	на	I	0,40	0,33
	ДИКТ d_m =	15,5 мм		II	0,60	0,67
	Скважина	работает	на	I	0,21	0,15
	ДИКТ d_m =	1 8,2 мм		II	0,79	0,85
	Скважина	работает	на	I	0,12	0,11
	ДИКТ d_m =	22,4 мм		II	0,83	0,89
91 01	Скважина	работает	в	I (1090-1102)	0,70	0,83
	шлейф			II (1076-1078)	0,20	0,11
				III (1070-1072)	0,10	0,06
	Скважина	работает	на	I	0,7	0,94
	ДИКТ d_m =	28 мм		II	0,2	0,03
				III	0,1	0,03

Сравнение результатов выделения работающих интервалов АГДМ с дебитометрией и термометрией показано на рис. 4.24.

Исследования спектра шума одно- и двухфазных потоков проводились Маккинли в 1973 г. и Ю.И. Бородиным в 1976 г. Моделирование однофазного потока в опытах Маккинли осуществлялось дросселированием газа (воздуха в затрубном пространстве, заполненном мраморной крошкой, приемник звука помещался в трубе). При моделировании двухфазных потоков затрубное пространство заполнялось водой и газ дросселировал через воду. Для однофазного потока как газа, так и воды характерен тип спектра, показанный на рис. 4.25, с возрастанием амплитуды в области 1000-2000 Гц.

Моделирование двухфазного потока позволило по характеру спектра выделить три типа течения: 1) эмульсионное (образование цепочки пузырьков) с пиком спектра в интервале частоты 300-600 Гц; 2) слабое четочное течение, для которого амплитуда после 200 Гц уменьшается, но есть незначительные пики, соответствующие пикам первого режима; 3) сильное четочное течение, для которого максимальной является амплитуда в области частоты 200 Гц.

Все три типа двухфазного потока имеют характеристику, совершенно отличную от характеристики однофазного потока. А именно: двухфазные потоки имеют максимальный уровень шума в диапазоне 200-600 Гц, связанный с эмульсион-

Рис. 4.24. Выделение газоотдающих интервалов с помощью АГДМ (I), де-битомера (II) и термомера (III) по скв. 174 Шебелинского месторождения.

Дебит 840 тыс. м³/сут

Частота, Гц

Рис. 4.25. Спектры одно- и двухфазного потоков. Типы течения:

1 - сильное четочное; 2 - слабое четочное; 3, 4 - однофазный поток

ным или четочным течением. Однако при 1000 Гц наблюдаются особенности, типичные для однофазных потоков, т.е. для турбулентности свободной струи. При частоте f > 1000 Гц характеристика двухфазного потока практически не отличается от однофазного.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 4

1. А.с. 179960. Коротаев Ю.П. Способ измерения дебита фонтанирующих газовых и газоконденсатных скважин.

2. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. — М.: Недра, 1968. — 427 с.

3. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. — М.: Недра, 1 975.

4. Коротаев Ю.П., Бабалов М.А. Акустический способ выделения работающих интервалов газоконденсатных пластов/Газовая промышленность. — 1970. - № 11.

5. Mc. Kinley R.M., Bower E.M., Rumble R.C. The structure and interpretation of noise from frow behind cemented casing J.P.T., March, 1973, pp. 328-338.

6. Коротаев Ю.П., Грдзелова К.Л. Исследование газовых скважин с помощью шумометрии. — М.: изд. ВНИИЭгазпром, 1983.

7. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. — М.: Недра, 1984. — 486 с.

8. Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления/Газовая промышленность. —1988. — № 7. — С. 39 — 41.

9. Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и критического дебита скважин/Газовая промышленностью. — 1989. — № 6.

10. Коротаев Ю.П., Пальчик К.Б. Об информационном использовании колебаний бурильной колонны для контроля забойных параметров//Реф. сб. РиЭГГКМ. — 1971. — № 12.

11. Пальчик К.Б., Коротаев Ю.П. Об использовании колебаний бурильной колонны для контроля забойных параметров.//Реф. сб. РиЭГГКМ. — 1982. — № 2.

12. Коротаев Ю.П., Грдзелова К.Л., Козьмина Т.П. Исследование границ применимости линейного закона фильтрации Дарси акустическим спосо-бом//Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. — 1985. — Вып. 192.

13. Коротаев Ю.П., Иванчук А.П., Ермолкин О.В., Сибирев С.П. Акустикогидродинамический метод исследования коллекторов нефти и газа/Газовая промышленность. — 1988. — № 8.

14. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. — М.: Недра, 1983.

15. Бергман. Ультразвук. —М.: И.Л. — 1956.

16. Руденко В.В., Солуян С.И. Теоретические основы нелинейной акустики. — М.: Наука, 1975.

17. Афанасьев Е.Ф., Гриценко А.И., Требин Ф.А., Черепанов Г.П. Скорость абразивного износа газонефтепромыслового оборудования/Нефтяное хозяйство. — 1970.— № 3.

18. Коротаев Ю.П. и др. Добыча, подготовка и транспорт природного газа: Справ. руководство. — М.: Недра, 1984. — Т. 1. — 360 с.

РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ И СИСТЕМЫ ИХ РАЗРАБОТКИ

4.1. РЕЖИМ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи.

Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т.п.

Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, размеров и протяженности водонапорной системы; физических свойств газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления, в основном для газоконденсатных месторождений.

В практике эксплуатации газовых месторождений различают газовый и водонапорный режимы. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.

При газовом режиме или режиме расширяющегося газа единственной силой, определяющей движение газа в пласте, является энергия давления газа. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки вследствие, например, своей запечатан-ности и, следовательно, малой активности пластовых вод.

Жесткий водонапорный режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды с такой интенсивностью, что в результате не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление. Жесткий водонапорный режим редко встречается на практике. Часто водонапорный режим проявляется не полностью, и его называют газоводонапорным, когда газ к забою скважины продвигается в результате как его расширения, так и действия напора воды. Причем количество внедряющейся воды в этом случае значительно меньше того, которое необходимо для полного восстановления давления. Главное условие продвижения воды в залежь — связь ее газовой части с водоносной и значительные размеры водоносной системы. Продвижение воды в реальных неоднородных залежах обычно приводит к избирательному продвижению воды и обводнению скважин, что снижает коэффициент газоотдачи, и зависит от неоднородности пласта, темпа отбора и технологического режима работы скважин, что следует учитывать при проектировании и расположении скважин по площади и глубине их вскрытия. Выделение газа из воды в процессе разработки месторождения может сказываться на режиме работы залежи.

Рассмотрим коэффициент защемления газа а_ост, равный отношению объема порового пространства, занятого газом в обводненной области, ко всему поровому пространству этой области:

^аост ^_ (^в ^— 0_в)/^в,

где Q _в — обводненный поровый объем залежи, т.е. объем, занятый газоводяной смесью, с учетом наличия защемленного газа водой; Q, — объем вторгшейся в залежь воды.

Контроль за продвижением в залежи воды и за обводнением скважин проводится различными способами, но в основном с помощью методов промысловой геофизики (методами радиометрии).

При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь при падении давления в водоносной системе и связанном с этим расширении пластовой воды. Продвижение воды наблюдается на Уренгойском, Медвежьем, Оренбургском и других месторождениях. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т.е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.

В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются практически по газовому режиму, а затем начинается избирательное продвижение воды по наиболее проницаемым прослоям.

Проявление водонапорного режима обычно замечается не сразу, а после отбора из залежи 20 — 50 % запасов газа. На практике встречаются также исключения, как правило, для небольших по размерам месторождений и при низких темпах отбора, когда водонапорный режим проявляется сразу после начала эксплуатации и разработка их проводится при высоком давлении в пласте в течение всего периода эксплуатации.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа, воздуха или воды создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.

На режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше- или нижележащих горизонтов, например, при перетоках газа.

До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима работы залежи. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения. Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса. Текущая масса газа в пласте равна начальной массе газа минус отобранная масса газа к моменту t:

aGтРт = ЯнРн ^- ОдРст¦

С учетом уравнения состояния реального газа

р = p/zRT

и учитывая, что

т = ^{а Я} н ^{— а} ост^Я в'

имеем

Рт^(аЯн _^аост^Яв⁾ = Рн^аЯн _ ^Од^рст (4 1 )

Z _т RT Z _н R^ Z _ст R^T^ ' ' ' '

где р_н, р_т — пластовое средневзвешенное по объему порово-го пространства залежи абсолютное давление соответственно начальное и текущее; а — средний для залежи коэффициент газонасыщенности (отношение газонасыщенного объема к общему поровому объему залежи); а_ост — коэффициент ос-136 таточной газонасыщенности в обводненном объеме залежи (отношение защемленного объема газа к общему поровому объему обводненной зоны пласта при р_т и Г_пл); й_н — начальный объем порового пространства, занятый газом; Q _т — текущий газонасыщенный объем порового пространства; Q_B — объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления от р_н до р_т; О_д — количество газа, добытое из залежи при снижении давления от р_н до р_т, приведенное к стандартным условиям (р_ст и Г_ст); р_ст — стандартное давление, равное 0,1013 МПа; г_н, ^_т, z_CT — коэффициент сверхсжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (z_CT = 1); Я_н, Я_т, Я_ст — газовая постоянная при начальных, текущих и стандартных условиях; Г_н, Т_т — температура в залежи соответственно начальная и текущая; Т_ст — стандартная температура, равная 293 К.

Можно считать, что при движении газа в пласте Т_пл = = Т_н = Т = const.

Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа, то Я_н = = Я_ст = const.

Значение Я может изменяться в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений, а также при изменении состава за счет, например, выделения H₂S из пластовой воды при снижении давления.

При газовом режиме в уравнении (4.1) Q, = 0 и Q _н = = Q = const. После соответствующих преобразований будем иметь:

рт = рн - Од/ f, (4.2)

где

, 293Йа , , , ,

^f = ^7^—; Рн = Рн^/гн; р_т = Рт^/гт'^;

Р _н, Р_т — приведенные соответственно начальное и текущее средневзвешенные по Q давления в залежи.

Для газовой залежи, при эксплуатации которой отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость между падением пластового давления рТ и О_д выражается формулой:

_Р* = _р* ^а^н ^а^н°д (4 3)

где

, 293Я _на

f =-^н—.

Т_пл 0,1013

Газовая залежь, эксплуатирующаяся при газовом режиме, характеризуется тем, что отношение количества газа О_д, добытого за определенный промежуток времени, к падению приведенного давления в залежи (р‘_н _ р*) за тот же промежуток времени согласно (4.2) есть величина постоянная:

f = Од /(Рн _ Рт) = ^const. (4.4)

Если f в процессе эксплуатации увеличивается, режим залежи водонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. Аналогичным образом будут отмечаться деформация пласта, ввод новых скважин, их остановка и другие факторы. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение f со временем уменьшается.

Для многопластовых месторождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнение (4.2) или (4.3), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекающего газа. Режим работы газовой залежи можно определить графически путем построения зависимости изменения р*, т.е. зависимости приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи от суммарного отбора газа О_д во времени (рис. 4.1). Влияние неучета z показано на рис. 2.2.

В первом приближении р_н и р_т в формуле (4.2) можно принимать как средние арифметические по всем скважинам, но правильнее использовать их средневзвешенные значения по объему порового пространства Я. При постоянных значениях пористости m и толщине h пласта р_н и р_т определяют по картам начальных и текущих равных давлений (картам изобар), приведенных к середине толщины продуктивного горизонта. При переменных m и h пластовое давление определяют по картам равных произведений пористости на толщину и давление (mhp) и произведения пористости на толщину (mh), названную Ю.П. Коротаевым коэффициентом емкости коллектора.

На значение f в реальных неоднородных пластах будет влиять то обстоятельство, что в начале разработки вступают в эксплуатацию в основном высокопроницаемые прослои и участки залежи. В последующем вступают менее проницае-

Рис. 4.1. Зависимость приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи от суммарного отбора газа 0_д во времени

мые прослои, которым, как правило, кроме того, предстоит преодолеть дополнительный перепад давления, обусловленный капиллярными силами в связи с наличием жидкости (воды и конденсата) в газонасыщенных пластах. Этот дополнительный перепад давления назовем начальным фильтрационным сопротивлением.

0д, млрд. м

4.2. МОДЕЛИ ПЛАСТОВ

Модель пласта — это система количественных представлений

о его геолого-физических свойствах. Модель пласта следует отличать от расчетной схемы, которая учитывает только геометрическую форму пласта. Например, моделью пласта может быть слоисто-неоднородный пласт. В расчетной же схеме пласт при одной и той же его модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейный пласт и т.д.

Модели пластов и процессов извлечения из них газа облечены в математическую форму, т.е. характеризуются определенными математическими соотношениями.

Главной задачей при разработке газовых месторождений является составление расчетной модели на основе отдельных представлений, полученных в результате геологогеофизического и гидродинамического изучения залежи. По данным геолого-геофизических и гидродинамических исследований, можно получить весьма пеструю картину месторождения. В расчетной модели ее следует упорядочить, выделив главные особенности моделируемых пластов и охарактеризовав их количественно.

Обычно все многообразие пластов-коллекторов углеводородов сводят к моделям пластов определенных типов, которые и будут далее рассмотрены.

Одна из основных особенностей газосодержащих пород — различие коллекторских свойств (пористости, газона-сыщенности и проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов углеводородов называют литологической неоднородностью пластов.

Вторая основная особенность коллекторов — наличие в них трещин, т.е. трещиноватость пластов. При разработке залежей эти особенности пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них углеводородов.

Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.

4.2.1. ДЕТЕРМИНИРОВАННЫЕ МОДЕЛИ

Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на "фотографию" пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности компьютера. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.

Дифференциальные уравнения разработки месторождения заменяют конечно-разностными соотношениями, а затем производят расчет на компьютере.

Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностностатистические характеристики, что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике разработки газовых залежей вероятностностатистических моделей пластов относятся следующие.

Модель однородного пласта

В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, осредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем из рассматриваемой точки пласта. Однако иногда считают пласт анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом за счет напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали. Модель однородного в вероятностно-статистическом смысле пласта используют для пластов с действительно небольшой неоднородностью.

Модель слоистого пласта

Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью т, и проницаемостью к. При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах Am,- и проницаемостью в пределах Ak, составляют часть Ah, и т.д.

Разработка месторождений природных газов часто сопровождается проявлением водонапорного режима, в результате чего происходит обводнение эксплуатационных скважин. Основными причинами обводнения скважин являются слоистый характер строения продуктивного пласта, различие пропласт-ков по коллекторским свойствам и неравномерность дренирования отложений по площади, в особенности — по толщине.

Для установления динамики обводнения эксплуатационного фонда скважин требуется решать двух- или трехмерные задачи с подвижной границей раздела газ —вода. В настоящее время существуют различные подходы к решению двухмерных и трехмерных задач теории водонапорного режима.

Эффективность прогнозирования процесса обводнения скважин на базе двухмерных цифровых моделей зависит не только от количества и качества исходной геологопромысловой информации. В большей мере она определяется трудностью установления граничных условий, которые имеют место в эксплуатационных скважинах при разработке месторождений. Иначе говоря, характер дренирования продуктивного пласта по толщине зависит от целого ряда факторов, которые не всегда удается предвидеть и учесть в прогнозных газогидродинамических расчетах.

Поэтому часто процесс обводнения скважин на отдельных месторождениях воспринимается как случайный процесс. Предпосылками к этому являются следующие моменты. Во-первых, достаточно случайный характер распределения коллекторских свойств по площади и толщине пласта. Во-вторых, в определенной мере случайный характер расположения интервалов перфорации, забоев скважин по отношению к контурным водам в различных пропластках. В-третьих, случайность дренирования тех или иных интервалов продуктивного пласта в разных скважинах.

В связи с этим напрашивается идея вероятностностатистического подхода к проблеме обводнения залежи газа и соответственно эксплуатационных скважин. Такой подход широко применяется в теории проектирования разработки нефтяных месторождений [2].

Считая, что найденная функция распределения проницаемости справедлива для всего газонасыщенного объема залежи, строим слоистую модель системы газовая залежь — водоносный бассейн. Под слоисто-неоднородной моделью пласта понимаем пласт, состоящий из n пропластков с различными значениями проницаемости и пористости, а также толщины пропластков. Каждый из пропластков не взаимодействует с соседними, т.е. между ними отсутствуют перетоки воды и газа. Значения коэффициентов проницаемости и пористости по отдельным пропласткам подчиняются соответствующим функциям плотности их распределения. Толщины для i-го пропластка h, = h^a,-, где h^ — общая эффективная толщина продуктивного горизонта; a, = п/П_об_щ; П — количество определений проницаемости, принадлежащих i-му интервалу его замеренных значений; п_общ — общее количество определений проницаемости для данного горизонта; число 142

выделяемых пропластков равняется числу интервалов разбиения значений проницаемости.

Для сопоставления и выявления характерных особенностей проявления водонапорного режима целесообразно рассмотреть следующие три модели системы газовая залежь — водоносный пласт.

Модель I. Рассматривается поступление воды в укрупненную скважину и ее влияние на изменение среднего давления в залежи, причем продуктивный горизонт характеризуется однородностью коллекторских свойств по площади и толщине. Значения проницаемости и пористости продуктивного пласта принимаются равными математическим ожиданиям из соответствующих статистических совокупностей значений параметров. При воспроизведении истории разработки в расчетах принимается фактическая зависимость Q* = Q*(t) изменения во времени отбора газа из залежи (в прогнозных расчетах эта зависимость предполагается известной). Газогидродинамические расчеты для модели I могут выполняться с использованием методики [4], основанной на решении задачи теории упругого режима фильтрации воды в укрупненную скважину при переменном во времени дебите.

Модель II. Рассматривается модель частично слоистого пласта, где в области газоносности пластовое давление принимается везде одинаковым и равным среднему давлению p в соответствующий момент времени. Это означает, что среднее давление в газоносной зоне каждого из пропластков одинаково pj(t) = p₂(t) = ... = p_n(t) = p(t). Продвижение воды по каждому из пропластков определяется его коллекторскими свойствами. Следовательно, уравнение материального баланса для модели II имеет следующий вид:

/5(f) = -—-^(?нaQ^н - p^QHt)ЬЦ. (4.5)

aQн - Q,l(t) - Q,2(t) - ... - Q,n(t) ^f zн ^{Рат дЧ} Тст ) ' ’

Решение для модели II приведено в работе [5].

Модель III. В областях газо- и водоносности продуктивный горизонт представляется слоистым пластом. Поэтому pi₁(t) * p₂(t) * ... * p(t). Уравнение материального баланса для '-го пропластка представляется в виде следующего выражения:

p'(t) = ~~_Q ^Z{p,Q m~~ f-— - pQ (t)ТИ , (4.6)

^aQ rn ^{- Q},, (0 ^f
z н ^Тст )

где aQ _ш = anR^m_ih_i; QД_! (t) = J Q*(t )dt.

Воспроизводя историю разработки или выполняя прогнозные расчеты, наиболее вероятным представляется распределение отбора газа по пропласткам пропорционально значениям параметра проводимости. Поэтому в модели III принято допущение, что

(4.7)

Тогда для каждого пропластка задача продвижения воды оказывается замкнутой и расчет продвижения воды в каждый из пропластков осуществляется как в модели I, т.е. по методике [3].

Применительно к горизонту П-а месторождения Ачак выполнены газогидродинамические расчеты для указанных трех моделей системы газовая залежь — водоносный пласт.

Статистическая обработка кернового материала по залежам газа Ачакского месторождения показала, что плотность распределения коэффициента проницаемости описывается логарифмически — нормальным законом [3]. Например, для П-а горизонта месторождения Ачак функция плотности распределения проницаемости имеет следующий вид:

f (k) = — exp[-0,476(lnк - 3,9)²

(4.8)

где к — коэффициент проницаемости, отнесенный к 1 мкм².

При рассмотрении слоистых моделей горизонт П-а подразделялся на 10 пропластков (п = 10). Фактическая история его разработки воспроизведена в течение десяти лет [4].

Слоистый характер строения пласта достаточно слабо сказался на общем количестве поступившей в залежь воды. Однако он существенно проявил себя на избирательном продвижении воды по отдельным пропласткам, причем в наибольшей мере в модели III пласта (хотя, как было указано выше, суммарное поступление воды в залежь здесь было незначительным).

Избирательность продвижения воды по отдельным пропласткам охарактеризовали безразмерной площадью обводнения ( ( S0_6в, - Бо_б, / S_t), Бо_бв( — обводненная площадь i-го пропластка; S, — площадь газоносности i-го пропластка).

Размещение скважин на площади газоносности, интенсивность и темпы их обводнения в определенной мере могут

рассматриваться как случайные процессы (особенно в конечные годы разработки).

Модель трещиноватого пласта

Если коллектором газа являются трещины, разделяющие непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которых равны 7*, разделенных щелями шириной b*. При этом реальный пласт может иметь блоки породы различной величины и формы, а также трещины разной ширины.

Модель трещинно-пористого пласта

В реальном пласте, которому соответствует эта модель, газ содержится как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницаемых. Эта модель может быть представлена в виде набора кубов с длиной грани 7*, разделенных трещинами со средней шириной b*. Фильтрация газа, насыщающего трещинно-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам. При этом вследствие значительной проницаемости трещин по сравнению с проницаемостью блоков любые изменения давления распространяются по трещинам быстрее, чем по блокам, в результате чего для разработки трещиннопористых пластов характерны перетоки флюидов из блоков в трещины и наоборот.

Все перечисленные модели (однородного, слоистого, трещиноватого и трещинно-пористого пластов) отнесены к вероятностно-статистическому классу. Если же реальный пласт действительно весьма однороден, соответствующую модель однородного пласта можно считать детерминированной. Однако в природе совершенно однородные пласты встречаются крайне редко.

4.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОВОДЯНОГО КОНТАКТА

Знание положения газоводяного контакта (ГВК) чрезвычайно важно при рассмотрении вопросов разработки газовых месторождений. От достоверности определения положения ГВК зависят точность подсчета запасов газа объемным методом и определение значения средневзвешенного давления в месторождении, а также определение направления продвижения контурных и подошвенных вод как по залежи в целом, так и к отдельным скважинам. Наиболее интересные исследования по изучению физической природы ГВК и созданию методов определения его положения проведены В.П. Савченко, Б.Б. Лапуком, Ю.П. Коротаевым и др.

Газоводяной контакт не представляет собой строго горизонтальной поверхности раздела газа и воды. Как установлено многими исследователями, газоводяной контакт физически представляет собой переходную зону толщиной в несколько метров. Характер переходной зоны определяется в основном капиллярными силами. Чем меньше диаметр поровых каналов, тем выше высота капиллярного поднятия воды; чем выше неоднородность переходной зоны по размерам, тем сложнее структура переходной зоны, и наоборот.

Как правило, положение газоводяного контакта бывает строго горизонтальным лишь в однородных пластах и при практическом отсутствии фильтрационного потока пластовых вод.

В неоднородных же пластах и при наличии фильтрационного потока вод газоводяной контакт бывает наклонным, причем наклон этого контакта может достигать больших значений в направлении движения контурных вод.

Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положение, как правило, устанавливается при помощи геофизических методов исследования (электрический и радиоактивный каротаж). Иногда геофизические методы при их применении в скважинах, заполненных глинистым раствором, например при наличии трещиноватых коллекторов, не дают возможности четко интерпретировать полученные результаты и определить положение газоводяного контакта. Тогда его устанавливают поэтапным опробованием снизу вверх небольших интервалов пласта, начиная с водяной и кончая газовой частью с последующим перекрытием вскрытых ранее интервалов. Этот способ оценки положения газоводяного контакта наиболее трудоемкий и требует для осуществления значительного времени. Следует иметь в виду, что при опробовании водяной части пласта при создании высоких депрессий может прорываться газовый конус и, наоборот, при опробовании газовой части образоваться водяной конус, что приводит к ошибкам в оценке газоводяного контакта. Кроме того, подтягивание газа или воды может произойти вследствие не-герметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта большая толщина пласта и полу-146 чен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение контакта газ —вода с достаточной точностью затруднительно, наибольший эффект в этом случае дает применение акустикогидродинамических исследований скважин.

Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал толщины пласта, включающий газоводяной контакт, а обычные геофизические методы не дали положительного эффекта, то для оценки положения газоводяного контакта можно предложить также следующие способы его определения в скважине до ее задавки глинистым раствором и работ по изоляции притока воды.

1. Проведение в зоне вскрытого интервала, включая газовую и водяную части пласта, поствольных измерений давлений при помощи дифференциальных манометров в работающей скважине с последующей оценкой контакта по точке перегиба кривой изменения давления по глубине, происходящего вследствие различных соотношений между газом и жидкостью.

2. Проведение поствольного серийного отбора проб газа и воды в работающей скважине глубинными пробоотборниками в зоне вскрытого интервала. Анализ соотношения газа и воды в пробах, полученных с разных интервалов, позволит оценить положение газоводяного контакта, а именно, двигаясь сверху вниз, после прохождений контакта количество газа в пробах будет резко уменьшаться и соответствовать количеству растворенного газа в воде.

Для установления положения контакта достаточно построить зависимость изменения количества газа в пробоотборнике по глубине. Серийный отбор проб вместо единичных измерений необходим для того, чтобы исключить случайные отклонения, которые довольно часты при отборе двух фаз.

3. Проведение термокаротажа последовательно в работающей и остановленной скважине через лубрикатор и сопоставление полученных термограмм. Аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, соответствующая понижению температуры, характеризует газоносную часть пласта, а повышение температуры соответствует водоносной части пласта.

В настоящее время газоводяной контакт по уровню жидкости в остановленной скважине не устанавливают, так как после ее возбуждения уровень жидкости в стволе обычно находится выше контакта газ —вода в пласте. Это может быть обусловлено как замедленной стабилизацией давлений вследствие низких коллекторских свойств пласта, влиянием капиллярных сил на границе газ-вода при наличии уровня воды в стволе скважины ниже кровли газоводяного пласта, так и пропусками газа в арматуре и соответствующей компенсацией за счет притока газа из пласта при наличии уровня выше кровли газоносного пласта. Аномально высокое положение контакта может объясняться плохой очисткой скважины и засорением призабойной зоны, вследствие чего затруднен уход жидкости в пласт при остановке скважины.

4. По уровню жидкости в остановленной скважине, вскрывшей зону газоводяного контакта, последний можно оценить путем проведения перфорации под давлением в предварительно осушенной скважине с последовательным вскрытием вначале верхней газоносной части пласта и затем нижней водоносной его части. При этом уровень жидкости, соответствующий газоводяному контакту, отбивается, например, путем проведения поствольных измерений давлений глубинными приборами по точке перегиба кривой изменения давления по глубине или другими способами. Этот способ применим для наблюдения за изменением ГВК при разработке.

5. Для оценки высоты газоводяного контакта, когда на месторождении, особенно с аномально высоким давлением, пробурена одна или несколько скважин, не дошедших до водяной части пласта, можно применить следующий метод при известном устьевом давлении р_у и пластовом давлении на контакте газ-вода р_к, равном гидростатическому (или отличающихся на известное значение).

Тогда давление на контакте газ-вода по газу и воде

0,03415pL_K

p_K = Pу^e
TcpZcp ;

p_K = ^0,0 g.

Приравнивая два этих уравнения, имеем

0,03415pL_K

0,01p_BL_Kg = pуe ^TcpZcp. (4.9)

Откуда методом подбора находим значение L_K, когда равенство (4.9) будет соблюдаться, это будет соответствовать высотному положению контакта газ-вода L_K.

Вместо формулы (4.9) может быть предложена следующая. Раскладывая в ряд показательную функцию в правой части уравнения (4.9), имеем:

0,01p_BL_Kg — p_y ⁽1 + 0,03415 ₌ p_y(i + ^LJ,

^Tcp⁷cp /

P^Lk

где s₁ = 0,03415

^Tcp^z cp

Преобразовывая последнее выражение и решая относительно L_K, получаем

0,01 p_BL_Kg = ру + PySjL_K; Ру = L_K(0,01p_Bg - PySj)

или окончательно имеем формулу для определения контакта газ-вода

L —_Р^у_

J_»_K .

0,01p,g - р_у 0,03415 ^р

T 7

cp cp

Когда измерено пластовое давление Рз на глубине L, тогда для определения контакта газ-вода решаем следующее уравнение:

°^,⁰¹рА g = Рз^e
Tcp⁷^cp

методом подбора значения L_K. Разлагая в ряд экспоненциальную функцию, имеем

0,01p_BL_Kg = рз[1 + S1 (L_K - L)].

Откуда

1 - s,L

0,01p_Bg _s

--^S1

Рз

или

1 - 0,03415- ^pL

T 7

T _ cp^ cp

^Lv —

0,01 -^p^ - 0,03415- ^p

^рз ^Tcp⁷ cp

где Г_ср и 7_ср берутся как средние между L и L_K и р_з и р_к. По

следние величины соответственно пластовое давление на забое скважины и газоводяном контакте.

Данный метод можно применить для определения глубины заложения проектных разведочных скважин для вскрытия газоводяного контакта.

6. В.П. Савченко предложил метод установления газоводяного контакта без специального бурения скважин в зоне контакта газ —вода при наличии на месторождении двух и более скважин, отдельно вскрывших водяную и газовую части пласта, или одной скважины, в которой отдельно проведено испытание сначала водяной, а затем газовой части пласта (рис. 4.2).

Для газовой скважины А можем записать

Рк = РплА + О^РгАд.

Для водяной скважины Б можем записать

Рк = РплБ ^-^0,01Рв¹2д.

Кроме того, имеем следующее l = l₁ + l₂.

Решая совместно эти уравнения относительно l₁, имеем

РплА + ^0,01Pp^l1g = РплБ ^-^0,01P,(^{l -} Ш

или

0,01l,(p_B - Рг) = РплА - РплБ + 0,01p_Blg;

_l = р^д + !°⁰⁽p пл А ^- РплБ⁾ , ₍₄.₁₀₎

¹ д⁽р, ^-рг⁾ ' '

где lj в м; р_в и р_г в г/см³; р в МПа.

Формула (4.10) справедлива, когда изменением величин р_в и р_г по глубине от точек р_А и р_Б до газоводяного контакта можно пренебречь и закон изменения давления в газовой и водяной частях залежи подчиняется уравнению прямой соответственно с угловыми коэффициентами, равными средним

Рис. 4.2. Схема газовой залежи с горизонтальным контактом газ - вода

значениям p_B и р_г. Погрешность в применении формулы (4.10) пренебрежимо мала, когда величины 1₁ и l—l₁ небольшие.

Изменение давления в газовой и водяной частях пласта не соответствует уравнению прямой вследствие изменения давления, температуры, коэффициента сверхсжимаемости газа, состава газа и воды и количества растворенного газа в жидкости по глубине. Изменение указанных факторов по глубине при значительных 1 и 1—1₁ необходимо учитывать при определении газоводяного контакта.

Определив по данным экспериментальных исследований и соответствующих анализов характер и степень влияния указанных факторов на р_г и р_в, в каждом конкретном случае можно установить закономерность изменения давления в газовой и водяной частях пласта по глубине. Далее, зная давления р_А и р_Б и их изменения по глубине, положение газоводяного контакта можно найти графическим путем. Для этого строим график р(1), отмечаем точку, соответствующую р_А, и от нее строим кривую, характеризующую закон изменения давлений в водяной части пласта. Точка пересечения этих кривых будет соответствовать газоводяному контакту в газовой залежи.

При постоянном составе газа закон распределения давления по глубине 1₁ будет соответствовать барометрической формуле, если принять для расчета среднее значение температуры. Тогда при постоянном составе жидкости, принимая для расчета среднее количество растворенного газа на глубине 1—1₁, газоводяной контакт можно определить следующим образом.

Давление у газоводяного контакта при известном давлении на забое водяной скважины Б определяется по формуле

р_к = рб ^-^0,0112P,g.

Более точный расчетный метод определения контакта газ-вода по сравнению с формулой (4.10) состоит в совместном решении барометрической формулы с формулой гидростатического столба воды, а именно

0,03415 ~~^р11~~

p^a,e ^TcpZcp = PплБ - 0,01р_в(1 - 1,)g. (4.11)

Методика расчета 1₁ по формуле (4.11) состоит в следующем. Подставляя все известные величины и задаваясь 1₁ < 1, путем последовательных приближений находим такое значение 1₁, при котором равенство (4.11) будет соблюдаться. Это значение и будет отвечать истинному расстоянию по вертикали до контакта.

Разлагая в ряд левую часть и ограничиваясь первыми двумя членами, получаем

Рплд(1 + SiA) = Рплв ^- 0,01др_в(7 - 7,).

Откуда

1, = Рпл А + ^0,01Р _в 9¹ ~ ^рпл (4.12)

0,01др, - 0,03415р ~~^РплА~~

которая практически совпадает с формулой (4.10), если в ней

273р,рр_А ,

выразить р через р_в, а именно: р =-~~^{В А}~~ , где р_в — плот-

^рат ^z пл^Тпл ^g

ность воздуха, равная 0,001293 г/м³, и р_ат = 0,1033 МПа.

Для определения наклона газоводяного контакта (рис. 4.3) находим пластовые давления р_В₁ и р_В2, приведенные к горизонтальной плоскости I — I, и пересчитываем их на плоскость

II — II, на которой давление в скважинах В₁ и В₂

Рв1 — 0,01др_вД1 = Рв2 — 0,01дА1рг1 РВ1 ^— рВ2 = ⁰^,⁰¹д(рв ^— рг^)Д¹

или

А1 = ¹^00(рв1 ~ ^рв2) (4 13)

^р в ~ ^р г

где А1 — разность высотного положения газоводяного контакта на протяжении участка газовой залежи между скважинами В₁ и В₂.

Более точный расчет наклона газоводяного контакта по сравнению с формулой (3.13) методом последовательных приближений по уравнению для наклонного контакта имеет вид:

pВ1 - 0,01р_ВА7 = pВ2,, ⁽⁴.¹⁴⁾

e^sl

где s₁ = 0,03415—^р—. Решается методом подбора величины

^Тпл ^z пл

А1.

Разлагая e^SlA1 в ряд по формуле (4.14) и ограничиваясь первыми двумя членами ряда, получаем

Pвl^- a⁰^,^ = ₁ ^;

1 + s₁Al

(Pвl - 0,01gp_вA1)(1 + S1A1) = pв2;

(100pвl - gPвAl)(1 + S1A1) = 100pв2;

100p_m + 100р_В₁s₁A1 - gp_вA1 - gp_вs₁A1³⁸ - 100p_В2 = 0;

gPвSlA1² + (gp, - 100pвlSl)A1 + 100(pв2 - рв1) = 0.

Решая относительно A1, имеем торождения. Некоторые из них можно применить и при разработке месторождения.

При разработке месторождения контролируют положение газоводяного контакта и его изменение во времени в скважинах, пробуренных до контакта газ-вода, и проводят анализ материалов эксплуатации скважин, в которых наблюдается появление пластовой воды, а также при помощи наблюдения за уровнями воды в законтурных скважинах.

Наблюдение за изменением положения газоводяного контакта в процессе разработки позволяет определить режим работы залежи и количество поступающей воды, что дает возможность обоснованно планировать расположение и выбирать конструкцию и глубину забоя проектных скважин. Образование языков и конусов подошвенной воды приводит к искривлению контакта, что надо учитывать при анализе материалов. Кроме того, следует различать пластовую воду и смесь технической и связанной воды, количество которой может достигать больших значений.

Для контроля за продвижением ГВК в процессе разработки месторождений широко применяют геофизические методы. С этой целью применяют специальные глухие скважины, которые располагают внутри куста эксплуатационных скважин.

В процессе разработки продвижение воды в залежь начинается с высокопроницаемых прослоев. Встречаемые глинистые линзы и низкопроницаемые разности замедляют продвижение ГВК.

4.4. ДЕФОРМАЦИИ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ГАЗ - ВОДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

Многие месторождения газа разрабатываются при проявлении водонапорного режима. При водонапорном режиме происходит эксплуатация подземных газохранилищ, созданных в водоносных пластах. Соответствующие фильтрационные задачи с подвижной границей раздела газ-вода можно подразделить на две группы.

Для первой группы характерно исследование влияния особенностей проявления водонапорного режима на показатели разработки газового месторождения. Методы решения задач первой группы позволяют учесть влияние поступления воды в залежь на технико-экономические показатели разработки и коэффициент газоотдачи пласта. При этом газовая залежь рассматривается как укрупненная скважина и исследуются двухмерные задачи с подвижной границей раздела газ-вода. Соответствующие постановки и методы решения задач теории водонапорного режима приведены в [4].

Вторая группа задач связана с исследованием влияния работы одной эксплуатационной скважины на характер движения границы раздела газ-вода. Здесь одной из первых М. Маскетом была сформулирована задача стационарного конусообразования [6]. Согласно теории М. Маскета, можно найти безводный дебит нефти, при котором образуется стационарный конус подошвенной воды. В дальнейшем задача М. Маскета рассматривалась многими авторами. В частности, были получены обобщения применительно к расчету безводного дебита газовой скважины [7].

Промысловые данные показывают, что теория стационарного конусообразования не позволяет достоверно устанавливать технологические режимы эксплуатации скважин при наличии подошвенной воды. В частности, наши проверки на фактическом промысловом материале месторождения Мат-цен-Бакфлисс показали приемлемые результаты на менее 50 % скважин.

На образование конусов оказывает большое влияние слоистая неоднородность пласта. Наличие непроницаемых или низкопроницаемых прослоев или линз затрудняет продвижение воды в виде конусов или их подъема возрастает. В связи с этим часто наблюдается продвижение воды по напластованию по наиболее проницаемым пропласткам. На поступление воды к забою скважины оказывает работа при форсированных дебитах при Q > Q из-за возникающих акустических колебаний, ускоряющих продвижение воды.

В работе [10] приводятся результаты численного интегрирования системы уравнений, описывающих нестационарную фильтрацию жидкости и газа в неоднородной по коллекторским свойствам пористой среде с учетом сил гравитации.

Исходная система уравнений в цилиндрических координатах записывается в виде [5]

д ⁽k_r дР_г + 1 ⁽k_r дР_г + д

— _I^~Pt—^L I +-_I^-Pt—^L I + —

дг ) |1 _г дг j г * |1 _г дг , dz

где

^Рг = Pг + gf pi.⁽pi'^)dz;

^рв = рв ^- р,^;

р_г, р_в - давление на кровле газонасыщенного и на подошве водонасыщенного пластов соответственно; Р_г, Р_в - давление в тех же точках, приведенное к газоводяному контакту; р_г, р_в - плотность газа и воды в пластовых условиях соответственно; g - ускорение силы тяжести; k_r, k_z - проницаемость коллектора вдоль и поперек напластования соответственно; m - пористость; t - время; Ь_в - переменная во времени толщина водоносной зоны пласта; ^_г, ^_в - коэффициенты динамической вязкости газа и воды соответственно.

Система уравнений (4.15) и (4.16) интегрируется при соответствующих начальных и граничных условиях. На границе раздела газа и воды должны выполняться условия

^kz ^р = jkz_ д^рв _; (4 17)

_г дп _в дп

рг = рв.

При принятом условии о гидростатическом распределении давления в водоносной части пласта правая часть выражения (4.17) не определена. Поэтому скорость вторжения воды в газовую часть пласта определяется исходя из уравнения материального баланса.

Для приведенной формулировки задачи не требуется использования кинематического условия на подвижной границе раздела газ-вода.

Алгоритм решения задачи заключается в следующем:

1. При заданных граничных и начальных условиях по газонасыщенной части пласта на момент времени t в результате решения уравнения (4.15) методом прогонки определяется поле давлений на момент времени t + At.

2. По найденным давлениям на контакте газ-вода из решения уравнения (4.16) находится положение границы раздела на момент времени t + At (Ь_в = Л_в(г)).

3. Для изменившейся газонасыщенной части пласта рассчитывается поле давлений в ней на момент времени t + 2At и т.д.

С применением описанного алгоритма были рассмотрены особенности движения подошвенной воды при эксплуатации 156 скважин Оренбургского месторождения. Считалось, что каждая скважина дренирует свой удельный объем пласта и через внешнюю границу выбранного удельного объема дренирования отсутствует приток и газа, и воды. Радиус удельного об ъ -ема дренирования 500 м, толщина газонасыщенной зоны 340 м, водонасыщенной — 400 м. Пласт дренируется несовершенной скважиной, у которой работающий интервал составляет 85 м и находится на расстоянии 204 м от кровли пласта и на расстоянии 51 м от начального положения ГВК. Пористость 0,11, начальное пластовое давление 20,0 МПа, плотность газа в пластовых условиях 0,21 г/см³, плотность воды 1,17 г/см³.

На рис. 4.4 приводятся зависимости ординаты Y вертикального подъема вершины конуса под скважиной для разных дебитов газа. При этом пласт однороден по коллекторским свойствам и проницаемость равна 0,02 мкм². Кривая 1 соответствует дебиту скважины 0,7 млн. м³/сут. Вершина конуса достигает забоя скважины через 1530 сут. Кривая 2 соответствует дебиту 1,06 млн. м³/сут, скважина обводняется через 690 сут, кривая 3 соответствует дебиту 2,12 млн. м³/сут, скважина обводняется через 65 сут.

В использованной расчетной модели учитывалось также наличие под скважиной вертикальной системы трещин, п р о-ницаемость которой принималась равной 2 мкм². Кривая 4

У> м

Рис. 4.4. Зависимость высоты подъема вершины конуса от времени при разных дебитах 0 40 80 120 t, сут

соответствует случаю наличия такой системы трещин и значению дебита скважины 0,7 млн. м³/сут. При этих условиях скважина обводняется на одиннадцатые сутки ее работы.

В зависимости от параметров пласта и степени вскрытия эксплуатационной скважины ее обводнение может произойти за период от нескольких суток до нескольких месяцев (при наличии трещиноватости) и до нескольких лет в случае однородного по коллекторским свойствам пласта.

Для изучения возможности регулирования процесса обводнения скважин была исследована динамика оседания конуса подошвенной воды при остановке эксплуатационной скважины. Результаты расчетов представлены на рис. 4.5. Кривая 1 соответствует случаю, когда скважина работала с дебитом 2,12 млн. м³/сут до обводнения, а затем была остановлена. Те же расчеты проведены для скважины при дебите

0,7 млн. м³/сут (кривая 2). Только в этом случае под скважиной моделировалась трещина, проницаемость которой составила 0,06 мкм², т.е. в три раза выше проницаемости пласта вдоль напластования.

Процесс оседания конуса является более интенсивным, чем процесс его формирования. Это объясняется тем, что при образовании конуса гравитационные силы препятствуют, а при оседании - способствуют движению границы раздела газ - вода.

Следующий пример в первом приближении соответствует модели месторождения Медвежье. Залежь пластовомассивного типа, повсеместно подстилается пластовой водой, имеет хорошие коллекторские свойства (высокие проницаемость, пьезопроводность, пористость и др.). Расчеты велись при радиусе удельного объема дренирования 1500 м, толщине водонапорного бассейна 500 м, начальном пластовом давлении

11,7 МПа, коэффициенте пористости 0,27, плотности газа

У У М

Рис. 4.5. Динамика кону-сообразования при пуске и остановке скважины

О 120 240 360 480 t, сут

Рис. 4.6. Форма контакта газ - вода на момент обводнения скважины, q = = 1 млн. м³/сут:

1 — к = 0,6 мкм²; t =

= 1040 сут, Ар = 0,08 МПа;

2 — к = 0,3 мкм²; t = = 350 сут, Ар = 0,16 МПа;

3 — к = 0,1 мкм²; t = 10 сут,

Ар = 0,3 МПа

0,072 г/см³ и воды 1,17 г/см³. В расчетах учитывался общий подъем контакта газ - вода по месторождению за счет ее притока из водонапорной системы.

На рис. 4.6 приведены формы контакта газ - вода на момент подхода вершины конуса к забою скважины при различных значениях коэффициента проницаемости коллектора и постоянном дебите 1 млн. м³/сут. Газонасыщенная толщина была принята равной 70 м при степени вскрытия 0,7.

На рис. 4.7 показаны результаты расчетов при дебите

2 млн. м³/сут, газонасыщенной мощности 100 м и степени вскрытия 0,5.

Как следует из анализа полученных результатов, существенное влияние на скорость движения вершины конуса оказывают значения коэффициента проницаемости, дебита скважины, степени вскрытия и общей газонасыщенной толщины пласта.

Важными являются задачи закачки и отбора газа при создании и эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах.

Для теории и практики эксплуатации скважин заслуживают внимания задачи:

нестационарного движения подошвенной воды при отборе газа, прекращении отбора и закачки газа;

формирования газового "пузыря" при закачке газа в водоносный пласт, деформирования его при простоях скважины и отборе газа;

Рис. 4.7. Форма контакта газ - вода на момент обводнения скважины, q = = 2,0 млн. м³/сут:

1 — к = 0,6 мкм²; t =

= 2250 сут, А р = 0,2 МПа;

2 — к = 0,3 мкм²; t =

= 1130 сут, Ар = 0,34 МПа;

3 — к = 0,1 мкм²; t = 5 сут,

Ар = 0,74 МПа

эксплуатации нефтяных скважин при наличии газовой шапки.

В работе [9] приводится приближенная методика решения, пригодная для исследования перечисленных задач. Приближенность методики объясняется принятием принципа вертикального равновесия [10]. Согласно этому принципу распределение давлений в вертикальных сечениях считается гидростатическим.

Рассмотрен осесимметричный приток газа к совершенной скважине при наличии подошвенной воды. Тогда дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации газа запишется в виде:

JL f рг к iP] +1⁽рг к dpO = мл. (4.18)

Р_г, Р, — давление в срединных (по вертикали) точках газо- и водонасыщенных зонах пласта; Р_г, Р_в — приведенные к подошве пласта давления в тех же точках; h_г, К_в — мощности газо- и водонасыщенных зон пласта являются искомыми функциями координаты r и времени t, т.е. К_г = К_г(г, t) и

К_в = К_в(г, t); к_г, к_в — коэффициенты проницаемости для газа и воды; ц_г, ц_в — коэффициенты динамической вязкости газа и воды; h₀ = const — суммарная мощность пласта; р_г, р_в — соответственно плотности газа и воды.

Считается, что каждая скважина дренирует свою зону пласта. Тогда на контуре пласта радиуса Я_к имеем условия непроницаемости ЗР_г/дг = 0 и ЗР_в/Зг = 0. На скважине радиуса Я_с зададим постоянный во времени расход газа, т.е. 2лЛ_сk_rh_I,/^_I,p_I,/p_атЭР/Эг = д_г. В начальный момент времени пласт был в невозмущенном состоянии. Граница раздела газ — вода являлась горизонтальной, а давление — неизмененным вдоль координаты г. Забой скважины находился на уровне начального ГВК.

Сначала отбора газа начинается движение ГВК. Если в момент времени t граница газ — вода относительно начального положения поднялась на величину Ah вдоль забоя скважины, то дебит поступающей в скважину воды равняется д_в = = 2лR_CAhk_в/^_вдP_в/дr.

В случае пренебрежения отбором воды имеем, что д_в = 0. Приводимые ниже результаты некоторых расчетов соответствуют случаю, когда д_в = 0.

Решение системы уравнений (4.18)-(4.19) при отмеченных краевых условиях позволяет находить положение границы раздела газ-вода (в результате определения искомой зависимости h_г = h_T(r, t)) и давления в разных точках пласта. Для решения сформулированной задачи с помощью цилиндрических сечений с шагом Ar пласт разбивается на конечные элементы. Внутри отдельных цилиндрических элементов граница ГВК считается горизонтальной, а приведенное давление -неизмененным по вертикали.

Уравнения (4.18), (4.19) приводятся к форме конечных балансовых уравнений для элементарных цилиндрических объемов. Эти уравнения при р_в = const в результате соответствующих преобразований приводятся к виду уравнений параболического типа с распределенным в области интегрирования источником [9].

В результате уравнение (4.19), рассматриваемое относительно неизвестного hj^r, t), оказывается параболическим и его численное интегрирование, как и решение суммарного уравнения относительно P_T(r, t), производится с использованием метода прогонки, решение осуществляется в два этапа. На первом этапе с учетом известных на предыдущем временном слое распределения h_H = h₁₁(r, t — At) и расходов воды в каждом элементарном цилиндре находится поле давлений, т.е. P _г = Р_г(г, t). На следующем этапе с использованием найденного решения Р_г = Р_г(г, t) и Р_в = Р_в(г, t) отыскивается зависимость h_H = h₁₁(r, t).

Для иллюстрации возможностей описанного алгоритма приведем некоторые результаты расчетов на компьютере.

Скважина эксплуатируется с постоянным во времени дебитом газа, равным 10 % от удельных запасов газа в год. С самого начала ее эксплуатации происходит деформация границы раздела газ-вода. Форма этой границы раздела и динамика ее изменения изображены на рис. 4.8.

Здесь у - высота подъема границы раздела от начального положения ГВК. Цифрой 1 помечена граница раздела через год эксплуатации скважины, цифрой 2 - через два года и т.д.

Пласт является замкнутым. Упругая энергия подстилающей воды незначительная. Деформация границы раздела газ - вода объясняется наличием фильтрационного течения газа и значительной упругой энергией сжатого газа. Вследствие фильтрации газа наименьшие давления имеют место вблизи скважины. Поэтому здесь наибольшая ордината подъема границы раздела газ-вода. На периферии газ выжимает воду в зоны пониженного давления. Поэтому у границы пласта происходит опускание контакта газ-вода. Это является следствием проявления упругих свойств газа.

У, м

200

О 100 200 300 400 500 R, м

Рис. 4.8. Динамика границы раздела газ - вода при эксплуатации скважины

О 100 200 300 400 500 R, м

Рис. 4.9. Положение границы раздела газ - вода при отборе газа и остановке

скважины

На рис. 4.9 приведены результаты расчетов применительно к циклической эксплуатации скважины. Цифрой 1 указана конфигурация границы раздела газ-вода на конец 2-го месяца (эксплуатация скважины с дебитом, равным 10 % от запасов в год), цифрой 2 - на конец 38-го месяца. Затем скважина была остановлена. Форма границы раздела на конец

2-го месяца простоя отмечена цифрой 3, а на конец 26-го месяца - 4. После этого скважина вновь пущена в эксплуатацию. Новая форма границы раздела газ-вода по истечении двух месяцев отбора газа характеризуется цифрой 5.

Для той же скважины смоделирована динамика во времени процесса: отбор газа - простой - закачка газа. Результаты соответствующих расчетов иллюстрируются на рис. 4.10. Цифра 1 относится к 5-му году эксплуатации скважины. После пяти лет скважина остановлена, и форма границы раздела на конец 1-го года простоя скважины отмечена цифрой 2. Затем начата закачка газа с расходом, равным дебиту отбора газа. Соответствующие формы контакта газ-вода на конец 1-го и

3-го годов закачки газа характеризуются соответственно цифрами 3 и 4. Видно (см. рис. 4.10), что если при отборе газа ГВК у границы пласта опускается, то при закачке газа здесь происходит подъем ГВК.

Рис. 4.10. Перемещения ГВК процессе отбора газа -простоя скважины - закачки газа

Рис. 4.11 Динамика движения ГВК при закачке газа в водоносный пласт с последующим отбором газа

Применительно к эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах представляют интерес результаты решения следующей задачи.

Через скважину начинается закачка газа. На конец 1-го месяца закачки граница раздела газ — вода характеризуется цифрой 1, на конец периода закачки (4-го месяца) — цифрой

2 (рис. 4.11). Простой скважины длится 2 месяца, и соответствующая форма ГВК на конец этого периода отмечена цифрой 3. Период отбора продолжается 4 месяца. Конфигурация ГВК к концу периода отбора характеризуется цифрой 4. Период простоя в 2 месяца приводит к форме границы раздела газ — вода, соответствующей цифре 5.

4.5. ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей, постоянной и падающей (рис. 4.12).

Период нарастающей добычи газа характеризуется разбу-риванием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающийся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60 % запасов и более).

Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м³. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.

С точки зрения технологии добычи газа выделяются периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации залежи. Переход от бескомпрессорной к компрессорной эксплуатации определяется технико-экономическими показателями и заданным темпом отбора газа.

С точки зрения подготовленности месторождения к разработке и степени его истощения различают периоды: опыт-

§ ^s ¦fc *5

		n=const
	N. Au(t)
" N=const^^\^		*N(t) к/Р«)*
*N(tKA*		*N(t) к/Р«)*
Период fнарастающей	Период постоянной ^ добычи ^	Период падающей
^ добычи ^	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	* добычи 1 1 1 1 1

6 8 10 12 14 16 18 t, годы

Рис. 4.12. Изменение во времени прогнозных показателей разработки месторождения при газовом режиме

но-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период его доразработки на завершающей стадии добычи газа.

При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю производится его до-разведка с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов может быть различной и не превышает, как правило, трех-четырех лет.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений, кроме вышеперечисленных, можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и разработки с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему газоконденсатной залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи.

В случае применения сайклинг-процесса (закачки в пласт

b 30 26 22 -18 -14 -10 - 6 - 2

-150

-130

110

- 50

- 30 10

-1500

-1300

-1100

25.0

20.0

15.0

10.0 5,0

сухого газа, добытого из этой же залежи, в целях поддержания пластового давления на уровне давления начала конденсации) следует выделять период консервации запасов газа, в процессе которого основным добываемым продуктом является конденсат.

4.6. УРОВНИ И ТЕМПЫ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ

Главной задачей проектирования разработки месторождений является определение количества газа, которое может быть получено из залежи в целом (Q^₆(t)) и единицу времени (обычно за год (N(t)) [(см. формулу (6.1)]. Все остальные показатели разработки, по сути дела, будут производными от этой величины. Исходя из американской практики, отбор газа из залежи не превышает 5 % от начальных запасов газа. Для большинства наших месторождений он также не превышает этого значения. В то же время серьезное обоснование этого значения отсутствует. Как показывает практика, превышение этого значения за счет форсированных дебитов приводит к негативным последствиям, таким как снижение коэффициента газоотдачи.

При прогнозных расчетах обоснования выбора темпов и уровней добычи газа с каждого месторождения для газоносной провинции осуществляется их оптимизация между месторождениями, входящими в данную провинцию, с учетом неравномерности потребления газа в течение года. В эту задачу входит также повышение эффективности разведки и перевода прогнозных ресурсов в запасы промышленных категорий по открытым и неоткрытым месторождениям провинции. Для выбора объемов добычи газа из провинции в целом рассматривается их распределение между регионами. Долгие годы считалось необходимым учитывать и весь топливно-энергетический баланс страны, включая другие энергоисточники (нефть, уголь, атомную энергию и др.), что представляло чрезвычайно сложную задачу, пригодную лишь для приближенных общих оценок, а не для конкретных уровней отбора газа с месторождений.

По нашему мнению, с учетом огромных ресурсов природного газа в России задача может быть упрощена, если считать, что основным и наиболее выгодным ресурсом сегодня и в обозримом будущем будет природный газ, который может заменять другие энергоресурсы.

По темпам отбора газа из залежей имеются различные точки зрения. Одни исследователи считают, что существуют ограничения, связанные с характеристикой залежи, другие придерживаются иного подхода — в частности, он должен определяться исходя из общих принципов потребления газа и не зависит от характеристики залежи.

Общие принципы добычи газа из залежей, сформулированные И.Н. Стрижовым [11], М. Маскетом [6] и Д. Катцем [12], сводятся к тому, что темп отбора газа из залежи не должен превышать производительности продуктивного пласта, а дебиты отдельных скважин "не должны быть слишком велики". При конкретном проектировании разработки месторождений пользоваться такой неопределенной формулировкой затруднительно: не ясно, что понимается под производительностью продуктивного пласта. Темп отбора — в большей мере категория технико-экономическая, на которую влияют многие факторы (наличие инвестиций, потребителей, буровых станков, мощностей строительных организаций, необходимость и лаг доразведки месторождений и обустройства промысла, характеристики транспортной системы и т.п.), включая экологические последствия. В то же время от темпа отбора зависят коэффициенты газо- и конденсатоотдачи.

При проектировании разработки неоднородных месторождений весь пласт условно подразделяют на проницаемый коллектор и плотную матрицу, газ в которой считается неиз-влекаемым. Низкопроницаемые зоны пласта могут существенно влиять на процесс истощения пласта и формирование его конечной газоотдачи [13].

Примером является Нибельское газовое месторождение. Его пласт, наряду с хорошо проницаемым песчаником, включает пропластки алевролитистых и других малопроницаемых пород, непроницаемых в общепринятом смысле. При разработке данного месторождения темп снижения давления в коллекторе сильно отставал от ожидаемого. Уровень ГВК при этом на протяжении всего периода истощения практически не изменялся, и газонасыщенный объем пласта оставался постоянным. На основе статистических и экспериментальных данных было доказано наличие подтока газа из малопроницаемых пород.

Аналогичные эффекты наблюдались на Шебелинском газоконденсатном месторождении. При оценке запасов были исключены слабопроницаемые ангидриды. Однако переток газа из ангидридов в хорошо проницаемый нижележащий пласт оказался весьма существенным и конечная газоотдача значительно превысила первоначально оцененные запасы.

По той же причине газоотдача многих месторождений Саратовской области превысила 100 %.

В работе [14] предлагаются конструктивные модели явления, количественные методы оценки извлекаемых запасов и стратегии регулирования конечной газоотдачи неоднородных пластов.

Различают два основных вида неоднородности: блочную и слоистую (рис. 4.13). Во всех случаях будем называть связанную высокопроницаемую среду коллектором (II), а низкопроницаемые участки — блоками (I). Под блоками понимают прежде всего те низкопроницаемые зоны, запасы газа из которых считаются практически неизвлекаемыми.

Чем больше различие проницаемостей сред I и II, тем более независимо они себя ведут. Параметр ш = k^l/k¹¹ является критерием степени неоднородности среды, где к — проницаемость. При ш = 1 среда однородна, при ш = 0 из блоков ничего не вытекает.

У блоков отсутствует непосредственная связь с добывающей системой, и они отдают газ только через коллектор, так как скважины бурятся в коллекторе или перфорируются на пласты-коллекторы.

При большой разнице проницаемостей процесс истощения блоков отстает от процесса в коллекторе. Характерное время запаздывания Г, очевидно, тем больше, чем выше степень неоднородности, т.е. чем меньше ш. В силу этого для характеристики неоднородности вместо ш М.Б. Панфилов вводит время t* [14].

Уравнения баланса массы газа для зон I и II (см. рис. 4.13) имеют вид: M\t) = М^ю - M_q(t); M"(t) = M¹¹⁰ - M_ex(t) + + M_q(t), где M_ex(t) — добытая масса газа за время t; M_q(t) —

Рис. 4.13. Схемы неоднородных залежей: блочная (Ф) и слоистая (¦) неоднородности

масса газа, перетекшего из блоков в коллектор за время t; индекс "0" означает начальное состояние. Сложим их и приведем к безразмерному виду, учитывая, что объемы сред I и

II остаются во времени неизменными:

у¹¹ + Ху¹ = 1 + X — п, (4.20)

где у¹ = p'(t)/p⁰; у¹¹ = pⁿ(t)/p°, X = М¹⁰/М^П0 — отношение запасов газа в блоках и коллекторе; п = M_el/M^m — газоотда-ча, отнесенная только к запасам в коллекторе.

Изменение давления в блоках р¹ зависит от давления в коллекторе р¹¹ и от скорости изменения последнего. Если скорость изменения р¹¹ велика, то вследствие запаздывания р¹ сильно отличается от р¹¹. Если же скорость изменения р¹¹ очень мала, то давление в блоках успевает сравняться с давлением в коллекторе. Аналогичные свойства отмечаются и для плотностей. Скорость изменения плотности в коллекторе

' Эр¹¹ *

характеризуется производной dpⁿ/dt. Тогда р¹ = f р¹¹, -2-

Принят простейший вариант функции f — линейный:

d_pii

р¹ = ар¹¹ + , а, в = const. Константы а, в легко опреде-

ляются из вышеописанных свойств процесса запаздывания. Тогда

д ii

р^) = р^пй -1‘др-. (4.21)

При малых временах, пока время t меньше, чем время запаздывания t*, блоки не успевают вовлечься в процесс истощения. Поэтому можно считать, что давление в них на этой стадии равно начальному:

р¹ = р⁰ = const, t < t*.

Подстановка двух последних соотношений в выражение (4.20) дает замкнутое обыкновенное дифференциальное уравнение для безразмерной плотности у(т) = р^п/р°

⁽¹ + ^Х)у - А,т* — = ¹ + ^Х - п ^т > ^т‘; _{(4 22)}

dx (4.22)

1‘

- п, т < т ,

где т = t/T — безразмерное время; Т — произвольно вы-170 бранное характерное время; т‘ = t*/T — безразмерное время запаздывания.

Для использования приведенных соотношений на практике необходима оценка времени релаксации. Если к¹, ш¹ — проницаемость и пористость плотных блоков; L — характерный линейный размер плотного блока или толщина низкопроницаемого пропластка; ^ — вязкость газа; р⁰ — начальное давление в залежи, то t* = Ь²ш¹^/к¹р°.

Первое уравнение (4.22) требует постановки начального условия для определения единственного решения. В самом деле,

первое уравнение (4.22) имеет собственное число: к = > 0

Хт‘

и в силу того, что оно положительно, решения содержат экспоненты е^Хт, быстро возрастающие во времени после момента т‘.

Общее решение линейного уравнения (4.22) имеет вид [14]: у = ¹ + ⁽у0 ^-
1)e0 + /П^(9)е°^-°^{d0, 0} = т^.

1 + X 0 Хт

Интеграл в правой части путем многократного интегрирования по частям можно представить в виде

⁰ — - — d^kп

-0 v d^kп(0) ^e 2-

/n(⁰)e^-6d0 = 2^

, = 0 k=0 ^d0k

0 k=0d0

Тогда из требования отсутствия у решения возрастающих экспонент вытекает эквивалентное ему начальное условие:

, , к у₀,,__l_steJl а

¹ + ^Х к=\¹ + ^Х+ dт^к _т=₀

М.Б. Панфилов получил следующую модель истощения в аналитическом виде:

при т > т‘:

у(т) = 1 --^ 2|—I ^^М; (4.23)

^ 1 + X 21 + Х+ dт^к

при 0 < т < т‘:

у = 1 — п. (4.24)

Пусть п = дт, где q = const — темп истощения. Тогда в

силу выражений (4.23), (4.24) модель имеет вид:

1 ---, т > т* ;

1 + X (1 + х)² (4.25)

1 - ц, т < т*.

Характер решения изображен на рис. 4.14. Решение (ломаная 3) лежит между двумя предельными прямыми. Верхняя линия 7₁ = 1 —— соответствует однородному пласту;

1 + X

нижняя 7₂ = 1 — ц — системе с неизвлекаемыми запасами из блоков. Прямая 3 параллельна прямой 1 и сдвинута относительно нее вниз на константу С = дХт*/(1 + X)².

Таким образом, из модели (4.25) следует, что процесс истощения неоднородного пласта зависит от темпа q. Чем больше q, тем ниже давление в пласте.

Из приведенных соотношений ясно, что если истощать пласт с постоянным темпом, то в залежи всегда будет оставаться конечная масса газа, сосредоточенная в плотных блоках .

Из выражения (4.25) получим уравнение для условной конечной газоотдачи:

= 1 + X - . (4.26)

(1 + X)

Величина A(q) = X - есть дополнительный прирост из

влекаемых запасов за счет подключения в работу плотных пропластков. Как видно, он зависит от темпа истощения q: чем больше темп, тем меньше прирост извлечения и условная конечная газоотдача.

Рис. 4.14. Зависимость безразмерной плотности газа в коллекторе

0 от газоотдачи из коллектора ц:

1 — однородный пласт; 2 — запасы газа из блоков неизвлекаемы;

3 — неоднородный пласт со слабопроницаемыми блоками

В каком случае можно добиться большей газоотдачи, при нарастании во времени темпов истощения или при их убывании? Ответ на поставленный вопрос можно получить из общей формулы (4.23), если положить, что темпы истощения линейно изменяются во времени:

п'^(т) = q + ^{в(2т — 1)}

где q — средний безразмерный темп истощения за основное время Т (соответствует единице безразмерного времени т); 2в — безразмерная скорость изменения во времени темпов истощения.

Если в > 0, то темпы истощения во времени нарастают, если в < 0, то они снижаются.

Из выражения (4.23) имеем для плотности газа в коллекторе при т > т*:

6, , в = b / q.

1 + X

Величина в всегда мала по модулю, поэтому можно использовать и следующую приближенную формулу, которая является более обозримой:

в| << 1.

Отсюда видно, что при больших п давление в коллекторе выше, чем при постоянном темпе истощения, если в < 0, и, наоборот, давление ниже при в > 0.

Характер изменения давления изображен на рис. 4.15.

Для момента, когда давление в коллекторе падает до нуля, получим для конечной газоотдачи общее трансцендентное уравнение

При малых в получим:

Рис. 4.15. Зависимость безразмерной плотности газа U от газоотдачи п при переменных темпах истощения:

1 — темпы истощения нарастают во времени; 2 — темпы истощения убывают; 3 — темпы истощения постоян-

ны

1+Х 11

При нарастании темпов истощения (в > 0) конечная газо-отдача меньше, чем УКГО. Если темпы истощения во времени убывают (в < 0), то конечная газоотдача больше, чем УКГО. Абсолютная добавка — Ц™ тем больше, чем меньше средний темп истощения q.

Обобщенная модель истощения (модель истощения с памятью) выводится из следующих соображений. Малые времена релаксации означают наличие в системе короткой памяти. В самом деле, кинетическая модель (4.22) является моделью системы с кратковременной памятью. Система с большим временем релаксации обладает долговременной памятью.

Оператор, отвечающий за свойство памяти, может быть представлен в интегральном виде:

t. =t ,^6₍t -1') ^ dt

dt J dt^f

где 6(t) — дельта-функция Дирака.

Эта запись означает, что данный оператор сохраняет из всех моментов времени своей истории от 0 до t лишь последний момент. Поэтому ядро оператора 6(t) определяет продолжительность его памяти. Если заменить дельтафункцию на близкую к ней нормальную функцию K(t), которая отлична от нуля при всех значениях аргумента, то получим оператор, который помнит все значения производной от плотности во все моменты своей истории с разными весами К.

Известно, что lim — exp )- —| = 6(t). Поэтому можно вы-t* ^ 0 t* ( t* +

брать в качестве ядер следующие функции:

K(t) = exp I- -*|. (4.28)

В итоге вместо замыкающего соотношения (4.21) можно использовать более общее:

P'(t) = Pⁿ(t) -j K(t -1') d! dt', (4.29)

которое при малых временах релаксации переходит в выражение (4.21).

Из уравнений получают модель с памятью для процесса истощения:

у(1 + X) - XJК(т -т') dt' = 1 + X - п, у_т=₀ = 1. (4.30)

0 ^dx'

Для ядер экспоненциального типа (4.28) интегродифферен-циальное уравнение (4.30) можно свести к дифференциальному уравнению первого порядка путем однократного дифференцирования и последующего исключения интегрального оператора с помощью модели (4.30)

^ddy + у + Пт- = 0, Ут=0 = 1. (4.31)

^ т* т*

Решение этой начальной задачи дает явное выражение для У^(т):

у = e^-0 + /(1 - (0') - n₀(0'))e"⁽⁰"⁰⁾d0', 0 = т(1 + X) /т*.

П = П/(1 + X). (4.32)

На рис. 4.16 приведены результаты расчетов по формуле (4.32) для гипотетической залежи. Кривые соответствуют режимам нарастающего (2) и убывающего (3) во времени темпа истощения.

На рис. 4.17 приведены фактические данные по Шебелин-скому газоконденсатному месторождению. Как видно, с относительного давления в залежи порядка 0,4 началось под-

175

Рис. 4.16. Зависимость безразмерной плотности газа в коллекторе О от газоотдачи ц в системе с долговременной памятью:

1 — постоянный темп истощения; 2 — скачкооб

разно возрастающий темп истощения во времени; 3 — скачкообразно убывающий темп истощения

Рис. 4.17. Фактическая кривая истощения Шебелинско-го месторождения (1) и теоретическая прямая истощения коллектора при непроницаемых блоках (2)

ключение в работу запасов из высокоплотных пластов. Дальнейшее нелинейное поведение отклоняющейся кривой связано с тем, что темпы истощения были непостоянны во времени.

4.7. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН ПО ПЛОЩАДИ ГАЗОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Расположение проектных скважин на структуре и их несовершенство по степени и характеру вскрытия устанавливают исходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности п р о-движения контурных и подошвенных вод в процессе разработки с таким расчетом, чтобы можно было обеспечить заданный отбор продукции необходимым числом скважин с учетом достижения оптимального коэффициента газо- и компонентоотдачи и с наименьшими затратами на обустройство промысла при заданной степени надежности.

В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:

1) равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис. 4.18); 2) батарейное (рис. 4.19); 3) линейное по "цепочке” (рис.

4.20); 4) в сводовой части залежи (рис. 4.21); 5) неравномерное (рис. 4.22).

Р а в н о м е р н о е расположение скважин обычно применяют при разной неоднородности трещиноватых и трещиннопористых коллекторов и в малопроницаемых пластах. С целью обеспечения равномерного падения давления в залежи скважины располагают таким образом, чтобы удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, были одинако-

ООО

о о о о

ООО

Рис. 4.18. Равномерное размещение скважин сетки:

а — квадратная; б — треугольная

Рис. 4.19. Схема размещения скважин в виде кольцевых батарей

Рис. 4.20. Схема размещения эксплуатационных скважин в виде цепочки

Рис. 4.21. Схема размещения скважин в центральной (сводовой) части залежи

Рис. 4.22. Схема размещения скважин по неравномерной сетке

вы. Такой подход обеспечивает высокую газо- и конденсато-отдачу и в условиях проявления упруговодонапорного режима работы залежи, но требует увеличения числа скважин в зонах с низкой проницаемостью.

Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. Если газовая или газоконденсатная залежь приурочена к неоднородному по коллекторским свойствам пласту, следует принимать такую расстановку скважин по площади газоносности, которая обеспечивает в процессе разработки соблюдение условия

^q¹ = ^q² = = ^qⁱ = = ^qⁿ = const (4 33)

aQ ₁ aQ ₂ ' aQ _i " aQ _n ^COnSt' ⁽⁴.³³⁾

где q_i — дебит i-й скважины; a Q _i — газонасыщенный объем дренирования i-й скважины.

Недостаток равномерной системы расположения скважин — увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

Наиболее широко применяют схемы к у с т о в о г о б а т а -р е й н о г о расположения скважин. Например, на месторождениях северной части Тюменской области такое расположение скважин выбирают исходя из обеспечения из минимума затрат на сооружение дорог в условиях тундры и безгидрат-ной эксплуатации на пути движения газа от устья до группового пункта (УКПГ).

Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса при закачке в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить наиболее благоприятный тепловой (температурный) режим работы системы пласт — скважина — промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием кристаллогидратов газа или обеспечением оптимальных условий обработки газа. При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что сокращает период бескомпрес-сорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

О с е в о е расположение скважин обычно применяют в удлиненных структурах. Для получения наибольшего дебита скважин их располагают в тех частях структуры, где продуктивный пласт обладает наилучшими коллекторскими свойствами, а для лучшей отработки всей залежи и повышения га-зо- и конденсатоотдачи следует, как правило, вводить дополнительные скважины на периферии.

В приконтурных частях залежи при наличии активных пластовых вод, как правило, добывающие скважины не располагают, так как они могут быстро обводниться. Это же учитывают в конструкции скважин, не совершенных по степени вскрытия, тем самым продлевая безводный период эксплуатации при продвижении подошвенных и контурных вод.

Л и н е й н о е расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

Размещение скважин в с в о д о в о й ч а с т и з а л е ж и может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

На рис. 4.23 схематично представлены профили пластового давления при различном размещении скважин.

На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.

Рис. 4.23. Профили пластового давления для вариантов равномерного, батарейного и центрального размещения скважин на залежи, однородной по

коллекторским свойствам (при одинаковом добытом количестве газа)

Основными из этих причин являются:

1. Перевод ряда поисковых и разведочных скважин в эксплуатационный фонд. Известно, что разведочные скважины бурятся по продольным и поперечным профилям, проведенным через предполагаемую газонасыщенную площадь залежи. Следовательно, в случае их перевода в эксплуатационный фонд, они неизбежно наложат свой "отпечаток" на систему расположения скважин.

2. Возможности бурового парка (наличие буровых станков, которые могут работать одновременно).

3. Для крупных месторождений методика проектирования разработки залежей природных газов предусматривает раз-буривание их во времени.

4. Поверхностные условия — заболоченность территории промысла, шельфовые части залежи, залежи, находящиеся под различными объектами, населенными пунктами и т.д.

Следовательно, при традиционном подходе к разработке, запроектированная система расположения скважин по площади газоносности залежи обычно достигалась только к концу периода постоянной добычи газа. Исходя из опыта разработки и результатов проведенных исследований месторождение следует разбуривать необходимым числом скважин с определенным лагом во времени, обеспечивающих не только принятый уровень и темпы добычи в соответствии с энергосберегающим режимом их эксплуатации, но надежную добычу с получением опережающей информации о неоднородном строении залежи.

При этом опережающее разбуривание продуктивных горизонтов и ввод скважин обеспечивают более рациональное использование их энергетических ресурсов, получение наибольших значений коэффициентов газо- и конденсатоотдачи, равномерное снижение пластового давления по всему газонасыщенному объему, включая применение не только вертикальных, но и наклонных и горизонтальных скважин.

Яркими примерами опережающего разбуривания и ввода скважин в эксплуатацию, обеспечивших надежную эксплуатацию без осложнений и аварий и повышение газоотдачи, является разработка Газлинского и Вынгапуровского месторождений.

Для месторождения с H₂S размещение скважин зависит от его концентрации и изменения по площади.

На размещение и ввод скважин в эксплуатацию влияют неоднородность пласта и режим работы залежи, от которых зависят темпы разработки и газоотдача пласта. Конечная га-зоотдача в неоднородной по коллекторским свойствам залежи будет максимальной при таком расположении скважин при энергосберегающих дебитах, когда обеспечивается равномерное дренирование как высокопроницаемых, так и низкопроницаемых коллекторов при энергосберегающих темпах разработки.

На расположение скважин, а следовательно, и газоотдачу влияют газонасыщенность микрозащемленного газа, размеры и количество целиков макрозащемленного газа в условиях проявления упруговодонапорного режима работы залежи.

Принятая при проектировании модель месторождения должна адекватно позволять рассчитывать динамику избирательного продвижения воды в залежь и возможности его регулирования при различных системах расположения скважин, их дебитах, темпах разработки. Уменьшение темпа отбора газа при соответствующем расположении скважин позволяет уменьшить избирательное языкообразование по высокопроницаемым прослоям и тем самым снизить образование мак-розащемленных целиков газа, что в конечном счете ведет к росту газоотдачи. Для каждого месторождения существует свой оптимальный темп разработки залежи, при котором достигается оптимальная газоотдача, обеспечиваемая оптимальным расположением скважин при энергосберегающих дебитах.

4.8. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Задача разработки существенно осложняется при необходимости отбирать газ из многопластового месторождения или группы месторождений рассматриваемой газоносной провинции. В этом случае приходится рассматривать очередность разработки отдельных пластов и месторождений, распределение отборов, возможности и способы совместной эксплуатации различных объектов.

Многопластовые газовые месторождения можно подразделить на два основных вида: 1) начальные пластовые давления в каждом из пластов примерно соответствуют давлению гидростатического столба воды; 2) начальное давление в горизонтах отличается на давление, соответствующее весу столба газа, в этом случае единая залежь разделена по высоте перемычками, при помощи которых горизонты могут сообщаться или быть изолированными.

Разрабатывать многопластовые месторождения можно раздельно скважинами, пробуренными на каждый горизонт, и скважинами, вскрывшими все продуктивные горизонты. При раздельной эксплуатации для экономии числа скважин часто осуществляют эксплуатацию при помощи разобщителей (пакеров). В этом случае газ из нижнего горизонта поступает в фонтанные трубы, а из верхнего — в кольцевое пространство.

Многопластовые месторождения можно разрабатывать различными системами. Рассмотрим основные из них.

1. Система сверху вниз. Вначале разрабатывают верхние горизонты, а в последующем — более глубокие. Применяют ее в случае, если запасы верхних горизонтов и пластовые давления достаточны для обеспечения потребителей газом, а бурение нижних горизонтов связано со значительными капиталовложениями, техническими трудностями и прирост добычи с последних ожидается незначительный. При этом следует изучать возможность использования добывающих скважин верхнего горизонта для последующего добуривания их на нижележащие.

Иногда для месторождения второго вида при наличии аномально высоких давлений, т.е. когда давление в верхних пластах выше гидростатического, а в нижних приближается к гидростатическому, проходка скважин затруднена, так как требуется утяжеление глинистого раствора баритом или гематитом с целью предотвращения выбросов при вскрытии верхних горизонтов. Последующее вскрытие нижних горизонтов этим же раствором может привести к значительному поглощению глинистого раствора и засорению призабойной зоны. В результате резко ухудшится продуктивная характеристика и уменьшатся рабочие дебиты по скважинам, пробуренным на нижние горизонты.

В этом случае иногда целесообразно начинать разработку верхних горизонтов до снижения в них давления до гидростатического. Это позволит разбурить нижележащие горизонты без осложнений и приступить к разработке пласта без спуска дополнительной промежуточной обсадной колонны.

2. Система снизу вверх. Вначале разрабатывают нижние горизонты, а затем верхние. Применяют ее обычно для многопластовых месторождений первого вида и когда запасы газа в нижних горизонтах значительно превышают запасы верхних горизонтов, давление в которых недостаточно для обеспечения бескомпрессорной подачи газа потребителями. Кроме того, эту систему разработки можно использовать для понижения давления в нижних горизонтах до давления, отличающегося от верхнего на вес столба газа, т.е. когда месторождение первого вида можно превратить во второй. После этого можно одновременно эксплуатировать верхние и нижние горизонты, что позволяет исключить переток газа из нижележащих горизонтов в вышележащие при следующей их разработке.

При разработке по системе снизу вверх скважинами, вначале эксплуатировавшими нижние пласты, после цементирования в них низа колонны и последующей перфорации или после установки разобщителей часто можно также эксплуатировать верхние горизонты.

3. Одновременная система разработки верхних и нижних горизонтов может быть осуществлена как раздельной эксплуатацией скважин с каждого горизонта, так и совместной эксплуатацией с применением разобщителей или без них в одной скважине. Эта система недопустима при практическом равенстве предельных удельных энергосберегающих дебитов, отнесенных к единице вскрытой толщины каждого горизонта.

Система разработки скважинами всех горизонтов наиболее удобна для месторождений второго вида. Систему эксплуатации ряда горизонтов в одной скважине можно применять в случае, когда состав газа по различным горизонтам не отличается по содержанию сероводорода и когда крепость пород и их коллекторские свойства также примерно одинаковы, что не приводит к резкому различию предельно допустимых депрессий по отдельным горизонтам и выходу из строя большинства скважин вследствие быстрого обводнения одного из горизонтов.

При отсутствии описанных условий такая эксплуатация ряда горизонтов в одной скважине может оказаться невыгодной. Например, в верхнем пласте могут быть получены высокие дебиты при высоких депрессиях на пласт, так как пласт представлен крепкими породами. Нижний пласт сложен рыхлыми породами и может эксплуатироваться только при небольших депрессиях. Разработка этих двух горизонтов в одной скважине приведет к тому, что нельзя будет допустить высокие депрессии, так как произойдет разрушение нижнего пласта, а следовательно, и не будет эффекта от эксплуатации их в одной скважине без разделения.

При эксплуатации в одной скважине одновременно нескольких горизонтов месторождений первого вида, когда давления отличаются между собой на давление гидростатического столба воды, может возникнуть переток газа из одних горизонтов в другие. При остановке скважины также будет наблюдаться переток газа. Поэтому во время эксплуатации без разобщения ряда горизонтов в одной скважине с целью получения наибольшего дебита следует учитывать все факторы в данных конкретных условиях.

Одновременная разработка с разобщителями или отдельными скважинами позволяет широко использовать эжекцию газа для повышения давления газа, полученного из пластов с низким давлением.

Выбор системы разработки зависит от многих факторов: давления, запасов газа, параметров пласта, продвижения вод и допустимых рабочих дебитов с отдельных горизонтов, а также от состава газа. Если в одних пластах содержится в газе сероводород, а в других он отсутствует, то для транспортировки газа с сероводородом и без него нужны отдельные газосборные сети. Если в верхних пластах содержится сухой газ, а в нижних значительное количество конденсата, то условия эксплуатации каждого горизонта будут различными.

Выбор системы разработки определяется исходя из техни-ческо-экономических показателей. Для решения задачи разработки группы газовых месторождений или многопластовых месторождений строят математические и гидродинамические 184 модели, широко используют современную вычислительную технику для компьютерного моделирования процесса разработки.

Разработка вновь открываемых месторождений проектируется с учетом как существующей системы магистральных газопроводов и месторождений, так и плана ее развития. Наиболее сложной задачей в этом случае является прогнозирование открытия новых месторождений, которую решают на базе обработки уже имеющихся геологических данных методами статистики и теории вероятностей.

После установления отборов газа по отдельным залежам, периодов нарастающей, постоянной и падающей добычи выбирают оптимальный вариант разработки путем проведения соответствующих гидро-, газо- и термодинамических расчетов и анализа полученных результатов.

Условия движения газа и соответственно уравнения, его описывающие, различны в отдельных звеньях этой системы. В связи с этим газогидродинамические расчеты сводятся к совместному решению дифференциальных уравнений, описывающих движение газа и воды в пласте, приток газа к отдельным скважинам, течение газа по стволу скважины и в газосборной системе, а также в аппаратах очистки, осушки и учета газа.

В том случае, когда фильтрационные и прочностные параметры примерно одинаковы, имеется возможность обеспечения работы всех интервалов, и в процессе разработки газовых залежей многопластовых месторождений проявляется газовый режим, их, как правило, допустимо разрабатывать по единой сетке скважин, вскрывающих все залежи единым фильтром. При проявлении водонапорного режима решение вопроса об объединении залежей в совместные объекты эксплуатации осложняется. Если каждый продуктивный горизонт многопластовых месторождений дренируется индивидуальной сеткой скважин, то расчеты основных параметров разработки практически не отличаются от аналогичных расчетов для однопластовых месторождений как при газовом, так и при водонапорном режиме.

При разработке газовых залежей многопластового месторождения по индивидуальным сеткам скважин существенно облегчаются контроль за разработкой залежей и регулирование продвижения в залежи пластовых вод, значительно может возрасти компонентоотдача, но, естественно, требуется большее число скважин, необходимых для разработки месторождения.

При объединении нескольких залежей многопластового газового месторождения в один объект разработки требуется значительно меньше капиталовложений в основном за счет снижения числа эксплуатационных скважин, что обусловливает отсрочку использования части капитальных вложений по времени. Отрицательными факторами объединения нескольких залежей в единый объект эксплуатации являются:

усложнение контроля за разработкой залежи;

возникновение угрозы избирательного опережающего продвижения пластовых вод по наиболее проницаемым пластам и прослоям;

появление условий для перетоков газа;

поглощение бурового раствора при добуривании эксплуатационных скважин на поздних этапах разработки многопластового месторождения.

Под комбинированной системой разработки понимается такая, когда несколько газоносных пластов в ряде скважин вскрываются как единый объект эксплуатации, в других же скважинах вскрывается меньшее число этих пластов или единичные пласты.

Остановимся на факторах, препятствующих объединению отдельных продуктивных горизонтов многопластовых месторождений природных газов в единые эксплуатационные объекты. К ним в первую очередь относятся:

1) резкое различие физико-химических свойств природных газов, например, наличие в одной из них сероводорода или значительное (по сравнению с другими залежами) содержание конденсата и т.д.;

2) резкое различие начальных пластовых давлений в залежах;

3) различные режимы залежей — газовый и водонапорный;

4) продуктивные горизонты представлены различными по проницаемости коллекторами;

5) различие в предельных удельных энергосберегающих дебитах, приходящихся на единицу толщины пласта.

4.9. ПРИМЕНЯЕМЫЕ СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН И ОЦЕНКА РАЗНОВРЕМЕННОСТИ ИХ ВВОДА НА УДЕЛЬНЫЕ ОБЪЕМЫ ДРЕНАЖА И ГАЗООТДАЧУ

Газовая промышленность страны освоила за прошедшие 50 лет месторождения практически все известные системы размещения скважин, лежащих в основе разработки любого месторождения [15].

В истории газовой отрасли можно выделить четыре периода, каждый из которых характеризовался определенным типом месторождений: I — Северо-Ставропольское, Шебе-линское, Газли;

II — группа газоконденсатных месторождений Краснодарского края;

III — месторождения севера Тюменской области — Медвежье, Уренгойское, Ямбургское;

IV — месторождения Прикаспийской впадины со сложным составом газа (Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское).

В каждом периоде доминировали определенные принципы, которые обусловливали выбор системы разработки.

1. Принцип максимальной экономии и пластовой энергии. Наиболее ярко проявился при разработке Газлинского и Се-веро-Ставропольского месторождений с низким начальным пластовым давлением. Начиная с определенного момента разработка месторождения почти полностью определялась наращиванием мощности ДКС. На Северо-Ставропольском месторождении впервые в стране было применено сгущение скважин большого диаметра в центральной части залежи.

2. Принцип максимальной концентрации скважин. Определялся в первую очередь жесткими географо-климатиче-скими условиями и экономикой. Типичные представители — сеноманские залежи севера Тюменской области (кустовое размещение скважин). Этот принцип действует и для морских месторождений, а также для месторождений, расположенных в пустынях и других сложных климатических условиях.

3. Создание регулируемых систем разработки многопластовых месторождений в условиях проявления активного упруговодонапорного режима.

4. Обеспечение надежной работы газохимических комплексов и максимальное извлечение ценных компонентов. Переход к применению систем поддержания пластового давления и вторичных методов повышения газо- и компоненто-отдачи.

С каждым годом условия эксплуатации и сами месторождения усложняются и требуют все более тщательного обоснования систем разработки с учетом накопленного опыта.

Ниже приводятся наиболее характерные месторождения и использованные (или предложенные) системы размещения и вскрытия.

Месторождение Газли

Равномерное размещение скважин. Практически газовый режим по основным горизонтам. Впервые реализовано опережающее разбуривание залежи.

Северо-Ставропольское месторождение

Центрально-групповое размещение скважин. Небольшое проявление упруговодонапорного режима.

Шебелинское месторождение

Равномерное размещение скважин со сгущением в основной зоне разбуривания. Каждый эксплуатационный горизонт разбуривался самостоятельной сеткой скважин с полным вскрытием по его толщине (за исключением периферийных зон с совместным вскрытием двух горизонтов с самого начала разработки). На завершающей стадии дострел дополнительных объектов.

Вуктыльское месторождение

Весь массив продуктивных отложений (этаж газоносности 500 м) за счет трещиноватости рассматривался как единый объект эксплуатации. Бурение скважин осуществлялось преимущественно на высокопродуктивные отложения среднего карбона. Расстояние до ГВК в самых глубоких скважинах составляло не менее 150 — 200 м. Интервалы дренирования достигали 600 м. В процессе эксплуатации отмечены заметные водопроявления.

Газоконденсатные месторождения Краснодарского края

Равномерное размещение скважин в зоне разбуривания. Впервые реализована комбинированная система вскрытия многопластовых залежей, позволяющая регулировать в определенной степени темпы продвижения пластовых вод по отдельным пластам.

Месторождения севера Тюменской области

Концентрация высокодебитных скважин благодаря газодинамическому обоснованию возможности отбора значительных количеств газа с ограниченной площади;

центрально-групповое размещение скважин (в пределах определенной изопахиты);

батарейное размещение скважин (кольцевое); крестообразное размещение скважин;

батарейно-кустовое размещение (пять-семь вертикальных скважин) с дифференцированным вскрытием продуктивного разреза;

кустовое размещение до 10—15 наклонных скважин с отклонением забоя до 1 км.

Для сеноманских залежей отмечается заметное вторжение пластовых вод, что требует доработки систем размещения, вскрытия и контроля.

Советобадское месторождение

Блоковое размещение скважин, позволяющее максимально ускорить обустройство промысла в условиях пустыни, сократить длину шлейфов, создать удобные коридоры коммуникаций. Первоочередное размещение скважин в бессернистой части залежи.

Оренбургское месторождение

Равномерное размещение скважин в зоне разбуривания. Сгущение сетки скважин вдоль неразбуренных участков. В условиях активного упруговодонапорного режима предложена и внедрена комбинированная система вскрытия эксплуатационных объектов с закрытой конструкцией забоя и выборочной перфорацией в водоопасных зонах. Бурение отдельных и кустов наклонных скважин на границах неразбуренных участков с отклонением забоя до 500 м. Осуществляется бурение горизонтальных скважин.

Астраханское месторождение

Размещение скважин проектируется с учетом приуроченности залежи к деформируемым коллекторам с АВПД. Предусматриваются концентрация скважин в зонах с повышенной продуктивностью и разреженная сетка в зонах с низкой продуктивностью, максимальное использование зоны разбурива-ния с целью минимального и более равномерного снижения пластового давления, создание предпосылок для площадных перетоков из периферийных и неразбуренных зон. Система размещения скважин предусматривает возможность перехода к разработке месторождения с поддержанием пластового давления.

Планируется бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин на неразбуренные зоны, включая пойменную.

Карачаганакское месторождение

Глубокозалегающее месторождение с этажом продуктивности 1600 м. В последующем намечалось разрабатывать с поддержанием пластового давления. Выделены три объекта с самостоятельными сетками добывающих и нагнетательных скважин в сочетании с комбинированным вскрытием объектов и их выборочной перфорацией. Большинство проектных скважин на II объект бурится со вскрытием всей продуктивной толщи и последующей выборочной перфорацией. Это позволяет в условиях недостаточной информации создавать достаточно гибкую адаптируемую систему разработки. Намечалось применение схем одновременной раздельной добычи флюидов и обратной закачки газа.

4.9.1. ВЛИЯНИЕ РАЗНОВРЕМЕННОСТИ ВВОДА СКВАЖИН НА КОНЕЧНУЮ ОТДАЧУ ПЛАСТА

Проведенная обработка фактических данных по выработанным газовым месторождениям страны показала следующее. Скважины, введенные в эксплуатацию позже, обладают значительно меньшими удельными объемами дренирования, чем ранее введенные скважины. Это означает, что, во-первых, сроки ввода отдельных скважин влияют на конечную геометрию областей дренирования, а следовательно, на газоотдачу

и, во-вторых, если прирост добычи уменьшается для более поздних скважин, то возникает вопрос предельного срока, за которым ввод скважин становится нерентабельным [16].

Создается впечатление, что скважины, введенные в эксплуатацию позже, не могут перехватить положенные им зоны влияния у ранее введенных скважин. Этот вывод кажется парадоксальным и требует объяснения, поскольку известно, что системы, описываемые уравнением типа теплопроводности, стремятся со временем к одному и тому же стационарному состоянию и не помнят, каким путем они к этому состоянию шли.

Таким образом, поставленная проблема связана с исследованием проведения решений задач истощения пласта при больших временных значениях. Здесь возможны три ситуации, связанные с существованием и единственностью стационарного предела.

1. У системы есть единственный стационарный предел. Тогда, каким бы путем ни развивалась система во времени, рано или поздно она придет в одно и то же конечное состояние. Разновременность ввода скважин не влияет на конечную отдачу.

2. У системы есть стационарный предел, но он не единственный. Тогда в зависимости от того, каким путем развивалась система, она может прийти в то или иное конечное состояние. Разновременность ввода влияет на конечную отдачу.

3. У системы нет стационарного предела. Тогда понятие конечного состояния неопределенно, система нестационарна и может прийти в одно и то же состояние только случайно.

Из свойств линейных параболических уравнений следует, что их решения при больших временных значениях не помнят истории развития системы. Поэтому в простейшем случае линейной фильтрации слабосжимаемого флюида в слабо-деформируемом пласте приходим к случаю 1. Для того, чтобы получить случаи 2, 3, следует рассмотреть более сложную систему. Усложнения могут быть связаны прежде всего с введением нелинейности. В свою очередь, это можно сделать, если учесть сжимаемость газа и сильную деформируемость пласта.

Суть численного эксперимента заключается в следующем. Решались две задачи истощения пласта тремя скважинами. В случае 1 все три скважины пускались в работу одновременно, в случае 2 — одна из скважин вводилась с запаздыванием.

Процесс рассчитывался до стабилизации решений во времени. Сравнивались полученные конечные поля давлений. Пусть с момента времени t₀ = 0 в горизонтальном ограниченном пласте, насыщенном природным газом, начинают работать несколько добывающих скважин. Процесс фильтрации газа в пласте считается изотермическим, вязкость газа — постоянной. Проницаемость пласта и пористость среды меняются во времени в процессе отбора и зависят от давления. Разрабатываемая залежь газа моделируется двухмерной прямоугольной областью. Рассмотрим случай трех добывающих скважин. Они располагаются в вершинах равнобедренного треугольника, как это показано на рис. 4.24, где L — длина и ширина пласта, l — расстояние от скважин до границ области фильтрации.

При указанных выше предположениях уравнение, описывающее фильтрацию газа в пласте, имеет следующий вид:

(4.34)

где m — пористость среды; р — давление; к — проницаемость пласта; Q — область фильтрации: Q = {x, у е (0, L)}. Предполагается, что газ идеальный. С учетом зависимости пористости и проницаемости от давления уравнение (4.34) можно преобразовать следующим образом:

др __1_

div( k( p)p V p).

(4.35)

dt |x[^m( p⁾+p^mP⁽p⁾]

Зависимости m = m(p) и к = k(p) экспоненциальны. Предполагается, что каждая из скважин начинает работать с момента времени t₁, t₂, t₃ соответственно, на скважинах поддерживаются постоянные давления р₁, р₂, р₃.

Уравнение (4.35) аппроксимируется консервативной неявной конечно-разностной схемой [16].

Для сформулированных выше начально-краевых задач проведены расчеты при следующих значениях фильтрационных параметров пласта и флюида: т₀ = 0,2; k₀ = 10^-14 м²; L = 300 м; l = 70 м; ^ = 10^-5 Па-с; р₀ = 2,5 МПа; р₁ = р₂ = = рз = р<) = 1 МПа.

Рассматривались два случая:

1) одновременное включение всех скважин;

2) разновременное включение: сначала пускаются скважины 1, 2, а через некоторое время t₃ включается скважина 3.

Для системы характерна стабилизация решений во времени. Пусть Т — время стабилизации в варианте одновременного ввода скважин. Будем считать, что t₃ = Т.

Из проведенного сравнения следует, что поля давлений в обоих вариантах при больших временных значениях (после стабилизации) совпадают.

Варьирование времени ввода t₃ скважины 3 показало, что оно не влияет на конечную картину поля давлений.

Из этого следует, что в условиях сжимаемого газа и упру-годеформируемого пласта разновременность ввода скважин не влияет на конечные результаты разработки пласта.

Однако время стабилизации процесса меняется и существенно зависит от t₃.

На рис. 4.25 изображены зависимости дебитов Q скважин

1, 2 и скважины 3 во времени. Предполагалось, что скважина 3 начала работать после наступления момента стабилизации поля давлений для двух работающих скважин 1 и 2. Были выделены следующие закономерности;

1) продуктивность скважин 1 и 2 после включения скважины 3 падает. Это связано с резким возмущением поля давлений;

2) в начальный период работы скважины 3 происходит более интенсивный приток к ней газа вследствие существенного увеличения градиентов давления в околоскважинной зоне по сравнению со скважинами 1 и 2;

3) дебит скважины 3 быстро убывает во времени до стабилизированного значения. При этом скорость стабилизации того же порядка, что и для скважин 1, 2.

Меньшее значение стабилизированного дебита скважины 3 в данном случае вызвано асимметрией расположения скважин 1(2) и 3 и не имеет отношения к разновременности ввода скважин.

Рассмотрим общую форму уравнения изменения давления

j_i_i_u_i_i_ t

Рис. 4.25. Зависимость дебитов Q скважин во времени

4,80

4,60

4,40

4,20

4,00

3,80

0,0E+000 1,0E+0011₃ 2,0E+001 3,0E+001

5,10

5,00

в подземном пласте при стационарных граничных условиях (например, условия Дирихле):

m(x, t, p) dp = div(K(x, t, p)gradp) + f (x, t, p)x EQ, t > 0;

p| dQ = p(^x); 4=₀ = p⁰ =^const;

(4.36)

где p_ci — давления на контурах у i, являющихся стенкой z-й скважины; N — число скважин; y_i(t_i) — поверхность забоя i-й скважины, вводимой в работу в момент t_z.

Запись граничного условия на i-й скважине означает, что оно задается только для времени t > t_z. В течение отрезка времени [0, t] i-й скважины не существует вообще.

Здесь необходимо учитывать изменение области Q во времени, так как после ввода очередной i-й скважины область Q уменьшается на значение, равное внутреннему объему подобласти, ограниченной контуром у _z . Однако эти объемы крайне малы, и для упрощения обозначений этим эффектом можно пренебречь.

Рассмотрим также стационарную задачу относительно стационарного поля давлений u(x):

0 = div(a(x, да,u(x))graduj + /(x,да, u(x)j x GQ;

• u _dQ = p(x); (4.37)

loQ

u\ = p_ci, i = 1 + N.

При больших значениях времени (t ^ да) существуют три возможности поведения решения р исходной задачи (4.36):

1. Задача (4.37) имеет единственное решение. Тогда решение р стремится к решению стационарной задачи u:

p(x, t)"^да ^ u(x). (4.38)

2. Задача (4.37) имеет множество решений u^(k)(x), к = 1, 2,... .Тогда р стремится к одному из этих решений:

p(x, t)^^да ^ u^(k>(x), Vk, (4.39)

где номер "к" зависит от истории процесса, т.е. от пути, по которому происходило развитие системы во времени.

3. Задача (4.37) не имеет решения. Это означает, что давление р не стремится к какому-либо стационарному пределу.

p = p(x, t), Vt. (4.40)

Ситуации 2 и 3 представляют наибольший интерес, так как конечный результат в них (при t ^ да) заранее неизвестен и зависит от всей истории развития системы. Далее приводятся некоторые примеры возможной реализации этих ситуаций на практике.

"Градиентное" деформирование пласта

Рассмотрим случай, когда в (4.36):

K = K(p, x). (4.41)

Пусть, например,

K = 1 + a |gradp|, а = const. (4.42)

В одномерном случае стационарное уравнение без правой части имеет вид

d ((. du* du* _n — 111 + a — I —I = 0.

dx dxI dx+

Оно легко интегрируется:

u _ du = -1 ± 1 - 4aA1 ^x dx 2a '

Щ(х) = A2 -

1 + Jl - 4аА, * ---1 х,

2а

где А₁ — константа интегрирования. Это уравнение имеет два решения:

где А₂ — вторая константа интегрирования.

Здесь мы попадаем в ситуацию 2, т.е. в зависимости от того, как развивалась система во времени, можно получить то или иное стационарное решение.

Такой случай деформирования естественно называть градиентным.

Обобщая результат, можно ожидать, что в случае нелинейности по пространственным производным давлениям предельная стационарная задача имеет не одно решение (ситуация 2).

Двухфазная фильтрация без капиллярных сил

Допустим, что в пласте присутствует вторая подвижная фаза (вода, газовый конденсат). Тогда уравнения течения можно записать в виде

где S — насыщенность второй фазой, v — вектор скорости переноса насыщенности. Капиллярной дисперсией пренебрегаем.

Область й считаем ограниченной.

Второе уравнение описывает движение бегущих волн насыщенности через пласт. Такие волны не имеют стационарного предела и могут ходить по пласту, отражаясь и переот-ражаясь от границ сколь угодно долго. Поэтому и первое уравнение, в которое S входит как параметр, не имеет стационарных решений.

Таким образом, двухфазность без капиллярных сил приводит к ситуации 3.

М.Б. Панфиловым были получены уравнения с памятью, описывающие течения флюида в среде с двойной пористостью:

^т !г^{- div} (p)g^radp) =^-^mb it I/ ^K(¹^-T) It ^dT*'

. '⁰ ' (4.43)

Pb = p ^-f^{K(1 -T)} IT ^dT

где p, m — давление и пористость в высокопроницаемой среде; рь, ть — давление и пористость в плотных блоках; K(t) — ядро оператора.

У этой системы нет стационарных решений, и конечный результат зависит от пути ее развития.

Общие закономерности можно получить на базе исследования интегрального по всему пласту уравнения, которое имеет вид

р / р⁰ = 1 - Q(t) + ^0°/^? др [1 - K(T - 0) ]d0, (4.44)

р°р° о И ^д0

где Q(t) = G(t)/M₂; X — отношение массовых запасов газа в матрице (М₁) к запасам в коллекторе (М₂); G(t) — накопленный добытый газ (масса); р⁰ — начальное давление; р(р) — плотность газа;

С⁰ = (р⁰/ p⁰)(dp / dp) ₀.

р=р

Если рассматривать газ как термодинамически идеальный, т.е. и = const, и р = р⁰р/р⁰, и(р) — вязкость газа, то (4.44) сведется к виду

P = р ²(т) = 1 - Q(t)-Xf р — [1 - K(T-T)]dT, р = р / р⁰. (4.45)

0 ^dT

Ввод новых скважин сопровождается скачкообразным ростом темпов добычи q = —. Поэтому в рамках модели

(4.44) управляющими параметрами являются q и момент t* его скачка.

Для определенности будем считать момент достижения 30 %-ной газоотдачи из всего пласта окончанием разработки во всех вариантах.

где т — безразмерное время.

Это означает, что сначала была введена в работу меньшая часть скважин, а в момент т = 0,8 ввели новые скважины, так что конечный фонд скважин в 6 раз превысил первоначальный.

Кривая 1 соответствует режиму работы, когда все скважины были введены сразу.

Кривая 2 описывает случай, когда

Кривая 3 соответствует режиму

3, 0 < т < 0,2;

0,5 0,2 < т < 1,

т.е. все скважины были введены сразу, а с момента т = 0,2 была отключена значительная их часть, так что фонд работающих скважин уменьшился в 6 раз.

При одинаковой суммарной добыче газа в случае разновременного ввода скважин конечное давление в коллекторе оказывается ниже на 33,7 %, чем при одновременном вводе. А в случае одновременного ввода и последующего отключения скважин давление оказывается выше на 16,9 %, чем в варианте без отключения.

Таким образом, для максимального равномерного дренирования пласта более выгодным оказывается одновременный ввод скважин с интенсивной работой в начальной стадии (с целью скорейшего вовлечения в дренирование плотных блоков) и последующей медленной доразработкой.

4.9.2. ОПТИМАЛЬНАЯ СТРАТЕГИЯ ИСТОЩЕНИЯ СИЛЬНО НЕОДНОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Постепенный ввод новых скважин, а значит, и нарастание во времени темпов добычи приводят к тому, что плотные блоки не успевают включиться в работу и интенсивность истощения высокопроницаемого коллектора превышает интенсивность истощения низкопроницаемых блоков.

Бурение новых скважин в этом случае может оказаться бессмысленным и даже отрицательным фактором.

В этой связи можно рекомендовать следующую оптимальную стратегию истощения неоднородных залежей.

Пусть Т — характерное время включения в работу плотных пропластков, которое зависит только от коллекторских 198 и геометрических свойств этих пропластков и не зависит от интенсивности внешнего воздействия.

1. В течение времени Т поддерживаются максимально высокие темпы извлечения газа. Весь фонд скважин вводится в этот период, причем очередность ввода почти не имеет значения. В этот период идет вовлечение низкопроницаемых плотных пропластков.

2. По окончании периода Т темпы истощения резко снижаются либо за счет отключения некоторых скважин, либо за счет снижения их дебитов. Постепенное снижение темпов истощения ведется до тех пор, пока не будет достигнута стабилизация давления в коллекторе. Дальнейшее истощение ведется уже достигнутыми темпами.

Величина Т оценивается следующим образом:

T L m_b|i _г ^kbp ⁰

где m_b, k_b — пористость и проницаемость плотных пропластков (линз, блоков...); L — их характерный линейный размер (толщина плотных пропластков, эквивалентный диаметр линз, блоков...); — вязкость газа в пластовых условиях; р⁰ — начальное давление в залежи.

4.10. ОЦЕНКА ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧИ

Запасы природного газа и конденсата подразделяются на: балансовые, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;

забалансовые, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые по мере разработки могут быть частично вовлечены в эксплуатацию за счет непосредственного контакта с зонами разрабатываемых балансовых запасов.

Извлекаемые запасы — часть балансовых запасов, которая может быть извлечена при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Количественной характеристикой полноты извлечения природного газа является отношение количества (массы) до-

бытого к моменту завершения эксплуатации месторождения сухого (без С₅₊) газа к его начальным запасам в пласте, называемое коэффициентом конечной газоотдачи или коэффициентом извлечения газа.

Определение извлекаемых запасов и конечной газоотдачи производится:

на стадии проектирования разработки;

в процессе разработки и при проектировании доразра-ботки на завершающей стадии добычи газа.

Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и конечной газоотдачи служат данные разведки, опытной пробной и опытно-промышленной эксплуатации и промышленной разработки залежей.

На извлечение природных газов из месторождений влияют природные, технико-технологические и экономические факторы.

К основным природным факторам относятся: начальные (геологические) запасы газа;

начальный состав пластовых флюидов, давление начала конденсации, характер кривой дифференциальной конденсации;

начальные термобарические условия месторождения; размеры, геометрия и тип (пластовый, массивный, массив-но-пластовый) месторождения;

глубина залегания пластов, этаж газоносности; коллекторские свойства газо- и водонасыщенных пород, изменение фильтрационных, емкостных свойств и удельных предельных энергосберегающих дебитов по разрезу площади залежи;

упругие и деформационные, а также прочностные свойства пород-коллекторов;

характеристика водоносных пластов и бассейна.

К технико-технологическим факторам относятся следующие:

способ разработки (истощение, сайклинг-процесс, перепуск из горизонта в горизонт, перевод газоконденсатных залежей в газовые путем закачки газа, приводящей к изменению фазовой диаграммы газоконденсатной смеси, разработка газоконденсатных месторождений на истощение с получением в качестве товарной продукции конденсата и консервацией (закачкой) сухого газа в вышележащие газовые или водоносные пласты);

темпы отбора газа из месторождения и распределение его по отдельным участкам, блокам, залежам;

количество и размещение скважин, время и последовательность ввода их в эксплуатацию;

возможность регулирования отработки пластов, продвижения пластовых вод;

для многопластового месторождения — система разделения залежей по объектам эксплуатации;

Экономические факторы: цены на газ и конденсат;

капитальные вложения в разработку месторождения; эксплуатационные расходы на эксплуатацию скважин, промыслового оборудования и ДКС.

Экономическим критерием прекращения разработки месторождения является равенство текущих эксплуатационных затрат и выручки от реализации продукции.

4.10.1. КЛАССИФИКАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ ГАЗО- И КОНДЕНСАТООТДАЧИ

По количеству начальных геологических запасов газа месторождения подразделяются на группы:

уникальные и крупные — более 500 млрд. м³ и от 30 до 500 млрд. м³ соответственно;

средние — от 10 до 30 млрд. м³; мелкие — до 10 млрд. м³.

По типу резервуаров залежи различаются в основном как пластовые и массивные.

По сложности геологического строения выделяются месторождения:

простого строения, связанные с ненарушенными или сла-бонарушенными структурами, выдержанными продуктивными пластами по площади и разрезу;

сложного и очень сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью пластов, литологическими замещениями и тектоническими нарушениями.

По содержанию конденсата месторождения подразделяются на группы:

месторождения с малым содержанием конденсата (менее 50 г/м³) и газоконденсатные месторождения со средним содержанием конденсата(от 50 до 250 г/м³);

газоконденсатные месторождения с высоким содержанием конденсата (более 250 г/м³).

По типу коллектора залежи подразделяются на: с поровым коллектором, в котором фильтрационные про-

цессы связаны с поровой составляющей общей пустотности вмещающих пород;

с условно непоровым коллектором (трещинным, трещин-но-поровым, трещинно-каверновым, смешанным).

По значению проницаемости месторождения можно условно разделить на высоко- и низкопроницаемые с граничным значением 0,01 мкм² (0,01 мД).

Важным фактором является значимость прочностных, упругих и деформационных свойств пород и залежей при разработке. К группе условно деформирующихся относятся залежи в коллекторах порового типа, уменьшение объема пустот в которых к концу истощения составит более 5 % от начального значения. Для залежей в непоровых коллекторах граничное значение соответственно составляет 20 %.

Одним из наиболее определяющих факторов, влияющих на газоотдачу залежей (месторождения), является режим разработки залежи — газовый или водонапорный.

По способу разработки месторождения делятся на: разрабатываемые истощением;

разрабатываемые с использованием методов поддержания пластового давления (сайклинг-процесс, перепуск газа из одного горизонта в другой, перевод газоконденсатных месторождений в газовые и др.).

Многопластовые месторождения подразделяются на: каждая залежь эксплуатируется своей сеткой скважин; несколько залежей, объединенных в один объект разработки, эксплуатируются единой сеткой скважин.

4.10.2. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА (ГАЗООТДАЧИ)

Для газовых залежей при отсутствии забалансовых запасов и разрабатываемых при газовом режиме коэффициент извлечения газа

П_г = 1 - -PLL-, (4.46)

Pн^/
2н

где р_н/z_H и p/z — среднее пластовое давление в залежи соответственно в начале и конце разработки, деленное на соответствующий коэффициент сверхсжимаемости.

Пластовое давление р_пл в зоне скважин в конце разработки определяется по минимальному давлению р_г на головке скважины и дебиту газа Q по формулам: при Q < Q™

рпл = Vp_r²e^2S + aQ + bQ(Q - Q^) + 0Q², (4.48)

где

Q = Q - Q-ф ln Q

^Qкр

S = ~~^0,03415pL~~; 0 = 1,3 • 10^-2 — z T (e^2B - 1);

z cpTcp d ⁵

cp cp

a, b, X, d, L, Т_ср — средние для залежи коэффициенты филь

трационного сопротивления призабойной зоны, коэффициент гидравлического сопротивления НКТ, диаметр НКТ и температура газа в стволе скважины; z^ — коэффициент сверхсжимаемости газа в скважине; Q^ — критический

(энергосберегающий) дебит.

Коэффициент конечной газоотдачи балансовых запасов

рб ^{/ z}б

Пб = 1 ¦

рн ^{/ z}н

где р₆ — среднее пластовое давление на конец разработки ] высокопроницаемых породах.

Коэффициент конечной газоотдачи забалансовых запасов

^рзб ^/
zзб

Пзб = 1 -

рн ^/
zн

где р_з6 — среднее пластовое давление на конец разработки в низкопроницаемых породах.

Коэффициент извлечения газа из месторождения в целом (по отношению к количеству балансовых запасов) определяется выражением

п = Пг + Апз_б;

ДЛзб = Пз₆.

Оценки коэффициента конечной газоотдачи залежей, разрабатываемых при водонапорном режиме, зависят от степени и характера внедрения пластовых вод в залежь (см. гл. 7).

Оценка коэффициента конечной газоотдачи газоконден-

сатных залежей, разрабатываемых ] осуществляется по формуле

^ДП_И.

режиме истощения,

Пг

где

^q п ^q п ^pнк ^/
zн Рн ^{- q}н ^pн ^{/ z}н

p / Z

р^- q

Рн ^- qн

ЛПи =

(1 -в)

Pн ^{/ Z}н

где р_нк, z_нк — давление начала конденсации и соответствующий коэффициент сверхсжимаемости; р — плотность пластового газа; д_п, дп — массовые удельные потери сырого и стабильного конденсата; q — массовое удельное содержание углеводородов С₅₊ в пластовом газе; в — доля объема, занятая выпавшим сырым конденсатом; индекс "н" отмечает значения величин в начальный момент разработки.

Для залежей, разрабатываемых при сайклинг-процессе, коэффициент конечной газоотдачи рассчитывается по формуле

П = Пг - ЛПсп,

где

^q п ^q п ^puR ^/^z н ^р н ^-^q н ^pн ^/^z н

ДПс

p / Z Pн ^/
zн

1 - (1 -в)

Рн ^- qн

(1 - ko*)^-^-^ + ko

Рн ^- qн

где k^ — коэффициент охвата пластов вытеснением сырого газа сухим; р_з, z., — плотность и коэффициент сверхсжимаемости закачиваемого газа.

4.10.3. ОЦЕНКА КОНДЕНСАТООТДАЧИ

Газоконденсатными, как известно, называются такие залежи, из газа которых при снижении давления выделяется жидкая углеводородная фаза-конденсат. Различают конденсат сырой и стабильный. Учет запасов и расчет коэффициента извлечения конденсата производится по стабильному конденсату.

Стабильным конденсатом называется углеводородный конденсат, состоящий из углеводородов С₅₊ при атмосферных условиях. Стабильный конденсат получают из сырого конденсата путем его дегазации. В промышленных условиях в стабильном конденсате содержится не более 3 — 4 % пропан-бутановой фракции.

Запасы стабильного конденсата в залежи определяются как произведение удельного потенциального содержания конденсата С₅₊ в 1 м³ пластового газа в г/м³, приведенного к стандартным условиям, или в пересчете на сухой газ при этих условиях соответственно на объем пластового или сухого газа в м³.

Начальное потенциальное содержание конденсата и его изменение в процессе разработки в связи с понижением пластового давления определяются по результатам специальных промысловых и экспериментальных лабораторных исследований [17].

В процессе разработки месторождения по мере снижения пластового давления проводится исследование скважин на газоконденсатность с целью уточнения текущего содержания конденсата в добываемом газе.

При исследовании на газоконденсатность месторождений, характеризующихся большим этажом газоносности (свыше 300 м) и наличием нефтяных оторочек (типа Карачаганакско-го, Оренбургского и др.), потенциальное содержание конденсата по высоте залежи увеличивается сверху вниз и определяется в скважинах, расположенных на различных гипсометрических отметках и участках площади.

Уменьшение в процессе разработки потенциального содержания конденсата в пластовом газе происходит в результате дифференциальной конденсации углеводородов С_{5 +} , переходящих в жидкую фазу при снижении пластового давления.

Конденсация углеводородов в пласте вызывает изменение не только его содержания, но и компонентного состава добываемого газа и конденсата.

С увеличением потенциального содержания конденсата в пластовом газе интенсивность конденсации углеводородов возрастает. В зависимости от состава пластового газа, содержания конденсата и термобарических условий коэффициент извлечения конденсата (конденсатоотдача) при разработке на естественном режиме истощения изменяется в широких пределах, примерно от 0,9 до 0,2. Например, по Вуктыльскому месторождению он составил 0,3, и общие потери конденсата составили 100 млн. т.

Потери конденсата обусловливаются выпадением его в пласте и прекращением фонтанирования газоконденсатных скважин при сравнительно высоких пластовых давлениях вследствие скопления жидкости в призабойной зоне и стволе скважин из-за недостаточной энергии для ее выноса на поверхность. Для продления эксплуатации газоконденсатных скважин с высоким содержанием конденсата при разработке на истощение применяется газлифтный способ и другие технологии.

С целью повышения степени извлечения газа и конденсата на месторождениях с высоким его содержанием (свыше 150 — 200 г/м³) применяются различные методы поддержания пластового давления (сайклинг-процесс, перевод газоконденсатных месторождений в газовые, при котором увеличивается конденсатоотдача вдвое по сравнению с сайклингом, комбинированное воздействие, закачка растворителей и др.) [21].

Исходной информацией для обоснования коэффициента извлечения конденсата служат данные разведки, подсчета запасов, опытно-промышленной эксплуатации скважин, результаты исследований газоконденсатной системы на установках PVT, остаточное давление в залежи, режим работы пластов, характеристика охвата вытеснением при сайклинг-процессе, технико-экономические данные по капитальным и эксплуатационным затратам, цены на товарную продукцию: газ, конденсат, пропан-бутан и др.

Обоснование коэффициента извлечения конденсата носит стадийный характер. На стадии подготовки месторождения к разработке производится предварительный расчет коэффициента извлечения конденсата по укрупненным показателям и оценочным параметрам. На стадии составления комплексного проекта разработки производится определение коэффициентов извлечения конденсата и газа, сопоставление различных вариантов разработки с учетом экономических критериев, охраны недр и окружающей среды.

На последующих стадиях разработки месторождения с учетом дополнительных данных, полученных в процессе эксплуатации скважин, производится уточнение балансовых и извлекаемых запасов газа и конденсата и уточняется значение ожидаемого конечного коэффициента извлечения конденсата.

Для обоснования коэффициента извлечения конденсата в результате исследования газоконденсатной системы определяют:

изменение компонентного состава пластового газа и конденсата по мере снижения пластового давления;

изменение плотности пластового газа и коэффициента сверхсжимаемости от пластового давления;

давление начала конденсации углеводородов в пластовых условиях;

зависимость удельного содержания стабильного конденсата в пластовом газе (г/м³) от текущего значения пластового давления;

зависимость удельных потерь стабильного и сырого конденсата (г/м³ и см³/м³) от текущего значения пластового давления.

Определение потенциального содержания конденсата С₅₊ в добываемом газе производится при исследовании пластовых проб газа и конденсата по методике ВНИИГАЗа[18].

При высоком содержании конденсата в пластовом газе не менее 150 — 200 г/м³ и благоприятных геолого-промысловых условиях для осуществления сайклинг-процесса и других технологий рассматривают соответствующие варианты разработки, обеспечивающие повышение газо- и конденсатоотдачи залежи.

При наличии нефтяных оторочек в газоконденсатных залежах рассматриваются варианты разработки нефтяных оторочек и добычи нефти до начала сайклинг-процесса и в период сайклинг-процесса с целью опережающего извлечения жидких углеводородов с последующим переводом залежи на режим истощения. Предстоит разработка практической технологии перевода нефтяных месторождений в газоконденсатные, предложенной И.Н. Стрижовым. Коэффициент извлечения конденсата при разработке газоконденсатной залежи на истощение является функцией текущего пластового давления [19]

_п = _{1 -} qж⁽р⁾ _- qp) р

Чк ¹ _ г

q0 q 0 p0

где q₀ — начальное содержание конденсата в пластовом газе; q(p) — текущее содержание конденсата в пластовом газе, г/м³; q;*^) — удельные потери конденсата, приведенные

к 1 м³ пластового газа при стандартных условиях; р₀ = p₀ /z₀; р — приведенное пластовое давление,

р = р^{[1 -} б_к⁽р^{) -} 6_у⁽р^{) -} 6_B⁽p^)]z.

Величины 6_К, 6_у, 6, характеризуют относительное уменьшение объема газонасыщенных пор залежи соответственно вследствие выпадения конденсата, упругих и сдвиговых деформаций пласта-коллектора и остаточных флюидов и внедрения в залежь подошвенных и контурных вод.

Относительное изменение объема газонасыщенных пор залежи в процессе ее разработки определяется приближенно из следующих выражений:

⁵ _K⁽p⁾ = я'* ⁽p⁾p^f;

⁶_y⁽p⁾ = ⁽то_вр, + рс⁾⁽p0 ^- p^)/^т^ог;

⁵,⁽p⁾ = ^W^p^t)/ ^oPo^, где q ж (p) — удельный объем сырого конденсата, перешедшего в пласте в жидкую фазу, м³/м³; т, о_г, о_в — соответственно средняя пористость, газонасыщенность и водонасыщенность пласта-коллектора; в,, в_с — коэффициенты объемной упругости соответственно пластовой воды и пористой среды,

1 /МПа; W(p, t) — объем внедрившейся в залежь пластовой Воды; f = Гст/ГплР_ат; ^ ^ f.

При высоком содержании конденсата в пластовом газе (свыше 150 г/м³) и благоприятных геологических условиях для осуществления сайклинг-процесса при давлении р_пл = р_нач коэффициент извлечения конденсата определяется приближенно, исходя из следующего выражения [20]

п_к = 4с + ^{(1 -} 4 MpJ + qp^z пл 4 Пг⁽р_к^)/q 0^z з_ак.

где 4с — коэффициент охвата вытеснением пластового газа; r|(p_K) — коэффициент конденсатоотдачи при разработке

залежи на истощение до конечного давления в залежи р_к; Tb(p_K) — конечный коэффициент газоотдачи; z_зак, z_пл — соответственно коэффициенты сверхсжимаемости закачиваемого и пластового газа; я_р — усредненная величина удельного содержания конденсата в "сухом" газе за весь период дораз-работки залежи на истощение.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 4

1. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1981.

2. Орлов B.C. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. — М.: Недра, 1973.

3. Гафурова М. Оценка неоднородности и характеристика обводнения продуктивных горизонтов месторождения Ачак // Экспресс-информ. ВНИИЭГазпром. - 1976. - № 10.

4. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Кондрат Р.М. и др. Теория водонапорного режима газовых месторождений. — М.: Недра, 1976.

5. Гафурова М., Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Орлов B.C. К оценке обводняющегося числа эксплуатационных скважин // РНТС. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГаз-пром. — 1977. — № 10.

6. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде: Пер. с англ. — Гостоптехиздат, 1949.

7. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах // Газовая промышленность. — 1961. — № 2.

8. Закиров С.Н., Колесникова С.П., Коротаев Ю.П., Коршунова Л.Г. Исследование нестационарного конусообразования // Газовая промышленность. — 1979. — № 4.

9. Закиров С.Н., Колесникова С.П., Коротаев Ю.П., Коршунова Л.Г. Деформации границы раздела газ —вода при эксплуатации скважины // Реф. сб. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений". ВНИИЭГазпром, 1977, вып. 6.

10. Coats K.H., Dempaey J.R., Henderson J.E. The use of vertical Equilibrium in Two-Dimensional Simulation of Three-Dimensional Reservoir Performance. Soc. Petrol. Eng. J., No, 1971, p. 63 — 71.

11. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. — М.: Гостоптехиздат, 1 946.

12. Катц Д и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. — М.: Недра, 1965.

13. Панфилов М.Б., Панфилова И.В. Осредненные модели фильтрационных процессов с неоднородной внутренней структурой. — М.: Наука, 1996.

14. Панфилов М.Б. Управление извлекаемыми запасами в сильно неоднородных залежах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1997. — № 8.

15. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справ. руководство: в 2 т. / Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. — М.: Недра, 1984. — Т. 1.

16. Коротаев Ю.П., Панфилов М.Б., Балашов А.Л., Савченко В.В. Влияние разновременности ввода скважин на конечную отдачу пласта. Теоретический анализ // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ИРЦ Газпром, 1996.

17. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность. — М.: Недра, 1975, с. 72.

18. Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов, определению их потенциального содержания в пластовом газе, учету добычи конденсата и компонентов природного газа. — М.: изд. ВНИИГАЗ, 1 990, с. 45.

19. Григорьев В.С. Прогнозирование углеводородоотдачи пластов // Газовая промышленность. — 1990. — № 6. — С. 45 — 47.

20. Григорьев В.С. Повышение конденсатоотдачи при разработке залежей с применением сайклинг-процесса // Нефтяная и газовая промышленность. — 1985. — № 3. — С. 32 — 36.

21. Коротаев Ю.П. Новые технологии разработки месторождений природного газа // Материалы Всесоюзной конференции. Основные направления и проблемы развития энергетики СССР на перспективу. — 1989. — Вып. IV.

БУРОВЫЕ ДОЛОТА

Горные породы разрушаются долотами различных типов, которые можно классифицировать по следующим признакам.

По принципу действия: режуще-скалывающие; дробяще-скалывающие; режуще-истирающие.

По назначению:

для сплошного бурения;

для колонкового бурения;

для расширения ствола скважины;

для специальных работ в скважине.

По конструкции рабочего элемента:

лопастные;

шарошечные;

матричные.

По количеству рабочих элементов:

одноэлементные;

двухэлементные;

трехэлементные;

четырехэлементные;

шестиэлементные и т.д.

По конструкции промывочных устройств: с центральным одним отверстием; с периферийными несколькими отверстиями; с гидромониторными осесимметричными насадками; с асимметричной одной гидромониторной насадкой.

По типу и стойкости вооружения: для бурения мягких пород; для бурения пород средней твердости; для бурения твердых пород; для бурения крепких пород.

При бурении скважин наибольшее распространение получили шарошечные долота. Ими ежегодно в ы -полняется более 90 % объема проходки в нашей стране и за рубежом. По принципу действия это дробяще-скалывающие долота.

Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота. Конструкция такого долота наилучшим образом вписывается в цилиндрическую форму скважины тремя коническими шарошками, при этом обеспечивается оптимальное центрирование и устойчивость работы долота.

По принципу действия это долота дробяще-скалывающие.

Простейшая конструкция корпусного трехшарошечного долота (в отличие от секционного и бескорпусного) с одним центральным промывочным отверстием показана на рис. 4.1. Долото состоит из следующих основных узлов: литого ко р -пуса 1, лап 2, узла опор, включающего цапфу 3 и подшипники 4 — 6, шарошек 7 и промывочного узла, в состав которого могут входить сопла 8 и 9, формирующие высоконапорный поток бурового раствора, а также каналы 10 (см. рис. 4.1, ),

просверленные в корпусе 1. Верхняя часть 11 корпуса обычно называется присоединительной головкой, так как служит для присоединения долота к низу бурильной колонны. В дан-

ном случае она выполнена в виде внутренней замковой резьбы 12.

На нижней части корпуса обычно предусмотрены пазы, в которые вставляют лапы 2 со смонтированными шарошками. Лапы приваривают к корпусу 1 прочными сварными швами.

Конструкция (см. рис. 4.1) характерна для отечественных долот диаметром 394 мм и более; большинство трехшарошечных долот выполняются секционными.

Секционное трехшарошечное долото (рис. 4.2) собирается из секций, свариваемых вместе по всему наружному контуру сопрягаемых поверхностей. При этом верхние сегментные части секций образуют присоединительную головку 1, на которой затем нарезается коническая наружная (ниппельная) резьба. Средняя часть долота составляет также единое целое в результате сваривания лап 3. На наружной поверхности лап 3 предусмотрены приливы 12, кромки и ребра жесткос-

Рис. 4.2. Секционное трехшарошечное долото типа XV

ти, а также округлые полуцилиндрические приливы ("бобышки") 2 под промывочные сопла (насадки) 10.

В СНГ сопла изготовляют обычно из металлокерамического материала. Сопла 10 закрепляют при помощи удерживающего замка (в данном случае стопорного кольца 9). Герметизация зазора между соплом и внутренней стенкой полости (гнездо прилива 2) обеспечивается обычно резиновым уплотнением 13.

Козырек 7 лапы обычно (как и в приведенном случае) защищается антиабразивным покрытием 8, приближенным к торцу 4 шарошки и ее тыльной части 6, называемой часто обратным конусом. На тыльной части 6 шарошки также наплавляют защитное покрытие с хорошо сопротивляющейся абразивному износу калибрующей поверхностью 5, разделяемой одной из конических поверхностей корпуса шарошки. Вершина первой шарошки в данном случае, как и у долота со стальным вооружением некоторых других типов, выполняется с лопатовидными элементами и называется лопаткой 27.

Ряд породоразрушающих элементов, расположенных примерно по одной окружности, называется венцом. Венец 21, находящийся на периферии (у основания) шарошки, называется периферийным или калибрующим, поскольку он не только углубляет забой, но и калибрует стенку скважины. Средние 20 и привершинные 19 венцы принято называть основными. Основными конусами шарошек условно именуют конические поверхности, находящиеся не на тыльной, а на передней (основной) стороне шарошки, ближе к вершине; от них начинают построение шарошки. Различают также промежуточные дополнительные конусы, расположенные между основным и обратным конусом в двух- и трехконусных шарошках.

Часть конуса шарошки, расположенная между двумя венцами, называется межвенцовой расточкой 29. Если она выполняется в виде узкого, но значительного углубления между венцовыми поясками, над которыми выступают рабочие породоразрушающие элементы, то в этом случае ее иногда называют также и кольцевой канавкой.

Стальной выфрезированный породоразрушающий элемент шарошки принято называть зубом или зубцом, а твердосплавный вставной (изготовленный из спекаемого обычно карбидовольфрамового порошка) — зубцом или штырем 28 (см. рис. 4.2). Углубление между двумя соседними зубьями, расположенными на одном и том же венце, называют обыч-172 но выемкой 22. Значительную выемку, образованную на месте одного-двух срезанных зубьев или сбоку одного из них, принято называть выфрезировкой.

Нижняя часть 17 зуба — основание, а верхняя 18 — вершина. Ребра сопряжения поверхностей вершины зуба, а нередко и всю вершину полностью неправильно обобщают единым названием "режущая кромка".

Поверхность 25 зуба, обращенную к периферии — к периферийному венцу шарошки, принято называть обычно наружной стороной, а поверхность 26, обращенную к вершине, — внутренней стороной зуба. Поверхность 24, обращенная по направлению вращения шарошки, называется набегающей, или передней, гранью (реже — передней стороной или передним крылом зуба), а поверхнось 23, направленная в противоположную сторону, — тыльной, или задней, гранью (стороной). Рабочие поверхности стальных зубьев шарошки и других быстроизнашивающихся элементов долота нередко защищаются наплавляемым антиабразивным покрытием.

На верхнем торце присоединительной головки 1 выбивают размер, заводской номер и тип долота, товарный знак и номер партии долот.

Широкий проходной канал, ограниченный внутренними стенками головки 1, принято называть внутренней полостью 14 долота, а заплечики 15 — упорным уступом (торцом), который обычно имеет скошенную фаску.

На схеме (см. рис. 4.2) видны также крышка 16 компенсатора и предохранительный сбрасывающий обратный клапан

11 автономной герметизированной принудительной системы смазки элементов опоры шарошки.

Внутренние элементы долота показаны на рис. 4.3. Опора шарошки долота обычно состоит из консольной цапфы 2, составляющей единое целое с лапой 15, и подшипников, позволяющих шарошке при вращении долота свободно вращаться относительно цапфы и передавать осевые и радиальные нагрузки. Один из подшипников одновременно с отмеченными функциями выполняет также роль запирающего, фиксирующего устройства, удерживающего шарошку на цапфе от продольного смещения. Поэтому такой подшипник называют замковым. Как правило, он выполняется в виде шарикоподшипника 12. Его шары заводятся в соответствующее гнездо через цилиндрический проход 16, просверливаемый в цапфе и запираемый после их установки специальной деталью, называемой замковым пальцем 18. Эта деталь имеет форму штыря, а выполняет роль пробки, заходящей в п р о-ход 16 и не позволяющей шарам выкатываться из беговой дорожки 10.

1918 1716

FF?/

>20

-21

9 2

Рис. 4.3. Внутренние элементы шарошечного долота:

t — элементы опор ы шарошки; • — секция долота с герметизированной опорой

В пальце 18 на одном его конце (переднем) вытачивается сферический вырез 17, точно соответствующий (при совместной обработке пальца с цапфой) профилю внутренней беговой дорожки 10 замкового подшипника, а на другом — канавка 19 под сварочный шов, фиксирующий правильное положение пальца и препятствующий его смещению и выпадению.

По обеим сторонам замкового подшипника обычно монтируют большой и малый подшипники. Большой подшипник у многих отечественных и зарубежных долот состоит из беговой дорожки 14, роликов 13 и направляющих плоскостей 1. Он отделяется от замкового шарикового подшипника буртиком 11.

Малый подшипник чаще всего выполняется в виде подшипника скольжения с втулкой 4, которая впрессовывается в гнездо 8, высверливаемое в шарошке. Втулку 4 часто называют фрикционной. Торцовая (концевая) 3 и боковая поверхности цапфы на участке этого подшипника наплавляются тонким антиабразивным покрытием.

В состав опоры, как правило, входит также подшипник 9 в виде планшайбы с накаткой б по боковой поверхности и со шлифованным днищем 5. Подпятник впрессовывают в соответствующее ему гнездо 7, высверленное в днище ша р ош-ки. Его нередко называют концевым упорным подшипником, однако под концевым подшипником также подразумевается малый подшипник с фрикционной втулкой 4 или весь комплекс элементов скольжения, включая втулку 4 и подпятник 9.

В случае если опора долота герметизирована (см. рис. 4.3, •), в ее состав чаще всего включают также сальниковое уплотнение 23, гибкую диафрагму 21 (являющуюся основной деталью компенсатора 25), заполняемый смазкой резервуар (или лубрикатор) 24, каналы для смазки 22 и крышку или пробку 20, перекрывающую полость резервуара 24.

В России для бурения нефтяных скважин выпускаются одно-, двух- и трехшарошечные долота.

Одношарошечные долота разработаны в СевКавНИПИ. Все они относятся к одному классу (с твердосплавным вооружением) и одному типу С3 (по старому обозначению С1) — для средних, преимущественно карбонатных, хрупких пород, таких как доломиты, конгломераты, известняки и др.

По своим конструктивным особенностям они разделаются на модификации (рис. 4.4, t—„). Одношарошечное долото состоит из корпуса с присоединительной головкой, лапы и сферической шарошки. Промывочное устройство в виде сквозного периферического отверстия просверливается в ла-

Рис. 4.4. Модификации отечественных одношарошечных долот:

t — основная (серийная); • — с кольцевыми расточками на шарошке; , — с нижней промывкой; „ — с коническими зубками; 1 — ко рпус долота; 2 — шарошка

пе недалеко от основания цапфы, направляющего струю раствора по касательной к поверхности шарошки.

Корпус выполнен с утолщенной консольной лапой, изготовляемой с цапфой, ось которой наклонена под углом 30° к оси долота.

Опора включает два шарикоподшипника, один из которых выполняется замковым, и два подшипника скольжения. В новом долоте основные нагрузки несут шарикоподшипники.

Двухшарошечные долота разрабатывает СКБ Геотехники вместе с Верхнесергинским долотным заводом. Их применяют, главным образом, при бурении геологоразведочных скважин.

Современные модели двухшарошечных долот можно распределить на два класса, четыре типа и несколько модификаций, отличающихся одна от другой по схеме и конструкции промывочного узла либо опоры шарошек.

Долота первого класса изготовляют двух типов — М и С.

Двухшарошечные долота типа М предназначены для бурения скважин сплошным забоем и в слабых, наиболее мягких и вязких несцементированных породах, таких как суглинки, слабые глины и мергели. Эти долота изготовляют трех типоразмеров: В112МГ, В132МГ и В151МГ.

Долото В112МГ выполняется двухсекционным (рис. 4.5, ?).

Секции (см. рис. 4.2 и 4.3, ) сопрягаются плоскостями на

фиксирующих штифтах и свариваются сварным швом. Угол наклона цапф к оси долота — 57°30'. Опора каждой шарошки выполнена по схеме СШР, т.е. подшипник скольжения — шарикоподшипник (замковый) — роликовый подшипник. Шарошки — самоочищающиеся со смещением их осей относительно оси долота на 3 мм.

Фрезерованные зубья шарошек — крупные, заостренные, защищенные твердосплавной наплавкой. Такое вооружение обеспечивает наиболее высокую эффективность в очень мягких и вязких породах. Промывка — боковая. Промывочные каналы иногда оснащают металлокерамическими соплами, направляющими струи жидкости в зазоры между шарошками.

Долото В132МГ состоит из двух сварных секций. Оси цапф и шарошек наклонены под углом 57°30' к оси долота. Опора шарошки выполнена по схеме ТТТТТТР. Один из шариковых подшипников (большой) — замковый. Шарошки — самоочищающиеся, оснащены крупными фрезерованными зубьями. Рабочие поверхности зубьев армированы зернистой 176

3 4 3 5

Рис. 4.5. Двухшарошечные долота:

t — В 112МГ; • — 2В93С; 1 — секция герметизированной опо р ы долота; 2, 6 — боковые и центральное промывочные отверстия; 3, 4, 5 — подшипники шариковый, роликовый и скольжения соответственно

твердосплавной наплавкой (релит ТЗ), а угол заострения зубьев изменяется в диапазоне 48°36' — 51°50\ Промывочное устройство — боковое, со струйными соплами.

Примерно такой же конструкцией характеризуется долото В151МГ, но у него смещение осей шарошек относительно оси долота составляет 5 мм, а заострение зубьев 45 — 49°.

К типу С относятся долота 2В93С и 2В112СМ, предназначенные для бурения скважин в средних породах, таких как известняки, аргиллиты, алевролиты, уплотненные глины, мергели. Долото 2В93С (рис. 4.5, •) состоит из двух сварных секций, плоскость прилегания которых расположена симметрично относительно шарошек. Оси цапф шарошек наклонены под углом 47°30' к оси долота. Шарошки — самоочищающиеся. Опора шарошки состоит из двух подшипников скольжения и одного шарикового (замкового) подшипника. Вооружение шарошек представлено выфрезерованными

стальными зубьями, армированными релитом. Высота и шаг зубьев — средние, несколько меньше, чем у долот типа М. Промывка забоя — центральная, через одно отверстие круглого сечения.

Долото 2В112С по опоре шарошки аналогично долоту В112МГ, а по вооружению и промывочному устройству — долоту 2В93С. Однако у долота 2В112С угол наклона цапф к оси долота составляет 50°.

Двухшарошечные долота второго класса, т.е. со вставным твердосплавным (штыревым) вооружением, выпускают типа К. Они предназначены для бурения скважин в крепких и абразивных породах. Долота указанного типа выпускают диаметрами 59, 76, 93 и 112 мм под шифрами 2Ш59К, В76К, 4В93К и Ш112К соответственно. Долота В76К, 4В93К и Ш112К отличаются от долота 2Ш59К в основном размерами своих элементов.

Трехшарошечные долота можно разделить на шесть серий: 1АН (рис. 4.6, t); 2АН или ГНУ (рис. 4.6, •); 1АВ (рис.

4.6, ,); опытную 2АВ; 3АН (ГАУ); долота в конструктивном и качественном отношении, соответствующие отраслевой нормали ОН-26-02-128 — 69 и отличающиеся от остальных целыми (без десятых долей миллиметра) числовыми значениями номинального диаметра в их шифре, например, В97С, В118Т, Д394МГ (см. рис. 4.1, •) и др.

Долота каждой из перечисленных серий могут быть любого класса (т.е. со стальным фрезерованным, штыревым или комбинированным вооружением шарошек), любого типа и любой модификации. Различия проявляются в технологии их изготовления, а также в конструкции опоры и их элементов и частично в размерах долот.

Долота серии 1Ан (см. рис.4.6,а) предназначаются пре-

Рис. 4.6. Трехшарошечные долота 178

имущественно для низкооборотного (на что указывает литера Н в обозначении серии) способа бурения. Их применяют при роторном бурении с винтовым или другим забойным двигателем, вращающим долото с относительно невысокой частотой вращения (до 350 об/мин). Долота данной серии характеризуются повышенной точностью изготовления (литера А в обозначении серии), удлиненной присоединительной резьбой, а также открытой, не защищенной от шлама негерметизиро-ванной опорой, выполненной по схеме РШС (точнее, большой роликоподшипник — замковый шарикоподшипник — узел скольжения, состоящий из радиального и торцового фрикционных подшипников). Первые долота серии 1АН б ы -ли разработаны во ВНИИБТ.

Долота серии 2АН предназначены для низкооборотного (40 — 250 об/мин) способа бурения. Их опора, как и у долот серии 1АН, выполнена по схеме РШС. Отличие заключается в том, что эта опора изготовлена герметизированной и включает устройства для принудительной подачи смазки к трущимся элементам в процессе бурения. С этой целью в спинке лапы каждой секции долота высверливают карман

1 (см. рис. 4.6, •), служащий резервуаром-лубрикатором

и перекрываемый крышкой 2 после заполнения его смазкой и установки в него эластичного компенсатора 3. Под давлением бурового раствора, проникающего в компенсатор через боковое отверстие в крышке 2, смазка проталкивается к смазочному каналу 4 к подшипникам б—8. Утечке смазки из полости шарошки препятствует сальниковое уплотнение 5, которое перекрывает зазор между шарошкой и цапфой.

Главная особенность этих долот заключается в том, что их изготовляют с опорой, состоящей только из подшипников качения. Опора может быть выполнена по схеме ТТТТТТТТТ (см. рис. 4.6, ,), РШР и ТТТТТТР (в основном в долотах диаметром до 190 мм); опора негерметизированная.

Отечественной промышленностью выпускаются трехшарошечные долота трех классов, 13 типов, нескольких десятков модификаций, 26 размеров, более 150 (включая опытные долота) моделей.

Наименьшее число типов, модификаций и моделей приходится на малые (диаметром 76 — 151 мм) и большие (диаметром 346 — 490 мм, особенно 445 и 490 мм) размеры.

В наиболее широком ассортименте (по числу серий, классов, типов, модификаций и моделей) изготовляют долота диаметром 190 (190,5) мм и особенно 214 (215,9) мм. Это объясняется наибольшим объемом проходки для указанных диаметров ствола скважины и многообразием свойств пород, встречающихся при бурении таких стволов.

В табл. 4.1 показана динамика изменения значений и общего числа размеров шарошечных долот в течение ряда лет по период действия устанавливаемых эти значения документов (отраслевых норм и ГОСТов). Размерный ряд долот с 1975 по 1984 гг. существенно изменился. За это время было введено много новых размеров, в основном соответствующих международному стандарту.

Сопла выполняют двух модификаций: НД (рис. 4.7, Ф) и НКВ (рис. 4.7, •). Сопло НД выполняется укороченным с относительно крутым сужением внутреннего радиального пр о-филя проходного канала, характеризующимся радиусом кривизны R. Значения этого и других параметров (см. рис. 4.7) зависят от номера (размера) сопла:

Большинство долот с опорой качения в настоящее время выпускается в соответствии с ГОСТ 20692 — 75 серии 1АВ (см. рис. 4.6, ,). В этом случае они обозначаются литерой В, стоящей в конце шифра.

К первому классу относятся пять типов со стальным вы-фрезерованным вооружением: М, МС, С, СТ и Т. Наименование типа совпадает с первой буквой в шифре после цифрового обозначения диаметра, характеризующей основное свойство пород.

Рис. 4.7. Сопла ("насадки”) для шарошечных долот марок НД (Ф) и НКВ ( •) 180

Годы
1975-1976	1977 -1980	1981	1982-1984
46	46	46	46
59	59	59	59
76	76	76	76
93	93	93	93
97	98,4	97	97
98,3	108	98,4	98,4
108	112	112	112
112	120,6	118	118
118	132	120,6	120,6
120	139,7	132	132
132	42,9	139,7	139,7
139,7	146	146	146,1
140	149,2	151	151
142,9	151	161	163
145	158,7	165,1	165,1
146	165,1	171,4	171,4
149,2	171,4	187,3	187,3
151	187,3	190,5	190,5
158,7	196	200	200
161	200	212,7	212,7
165,1	212,7	215	215,9
171,4	215,9	222,3	222,3
187,2	222,3	242,9	242,9
190	228,6	244,5	244,5
190,5	244,5	250,8	250,8
196,9	250,8	269,9	269,9
200	260,9	295,3	295,3
212,7	295,3	304,8	304,8
21 4	311,1	311,1	311,1
215,9	320	320	320
222,3	349,2	379,5	349,2
228,6	374,5	374,6	374,6
243	381	393,7	393,7
244,5	393,7	444,5	444,5
250,8	444,5	490	490
269	469,9	508	508
269,9	490
295,0	508
295,3
311,1
520
346
349,2
374,6
381
393
394
444,5
445
469,9
490
508

Долота типа М предназначены для бурения скважин в мягких и вязких породах, характеризуемых низким сопротивлением сжатию и раздавливанию (пески, рыхлые глины, суглинки, супеси, мерзлые глинистые грунты, лед и т.п.).

Долота типа МС используют для бурения скважины в среднемягких неплотных породах, занимающих по своим механическим свойствам промежуточное положение между мягкими и средними породами, или для бурения скважин в мягких породах, чередующимися пропластками средних пород (не очень плотные глины, мел, каменные соли, гипс, слабые известняки и др.).

Долота типа С предназначены для разбуривания пород средней крепости (аргиллиты, плотные глины, алевролиты, слабые мергели и др.).

Долота типа СТ применяют для бурения в породах, занимающих по свойствам промежуточное положение между средними и твердыми, а также для разбуривания средних пород, перемежающихся твердыми пропластками (плотные мергели, неплотные алевролиты с глинистым поровым цементом, песчаники, пористые, органогенные известняки, различные ангидриты, вязкие сланцы и др.).

Долота типа Т предназначены для бурения скважин в твердых, плотных и трещиноватых породах (плотные алевролиты, глинистые сланцы, доломиты, конгломераты твердых и иных формаций, различные песчаники и др.).

Ко второму классу относятся долота шести типов со вставным твердосплавным или штыревым вооружением: МЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К и ОК.

Литера З в обозначении типов МЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, а также МСЗ следующего класса указывает на то, что вооружение шарошек долот данных типов представлено твердосплавными зубьями с заостренной клиновидной головкой.

Долота типа МЗ спроектированы для бурения скважин в мягких абразивных породах (рыхлые и слабые песчаники, песчанистые глины, а также в различных по составу неплотных формациях, перемежающихся прослойками слабосце-ментированных песчаников и алевролитов).

Долота типа СЗ предназначены для бурения средних абразивных пород (песчаники средней плотности, плотные песчанистые породы, алевролиты абразивные и др.). Однако эти долота можно применять и при разбурива-нии обычных мягких, среднемягких, средних и перемежающихся пород.

Долота типа ТЗ предназначены для бурения среднетвердых и твердых абразивных пород (плотные песчаники, песчанистые доломиты, слабокварцованные известняки и алевролиты и др.). Эти долота можно применять и при разбуривании средних пород, перемежающихся более твердыми.

Долота типа ТКЗ строектированы для бурения твердокрепких абразивных пород (плотные песчаники, доломиты, слабокварцованные известняки и доломиты, кремнистые сланцы и др.). Их можно применять и для разбуривания твердых пород, перемежающихся прослойками крепких.

Долота типа К предназначены для бурения скважин в крепких абразивных породах (граниты, диабазы, окварцованные доломиты, порфириты, пириты, очень крепкие песчаники и др.).

Долота типа ОК внешне мало отличаются от долот типа К. Они предназначены для бурения скважин в очень крепких и очень абразивных породах (кварциты, сливной кварц, джеспилиты, такониты, кремень, крепкие порфириты и др.). Эти долота применяют главным образом в горнорудной промышленности. Они оснащены самым мощным твердосплавным вооружением, оказывающим дробяще-скалывающее воздействие на породы забоя.

Долота типа МСЗ разработаны для бурения мягкосредних абразивных пород (слабосцементированные песчаники, песчанистые мергели, полуабразивные песчано-глинистые моренные отложения, нетвердые карбонатные породы, перемежающиеся с прослойками песчаников и алевролитов и т.п.). Эти долота могут разбуривать также неабразивные мягкие, средние и среднемягкие формации (супеси, суглинки, мел, глины, аргиллиты, известняки и др.).

Долота типа ТК предназначены для бурения твердокрепких пород (конгломераты, очень плотные глины, твердые известняки, доломиты, глинистые сланцы и т.п.). Этими долотами также можно разбуривать средние, твердые и трещиноватые породы.

4.2. ЛОПАСТНЫЕ ДОЛОТА

В отличие от шарошечных лопастные долота просты по конструкции и технологии изготовления.

Лопастные долота обеспечивают высокую механическую скорость в рыхлых, мягких и несцементированных породах. В таких породах проходки этими долотами за рейс достигают нескольких сотен метров, а в некоторых случаях даже 1500-2000 м. Но при этом в связи с неизбежной для таких больших интервалов глубин перемежаемостью пород (в том числе твердых и абразивных) часто наблюдается значительное уменьшение диаметра скважин, что приводит к необходимости расширения и проработки скважины перед спуском очередного долота. Кроме того, при бурении необходимо прикладывать к долотам большой крутящий момент. Режущие элементы долот находятся в постоянном контакте с породой и поэтому более интенсивно изнашиваются по сравнению с шарошечными долотами.

Бурение лопастным долотом нередко сопряжено с опасностью значительного искривления ствола скважины, особенно если оно производится без применения центраторов, стабилизаторов и калибраторов. Это объясняется малой площадью контакта долота с забоем по сравнению с общей площадью поперечного сечения скважин, необходимостью передачи через него значительной осевой нагрузки, высокого крутящего момента, большой энергии, а также особенностями конструкции лопастного устройства.

Одна из наиболее простых конструкций лопастного долота показана на рис. 4.8. В состав лопастного долота входят

Вид А

Рис. 4.8. Двухлопастное долото

корпус 1 и лопасти 2. В верхней части корпуса нарезается присоединительная резьба 3 (в данном случае внутренняя муфтовая), а в нижней — просверливаются основные промывочные отверстия 4 без сопел для подачи бурового раствора на забой.

Боковые калибрующие и другие рабочие поверхности лопастей обычно покрывают релитом 5 или чугуном 6.

Более сложная конструкция лопастного долота показана на рис. 4.9. В состав этого долота, кроме корпуса 1 и лопастей 2, входят сопло 7, уплотнительные кольца 3 для герметизации промывочного узла и зазора между соплом 7 и гнездом в корпусе долота, байонетная шайба 5 для удержания сопла,

1 ^ Ф30,4

Рис. 4.9. Трехлопастное долото:

t, • — типа МС; , — сопло

болт 8 со стопорной шайбой 9 для крепления байонетной шайбы, запрессованные почти вровень с поверхностью лопасти твердосплавные вставки (штыри) 4 и пластины 10.

Присоединительная резьба 6 на верхней части корпуса 1 выполняется наружной, ниппельной на такой же конической присоединительной головке, как и у шарошечных долот.

Отечественные лопастные долота выпускаются следующих пяти разновидностей: 2Л — двухлопастные (см. рис. 4.8), 3Л — трехлопастные (см. рис. 4.9,а, •), 3ИР — трехлопастные истирающе-режущие (рис. 4.10), 6ИР — шестилопастные истирающе-режущие (рис. 4.11), П — пикообразные однолопастные (рис. 4.12).

Рис. 4.10. Долото ЗИР:

1 — корпус; 2 — лопасти; 3 — твердосплавные штыри; 4 — сопло; 5, 8 — байонетная и стопорная шайбы; 6 — уплотнительное кольцо; 7 — болт

Лопастные долота делятся на типы в соответствии с их назначением.

В настоящее время лопастные долота первых четырех указанных разновидностей принято относить к одному из четырех типов: М, МС, МСЗ или С. При этом долота разновидностей 2Л и 3Л разделяются на два типа: М - для бурения мягких пород (супеси, суглинки, несвязные грунты и т.п.); МС - для разбуривания среднемягких пород (мел, рыхлый мергель, глины, слабый известняк).

Долота разновидности 3ИР, согласно их назначению, относят к типу МСЗ (для бурения абразивных среднемягких пород - слабосцементированные песчаники, песчанистые глины, алевролиты), а разновидности 6ИР - к типу М (для бурения средних пород - аргиллиты, глинистые сланцы, гипсы).

Пикообразные долота изготовляют двух типов: Ц - для разбуривания цементных пробок и металлических деталей низа обсадных колонн, Р (см. рис. 4.12) - для расширения ствола скважины.

В настоящее время выпускают лопастные долота диаметром от 76 до 445 м.

Рассмотрим номенклатуру лопастных долот каждой разновидности. Долота разновидности 2Л, т.е. двухлопастные (см. рис. 4.8), выпускаются двух типов - М и МС.

Долота типа М характеризуются армированием нижних режущих кромок лопастей релитом с последующим покрытием всей передней (по ходу вращения долота) поверхности (грани) каждой лопасти специальным чугуном. Боковая калибрующая поверхность лопасти армируется твердосплавными штырями с последующей наплавкой релитом. Внутренние поверхности лопастей в центральной части долота также наплавляют релитом.

Двухлопастные долота обоих типов изготовляют только одной модификации - цельноковаными и лишь с обычной (неструйной) промывкой, без сопел (с двумя цилиндрическими промывочными отверстиями). Оси промывочных отверстий отклоняются от продольной оси долота под углом 15 и 20° в долотах диаметрами соответственно 76-132 и 140 — 161 мм. В поперечном (горизонтальном) сечении их проекции наклонены к оси симметрии под углом 60°.

Указанные долота выпускают следующих моделей: 2Л76М, 2Л76МС, 2Л93М, 2Л93МС, 2Л97М, 2Л97МС, 2Л112М,

2Л112МС, 2Л118М, 2Л118МС, 2Л132М, 2Л132МС, 2Л140М, 2Л140МС, 2Л151М, 2Л151МС, 2Л161М и 2Л161МС.

В приведенных цифрах сочетание 2Л обозначает разновидность долота (двухлопастное), далее цифрами обозначен номинальный диаметр в миллиметрах (например, 76, 93 и т.д.) и в конце шифра буквами М и МС указан тип долота.

ОСТ 26-02-1282 — 75 предусматривает изготовление двухлопастных долот типов М и МС 14 малых размеров — диаметром от 76 до 165,1 мм. Долота разновидности 3Л (трехлопастные) так же, как и двухлопастные, выпускают двух типов — М и МС. Особенности долот каждого из этих типов такие же, как и у долот разновидности 2Л, т.е. режущие кромки лопастей у долота типа М армированы релитом, а у долота типа МС — твердосплавными пластинами.

Долота обоих типов изготовляют только сварной модификации, т.е. с приваренными к корпусу лопастями. По конструкции промывочного устройства они могут быть выполнены с соплами (струйными или гидромониторными), либо без сопел.

Долота разновидности 3ИР (см. рис. 4.10) изготовляют только типа МСЗ — для мягких и среднемягких абразивных пород. Они имеют такое же количество лопастей, как долота 3Л, однако формы их выполнения и армирования существенно различаются.

Долота разновидностей 6ИР (см. рис. 4.11) выпускают только типа С — для бурения средних пород. Эти долота в отличие от предыдущих оснащены, помимо трех основных, тремя укороченными боковыми лопастями, армированными твердосплавными штырями и релитом примерно таким же образом, как и основные лопасти. Главное назначение этих лопастей — усиление калибрующей способности долота, что обеспечивается большим количеством штырей на боковых поверхностях основных лопастей. При сопоставлении долот (см. рис. 4.10 и 4.11) можно заметить, что форма выполнения основных лопастей у долота 6ИР несколько иная, чем у долота 3ИР. Так, сужение лопастей от периферии к оси долота и выполнение тыльной поверхности выражено более четко у долот 6ИР, чем у долот 3ИР.

Долота пикообразные, или однолопастные, часто называют долотами специального назначения, так как в отличие от других они разбуривают не забой скважины, а главным образом цементные пробки и металлические детали низа обсадных труб (тип Ц) или стенки скважины при расширении ее ствола (тип Р).

Долота обоих типов выполняются с круглым корпусом 1 (см. рис. 4.12) и заостренной (под углом около 90°± 1°45') пикообразной лопастью 2. Рабочая кромка лопасти скошена под углом 45° и армирована с набегающей стороны релитом и твердосплавными пластинами 3. Сверху наносят защитное чугунное покрытие. Тыльную сторону рабочей кромки согласно ТУ 26-02-675 — 75 также покрывают чугуном.

Долота типа Р отличаются от долот типа Ц армированием боковых калибрующих поверхностей лопасти твердосплавными штырями 4 и релитом (см. рис. 4.12). Эти поверхности являются рабочими, разрушающими и калибрующими стенки скважины.

Долота типа Ц выпускают в соответствии с ТУ 26-02-675 — 75 следующих моделей: ПЦ97, ПЦ112, ПЦ118, ПЦ140, ПЦ151, ПЦ161, ПЦ190, ПЦ295,3 (ПЦ295), ПЦ320, ПЦ370 и ПЦ444,5 (ПЦ445).

Изготовляют следующие модели долота типа Р — ПР118, ПР132, ПР140, ПР151, ПР161, ПР190, ПР295,3 (ПР295), ПР320, ПР370 и ПР445,5 (ПР445).

4.3. ФРЕЗЕРНЫЕ ДОЛОТА

Фрезерные долота характеризуются еще более простой конструкцией, чем лопастные.

Долото состоит из удлиненного монолитного корпуса, составляющих с этим корпусом единое целое рабочих органов, армированных твердым сплавом, и простейшего промывочного устройства. Во многих современных конструкциях рабочие органы отсутствуют и роль породоразрушающих элементов выполняют не режущие кромки рабочих органов, а твердосплавные штыри, запрессованные в торец фрезерного долота. Промывочным устройством могут служить один или несколько каналов в корпусе долота.

Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлического и твердосплавного скрапа, но и для разбуривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок. Эта функция фрезерных долот привела к выделению и совершенствованию отдельной их разновидности — фрезеров.

В процессе выполнения основной функции бурового долота — бурения массива горных пород на забое скважины — наряду с высокой стойкостью и прочностью фрезерных долот по сравнению с шарошечными и некоторыми преимуществами (например, хорошая сопротивляемость, износ по диаметру при требуемом армировании боковой поверхности, большая устойчивость, прочность и др.) перед лопастными выявились существенные недостатки фрезер-190 ных долот (низкая механическая скорость проходки, низкая проходка на долото в твердых и крепких породах, непригодность для бурения глин и других вязких и пластичных пород).

4.4. ДОЛОТА ИСМ

Долота ИСМ отличаются от фрезерных, лопастных и алмазных, главным образом, тем, что их породоразрушающие (рабочие) элементы оснащены сверхтвердым материалом славутич. Рабочие элементы (вставки из славути-ча) крепят к стальному корусу долота своей посадочной (цилиндрической) частью (хвостовиком) методом пайки. Форму рабочей поверхности вставок, марку славутича, его содержание (объем в кубических сантиметрах) в инструменте и число вставок выбирают в зависимости от типа долота, т.е. в соответствии с физико-механическими свойствами буримых пород.

В зависимости от размера и конструкции долота ИСМ могут быть выполнены цельноковаными с последующим фрезерованием лопастей либо с праваренными лопастями.

Долота ИСМ по сравнению с фрезерными и лопастными обладают более высокой износостойкостью, а по сравнению с долотами, оснащенными природными алмазами, - меньшими стоимостью и поршневанием, лучшей проходимостью по стволу скважины и защитой их породоразрушающих элементов, поэтому они реже выходят из строя при недостаточно тщательной подготовке ствола и забоя перед их спуском в скважину.

Долота ИСМ выпускают трех разновидностей: режущего действия (режущие), торцовые (зарезные) и истирающие. Первые весьма похожи на лопастные, вторые - на фрезерные, а третьи - на алмазные.

Режущие долота ИСМ предназначены для бурения глубоких скважины в мягких и средних пластичных породах. Долото ИСМ (рис. 4.13) по внешнему виду и конструкции похоже на долото 6ИР (см. рис. 4.11), но отличается от него формой рабочей части лопастей, способом их закрепления на корпусе долота и расположением дополнительных лопастей. У долота ИСМ (первая модификация) основные лопасти

1, 2 и 3 (см. рис. 4.13) сходятся вместе по общей оси долота и привариваются к составному корпусу 4 в специальных пазах. Дополнительные (стабилизирующие) лопасти 5 перед

Рис. 4.14. Режущее долото ИСМ второй модификации с узкими (t) и широким ( •) промывочными отверстиями

Рис. 4.16. Истирающие долота

приваркой также заводят в специальные пазы, вырезанные на боковой поверхности корпуса асимметрично относительно основных лопастей.

Дополнительные лопасти выполняются укороченными, характеризуются трапециевидным профилем и армируются по рабочим боковым поверхностям твердосплавными штырями 6 (с плоской рабочей головкой, не выступающей за поверхность лопасти), которые запрессовываются и по боковым поверхностям основных лопастей. Поэтому дополнительные лопасти не только обеспечивают стабилизацию и уравновешивание долота в стволе скважины, но и способствуют росту общей калибрующей поверхности долота по диаметру.

Вставки 8, оснащенные славутичем, выполняют с цилиндрической боковой поверхостью и полусферической (для торца основной лопасти) и плоской (для калибрующей поверхности лопасти) рабочими головками. Сопла 7 изготовляют из твердого сплава.

Сопла и струйный промывочный узел в целом рассчитаны на истечение бурового раствора со скоростью 90—120 м/с.

Выполнение промывочного устройства (узла) долота второй модификации показано на рис. 4.14. Оно отличается одним широким центральным промывочным отверстием, разделенным лопастями на три сектора.

Струйная модификация по промывке отличается от первой соплами, которые смонтированы и закреплены (с помощью пайки) в боковых каналах, просверленных в корпусе долота (см. рис. 4.13, •).

Долота первой и второй модификаций по промывке применяют, главным образом, при турбинном бурении, а третьей — при роторном способе бурения.

Долота с обычной ("свободной") промывкой (преимущественно вторая модификация по промывке) выпускаются девяти размеров по диаметрам 188 — 392 мм, а долота третьей модификации — двух размеров по диаметрам 212 и 267 мм. Выпуск долот первой модификации (с центральным осевым широким отверстием) в последнее время ограничен.

Пример обозначения режущего долота: ИСМ188-РГ-10, где ИСМ — вид долота, 188 — номинальный диаметр по калибрующей части в мм, Р — разновидность долота (режущее), Г — модификация (гидромониторная промывка), 10 — порядковый номер конструкции.

Торцовые долота ИСМ (рис. 4.15) предназначены для бурения и забуривания нового ствола, но могут быть использованы и при ликвидации аварий. Внешне они похожи на фре-192

Импрегнированные долота типа С характеризуются толстым (7 — 8 мм) рабочим слоем матрицы, перемешанной с овализированными алмазами XXXIV группы III категории качества. Эти долота имеют ступенчаную форму рабочей поверхности и выпускаются двух диаметров — 188 и 212 мм под шифрами ДИ188С6, ДИ212С6 и ДИ212С2.

Долота типа СТ предназначены для бурения среднетвердых пород. Они выполняются только однослойными с радиальным расположением рабочих органов и промывочных пазов. Эти долота изготовляют четырех диаметров — 140, 159, 188 и 212 мм. Выпускают две модели долот диаметром 140 мм (ДР140СТ1): с алмазами XV6 группы I категории (для наиболее тяжелых условий бурения) качества и алмазами той же группы, но II категории качества. Долота остальных размеров изготовляют только с алмазами XV6 группы II категории качества и выпускают под шифрами ДР159СТ1, ДР188СТ1 и ДР212СТ1.

Долота второго класса изготовляют с искусственными алмазами марки СВП-П что означает синтетическое, ВНИИТС (автор технологии), светлые (прозрачные), прочные. Эти алмазы несколько уступают природным по прочности.

Долота с синтетическими алмазами выпускают четырех разновидностей: однослойные ступенчатые, однослойные радиальные (лопастные), импрегнированные ступенчатые и импрегнированные радиальные (лопастные), но только одного типа С.

Однослойные радиальные (лопастные) долота изготовляют с прямыми радиальными лопастными рабочими органами и выполняют со ступенчатой формой рабочей головки. Они выпускаются пяти размеров моделей ДКС138С, ДКС188С6, ДКС12С6, ДКС267С6. Литера С в середине шифра свидетельствует о том, что алмазы в долотах синтетические.

Однослойные радиальные (лопастные) долота изготовляют с прямыми радиальными лопастными рабочими органами, привариваемыми к корпусу долота в процессе изготовления последнего. Такие долота выпускают трех размеров и трех моделей ДЛС188С1, ДЛС212С1 и ДЛС267С1.

Импрегнированные ступенчатые долота по конструкции аналогичны однослойным долотам разновидности ДК и характеризуются закругленными тороидальными ступеньками, импрегнированными дроблеными синтетическими алмазами по толщине матрицы на 7 — 8 мм. Эти долота выпускают также трех размеров моделей ДКСИ188С6, ДКСИ212С6 и ДКС267С6.

Импрегнированные лопастные долота с синтетическими алмазами выпускают пока только одного размера — модель ДЛСМ212С3.

4.6. ШАРОШЕЧНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ

ГОЛОВКИ

Бурильные головки, помимо разбуривания забоя скважины и калибровки ее стенок, должны также формировать в центре забоя целиковый столбик породы — керн и предотвращать в процессе бурения любое повреждение керна как образца, служащего источником информации о свойствах буримой породы.

Как все шарошечные инструменты, бурильные головки эффективно разрушают горные породы широкого диапазона буримости, твердости и абразивности; в меньшей степени, чем лопастные, подвержены уменьшению диаметра и по сравнению с инструментом ИСМ и алмазным имеют невысокую стоимость.

На рис. 4.18, Ф показаны основные узлы и элементы шарошечной бурильной головки. Она состоит из шарошек 1, лап 2, присоединительной резьбовой головки 3, промывочного устройства 4 и узла опоры, включающего подшипники 5-7.

Шарошки в бурильной головке могут быть коническими, одно-, двух- или трехконусными (см. рис. 4.18, Ф, ¦), в виде усеченного конуса (рис. 4.19, Ф), цилиндрическими (рис. 4.20), сферическими (рис. 4.21, Ф) и чечевицеобразными (рис. 4.21, ¦). Бурильная головка может быть выполнена с одним рабочим органом — шарошкой (см. рис. 4.21, Ф), с тремя (см. рис. 4.21, ¦), четырьмя (см. рис. 4.18, Ф—„), шестью (рис. 4.19. Ф—„), восемью (см. рис. 4.20) шарошками и более.

Число и конструкция подшипников в опоре каждой шарошки могут быть различными в зависимости от формы и размеров шарошки и бурильной головки. Конические шарошки обычно монтируют на двух-трех подшипниках качения. Один-два подшипника в опоре шарошки иногда бывают фрикционными. В качестве замкового подшипника функционирует, как и в опорах шарошечных долот, почти исключительно шарикоподшипник. Шарошки могут быть установлены не только на цапфах лап (см. рис. 4.18, Ф, ¦), но и на осях.

В некоторых конструкциях (см. рис. 4.18, Ф—„, и 4.21, Ф, ¦)

Рис. 4.18. Шарошечные бурильные головки:

a— 1ВК295СТ; • - ДВК; , - 2ВК214/60СТ; „ - 2ВК214/60ТКЗ

одна и та же шарошка, кроме разрушения кольцевого забоя, формирует керн и стенку скважины. Существуют конструкции (см. рис. 4.19, t—„), в которЫх одни шарошки 1 расположены ближе к оси долота, обуривают керн и разрушают прилегающую к нему центральную часть забоя, а другие 2 обращены к периферии, разбуривают наружную зону забоя и калибруют ствол скважины. Поэтому шарошки 1 называют внутренними и кернообразующими, а шарошки 2 — наружными и скважинообразующими.

Вооружение шарошек может быть стальным (фрезерованным) с наплавкой твердым сплавом, вставным (штыревым) или комбинированным.

Лапы 2 (см. рис. 4.18, t) с шарошками 1 часто образуют

Рис. 4.19. Шестишарошечные бурильные головки:

$ - румынская; • - 21ВК190/80СТ; , - 10НК190/80СТЗ; „ - 20НК190/80К

Рис. 4.20. Бурильная головка 17НК187,Э/80МСЗ

Рис. 4.21. Бурильные головки:

$¦ - одношарошечная

6ВК190/80СЗ; • - трех

шарошечная

отдельные секции бурильной головки, собираемые на штифтах и свариваемые вместе с образованием при этом присоединительной головки 3. Но бывают бурильные головки с литым цилиндрическим корпусом (см. рис. 4.19, Ф—„).

Промывочное устройство (промывочный узел) состоит обычно из нескольких каналов, просверленных в лапах или в корпусе бурильной головки, но может включать втулку или патрубки, соединяющиеся с внутренней полостью присоединительной головки (см. рис. 4.18, ¦). Выходные промывочные отверстия обычно располагаются между шарошками на некотором расстоянии от керна во избежание его размыва. Важные параметры конструкции бурильной головки — высота керноприема и его коэффициент. Высотой керноприема принято называть расстояние от зоны образования керна до кернорвателя, а коэффициентом керноприема — отношение к этому расстоянию диаметра керна.

Одношарошечные бурильные головки (см. рис. 4.21, Ф) разработаны в СевКавНИПИнефти только второго класса и одного типа — для отбора керна в карбонатных среднетвердых породах. Шарошка бурильной головки выполнена сферической с широкими продольными промывочными пазами и круглым отверстием, обращенным к керноприемнику, выполненному в пустотелой цапфе. Наружная и торцовая поверхности шарошки оснащены вставными твердосплавными штырями формы Г23 с плоско-выпуклой рабочей головкой.

Штыри (зубки), расположенные на наружной поверхности шарошек, обеспечивают разрушение породы в кольцевой зоне между керном и стенкой скважины и калибруют ствол скважины, а зубки, запрессованные на торце шарошки (а также на торце цапфы в новых конструкциях), формируют столбик керна.

Высота керноприемника уменьшена до минимума, и коэффициент керноприемника очень высок. Разность между диаметрами скважины и керна невелика. Шарошка смонтирована на мощной опоре по схеме СШС. Промывочное устройство состоит из ряда наклонных каналов у бурильных головок большого размера и из широкого щелевого отверстия в бурильной головке малого размера. Все отверстия обращены в одну сторону забоя, к его периферии. Трехшарошечные бурильные головки (см. рис. 4.21, ¦) разработаны во ВНИИБТ. В настоящее время они выпускаются серии 6ВК только второго (с твердосплавным вооружением) класса и одного типа СЗ.

Бурильные головки СЗ предназначены для бурения скважин кольцевым забоем в средних и среднетвердых породах малой и средней абразивности (известняки и др.).

Описанные бурильные головки изготовляют следующих моделей: 6ВК190/80СЗ, 6ВК214/80СЗ, 6НК187,Э/80СЗ.

Четырехшарошечные бурильные головки выпускаются двух классов — третьего с комбинированным вооружением и второго со штыревым вооружением. Бурильные головки с комбинированным вооружением шарошек изготовляют типа СТ для бурения мягких и средних пород, перемежающихся твердыми. Выпускают две серии этих бурильных головок: 1ВК и 2ВК.

Бурильные головки серии 1ВК производят трех размеров моделей 1ВК190СТ, 1ВК269СТ и 1ВК295СТ (см. рис. 4.18, t).

Они выполняются секционными и могут применяться как в турбинном, так и в роторном бурении соответственно со съемными керноприемниками и без них.

Опора шарошки у всех бурильных головок 1ВК выполнена по схеме ролик — шарик (замковый) — шарик. Шарошки — самоочищающиеся, оснащены по всем венцам относительно невысокими фрезерованными зубьями, наплавленными релитом. Вершины шарошек, участвующие в образовании керна, армированы твердосплавными вставками. Промывка забоя осуществляется через патрубки. Диаметр керна у бурильных головок 1ВК190СТ составляет 33 мм, а у бурильных головок 1ВК269СТ и 1ВК295ВК — 47 мм.

Бурильные головки того же типа СТ, но более совершенной серии 2ВК выпускаются моделей 2ВК190/40СТ,

2ВК214/60СТ (см. рис. 4.18, ,) и 2ВК269,9/60СТ, приспособленных для бурения со съемной грунтоноской при турбинном бурении и без нее при роторном способе бурения. Корпус этих бурильных головок также сварной секционный.

Бурильные головки второго класса (лишь с твердосплавным вооружением) выпускаются типа ТКЗ — для колонкового бурения в твердокрепких абразивных породах (плотные песчаники, доломиты, конгломераты, очень плотные глины и др.). Эти бурильные головки изготовляют серии 2ВК двух моделей: 2ВК190/40ТКЗ и 2ВК214/60ТКЗ (см. рис. 4.18, „). Твердосплавные зубки с клиновидной и полусферической рабочими головками чередуются по каждому венцу любой из шарошек. Опора шарошки и другие конструктивные особенности такие же, как и бурильных головок типа СТ той же серии 2ВК.

Пятишарошечные бурильные головки в настоящее время изготовляются серии 24НК, которая разработана также

ВНИИБТ. Они относятся ко второму классу, к типу ТКЗ. Выпускаются крупными опытно-промышленными партиями двух моделей: 24НК139,7/52ТКЗ и 24НК158,7/67ТКЗ.

Шестишарошечные бурильные головки выпускают со стальным и твердосплавным вооружением. Бурильные головки данной разновидности со стальным (фрезерованным) вооружением (т.е. первого класса) изготовляют одного типа СТ — для среднетвердых пород. В массовом производстве пока находятся бурильные головки только двух моделей: 21ВК190/80СТ (см. рис. 4.19, ¦) и 21ВК214/80СТ.

Восьмишарошечные бурильные головки выпускают одного типа — МЗС. Они предназначены для низкооборотного бурения с отбором керна в среднемягких породах (известняки, доломиты, ангидриты, мергели, переслаивающиеся с аргиллитами, алевролитами и битуминозными песчаниками).

Эти бурильные головки изготовляют серии 17 (см. рис.

4.20). Бурильная головка этой серии состоит из корпуса 10, приваренной к нему муфты 9 (или ниппеля) и шарошек 4 и 7, смонтированных в пазах корпуса 10 попарно на четырех осях 2. Три оси выполнены с запорным хвостовиком 1, удерживающим другую (перпендикулярную к хвостовику) ось от выпадения, а четвертая, собираемая последней, запирается винтом 8. Наружная поверхность шарошки состоит из цилиндрической и конической частей. Цилиндрическая часть оснащена твердосплавными зубками 6 с клиновидной головкой, ориентированной своим лезвием под углом 45° к образующей цилиндра таким образом, что зубки на наружной 4 и внутренней 7 шарошках направлены в разные стороны. Коническая часть шарошки вооружена подрезными зубками 5, служащими для калибровки керна (шарошки 7) и скважины (шарошка 4) и перекрывающими забой между основными зубками 6. Шарошка 4 упирается своим торцом в шайбу 3, прилегающую к корпусу бурильной головки. Описанная конструкция предусматривает возможность сборки и разборки бурильной головки в полевых условиях с целью замены изношенных деталей (осей, винтов, шайб) и шарошек в соответствии с разработанной инструкцией.

В процессе бурения данная бурильная головка оказывает на буримые породы преимущественно режущее действие. Она изготовлена двух моделей: 17НК187,3/80МЗС (см. рис.

4.20) и 17ВК212,7/80МЗС.

4.7. ЛОПАСТНЫЕ, ФРЕЗЕРНЫЕ И ТВЕРДОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ

Лопастные бурильные головки (рис. 4.22, t) просты по конструкции и изготовлению, работают в режиме резания, без ударов и вибраций. Поэтому по сравнению с шарошечными бурильными головками они обеспечивают лучшую сохранность керна. Недостатки лопастных бурильных головок в общем те же, что и лопастных долот: относительно узкая область применения, возможное уменьшение диаметра скважины и др.

В состав бурильной головки входят пулевидный корпус 1, составляющие с этим корпусом единое целое (обычно приварные) лопасти 2 и резцы 3, а также промывочные сопла 4. Рабочие поверхности лопастей 2 и режущие кромки резцов 3 обычно армируют износостойким твердым сплавом. Бурильные головки, предназначенные для колонкового бурения в слабых породах, армируют чаще всего зернистым литым (направляемым) сплавом, бурильные головки для мягких и среднемягких пород - вставными штырями из карбида вольфрама (рис. 4.22, •).

Бурильные головки (рис. 4.22, ,, „) напоминают по форме и действию фрезерное долото и могут быть названы фрезерными. Они эффективны при роторном бурении с отбором керна.

Твердосплавные бурильные головки (коронки) представляют собой обычно цилиндрические кольца с закрепленными в них твердосплавными режущими элементами в виде резцов, зубцов или пластинок. Они применяются при бурении мелких колонковых скважин в основном на твердые полезные ископаемые.

В России выпускаются лопастные бурильные головки только одной разновидности (см. рис. 4.22, •), которые можно отнести к фрезерным. Эти бурильные головки разработаны для роторного бурения в комплекте с колонковым снарядом с несъемным керноприемником. Они предназначены для отбора керна в мягких породах (красноцветные моренные отложения, суглинки, мягкие глины, мел, мягкие и слабые известняки, мергели и т.п.).

Для колонкового бурения скважин небольшого диаметра, преимущественно геологоразведочных, серийно выпускаются тонкостенные твердосплавные коронки.

Рис. 4.22. Лопастные и фрезерные бурильные головки:

а — фирмы "Эй-Уан Бит энд Тул”; б - 11НК187/80МИ; в, г — румынские; 1 — корпус долота; 2 — лопасти; 3

— резцы;

4 — промывочные сопла; 5 — твердосплавные режущие инструменты; 6 — боковые промывочные сопла

4.8. АЛМАЗНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ И БУРИЛЬНЫЕ ГОЛОВКИ ИСМ

Алмазные бурильные головки по конструктивным особенностям и характеру воздействия на породу и столбик керна наиболее подходят для колонкового бурения.

По технологии изготовления, расположения алмазов и промывочных канавок они имеют много общего с алмазными долотами. Поэтому указанные бурильные головки могут быть классифицированы на те же два класса — с природными и искусственными (синтетическими) алмазами и примерно на те же основные разновидности: радиальную (рис. 4.23, Ф), радиальноступенчатую (рис. 4.23, ¦) и спиральную (рис. 4.23, ,). По назначению и свойствам разбуриваемых ими пород они распределяются на типы, по конструктивным особенностям — на модификации, по размерам — на модели, по технологии изготовления и форме выполнения — на серии.

Выпускаются алмазные бурильные головки, оснащенные как природными, так и синтетическими алмазами.

Бурильные головки первого класса (с природными алмазами) изготовляются трех разновидностей: однослойные радиальные, однослойные ступенчатые и импергированные.

Бурильные головки для колонковых снарядов со съемным керноприемником (грунтоноской) (рис. 4.24, Ф), изготовляются с ниппельной наружной присоединительной резьбой, а бурильные головки для колонковых снарядов с несъемным керноприемником (рис. 4.24, ¦) — с муфтовой внутренней резьбой.

Бурильные головки ИСМ (рис. 4.25), вооруженные вставками со сверхтвердым материалом славутич, выпускаются в

Рис. 4.23. Алмазные бурильные головки основных разновидностей:

Ф - С20; ¦ - С23; , - С22

настоящее время одной и той же разновидности и одного типа МС (для бурения с отбором керна в среднемягких породах).

Рис. 4.25. Бурильная головка ИСМ

Рис. 4.24. Отечественные алмазные бурильные головки:

t — для колонковых снарядов со съемным керноприемником; • —

для снарядов с несъемным керноприемником; D — номинальный наружный диаметр бурильной головки; d — диаметр кернообразующего отверстия

Эти бурильные головки армируют вставками 1 со славути-чем по наружной рабочей поверхости шести лопастевидных рабочих органов 3, составляющих единое целое с продолговатым полым корпусом 2, а также по внутренней центральной части, формирующей керн.

4.9. КЕРНОПРИЕМНЫЙ ИНСТРУМЕНТ

Керноприемным или колонковым инструментом (керноприемными устройствами) принято называть инструмент, обеспечивающий прием, отрыв от массива горной породы и сохранение керна в процессе бурения и во время транспортирования по скважине вплоть до извлечения его на поверхность.

Во избежание получения искаженных или вовсе неверных геологических, химических и иных данных о буримых породах нередко необходимо применять такие керноприемные устройства, которые обеспечивают не только высокий вынос керна (в %), но и ненарушенную структуру породы, защищают керн от промывочной жидкости, производят на него минимальное разрушающее воздействие и т.п.

По принципу работы и конструктивным особенностям керноприемные устройства распределяются на следующие разновидности: Р1, Р2 — для роторного бурения соответственно со съемным (извлекаемым по бурильным трубам) и с несъемным керноприемниками; Т1, Т2 — для турбинного бурения соответственно со съемным и несъемным керноприемниками.

Современные керноприемные устройства выпускаются трех типов и предназначены для отбора керна из массива плотных пород; в трещиноватых, перемятых или перемежающихся по плотности и твердости породах; в сыпучих породах, легко разрушаемых и размываемых буровым раствором.

Керноприемные устройства первого типа выполняются в виде двойного колонкового снаряда с керноприемником (грунтоноской), изолированным от потока бурового раствора и вращающимся вместе с корпусом снаряда. К устройствам этого типа относится колонковый снарЁХ "Недра" (рис. 4.26, t).

Устройства второго типа изготовляют с невращающимся керноприемником, подвешенным на одном или нескольких подшипниках, и с надежными кернорвателями и кернодер-жателями. К устройствам этого типа относятся керноотборный снарЕд СК164/80 (рис. 4.25, •), КК, К и др.

Устройство третьего типа должно обеспечивать полную герметизацию керна и перекрытие керноприемного отверстия в конце бурения. К таким устройствам относится снаряд с эластичным керноприемником.

Керноприемные устройства разновидности Р2 изготовляют всех трех типов, а остальные разновидности — одного-двух типов.

В России в настоящее время изготовляют серийно керноприемные устройства разновидностей Р2, Т1 и Т2 (ГОСТ 21949 — 76 предусматривает выпуск устройств только Р1, Т1 и Т2). Разновидность Р2 выпускают двух типов.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011

п	\\			П
—ч,		г X	-11—tesJ-

Рис. 4.26. Керноприемные устройства:

t — снаряд "Недра" КД11М-190/80; • - СК164/80

Керноприемное устройство Р2 первого типа производится в единственной модификации — в виде снаряда "Недра" одной модели КД11М-190/80 — для отбора керна диаметром 80 мм.

Колонковый снаряд "Недра" (разработан во ВНИИБТ) состоит из двух, трех секций или более длиной по 5 м. В его состав входит корпус 1 (см. рис. 4.26, ?), верхний 10 и нижний 11 переводники и грунтоноска 4, собранная, как и корпус, из нескольких секций, соединенных муфтой-центратором 2. В последней смонтирован кернодержатель 6, а в нижней части грунтоноски — комплект кернорвателей 12. Верхняя часть грунтоноски включает узел подвески с винтом 7, гайкой 8 и фиксатором 9 и обратный клапан, состоящий из сменного гнезда-седла 3 и шара 5.

Снаряд "Недра" благодаря теоретически неограниченному количеству секций позволяет отобрать керн большой длины, зависящий от стойкости бурильных головок. В комплект этого снаряда включают обычно бурильные головки серий 6ВК, 20НК, 21ВК, 25НК, 17ВК и др.

Керноприемные инструменты той же разновидности второго типа выполняются двух модификаций: СК и СКУ.

Инструмент СК (снаряд керноотборочный) изготовляется модели СК164/80 (Павловский машиностроительный завод им. Мясникова), т.е. с наружным диаметром корпуса 164 мм и диаметром керноприемного отверстия 80 мм. Этот снаряд состоит из верхнего 1 и нижнего 9 переводников (см. рис. 4.26, ), контрвтулки 2, радиально-упорного шарикового

подшипника 3, головки 4, полого шпинделя 5, обратного клапана 6, керноприемника 7 (грунтоноски), трубчатого корпуса 8, башмака 10 и цангового кернорвателя 11. При отборе керна в мягких породах цанговый кернорватель заменяется лепестковым. Шариковый подшипник 3 обеспечивает свободное вращение головки 4 и корпуса 8 относительно шпинделя 5 и навинченного на этот шпиндель почти не вращающегося в процессе бурения керноприемника 7. Шарик обратного клапана 6 забрасывается в снаряд по бурильным трубам после промывки непосредственно перед бурением. Он закрывает полость керноприемника 7 от попадания в нее бурового раствора.

Снаряд СК выпускается двухсекционным длиной 17 500 мм. Он может быть изготовлен с одной или тремя секциями. Используется с алмазными бурильными головками диаметром 188, 212, 241 или 267 мм. Этот снаряд должен постепенно заменяться унифицированным снарядом КД11М-190/80.

Инструмент модификации СКУ конструктивно представляет собой видоизмененный снаряд "Недра". Серийно выпускается керноприемный инструмент разновидности Т1 (КТД3 и КТД4С) четырех моделей: КТД3-240, КТД4С-240, КТД4С-195 и КТД4С-172.

Инструмент КТД3-240 выпускается односекционным и применяется с бурильными головками серии 1ВК наружным диаметром 269 или 295 мм для керна диаметром 48 мм; КТД4С-240 — трехсекционным (две секции и один колонковый шпиндель), применяется с бурильными головками серии 2ВК диаметром 269,9 или 295,3 мм для керна диаметром 60 мм.

Инструмент КТД4С-195 — четырехсекционный (три секции и один шпиндель), применяется с бурильными головками серии 2ВК диаметром 190 или 187,3 мм под керн диаметром 40 мм.

Шифр КТД означает "колонковое турбинное долото", однако в действительности КТД3 и КТД4 представляют собой видоизмененный секционный (с полым валом) турбобур, т.е. этот инструмент относится к гидравлическим забойным двигателям.

Для бурения с несъемной грунтоноской во ВНИИБТ был разработан и изготовляется колонковый шпиндель (ШУК172), присоединяемый к нижней секции турбобура. Он представляет собой отдельную часть турбобура.

При турбинном бурении формирование и сохранение керна крайне затруднены, его диаметр мал и его вынос (по отношению к величине проходки за рейс) уменьшается до 30 — 20 % и менее. Поэтому для отбора керна, особенно на один, два или три рейса, обычно временно переходят на роторный способ бурения.

4.10. РАСШИРИТЕЛИ

Расширители ствола скважин, как и другой технологический инструмент, по принципу действия и особенностям работы во многом отличаются от бурильного инструмента.

Так, расширитель разрушает массив горных пород, уже ослабленный бурением расширяемой скважины. В этом массиве развиты зоны предразрушения, трещины, кливаж, вскрыты поверхности. В то же время расширение скважины обычно сопряжено с отсутствием экранирующего реактивного воздействия в центральной зоне забоя скважины, с затуханием нисходящих потоков бурового раствора, уменьшением опорных поверхностей расширяющего инструмента и ухудшением его прочностной характеристики.

В России расширители с успехом применяют как для последовательного расширения уже пробуренного ствола скважины, так и для бурения с одновременным расширением скважины.

Во многих случаях более выгодно бурить ствол диаметром 190,5 — 293,5 мм (вместо 445 мм) с расширением его до требуемого диаметра.

По виду, конструктивному и технологическому выполнению расширители весьма разнообразны.

Расширители можно классифицировать по виду, форме их рабочих органов (лопастные, шарошечные и др.), способу крепления рабочих органов (жесткозакрепленные разборные и раздвижные), числу этих органов, типу их вооружения и другим отличительным особенностям. Для такой классификации можно применить схему, использованную при систематизации буровых долот.

Применяют два вида расширителей: шарошечные и лопастные (преимущественно в мягких породах). В связи с увеличением числа глубоких и сверхглубоких скважин, усложнением конструкций скважин, увеличением их начального диаметра и диаметра кондуктора ассортимент расширителей, особенно шарошечных, неуклонно увеличивается. Известны также ступенчатые, двух- и многоярусные расширители.

Для расширения ствола скважины под башмаком обсадной колонны и в других случаях используют раздвижные расширители. Организовано серийное производство трехшарошечных расширителей-калибраторов одного типа РШ, семи размеров, диаметром 243 — 490 мм для нефтяных и газовых скважин.

4.11. КАЛИБРУЮЩЕ-ЦЕНТРИРУЮЩИЙ

ИНСТРУМЕНТ

Калибрующе-центрирующий инструмент, в отличие от рассмотренных выше долот, бурильных головок и расширителей, в процессе своей работы совсем не разрушает горные породы либо разрушает их в небольшом объеме на небольшую глубину (по радиусу скважины) и на относительно небольших (по длине) участках ствола скважины. Это разрушение пород обычно приводит к выравниванию стенок скважины, частичному расширению и калиброванию отдельных участков ствола.

В последнее время предлагают разделить рассматриваемый инструмент на три группы: калибраторы, центраторы и стабилизаторы.

Калибратор — это инструмент, выполняющий как центрирующие, так и калибрующие функции, т.е. предназначенный для расширения и калибрования участков ствола скважины по диаметру долота, а также для центрирования и улучшения условий работы долота и стабилизации направления оси скважины. Этот инструмент рекомендуется устанавливать непосредственно над долотом или между секциями УБТ.

Центратор — это инструмент, предназначенный для центрирования нижней части бурильной колонны. Он устанавливается на корпусе забойного двигателя либо в колонне бурильных труб. Во втором случае он называется колонным. Длина центратора должна быть порядка одного-двух диаметров долота.

Стабилизатор служит для направления ствола скважины и центрирования бурильной колонны.

Диаметр всех указанных инструментов должен быть равен диаметру применяемого долота. Но в последнее время на корпусе забойного двигателя предлагается устанавливать центратор меньшего диаметра (на 2—14 мм меньше диаметра долота).

По конструкции инструменты трех названных групп, по существу, между собой не различаются. Гораздо более значительные различия отмечаются по видам, типам и модификациям одноименного инструмента. Функции калибраторов, центраторов и стабилизаторов в основном одни и те же.

Можно выделить следующие основные виды калибрующего инструмента: трубный, планочный или ребристый плашеч-ный, спиральный лопастной и роликовый. Раньше изготовляли также крыльчатые лопастные стабилизаторы с прямыми радиальными лопастными органами. По аналогии с ними иногда неправильно называют лопастным планочный калиб-рующе-центрирующий инструмент, у которого рабочие органы трудно назвать лопастями, так как они выступают над телом корпуса на небольшое расстояние и выполняются без заострения.

Калибрующе-центрирующий инструмент (преимущественно под названием калибратор) изготовляют двух видов: планочный и спиральный.

Планочные калибраторы армируют синтетическими алмазами, славутичем или твердым сплавом. В первом случае калибраторы выпускаются одной серии (ИТС), одного типа (С), двух модификаций (С2 и С3), трех моделей: СТС188С3, СТС212С3 и СТС292С2. Они применяются вместе с алмазными долотами.

В модификации С2 рабочие органы-планки приваривают к корпусу калибратора, а в модификации С3 — выфрезеровы-вают на сменной муфте. Торцовые (нижний и верхний) участки рабочей поверхности каждого рабочего органа армируют синтетическими алмазами.

В модификации С2 рабочие органы-планки приваривают к корпусу калибратора, а в модификации С3 — их выфрезеро-вывают на сменной муфте. Торцовые (нижний и верхний) участки рабочей поверхности каждого рабочего органа армируют синтетическими алмазами марки СВС-П, а средний участок — мелкими твердосплавными вставками с плоской рабочей головкой.

Планочные калибраторы, оснащенные славутичем, выполняются двух моделей: ИСМ188К и ИСМ212К. Они применяются при бурении с долотами ИСМ.

Разработанные Азинмашем стабилизаторы, иначе названные расширителями-калибраторами РЗЛ, выпускаются двух моделей: РЗЛ-269 (наружный диаметр 169 мм) и РЗЛ-394 (диаметр 394 мм).

Спиральные (лопастные) калибраторы изготовляют двух типов (СТ и СТК), трех модификаций (5КС, 10КС и 11КС). Они применяются в основном с шарошечными долотами.

Калибраторы 5КС выпускают трех моделей: 5КС212,7СТ; 5КС214СТ и 5КС215,9СТ.

Калибраторы 10КС имеют примерно такую же конструкцию, как и калибраторы 5КС, но их три спиральных рабочих органа армируют не твердосплавными вставками, а вставками со славутичем. Калибраторы 10КС выпускаются двух моделей: 1ЛКС190,5СТК и 10КС215,9СТК, т.е. типа СТК диаметрами 190,5 и 215,9 мм. Все они характеризуются тем, что их рабочие органы составляют единое целое с корпусом калибратора.

Калибраторы модификации 11 КС отличаются от калибраторов 10КС тем, что изготовляются со сменной муфтой. Выпускают одну модель этих калибраторов — 11КС295,3СТК.

4.12. ПОДХОД К ВЫБОРУ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ ДЛЯ КОНКРЕТНЫХ УСЛОВИЙ БУРЕНИЯ

Характер взаимодействия зубьев шарошки с забоем и специфика разрушения горных пород на забое зависят от размеров и плотности размещения зубьев в венце, а также от конфигурации шарошек и взаимного расположения их осей. При перекатывании шарошки по забою в контакт с породой попеременно вступают зубья шарошки. В общем случае возможны два варианта контакта зубьев с породой на забое: долото опирается либо на один, либо на два зубца.

В результате перекатывания шарошки по забою возникают ударные нагрузки.

Особенность кинематики работы шарошки состоит в том, что каждая шарошка участвует в сложном вращательном движении: относительном движении вокруг собственной оси и переносном вращательном движении вокруг оси долота (рис. 4.27). В результате сложения двух вращательных движений в каждый момент времени шарошка совершает вращение вокруг некоторой мгновенной оси с частотой ш_а.

Если мгновенная ось вращения шарошки проходит через линию контакта описанного конуса с поверхностью забоя (см. рис. 4.27, t), то взаимодействие зубцов с забоем происходит без их относительного смещения. Если известна угловая скорость вращения долота ш_д, то угловая скорость вращения шарошки вокруг своей оси ш_ш = ш_дАт(а/2) или ш _ш = nn/30sin(a/2), где а — угол при вершине шарошки; n — частота вращения долота, мин^-1.

Если мгновенная ось пересекается с линией контакта шарошки с забоем (см. рис. 4.27, ¦), то при вращении шарошки зубцы, удаленные от точки А, будут проскальзывать по забою, производя скол. Скольжение зубцов шарошечного долота оценивается коэффициентом скольжения к_ск, который равен отношению суммарной площади S_K, описываемой зубцами долота за один его оборот при их проскальзывании по забою, к площади забоя. Коэффициент скольжения к_ск может изменяться от 0 до 0,15. Увеличение коэффициента скольжения достигается использованием многоконусных шарошек со смещением их осей относительно оси долота.

Таким образом, в зависимости от приведенных выше конструктивных особенностей шарошечное долото может быть отнесено к породоразрушающему инструменту дробяще-скалывающего или дробящего действия. В мягких породах применяют шарошечные долота с высокими коэффициентами скольжения, добиваясь тем самым усиления скалывающего действия зубцов. В твердых и особенно в абразивных породах шарошечные долота должны работать без скольжения. Эти долота оснащаются шарошками, представляющими собой правильный конус, вершина которого лежит на оси долота. Коэффициент скольжения такого долота теоретически равен нулю.

Механизм работы шарошечного долота на забое скважины осложняется тем, что на поверхности забоя остаются следы предшествующего воздействия зубцов в виде так называемой рейки. В некоторых случаях могут образовываться также "воротники" — участки неразрушенной породы, расположенные концентрическими кругами.

Важная особенность, которая отличает шарошечные долота от лопастных, — та, что с забоем одновременно взаимодействует лишь небольшая часть зубцов. Отношение суммы длин зубцов, выделенных по одной образующей на каждой шарошке, к радиусу долота называется коэффициентом перекрытия к_п. В мягких породах применяют долота с коэффициентом перекрытия к_п = 1,1, в породах средней твердости кп = 1,4.

Ресурс работы долота определяется не только износом вооружения, но также и износостойкостью опоры шарошки. Опора шарошки — весьма уязвимый узел и нередко именно ее недостаточный ресурс ограничивает продолжительность работы долота на забое.

Опора шарошки включает несколько подшипников, один из которых шариковый, служащий для закрепления шарошки на цапфе и называемый замковым, остальные подшипники качения (шариковые или роликовые) или скольжения. После создания герметизированных маслозаполненных опор, обеспечивающих благоприятные условия работы подшипников, долговечность долота удалось повысить в несколько раз.

Под шифрами ГНУ и ГАУ разработаны две серии долот с герметизированной опорой. Долота серии ГНУ предназначены для роторного бурения и бурения с тихоходными забойными двигателями. В опоре долота серии ГНУ размещаются (от торца шарошки) роликовый подшипник, шариковый "замковый" подшипник и подшипник скольжения. У торца цапфы имеется упорный осевой подшипник скольжения, второй осевой подшипник скольжения введен у внутреннего бурта замкового подшипника.

В опоре долот серии ГАУ роликовый подшипник качения заменен подшипником скольжения. Герметизация опоры имеет упрощенную конструкцию. Наибольшую трудность в изготовлении долот серии ГАУ представляет отыскание материалов для подшипника скольжения и обеспечение высокой точности его размеров.

По расположению и конфигурации промывочных каналов различают долота с центральным промывочным каналом и гидромониторные долота с периферийными каналами. У долот с центральным каналом (цилиндрическим или щелевидным) поток промывочной жидкости направляется на шарошки, омывает их и затем попадает на забой.

Гидромониторные долота имеют каналы, в конце которых установлены сменные металлокерамические или твердосплавные насадки. Наиболее часто используют металлокерамические насадки с коноидальным или коническим каналом. Они предназначены для создания направленного потока, который по выходе из долота со скоростью выше 80 м/с устремляется прямо на забой.

Поскольку шарошечными долотами успешно разбуривают практически все породы — от самых мягких до особо крепких, в соответствии с ГОСТ 20692 — 75 для обеспечения высоких показателей бурения в породах с различными физикомеханическими свойствами применяется широкая гамма долот. Они выпускаются под шифрами М, М3, МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К, ОК (табл. 4.2)

В условном обозначении долота, кроме шифра области применения, указывают число шарошек, номинальный диаметр долота (мм), конструкцию промывочных каналов и

Общая характеристика горной породы	Характеристика механических свойств	Шифр долота	Исполнение вооружения шарошки
Мягкие породы	Неабразивные рыхлые, пластичные (слабые супеси, наносы, пластичные глины, мягкие известняки и т.д.)	М	С фрезерованными зубьями
Мягкие породы	Абразивные слабосцемен-тированные (слабые песчаники, суглинки, мергели и т.п.)	М3	Со вставными зубками
Мягкие породы с пропластками пород средней твердости	Неабразивные породы (каменная соль с пропластками ангидритов, тонко переслаивающиеся глины с пропластками слабых песчаников и т.п.)	МС	С фрезерованными зубьями
Мягкие породы с пропластками пород средней твердости	Абразивные слабосцемен-тированные породы (с пропластками песчаников, сланцы мягкие с пропластками сланцев средней твердости и т.п.)	МС3	Со втавными зубками
Породы средней твердости	Неабразивные пластичные и хрупко-пластичные породы (известняки средней твердости, слабые доломиты, плотные глины и т.п.)	с	С фрезерованными зубьями
Породы средней твердости	Абразивные породы средней твердости (песчаники, алевролиты и т.п.)	С3	Со вставными зубками
Породы средней твердости с пропластками твердых	Неабразивные хрупкопластичные породы средней твердости с пропластками твердых (переслаивающиеся известняки, гипсы, доломиты, аргиллиты и т.п.)	СТ	С фрезерованными зубьями
Твердые	Неабразивные твердые породы (аргиллиты, доломиты, твердые известняки и т.п.)	т	С фрезерованными зубьями
Твердые	Абразивные твердые породы (крепкие песчаники, окварцованные известняки, доломиты и т.п.)	Т3	Со вставными зубками
Твердые с пропластками крепких	Неабразивные твердые породы с пропластками крепких (переслаивающиеся твердые известняки, доломиты, ангидриты и т.п.)	тк	С комбинированным вооружением (фрезерованные и вставные зубья)

Общая характеристика горной породы	Характеристика механических свойств	Шифр долота	Исполнение вооружения шарошки
	Абразивные твердые породы с пропластками крепких (мелкозернистые песчаники, окремнелые аргиллиты и т.п.)	ТКЗ	Со вставными зубками
Крепкие	Крепкие породы (окремнелые разности известняков, доломитов, кварциты, изверженные крепкие породы)	К	Со вставными зубками
Очень крепкие	Скальные магматические породы (граниты, гнейсы, диабазы и т.п.)	ОК	Со вставными зубками

опор шарошек. Центральная промывка обозначается буквой "Ц", гидромониторная — "Г".

У долот типов М, МС и С оси шарошек смещены, что позволяет повысить коэффициент скольжения. Долота типов СТ, Т, ТК, К, ОК имеют шарошки с несмещенными осями. Шарошки у долот типов М, МС и С — самоочищающиеся, т.е. венцы зубцов одной шарошки проходят между венцами соседней. Шарошки для долот ТК (частично), К и ОК заправляются резцами из твердых сплавов (штыри) клиновидной или полусферической формы. Все долота, имеющие в шифре букву "З" и предназначенные для бурения в абразивных породах, имеют шарошки, оснащенные твердосплавными резцами клинообразной формы.

4 ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА

НЕФТЕЙ И ИХ ПОДГОТОВКА К ТРУБОПРОВОДНОМУ Г Л А В А ТРАНСПОРТУ

4.1. СОСТАВ НЕФТЕЙ И ИХ КЛАССИФИКАЦИЯ

Нефти представляют собой химически сложные многокомпонентные смеси углеводородных и неуглеводородных соединений состоящих в основном, из метановых (С_лИ_2л+2), нафтеновых (С_лИ_2л) и ароматических (С_лИ_2л-2) углеводородов, содержащих от 5 до 17 атомов углерода. Главными элементами состава всех нефтей являются углерод ( 83,5 — 87 %) и водород (11,5 — 14 %). Среди других компонентов присутствует сера (1—6 %), азот (0,001—0,3 %), кислород (0,1— 1,0 %), в высокосмолистых нефтях кислород от 2 до

3 %. В очень малых количествах в нефтях присутствуют металлы, главным образом ванадий, никель, железо, магний, хром, титан, кобальт, калий, кальций, натрий, фосфор, кремний и др. В нефтях могут быть растворены различные количества углеводородных газов и газы неорганического происхождения: сероводород (H₂S), углекислота (С0₂), азот (N₂), гелий (Не) и др.

В зависимости от преимущественного содержания в нефти одного или нескольких классов углеводородов она может называться парафиновой, парафино-нафтеновой, нафтеновой, нафтено-ароматической и ароматической. Физические свойства и качественные характеристики нефтей зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их групп.

Физические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием высоких давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать 400 нм³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ влияет на плотность и вязкость нефти, увеличивает сжимаемость, а при снижении давления на ее объем. Физические свойства нефти в пластовых условиях необходимо знать при составлении планов и схем разработки месторождения, подсчете запасов нефти, выборе технологии и техники извлечения нефти из пласта, а также оборудования для сбора нефти на промыслах.

При разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений из скважины поступает многофазная система, содержащая нефть, газ, воду и механические примеси (песок и другие взвеси). Соотношение фаз может меняться в процессе разработки месторождения или его отдельного пласта. На начальном этапе содержание воды может быть низким или отсутствовать полностью, а в конце разработки обводненность нефти достигает 70 — 80 %. Пластовая вода и механические примеси являются балластом, транспортирование которых по магистральным нефтепроводам экономически невыгодно. Содержание воды в нефти, поставляемой для транспортировки по магистральным нефтепроводам в железнодорожных цистернах и нефтеналивных судах, ограничивается 0,5 и 1,0 % в зависимости от группы нефти. При движении нефти по скважине происходит перемешивание ее с водой и механическими примесями с образованием различных эмульсий и суспензий. Нефтяные эмульсии типа "вода в нефти" нельзя разделить простым отстаиванием и визуально установить присутствие воды.

В пластовых водах растворены различные соли (хлориды, бикарбонаты натрия, кальция, магния, реже карбонаты и сульфаты). Содержание в этих водах минеральных веществ колеблется в широких пределах. Вместе с водой в нефть попадают и минеральные соли. Растворенные в пластовой воде хлористые соли при повышенной температуре гидролизуются с выделением соляной кислоты, а разбавленные кислоты легко реагируют с железом. Особенно опасное развитие получает процесс коррозии при переработке сернистых нефтей, так как при этом сероводород и соляная кислота действуют на металл совместно. Поэтому для снижения коррозии нефтеперегонной аппаратуры и внутренней поверхности магистральных трубопроводов, на промыслах необходимо производить обессоливание нефти.

Нефть, поставляемая на нефтеперерабатывающие предприятия и экспорт, должна удовлетворять специальным показателям, для достижения которых на промысле она проходит подготовку, включающую: отделение газа; обезвоживание и очистку от механических примесей; разбивку стойких нефтяных эмульсий — деэмульсацию; обессоливание и стабилизацию. В зависимости от степени подготовки ГОСТ 9965 — 76 устанавливает I, II и III группы нефтей, поставляемых на нефтеперерабатывающие предприятия для переработки (табл. 4.1).

По содержанию серы нефти подразделяются на три класса: 1 класс — малосернистые нефти с содержанием серы не более 0,6 %; 2 класс — сернистые нефти с содержанием серы от 0,61 до 1,80 % и 3 класс — высокосернистые нефти с содержанием серы более 1,8 %.

На промысле первичная характеристика нефти определяется по ее плотности. В зависимости от плотности нефти при 20 °С их подразделяют на три типа 1 тип — легкая с плотностью не более 850 кг/м³; 2 тип — средняя с плотностью от 851 до 885 кг/м³; 3 тип — тяжелая с плотностью более 885 кг/м³. Наиболее ценными являются легкие нефти, содержащие больше бензиновых и масляных фракций.

При поставке нефти на экспорт ее цена зависит от физико-химических свойств, которые определяют возможность получения широкого ассортимента продуктов, на выход которых влияют фракционный состав, содержание серы и твердых парафинов. Нефть также может являться сырьем для получения тяжелых металлов, например, ванадия, используемого в качестве легирующей добавки при производстве стали и чугуна.

Фракционный состав нефти показывает содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах. Его определяют стандартным методом по ГОСТ 2177 — 82 по результатам лабораторных испытаний путем разгонки, основанной на том, что каждый индивидуальный углеводород имеет собственную температуру кипения. Легкие углеводороды кипят при низких температурах, а тя-

Т а б л и ц а 4.1

Нормы подготовки нефти

Показатель	Норма для группы			Метод испытания
Показатель	I	II	III	Метод испытания
Массовая доля воды, %, не бо	0,5	1,0	1,0	ГОСТ 2477-65
лее
Массовая доля механичес		0,05		ГОСТ 6370-83
ких примесей, %, не более
Концентрация хлористых со	100	300	900	ГОСТ 21534-76
лей, мг/дм³, не более
Давление насыщенных паров,	66,7(5000)			ГОСТ 1756-62
кПа (мм рт. ст.), не более

желые — при высоких, более 300 °С. Например, нормальный пентан С₅Н₁₂ имеет температуру кипения при атмосферном давлении минус 36,2 °С, а нормальный декан С₁₀Н₂₂ — минус 174,1 °С.

По физико-химическим свойствам нефть, поставляемая для экспорта по ТУ 39-1623 — 93, подразделяют на четыре типа (табл. 4.2), а степень ее подготовки должна соответствовать нормам, (см. табл. 4.1) с учетом более жестких требований к содержанию воды и хлористых солей. Нефти 1 и 2 типов должны сдаваться с массовой долей воды не более 1,0 % и концентрацией хлористых солей не более 100 мг/дм³. Если нефть по ряду показателей соответствует более высокому типу или группе, а хотя бы по одному более низкому типу или группе, то нефть следует относить к более низкому типу или группе.

Условное обозначение нефтей по ГОСТ 9965 — 76 состоит из трех цифр, соответствующих классу, типу и группе.

Пример. Нефть Самотлорского месторождения с массовым содержанием серы 0,96 % (класс 2), плотностью 842,6 кг/м³ (тип 1), концентрацией хлористых солей 72 мг/л и массовой долей воды 0,3 % (группа [) обозначают 2.1.1.

На отдельные нефти, обладающие уникальным физикохимическим составом, разрабатываются дополнительные

Т а б л и ц а 4.2

Требования к физико-химическим свойствам нефти,

поставляемой для экспорта при отнесении ее к соответствующему типу по ТУ 39-1623-93

Показатель	Норма для типа				Метод
	I	II	III	IV	испытания
Плотность при 20 °С, кг/м³, не более Выход фракций, % по объему, не менее, при температуре, °С:	850	870	890	895	ГОСТ 3900-85
до 200	25	21	21	19	ГОСТ 2177-82
до 300	45	43	41	35
до 350	55	53	50	48
Массовая доля серы, %, не более	0,6	1,8	2,5	3,5	ГОСТ 1437-75
Массовая доля парафина, %, не более	6	6	6	*	ГОСТ 6370-83
Концентрация тяжелых ме	Определение производится				ГОСТ 10364-90
таллов (ванадия, никеля и др.), мг/л, не более * Не нормируется.	по требованию потребителя

технические условия. К таким нефтям относятся: тенгизская, содержащая сероводород и меркаптаны; нефть для дорожных работ и др.

4.2. ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ТРАНСПОРТУ

Промысловая подготовка нефти необходима не только для обеспечения определенных показателей качества сырья для переработки на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях, но и для создания таких условий при которых влияние вредных компонентов в нефти не будет оказывать серьезного отрицательного влияния на срок службы магистральных нефтепроводов.

Процесс сбора и подготовки нефти начинается непосредственно после ее прохождения фонтанной арматуры скважины на нефтесборных установках, включающих автоматизированную групповую замерную установку, одну или две ступени сепарации и резервуары для сбора нефти, а заканчивается на установках комплексной подготовки нефти (УКПН), составляющих вместе с промысловыми трубопроводами единую технологическую систему.

Системы сбора нефти на промыслах могут быть самотечные (нефть поступает в сборные резервуары самотеком, а газ выделяющийся из нефти подается компрессором на газоперерабатывающий завод) и напорные, позволяющие транспортировать газонефтяные смеси при помощи насосов на расстояния 7—10 км.

Отделение газа от нефти осуществляют в сепараторах, в которых может происходить и частичное отделение воды. По конструкции сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные, а по принципу действия — гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др. На рис. 4.1 показана конструкция горизонтального гравитационного газонефтяного сепаратора. Газонефтяная смесь поступает через патрубок 10 и распределительное устройство 9 на наклонные полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости 1. При движении нефти по полкам происходит выделение растворенного газа. Пузырьки выделившегося газа образуют "пену", которая разрушается в пе-ногасителе 3. Во влагоотделителе 5 газ очищается от капель нефти и через штуцер 4 отводится из аппарата.

Для повышения эффективности процесса отделения газа от нефти в гидроциклонных сепараторах используют эффект

I ⁷

Рис. 4.1. Горизонтальный гравитационный газонефтяной сепаратор:

1 - технологическая емкость; 2 - наклонные полки; 3 - пеногаситель; 4 -штуцер для выхода газа; 5 - влагоотделитель; 6 - устройство для предот

вращения образования воронки; 7 - выход нефти; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10 - патрубок ввода газонефтяной смеси

центробежной силы. За счет тангенциального ввода газонефтяной смеси в сепаратор она приобретает вращательное движение и под действием центробежной силы нефть прижимается к стенкам, а выделившейся и очищенный от капель нефти газ движется в центре аппарата.

Процесс получения товарной нефти включает ее обезвоживание обессоливание и стабилизацию.

Обезвоживание нефти заключается в разрушении водонефтяных эмульсий (механической смеси нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии нефти и воды). Для разрушения водонефтяных эмульсий применяют: гравитационное разделение (осуществляется в резервуарах - отстойниках при высоком содержании воды); внутритрубную деэмульсацию (добавление специальных веществ, разрушающих экранирующую оболочку на поверхности капель воды и препятствующую слипанию капель нефти при столкновении); термические и термохимические воздействия (нагрев нефти перед отстаиванием с возможным добавлением деэмульгаторов); электровоздействия (поляризация капель воды, способствующая их объединению); фильтрацию (для разрушения нестойких эмульсий) и центрифугова-ние (разделение в поле центробежных сил).

Обессоливание нефти - удаление минеральных солей путем смешения предварительно обезвоженной нефти с пресной водой с последующим повторным обезвоживанием.

Стабилизация нефти - отделение легких фракций (пропан-бутанов и части бензиновых) для снижения потерь при транспортировке по магистральным трубопроводам и хранении в резервуарах. Стабилизация нефти осуществляется методами горячей сепарации или ректификации.

УКПН включают сепараторы, мерники (при самотечной системе сбора нефти) или расходомеры (при напорной системе сбора), резервуары-отстойники, технологические трубопроводы, насосное и компрессорное оборудование. На рис. 4.2 изображена принципиальная технологическая схема установки комплексной теплохимической подготовки нефти, включающая процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации.

Нефть из скважины после групповых замерных установок подается по коллектору в концевую совмещенную сепараци-онную установку (КССУ) 1, в которую поступает горячая вода из отстойника 4, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора в КССУ происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подается в нефтеловушки, а выделившийся газ поступает на газобензиновый завод (ГБЗ). Нефть из КССУ вместе с оставшейся водой насосом 2 подается в пароподогреватели 3, затем нагретая нефть поступает в отстойник 4 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 4 направляется на смешение с горячей обескислороженной пресной водой. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 5, где доводится до требуемой концентрации по содержанию солей. После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника 5 на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор 6, а если содержание воды и солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор 6, подается прямо в вакуумный сепаратор 7. Вакуумные компрессоры 10 забирают из гидроциклонного сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 8 и гидроциклонного сепаратора 9 выделяется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора 9 отправляется на газобензиновый завод, а газ поступает на специальные установки для полной деэтанизации. Перед пароподогревателем 3 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также может вводиться вместе с подачей пресной воды перед отстойником 5. Данной

ёЁЙ. 4.2. 1А01бхЁ1Ё~АЙ1аи ШШД* ОЙ бЛА,бЁЁ,*1Ёо, б-АЙШЁ^Шо Ё бСФ-Ё1ЁА*~ЁЁ 1АиЙЁ:

1 — КССУ; 2 — сырьевой насос; 3 — пароподогреватель; 4, 5 — отстойники; 6 — электродегидратор; 7 — вакуумный сепаратор; 8 — холодильник; 9 — гидроциклонный сепаратор; 10 — вакуумный компрессор; 11 — резервуар товарной нефти; 12 — установка учета нефти; I — нефть с пластовой водой и остатками газа; II — газ на газобензиновый завод; III — сухой газ; IV — сжиженный газ; V — газовый бензин; VI — вода и механические примеси на нефтеловушку; VII — деэмульгатор; VIII — горячая, частично обезвоженная вода; IX — пресная, обескислороженная вода; X — газовый кон-д§нсат на ГБЗ; XI — товарная нефть

системой предусмотрена очистка сточных вод с последующей подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.

4.3. ПРИЕМ (СДАЧА) НЕФТИ

ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ

ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ НЕФТЕПРОВОДАМ

Прием (сдача) нефти для транспортировки по магистральным нефтепроводам осуществляется партиями. Каждая партия нефти, сдаваемая грузоотправителем для транспортировки, должна соответствовать требованиям к качеству, установленному ГОСТом и ТУ. Нефть не должна содержать свободного газа, что контролируется с помощью средств измерений на приемосдаточных пунктах (ПСП). На ПСП проводятся следующие операции: измерение объема и массы (брутто) нефти; измерение температуры и давления нефти; определение плотности нефти; определение содержания в нефти воды, хлористых солей, механических примесей, измерение массы (нетто); определение содержания серы; измерение кинематической вязкости нефти; определение давления насыщенных паров.

Показатели качества нефти условно можно разделить на зависящие от промышленности (степень подготовки, харак-

Т а б л и ц а 4.3

Паспорт на смесь нефти (пример)

Показатель

Данные

Место проведения измерений ^Дата

Узел учета

Дата и время отбора пробы Температура нефти при отборе пробы, °С

Плотность нефти при температуре сдаваемой нефти и 20 °С Содержание хлористых солей, мг/л³ (%) Содержание воды, %

Содержание механических примесей, % Суммарное содержание балласта, % Содержание серы, %

Давление насыщенных паров, кПа Паспорт прилагается к акту №

Группа нефти по ГОСТ 9965 — 76 Представитель "Поставщика" Представитель "Покупателя"

Лаборатория НПС "Н52" 8 июля 2001 г.

№ 917 8 июля 2001 г.

0,8870 и 0,8847 т/м³

95,00 (0,0107)

0,19

0,010

0,211

2,430

231

189 от 8 июля 2001 г.

Петров

Сидоров

теризующаяся обезвоживанием, обессоливанием, сепарацией или стабилизацией нефти) и не зависящие от требований промышленности, обеспеченные только природными характеристиками и свойствами: плотность, физико-химический состав, содержание серы, парафина, сероводорода, механических примесей, потенциальный отбор прямогонных фракций — бензиновых (начало кипения — 180 °С), керосиновых (180 — 240 °С), дизельных (240 — 350 °С), потенциальный выход базовых масел и свойства как самой нефти, так и фракций — плотность, температура застывания, октановое и це-тановое число, индекс вязкости масляных фракций, коксуемость и т.д.

При приеме нефти или смеси нефтей на НПС измеренные значения показателей качества нефти сравнивают с нормативными и при их соответствии составляется паспорт (табл. 4.3), в котором приводятся данные о физико-химических показателях нефти.

4.4. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

НЕФТЕЙ

Физико-химические свойства нефтей, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу, зависят от их состава. Основную массу нефти составляют углеводороды (более 98 %), доля других компонентов — смол, асфальтенов, солей, механических примесей, воды и др. незначительна. Количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми или ароматическими углеводородами и другими компонентами определяет свойства нефти, которые необходимо учитывать при товарно-учетных операциях (плотность, сжимаемость, коэффициент температурного расширения и др.), перекачки (вязкость, напряжение сдвига, температура застывания, теплоемкость, теплопроводность, давление насыщенных паров и др.), переработке и использовании в качестве топлива (выход фракций, температура начала кипения, молекулярная масса и др.).

Параметры режимов транспортировки нефти по трубопроводу определяются, главным образом, плотностью и вязкостью нефти, а также зависимостью этих ее характеристик от температуры и давления.

Плотность нефти — масса нефти в единице объема. При изменении температуры плотность нефти изменяется: при повышении температуры она уменьшается, при понижении температуры увеличивается. Зависимость плотности р (кг/м³) нефти от температуры T (°С) определяется формулой

Р(Т ) = р₂о[1 + 1(20 - T)],

(4.1)

в которой р₂₀ — плотность нефти при температуре 20 °С; 1 (1/°С) — коэффициент объектного расширения. Значения коэффициента 1 представлены в табл. 4.4.

Пример. Плотность нефти р₂₀ при температуре 20 °С равна 870 кг/м³. Какова плотность этой же нефти при температуре 10 °С?

Решение. Используя формулу (4.1) и табл. 4.4, получаем

р₁₀ = 870[1 + 0,000782(20—10)] а 876,8 кг/м³.

Пример. Плотность р₇ нефти при температуре 7 °С равна 875 кг/м³. Какова плотность р₁₅ этой же нефти при температуре 15 °С?

Решение. Используя формулу (4.1), запишем

^р7 = ^р20^{[ 1} + ?7^{(20
— 7)] Ё р}15 = ^р20^{[ 1} + ¹15^{(20
— 15)]}.

Исключив из этих формул плотность нефти р₂₀ при 20 °С, получим

1 + 51 j 1 + 131

1 +

ИЛИ р 15

^р 7

^р15 _ _

^р7 1 + 17(20 - 7)

₅(20 - 15)

Полагая, что значения плотности р₇ и р₁₅ принадлежат одному и тому же диапазону температурных поправок, положим 1₇ и 1₁₅ = 0,000782 (см. табл. 4.4). Тогда получим р₁₅ = 875(1 + 5-0,000782)/(1 + 13-0,000782) а 869,6. Поскольку действительно, найденная плотность не выходит за рамки выбранного диапазона температурных поправок, то р₁₅ а 869,6 кг/м³, в противном случае требовался бы пересчет с другим коэффициентом р₁₅.

При изменении давления плотность нефти также изменяется. Несмотря на то что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, изменение их плотности при изменении давления все же имеется. Плотность нефти при увеличении давления возрастает, а при уменьшении давления — убывает. Изменения плотности малы по сравнению с ее номинальным значением. Соответствующие поправки необходимо учитывать в приемосдаточных операциях, а также при расчетах волновых процессов в нефтепроводах.

Т а б л и ц а 4.4

Значения коэффициента 1 объемного расширения нефти

Плотность р, кг/м³	1 , 1/°С	Плотность р, кг/м³	1 , 1/°С
800 — 819	0,000937	900 — 919	0,000693
820 — 839	0,000882	920 — 939	0,000650
840 — 859	0,000831	940 — 959	0,000607
860 — 879	0,000782	960 — 979	0,000568
880 — 899	0,000738	980 — 999	0,000527
		1000—1020	0,000490

Зависимость плотности р (кг/м³) нефти от давления р представляется формулой

Р⁽ р⁾ = Р0^[1 + ^р(р ^- р0⁾Ь

(4.2)

в которой р₀ — плотность нефти при стандартных условиях (атмосферном давлении р₀ и температуре + 20 °С); в (1/Па) — коэффициент сжимаемости нефти, среднее значение которого составляет 0,00078 МПа^-1.

Для вычисления поправок к плотности на давление используют также модуль упругости K (Па) нефти, который равен 1/р. Тогда формула (4.2) записывается иначе:

р⁽р⁾ = Р 0 ¹ + --—

(4.3)

Среднее значения модуля K упругости нефти: K

= 1,310⁹ Па.

Пример. Плотность р₁ нефти при давлении 0,1 МПа равна 870 кг/м³. Какова ее плотность р₂ при давлении 6,0 МПа и той же самой температуре?

Решение. Используя формулу (4.2), получаем:

р₂ = 870[1 + (6,0-0,1)-10^б/(1,3-10⁹)] а 874 кг/м³.

Пример. Давление р_н в начале 140-км, участка нефтепровода D = 820 мм,

S = 10 мм составляет 6,2 МПа, а р_к в его конце — 0,2 МПа. Определить какова погрешность вычисления массы нефти (р₀ = 870 кг/м³) в трубопроводе, если не учитывать поправку на давление (среднее давление на участке принять равным 3,1 МПа; трубу считать недеформируемой).

Решение. Если не учитывать поправку на давление, то масса М₀ нефти на рассматриваемом участке нефтепровода равна:

М₀ = 3,14-0,8²/4-140000-870 а 61192320 кг.

С учетом поправки на давление плотность р нефти будет большей:

р = 870[1 + (3,1 - 0,1)-10^б/(1,3-10⁹)] а 872 кг/м³.

Поэтому масса M_t нефти в трубопроводе равна на самом деле

Mj = 3,14-0,8²/4-140000-872 а 61332992 кг,

что больше на 140,67 т, чем без учета поправки на давление. Погрешность определения массы нефти без учета поправки на давление составляет ^

0,23 %.

Примечание. На самом деле разность будет еще больше, если учесть поправку на расширяемость трубы.

В тех случаях когда одновременно отклоняются от номинальных значений и температура и давление, плотность р(р, T) нефти при давлении р и температуре T можно рассчитывать по формуле

р(р, T) = р0[1 + 1(20 - T) + (р - р0Ж

(4.4)

Пример. Рассчитать плотность нефти при давлении 3,1 МПа и температуре + 10 °С, если при 20 °С и атмосферном давлении значение ее плотности равно 875 кг/м³.

Решение. Воспользовавшись формулой (4.4), получим:

р = 870[1 + 0,000782(20 - 10) + (3,1 - 0,1)-10⁶/(1,3-10⁹)] ^ 878,8 кг/м³.

Плотномеры. Для определения плотности нефти используют специальные приборы плотномеры, называемые нефте-денсиметрами. Нефтеденсиметр — это прибор, который будучи помещенным в сосуд нефти со свободной поверхностью остается в полупогруженном состоянии, так что поверхность нефти указывает деление шкалы, соответствующее плотности жидкости. Прибор представляет собой запаянный стеклянный баллон, содержащий внутри шкалу с делениями, градуированную в единицах плотности (кгю/м³). В нижней части прибора расположен утяжелитель, подобранный таким образом, чтобы средняя плотность прибора была близка к плотности нефти. Принцип действия плотномера основан на законе Архимеда, согласно которому вес нефти в погруженной части прибора должен быть равен весу самого прибора. Естественно, что в зависимости от плотности нефти, прибор погружается на ту или иную вполне определенную глубину. Нефтеденсиметры выпускаются с делениями шкалы от 0,0005 до 0,005 кг/м³.

Вязкость нефти является одной из фундаментальных характеристик этой жидкости. Обратимся к рис. 4.3. На нем представлен фрагмент потока нефти. Стрелочками изображены скорости отдельных слоев течения. Пусть da — площадка между соседними слоями нефти. Если ввести ось у, перпендикулярную к этой площадке, то распределение скоростей течения в окрестности рассматриваемой площадки будет иметь вид и = и(у), а разность скоростей соседних слоев жидкости, отнесенная к расстоянию между ними (градиент скорости), выражаться производной du/dy. Эта

Рис. 4.3. К определению закона вязкого трения производная определяет величину у, называемую скоростью сдвига слоев нефти друг относительно друга: у = du/dy (с^-1).

Существование относительной скорости вызывает трение между слоями нефти. Для характеристики силы трения, используется величина т, называемая касательным напряжением трения. Эта величина определяется как отношение силы dF_тр трения между слоями нефти, разделенными площадкой, к площади do этой площадки: т = dF^/do. Эксперименты показывают, что для ряда жидкостей, в том числе и многих нефтей, касательное напряжение т пропорционально градиенту скоростей du/dy между слоями:

т = u f, (4.5)

^dy

т.е. напряжение трения тем больше, чем больше скорость сдвига слоев жидкости друг относительно друга. Жидкости, для которых справедлив закон (4.5) называются ньютоновскими вязкими жидкостями. Коэффициент пропорциональности u ^в законе (4.5) вязкого трения называется коэффициентом динамической вязкости. Закон (4.5) одинаков для всех вязких жидкостей, но входящий в него коэффициент u различен для разных жидкостей; именно он характеризует индивидуальное свойство жидкости, называемое вязкостью.

Размерность [т] касательного напряжения определяется формулой

[_т] = IF1 = ml/t² = M

^[S] L² LT²

в которой M — размерность массы; L — размерность длины; T — размерность времени. В СИ т имеет единицу измерения кг/(м-с²); единицей измерения напряжения является паскаль: 1 Па = 1 кг/(м-с²).

Размерность [u] коэффициента динамической вязкости такова:

[_u] = М = (ML/T²)L² = _M.

[у ] 1/T LT '

В СИ u имеет единицу измерения кг/(м-с); единицей измерения динамической вязкости является Пуазейль (Пуаз); 1 Пз = 1/10-кг/(м-с). Например, коэффициент динамической вязкости воды равен 0,01 Пз = 0,001 кг/(м-с) = 1 сантипуаз. Нефти могут быть в 5, 10, 50 и более раз вязкими, чем вода.

Коэффициент v кинематической вязкости нефти определяется как отношение ^/р:

[_v] = Ш = М/(L-T) = l2.

^[р] 1/L^{3 T}

В СИ v имеет единицу измерения м²/с; единицей измерения кинематической вязкости является стокс; 1 Ст = 10^-4 м²/с. Например, коэффициент кинематической вязкости воды равен 0,01 Ст = 10^-6 м²/с = 1 сантистокс (сСт). Вязкость маловязких нефтей может составлять 5-15 сСт; более вязких нефтей - 15-35 сСт, но существуют нефти с вязкостями 50, 100 сСт и более.

Нефти различных месторождений значительно отличаются друг от друга. Так, например, нефти северных месторождений Тимано-Печерской нефтегазовой провинции (Усинского, Возейского, Харьягинского, Верхневозейского, Ардалинского и др.), имеющие плотность от 812 до 965 кг/м³, по вязкости отличаются гораздо значительней: от 18 до 4600 сСт при температуре 20 °С.

При ламинарном течении вязкой жидкости в круглой трубе с внутренним диаметром d расход Q связан с разностью давлений Ар, вызывающей это течение, формулой Пуазейля

Q = , (4.6)

128|i L

в которой L - длина трубы. Если ламинарное течение вязкой жидкости происходит в вертикальной цилиндрической трубе только под действием силы тяжести, то формула Пуазейля приобретает вид

Q = ^nd⁴рд = ^nd V (4 7)

128|i 128v '

где g - ускорение силы тяжести.

Для измерения вязкости нефти используют специальные приборы, называемые вискозиметрами. Наиболее распространенными являются капиллярные вискозиметры, в частности, вискозиметр Пинкевича (ВПЖ-1 и ВПЖ-2). Принцип действия всех капиллярных вискозиметров основан на определении времени свободного истечения фиксированной порции испытуемой жидкости из камеры прибора через узкую цилиндрическую трубку (капилляр). Это время рассчитывается с использованием формулы (4.7). Чем больше вязкость жидкости, тем дольше длится ее истечение. К приборам прилагаются тарировочные таблицы, которые позволяют пересчитать время истечения жидкости в ее вязкость.

Пример. Определить кинематическую вязкость нефти, если известно, что 100 мл этой нефти вытекает из камеры вискозиметра через цилидри-ческий капилляр с внутренним диаметром 2 мм за 180 с.

Решение. Обозначим время истечения порции V нефти из камеры через t. Тогда V = Qt. Используя для Q формулу (4.7), находим:

„ nd ⁴g nd ⁴gt 3,14-0,002⁴ • 9,81-180 _Kn ,„-6 2,

V = -— t или V = -— = —-^!-¹- а 6,9-10 м/с,

128v 128V 128-0,0001

что составляет примерно 6,9 сСт.

Существуют также ротационные вискозиметры, позволяющие измерить не только вязкость нефти, но и некоторые другие ее свойства. Ротационные вискозиметры представляют собой соосные цилиндрические сосуды, расположенные один внутри другого. Один из сосудов (внешний или внутренний) неподвижен, а другой может вращаться вокруг общей оси. В зазор между сосудами помещают испытуемую жидкость и приводят один из сосудов во вращение с постоянной угловой скоростью. Для такого вращения необходим определенный момент сил, который определяется специальной механоэлек-трической системой. Момент сил выражается через касательное напряжение т сил вязкого трения на поверхности вращающегося сосуда, а скорость у сдвига — через угловую скорость его вращения, поэтому ротационный вискозиметр позволяет вычислять динамическую вязкость u жидкости непосредственно по формуле (4.5).

Вязкость V нефтей зависит от температуры T, т.е. V = = v(T). При повышении температуры вязкость нефти уменьшается, при понижении — увеличивается. Для расчета зависимости вязкости нефти, например, кинематической V от температуры T используются различные формулы, в том числе формула Рейнольдса — Филонова:

v(T ) = v₀e^-k(T-T0), (4.8)

в которой v₀ — кинематическая вязкость жидкости при температуре T₀; k(1/K) — опытный коэффициент. Формула (4.8) отражает тот факт, что с изменением температуры вязкость нефти изменяется экспоненциально (рис. 4.4).

Пример. Кинематическая вязкость нефти при температуре 20 °С равна 5 сСт, а при температуре 0 °С она увеличивается до 30 сСт. Какова вязкость той же нефти при температуре 10 °С?

Решение. По формуле (4.9) рассчитываем коэффициент k: k = = ln(5/30)/(0 — 20) а 0,0896. По формуле (4.8) находим искомую вязкость:

v = 5exp[ — 0,0896( 10 — 20)] ^ 12,24 сСт.

Для того чтобы воспользоваться формулой (4.8), необходимо знать либо коэффициент к, либо вязкость v ₁ той же жидкости еще при одной температуре T₁. Тогда этот коэффициент находится по формуле

к = ~~^{ln( v 0/ v}i⁾~~. (4.9)

(T1-T0)

Неньютоновские свойства нефтей. В ряде случаев реальные нефти имеют свойства, более сложные свойства, чем те, которые представляются законом вязкого трения (4.6) Ньютона. Зависимость касательного напряжения т трения между движущимися слоями таких нефтей от скорости у сдвига отличается от линейной и выражается более общей формулой

т = f( у ). (4.10)

При этом, если f( у = 0) = 0 (т.е. уже бесконечно малым сдвиговые усилия вызывают начало течения), говорят, что данная нефть представляет собой неньютоновскую жидкость, если же f( у) = т₀ ^ 0 (т.е. для того чтобы вызвать сдвиг одного слоя нефти относительно другого, необходимо преодолеть некоторое конечное напряжение т₀, называемое предельным напряжением сдвига), говорят о вязкопластичной среде.

Причины отклонения свойств некоторых нефтей от свойств модельной среды, называемой ньютоновской вязкой жидкостью, состоит в том, что в них может содержаться большое количество тяжелых углеводородов, прежде всего парафинов, смол и асфальтенов, которые в определенных термодинамических условиях, в частности, при понижении температуры, склонны образовывать пространственные жесткие и полужесткие структуры. Естественно, что возникшие структуры изменяют механические свойства нефти. Эти изменения отчетливо видны в опытах на ротационных вискозиметрах, о которых говорилось выше. Так например, кривые течения т = f( у), изображаемые на плоскости переменных (у , т), для одних нефтей просто отклоняются от прямой линии (рис. 4.5, а), а для других — не проходят через 0, требуя для начала сдвига определенных конечных усилий (рис.

4.5, б).

Для описания свойств высокопарафинистых нефтей часто используют модель освальдовской степенной жидкости (см. рис. 4.5, а):

т = k| Y I^n-1Y,

(4.11)

содержащей два параметра: n — показатель степени (п < 1) и k — так называемую консистентность жидкости. Размерность этого параметра зависит от показателя степени п: [k] = M /(LT^2-n). Однако следует подчеркнуть, что параметры п и k модели (4.11) зависят от температуры T, причем с повышением температуры п ^ 1. Это означает, что при нагре-

Рис. 4.5. Кривые т = f ( у ) течения неньютоновских сред:

а — неньютоновские жидкости; б — вязкопластичные среды

вании нефтей их свойства приближаются к свойствам ньютоновских вязких жидкостей; при n = 1: к = ^ и модель (4.11) совпадает с моделью (4.5).

При ламинарном течении освальдовской степенной жидкости в круглой трубе с внутренним диаметром d расход Q связан с разностью давлений A p, вызывающей течение жидкости, формулой

(4.12)

в которой L — длина трубы. При n = 1 формула (4.12) переходит в формулу Пуазейля (4.6) для вязкой жидкости.

Если ламинарное истечение степенной жидкости происходит через вертикальный капилляр только под действием силы тяжести, то формула (4.12) приобретает вид:

1/n

(4.13)

Пример. Для выявления свойств нефти проводят эксперименты по свободному истечению порций нефти объемом 100 мл из камеры вискозиметра. В первом опыте истечение происходит через цилиндрический капилляр с внутренним диаметром 2 мм, а во втором через аналогичный капилляр с внутренним диаметром 3 мм. В первом опыте время истечения оказалось равным 1000 с, во втором — 180 с. Считая нефть степенной жидкостью, найти константы n и k/р модели.

Решение. Из формулы (4.13) следует что Q/Q₂ = (d_t/d₂)^{3 +
1/n}. Поскольку отношение расходов истечения обратно пропорционально временам истечения, то имеем уравнение: 180/1000 = (2/3)³+ для определения показателя n. Из полученного уравнения находим n а 0,81. Затем, используя результаты первого эксперимента, получаем уравнение:

0,0001 3,14-0,81-0,002³1 9,8-0,002^;

1/0,81

откуда находим к/p а 0,92-10^—6 м²/с¹¹⁹.

Другой моделью, применяемой для описания свойств нефтей с предельным напряжением сдвига является модель бин-гамовского пластика (см. рис. 4.5, б, 1)

Y = 0, если |т| < т₀;

(4.14)

Y = (т — т₀)/^, если т > т₀.

Смысл этих соотношений таков: до тех пор пока касательное напряжение т между слоями нефти не достигнет некоторого предельного значения т₀, сдвиг слоев отсутствует; при т > т₀ нефть течет, при этом скорость сдвига пропорциональна превышению напряжения трения т над предельным т₀.

Следует отметить, что так же, как и в случае степенной жидкости, параметры u ^и т₀ модели Бингамовского пластика зависят от температуры T, причем при увеличении последней т₀ ^ 0. Это означает, что при нагревании нефтей их свойства приближаются к свойствам ньютоновских вязких жидкостей; при т₀ = 0 модель (4.14) совпадает с моделью (4.5).

При ламинарном течении бингамовского пластика в круглой трубе с внутренним диаметров d расход Q связан с разностью давлений Ap, вызывающей течение (для начала течения необходимо, чтобы Ap/Ld > 4т₀), формулой

Q _ nd⁴Ap/L

(4.15)

128u

в которой L — длина трубы. При т₀ = 0 формула (4.15) переходит в формулу Пуазейля (4.6) для вязкой жидкости.

Можно указать также более общую модель, называемую моделью Бакли — Гершеля, объединяющую в себе черты моделей степенной жидкости Освальда (4.11) и бингамовского пластика (4.14) (см. рис. 4.5, б, 2)

Y = 0, если |т| < т₀;

(4.16)

| Y |^n—1 Y = (т — т₀)/к, если т > т₀.

При n ^ 1 и т₀ ^ 0 модель (4.16) совпадает с моделью (4.5) вязкой жидкости.

Теплоемкость нефтей является особенно важной характеристикой для тех из них, которые можно транспортировать по трубопроводам только с предварительным подогревом (см. гл. 11). Повышение температуры снижает вязкость нефти (см. рис. 4.4) и позволяет сделать ее пригодной для перекачки. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания нефти, зависит от ее теплоемкости. Теплоемкостью С вещества, как известно, называется количество теплоты, которое нужно передать единице массы этого вещества, чтобы повысить его температуру на 1° Цельсия или Кельвина. Для большинства нефтей теплоемкость С лежит в пределах 1500 — 2500 Дж/(кг-К) или 350 — 600 кал/(кг-К); 1 кал =

= 4,1868 Дж.

Для того чтобы повысить температуру объема V нефти, имеющей плотность р, от значения Т₁ до значения Т₂ необходимо затратить количество Q_T энергии, равное

Qt = pC(T2 - Т1) V. (4.17)

Здесь предполагается, что С « const. Однако эта величина, строго говоря, не является постоянной, а зависит от температуры нефти. Для расчета теплоемкости С часто используют формулу Крего:

C(T) = -^3¹⁵⁶(762 + 3,39 Т), (4.18)

^р293

в которой р₂₉₃ — плотность нефти при 293 К (или 20 °С), кг/м³; Т — абсолютная температура, К; С — Дж/(кг-К).

Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным. Количество q (Т/м²) тепловой энергии, переносимой в единицу времени через площадку, перпендикулярную к оси х и имеющую единичную площадь, обычно удовлетворяет закону теплопроводности Фурье

_q - 1 - ^дТ

дх

в котором Х_т — коэффициент теплопроводности, Вт/(м-К). Этот коэффициент для нефтей находится в интервале 0,1—0,2 Вт/(м-К). В диапазоне температур 273 — 473 К коэффициент Х_т можно рассчитать по формуле Крего — Смита:

Х_т - l⁵⁶i⁶(1-0,00047-Т). (4.19)

^р293

Здесь р₂₉₃ — кг/м³; Т — К; Х_т — Вт/(м-К).

Давление насыщенных паров (ДНП) является важным показателем не только содержания легких углеводородов в нефти и ее испаряемости, но и безопасности при транспортировке и хранении в резервуарах нефтеперекачивающих станций и нефтебаз. ДНП — это давление насыщенных паров транспортируемой нефти над ее поверхностью в замкнутом объеме (резервуаре, полости трубопровода), находящихся в термодинамическом равновесии с жидкостью при данной температуре. ДНП оказывает влияние на образование паровых пробок в трубопроводах, на значение потерь от испарения при закачке нефти в резервуары и хранении в них, на глубину переработки и выход фракций.

Абсолютное давление паров P в газовой полости трубопровода или резервуара складывается из суммы парциальных давлений P, углеводородов, входящих в состав нефти:

P = 2P, = 2y,Ps,(T),

где у — молярная концентрация i-го углеводорода в нефти.

Для чистых углеводородов зависимость давления насыщенных паров P_s(T) от температуры T описывается термодинамическим уравнением Клапейрона — Клаузиуса

^dPs⁽^T) _ ^гисп (4 20)

dT T(Vjj-^_ж)' ' ¦ '

где г_исп — молярная энтальпия испарения, Дж/(моль-град); V_m

V_ж — мольные объемы соответственно пара и жидкости, м³/моль.

При незначительном изменении отношения молярной энтальпии испарения к разности коэффициентов сжимаемости пара и жидкости от температуры, интегрирование уравнения (4.20) приводит к соотношению

lgPs(T) = А + B/T, (4.21)

где А, B — постоянные коэффициенты.

Ввиду сложного состава нефти рассчитать давление насыщенных паров теоретически затруднительно, поэтому на практике его определяют экспериментально.

В табл. 4.5 приведены данные о физико-химических свойства некоторых нефтей.

В случае если известны два значения ДНП при двух температурах, то из (4.21) легко найти значение B и рассчитать значение P_s (T) в интервале температур от T₁ до T₂.

Т а б л и ц а 4.5

Физико-химические свойства нефтей

Нефть	Плотность кг/м³	Вязкость при 20 °С, сСт	Температура застывания, (после обработки), °С	Давление насыщенных паров при 37,8 °С, кПа	Содержание парафина, %
Мухановс- кая	846,2	13,3	— 27	139	6,9
Ромашкин- ская	862,0	14,2	— 42	436	5,1
Усинская	836,9	—	3	362	10,8
Ярегская	944,9	786,3 (при 40 °С)			1,4

Пример. Определить давление насыщенных паров нефти при температуре 283 К, если известны значения этих давлений при двух температурах P_s(313) = 111,72 кПа и P_s(278) = 29,4 кПа.

Решение. Используя формулу (4.21) приведем ее к виду: P_s(T) =

= P_s1 1 0^[B(1/T1_^1T)l Значение коэффициента B найдем также из (4.21). B = lg[P_s1(313)/P_s2(278)]/(1/Tj — 1/T₂) = lg(111,72/29,40)/(1/313—1/278) = = —1441,41. Используя найденное значение, получим P_s(283) =

= 111,7210^[
—1,⁴⁴¹,^{41(1/283—1/313)]} = 36,3 кПа.

Давление насыщенных паров измеряется по методу Рейда в соответствии с требованиями ГОСТ 1756 — 52, ASTM D 323. В документы о качестве нефти записывается ДНП, измеренное при строго определенной температуре 37,8 °С (100 °F), что позволяет сравнивать различные нефти по этому показателю. Для проведения измерений используют стальной, состоящий из двух разъемных частей цилиндр, называемый "бомба Рейда". Каждая часть бомбы содержит полости: одна — воздушную, другая — топливную, отношение объемов которых равно 4:1. После заполнения топливной камеры нефтью обе части бомбы соединяются и помещаются в термостат. ДНП измеряется в воздушной камере манометром.

Температура застывания имеет важное значение при осуществлении технологических операций с нефтью, например при определении времени безопасной остановки перекачки для проведения ремонтных работ. Так как нефти являются смесью различных углеводородов, то у них переход из жидкого состояния в твердое происходит постепенно в некотором интервале температур. Чем ближе фактическая температура нефти к ее температуре застывания, тем больше энергозатрат требуется на ее перемещение. На температуру застывания сильное влияние оказывают содержащиеся в нефти парафины, асфальтосмолистые вещества, а также предварительная термообработка. В соответствии с ГОСТ 20287 — 74 температурой застывания считается температура, при которой охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45° в течение 1 мин.

При отсутствии экспериментальных данных о температурах застывания T., можно воспользоваться расчетной формулой

_T _ _4,254(lnv₅₀)² + 48,347-lnv₅₀ _ 59,5 _{(4 22)}

^T з , (⁴.ZZI

^з 1 + 0,184-lnv ₅₀

где v₅₀ — вязкость при 50 °С, сСт.

Для снижения температуры застывания нефтей применяют депрессорные присадки. Например, применение депрессор-ной присадки на основе сополимера этилена с винилацета-том, разработанной специалистами ОАО "Северные магистральные нефтепроводы" и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, на магистральном нефтепроводе Уса — Ухта позволило снизить температуру перекачиваемой нефти от 4 — 6 до минус (8-10) °С.

При охлаждении нефти в процессе транспортировки по магистральным нефтепроводам возможно образование пространственной структуры или выпадение в осадок отдельных компонентов, например кристаллов парафинов. Эти явления создают значительные трудности при эксплуатации магистральных трубопроводов и их оборудования, вследствие запа-рафинирования и уменьшения сечения трубопровода, увеличения гидравлического сопротивления, забивания фильтров на нефтеперекачивающих станциях, выпадения осадка в резервуарах и др. Содержание парафина в нефтях отдельных месторождений может достигать 40 %. Скрытая теплота плавления парафинов ориентировочно равна 226-230 Дж/(кг-К).

данным эксплуатации и установления зависимости между отбором газа и темпом падения давления периодичность замеров пластового давления по действующим скважинам может быть доведена до 1—2 раз в год с остановкой не менее 50% фонда скважин.

Кроме того, необходимо периодически в сроки, предусмотренные правилами, проводить комплексные исследования, а также исследования после проведения работ по интенсификации и капитальному ремонту скважин.

III. Специальные исследования проводятся, как правило, для определения тех или иных параметров, обусловленных специфическими условиями рассматриваемого месторождения. К числу специальных исследований относятся работы по контролю за положением контакта газ— вода в специально выбранных для этой цели скважинах, изучение степени• коррозии екзажинного оборудования при различных режимах работы, определение степени истощения отдельных пластов в процессе разработки и возможного перетока газа из одного горизонта в другой при их совместном вскрытии, изучение влияния значительного количества влаги и разрушения призабойной зоны на производительность сквгжины, проведение работ по интенсификации (дополнительная перфорация, СКО, укрепление призабойной зоны, установка цементных мостов и др.).

1.3. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИМ ИССЛЕДОВАНИЯМ

Подготовка газовой скважины к газогидродинамическим исследованиям обусловливается следующим.

1. Назначением исследования (первичное, текущее, специальное) и объемом требуемой информации.

2. Геологическими особенностями залежи и характеристикой пористой среды и получаемой продукции, т. е. наличием значительного количества влаги (конденсационной воды, конденсата, фильтрата) и агрессивных компонентов в составе газа, возможностью разрушения призабойной зоны, образованием гидратов в стволе скважины в процессе испытания, подтягиванием конуса подошвенной воды.

3. Конструкцией скважины и применяемых глубинных приборов.

4. Степенью освоения месторождения, т. е. наличием наземных коммуникаций по сбору и осушке газа, факторами, ограничивающими давление, температуру и дебит скважины в процессе испытания и др.

Перед испытанием скважины, вышедшей из бурения, необходимо освоить ее, не допуская при этом образования на забое песчано-глинистой пробки. В условиях возможного разрушения пласта и подтягивания конуса подошвенной воды создание больших депрессий на пласт не допускается. В зависимости от ожидаемого дебита необходимо выбрать такую конструкцию фонтанных труб, при которых обеспечивается вынос потоком газа твердых и жидких примесей с забоя скважины. Соблюдая названные условия, продувку скважины следует осуществлять многоцикловым методом, который заключается в следующем: сначала устанавливается шайба (штуцер) небольшого диаметра. Постепенно увеличивая диаметр шайбы, снимают 4—5 точек. Затем диаметр шайбы уменьшают до начального установленного при прямом ходе и снимают при этом также 4—5 точек в обратном порядке. Как правило, в процессе продувки делают 2—3 цикла, затрачивая на каждый режим 30—40 мин.

В процессе продувки осуществляется контроль за выносом примесей в потоке газа с помощью сепарационных установок. Многоцикловый метод освоения и продувки скважины позволяет наиболее эффективно очистить призабойную зону и определить степень ее очистки по полученным кривым. Совпадение последнего цикла с предыдущим считается концом процесса очистки забоя, если нет других причин (например, приобщение новых интервалов), влияющих на продуктивность скважины. Последнее проверяется в результате исследований глубинным дебитомером, шумомером, термометром и т. д. Оборудование устья скважины для проведения газогидродииамнчсских исследований в зависимости от стадии освоения месторождения, их цели и назначения, характеристики залежи проводится в основном по двум схемам (рис. 1.1, 1.2).

Рис* 1.1. Оборудование устья скважины, не подключенной к газосборному пункту.

/ скважина; 2 — фонтанная арматура; 3 — лубрикатор; 4 — лебедка; 5 — сепаратор;

6 емкость для замера жидкости; 7 — диафрагменный измеритель критического истече

ния; Я — факельная линия; 9 — манометры; 10 — термометр; 11 — глубинный прибор; 12 — крепление выкидной линии; 13 — линия ввода ингибитора

Рис. 1.2. Оборудование устья скважины, подключенной к газосборному пункту.

/ блок входных ниток; 2 — линия контрольных замеров; 3 — контрольный сепаратор;

4 узел замеров; 5 — сепаратор I ступени; в — разделительная емкость; 7 — факельная линия: 8 — регулятор теплового режима; 9 — теплообменник; 10 — регулируемый штуцер; // — сепаратор II ступени

Эквивалентная точка росы газа. На практике имеет место определение точки росы газа в одних условиях (р, t) с последующим использованием этих показателей в других режимах работы ГГ С,

В настоящее время обработка газа на всех УКПГ (НТС, абсорбционных и адсорбционных) ведется при давлениях, значительно отличающихся от давления в ГТС. На этих УКПГ точка росы газа по воде определяется на выходе газа из колонн (абсорберов, адсорберов), т.е. при давлении процесса осушки. Точка росы газа по воде и углеводородам в расчетных точках ГТС отличается от точки росы газа на выходе из установки.

В связи с этим нами введено понятие эквивалентной точки росы газа по воде (обозначается как Т₃). Используя Т_э, глубину обработки газа на различных УКПГ можно привести в соответствие с давлением газа в любой точке ГТС.

Тощие газы. Этим термином обозначаются газы, для подготовки которых к транспорту не требуется извлекать из них тяжелые углеводороды. К тощим можно отнести газы, содержащие менее 1 г/м³ углеводородов С₅+. Для подготовки таких газов к транспорту необязательно обеспечивать точку росы по углеводородам в соответствии с требованиями ОСТ 51.40-93.

Давление максимальной конденсации - давление, при котором имеет место наибольший выход жидкой углеводородной фазы при постоянной температуре. Давление максимальной конденсации может быть определено как по фракциям, так и по отдельным компонентам. Этот показатель не является постоянным для пластовой продукции ГКМ, так как зависит от состава охлаждаемой смеси и от температуры.

Газовый конденсат - жидкая смесь углеводородов, образовавшаяся при изменении давления и (или) температуры газа.

Стабильный газовый конденсат. В технической литературе под выражением стабильный конденсат, как правило, подразумеваются углеводороды С₅₊. Однако при составлении материального баланса установок переработки конденсата соответствие этого продукта пентану и более высоким углеводородам необязательно.

Основным фактором, определяющим свойства смеси тяжелых углеводородов как стабильного конденсата, является давление его насыщенных паров, определяемое в соответствии с ОСТ 51.65-80.

Конденсатный фактор - содержание углеводородов С₅_ в

единице объема газа. Этот показатель является одним из основных, определяющих технико-экономические показатели УКПГ. Со снижением пластового давления месторождения происходит выделение тяжелых углеводородов в пластовую жидкую фазу. Следовательно, снижается концентрация конденсата в добываемом сырье. Во всех случаях рекомендуется указать режим, при котором получен конденсатный фактор. Конденсатный фактор может выражаться в г/м³ или в см³/м .

Газовый фактор - количество газа, выделяемого из единицы массы или объема, в пересчете на стабильный конденсат или нефть. Этот термин применяется в основном относительно газонефтяных смесей. Газовый фактор может выражаться в м³/т или в м³/м³.

Абсорбция. Абсорбцией называется процесс поглощения компонентов газа жидкими поглотителями-абсорбентами. Движущей силой процесса является различие давления насыщенных паров извлекаемого компонента в сырьевом газе и над раствором, контактирующим с газом.

Десорбция - выделение из поглотителя (абсорбента, адсорбента, ингибиторов гидратообразования и т.д.) поглощенных компонентов газа, а также продуктов загрязнения (мехпримесей, солей, продуктов коррозии и термического разложения и т.д.).

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) - это совокупность установок и вспомогательных объектов, обеспечивающих получение газа и конденсата с заданными качественными показателями. В состав УКПГ входят основные технологические установки (осушка, НТС, блоки регенерации метанола и гликоля, обработки нестабильного конденсата и т.д.), до-жимные компрессорные станции, а также вспомогательные объекты (блоки подготовки ингибиторов коррозии или другого назначения, склады реагентов).

Интенсификация. Под этим термином подразумеваются на-учно-технические решения или их совокупность, обеспечивающие лучшие технико-экономические показатели по сравнению с базовым процессом. Выражение "базовый процесс" обозначает процесс, требующий усовершенствования.

Разработка и усовершенствование методов расчета, позволяющих более точно определить влияние отдельных факторов на механизм технологических процессов, служат их интенсификации, так как на стадии проектирования установок позволяют рекомендовать режим, обеспечивающий получение требуемого эффекта при минимальных приведенных затратах.

опережающего ввода скважин в эксплуатацию, обеспечивающих повышение газо- и конденсатоотдачи (тенденция к минимизации).

Применение предложенных энергосберегающих технологий разработки месторождений позволяет повысить газо- и конденсатоотдачу на 15 — 20%.

По существу, предлагаемый новый энергосберегающий подход можно рассматривать как основную концепцию разработки и эксплуатации месторождений природного газа XXI века!

ГЛАВА

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

1.1. СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

1.1.1. ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ И ИХ РАЗНОВИДНОСТИ

Природный газ — это самая благородная форма ископаемого топлива. Что же представляет из себя природный газ — мот могущественный невидимка XX —XXI, а возможно, и ЧХН века.

Как известно, в земных условиях вещества встречаются в четырех состояниях: газы, жидкости, твердые тела, плазма.

Газ полностью переходит в состояние плазмы, если он нагрет свыше десятков тысяч градусов или еще больше. При | г»кой температуре электроны отрываются от атомов. Полу-

ч.к’тся газ, состоящий из заряженных частиц — электронов и ионов. Вещество в плазменном состоянии обладает особенными свойствами: проводит электрический ток, подчиняется v йсгвию магнитных полей, отражает, подобно зеркалу, радиоволны и так далее. При распаде плазмы, при ее охлаждении до нескольких тысяч градусов, электроны возвращаются и I свои места не сразу, а вначале попадают на более высокие нгргетические уровни, сильно удаленные от атомного ядра. i.iiom, перемещаясь с уровня на уровень и отдавая лишнюю нюргию в виде света, электроны постепенно спускаются на • мои обычные орбиты. Когда электроны находятся на мисоких энергетических уровнях, они входят в состав атома и одновременно окружены плазмой, не успевшей распасться, и шаимодействутот с нею. В результате вещество переходит в in мое удивительное состояние, по плотности газообразное, а по свойствам — металлическое. У металлов, как известно,

ЧИСЛЕННЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ КАВИТАЦИОННЫХ ТЕЧЕНИЙ

§ 1. Применение метода конечных разностей (метода сеток)

В связи с широким использованием ЭВМ для приближенных вычислений появилась возможность решить ряд задач о кавитационных течениях, не имеющих аналитических решений. Одним из численных методов, применяемых при расчете кавитационных течений, является метод конечных разностей. Для иллюстрации применения этого метода рассмотрим осесимметричное кавитационное обтекание тела по схеме с зеркалом в потоке, ограниченном твердыми стенками (рис. V.1, а) [75].

Примем цилиндрическую систему координат (.х, г), тогда функция тока г|) и потенциал скорости ср будут связаны соотношениями

_=
= у дф ₌__(V 1 1)

дх г дг ^х' дг г дх ^г* \ )

где V_XJ V_r — проекции вектора скорости V на осях х и г соответственно. Направление вектора скорости составляет угол 0 с осью г. Удобно рассматривать задачу в безразмерном виде. Введем относительные величины:

где Уоо — скорость однородного потока; г|)_н — функция тока на границе АВ (рис. V.1, а); ф₅ — разность потенциалов между точками Е и D.

Тогда физическая плотность течения преобразуется так, как указано на рис. V.1, б.

После подстановки (V.1.2) в (V. 1-1) найдем: 1 дФ

_/ — У XI

а дх'

1 дф а дг'

дг'

1 дЧ

дх

1 Н

где a = -^-Fco-—. Так как функция тока равна объемному

расходу жидкости, то \[з_н = -у- H²V_X,

а = _*¦<-_ф5Я •

Обычно при решении задачи основываются на уравнениях, в которых функции <р и -ф связаны с независимыми переменными х,

Рис. V.I. Осесимметричное кавитационное обтекание тела в потоке, ограниченном твердыми стенками: а — физическая плоскость течения; б — трансформированная плоскость.

----- плоскость симметрии; 1 — стенка трубы (t|) = -ф_н); 2 — смоченная

поверхность. D — точка отрыва; Е — критическая точка.

г. Однако в этом случае возникают определенные трудности при построении сетки вблизи криволинейных границ. Здесь рассмотрим новую форму уравнений, в которых роли (ф, ф) и (я, г) меняются.

На основании (V. 1.1) легко получить соотношение

_дф дф д<р <3ф __ 1/24 ял

дх дг дг '~&Г~^Г(Ух т V_y) — rv.

Затем, определив хиги выполнив их дифференцирование по ф, ф, после преобразований получим:

(Эф дф дф дф

дх__ дг дх дг дг дх _в дг дх

"dip" ~~ rV*' ⁹ ~W ~ rV*~^y “dtp" rW~^; ^ rV^{2 9}

Сопоставляя затем первое и четвертое, второе и третье выражения (V.1.4) и учитывая (V.1.1), находим, что

дх dr дх 1 дг

= г-

дср дгр * г д<р *

Переходя к безразмерным величинам (V. 1.2) и опуская промежуточные выкладки, получим:

а —-г'—- —• а— — — г' — (V 1 5)

^а дФ “ V'²’ <?ф ““ к'² ‘ * '

Следуя работе [75], обозначим g= (г')² и г' — g^l/2. После подстановки новых обозначений в выражения (V.1.5), найдем:

дх' 1 dg Vx .

сх

-s''45r=w- <^v-^le>

2^/2 дФ 6 ^ у/а

Из математики известно, что

g№

ИЛИ

g’{ Ф) <?1П?(Ф)

(V. 1.7)

g (Ф) ^Ф

где _ё’(ф)=^.

Продифференцируем первое из выражений (V.1.6) по Y, а второе по Ф:

дЧ’ _ J_ d²g . ct d²g _ _1/2дУ

2 дТ^г ’ 2g-^1/2 ^Ф^{2 а} дЧдФ ’

$%x^f

Исключая в этих уравнениях члены : > получим:

а² д^(Ф) , д^(Ф) __ _А

i лига ~ ^и

^(Ф) ао^{2 1} а^²

ИЛИ

( ^д8

Подставляя (V.1.7) в (V.1.8), напишем:

, a»in_g , J²g __{Q
(V19)}

дФ² ‘ dY²

Зная решение уравнения (V.1.9) ?(Ф, ?), по приведенным ниже выражениям легко найти значения V'_x, V'_r, V\ 0 и х' в любой точке. Получим формулы для определения этих величин. Возведем в квадрат выражения (V.1.6) и сложим их левые и правые части:

Ух+К²

(V.1.10)

У'4

У' 2

Из (V. 1.10) можно определить 1/', V'_x и

^а)	чг
	1
е
, j 1	,0	1 ф
	-С ⁷¹
	4

Рис. V.2. Графическое представление метода конечных разностей: а — элементы сетки; б — представление производных

через конечные разности.

Разделив левую часть второго выражения (V.1.6) на левую часть первого выражения (V.1.6), найдем формулу для определения 0: !

„ ^д8 i

дФ

Уг

y.i.i 1)

tge =

.1/2 dg дЧ

Составив выражение для полного дифференциала

1 dg 2а дЧ

« dg 2g дФ

dW,

(V. 1.12)

dx^r =

(1Ф-

найдем абсциссу х' путем интегрирования (V.1.12).

Согласно методу конечных разностей (методу сеток) плоскость течения разбивается взаимно перпендикулярными параллельными линиями на прямоугольники (ячейки). Угловые точки каждого прямоугольника называются узлами. В рассматриваемой плоскости течения (Ф, 4^я) обозначено: расстояние между параллельными вертикальными линиями сетки я, а расстояние между горизонтальными линиями т (рис. V.2).

Смысл метода конечных разностей состоит в том, что при малых значениях пит производные искомой функции в какой-либо

точке вычисляют приближенно, как разности значений функции в соседних (сверху и снизу, слева и справа) точках, отнесенные к соответствующим приращениям аргумента — центральные разности.

Пусть функция f (х) представлена на рис. V.2, б. В соответствии с [56] выразим ее первую и вторую производные через центральные разности:

(JL) ,

\ dx /о

^{/l М ;} (J~)₀ ⁼ ^ ~

2 Ах

^гД^е fiy f-1 — значения функций в точках х₀ + Ах, х₀соответствен но.

Ах

JE1

ся

>(2c*1)gj = *(i-2 с)д*

•диск

/w^{=0 (}

М -1

дф ос

cds²6_d

0(7

-tcpepa

Рис. V.3. Разбивка трансформированной физической плоскости на ячейки и граничные условия.

3/2

¦Уя

^gQ'

^Ф^со+^4а2^

(^ф^-«)²+^4а2^

В соответствии с [75] выразим частные производные, входящие в (V.1.9), через центральные разности. В качестве примера рассмотрим точку с индексом 0 (рис. V.3):

( )о 2т

(~dW)о ~ ^ ““ ^2°)'

= -kr^Si~\ng₃y,

(^тг-)о^{= (ln gi} +^{ln ga} ~^{2 ln
So)}-

Подставим второе и четвертое условие (V. 1.13) в уравнение (V.1.9). В результате получим:

-Jr (In gi 4' In g₃— 2 In go) + -±- (g₂ + gt — 2g₀) = 0.

После преобразований найдем:

In JJ^+g₂ + g₄- 2g_o = 0. (V.1.14)

Обозначая левую часть (V.1.14) через Х₀, легко определить так называемые коэффициенты влияния:

(V.1.15)

где

§2, 4—' §2 *~Ь g±\ Si, 3 — gigs-

Уравнения (V. 1.14) составляют для каждого узла.

При решении задачи необходимо выписать столько уравнений типа (V.1.14), сколько внутренних точек (узлов) содержит рассматриваемая область изменения переменных Фи?, разделенная сеткой.

Присоединяя к этим выражениям еще зависимости, полученные при удовлетворении граничным условиям, можно записать систему алгебраических уравнений, определяющую значения искомой функции в узлах сетки. Таким образом, в случае применения метода конечных разностей интегрирование системы дифферен-* циальных уравнений сводится к решению системы алгебраических уравнений. Точность решения зависит от размеров сетки: чем гуще сетка, тем точнее решение.

Однако полученные выше уравнения нелинейны, и поэтому их решение можно получить методом итерации (последовательных приближений) Гаусса—Зейделя, смысл которого состоит в следующем. В начале процесса итерации задаются значениями g во всех узлах сетки. Затем, обозначая индексом i значения в узле после i-й итерации, мы повторяем операцию для каждой точки по формуле

где Х₀ — частное значение левой части уравнения (V. 1.14) в ка-кой-либо момент итерационного процесса; со — выбранный фактор релаксации.

Для составления системы алгебраических уравнений предположим, что площадь прямоугольника на безразмерной физической плоскости(?, Ф) разбита на а-b ячейки, причем по вертикали (в столбце) есть а ячеек, а по горизонтали (в строчке) — b ячеек. Тогда общее число узловых точек равно k = (a+1) х X (fr+1). Нумерация узловых точек принята в соответствии со схемой на рис. V.3.

Кадерна

и		В
		Эц-0
	*В=90°*	(

^Е , / Диск ^с^ра

Рис. V.4. К выводу граничных условий.

Принимая центральную точку прямоугольника за исходную, составим систему алгебраических уравнений:

1) точка О

«² ~!г In -^jr- + + gi - 2go = 0;

2) точка 1

^a~ yr In ^jr + ^5 + S's “ 2g_x = 0;

3) точка 2

«²^^lnSf- + ^o + go-2g₂ = 0; (V.1.16)

4) точка 3

_a*?!L_lnJM^ _{+ ge +
g7}_2g_s = 0

И Т. Д.

Рассмотрим теперь значения функции g на границах области ABCDEFA плоскости (Ф, ?): на стенке А В

г' = 1 и g =г'²= 1; (V. 1.17)

на оси симметрии потока х на участке EF

r'=0Hg = 0. (V.1.18)

На участке DE, соответствующем смоченной поверхности тела, граничные условия зависят от его формы.

Рассмотрим два тела: диск и сферу (рис. V.4).

Для диска 0 = 90°, т. е. в (V. 1.11) tg выполняться условие

^- = о-

_дцг

оо, тогда должно (V.IJ9)

для сферы, исходя из положений геометрии, легко получить соотношения

(Л²-г)¹/²

и tgt

_R — Переходя к функции g> найдем:

1/2

(V. 1.20)

COS² 0?)

tg 0 =

Приравнивая (V. 1.11) выражению (V.1.20), после преобразований получим граничные условия для сферы:

_v 1/2

(V.1.21)

дФ

COS² 0D

-м-

Производные, входящие в (V .1.21), дают возможность составить следующие уравнения для узла 0 на границе:

fJL) = _L_

[дУ /о 6т

8^2 - g_w - 7§о + 2 (^)² In

(6gi - gs — 2g₃ - 3g-₀)

(И«.)

V дФ ) о

6 п

или

(дФ )о~Тп^ ®fi^,3 + -fti+-2g^,i4"3g_e)- (V.1.22)

Подставляя затем производные (V.1.22) в (V. 1.19) и (V.1.21), после преобразований получим граничное условие на поверхности тела DE: для диска

8^-^о-7?₀ + 2(^)²1п(^) = 0; (V.1.23)

для сферы

• xI/2

¦g) x

± (6_gl ~g₉- 2g₃ - 3g₀) = -i-

'8g, - g₁₀ - 7.g₀ + 2 (-^-)² In (V. 1.24)

¦^/г? В. В. Рождественский

193

На участке DC (см. рис. V.3), соответствующем границе каверны, число кавитации определяется по формуле

*-(i"^ли *“(т)^!

Принимая во внимание (V. 1.10), получим граничное условие на поверхности каверны

-(*)*+(?)¦]"-'• <**¦»>

X —•

где g₍₎ — значение функции g в точке 0 на границе каверньь После подстановки (V.1.22) в (V.1.25), найдем:

/ а*

К = (-

\ go

, f ¹

¹ (6m L

Известно, что в схеме с зеркалом (Рябушинского) каверна симметрична относительно вертикальной оси ВС (см. рис. V.3), положение которой необходимо найти. Это приводит к следующему соотношению значений функции g в точках Т (см. рис. V.3), R и S:

,(2с + 1) g_T = 4cg_s -f (1 - 2с) g_R.

Значение с получается для каждой итерации.

Если рассматривать границу AF перед телом на таком расстоянии, где поток заведомо однородный, то граничное условие определяется выражением g = 4^я. Однако для того чтобы уменьшить объем вычислений, границу AF устанавливают там, где еще возможны некоторые возмущения потока.

В связи с этим в [75] на основании изучения различных ана-. литических решений для осесимметричных неотрывных обтеканий простых тел для двух точек Р и Q, принадлежащих линиям тока, получено соотношение

?_Q-Y_p / '^3/2

g_p-v_p \ ~nf + Aa^p

которое следует считать точным при условии, что в точках Р и Q перед телом выполняется неравенство (g_Q — Ч'р) 'Pp. Это условие допускает небольшие возмущения однородного потока перед телом.

Таким образом, окончательно решение задачи сводится к совместному решению системы уравнений (V.1.16) и уравнений, характеризующих граничные условия (V.1.17)—(V.1.19),.(V.1.21), или (V.1.26)—(V.1.28).

На рис. V.5.—V.9 приведены результаты численных расчетов по предлагаемой выше теории для диска, имеющего радиус С

Рис. V.6. Зависимость функции коэффициента сопротивления С_х (1 + к) для диска от отношения Я/С при различных значениях числа кавитации х.

V.5. Зависимость распределения коэффициента давлений С_р по смоченной поверхности диска для к = 0,3 и к = = 0,7 от г/С.

О — экспериментальные данные Рейхардта [113], [114].

0,1 0,3 0,4 0,5 0,6 л-

Рис. V.8. Зависимость параметра ширины (С/В)² от числа кавитации к при различных значениях Я/С.

— • —• — результаты, полученные согласно рассматриваемой теории;

?---данные [114]; О--— данные [116];--- — Д--—данные

[107].

? —экспериментальные данные [116].

0,1 ft2 ftJ ОЛ М 0,6 X

Рис. V.7. Сравнение расчетных и экспериментальных зависимостей коэффициента сопротивления от числа кавитации.

О — данные, полученные согласно рассматриваемой теории для диска

при #/С=оо;--------данные [107];

---данные [109 ].

Рис. V.9. Зависимость параметра длины С/L от числа кавитации к при различных значениях Я/С.

— . — — результаты, полученные согласно рассматриваемой теории;

? — — — результаты [114]; Д ----

результаты [116]; О---результаты

[107].

На рис. V.5 дана зависимость распределения коэффициента дав-

Р — Роо _п , / V \2

ления С_п = -гг— или, что то же, С. — 1 — по смо-

^рpvl ^р \ ^v~ )

ченной поверхности диска для двух значений числа кавитации х = 0,3 их = 0,7, а также приведены экспериментальные данные при х = 0,24 [116]. Как видно, число кавитации слабо влияет на картину распределения коэффициента давления, а совпадение с экспериментальными данными вполне удовлетворительное.

На рис. V.6 даны зависимости С_х (1 + х) от отношения Н/С для диска при различных значениях чисел кавитации х. Эти результаты точно совпадают с экспериментальными данными [114].

На рис. V.7 приведена зависимость С* (1 + х) от числа кавитации х для диска при Н/С = оо, рассчитанная по данной теории; и дано сравнение с результатами работ [107 ], [109 ], а на рис. V.8— V.9 — зависимости параметров ширины (С/В)² и длины C/L — в функции х при различных отношениях Н/С.

В [75] приведены аналогичные результаты для сферы, из которых следует, что распределение коэффициента давления по смоченной поверхности мало зависит от х, за исключением района точки отрыва каверны.

Что же касается С_х (1 + х), то здесь расхождение между теоретическими и экспериментальными результатами значительно больше расхождения этих данных, полученных для диска. Экспериментальные данные о сопротивлении лежат значительно ниже соответствующих теоретических кривых.

§ 2. Применение метода вихревых особенностей для расчета плоских кавитационных течений.

Численное решение интегральных уравнений с помощью метода последовательных приближений

В гл. II и III были рассмотрены методы решения плоских задач о кавитационном обтекании тел, основанные на классической теории струй идеальной жидкости и использовании аппарата теории функции комплексного переменного применительно к различным схемам, имитирующим течение в конце каверны. Однако этот метод пригоден главным образом для решения задач об обтекании тел, имеющих острые (срывные) кромки. Поэтому появилась необходимость в разработке универсального метода, пригодного для расчета характеристик профилей произвольной формы (в том числе и гладких, имеющих непрерывную касательную) без каких-либо ограничений, обусловленных формой профиля и формой замыкания в конце каверны.

Ниже рассматривается метод вихревых особенностей для решения плоских кавитационных задач, в котором использован способ последовательных приближений [6]. Ранее в § 2 гл. II указывалось, что в методе вихревых особенностей обтекание сложного контура тело — каверна можно определить путем наложения на основной поступательный поток возмущенного потока от системы вихрей неизвестной интенсивности у (S), непрерывно, распределенных на сложном контуре К. Контур К состоит из. части контура, свободного от кавитации Ki, границ каверны Г и некоторого замыкателя iC₂ (рис. V.10). Неизвестная интенсивность у (S) определяется согласно (II.2.16) и (II.2.17) двумя ин-

плоских кавитационных течений.

тегральными уравнениями, из которых первое составлено для нормальной составляющей скорости, а второе — для касательной. Перепишем эти уравнения

Выражения (V.2.1), (V.2.2) представляют собой интегральные уравнения Фредгольма первого и второго рода соответственно.

В случае решения прямой задачи выражения (V.2.1), (V.2.2) рассматриваются как линейные интегральные уравнения относительно неизвестной интенсивности вихревой линии у. (Si). При

7 В. В. Рождественский необходимости определения координат контура К решается обратная задача, в этом случае (V.2.1) и (V.2.2) рассматриваются как нелинейные интегральные уравнения.

Любое из приведенных уравнений или их комбинацию можно использовать для решения кавитационной задачи. При этом (V.2.1) и (V.2.2) следует рассматривать как интегральные уравнения смешанного типа: в точках, лежащих на контурах Ki и искомой величиной является функция у (Si), относительно которой интегральные уравнения линейны.

В точках, лежащих на границе каверны Г, интегральные уравнения становятся нелинейными относительно искомых значений координат границ каверны. Уравнения (V.2.1) и (V.2.2) могут быть переписаны в безразмерном виде:

7 (S) F₂ (S_v S)dS = — sin т (Si); (V.2.3)

2 я

у (SJ = 2 cos T (SO + (f 7 (S) F_t (S_t, S) dS, (V.2.4)

где

p /с сч _ ^s*ⁿ(^r> t) . p /о c\ _ (r, t) . /^,с\ __ V(5)

*4 —* ~_r » mWi» — ~_r V (^/ — у

Выражение (V.2.4) представляет собой интегральное уравнение Фредгольма второго рода, оно используется для нахождения неизвестной у (S_x).

При определении границы каверны используют (V.2.3), в котором вихревая интенсивность на границе каверны считается заданной. Для решения применяют метод итерации (последовательных приближений). Задаваясь в нулевом приближении какой-либо зависимостью угла т от координаты S_v можно путем обычного интегрирования найти форму каверны^—нулевого приближения. Зная форму каверны, легко рассчитать значение функции F₂(S₁, S) для любой точки контура. Вычисляя интеграл в левой части равенства, получим значение т для следующего^ приближения.

Для вычислений исходные функции у (S) и т (S) должны быть каким-то образом аппроксимированы, причем выбор аппроксимации влияет на точность и время расчета. Построив исходный контур из (V.2.4) находим функцию у (5), характеризующую распределение скоростей по его поверхности. Интенсивность у (S) удобно определять методом последовательных приближений, полагая, например, в первом приближении у (S) = cos т. Это значение подставляют затем в правую часть выражения (V.2.4) и вновь определяют у (S) в первом приближении.

Отметим следующее: так как искомая граница каверны в нулевом приближении задана неточно, то и скорость, определенная по расчету, будет переменной по длине каверны. Поэтому в дальнейшем надо изменить форму каверны так, чтобы на границе каверны было постоянное распределение скоростей. Для этого необходимо задать значение скорости V_K на границе каверны; она может быть принята равной скорости в точке схода.

Распределение скоростей на смоченной части контура остается пока прежним. Подставив в (V.2.3) полученную из предыдущего приближения зависимость у (S) для смоченного контура, а также выбранное значение V_Kf найдем т (5), т. е. ординаты границ каверны в первом приближении. Пользуясь этими значениями т(5), можно снова рассчитать распределение скорости по полученному контуру.

После этого процесс уточнения координат границ каверны должен быть продолжен. В случае обтекания тела с острыми кромками кривизна каверны в точках схода стремится к бесконечности. Это обстоятельство необходимо учитывать при выборе аппроксимации формы границы каверны вблизи точки схода. Так, например [6], вблизи точки схода каверна аппроксимировалась двояко:

у - ах² + Ьх + с (V.2.5)

у=[а{х—M) + b](x —М)¹*²+ у₀, (V.2.6)

где М. — координата точки схода; а, Ь, с — постоянные.

В (V.2.6) учтена бесконечная кривизна в точках отрыва. При расчетах по формуле (V.2.6) процесс сходится быстрее и результаты более точные. В контрольных расчетах оказалось достаточным сделать три приближения, чтобы скорость на границе каверны отличалась от постоянной не более чем на 1,5—2%.

Для иллюстрации изложенного выше метода ниже рассмотрим пример расчета обтекания клина (единичной длины) по схеме с зеркалом при произвольном числе кавитации (рис. V.11).

Выбранные нулевые^риближения для у (х) и (х) = tg т

даны на рис. V.12. Функция у (я) аппроксимировалась: на клине — наклонной прямой, на границе каверны — постоянной величиной;

функция (*) = tg т аппроксимировалась: на клине — по

стоянной величиной, на границе каверны (до половины длины каверны) — отрезком наклонной прямой.

Выберем вихревую систему так, как показано на рис. V.11. Будем искать вызванную скорость в некоторой произвольной точке контура S_x с координатой х от непрерывно расположенных вихревых особенностей контура клин—каверны—клин. Вследствие симметрии контура относительно продольной оси (например, точки S и S') введем в рассмотрение два радиуса-вектора г_х и г₂, направленных от точек, содержащих вихревые особенности (S и S') к точке S_x. Прежде чем преобразовывать уравнения (V.2.3) и (V.2.4) к форме, удобной для вычислений, получим некоторые вспомогательные формулы. Обозначая dS₁ и dS дифференциалы

Рис. V. 11. К решению задачи о кавитационном обтекании клина по схеме Рябушинского с помощью метода вихревых особенностей.

дуг контура вблизи точек S_x и S соответственно (на основании известной из математики формулы) и учитывая обозначение на рис. V.11, получим

^ds^V^+i?f^dx- <®=V‘+(w)’^{dl (V}-^2J>

Первая из этих формул позволяет связать уравнение контура

у (х) ст — углом между касательной к контуру в точке Si и на

правлением скорости потока У» или в рассматриваемом случае с осью х. На основании рис. V.11

-*L_cosr -^---^^-^cost (V 2 8)

dS_x ~ ^СОг>Т’ dS_± ~ dx dS_t ~ dx ^СОЬ
Тя iv.z.oj

Учитывая (V.2.7), напишем:

dx 1 du . du 1

—- — COS T = -= 31П T = --_A = .

На основании рис. V. 11, принимая во внимание положения геометрии, найдем:

sin (г_ъ t) = cos a cos т (tg а — tg т);

cos (л, /) = cos а cos т (1 + tg а tg т);

U (V.2.10)

sin (r_2l t) = cos p cos т (tg p — tg t);

cos (r₂, t) = cos p cos т (1 -j- tg p tg x),

где а = /_ г_ъ x\ p = /_

Кроме того, исходя из рассмотрения треугольников (см. рис. V.ll) ASSi и AS'Si получим

cos а = ; cos р = . (V.2.11)

г_х ---= = (V.2.12)

Тогда с учетом формул (V.2.9), (V.2.11)—(V.2.13) интегральные уравнения (V.2.3) и (V.2.4) перепишем в виде

^{7 (х) —} V 1+1/'*(*)* ^Х

² +4"! l^cos2 a (tg а — tg г) + cos² Р (tg Р — tg т)] X

х?(Е)~~^К^⁽⁶⁾~~-<*б|; (V.2.14)

У' (х) =--[cos²a(l + tg а tg т) +

+ cos² р (1 -j- tg р tg т)] у (I) ~~^Vx~~^l~~^(g)~~ dt . (V.2.15)

Уравнения (V.2.14) и (V.2.15) решаются с помощью метода последовательных приближений, при этом интегралы, входящие в эти уравнения, заменяются конечными суммами по формуле численного интегрирования и правилу трапеции с переменным шагом.

Изложенный выше случай кавитационного обтекания клина по схеме с зеркалом был рассчитан на ЭВМ (рис. V.12 и V.13³⁹) [6].

О 0,5 1,0 - к

Рис. V. 13. Результаты численных расчетов.

- у - X

* = VT’ ^X~TJT-

rrt

Цш

у<х)

Клан

{ 1 Ьк/2 0

Рис. V.12. Первое (7) и пятое (2) приближение расчетов для функций у (х) и

• — расчетные точки;

• — v <*); О — -JT (х).

С—экспериментальные данные М. Плессета и П. Шеффера. Ь , 1_К — длина и ширина каверны

§ 3. Применение метода вихревых особенностей для расчета осесимметричного обтекания тела в режиме развитой кавитации

Рассмотрим осесимметричное кавитационное о текание твердого тела произвольной формы. Для схематизации течения в хвосте каверны примем обобщенную схему Рябушинского, согласно которой каверна замыкается на фиктивное тело (рис. V.14). При решении задачи необходимо найти форму каверны и распределение скоростей на поверхности тела, свободной от каверны [2].

По аналогии с изложенным в § 2 будем рассматривать обтекание комплекса тело—каверна как обтекание единого тела. Распределяя по поверхности единого тела вихревой слой и используя закон Био и Савара, можно составить два интегральных соотношения, связывающих форму контура меридионального сечения тела с интенсивностью вихревых колец.

При решении задачи примем прямоугольную систему координат хОу с началом, расположенным посредине длины тела на оси его симметрии. Положительные направления осей указаны на рис. V.14. Будем искать скорость Vs_i в некоторой точке Si (х, у), вызванную продольным обтеканием тела потоком жидкости со скоростью Foo и вихревыми особенностями, расположенными на поверхности тела. Примем текущие координаты элементарной вихревой особенности в некоторой точке S — Е, rj, ?.

Рис. V.14. Осесимметричное кавитационное обтекание твердого тела произвольной формы (обобщенная схема Рябушинского).

— •—•—граница каверны.

Тогда вектор скорости Vsi в некоторой точке Si получает следующий вид:

V_5l -Voo + Vs₄, (V.3.1)

где Vs_t — вектор скорости, вызванной вихревым слоем.

Для составления уравнений примем вспомогательную прямоугольную систему координат tS_xn с началом в точке S_x поверхности тела так, чтобы ось S_xt была касательна меридиональному сечению тела и направлена вниз по потоку, а осъ S_xn перпенди» кулярна оси S_xt, как показано на рис. V.15, б.

Составим выражения для нормальной и касательной составляющих скоростей Vs_in и Vs_tt- Предварительно обозначим угол между осью Si t и направлением скорости V™, совпадающим с осью Ох, через т. Тогда (V.3.1) перепишем так:

Vs_±n = Vceil -|- Vsjn*,

Vs_tt=V,ot + Vs.t, (V.3.2)

где n, t — единичные векторы в системе координат nS_xt.

Скалярные произведения векторов, входящие в (V.3.2), получают вид

V«n = Voo cos (У,», n) — Vco sin t;

Vcot = Vco cos (Vco, t) = Voo cos r. (V.3.3)

V.15. К выводу формул нормальной и тангенциальной составляющих скорости (V.3.5), (V.3.6).

Скорость dVsy, вызванная элементом вихревого кольца dS в точке Si, находится на основании уравнения Био и Савара:

= (V.3.4)

где R — радиус-вектор, проведенный из точки S_x к элементу dS вихревого кольца; у — неизвестная интенсивность вихревого кольца.

Принимая во внимание, что на теле расположен вихревой слой переменной по длине интенсивности, представим выражения для нормальной и касательной составляющих скорости в точке S_x с учетом (V.3.4) в виде:

X Y l\ndL (V.3.6)

Как следует из рис. V.15, радиус-вектор R связан с координатами «точки S1 (х, у) и точки S (?, г]) соотношениями:

R = (* — I) i + (г₂ cos \|? г 1 cos ф) j +

+ (r₂ sin \|? — r_xsin ф) k; (V.3.7)

Я² = (* - ?)² + (^i + r₂f — 2/у₂ [ 1 + cos (\f — ф)];

R² = (х — I)¹ + г\ -f г\ — 2 nr₂ cos (41 — ф). (V.3.8)

Элемент dS вихревого кольца:

dS = г_х cos ф d(p j -f rj sin ф ^фк, (V.3.9)

где i, j, к—единичные векторы — орты.

Для преобразования числителей подынтегральных выражений в (V.3.5)—(V.3.6) необходимо воспользоваться формулой смешанного векторного произведения, предварительно определив входящие в него проекции векторов R и dS на координатные оси и направляющие косинусы. Для преобразования знаменателей в (V.3.5)—(V.3.6) используется замена переменной по формуле ^ — ф = п + 2а [33].

Входящие в него проекции векторов R и dS на координатные оси находятся по формулам

R*_?== (*—?); г₂ sin гр — г_г s\nq)\

R_z = —r₂ cos г|з -f- ri cos ф;

(V.3.10)

dS_x = 0, dS_y = Г\ cos фЛр; dS_z = г_г sin cpdcp.

Окончательно после промежуточных преобразований получим следующие выражения.

Нормальная составляющая скорости

V(5)

V_Stn — V. sin т +

|[^rl^r2 + ^r2^r2 + (* — ?)] ^ (^²) — 2 [Г₂Г₂ + (я — g)] X

*'*)/¦(*- 6)2+₍fi + Г0)²

dg. (V.3.11)

Касательная составляющая скорости

^ = Voo COS T -| 4^2

I [^r2 — (* - 5> h + ^ri]^E (^fe2) + -|r [/2 — (* — E) ^2] X

k ² jA(x_i)2 ₊ (_{ri + rg})2

, (V.3.12)

где Е (k²), К (6²) — полные эллиптические интегралы I и II рода.

Так как в рассматриваемом случае обтекания кривизна каверны в продольном направлении мала, то для упрощения задачи в дальнейшем положим г'\ = г'ъ = 0.

Кроме того, для облегчения расчетов в дальнейшем будем рассматривать безразмерные величины: скорости, отнесенные

к Voo, линейные координаты — к половине длины единого тела //2.

Для определения неизвестной интенсивности вихрей 7 (Е), входящих в (V.3.11) и (V.3.12) по аналогии с изложенным в § 2 этой главы воспользуемся двумя положениями: 1) условием не-протекания, т. е. равенством нулю суммы нормальных составляющих скоростей к контуру тело—каверна; 2) известным из гидромеханики положением о том, что в каждой точке замкнутого контура интенсивность вихревого слоя равна модулю касательной скорости течения в этой точке. В результате после преобразования (V.3.11) и (V.3.12) с учетом принятых допущений найдем:

ду 1 Г v (В

[K(k²)S₁^E(k²)S₂]dl-, (V.3.13).

дх 4nr₂ J г₀

-1

У(^х) ⁼ 2^77 I + + cos (Т, X), (V.3.14),

— 1

где

ro=[(^-^² + (r₁ + /-₂)²]‘/_S

Si = 2 [/Уг + (х -|)];

s₂ = ~ {k'Wi + г/₂ + (X - ?)] - 2 [г/₂ + (X - ?)]};

= 2 [(л: — ^)гг — г₂];

#2 = 4тг {2 fo — (X — ?)Гг] — ?² [r₂ — (* — I)г'₂ + Г1 ]};

А:'² = 1 - /г²; ?² — ⁴^-

(х-^+(г₁ + г₂)^’

_# ¹ COS ф ’ ² COS 'Ф

7 (?) — значение вихревой интенсивности, отнесенное к величине скорости на бесконечности; т — угол между касательной t к контуру меридионального сечения тела в точке с абсциссой х и вектором Vooj я, у у S, г\ —координаты фиксированной и произвольной точек контура меридионального сечения тела.

Приведенные соотношения обычно используют для определения вызванных скоростей на контуре меридионального сечения твердого тела при его безотрывном обтекании. Выражение (V.3.13) есть линейное интегральное уравнение Фредгольма первого рода, a (V.3.14) — уравнение Фредгольма второго рода относительно вихревой интенсивности.

Как уже указывалось, при решении плоской кавитационной задачи (V.3.13) и (V.3.14) следует рассматривать как интегродиф-ференциальные уравнения смешанного типа.

На смоченных частях контура, свободных от кавитации, искомой величиной является 7, и (V.3.13), (V.3.14) следует рассматривать как упомянутые выше уравнения Фредгольма.

На границах каверны известна величина 7, которая постоянна в силу постоянства давления в каверне, a (V.3.13) и (V.3.14) становятся нелинейными интегродифференциальными уравнениями для определения формы меридионального сечения границы каверны у = / (*).

Для исследования кривизны контура меридионального сечения каверны вблизи точки отрыва в работе [2] после ряда промежуточных преобразований уравнения (V.3.13) произведен ряд оценок интегралов.

В системе координат х_хО\У\^с началом в точке отрыва при учете этих оценок выражение для кривизны меридионального сечения

каверны вблизи точки отрыва, равное , легко может быть

представлено в виде

—⁴'*---^ 4----, (V.3.15)

дх\ V х_х у~>

где В_Х1 В₂ — некоторые постоянные.

Таким образом, при —¦ 0 кривизна может обращаться в бес

конечность.

По приведенным выше формулам на ЭЦВМ были произведены расчеты кавитационного обтекания двух тел: шара и конуса — на основе схемы Рябушинского [2]. Была принята следующая процедура вычислений. Сначала задавалась форма меридионального сечения так называемой пробной границы каверны. Она принималась простейшей: для шара — в виде двух отрезков параллельных прямых, касающихся окружностей (меридиональных сечений основного и фиктивного шара); для конуса эти отрезки соединялись с кромками оснований основного и фиктивного конусов отрезками кривых, обеспечивающих непрерывность касательной при переходе от отрезков прямых к сечениям конусов.

Далее по формуле (V.3.14) в первом приближении определяется 7 на поверхности тела, свободной от кавитации. Так как скорость на границе каверны постоянна, то на пробной границе каверны 7 = const.

Вычисленные значения 7 подставляют затем в (V.3.13), которое становится нелинейным относительно функции у (я). Из (V.3.13) у (я) находится методом последовательных приближений, путем последовательной подстановки в правую часть этого выражения значений координат пробной границы каверны и т. д. Определенные таким образом координаты границы каверны использовались вновь для вычисления 7 по (V.3.14) и т. д.

При вычислениях на частях тела, свободных от кавитации, была использована кусочно-постоянная аппроксимация функции у/у. На меридиональном сечении границ каверны полагалось 7 =const, а у (я) аппроксимировалось кусочно-линейной зависимостью за исключением участков, непосредственно примыкающих к точкам отрыва, где использовалась аппроксимация (V.3.15), которая оказалась весьма удобной для определения положения точек отрыва каверны от шара.

Так же, как и в случае плоского кавитационного обтекания гладкого контура, при произвольном задании положения точек отрыва кривизна меридионального сечения границы каверны в этой точке, вообще говоря, бесконечно большая и при заданном режиме течения, определяемом числом кавитации, становится конечной только в одной точке.

Условие конечности кривизны сечения каверны для определения положения точки отрыва (точки «гладкого» отрыва), сформу-

0,50

•

Э'—

= 4s5°

Шар

О 0J 0,2 %

0,25

Рис. V. 16. Зависимость относительного радиуса R/b от числа кавитации х.

/ — по формулам § 3 гл. V, шар;

О — эксперимент, шар [72 ]; 2— по формулам § 3 гл. V, конус; #— по формулам § 1 гл. V.

Рис. V.17. Зависимость коэффициента сопротивления С_х от числа кавитации к.

1 — по формулам § 3 гл. V, шар;

2 — по формулам § 3 гл. V, конус;

3 — по формулам § 1 гл. V, шар;

• — эксперимент, конус [72 3.

лированное БрилЯуэном, использовано и при расчете обтекания шара. Этой точке в данном случае соответствует равенство нулк> коэффициента В_± в (V.3.15).

Сначала положение точки отрыва задается произвольно.. Если она оказывается впереди точки «гладкого» отрыва, то В_х имеет отрицательное значение, если сзади — то положительное* и монотонно уменьшается до нуля по мере приближения к искомому значению координат точки «гладкого» отрыва.

Результаты расчетов контролировались с помощью решения «прямой» задачи, т. е. путем определения у из уравнения (V.3.14). Оказалось, что почти на всей границе каверны у имеет постоянное значение и только на небольших участках, примыкающих к точкам отрыва, отклоняется на величину, не превышающую 2% этого значения.

Время, затрачиваемое на расчеты с помощью ЭЦВМ, невелико-и составляет для одного режима обтекания (каверна заданной длины) 10—15 мин. На рис. V.16 даны зависимости отношения радиуса шара и радиуса основания конуса к половине ширины каверны от числа кавитации, полученные на основании расчетов по формулам (V.3.13) и (V.3.14). Для сравнения приведены экспериментальные данные Л. А. Эпштейна и расчетные данные, полученные по формулам § 1 этой главы [72].

Экспериментальные и расчетные данные для шара и конуса удовлетворительно согласуются.

Результаты^расчетов для шара относились к обтеканию его в трубе круглого поперечного сечения, а приведенные на

рис. V.16 данные получены путем экстраполяции на условия обтекания шара безграничным потоком.

На рис. V.17 приведены зависимости коэффициента сопротивления шара и конуса от числа кавитации. Экспериментальные и расчетные зависимости для шара, полученные по формулам (V.3.13) и (V.3.14) также удовлетворительно согласуются.

На рис. V.18 приведены экспериментальные и расчетные данные о положении точек отрыва каверны от поверхности шара, определяемого углом р₀ (отсчитываемым от передней критической точки) в зависимости от числа кавитации. При малых числах кавитации согласование расчетных зависимостей с данными Л. А. Эпштейна можно считать удовлетворительным. С ростом числа кавитации в эксперименте заметно увеличение угла отрыва каверны, тогда как расчеты показывают сравнительно слабое его увеличение.

Рис. V.18. Зависимость угла Ро ^от числа кавитации %.

1 — по формулам § 3 гл. V;

2 — по формулам § 1 гл. V; 3 — эксперимент [72].

ИСКУССТВЕННАЯ

КАВИТАЦИЯ

§ 1. Физические основы искусственной кавитации

Во введении уже было сказано о том, что развитые кавитационные течения можно получить, вдувая воздух или другой газ в область разрежения за плохообтекаемым телом. При экспериментальных исследованиях в качестве таких тел широко используют простейшие тела: пластины, клинья, круглые цилиндры, шары и конусы.

При многих экспериментальных исследованиях осесимметричных кавитационных течений в качестве тел (кавитаторов), за которыми образуется каверна, приняты диски, сферические и эллиптические головки. Эксперименты позволяют выявить ряд особенностей кавитационных течений: таких, как нестационарность, влияние весомости, а также установить зависимости между расходами газа, числами кавитации и Фруда, коэффициентом сопротивления воды и числами кавитации и т. д.

Каверна, образованная за диском, при определенных числах Фруда имеет на большей части своей длины гладкую прозрачную поверхность (рис. VI. 1). Однако это свойство существенно зависит от степени турбулентности потока. При повышении турбулентности потока (например, путем его искусственной турбулизации) на поверхности каверны, образованной за диском, появляются высокочастотные колебания — волны (рис. VI.2). На поверхности сферических и эллиптических кавитаторов есть пограничный слой, который вблизи точки отрыва каверны разрушается и служит источником возмущения поверхности каверны. На небольшом участке длины за точкой отрыва каверна имеет гладкую и прозрачную поверхность течения. Однако сразу же за этой областью появляется система поверхностных волн с амплитудой, возрастающей вниз по потоку. Ряд исследователей предполагает, что эти волны возникают вследствие роста неустойчивости отделенного пограничного слоя кавитатора.

Эксперименты показывают, что для сглаживания поверхности каверны необходимо обеспечить устойчивость ламинарного

ВОЗДЕЙСТВИЕ

ЗНА ПРОДУКТИВНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ

ПРИ ВТОРИЧНОМ ВСКРЫТИИ ГЛ А В А (ПЕРФОРАЦИЯ)

5.1. ПЕРФОРАЦИЯ.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ

Основная задача вторичного вскрытия — создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальных для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и плотности перфорации.

При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:

толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной и удаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти;

расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК);

пластовое давление и температура в интервале перфорации;

число обсадных колонн в интервале перфорации, минимальный внутренний диаметр в колонне труб;

максимальный угол отклонения скважины от вертикали; состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки; свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта.

В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой предприятий, ведущих буровые работы.

В случае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта.

Пласты с подошвенной водой и газовой "шапкой" перфорируются в нефтяной части. Расстояние от нижних отверстий до ВНК и от верхних отверстий до ГНК устанавливается для каждой конкретной залежи опытным путем с учетом наличия или отсутствия непроницаемых пропластков, неоднородности, вертикальной трещиноватости и допустимого градиента давления на цементную оболочку эксплуатационной колонны.

Вскрытие пластов стреляющими перфораторами может осуществляться при репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) и депрессии (забойное давление в скважине ниже пластового).

При репрессии следует вскрывать пласты с нормально и аномально высоким пластовым давлением независимо от положения интервала перфорации, в том числе и в приконтакт-ных зонах (ВНК, ГНК) и при наличии в нефти агрессивных компонентов (углекислый газ, сероводород).

Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий безопасного проведения перфорации и предотвращения проникновения больших объемов жидкости из скважины в пласт.

Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, должно превышать пластовое на:

10—15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

5—10 % для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

4 — 7 % для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 м до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.

Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Через НКТ закачивают перфорационную и буферную (при необходимости) жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на 100 — 150 м выше. Устье скважины оборудуется противовыбросовым устройством (задвижкой с превентором).

Перфорацию следует производить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал.

В зонах ВНК и ГНК перфорация выполняется одним спуском перфоратора.

Слабопроницаемые сцементированные пласты рекомендуется вскрывать гидропескоструйной перфорацией.

В мировой и отечественной практике нефтегазодобывающей промышленности прострелочные перфорационные работы в нефтяных и газовых скважинах по видам и объемам (%) применения распределяются следующим образом.

Кумулятивная перфорация............................................................................................................................................................90 — 95

В подавляющем большинстве случаев перфорационные работы всех видов в скважинах производятся при репрессии Ар _р на продуктивный пласт. Значение репрессии не должно превышать 5—10 % значения пластового давления (но не более 2,5 — 3,5 МПа) в зависимости от глубины скважины.

При репрессии на пласт в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной (толщиной до 5—1,5 мм) и ин-фильтрационной (радиусом до 300—1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт (а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при вскрытии пласта.

Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, для чего применяют стреляющие или гидропескоструйные перфораторы. По принципу действия стреляющие перфораторы подразделяются на пулевые, торпедные и кумулятивные. В последние годы появились пулевые перфораторы с вертикально-криволинейными стволами, обладающие высокой пробивной способностью. Сейчас они ограниченно применяются в некоторых геолого-технических условиях.

Гидропескоструйная перфорация, относимая некоторыми авторами даже не к средствам вскрытия, а к средствам интенсификации притока, как показал промысловый опыт, не дает существенных преимуществ перед широко распространенной кумулятивной перфорацией. По этой причине, а также в связи с большой трудоемкостью широкого распространения гидропескоструйная перфорация пока не получила.

Для вторичного вскрытия пластов применяются пулевые перфораторы залпового действия с вертикально-наклонными стволами ПВН90, ПВН90Т, ПВТ73, ПВК70 (поперечные габариты 90, 73 и 70 мм), которые могут спускаться в обсадную колонну с минимальным внутренним диаметром 117,5 и 98 мм. У перфораторов типа ПВН в двух взаимно перпендикулярных плоскостях попарно расположены четыре ствола. Для взаимного уравновешивания сил отдачи парные стволы идут в общих пороховых камерах навстречу друг другу. Перфоратор ПВТ73 отличается двухствольной конструкцией, в которой пули разгоняются по двум каналам в противоположных направлениях. В одноканальном многосекционном перфораторе ПВК70 ствол проходит по оси перфоратора, причем используются пули с увеличенными диаметром и массой.

Глубина пробивания в породе средней прочности указана ниже.

Тип перфоратора............................. ПВН90, ПВН90Т ПВТ73 ПВК70

Глубина, мм................................................................................140 180 200

Области применения перфораторов типов ПВН, ПВК, ПВТ определяются как термобарическими (предельная температура и максимальное допустимое давление), так и геологическими условиями. Учитывая, что пробивная способность пуль в значительно большей степени зависит от прочности породы, чем у кумулятивных струй, глубина каналов в породах низкой и средней прочности, пробиваемых пулевыми перфораторами, больше глубины каналов, пробиваемых кумулятивными перфораторами, а в породах выше средней прочности (о_сж > > 50 МПа) — наоборот, меньше.

Формирование перфорационных каналов в пласте, полученных с помощью кумулятивных зарядов, имеет следующие особенности. При схлопывании металлической облицовки от детонации заряда в кумулятивную струю переходит только примерно 10 % ее массы. Остальная часть формируется в стержне сигарообразной формы и движущемся со скоростью приблизительно 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем головная часть струи, этот так называемый пест может застревать в уже образовавшемся перфорационном канале и частично или полностью закупоривать его. При проникании струи в преграду расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно превышает диаметр струи. Однако за счет этих процессов происходит изменение структуры порового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. При этом в зависимости от свойств породы и условий в скважине в момент перфорации может иметь место как уп-252 лотнение породы вокруг канала, так и разрыхление ее. Корпусные кумулятивные перфораторы, с помощью которых выполняется большой объем работ по вскрытию продуктивных пластов в России, оказывают наименьшее нежелательное взрывное воздействие на обсадную колонну и заколонное цементное кольцо, поскольку основную часть энергии взрыва зарядов воспринимает на себя корпус перфоратора. Из перфораторов типа ПК более распространены перфораторы ПК105ДУ, ПК85ДУ, ПК95Н, а из перфораторов типа ПКО — перфораторы ПКО98, ПКО73.

Бескорпусные кумулятивные перфораторы с зарядами в индивидуальных оболочках позволяют значительно ускорить проведение прострелочно-взрывных работ, так как вскрываемая за один спуск перфоратора толщина пласта может достигать 30 м. Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно производить вскрытие при спуске их внутри насосно-компрессорных труб. Однако степень воздействия этих перфораторов на обсадную колонну и цементное кольцо значительно выше, чем при использовании корпусных перфораторов. Кроме того, после взрыва зарядов на забое остаются обломки от корпусов заряда и соединительных деталей, которые в последующем могут привести к осложнениям при эксплуатации скважин.

Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на промыслах страны наибольшее распространение нашли перфораторы в стеклянных оболочках ПКС80, ПКС105, ПКС65, из разрушающихся — перфораторы с зарядами в литых алюминиевых оболочках КПРУ65, ПР54.

Размеры перфорационных каналов, получаемые при отстреле зарядов наиболее распространенных кумулятивных перфораторов в поверхностных условиях и при давлении 30 МПа по единым мишеням с породами прочностью на одноосное сжатие 45 МПа, приведены на рис. 5.1, пробивная способность перфораторов представлена на рис. 5.2.

Образование канала в преграде при гидропескоструйной перфорации осуществляется за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, выходящей из насадки, а также абразивного действия песка, содержащегося в струе. Это пока единственный промышленно применяемый в настоящее время способ вскрытия пластов, исключающий воздействие взрывных нагрузок на пласт и, следовательно, особенно целесообразный в тех случаях, когда механоактиваци-онные процессы могут значительно ухудшить проницаемость пористой среды.

Рис. 5.1. Размеры перфорационных каналов для перфоратов основных типов при отстрелах по единой мишени (обсадная колонна - цементное кольцо -порода):

а — в поверхностных условиях; б — при давлении 30 МПа; ш_з— масса заряда; у — скорость пули на выходе из ствола; 7_К — длина канала

Гидропескоструйный перфоратор представляет собой стальной корпус с насадками из твердых сплавов, при п ро-качке через который жидкости с расходом 1 — 6 л/с, скорость струи достигает 200 м/с. Для создания необходимых давлений при прокачке гидроабразивных смесей используются насосные агрегаты 2АН500 и 4АН700, количество которых на одну операцию может изменяться от 2 до 6 и более. Время обра-

Рис. 5.2. Пробивная способность перфораторов (труба толщиной 10 мм из стали группы прочности Д, цементное кольцо за 25-мм колонной с а_сж = = 20 МПа, предел прочности породы на сжатие а_сж = 45 МПа при температуре 20 °С и всестороннем давлении 30 МПа):

I — обсадная труба; II — цементное кольцо; III — порода

зования одного канала колеблется от 20 до 30 мин, расход рабочей жидкости — от 1 до 7 м³, песка — от 50 до 700 кг.

Как показали стендовые испытания, а также промысловые эксперименты с использованием скважинной мишени, в условиях гидростатических давлений, характерных для скважин средних глубин, глубина перфорационных каналов в породах средней прочности не превышает 135 мм. Учитывая значительно большую трудоемкость осуществления гидропескоструйной перфорации по сравнению с кумулятивной и пулевой, на промыслах она применяется в настоящее время довольно редко.

Вопросы гидропескоструйной перфорации глубоко рассмотрены Р.С. Яремийчуком и Ю.Д. Качмаром.

Как разновидность описанного, известен метод азотогидропескоструйной перфорации, разработанный ЦНИЛом (г. Ивано-Франковск) б. объединения "Укрнефть". Сущность метода заключается в образовании отверстий или прорезей в обсадной колонне и каналов или выработок в цементном кольце и породе пласта с помощью газожидкостной струи, содержащей абразивный материал. Утверждается, что за счет добавления газа в жидкостно-песчаную смесь можно значительно (в 1,5 — 2 раза) увеличить размеры перфорационных каналов. На размеры выработки существенно влияет значение газогидросодержания. Наряду с возможностью увеличения длины канала при гидропескоперфорации с азотом прослеживается еще ряд преимуществ по сравнению с использованием жидкостно-песчаных смесей: создается дополнительный перепад на насадках за счет разности плотностей аэрированной смеси в НКТ и затрубном пространстве, увеличивающейся с ростом глубины скважины. При проведении процесса важным фактором успеха является создание давления в скважине значительно меньше гидростатического. При этом сочетается процесс вскрытия с вызовом притока при пониженном давлении на пласт. Разработанные технология и оборудование обеспечивают проведение работ в скважинах глубиной 2000 — 2500 м. С некоторыми усовершенствованиями технология может быть использована в скважинах глубиной до 5000 м. Небольшой объем внедрения был положительным.

5.2. ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ В СКВАЖИНЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПЕРФОРАЦИЕЙ. ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ НЕСОВЕРШЕНСТВО ПЗС

Скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю толщину, то такая скважина называется несовершенной по степени вскрытия пласта. В обоих случаях 256 фактический дебит при прочих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, которые обусловлены искривлением и сгущением линий токов жидкости и газа в околоствольной зоне пласта и на стенке скважины (точнее, на границе скважина — пласт). Сгущение линий токов, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, вскрывшей продуктивный пласт на всю толщину. По причине нарушения геометрии течения жидкости и газа рассматриваемые виды несовершенства иногда называют несовершенством геометрическим.

Гидродинамически совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта с радиусом R_K, свойства которого изотопны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Из рис. 5.3 видно, 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

Рис. 5.3. Схема притока и гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную скважину по качеству (•), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта

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. Как отмечено выше, в общем случае выделяют три типа гидродинамического совершенства скважин:

по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю его толщину;

по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой сферы в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.

В пласте вокруг скважины радиусом г_с образуются две зоны с измененной проницаемостью — зона проникновения фильтрата радиусом R_зп и зона кольматации радиусом г_к (рис. 5.4). Такую скважину называют несовершенной по качеству вскрытия пласта.

Если скважина несовершенна по степени и характеру

Рис. 5.4. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением:

1 — стенка скважины; 2 — глинистая корка; 3 — зона кольматации; 4 — зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, k_v k₂ — проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и зоне проникновения фильтрата; г_с — радиус ствола скважины; г_к — радиус зоны кольматации; R_{3 Il} — радиус зоны проникновения фильтрата

вскрытия продуктивного пласта, то коэффициент гидродинамического совершенства

ф =-~~^1n(R~~* ~~^/Г~~^с⁾-, (5.1)

1n(R_K /г_с) + Cl + С2

где Я_к — радиус контура питания; с₁ — безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по степени вскрытия продуктивного пласта; с₂ — безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия продуктивного пласта.

Коэффициент с₁ определяется степенью вскрытия продуктивного пласта, а коэффициент с₂ зависит от длины 1_К и диаметра d_K перфорационных каналов и плотности перфорации п. Эти коэффициенты находятся по известным графикам В.И. Щурова, построенным по результатам экспериментов на электролитических моделях, или по формулам, полученным математической обработкой экспериментальных данных.

Оценим качественно влияние параметров перфорации на коэффициент гидродинамического совершенства скважины по формуле (5.1), приняв, что продуктивный пласт вскрыт бурением на всю толщину, т.е. с₁ = 0. Результаты расчетов иллюстрируются графически на рис. 5.5. При плотности перфорации 10 отв/м и более (см. рис. 5.5, в) увеличение глубины перфорационных каналов не приводит к значительному росту коэффициента совершенства скважины. При очень больших 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 на основе закона распределения давления в пласте вокруг работающей скважины. В промысловых условиях таких случаев практически нет.

Поперечный размер каналов перфорации (см. рис. 5.5, б) несуществено влияет на степень совершенства скважин, поэтому нет острой необходимости создавать прострелочную аппаратуру для получения каналов большого диаметра. Увеличение плотности перфорации более 20 отв/м (см. рис. 5.5, в) может быть оправдано только в случаях очень низкой пробивной способности перфораторов.

Рис. 5.5. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства ф скважины от различных параметров (R = 400 м, г_о = 0,1 м):

а — от длины канала перфорации l_K(d_K = 12 мм; шифр кривых — плотность перфорации, отверстие на 1 м); б — от диаметра канала перфорации d_K(l_K = = 150 мм; шифр кривых — плотность перфорации, отверстие на 1 м); в — от плотности перфорации n(d_K = 12 мм; шифр кривых — длина канала перфорации 7_К, мм)

Анализ рассмотренных рисунков позволяет сделать следующие выводы:

при длине перфорационных каналов не менее 150 мм оптимальной плотностью перфорации необходимо считать плотность не более 12—16 отв/м;

при плотности перфорации 12—16 отв/м и длине перфорационных каналов 150 мм увеличение диаметра канала свыше 6 — 8 мм практически не приводит к росту степени совершенства скважин.

Эти выводы справедливы только для идеальных условий притока в скважину, когда пористая среда во всех точках пласта имеет одинаковую проницаемость, а цилиндрические перфорационные каналы чистые по всей длине. Реальная картина притока нефти или газа в скважину в значительной степени осложняется отмеченными ранее негативными явлениями. Схематичное изображение призабойной зоны перфорированной скважины показано на рис. 5.6, из которого следует, что в формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства ф скважины следует ввести, кроме уже известных коэффициентов, еще безразмерный коэффициент 5_п, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в призабойной зоне из-за несовершенства скважины по качеству вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией. В данном случае дополнительные фильтрационные сопротивления обусловлены снижением проницаемости породы вокруг перфорационных каналов. Если скин-эффект может быть определен с помощью, например,

Т_с

Рис. 5.6. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфорированной скважины:

г_с — радиус ствола скважины; 7_К — длина канала перфорации в породе; d_K — диаметр канала перфорации; R_v R₂ — радиус соответственно зоны влияния бурового раствора и ПЗП; 6 — размер зоны влияния жидкости перфорации; k, k_v k₂, k₃ — проницаемость соответственно пласта, зоны влияния бурового раствора, ПЗП, зоны влияния жидкости перфорации

геофизических исследований в скважине по параметрам зон ухудшенной проницаемости, то определить значение скин-эффекта для перфорационных каналов по промысловым исследованиям пока не представляется возможным.

Американские исследователи для случая ламинарного потока в перфорационный канал предлагают использовать формулу

Б_п =-L f_L - _L) ln Ь+±.

^nlK ' ^k3 ^k2 + ^гк

Если в зоне вокруг перфорационного канала происходит нарушение линейного закона фильтрации Дарси (что характерно для высокопродуктивных нефтяных скважин и особенно для газовых скважин), то значение Б_п резко возрастает.

Существующая технология вторичного вскрытия пластов перфорацией предполагает спуск перфораторов в скважину на каротажном кабеле в зону перфорации с заполнением скважины обычно тем же буровым раствором, с использованием которого вскрывали бурением продуктивный пласт. В момент сообщения скважины с пластом в последний через перфорационные каналы под действием статического давления и динамических взрывных нагрузок будет фильтроваться буровой раствор. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как твердые частицы из раствора, так и фильтрат из него. Кроме того, при воздействии взрывных нагрузок на призабойную зону через перфорационные каналы в пласте могут происходить следующие механоактиваци-онные процессы: испускание электронов (механоэмиссия), свечение (механолюминесценция), протекание на поверхности химических реакций (механохимия), излучение звука (акустоэмиссия), пьезоэффект и др.

В результате механоактивации поверхность твердого тела приходит в неравновесное активное состояние. Например, поверхностный центр (атом на поверхности) путем перехода из электронно-колебательного в электронное возбуждение становится активным и способным вступать в реакции с молекулами окружающей среды. За счет пьезоэффекта возникающие в кристаллах электрические поля могут существенно изменить взаимодействие породы с полярной жидкостью, проникшей в пласт, а в некоторых случаях и полностью блокировать эти проводящие пути для жидкости.

Такие явления еще недостаточно изучены, однако имеющийся лабораторный и промысловый материал уже позволяет сделать некоторые выводы и выдать практические рекомендации по выбору наиболее целесообразной технологии вторичного вскрытия пласта.

Эксперименты по отстрелу наиболее распространенных кумулятивных перфораторов ПК105ДУ с имитацией перепада давления из пласта в скважину при давлениях в зоне перфорации 10, 20, 30, 40 МПа и при горных давлениях соответственно 25, 50, 75 и 100 МПа показали следующее. В искусственном песчанике в этом диапазоне давлений глубина получаемого канала мало изменяется и составляет в среднем 111 мм при диаметре канала 12 мм. Несмотря на наличие видимой зоны уплотнения породы вокруг перфорационного канала, пропускная способность мишени с реальным каналом дф оказалась равной д_ид для этих же размеров каналов, т.е. коэффициент совершенства ф оказался равным единице. Это означает, что канал, полученный в условиях перфорации на депрессии, является эффективным по всей длине и не имеет зоны породы пониженной проницаемостью. Следовательно, если бы перфорация в скважине производилась в этих условиях, то для расчета дебита перфорированной скважины можно было бы воспользоваться графиками В.И. Щурова. Следует отметить, что в аналогичных условиях, по данным американских авторов, кумулятивные заряды различных фирм США не дают таких гидродинамически эффективных каналов при отстрелах на депрессии, очевидно, вследствие конструктивных особенностей зарядов и используемой для лабораторных исследований мишени.

Серия отстрелов этих же зарядов при перепаде, направленном из скважины в пласт, с использованием различных жидкостей, заполняющих скважину, проведенная для выяснения количественного влияния твердой и жидкой фазы на степень загрязнения породы вокруг перфорационных каналов, показала следующее. При отстреле зарядов с использованием воды при репрессии на пласт 1 МПа коэффициент совершенства канала оказался равным 0,875. Иными словами, поскольку других причин уменьшения этого коэффициента нет, степень восстановления проницаемости породы равна 87,5 % (первоначальная проницаемость искусственных кернов составляла в данных экспериментах от 0,12 до 0,20 мкм²).

При наличии в зоне перфорации бурового раствора плотностью 1,10 г/см³, а также утяжеленных баритом буровых растворов плотностью 1,60 и 2,00 г/см³, приготовленных на воде, коэффициенты совершенства канала соответственно были равны 0,54; 0,45 и 0,43, хотя глубина и диаметр перфо-

Рис 5.7. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства Ф канала от значения репрессии Ар_р при перфорации в хроматном растворе

рационных каналов остались практически теми же, что и при перфорации на воде. Это говорит о том, что уменьшение коэффициента совершенства канала от 0,875 до 0,54 и 0,45 может быть объяснено только проникновением твердой фазы в поры породы. Этот канал длиной 111 мм с зоной загрязнения дает такое же значение дополнительных фильтрационных сопротивлений в цилиндрическом керне диаметром 90 мм и длиной 200 мм, как и чистый канал длиной всего 8—18 мм, т.е. несовершенная технология перфорации на репрессии с использованием буровых растворов сводит на нет преимущество длинных перфорационных каналов.

Для оценки влияния значения репрессии, типа бурового раствора и первоначальной проницаемости породы на установке "Пласт” И.Н. Гайворонским и другими исследователями были проведены эксперименты с использованием буровых растворов, нашедших наиболее широкое применение при бурении скважин и их перфорации в Западной Туркмении. На рис. 5.7 представлена зависимость коэффициента совершенства канала от значения репрессии при перфорации в среде хроматного бурового раствора. Видно, что темпы снижения коэффициента совершенства ф канала наиболее высоки в интервале репрессии А р _р до 2 МПа, т.е. даже малейшая репрессия на пласт в момент перфорации приводит к существенному ухудшению качества гидродинамической связи перфорационных каналов с пластом.

На рис. 5.8 показана зависимость коэффициента совершенства ф канала от первоначальной проницаемости k искус-

Рис 5.8. Зависимость коэффициента гидродина

мического совершенства ф канала от первоначальной проницаемости породы к при отстреле зарядов в хроматном (1) и известковом (2) растворах ственного песчаника, перфорированного на репрессии значением 2 МПа с использованием хроматного и известкового буровых растворов. Видно, что в обоих случаях с ростом первоначальной проницаемости породы коэффициент совершенства канала существенно снижается.

В табл. 5.1 показаны результаты исследований влияния на коэффициент совершенства ф типа бурового раствора и соотношения между размерами пор и частиц твердой фазы бурового раствора.

Видно, что чем больше содержится в буровом растворе мелкой фракции и чем больше размер пор, тем в большей степени снижается коэффициент совершенства перфорационных каналов. Очевидно, через перфорированный канал в по-ровое пространство из раствора потоком фильтрата заносятся наиболее мелкие твердые частицы, которые при обратном потоке пластовой жидкости не удаляются из пор. В тех случаях, когда размер твердых частиц больше диаметра пор, они в поровое пространство потоком фильтрата не заносятся.

Проведенные эксперименты позволяют сделать следующий важный вывод: существующая технология перфорации на репрессии с использованием буровых растворов с твердой фазой оказывает особенно отрицательное влияние при вскрытии высокопроницаемых пластов. Технология вскрытия продуктивных пластов на репрессии и с применением растворов на водной основе с твердой фазой приводит к тому, что низкопроницаемые пласты наиболее сильно загрязняются при бурении, а высокопроницаемые — при перфорации.

Результаты лабораторных экспериментов дают качественное представление о влиянии отдельных факторов на эффективность вскрытия пластов перфорацией, а результаты лабораторных экспериментов на мишенях с плоскопараллельной фильтрацией нельзя без корректировки переносить на плоскорадиальную (скважинную) систему потока. Так, по резуль-

Т а б л и ц а 5.1

Влияние типа бурового раствора на коэффициент совершенства

Тип бурового раствора	Содержание фракций размером менее 1 мкм, %	Среднеарифметическое значение диаметра пор, мкм	Коэффициент совершенства ф канала
Хроматный	17,4	3,76	0,66
		4,62	0,65
Известковый	19,3	3,32	0,59
		5,00	0,43
Обработанный	28,1	3,36	0,39
УТТТР

татам исследований в США около 80 % всего потока жидкости в плоскопараллельной мишени диаметром 90 мм и длиной 380 мм приходится на последние 20 % перфорационного канала длиной 200 мм. При тех же условиях в плоскорадиальной системе поток жидкости более равномерно распределяется по длине канала. Наличие вокруг перфорационного канала зоны пониженной проницаемости несколько уравнивает распределение потока жидкости по длине канала в этих системах.

Для количественной оценки влияния образующейся зоны пониженной проницаемости породы вокруг каналов перфорации и образующейся зоны проникновения фильтрата при бурении группа американских исследователей решила задачу о притоке жидкости к скважине численным методом с помощью компьютеров. Полученные ими результаты позволяют оценить как раздельное, так и совместное влияние параметров этих зон. Вначале оценим только влияние несовершенной технологии перфорации, когда вокруг каналов образуется зона пониженной проницаемости породы толщиной 6. Поскольку снижение проницаемости происходит за счет проникновения твердой фазы из раствора, то кратность снижения проницаемости (в₃ = k/k₃) может достигать нескольких десятков, поэтому этот параметр был исследован в пределах от 1 до 50. Влияние толщины этой зоны изучено в пределах от 6 до 1 6 мм.

Для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации хотя бы в 1,5 раз была больше толщины зоны проникновения вокруг скважины. Поскольку радиус зоны проникновения обычно превышает 500 мм, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 200 — 300 мм, то выполнить указанное условие на данном уровне развития техники кумулятивной перфорации как правило не удается.

Зависимость коэффициента совершенства от параметров зоны проникновения, образующейся вокруг скважины во время бурения, при длине каналов перфорации 200 мм показана на рис. 5.9, а. Здесь также наглядно видно, что значения коэффициентов совершенства близки к единице при толщине зоны проникновения в 2 — 3 раза меньшей длины каналов перфорации.

На рис. 5.9, б представлено совместное влияние параметров зоны проникновения и зоны пониженной проницаемости породы вокруг каналов перфорации на коэффициент ги-266

Рис. 5.9. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства ф скважины от толщины прискважинной зоны с пониженной проницаемостью:

а — 1_К = 200 мм, d_K = 6,35 мм, п = 13 отв/м; г_с = 75 мм, R_K = 100 м; б — в_з = = 20, Ь = 12,7 мм, 1_к = 200 мм, d_K = 6,35 мм, п = 13 отв/м, r_c = 75 мм, R_K = = 100 м; шифр кривых — кратность снижения проницаемости по р о

ды в прискважинной зоне размером b

дродинамического совершенства. Как видно, в рассматриваемом диапазоне изменения этих параметров коэффициент совершенства не превышает значения 0,5, причем параметры зоны проникновения здесь влияют на совершенство в меньшей степени, чем при условиях, рассмотренных на рис. 5.9, а.

Предотвратить загрязнение породы при перфорации на репрессии можно следующими мероприятиями:

применением в качестве задавочного раствора минерализованной (например, пластовой) или пресной воды, облагороженной добавкой поверхностно-активных веществ (ПАВ); применением растворов на нефтяной основе; применением высококонцентрированных растворов солей. Характерная особенность предлагаемых задавочных растворов — отсутствие в них твердой фазы, наличие которой, как было показано ранее, в наибольшей степени снижает гидродинамическую эффективность перфорационных каналов.

ПАВ, вводимые в перфорационную жидкость, должны удовлетворять следующим требованиям:

при малой концентрации значительно уменьшать поверхностное натяжение на границе раздела вода — углеводородная среда;

улучшать смачиваемость породы нефтью в присутствии водного фильтрата;

не образовывать нерастворимого осадка при контакте с пластовыми водами, содержащимися в них солями и горными породами;

препятствовать диспергированию и набуханию глинистых частиц, содержащихся в породе пласта, в присутствии водного фильтрата;

иметь низкий показатель адсорбции на поверхности поро-вого пространства;

препятствовать образованию на границе раздела фаз адсорбционных слоев гелеобразной структуры.

Для обработки перфорационной жидкости могут быть использованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ эффективно снижают поверхностное натяжение и краевой угол смачивания, способствуют увеличению относительных проницаемостей пористой среды для нефти и воды и суммарной проницаемости для них. Нефтерастворимые ПАВ эффективно снижают относительную проницаемость пористой среды для воды, способствуют уменьшению водонасыщенности породы и толщины гидрат-ных оболочек, гидрофобизируют поверхность поровых каналов. Наиболее подходящими для обработки перфорационных жидкостей растворами на водной основе являются неионогенные ПАВ (ОП-7, 0П-10, уФэ₈, КАУ-ФЭ₁₄, дисолван и др.), поскольку они хорошо растворимы в пресной и минерализованной воде, мало адсорбируются на поверхности горных пород, эффективно снижают поверхностное натяжение на границе вода — нефть при малой концентрации (0,1—0,3 %). Ионогенные (анионные — сульфонол, азолят, сульфонатрие-вые соли СНС и катионные — катапин, выравниватель А и др.) ПАВ могут давать осадки с минерализованной водой, интенсивнее адсорбируются на поверхности породы.

При использовании буровых растворов на нефтяной основе перфорацию также следует проводить с применением подобных задавочных растворов.

Рассмотренные растворы могут успешно выполнять функции задавочных только в тех случаях, когда значение пластового давления ниже гидростатического. При пластовых давлениях выше гидростатического в качестве гомогенной (без твердой фазы) перфорационной жидкости следует применять, например, водный раствор хлористого кальция, плотность которого можно довести до 1,40 г/см³. Следует отметить, что раствор хлористого кальция способствует агрегированию глинистых частиц в пласте, в результате чего в некоторой степени снижаются негативные последствия применения 268 при бурении буровых (глинистых) растворов на водной основе.

Более кардинальным направлением совершенствования технологии вскрытия продуктивных пластов перфорацией является перфорация на депрессии при герметизированном устье скважины, которая может осуществляться в двух вариантах:

с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на кабеле внутри колонны НКТ;

с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на колонне НКТ.

Перфорация на депрессии — наиболее прогрессивный способ вторичного вскрытия пласта, поскольку в момент создания перфорационных каналов под действием больших градиентов давления возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, в результате чего происходит самоочистка перфорационных каналов и породы призабойной зоны. В дополнение к указанному достоинству необходимо отметить, что для газовых скважин и нефтяных фонтанных скважин процесс вторичного вскрытия пласта совмещается с процессом вызова притока нефти или газа из пласта в скважину. Рассмотрим технологию и технику перфорации на депрессии.

По первому варианту применяют перфораторы КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье устанавливают фонтанную арматуру. На место буферного патрубка устанавливается лубрикатор — устройство, позволяющее спускать в работающую скважину какие-либо приборы при наличии давления на устье.

Снижением уровня раствора в скважине (замена на облегченный раствор, полное удаление раствора из скважины и заполнение ее воздухом, природным газом или азотом) создается необходимый перепад между пластовым и забойным давлениями, выбранный применительно к данным геологотехническим условиям. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число одновременно спускаемых кумулятивных зарядов не должно превышать 150 — 300) на каротажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с установкой его против перфорируемого интервала. После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же проявлять себя, и происходит интенсивный процесс очистки перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродуктивных нефтяных и особенно газовых добывающих скважинах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом происходит интенсивный рост давления на устье. Однако устройство лубрикатора таково, что позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости можно снова произвести его спуск в скважину для дострела нужного интервала.

При использовании малогабаритных перфораторов кумулятивной струе приходится преодолевать большое расстояние до соударения с преградой — обсадной колонной, а известно, что глубина пробивания в преграде в значительной степени зависит от толщины слоя жидкости (рис. 5.10). Поэтому наибольший эффект следует ожидать от применения таких перфораторов в газовой среде, в связи с чем за рубежом для вскрытия газоносных пластов иногда применяют следующую технологию. После неполного удаления жидкости с забоя скважины в нее через лубрикатор спускают малогабаритный перфоратор, к нижней части которого подсоединяют дополнительно один-два заряда в индивидуальных оболочках, срабатывающие отдельно от всего перфоратора подачей электрического импульса с поверхности. После включения в работу вскрытой этими зарядами части газоносного пласта и полного удаления жидкости с забоя скважины осуществляется срабатывание всей сборки перфоратора в среде природного газа.

Опыт промышленного применения такого способа перфорации показал его высокую эффективность. Так, на газовых промыслах Северного Кавказа в результате вскрытия на де-

/_к, мм

0 100 Ь_ж, мм

270

Рис. 5.10. Зависимость длины канала перфорации 7_К в породе от толщины слоя воды Ь_ж в зоне перфорации при давлении 30 МПа при использовании различных перфораторов:

1 - ПК103; 2 - ПР54

прессии в газовой среде перфораторами ПР54 было обеспечено увеличение дебитов скважин в 2 — 3 раза и сокращение сроков освоения скважин в среднем на 8 сут по сравнению со вскрытием пластов на репрессии даже более мощными перфораторами типов ПК и ПКО. Более того, удалось освоить ранее пропущенные газоносные пласты. Аналогичные результаты с использованием перфораторов типа ПР были получены на Украине.

Недостатком разрушающихся перфораторов является то, что они засоряют забой осколками оболочек заряда и обойм, плотность которых (пластмассовых — 1,40 г/см³, алюминиевых — 2,70 г/см³) сравнима с плотностью утяжеленных буровых растворов, с использованием которых иногда производится вскрытие. Это приводит к тому, что они могут остаться в зоне перфорации, создать пробку в НКТ или закупорить устьевый штуцер. Как показывает опыт применения перфораторов типа КПРУ и ПР, на 1 м перфорируемого интервала обсадная колонна внутренним диаметром 125 мм заполняется осколками на высоту 120—140 мм, а без наличия зумпфа это может вызвать осложнения во время освоения или эксплуатации скважины. Подробное описание области и методики применения этого способа перфорации приведено в соответствующих инструкциях по применению прострелочно-взрывной аппаратуры, из которых отметим основные. Известно, что наибольшее отрицательное влияние буровых растворов, проникающих в пласт при бурении и перфорации, проявляется при вскрытии газоносных пластов. Поэтому в первую очередь необходимо предусматривать вскрытие через НКТ в газовой среде именно этих пластов. Целесообразно их применение для вскрытия высоконапорных нефтяных пластов в добывающих фонтанных скважинах, так как в этом случае совмещается процесс вскрытия с процессом освоения. Они незаменимы при дострелах новых интервалов в работающих скважинах без их остановки (что особенно важно при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в период падающей добычи), при вскрытии пластов с аномально низкими пластовыми давлениями, при перестреле пласта, если предыдущая перфорация на репрессии не дала желаемых результатов.

Для вскрытия пластов на депрессии по второму варианту с помощью перфораторов, спускаемых на насосно-компрессорных трубах, используют корпусные перфораторы одноразового использования типа ПКО, которые срабатывают не от электрического импульса (кабель здесь отсутствует), а от механизма ударного действия. Последний срабатывает при нажиме на него резинового шара, сбрасываемого в колонну труб с закачкой в них порции жидкости. Такие перфораторы (ПНКТ89 и ПНКТ73) спускаются вместе со специальной головкой с ударно-взрывным устройством для срабатывания кумулятивных зарядов. В этих перфораторах имеются устройства для передачи детонации от секции, что позволяет их свинчивать друг с другом для одновременного вскрытия интервала пласта толщиной до 50 м и более. После срабатывания перфоратора и соединения скважины с пластом прострелянный корпус перфоратора остается в скважине, если скважина работает фонтанным способом.

В скважину, заполненную буровым раствором, спускают колонну насосно-компрессорных труб, в нижней части которой крепится перфоратор типа ПНКТ, с установкой его против вскрываемого интервала. Устье скважины обвязывают фонтанной арматурой на необходимое давление. Путем удаления части жидкости из скважины прямой или обратной циркуляцией или замены ее на более легкую создают необходимую депрессию на пласт, обычно не превышающую 10 МПа, при этом давление на забое должно быть не менее

5 МПа. Через устьевую задвижку внутрь колонны НКТ сбрасывают резиновый шар, который потоком подаваемой по трубам жидкости проталкивается до механизма ударного действия. От этого механизма срабатывает устройство инициирования зарядов. После сообщения пласта со скважиной нефть или газ из пласта поступают в колонну насосно-компрессорных труб как через отверстия в корпусе перфоратора типа ПНКТ, образовавшиеся после срабатывания зарядов, так и через специальные циркуляционные окна, расположенные выше перфоратора.

Таким образом, перфораторы типа ПНКТ являются единственными, для спуска которых в скважину не используется каротажный кабель, а следовательно, и отсутствует необходимость доставлять каротажный подъемник на скважину, что особенно ценно в условиях бездорожья (европейский Север, Сибирь). Практически все работы могут быть выполнены с использованием имеющегося на скважине бурового оборудования.

Кроме указанной области наиболее целесообразного применения перфоратор типа ПНКТ следует еще дополнить, что его более удобно использовать в скважинах с большим углом наклона, где затруднен спуск перфораторов на кабеле; скважинах, где целесообразна перфорация на депрессии, а использование перфораторов типа ПР опасно из-за наличия осколков от перфоратора (особенно при отсутствии зумпфа в скважине); при вскрытии многоколонных конструкций, когда необходима повышенная пробивная способность зарядов.

К недостаткам этого способа перфорации следует отнести невозможность спуска в зону работающего пласта геофизических приборов (дебитомеров, термометров и т.д.). Кроме того, данный способ не позволяет произвести повторную перфорацию без подъема колонны НКТ, а следовательно, без глушения скважины раствором; имеется опасность прихвата перфоратора в скважине песком при ее длительной работе в процессе эксплуатации слабосцементированных пластов.

Оптимальная плотность перфорации должна обеспечить максимально возможное гидродинамическое совершенство скважины, а также необходимую сохранность обсадной колонны и цементной оболочки за пределами зоны перфорации.

Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационно-емкостными свойствами пласта, однородностью, уплотненностью, расстоянием от ГНК, ВНК и соседних пластов и методов перфорации. В табл. 5.2 приводится рекомендуемая плотность перфорации перфораторами ПКСУЛ80 для условия создания конечной плотности за один этап, т.е. без промежуточного освоения пласта между отдельными спусками перфоратора.

Т а б л и ц а 5.2

Рекомендуемая плотность перфорации для различных пластов

Категория пород	Проницае мость,	Плотность перфорации, отв/м
Категория пород	мкм²	при депрессии	при репрессии
Слабоуплотненные песчано-алевро-	> 0,1	6	12
литовые породы с глинистым цементом	< 0,1	10-12	12-18
Уплотненные песчано-алевролито-вые породы с кварцевым и карбонатно-глинистым цементом	> 0,01	18-20	12-20
Карбонатные, аргиллиты и другие породы, в которых отсутствует трещиноватость	< 0,001	18-20	20-24
Сильно уплотненные песчаники,	> 0,01	1 0- 1 2	18-20
алевролиты, известняки, доломиты, мергели и другие породы с развитой трещиноватостью	< 0,01	12	18-24
Тонкослоистые	-	20	20-24

Более низкая плотность перфорации при депрессии объясняется обеспечением при этом методе полной очистки про-стрелочных каналов от шлама и возникновением вокруг каждого канала больших локальных депрессий непосредственно после перфорации.

При использовании перфораторов с повышенной пробивной способностью, соответствующей пробивной способности перфоратора ПКО89 или близкой к этому значению, плотность перфорации может быть снижена на 50 %.

Типоразмер перфоратора выбирают на основе детальных сведений о состоянии цементной оболочки, эксплуатационной колонны, обсадных труб, свойствах жидкостей, заполняющих скважину, наличии препятствий в трубах, положении ВНК и ГНК относительно перфорируемого интервала, количестве колонн, перекрывающих пласт, термодинамических условиях в скважине, толщине пласта. Вначале выбирают группу перфораторов, которая может быть применена при данных термобарических условиях в скважине. Вскрытие пластов при наличии более одной колонны осуществляется по индивидуальным планам с использованием наиболее эффективной прострелочно-взрывной аппаратуры.

Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, не рекомендуемые по следующим причинам:

неудовлетворительного состояния цементной оболочки, близкого расположения ВНК и (или) ГНК;

недостаточных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных труб (табл. 5.3);

большого угла наклона скважины — все перфораторы, спускаемые на кабеле, имеют низкую проходимость при значении угла искривления скважины больше 0,7 рад (40°);

содержания в пластовом флюиде агрессивных компонентов (углекислый газ, сероводород);

необходимости спуска глубинных приборов в интервал перфорации без подъема НКТ после проведения прострелоч-но-взрывных работ;

возможности выноса из пласта больших объемов шлама и твердой фазы бурового раствора.

Из оставшихся перфораторов выбирают наиболее производительные и с большей пробивной способностью. При этом учитываются следующие особенности перфораторов: в случае неудовлетворительного состояния цементной оболочки и при вскрытии приконтактных зон могут быть использованы только корпусные перфораторы типов ПНКТ, ПК, ПКО и ПКОТ;

Минимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны по диаметру

Тип перфоратора	Диаметр или поперечный габаритный размер перфоратора, мм	Плотность жидкости в скважине, г/см³	Минимальный зазор, мм
	Кумулятивные
ПК	80-105	1,3	13
		1,5	15
		1,5	22
ПКО	73-89	1,5	23
ПКОТ	73-89	1,5	25
ПКСУЛ	80-105	1,5	13
ПКС	80-105	1,5	22
ПР	43-54	1,0	7-8
КПРУ	43-54	1	11
Пулевые ПВКТ, ПВТ	70-73	0,8 — 2,3	23
Г идропескоструйные
АП-6М100	100	0,8 — 2,3	10
АП-6М80	8	0,8 — 2,3	-

при вскрытии пластов, насыщенных агрессивными флюидами, перфорация обычными перфораторами может проводиться только при репрессии;

для перфораторов многих типов имеется ограничение гидростатического давления, начиная с которого они могут быть применены;

перфораторы типа ПНКТ не могут быть применены в случае выноса из пласта больших объемов породы и твердой фазы бурового раствора;

наращивание плотности перфорации, очистка призабойной зоны пласта при использовании перфораторов типа ПНКТ требуют полного подъема НКТ вместе с корпусом перфоратора;

в скважинах с большим углом искривления больше 0,7 рад (40°) перфораторы типов ПНК и ПНКТ имеют преимущества по проходимости;

вскрытие пластов при депрессии может осуществляться только перфораторами типов ПР, КПРУ, ПНКТ;

пулевые перфораторы с вертикально-криволинейным

стволом ПВКТ70, ПВТ73 создают повышенный диаметр перфорационного канала, в результате чего улучшается совершенство вскрытия в коллекторах третьей и четвертой категорий в пластах, представленных тонкослоистым чередованием;

бескорпусные перфораторы (ПКС) обеспечивают высокую производительность и могут использоваться в случаях, когда не требуется полная сохранность колонны и цементной оболочки за пределами интервала перфорации;

продуктивные нефтеносные пласты, удаленные от водоносных и газоносных пластов и от ВНК и ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не более 12 отв/м.

Решение о выборе типоразмера и плотности перфорации принимает геологическая служба нефтегазодобывающего управления.

При гидропескоструйном методе вскрытия монолитные однородные по проницаемости пласты вскрывают точечными каналами. Плотность перфорации 2-4 отв/м. Плотные, абразивостойкие слабопроницаемые коллекторы (песчаники, известняки, доломиты) эффективнее вскрывать вертикальными щелями высотой не менее 100 мм и не более 500 мм. Максимальный охват пласта обеспечивают щели, располагаемые в шахматном порядке. При вскрытии пластов гидропескоструйным методом применяют пескоструйные перфораторы АП-6М с насадками диаметром 4,5-6,0 мм. Технология проведения гидропескоструйной перфорации разрабатывается согласно Временной инструкции по гидропескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта.

5.3. ВЛИЯНИЕ ТИПА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И СПЕЦИАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА КАЧЕСТВО ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

В Российской Федерации более 90 % объемов работ по вторичному вскрытию проводится путем кумулятивной перфорации в условиях превышения забойным давлением пластового. При этом по действующим в настоящее время единым техническим правилам ведения буровых работ требуется заполнять эксплуатационную колонну буровым раствором, применяемым при первичном вскрытии пластов.

За рубежом уже давно отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости для перфорации без твердой фазы или содержащие кислоторастворимые наполнители.

В отечественной практике аналогичные способы ведения работ не нашли широкого применения по различным причинам, главная из которых заключается в несовершенстве существующей практики перфорации скважин с использованием специальных жидкостей.

Перед перфорацией при депрессии башмак НКТ с перфоратором типа ПНКТ спускают до такой глубины, чтобы была обеспечена надежность замены жидкости в интервале перфорации и выше него на 100 — 150 м на перфорационную жидкость (ИЭР, нефть, дизельное топливо, РНО, водный раствор сульфонола, полимерный раствор, водные растворы хлоридов и бромидов Na, K, Ca, Zn и др., пластовая вода). После выполнения замены жидкости перфоратор типа ПНКТ или башмаки НКТ устанавливают в необходимое положение и приступают к созданию депрессии (замещают жидкость скважины на нефть, дизельное топливо, пену, техническую воду, облегченные растворы без твердой фазы).

Для перфорации при репрессии на пласт скважину (либо зону интервала перфорации и на 100—150 м выше нее) следует заполнить перфорационной жидкостью, не содержащей твердой фазы. Наиболее благоприятные условия перфорации при репрессии обеспечивают перфорационные жидкости на углеводородной основе (нефть, конденсат, дизельное топливо, ИЭР, ИБР). Эти жидкости должны быть совместимы с пластовыми флюидами. Сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов отмечается при использовании в качестве жидкостей перфорации пластовых вод и водных растворов хлористого кальция, хлористого калия, бромистого калия, бромистого цинка.

Общие требования ко всем перфорационным и рабочим жидкостям гидропескоструйной перфорации следующие:

жидкости должны быть совместимы с пластовыми флюидами и не вызывать набухания глин, осадкообразования и образования эмульсии;

жидкости должны быть технологичными с точки зрения легкости их приготовления, хранения, использования;

коррозионная активность жидкостей не должна превышать допустимого значения;

жидкости должны быть совместимы с буровым раствором или жидкостями, заполняющими скважину;

жидкости не должны загрязнять окружающую среду; жидкости и условия их применения должны отвечать требованиям пожаровзрывобезопаснсти, а также безопасности людей, выполняющих работу с этими жидкостями;

жидкости должны обеспечивать свободный доступ перфораторов к интервалу перфорации.

Выбор перфорационной жидкости осуществляется в зависимости от категории продуктивных пород, физических свойств пластовых флюидов, значения пластового давления и типа бурового раствора, применявшегося при первичном вскрытии продуктивных пород. Для правильного выбора перфорационной жидкости рекомендуется проводить лабораторные исследования на совместимость перфорационной жидкости с породой пласта, насыщающим ее фильтратом бурового раствора и пластовыми флюидами. При любой категории пород и любом пластовом давлении, если продуктивные пласты вскрывались с использованием углеводородных буровых растворов (известково-битумных, инвертных эмульсионных), то в качестве перфорационной среды должны быть использованы только углеродные жидкости без твердой фазы. Если возникает необходимость утяжеления перфорационных жидкостей, то их следует утяжелять легкорастворимыми утяжелителями (СаСО₃, FeCO₃). При нормальных и аномально высоких пластовых давлениях, если продуктивные породы вскрывались растворами на водной основе в качестве перфорационных сред следует применять водные растворы солей, не содержащие твердой фазы, минерализация которых должна быть не менее минерализации фильтрата бурового раствора. Если плотность выбранного водного раствора солей не обеспечивает достаточного забойного давления, то выше интервала перфорации закачивают буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии, с разделительной буферной пачкой.

Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфорации в настоящее время прошла три этапа развития.

На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные отечественных и зарубежных исследований свидетельствуют, что в этих условиях происходит кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, в результате чего их пропускная способность снижается в 2 раза и более. К сожалению, такая технология применяется на многих месторождениях и сейчас.

Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных жидкостей без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение нашли водные 278 растворы солей, полимерные солевые растворы, растворы на углеводородной основе (РУО) и др.

Применение специальных жидкостей при вторичном вскрытии пластов дает более положительный эффект по сравнению с перфорацией в среде бурового (глинистого) раствора. Однако при этом не исключается кольматация пласта коллектора взвешенными частицами, попадающими в жидкость в процессе ее приготовления, транспортировки и закачки в скважину.

Основными источниками загрязнения перфорационных жидкостей при закачке в скважину являются остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы. Значительное количество нерастворимых твердых частиц содержится в технической воде и солях, используемых для приготовления перфорационных жидкостей. В частности, концентрация взвешенных частиц в воде поверхностных источников, используемых на нефтепромыслах, колеблется от 50 (маломутные воды) до 250 мг/л и более (мутные). Как показали анализы проб, концентрация твердых частиц в перфорационных жидкостях после закачки в скважину достигает 1000-2000 мг/л. При таком загрязнении достигнуть положительного эффекта при вскрытии пласта невозможно. Об этом наглядно свидетельствуют данные зарубежных исследований, представленные на рис. 5.11, из которых видно, что при концентрации твердых частиц в перфорационных жидкостях 485 мг/л резко ухудшаются коллекторские свойства пород.

Вследствие этого дальнейшее совершенствование технологии вторичного вскрытия пластов потребовало решения вопросов глубокой очистки перфорационных жидкостей от взвешенных частиц. В результате в зарубежной практике получила распространение технология вторичного вскрытия, которую можно считать третьим этапом ее развития. Отличительной особенностью этой технологии является проведение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц в перфорационной среде.

Новая технология предусматривает замещение бурового раствора в скважине перфорационными жидкостями без твердой фазы в несколько этапов:

замена бурового раствора в эксплуатационной колонне водой;

отмывание ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ по замкнутому циклу емкость -

насос — фильтр, а для удаления вымываемых твердых час

к„_р, мкм² 10⁰

10^л

Рис. 5.11. Снижение проницаемости к_пр керна в результате фильтрации воды с различной концентрацией твердой фазы в зависимости от отношения объема воды V, к объему порового пространства керна V_n:

Номер кривой..........................1 2 3 4 5 6 7 8 9

Концентрация твердой

фазы, мг/л........................................2 2,5 14 26 48 50 84 110 485

О 100 200 300 400 500 V_B/V_n

тиц — скважина — емкость;

замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.

Для удаления из воды вымываемых твердых частиц и перфорационных жидкостей используют фильтры различных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненные кварцевым песком и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц в жидкости до 2 мг/л. Однако промысловые данные свидетельствуют, что фактическая концентрация твердых частиц в перфорационных жидкостях после фильтрования достигает 10 мг/л.

Продолжительность работ по очистке скважины и перфорационных жидкостей может достигать 10 сут в зависимости от объема фильтруемых жидкостей и пропускной способности применяемых фильтров. Несмотря на значительную трудоемкость, эта технология нашла широкое применение за рубежом и считается экономически оправданной.

В отечественной практике работы по снижению уровня загрязнения используемой при перфорации жидкости не проводятся, что, безусловно, снижает эффект применения перфорационных жидкостей. По этой причине повышение качества вторичного вскрытия пластов в настоящее время зависит, в первую очередь, от решения вопроса очистки специальных жидкостей от взвешенных частиц.

Другим важным вопросом, определяющим состояние ПЗП пр вскрытии пластов путем перфорации, является выбор типа специальных жидкостей для конкретных геолого-техни-ческих условий.

В процессе вторичного вскрытия под действием избыточного давления происходит фильтрация перфорационной среды из скважин в пласт, что может существенно ухудшить его проницаемость вследствие вторичного изменения коллекторских свойств в зоне проникновения фильтрата специальных жидкостей.

При существующей экспериментальной методике определения степени воздействия перфорационных жидкостей на пласт не учитывается наличие в нем фильтрата бурового раствора и других технологических жидкостей. Такая методика не дает полной характеристики влияния перфорационной среды на ПЗП, что затрудняет правильный выбор типа специальной жидкости и является одной из причин снижения эффективности ее применения.

Важное практическое значение при определении затрат времени и средств на проведение работ по вторичному вскрытию пластов имеет степень заполнения эксплуатационной колонны перфорационной жидкостью.

По этому критерию выделяются две известные технологии вторичного вскрытия пластов.

Первой предусматривается заполнение специальной жидкостью всего ствола скважины. Для ее реализации приходится заготавливать до 50-60 м³ перфорационной жидкости на скважино-операцию. Значительные затраты, связанные с приготовлением, транспортировкой, хранением или утилизацией больших объемов перфорационной жидкости, сдерживают широкое применение этой технологии в отечественной практике.

Перспективным следует считать вторую технологию, предусматривающую закачку порции перфорационной жидкости в зону перфорации. При такой технологии перфорационной жидкостью заполняются, как правило, только 100-300 м нижней части ствола скважины. Для создания необходимой репрессии на вскрываемый продуктивный пласт верхняя часть эксплуатационной колонны заполняется буровым раствором или другой жидкостью соответствующей плотности. За счет многократного уменьшения объема используемой перфорационной жидкости затраты на реализацию этой технологии значительно ниже по сравнению с первой.

Однако при порционной закачке специальная жидкость загрязняется и смешивается с буровым раствором, заполняющим скважину. Последнее обстоятельство сводит на нет целесообразность применения этой жидкости. Поэтому технология вторичного вскрытия с порционной закачкой жидкости специальной плотности в зону перфорации требует использования буферных разделителей, на которые возлагаются следующие функции:

предотвращать смешение в скважине перфорационной среды и бурового раствора в течение нескольких суток при многократных спусках перфораторов, геофизических приборов и др.;

обеспечивать свободное прохождение всех приборов до забоя скважины;

при контакте с перфорационной жидкостью не ухудшать ее свойств в результате загрязнения собственными компонентами.

5.4. ВЫБОР ТИПА ПЕРФОРАЦИОННОЙ

ЖИДКОСТИ ПРИ ПЕРФОРАЦИИ

При выборе типа перфорационной жидкости для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, определяющими требования к фильтру бурового раствора на стадии первичного вскрытия. Кроме того, необходимо учитывать и свойства фильтрата, проникшего в пласт в процессе первичного вскрытия. Последнее условие в настоящее время чаще всего игнорируется. Как следствие в ряде работ при перфорации рекомендуется использовать растворы на углеводородной основе, когда первичное вскрытие осуществлялось с применением водных растворов. Справедливость такой рекомендации вызывает сомнения, поэтому она требует экспериментальной проверки.

Проведенные экспериментальные исследования по определению комплексного влияния на коллектор всех технологических жидкостей показали, что воздействием на керн фильтрата тампонажного раствора можно пренебречь. Такое упрощение методики не оказывает существенного влияния на 282 относительную оценку эффективности применения перфорационных жидкостей при условии, что фильтраты тампонаж-ного и бурового растворов аналогичны по природе смачивания. На практике обычно это условие выполняется.

В окончательном виде новая методика включает следующие операции:

1) определение начальной нефтепроницаемости керна к ₀ по установившемуся перепаду давления Ар₀ при фильтрации нефти с постоянным расходом;

2) моделирование стадии первичного вскрытия; обработка керна фильтратом бурового раствора в количестве, соответствующем не менее пяти объемам порового пространства;

3) моделирование стадии вторичного вскрытия; обработка керна перфорационной жидкостью в количестве, соответствующем не менее пяти объемам порового пространства;

4) моделирование начальной стадии освоения; вытеснение перфорационной жидкости из керна в обратном направлении фильтратом бурового раствора;

5) моделирование конечной стадии освоения; вытеснение фильтрата бурового раствора нефтью до получения постоянного перепада давления, по которому определяют конечную нефтепроницаемость керна к₁ и коэффициент в = k₁/k₀.

В процессе вытеснения фильтрата регистрируют изменение относительного перепада давления на керне (Ар_т/Ар₀) в зависимости от отношения объема профильтрованных жидкостей к объему порового пространства (У_ж/У_п). Функция Ар_т/Ар₀ = /(Vjr/Vi) позволяет качественно оценить значение депрессий, необходимое для вызова притока пластового флюида, т.е. степень сложности освоения скважины.

По этой методике исследовано влияние на коллектор основных типов перфорационных жидкостей на водной и углеводородной основе. Опыты проводились с использованием естественных кернов, представленных песчаниками каменноугольных отложений, входящих в разрез Днепровско-Донецкой впадины, длиной 5 см и проницаемостью 0,1 — 0,3 мкм². Образцы пород экстрагировались с последующим насыщением моделью нефти (80 %) и пластовой водой

(20 %).

Результаты экспериментов показали, что эффективность применения специальных жидкостей в значительной степени зависит от условий первичного вскрытия пластов (табл. 5.4). Если при разбуривании пластов использовался раствор на водной основе, то применение при перфорации раствора CaCl₂ обеспечивает коэффициент в = 0,58, в то время как

Состав фильтрата, попадающего в керн, при вскрытии		Температура проведения опыта, °С	р = vk>
первичном	вторичном	Температура проведения опыта, °С	р = vk>
С учетом условий первичного вскрытия
0,3%-ный водный рас	20%-ный водный рас	20	0,62
твор КМЦ-600	твор CaCl₂
То же	То же	80	0,58
	Фильтрат ИЭР	20	0,39
	То же	80	0,34
0,5%-ный раствор	20%-ный водный рас	20	0,48
эмультала в дизель	твор CaCl₂
ном топливе
То же	То же	80	0,44
	Фильтрат ИЭР	20	0,78
“	То же	80	0,73
Без учета условий первичного вскрытия
-	20%-ный водный рас	20	0,72
	твор CaCl₂
	Фильтрат ИЭР	20	0,90

инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР) позволяет получить в = 0,34.

Причина низкой эффективности применения РУО заключается в том, что при использовании противоположных по природе смачивания бурового раствора (на водной основе) и перфорационной жидкости (на нефтяной основе) в коллекторе появляется новая зона водоуглеводородного контакта, образованная фильтратами этих систем. При этом создаются благоприятные условия для образования в ПЗП вязких водонефтяных эмульсий и блокирования части поровых каналов водным фильтратом. Кроме того, при указанном сочетании перфорационной жидкости и бурового раствора в зоне их контакта происходит двухфазная фильтрация.

Эксперименты показали, что при прочих равных условиях минимальное загрязнение коллектора достигается в случае использования при первичном вскрытии и перфорации растворов с аналогичной природой смачивания. Сопоставление эффективности применения различных специальных жидкостей на водной основе при перфорации показывает, что полимерные растворы уступают чистым солевым растворам как по степени сложности вытеснения фильтратов, так и по значению коэффициента р.

Следовательно, к наиболее перспективным перфорационным жидкостям в условиях первичного вскрытия пластов с использованием водных буровых растворов следует отнести различные по плотности растворы солей Na⁺- К + и Са²⁺. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1,40 г/см³ целесообразно использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелой — бромид кальция.

При реализации высокоэномичного варианта технологии вторичного вскрытия с порционной закачкой перфорационной жидкости в зону перфорации одним из главных вопросов является выбор буферного разделителя. В этих условиях буфер должен предотвратить смешение перфорационной среды и бурового раствора как в процессе закачки в скважину, так и в течение последующих нескольких суток при многократных спусках перфораторов, геофизических приборов и др. Задача эта чрезвычайно сложна, так как связана с необходимостью выполнения взаимоисключающих требований. С одной стороны, для надежного разобщения систем необходимо создать прочную структуру в буферном разделителе; с другой — показатели структурных свойств буферного раствора должны быть такими, чтобы обеспечивалось свободное прохождение перфоратора.

При использовании водных растворов в качестве буферных разделителей возможно разделение перфорационной жидкости и бурового раствора в процессе последовательного их течения в колонне. Однако при этом отмечается значительное загрязнение жидкости полимерами, которые, как было показано выше, отрицательно влияют на фильтрационные свойства коллектора.

Предотвратить этот процесс, а также надежно изолировать жидкость можно при использовании в качестве буферного разделителя инвертной эмульсии. В этом случае буферная жидкость противоположна по природе смачивания разделяемым жидкостям. Взаимного растворения жидкостей не происходит, что предотвращает загрязнение специальных жидкостей (СЖ) компонентами буферного разделителя.

Можно рекомендовать для изоляции порции солевого раствора при вторичном вскрытии пластов использовать в качестве буферной жидкости инвертные эмульсии с повышенным содержанием водного компонента до 60 — 70 %. Необходимая термостабильность таких систем достигается за счет выбора соответствующего типа эмульгатора. При забойных температурах до 90 °С в качестве последнего может применяться широко используемый в нефтяной промышленности эмуль-тал.

Плотность инвертных эмульсий можно регулировать путем использования в качестве водного компонента солевых растворов необходимой концентрации. Повышение плотности эмульсии более 1,20 г/см³ достигается за счет применения твердых утяжелителей, например, мела или барита.

5.5. ОЧИСТКА ПЕРФОРАЦИОННОЙ СРЕДЫ ОТ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ

Без выполнения тщательной очистки перфорационной жидкости от взвешенных частиц нельзя считать проблему качественного вскрытия пластов решенной. Однако, как показывает зарубежный опыт, очистка жидкости с применением фильтров сложна и очень трудоемка. В различных отраслях промышленности практикуется удаление взвесей из воды путем осаждения их с помощью коагулянтов и флокулянтов. Как правило, этот метод применяется при осветлении слоев небольшой толщины.

Применительно к условиям очистки перфорационной жидкости можно было бы использовать комбинированный метод — промывку ствола скважины до выхода чистой воды и закачку порций жидкости, из которой предварительно с помощью коагулянтов и флокулянтов выделена твердая фаза. Однако результаты исследований показывают, что в процессе закачки в зону перфорации порции специальной жидкости происходит интенсивное загрязнение ее твердыми частицами. Исключить этот процесс практически невозможно, поэтому наиболее целесообразно удалять твердые частицы из перфорационной жидкости после доставки ее на забой скважины.

Анализ известных способов очистки жидкостей показал, что такая задача может быть решена также методом отстаивания. Сущность очистки жидкости этим методом на забое заключается в осаждении под действием сил гравитации фло-кулированных твердых частиц из зоны перфорации в зумпф скважины.

Разработанная технологическая схема очистки порции перфорационной жидкости (солевого раствора) в скважине включает следующие этапы:

обработка перфорационной жидкости флокулянтом на поверхности;

доставка жидкости в зону перфорации с изоляцией от бурового раствора буферным разделителем;

отстаивание жидкости на забое для осаждения взвешенных частиц в зумпф.

Метод отстаивания широко применяется для очистки сточных вод при комплексной обработке их коагулянтом и флокулянтом. Однако экспериментальные данные, приводимые в литературе, носят разрозненный характер и не касаются очистки высоконцентрированных солевых растворов, тем более слоев большой толщины.

Вследствие этого для реализации процесса очистки жидкости потребовалось проведение экспериментальных исследований с целью выбора типа флокулянта и его оптимальной дозы, а также определения необходимого времени отстаивания этой жидкости в скважине и оценки достигаемой степени очистки.

Оптимальные условия для очистки перфорационной среды методом отстаивания достигаются при вводе в состав солевого раствора катионов кальция и обработке его 0,005-0,007 % ПАА.

Результаты экспериментов показали, что процесс осветления столба солевого раствора высотой 300 м по продолжительности не превышает подготовительных работ к перфорации и, следовательно, не требует дополнительных затрат времени.

Таким образом, при разработанной методике очистки порции солевого раствора на забое скважины достигается высокая степень удаления взвешенных частиц и в отличие от способов очистки перфорационной жидкости, применяемых за рубежом, практически не создаются дополнительные задержки в процессе вторичного вскрытия пластов.

5.6. ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ПЕРФОРАЦИИ В СРЕДЕ ОЧИЩЕННОГО СОЛЕВОГО РАСТВОРА

На основе проведенного комплекса исследований разработана технология вторичного вскрытия пластов, предусматривающая заполнение зоны перфорации водным солевым раствором, содержащим катионы кальция и флоку-лянт, разделение его с буровым раствором порцией инверт-ной эмульсии, очистку перфорационной среды от твердой фазы методом отстаивания на забое и проведение работ по перфорации колонны. На подготовительном этапе реализации технологии выбираются типы и объемы жидкостей для заполнения скважины.

Рис. 5.12. Технологическая схема порционной закачки СЖ в зону перфорации с отделением от раствора в скважине буферной жидкостью:

1 — цементировочный агрегат; 2 — мерные емкости; 3 — емкость для за-творения соли; 4 — эксплуатационная колонна; 5 — колонна НКТ

В качестве жидкости для заполнения верхней части ствола скважины используется буровой раствор, применяемый при первичном вскрытии продуктивных пластов. Такой раствор должен обладать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпадения утяжелителя и накопления его на границе с буферной жидкостью (БЖ), что может затруднить прохождение перфораторов. Дополнительная обработка бурового раствора до требуемых показателей технологических свойств осуществляется перед началом работ по закачке в скважину перфорационной жидкости. Ниже бурового раствора располагается порция буферной жидкости — разделителя (рис. 5.12). Для предотвращения перемещений жидкостей под действием гравитационной силы необходимо, чтобы плотность растворов, заполняющих скважину, возрастала в направлении сверху вниз не менее чем на 0,20 — 0,40 г/см³.

Но-	Компонен	Объем	Плот	Контролируемые показатели свойств			Макси мальная
мер ре- цеп- туры	ты буферной жидкости	ная доля компонента, %	ность буферной жидкости, г/см³	Условная вязкость, с	Статическое напряжение сдвига через 1/10 мин, дПа	Напря жение элек тро пробоя, В	темпе ратура приме нения, °С
1 2	Дизельное топливо Эмультал Пресная вода Дизельное топливо Эмультал Водный раствор CaCl₂‘	23 — 28 2 60 — 70 28 — 38 2 69—70	0,92 — 0,94 0,96—1,20	100—150 120—180	15 — 35/20 — 55 15 — 40/25 — 70	140—180 150 — 200	90 90
3	Нефть сырая Эмультал Водный раствор CaCl₂‘	38 2 60	0,96—1,16	130—135	18 — 20/30 — 35	180 — 250	90
	Дизельное топливо Эмульгатор "Неф-техим" Водный	27 — 37 3 60—70	0,96—1,20	110—170	1 5—35/20—60	250—350	1 50
	раствор
	CaCl₂‘
* Значение р =		1020—1380 кг/м³.

Данные о рецептурах и показателях технологических свойств инвертных эмульсий, рекомендуемых для применения в качестве буферных разделителей, приведены в табл. 5.5.

В качестве водного компонента инвертной эмульсии целесообразно использовать солевой раствор того же типа, которым заполняется зона перфорации. Плотность водного компонента р_в определяют, исходя из необходимой плотности буферной жидкости р_6ж при заданном значении водосо-держания В эмульсии:

Рбж ^-Ру^{(1 - В)} ,гп\

Рв =--у-^,
(5.²⁾

где р_у - плотность углеводородного компонента инвертной эмульсии.

Выбор значений В и р_в должен, по возможности, исключить или свести к минимуму применение утяжелителя для достижения нужной плотности БЖ. Объем буферной жидкости определяют из расчета на заполнение 100-150 м ствола скважины.

Ниже буферного разделителя располагается перфорационная жидкость - перфорационная среда. Солевой раствор, применяемый в качестве перфорационной среды, должен содержать не менее 2 г/л катионов Са²⁺ (коагулянт) и 0,0050,007 % ПАА (флокулянт). Объем порции солевого раствора рекомендуется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, расположенного на 50100 м выше верхних перфораций отверстий.

Солевой раствор и буферная жидкость готовятся в глиномешалке или в мерных емкостях цементировочного агрегата (ЦА). В последнем случае для затворения соли используется дополнительная емкость вместимостью 0,5 -1 м³. Приготавливать перфорационную жидкость и инертную эмульсию наиболее рационально централизованно, на специальном пункте, с доставкой на буровую с помощью автоцистерн. Обработка солевого раствора флокулянтом (ПАА), а также добавление при необходимости коагулянта (CaCl₂) осуществляются непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по замкнутому циклу в течение 15-30 мин.

Зона перфорации заполняется порцией солевого раствора после опрессовки эксплуатационной колонны. С этой целью в скважину спускают до забоя колонну НКТ и обязывают ее с ЦА. Однако мерная емкость ЦА заполняется буферным разделителем, а вторая - солевым раствором.

Закачка жидкостей базируется на принципе баланса давлений в колонне НКТ и затрубном пространстве и осуществляется в определенной последовательности (см. рис. 5.12):

буферный разделитель в объеме V₁, обеспечивающем заполнение кольцевого пространства между обсадной колонной и НКТ на заданную высоту Н;

солевой раствор в расчетном объеме;

буферный разделитель в объеме V₂, достаточном для заполнения колонны НКТ в интервале высотой Н;

продавочная жидкость (того же типа, что и заполняющий скважину раствор) в количестве, обеспечивающем доставку перфорационной жидкости в зону перфорации.

Расчет объемов первой и второй порций буферного разделителя производится по следующим формулам:

V = 0,785(Д² - D₂²)H; (5.3)

V₂ = 0,785D₃²H, (5.4)

где D₁ - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; D₂, D₃ - соответственно наружный и внутренний диаметры НКТ.

Если в скважине перед закачкой перфорационной жидкости находилась вода, а для создания необходимой репрессии на пласт требуется более тяжелая жидкость, то в этом случае после завершения продавливания колонну НКТ поднимают до верхней границы буферного разделителя с последующей заменой воды буровым раствором.

Минимальный разрыв во времени между закачкой СЖ и началом перфорации определяется продолжительностью осаждения взвешенных частиц из зоны перфорации в зумпф. Как правило, это время меньше продолжительности подъема колонны НКТ и установки на устье скважины перфорационной задвижки.

Дальнейшие работы по перфорации и освоению скважины проводятся в соответствии с действующими нормативнотехническими документами.

5.7. ПЕРФОРАЦИЯ В ГАЗОВОЙ СРЕДЕ

На месторождениях предприятия Кубаньгаз-пром впервые в отечественной практике в широких промышленных масштабах нашел применение способ вскрытия продуктивного пласта путем перфорации в газовой среде. Наибольший эффект этот способ дает при переводе работы скважин с одного горизонта на другой, вышележащий или нижележащий, ранее не эксплуатировавшийся. После определения герметичности эксплуатационной колонны (если все ранее вскрытые объекты были изолированы) башмак насосно-компрессорных труб, оборудованный воронкой, устанавливается на 3-5 м выше верхнего интервала перфорируемого горизонта. Устанавливается фонтанная арматура и производится обвязка скважины для освоения и работы ее в газопровод. С помощью воздушного компрессора и цементировочного агрегата из скважины полностью удаляются жидкости глушения. Газом из шлейфа для удаления воздуха осуществляется продувка скважины. Устанавливается лубрикатор, через который в скважину по НКТ спускаются каротажной партией до заданной глубины специально разрушающиеся перфораторы ПР54 или ПР43 и производится выстрел.

О вскрытии горизонта свидетельствует быстрый подъем давления на устье скважины. В зависимости от интервала перфорации производится дополнительно необходимое число спусков перфоратора. Плотность перфорации составляет 10 отв/м, а длина вскрываемого фильтра за один спуск достигает 15 м.

Практикой установлено, что перед выстрелом желательно в скважине создать максимальное избыточное давление газа из шлейфа. В этом случае значительно уменьшается интенсивность поступления пластового флюида из вскрытых отверстий и предотвращаются имевшие место случаи смятия каротажного кабеля, расположенного ниже башмака НКТ. После извлечения каротажного кабеля и демонтажа лубрикатора скважина в течение 1—2 ч отрабатывается на факел, а затем подключается к коллектору для эксплуатации.

Высокая эффективность перфорации скважины в газовой среде обусловлена тем, что вскрываемый горизонт практически не контактирует с промывочной жидкостью и скважина вводится в эксплуатацию сразу же после перфорации с максимально возможным дебитом.

УСТЬЕВОЕ НАЗЕМНОЕ Ш*М И ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ДЛЯ ОСВОЕНИЯ И ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН

5.1. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ КОЛОННЫМИ ГОЛОВКАМИ

По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

1) герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства;

2) жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину;

3) возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.

Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации.

Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления.

В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую (рис. 5.1) ГКК и муфтовую ГКМ (рис. 5.2).

Наиболее распространена колонная головка клиновая.

Она предназначена для обвязки двух колонн - промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора (табл. 5.1).

Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой воды на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление согласно приведенным ниже данным.

Рабочее давление, МПа ..........................................................................................................7; 14; 21; 35;

70; 103

Пробное давление при условном диаметре проходного сечения фланца головки, который присоединяется к обсадной колонне:

< 350 мм .................................................................

> 350 мм ..................................................................

После установления колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают газоподобными агентами в следующем порядке:

1) через межколонное пространство устье скважины опрессовывают на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны, но не выше давления, которое может вызвать поглощение жидкости;

Рис. 5.1. Колонная головка клиновая типа ГКК:

1 - фланец; 2 - пробка; 3 - корпус головки; 4 - резиновые уплотнительные кольца; 5 - пакер; 6 - клинья; 7 - патрубок; 8 - эксплуатационная колонна; 9 - фланец для установки головки на устье; 10 - фланец промежуточной колонны

Рис. 5.2. Головка колонная муфтовая типа ГКМ:

1 - корпус головки; 2 - металлическая манжета; 3 - резиновые кольца; 4, 6 -фланцы; 5 - полукольцо; 7 - муфта для подвески эксплуатационной колонны; 8 -манометр; 9 - патрубок с фланцем; 10 -кран

Типоразмер	Макси	Рабочее	У словный	Высота		Диаметр, мм
колонной	мальный	давле	диаметр	корпуса
головки	диаметр расточки в	ние, МПа	обсадных труб, на	колонной головки,
	головке		которые	мм (не	проход-	макси-	условный
	под ко		устанав	более)	ного	мальный	колонны
	лонную		ливаются		отверстия	внешний	труб,
	подвеску,		головки,		корпуса	корпуса	подвеши
	мм		мм		головки	подвески	ваемой на колонной головке
180x140-168	180	14	168	440	162	177	114; 127
230x70-194	230	7	194	500	177	237	114; 127
230x140-194	230	14	194	500	177		114; 127
230x70-219	230	7	219	510	203		114; 127
230x140-219	230	14	219	510	203		140; 146
230x210-219	230	21	219	520	203
230x350-219	230	35	219	520	203
280x140-245	280	14	245	550	227	277	114; 127
280x210-245	280	21	245	560			140; 146
280x350-245	280	35	245	570			168
280x140-273	280	14	273	550	252	277	114; 127
280x210-273	280	21	273	560			140; 146
280x350-273	280	35	273	570			168; 194
350x140-299	350	14	299	550	279	345	140; 146
350x210-299	350	21	299	560			168; 194
350x350-299	350	35	299	570			219
350x140-324	350	14	324	540	303	345	140; 146
350x210-324	350	21	324	550			168; 194
350x350-324	350	35	324	570			219; 245
425x140-377	425	14	377	540	356	420	168; 194
425x210-377	425	21	377	580			219; 245
425x350-377	425	35	377	600			273; 299
425x140-426	425	14	426	540	400	420	168; 194
425x210-426	425	21	426	580			219; 245
425x350-426	425	35	426	600			273; 299; 324
520x140-478	520	14	478	580	455	515	299; 324
520x210-478	520	21	478	580			351; 277; 407
520x140-500	520	14	500	580	500	515	299; 324; 351
520x210-500	520	21	500	580			377; 407; 426
520x140-530	520	14	530	590	500	515	299; 324; 351
520x210-530	520	21	530	590			377; 407; 425

2) устанавливают на колонну трубную головку фонтанной арматуры, снижают уровень жидкости в колонне и вторично опрессовывают газом (воздухом) колонную головку на максимальное рабочее давление обсадной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давления не менее 5 мин.

При опрессовках колонной головки не должно быть потерь газа.

После цементирования, в том числе после ремонтного, а также после установления цементных мостов для изоляции уже испытанных объектов каждая колонна должна подвергаться испытанию для проверки качества цементирования, определения ее прочности и герметичности.

Испытание предполагает проверку: расположения цемента за обсадной колонной и контакта цементного камня с обсадными трубами и породой; герметичности цементного кольца промежуточной обсадной колонны или кондуктора, на которых установлено противосбросовое оборудование; прочности и герметичности всех обсадных колонн давлением.

Кондукторы и промежуточные колонны испытывают на герметичность согласно действующей инструкции и оформляют это актом.

Испытание на герметичность эксплуатационных колонн очень важно, поскольку оно определяет надежность последующего вызова притока и эксплуатации скважины. Оно проводится в следующих скважинах:

1) со сплошными колоннами с фильтром (с манжетным цементированием) или с открытым участком ствола скважины ниже башмака - после проверки расположения цементного стакана, а при необходимости - после его подбуривания до установленного минимума его высоты;

2) с колоннами, зацементированными ступенчато или секциями: первое испытание после окончания времени ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) последней секции или ступени, а позже после разбуривания цементного стакана каждой секции; последнее испытание проводят после разбуривания нижнего цементного стакана до установленного минимума его высоты.

Эксплуатационные колонны испытывают на герметичность:

1) после спуска и цементирования - созданием давления с предварительной заменой глинистого раствора на воду, если вода не была жидкостью продавки; в скважинах, где при испытании и в начале эксплуатации ожидается отсутствие избыточного давления, эксплуатационную колонну дополнительно испытывают снижением уровня воды;

2) после установки цементных мостов для испытания залегающих выше горизонтов - созданием давления с предварительной заменой глинистого раствора водой и тем способом, которым был вызван приток при испытании предыдущего изолированного пласта (снижением уровня при помощи компрессора, аэрацией жидкости и т.д.);

3) после ремонтных цементирований под давлением - созданием давления и снижением уровня жидкости.

При испытании колонны на герметичность внутреннее давление на трубы колонны р_опг следует создавать из расчета превышения не менее чем на 10 % максимально возможного в них внутреннего рабочего давления (р_вг), которое может возникнуть при бурении, испытании, эксплуатации и ремонте скважин. Максимальные значения внутренних рабочих давлений р_вг для секций колонн, сложенных из однотипных труб, определяются для глубин. отвечающих фактической верхней границе этих секций в скважине (Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, Куйбышев, 1976 г.).

Верхнюю секцию колонны при испытании на герметичность необходимо проверить при внутреннем давлении на устье колонны р_опу = 1,1 р_вг, но не ниже указанных значений (р_оп„), т.е. р_ощ > р_опЁ (здесь р_опЁ - избыточное

внутреннее давление на устье при испытании верхней секции на герметичность).

Внешний диаметр

колонны, мм........

Минимально необходимое давление, МПа (не менее)

377-420 273-351 219-245 170-194 141-146 168 114-127

7.5

8.5

принимаются как расчетные для проверки прочности колонны (с запасом не менее n = 1,15 для труб производства заводов стран СНГ диаметром до

Избыточные внутренние давления, воздействующие на трубы секций колонны при ее испытании на герметичность, определяются из выражения

219 мм включительно и n = 1,52 для труб диаметром свыше 219 мм ) на внутреннее давление.

Здесь р_внг - внутреннее избыточное давление при испытании обсадных колонн на герметичность, МПа; р_внешг - внешнее давление на колонну на глубину Z, МПа (определяется по пластовому давлению или по давлению столба жидкости в затрубном пространстве в конце зоны цементирования с учетом разгрузки цементного кольца при внутреннем давлении р_опг).

Минимально необходимое давление на устье обсадной колонны при испытании на герметичность любой ее секции с верхней границей на глубине Z определяется из выражения

Ропу = Ропг - Рж^,

где Р_опг = 1,1Р_вг; Р_ж - плотность жидкости; Z - расстояние до устья скважины от разреза рассматриваемой колонны, м.

Обсадные трубы эксплуатационных и ответственных промежуточных колонн до спуска их в скважину должны подвергаться гидроиспытаниям (на трубной базе или непосредственно на скважине) с выдержкой под давлением не менее 30 с при внутреннем давлении Р_опг, превышающем не менее чем на 5 % внутреннее избыточное давление Р,_нг, которое воздействует на трубы колонны при ее испытании на герметичность в скважине, т. е. Р_опг = 1,05Р_внг. В любом случае давление гидроиспытания на поверхности не должно быть меньше указанных выше величин.

Считается, что колонна выдержала испытание на герметичность опрессовкой, если после замены раствора на воду отсутствуют переток жидкости или выделение газа из колонны, а также если не отмечено снижение давления на протяжении 30 мин или если давление уменьшается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания выше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении испытания ниже 7 МПа.

Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания необходимого давления.

При испытании на герметичность методом снижения уровня последний должен быть снижен до значений, указанных ниже, или до уровня на 40-50 м ниже того, при котором предвидится вызов притока с испытываемого или эксплуатируемого объекта.

Глубина нахождения искусственного забоя, м 500 500-1000 1000-1500 1500-2000 2000

Снижение уровня, м....................................................................400 500 650 800 1000

Во всех случаях снижение уровня не должно превышать значения, при котором имеющееся гидростатическое давление жидкости в колонне может вызвать избыточное давление на нее выше, чем предельно допустимое на смятие.

В скважинах, заполненных перед цементированием глинистым раствором плотностью 1400 кг/м³ и выше, вместо испытания герметичности колонны снижением уровня заменяют глинистый раствор на воду и на протяжении 1 ч после стабилизации температуры констатируют отсутствие перетока жидкости или выделения газа (если замена раствора на воду не вызывает опасности смятия колонны).

При испытании методом снижения уровня колонна считается герметичной в том случае, если повышение уровня, сниженного до указанной величины, за 8 ч наблюдения не превысит значений, указанных ниже.

Уровень измеряют аппаратом Яковлева или другими приборами через 3 ч после его снижения, чтобы исключить влияние стекания жидкости со стенок колонны на результаты измерений.

Если уровень жидкости в колонне на протяжении 8 ч поднимется более указанного, то повторяют измерение, и если оно подтверждается, то колонна признается негерметичной и для нее планируются работы по установлению причины и разрабатываются меры по ликвидации негерметичности.

5.3. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ФОНТАННОЙ АРМАТУРОЙ

До начала испытания скважины на ее устье, кроме колонной головки, должна быть установлена стальная фонтанная арматура. Она включает в себя фланцы, стальные тройники, крестовины, катушки и запорные приспособления (задвижки, краны). Фонтанная арматура состоит из двух частей (рис. 5.3): трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки. Она предназначена для подвески насоснокомпрессорных труб и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной, а также для подачи через боковое ответвление крестовины воды, нефти или газа в кольцевое пространство между трубами при вызове притока и глушении скважины.

Фонтанную елку (верхнюю часть фонтанной арматуры) устанавливают на трубную головку. Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования работы скважины, направления движения пластового флюида в линию выброса, подачу в скважину жидкости или газа при вызове притока и заглушения скважины.

До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше паспортного рабочего давления. При этом все задвижки кроме верхней должны быть открыты.

Рис. 5.3. Фонтанная арматура:

а, б - фонтанная елка соответственно тройникового и крестового типа; 1, 13 - крестовина; 2 -фланцевые соединения; 3 - тройник; 4 - ствол; 5 - патрубок; 6, 7, 12 - задвижки; 8 - штуцер; 9 - лубрикатор; 10, 11 - манометры

После установки арматуры ее верхнюю часть (елку) испытывают на давление, равное пробному, принятому для данной арматуры, при закрытых нижней стволовой и боковой задвижек (кранах). Елку опрессовывают чер ез отверстие для манометра на буфере с выдержкой под давлением на протяжении 15 мин.

Трубную головку фонтанной арматуры, установленную на устье скважины, опрессовывают давлением, допускаемым для опрессовывания эксплуатационной колонны.

После монтажа фонтанной арматуры на устье скважины до начала работы следует проверить плавность работы затвора всех задвижек; наличие смазки (провести контрольное набивание смазкой узлов уплотнения затвора и корпуса задвижки); соответствие стрелки на корпусах задвижек направлению потока пластового флюида из скважины; правильность размещения указателя открытие-закрытие затвора задвижки; затяжку всех фланцевых соединений. При необходимости следует подтянуть шипы.

Для надежной работы каждой задвижки после полного ее закрытия необходимо на 1/4 оборота повернуть маховик в направлении открытия.

Фонтанную арматуру различают по конструктивным и прочностным параметрам:

1) рабочему или пробному давлению (70-105 МПа);

2) размерам проходного сечения ствола елки (50-150 мм);

3) конструкции фонтанной елки (крестового и тройникового типов);

4) числу рядов труб, спускаемых в скважину (одно- или двухрядные);

5) виду запорных приспособлений (задвижки или краны);

Диаметр ствола елки, мм		Условный диаметр проходного сечения боковых отверстий фонтанной елки	Рабочее давление, МПа
Условный проходного отверстия	Номинальный		Рабочее давление, МПа
50	52	50	_-	_-	_-	35	70	165
65	65	50, 65*	7	14	21	35	70	-
80	80	50, 65*	-	-	21	35	70	-
100	104	65, 80*	-	-	21	35	-	-
150	152	100	-	-	21	-	—	-
* Изготовляется по заказу потребителя.

6) устойчивости в среде двуокиси углерода (коррозионно-устойчивое и обычное исполнение).

В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанные арматуры выпускают тройникового типа на рабочие давления 7, 14, 21 и 35 МПа и крестового типа на рабочие давления 14, 21, 35, 70 и 105 МПа.

Фонтанная арматура с диаметрами ствола 100-150 мм предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин.

Типовые схемы оборудования устья скважин фонтанной арматурой представлены на рис. 5.4, параметры оборудования - в табл. 5.3.

Рис. 5.4. Типовые схемы оборудования устья скважины:

а - схема 1; • - схема 2а; в - схема 3а; „ - схема 4а; д - схема 5а; е - схема 6а; 1 - манометр; 2 - трехходовой кран; 3 - верхний буфер; 4 - запорное приспособление; 5 - тройник; 6 -штуцер; 7 - планшайба; 8 - крестовина трубной головки; 9 - верхний фланец колонной головки; 10 - нижний буфер; 11 - крестовина фонтанной елки

Схема (см. рис. 5.4)	Рабочее давление, мм	Фонтанная елка			Трубная головка	Число
Схема (см. рис. 5.4)	Рабочее давление, мм	Условный диаметр проходного отверстия, мм		Конструкция	Трубная головка	задви жек	трой ников	кре стовин
1	7; 14; 21	50; 65	100	Тройниковая	Однорядная	4	1	1
2а	14; 21	50; 56	100	“	“	8	2	1
26	14; 21	50; 65	100	“	Двухрядная	9	3	1
3а	14; 21; 35	50; 65	100	“	Однорядная	11	2	1
36	14; 21; 35	50; 65	100	“	Двухрядная		13	31
4а	14; 21; 35	50; 65	100	Крестовая	Однорядная	7	2	2
46	14; 21; 35	50; 65	100	“	Двухрядная	8	3	2
5а	70; 105	50		“	Однорядная	8	-	2
56	70; 105	50		“	Двухрядная	9	1	2
6а	70; 105	50; 65		“	Однорядная	11	-	2
66	70; 105	50			Двухрядная	12	1	2

Во всех схемах для подвешивания двух рядов насосно-компрессорных труб допускается выполнение трубной головки с включением узла, состоящего из тройника и запорного приспособления, который устанавливается между переходником трубной головки (планшайбой) и крестовиной трубной головки.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.

Схему и число исходных линий фонтанной арматуры выбирают в зависимости от характеристики скважины. Наиболее часто для нефтяных фонтанных и газовых скважин применяют арматуру с двумя выкидными линиями тройникового типа. Фонтанную арматуру с одной выкидной линией обычно используют для компрессорных или фонтанных скважин с небольшим устьевым давлением, а также не содержащих в своей продукции песка.

При ожидаемых очень высоких давлениях и содержании в продукции большого количества песка фонтанную елку оборудуют на месте под три выкидные линии.

Кроме основной центральной задвижки над крестовиной устанавливается вторая центральная или предохранительная задвижка, которая при работе всегда открыта и закрывается только в аварийных случаях. Для аварийных случаев предусмотрена установка второй задвижки между выкидами (струнами) и других задвижек - на крестовине, тройнике и струнах.

Во время работы фонтанной скважины следует полностью открывать и закрывать любую задвижку или кран фонтанной арматуры.

Верхняя выкидная линия елки всегда используется как рабочая, нижнюю выкидную линию приводят в действие только при замене рабочего штуцера или скошенных деталей оборудования, размещенного выше запасного выкида.

В арматуре на фланцах боковых стволов и катушке трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, а на катушках боковых отводов - отверстия под карман для измерения температуры среды и вентили под манометры для измерения давления.

Для регулирования режима работы скважины предусмотрен штуцер. Контроль проводится по показаниям манометров на буфере и после дросселя.

5.4. ОБВЯЗКА НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ИСПЫТАНИИ И ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН

После установки на устье скважины фонтанной арматуры ее обвязывают системой трубопроводов (манифольдом), являющейся не менее важной частью оборудования фонтанно-компрессорных скважин, чем фонтанная арматура. Обвязка скважины должна иметь хорошую маневренность и позволять быстро и безопасно проводить все операции по испытанию, исследованию, эксплуатации и обслуживанию скважин:

1) переключать поток жидкости из рабочей (верхней) в запасную (нижнюю) струну при проверке и замене штуцера, проверке и ремонте струн, штуцерных камер и задвижек, а также при других ремонтных работах;

2) при бурных газовых проявлениях быстро присоединять необходимое число мощных агрегатов и заглушать скважину;

3) ремонтировать и очищать исходные линии, сепараторы без остановки скважин;

4) закрывать скважины под давлением при полном выходе из строя арматуры;

5) переключать поток жидкости во временные амбары;

6) принимать продукцию, движущуюся как по насосно-компрессорным трубам, так и по затрубному пространству.

В схему обвязки скважин входит следующее оборудование:

1) две выкидные линии (рабочая и запасная) диаметром 73 мм, служащие для установления штуцеров, манометров, термометров и т.д.;

2) продавочная линия диаметром 73 мм и длиной не менее 25 м, присоединяемая к задвижке на крестовине трубной головки фонтанной арматуры и служащая для задавливания скважины (при необходимости) водой или глинистым раствором;

3) выкидная линия диаметром 73 мм, присоединяемая к крану высокого давления на межколонном пространстве (между эксплуатационной и промежуточной колоннами).

От манифольда прокладывают два выкида: один идет через сепаратор на факел, другой - непосредственно в факел.

Для лучшей очистки газа иногда применяется двухступенчатая сепарация, при которой газ пропускается через два включенных последовательно или параллельно сепаратора.

При испытании в процессе освоения нефтяных скважин от сепаратора (трапа) должен быть проложен нефтепровод для сбора или сжигания нефти. Выкидные струны, все трубопроводы, сепаратор с обвязкой после монтажа должны быть испытаны гидравлическим давлением, равным полуторакратному рабочему давлению.

При исследовании газовых скважин перед входом в сепаратор устанавливают регулирующий штуцер, а для создания необходимого противодавления в сепараторе на факельной линии, идущей от сепаратора, - быстросменный штуцер. Место его монтажа выбирают на доступном расстоянии от факела.

Устанавливать штуцер близко от сепаратора не рекомендуется, чтобы не забить выкид гидратами. Аналогично выбирается место для штуцера на выкиде, идущем прямо на факел.

При исследовании нефтяных скважин регулирующий штуцер ставят перед входом в сепаратор. При работе скважины штуцер может быть установлен, минуя сепаратор, на фонтанной арматуре в штуцерной камере.

Давление контролируется манометрами на колонной головке

(межколонное пространство), буфере крестовины фонтанной арматуры (затрубное пространство), буфере фонтанной елки (трубное пространство), обоих выкидах, сепараторе (трапе).

Для контроля температуры газа термометрические карманы должны быть расположены в следующих местах:

1) на буфере крестовины фонтанной арматуры - для измерения температур газа в затрубном пространстве;

2) на обоих выкидах и на газовой линии за сепаратором - для измерения температуры струи газа.

Для получения надежных результатов при измерении давления и перепада давления применяют манометры повышенной точности (образцовые пружинные, поршневые, жидкостные), защищая их от механических повреждений, вибраций, засорения, коррозии.

На трубопроводах и обвязке сепаратора (трапа) должны устанавливаться стальная задвижка и вентили на соответствующее давление. Выкидные линии, крестовины, тройники должны быть заводского изготовления. Вся обвязка выполняется из насосно-компрессорных труб с надежным креплением, чтобы предотвратить их разрыв и связанный с этим травматизм.

В табл. 5.4 приведены основные параметры газовых сепараторов, выпускаемых по ОСТ 26-02-645-72.

На газовых (газоконденсатных) скважинах с пластовым давлением 10 МПа и выше устанавливается сепаратор на давление не ниже 6,4 МПа с тем, чтобы обеспечить максимальную конденсацию тяжелых углеводородов.

Нефтяные сепараторы бывают разных конструкций (горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, сферические, гравитационные, центробежные, инерционные и т.д.), но все они имеют следующие основные секции: сепарационную (для отделения нефти от газа); осадочную (для дополнительного выделения газа, не успевшего отделиться от нефти в сепарацион-ной секции); сбора нефти (для сбора нефти и ее вывода из сепаратора); каплеулавливающую (для улавливания мельчайших капель жидкости, выносимой потоком газа за пределы сепаратора). На нефтяных скважинах сепаратор устанавливается на давление не менее 2,5 МПа.

Т а б л и ц а 5.4

		Шифр	Рабочее дав	Пропускная	Коэффи	Способ мон
Сепаратор	Тип	аппарата	ление, МПа	способность, м³/сут	циент сепарации п_с	тажа
Центробеж	I, II	ЦРС	6; 4; 10; 16	500	0,83	Горизон
ный регули						тальный
рующий
Жалюзион-		гж	6; 4; 10	1000	0,93
ный
Сетчатый	I, II, III	гс	0,6; 1 ,0; 1,6; 2,5 4,0; 6,4; 8,0	500	0,98	Вертикальный и го-ризон-тальный

Пакеры предназначены для разобщения пластов и изоляции эксплуатационной колонны от воздействия среды в процессе освоения и эксплуатации скважин. Пакеры применяются при освоении скважин и интенсификации притоков с использованием струйных аппаратов, гидродинамических испытателей, при гидроразрыве, кислотном и термохимическом воздействиях на пласт.

Пакеры спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Они должны иметь внутреннее проходное сечение, позволяющее беспрепятственно спускать в зону пласта необходимый измерительный инструмент, используемый при освоении скважины.

Пакер должен выдерживать необходимый перепад давлений, воздействующих на него сверху вниз или в двух направлениях (шифр ПН, ПВ,

ПД).

Чтобы воспринимать усилие от перепада давлений, воздействующего на пакер в одном или в двух направлениях, пакер должен иметь соответствующий якорь, наличие которого в шифре пакера обозначается буквой Я. Пакеры подразделяют на механические М, гидравлические Г и гидромеханические ГМ. Якорь - это приспособление, предназначенное для заякорения колонны НКТ за стенку эксплуатационной колонны с целью предупреждения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки.

Условные обозначения пакеров включают в себя: буквенную часть, определяющую тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способы посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличие якорного приспособления (Я). Первое число после букв - внешний диаметр пакера в мм, второе - максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером. К примеру, ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГ-136-500, ПД-ЯГ-136-210.

Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения пространств в эксплуатационной колонне нефтяных и газовых скважин и защите ее от давлений, создаваемых в зоне пласта. Пакер состоит из уплотняющего приспособления, плашечного механизма и фиксатора байонетного типа (рис. 5.5). На стволе пакера свободно посажены конус и уплотняющие манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и в пакерах с внешним диаметром 118 и 136 мм (рис. 5.5, б) прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. В остальных пакерах (рис. 5.5, а) плашкодержатель соединяется со стволом и цилиндром захвата. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера совершается путем приподнимания труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной нагрузки, поворота его на 1,5-2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков

о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз вместе со стволом.

В пакере (см. рис. 5.5, б) при движении ствола конус раздвигает плашки, и последние заякоряются на стенке эксплуатационной колонны. В пакере (см. рис. 5.5, а) ствол вместе с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, упирается в цилиндр. При этом ствол раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоряет их. Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых пространств происходят при дальнейшем опускании ствола пакера за счет веса колонны НКТ.

Рис. 5.5. Пакер ПН-ЯМ с внешним диаметром 150, 160, 185, 210, 236, 265 мм (#) и 118, 136 мм ( .):

1 - головка; 2 - упор; 3 - манжеты; 4 - конус; 5 -плашка; 6 - плашкодержатель; 7 - цилиндр; 8 - захват; 9 - корпус фонаря; 10 - башмак; 11 - замок; 12 -гайка; 13 - палец; 14 - ствол

Рис. 5.6. Пакер ПН-ЯГМ:

1 - муфта; 2 - упор; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - обойма; 6 - корпус; 7 - шпонка; 8 - плашка; 9 - плашкодержатель; 10 - винт; 11 - кожух; 12 - поршень; 13 -корпус клапана; 14 - шарик; 15 - седло; 16 - срезной винт

Пакер поднимается из скважины при подъеме труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол своим буртом высвобождает конус из-под плашек, которые также освобождаются и одновременно приводят корпус плашек в исходное положение. При поднятии труб и повороте их влево на 1,5-2 оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз замка, благодаря чему пакер может быть посажен вторично без его подъема из скважины.

Пакер ПН-ЯГМ (рис. 5.6) состоит из уплотняющего, заякоряющего, клапанного приспособлений и гидропривода. Для посадки пакера в НКТ сбрасывается шар и создается давление.

При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотняющих манжет. Под воздействием веса труб плашки сцепляются со стенкой эксплуатационной колонны, обеспечивая заякорение и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шаром выпадают. При снятии осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, увлекает за собой конус, освобождающий плашки.

Пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ (рис. 5.7) предназначены для разобщения пространств эксплуатационной колонны труб и защиты ее от воздействий в зоне пласта. Посадка пакера осуществляется путем подачи давления в колонну НКТ, причем поперечный проход пакера перекрывается шариком, вбрасываемым на седло (рис. 5.7, а, •). Под воздействием давления в трубах плашки верхнего якоря выдвигаются наружу, заякориваясь на стенке эксплуатационной колонны.

В пакере 1ПД-ЯГ (рис. 5.7, а) жидкость сквозь отверстие Б поступает в золотник, сдвигает его вниз, срезая винты и позволяя захвату выйти из сцепления с поршнем. Поршень через проталкиватель сжимает манжеты, создавая уплотнение со стенкой эксплуатационной колонны. Одновременно золотник вдвигает конус в плашки, заставляя их внедряться в эксплуатационную колонну и заякоряться в ней. Вместе с конусом двигаются вниз цилиндр и шлипсы с насечками проталкивателя, фиксируя манжеты и плашки в рабочем состоянии. Пакер освобождается при натяжении и подъеме колонны труб, в результате чего срезаются винты и ствол освобождается от плашкодержателя. В результате дальнейшего движения ствола вверх манжеты разжимаются. При этом ствол, упираясь в поршень, доводит его до упора в цилиндр, который, в свою очередь, передвигая конус относительно плашек, освобождает их.

Проходное отверстие пакера открывается при повышении давления в трубах и срезе винтов.

В пакере (рис. 5.7, б) пластовый агент под давлением сквозь отверстие в стволе попадает в цилиндр. После среза винтов с плашкодержателем он поднимается вверх, и плашки натягиваются на конус, одновременно сжимая манжету. Происходит заякорение нижних плашек и уплотнение пакера в эксплуатационной колонне. Обратному перемещению плашек мешают шлипсы, переместившиеся вместе с конусом вверх по втулке фиксатора. Пакер освобождается при подъеме колонны НКТ после срезания винтов, при этом бурт ствола упирается в конус и передвигает его относительно плашек.

Особенностью пакера 2ПД-ЯГ (рис. 5.7, в) является постоянное заякорение на плашки верхнего якоря благодаря соединению полости под плашками с подпакерной зоной через отверстие А. При посадке пакера пластовый агент под давлением из полости труб сквозь отверстие Б поступает под золотник и конус. Золотник смещается вверх, срезая винты и освобождая поршень и конус от захвата. Конус, уплотненный в цилиндре кольцами, под воздействием давления входит в плашки, заставляя их раздвинуться и заякориться на стенке эксплуатационной колонны. Одновременно поршень вместе с золотником и проталкивателем перемещается вверх и сжимает манжету. При этом шлипсы, сцепляясь с насечками проталкивателя, фикси-

Рис. 5.7. Пакер ПД-ЯГ:

а, б - 1 ПД-ЯГ с внешним диаметром 136, 140, 145 мм; в - 2ПД-ЯГ с внешним диаметром 185, 210 мм; 1 - корпус якоря; 2 - круглая плашка; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - шлипс; 6 - протал-киватель; 7 - цилиндр; 8 - поршень; 9 - захват; 10, 14, 17 и 19 - срезные винты; 11 - золотник; 12 - корпус; 13 - плашка; 15 - плашкодержатель; 16 - седло; 18 - втулка фиксатора

руют манжеты и плашки в рабочем состоянии. Пакер освобождается при подъеме колонны труб после среза винтов. Ствол вместе с корпусом якоря поднимается и освобождает манжеты, а бурт проталкивателя поднимает цилиндр, который выводит конус из плашек, освобождая их. Плашки верхнего якоря освобождаются после разгерметизации манжет и уравнивания давления на плашки.

Пакер 3ПД-ЯГ (рис. 5.8) состоит из верхнего и нижнего заякоряющих приспособлений и гидроцилиндров уплотняющего и фиксирующих приспособлений. Посадка пакера осуществляется при подаче в колонну насос-

Рис. 5.8. Пакер 3ПД-ЯГ:

1 - головка; 2 - шток; 3 - шлипс; 4, 5, 8, 15, 19, 20, 21 - срезные винты; 6 - цилиндр; 7 - верх-ний ствол; 9 - верхний плашкодержатель; 10 -верхняя плашка; 11 - втулка; 12 - штифт; 13 -верхний корпус; 14 - корпус; 16 - муфта; 17 - уплотняющая манжета; 18 - нижний корпус

ных труб жидкости под давлением. Предварительно на седло вбрасывается шар. Давление в полости Б нижнего гидроцилиндра перемещает поршень, который через плашкодержатель заставляет плашки надвинуться на конус, раздвигаясь радиально, и заякориться за стенку эксплуатационной колонны. При повышении давления срезаются винты, и шток, перемещаясь вниз со стволом, сжимает манжеты между муфтой и конусом, герметизируя пространство между пакером и стенкой эксплуатационной колонны. Шлипсы, перемещаясь по насечкам штока при его движении вниз, препятствуют его возвращению в первоначальное положение. При дальнейшем повышении давления жидкость через отверстие А попадает в цилиндр. При этом срезаются винты, и цилиндр перемещает вниз плашкодержатель и плашки, которые надвигаются на конус и заякоряются на эксплуатационной колонне. При этом срезаются винты, плашкодержатель освобождается от цилиндра и фиксируется шлипсами на стволе. Нижние и верхние плашки в заякоренном состоянии будут предупреждать перемещение пакера как вверх, так и вниз. Проходное отверстие пакера открывается после срезания винтов.

Распакерование осуществляется при подъеме труб после предварительного соединения верхней части пакера в муфте и среза винтов. После среза штифта верхний ствол перемещается вверх и доводит втулку до плашкодер-жателя, последний сдвигает плашки с конуса, освобождая их. После этого бурт поднимет вверх корпус и муфту, освобождая манжеты. Одновременно при движении нижнего ствола вверх бурт ствола достигнет нижнего конуса и выдвинет его из плашек, освобождая его.

Пакер ПД-ЯГМ (рис. 5.9) состоит из верхнего и нижнего заякоряющих приспособлений, уплотняющего и клапанного приспособлений и гидропривода. Пакер спускается в скважину на насосных трубах, на его седло вбрасывается шарик и создается давление, под воздействием которого плашки раздвигаются радиально и заякоряются на стенке эксплуатационной колонны. Жидкость, попадая через отверстие Б под поршень, перемещает его вверх, вследствие чего срезаются винты и освобождается захват, а конус, перемещаясь вниз, раздвигает плашки и заякоряет их. Одновременно происходит сжатие манжет.

Герметичность разобщения достигается осевой нагрузкой, создаваемой весом труб, под воздействием которого срезаются винты, и ствол, двигаясь вместе с втулкой вниз, дополнительно сжимает манжеты. Фиксация рабочих положений плашек и манжет обеспечивается шлипсами, предупреждающими обратное перемещение поршня и плашек. Проходное отверстие пакера освобождается после среза винтов. В пакере предусмотрен клапан для промывки подпакерной зоны перед его подъемом из скважины. При натяжении колонны труб шток, перемещаясь вверх, открывает отверстие А, с помощью которого трубное пространство соединяется с затрубным. После промывки снижается давление в трубах, вследствие чего освобождаются плашки. При дальнейшем натяжении колонны труб срезаются винты и освобождаются плашки и манжеты.

Пакер можно оставлять в скважине без труб, так как благодаря заяко-рению плашек пакер выдерживает давление как снизу, так и сверху. Для этого винты перед спуском пакера снимаются, и колонну подъемных труб можно освободить после среза винтов. В этом случае пакер можно позднее поднять с помощью труболовки.

Рукавный пакер (рис. 5.10) состоит из уплотняющего рукава и ствола, к верхней части которого присоединяется переводник с патрубком. На переводнике установлены поршень и головка, соединенная с рукавом. Между патрубком и переводником установлено седло для шарика, служащее для опрессовки подъемных труб. При подаче давления в центральный канал жидкость попадает под рукав через отверстие А, раздвигает его и прижимает к стенке эксплуатационной колонны, разобщая затрубное пространство. Манжета выполняет роль обратного клапана и служит для сохранения давления в подрукавной полости. Минимальное избыточное давление, необходимое для срабатывания пакера, составляет 165 МПа. Для освобождения пакера давление подается в затрубное пространство. Поршень перемещается вниз и со-

Рис. 5.9. Пакер ПД-ЯГМ:

1 - шток; 2 - специальный винт; 3, 4, 8, 15, 16, 19 - срезные винты; 5, 13 - верхняя и нижняя плашки; 6 - манжета; 7 - ствол; 9 -захват; 10, 14 - шлипсы; 11 - поршень; 12 -

корпус; 17 - втулка; 18 - центратор; 20 -

седло

единяет подрукавную полость с внутритрубным пространством через отверстия А и Б, когда расточка поршня окажется возле отверстия Б.

Рис. 5.10. Рукавный пакер типов ПД-Г (-3) и ПД-Г (•):

1 - патрубок; 2 - седло; 3 - поршень; 4 -переводник; 5 - головка; 6 - ствол; 7 - рукав; 8 - манжета; 9 - ниппель; 10 - хвостовик; 11 - уплотняющее кольцо

В табл. 5.5 представлены основные характеристики пакеров, выпускаемых на Украине и в России.

Показатели	ПД-ЯМГ-118-210		ПД-ЯМГ-136-210		ПН-ЯМ	-118-210	ПН-ЯМ	-136-210	ПН-ЯМ	-150-500	ПН-ЯМ-236-250		ПД-ЯГМ-118-210
Внешний диаметр,	118	136	136	140	118	136	136	140	150	118	236	122	118
мм
Рабочее давление	21		21		21	50	21	50	50		35	50	21
(максимальный пе
репад давления),
МПа
Диаметр проходно	62	76	76		62	76	62	76	76	50	145	50	62; 50
го отверстия паке-
ра, мм
Температура рабо	393	399	393		393		393		393		393		393
чей среды, К, не
более
Условный диаметр	140; 146	168	168		140; 146	168	168; 167	168	178	146	273	146	140; 146
эксплуатационной
колонны по ГОСТ
632-80, мм
Максимальный	133	146,3	146,3	150,3	133	146,3	155,3	150,3	163,8	128	253,1	133	133
внутренний диа
метр эксплуатаци
онной колонны, га
рантирующий гер
метичность, мм
Диаметр пакера, мм	118	136	136	140	142	236	166	—	172	—	267	—	118
Длина пакера, мм	2000	1880	2215	1880	2170	—	2260	—	1800	—	2170	—	1655; 4025
Масса пакера, кг	70	60	110	64	55	-	70	—	120	—	290	—	46; 100
П р и м е ч а н и	. Рабоча	я среда	- вода, н	ефть, газ	газокон	денсат.

В практике освоения и эксплуатации скважин важное место занимает применение взрывных пакеров. В этих пакерах (рис. 5.11) сцепление с обсадной колонной и герметизация участка разобщения осуществляется за счет впрессовывания корпуса в обсадную колонну. Сборка и установление пакера включают следующие операции. В корпусе 6, изготовленном из сплава алюминия, размещают рассчитанный заряд 7 дымного пороха. Засыпая его, принимают все меры к тому, чтобы частицы пороха не имели контакта с металлическими деталями пакера. Заряд рекомендуется засыпать через воронку во вложенный в корпус мешочек из хлопчатобумажной неэлектризующей-ся ткани, куда помещают и зажигатель. Затем корпус герметизируется пробкой 4, которая вместе с присоединенным к массе и выводу жилы кабеля эле-ктрозажигателем 5 вставляется в горловину стакана. Передвижение пробки ограничивается с помощью накидной гайки 3. Пакер переходником соединяется с желонкой или корпусным кумулятивным перфоратором, который используется в качестве груза. Соединение осуществляется с помощью шариков.

При срабатывании заряда предусмотрено автоматическое отсоединение пакера от груза. Под воздействием давления пороховых газов пробка пакера передвигается вверх до упора, благодаря чему стальные шарики 2, соединяющие пакер и груз 1, получают возможность выйти из сцепления, а груз снимается с пакера.

Для выбора заряда пакера необходимо учитывать гидростатическое давление и внутренний диаметр обсадной колонны, где он устанавливается. На рис. 5.12 изображена номограмма, позволяющая выбрать заряд пакера ВВ 118 для разных случаев его применения.

Рис. 5.11. Схема взрывного пакера: „ _г
тт ^

1 - груз; 2 - стальные шарики; 3 - накидная Й^о⁵'¹²' ^НомогР^амма А™ ^выбоР^а
3aP^^a

гайка; 4 - уплотняющая пробка; 5 - электро- ^ВВ1, „ .

зажигатель; 6 - корпус; 7 - пороховой заряд ^ШЁ^фр кривых ^- виутреишш дааметр обсад

ной колонны, мм

Рис. 5.13. Пакеры взрывные: шлипсовый (3) и цементировочный ( •)

Пример. Рассмотрим выбор заряда пакера, установленного на глубине

3 км в скважине, заполненной водой и обсаженной колонной с внутренним диаметром 130 мм. Восстановив перпендикуляр, из точки на оси абсцисс, соответствующей гидростатическому давлению, до пересечения его с линией 130 в точке В, получим на оси ординат точку, соответствующую значению массы заряда. В нашем случае это 0,66 кг. Габариты этих типов пакеров следующие: 88, 92, 102, 110, 118, 135 мм (соответственно ВП88, ВП92, ВП110, ВП118, ВП135).

Для каждого пакера существует своя номограмма, позволяющая выбрать массу заряда при разных условиях их применения.

Самостоятельную группу взрывных пакеров составляют пакеры типа ВПШ, в которых сцепление с обсадной колонной совершается при помощи шлипсов - чугунных ребристых плашек, вдавливаемых в металл обсадной колонны, при этом герметизация выполняется сжатием резиновой манжеты с фиксированием ее в сжатом состоянии (рис. 5.13). Пакер типа ВПШ включает камеру, которая заряжается порохом и после установки поднимается на поверхность. Спускается пакер ВПШ на каротажном кабеле. После спуска камеры в заданный интервал током, подаваемым с поверхности, поджигают заряд. Давлением пороховых газов поршень камеры передвигается относительно корпуса, впрессовывая в колонну расположенные на штоке пакерую-щей части плашки и сжимая манжету.

Для проведения изоляционных работ путем закачки цементного раствора в скважину под давлением до 30 МПа применяются пакеры взрывные цементационные типа ПВЦ (ПВЦ 110, ПВЦ 118, ПВЦ 135). Они используются в обсадных колоннах диаметром 117,7-124, 125,2-133 и 144-152 мм при максимальном гидростатическом давлении 147 МПа и максимальной температур е 150 °С. Их длина 605-625 мм.

Принцип работы пакеров типа ПВЦ следующий.

1. После зажигания порохового заряда массой 120 г под действием давления газов гильза камеры передвигается относительно корпуса, плашки смещаются и сжимают манжету до упора в обсадную трубу. Скорость движе-

Тип пакера	Внешний диаметр, мм	Внутренний диаметр обсадной колонны (НКТ),	Максимальные условия применения		Масса порохового заряда, кг
		где применяется пакер	Температура, °С	Давление, МПа
1	2	3	4	5	6
ВП88; ВП92; ВП102; ВП110; ВП118; ВП135	88-135	96,3/152	120	60	0,2/1
ВПШ92; ВПШ102	82-102	88/120	200	150	0,1
ВПЦ110; ВПЦ118; ВПЦ135	110-1 35	117,7/144	150	150	0,1
ВПР	48	62	120	30
П р и м е ч а н и я . 1. В графе 3		в числителе - минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, в
знаменателе - максимальный. 2. В графе 6 в числителе - максимальная масса порохового заряда, в знаменателе
- минимальная. 3. Внутренний диаметр обсадных труб для одного типоразмера выполняется мм. 4. Максимально допустимое давление цементирования 30 МПа.					в пределах 2-8

ния поршня регулируется гидравлическим тормозом, заполненным маслом. После посадки пакерующей части разрывается шип, соединяющий камеру с пакерующей частью. Камера используется многократно. Пороховые газы имеют выход в скважину.

2. Для подачи цемента в подпакерную зону пакер соединяется с колонной НКТ свободной посадкой специальной муфты на конец штока пакера. При опрессовке пакера в скважине поданный с поверхности вместе с жидкостью шарик перекрывает отверстие в клапанном приспособлении, позволяя проверять надежность пакерования. При дальнейшем повышении давления более 7 МПа шарик продавливается, открывая путь для подачи цемента. После окончания заливки шар большего диаметра перекрывает внутреннее отверстие, прекращая обратное движение цемента в скважину.

Для установки разделяющего моста рекомендуется использовать взрывной пакер, раскрывающий ПВР. Этот пакер спускается в скважину через НКТ на каротажном кабеле и имеет вид зонтика. После его установки в колонне и подъема каротажного кабеля на поверхность в скважину через внутреннюю полость спускают на кабеле желонку, заполненную цементным раствором.

Технические характеристики взрывных пакеров приведены в табл. 5.6.

5.7. РАСЧЕТ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ И ИХ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Усилия, воздействующие на колонну НКТ, главным образом определяются условиями ее эксплуатации. На рис. 5.14 показаны основные расчетные схемы колонн НКТ, которые отображают условия ее эксплуатации в различных технологических процессах освоения скважин. Нагрузки, воздействующие на колонну НКТ, и последовательность проведения расчетов на прочность рассмотрим ниже.

Рис. 5.14. Расчетные схемы колонны НКТ:

t - свободно подвешенная на планшайбе; • - в скважине, частично заполненной жидкостью; , - с устройством для проведения гидропескоструйной перфорации; „ - с испытателем пластов; % - опира ющаяся на забой; А - опирающаяся на пакер; L - длина колонны НКТ; <р - уровень размещения свободной поверхности жидкости в скважине; L_с - глубина размещения испытателя в скважине; L_т - уровень жидкости в трубах; L_п - глубина размещения пакера

5.7.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК НА СВОБОДНО ПОДВЕШЕННУЮ КОЛОННУ НКТ

Усилия от веса колонны направлены к забою, а сила выталкивания действует в обратном направлении. Собственный вес комбинированной колонны определяется весом каждой секции. Вес трехсекционной колонны (рис. 5.15) запишем в виде

ёнкт = Рт,1,Рт + Рт212рт + Fтзl₃Pт^, (5.1)

где Р_т₁, Р_т2, Р_т3 - площадь сечения труб соответствующей части колонны, м²; l_b l₂, l₃ - длина соответствующей секции колонны, м; р_т - плотность материала труб, кг/м³.

Определяя площадь сечения труб, значение их внутреннего диаметра находят по табл. 5.7.

Для подвешенной колонны труб наибольшее усилие растяжения возникает в верхнем сечении. Наибольшее напряжение не должно превышать предел текучести материала труб при растяжении. Для труб с гладкими (невысаженными) концами, изготовленных по ГОСТу, максимальное усилие, которое разрушает резьбовые соединения в момент, когда напряжения в металле соответствуют пределу текучести, определяют по формуле

р _f = ябс ОсрОт (5 2)

1 + —^ ctg(a + ф)

Для труб с высаженными наружу концами усилия в теле трубы в момент, когда напряжения в металле соответствуют пределу текучести, запишем в виде

р,, = ~~^п(~~^—²^- d²⁾ о (5.3)

4 ^т

Здесь Р', Р" - усилия, разрушающие резьбовые соединения, соответственно для труб с гладкими и высаженными наружу концами, кН; б_с - толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки резьбы в зацеп-

Рис. 5.15. Трехразмерная колонна НКТ жидкостью

лении, м (см. табл. 5.7); и_ср - средний диаметр трубы по первой полной нитке резьбы в зацеплении, м (табл. 5.8); а_т - предел текучести материала труб при растяжении, МПа (табл. 5.9); I - длина резьбы до основной плоскости (нитки с полным профилем), м (см. табл. 5.8); а - угол, образованный между направлением опорной поверхности резьбы и осью трубы, а = 1,0625 рад; ф - угол трения, ф = = 0,306 рад; U, d - внешний и внутренний диаметры трубы, м.

скважине, полностью заполненной

Напряжения в трубе не должны превышать предельных значений, которые определяются по формулам (5.2)-(5.3).

При использовании труб, изготовленных по стандартам Американского нефтяного института (АНИ), дополнительно учитывают их способность противодействовать напряжениям, возникающим под действием внутреннего давления. Наименьшее сминающее давление для сталей разных марок определяют по формулам (при условии, что выполняется соотношение D/6 < 14, где U - внешний диаметр труб, 6 - толщина стен

ки).

(5.4)

- 0,046

- 0,059

(5.5)

(5.6)

- 0,063

(5.7)

- 0,078

и/о

для сталей марки P = 105 2, 940

и/о

для сталей марки H = 80 2,721

для сталей H-40 и J-55:

" 2, 503

и/о

для сталей C 2, 650

p см = 0,75а

и/о

т.ср

где а_тср - средний предел текучести материала трубы, МПа.

Предельное значение давления в трубах (при условии способности противодействовать сминающим давлениям)

Pсм.пр = 1^™, (5.8)

где 1,25 - коэффициент запаса прочности на сопротивление смятию.

Наименьшее внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, определяют по формуле

p ,н = 0,875 • 26-

(5.9)

т min

где 0,875 - коэффициент, учитывающий отклонение толщины стенки (12,5 %); а_{т min} - наименьший предел текучести материала трубы, МПа (см. табл. 5.9).

Диаметр, мм			Толщина стенки, мм	Высаженная часть, мм				Муфта, мм			Масса, кг
услов ный	внеш ний	внут ренний	Толщина стенки, мм	Внеш ний диаметр	Длина переходной части	Переходная часть	Внешний диаметр муфты	Длина	Длина растяже ния	Ширина торцевой плоскости	1 м гладкой трубы	муфты	1 м трубы с муфтой при длине трубы 8 м
						Гладкие трубы
48	48,3	40,3	4,0	-	-	-	56,0	96,0	8,0	2,0	4,39	0,5	4,45
60	60,3	50,3	5,0	-	-	-	73,0	110,0	8,0	5,0	6,84	1,3	7,0
73	73,0	62,0	5,5	-	-	-	89,0	132,0	8,0	6,5	9,1 6	2,4	9,46
89	88,9	76,0	6,5	-	-	-	107,0	1 48	8,0	6,5	13,22	3,6	13,67
102	101,6	88,6	6,5	-	-	-	121,0	150,0	9,5	6,5	15,22	4,5	15,78
114	114,3	100,3	7,0	-	-	-	132,5	156,0	9,5	6,5	18,47	5,7	19,09
					Трубы с	высаженными наружу концами
33	33,4	26,4	3,5	37,3	45	25	48,3	89	8,0	3,5	2,58	0,5	2,67
42	42,2	35,4	3,5	46,0	51	25	56,0	95	8,0	3,5	3,34	0,7	3,48
48	48,3	40,3	4,0	53,2	57	25	63,5	1 00	8,0	3,5	4,39	0,8	4,51
60	60,3	50,3	5,0	65,9	89	25	78,0	126	9,5	5,0	6,84	1,5	7,07
73	73,0	62,0	5,5	78,9	95	25,	93,0	1 34	9,5	6,5	9,1 6	2,8	9,53
89	88,9	73,0	6,0	95,25	102	25	114,3	1 46	9,5	6,5	13,22	4,2	13,8
102	101,6	88,6	6,5	107,95	102	25	127,0	154	9,5	6,5	15,22	5,0	15,9
114	114,3	100,3	8,0	120,65	108	25	141,3	1 60	9,5	6,5	18,47	6,3	19,3

Услов ный диаметр трубы, мм	Число ниток на 2,54 мм (дюйм)	Глубина резьбы, мм	Внешний диаметр, мм		Средний диаметр резьбы в основной части, мм	Диаметр резьбы около торца трубы, мм		Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты, мм	Длина резьбы,		мм	Диаметр цилинд рической расточки около торца муфты, мм	Глубина цилиндрической расточки, мм	Расстояние от торца муфты к концу сбега резьбы на трубе при свинчивании вручную, мм
			трубы	высажен ной части		внеш ний	внут ренний		общая к концу (сбега)	основной плоскости (нитки с полным профилем)	сбега
						Гладкие трубы
48	10	1 ,41 2	-	48,3	46,924	46,866	44,042	46,069	35	22,3	4,29	50,0	8,0	5,0
60			-	60,3	58,989	58,494	55,670	58,134	42	29,3	4,29	62,0	8,0	5,0
73			-	73,0	71,689	70,506	67,682	70,834	53	40,3	4,29	74,7	8,0	5,0
89			-	88,9	87,564	89,944	83,120	86,709	60	47,3	4,29	90,6	8,0	5,0
102	8	1 ,81 0	-	101,6	99,866	98,519	94,899	98,519	62	49,3	5,97	103,5	9,5	6,5
114			-	114,3	112,566	111,031	107,411	111,219	65	52,3	5,97	116,0	9,5	6,5
					Трубы с высаженными наружу концами
33	10	1 ,41 2	33,4	37,30	35,970	36,100	33,276	35,115	32	19,3	4,29	39,0	8,0	5,0
42			42,2	46,00	44,701	44,643	41,819	43,846	35	27,3	-	47,5	8,0	5,0
48			48,3	53,20	51,845	51,662	48,838	50,990	37	24,3	-	55,0	8,0	5,0
60	8	1 ,81 0	60,3	65,90	64,148	63,551	59,931	64,801	50	37,3	5,97	67,5	9,5	6,5
73			73,0	78,60	76,848	76,001	72,381	75,501	54	41,3	-	80,0	9,5	6,5
89			88,9	95,25	93,516	92,294	88,674	92,164	60	47,3	-	97,0	9,5	6,5
102			101,6	107,95	106,216	104,744	101,124	104,869	64	51,3	-	109,6	9,5	6,5
114			114,3	120,65	118,916	117,256	113,636	117,569	67	54,3	-	122,5	9,5	6,5
П - 13 мм.	р и м е ч а н и е. Длина резьбы			от основной	плоскости к	концу сбега - 12,7		мм; расстояние от торца муфты к			середине муфты при свинчивании на станке

Реальное давление в колонне НКТ не должно превышать значений, которые определяются по формулам (5.8)-(5.9).

Коэффициент запаса прочности на сопротивление труб внутреннему давлению обычно принимают за единицу, в связи с чем при определении допустимых значений внутреннего давления можно использовать формулу

(5.9).

Нагрузку растяжения, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, находят по формуле

T~i ^П

D² - d²

(5.10)

Р_т = О —

¹ т min ,

Значение реальной нагрузки на колонну не должно превышать р_т, значение которой определяют из уравнения (5.10)

Формулы (5.1)—(5.10) используют при выполнении контрольных расчетов на прочность колонны НКТ конкретной конструкции (табл. 5.10). Часто необходимо решить обратную задачу, касающуюся выбора конструкции колонны соответственно с заранее определенными условиями ее эксплуатации. При проведении проектных расчетов предварительно принимаем максимально возможный диаметр колонны для условий конкретной скважины и определяем усилия Р разрушения резьбовых соединений по (5.2).

Допустимую глубину подвески колонны рассчитывают по приближенной формуле, которая учитывает нагрузку только от действия собственного веса колонны и давления у выхода бурового насоса:

L = ^Р^-
kFjpр (5 11)

Ь_{доп k}q , ⁽⁵.и⁾

где k - коэффициент запаса прочности для труб, который принимают равным 1,3—1,5; р_р - давление на выкиде линии бурового насоса (р_р = 35+40 МПа); q - вес 1 м трубы, Н (см. табл. 5.7).

Конструкцию колонны считают определенной, если допустимая глубина подвески труб принятого диаметра больше глубины скважины.

Т а б л и ц а 5.9

Механические свойства сталей различных труни прочности для изготовления НКТ

Показатели	СНГ					АНИ и другие фирмы
	Д	К	Е	л	М	Н-40	J-55	C-75	H-80	P-105
Временное со	650	700	750	800	900	422	507	688	703	844
противление разрыву, МПа Предел текучес
ти при растяжении, МПа:
средний минимальный	380	500	550	650	750	281	387	527	562	738
максимальный	-	-	-	-	-	400	562	633	772	949
Относительное						2,7	20	16	16	15
удлинение, %
при толщине
стенки, мм:
5	16	12	12	12	12
10	12	10	10	10	10

Характеристика прочности насосно-компрессорных труб, изготовленных из сталей различных групп прочности, по стандартам АНИ

Внешний диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Наименьшее сминающее давление, МПа					Внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, МПа
Внешний диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	H-40	J-55	C-75	H-80	P-105	H-40	J-55	C-75	H-80	P-105
26,67	2,83	50,6	65,9	86,1	91,2	-	52,9	72,8	99,3	105,9	-
33,4	3,38	47,9	62,3	81,5	86,3	-	49,8	68,5	93,3	95,5	-
42,16	3,18	36,7	47,7	_-	_-	_-	37,0	51,0	_-	_-	_-
	3,56	40,7	52,9	61,2	73,3	-	41,5	57,2	77,8	83,2	-
48,26	3,18	31,3	40,7	_-	_-	_-	32,4	44,5	_-	_-	_-
	3,68	37,2	48,3	63,2	66,9	-	37,5	37,5	70,3	75,0	-
52,40	3,96	36,8	47,9	62,6	66,4	-	37,2	51,2	69,8	74,4	-
60,32	4,24	34,3	44,6	57,3	60,9	_-	34,6	47,6	64,8	69,1	_-
	4,83	38,8	50,5	65,9	69,9	93,1	39,4	54,2	73,6	78,5	103,3
	6,45	-	-	85,6	90,6	120,8	-	-	98,5	105,1	138,1
73,02	5,52	36,8	47,8	62,6	66,2	88,3	37,1	51,1	69,6	74,2	97,5
	7,82	-	-	85,8	90,8	121,1	-	-	98,9	105,5	138,4
88,9	5,49	28,6	37,2	47,0	49,8	_-	30,4	41,8	56,9	60,7	_-
	6,45	35,5	46,1	60,0	63,8	85,1	35,7	49,2	66,9	71,4	93,2
	7,34	39,9	52,0	67,9	71,9	-	40,6	55,9	76,2	81,3	-
	9,51	-	-	85,9	90,8	121,1	-	-	98,8	105,4	138,4
101,6	5,74	25,2	32,7	40,8	43,0	_-	27,8	38,2	52,1	55,6	_-
	6,65	31,1	40,4	51,6	54,7	-	32,2	44,4	60,5	64,5	-
114,3	6,88	27,6	35,9	45,2	47,9	-	29,7	40,8	55,5	59,2	-

При значительных глубинах скважин применяют секционную колонну НКТ. Длину секций подбирают снизу вверх. Допустимую длину нижней секции определяют по формуле (5.11), а длины следующих секций - из соотношения

l_n = ~~^p'~~ⁿ~~~ ^P~~ⁿ^-¹~~^Fт~~^п , (5.12)

^kqn ^Fx(n-1)

где l_n - длина секции, которую рассчитывают, м; р'_п - разрушающая нагрузка для труб секции, которую рассчитывают, МПа; p'_n-₁ - разрушающая нагрузка для труб предыдущей секции, МПа; q_n - вес 1 м трубы секции, которую рассчитывают, Н; F_I_n - площадь сечения рассчитываемой секции, м²;

F_x(_n-1) - площадь сечения труб предыдущей секции, м².

Формула (5.12), как и формула (5.11), не учитывает действия на колонну силы выталкивания.

Если скважина частично заполнена жидкостью, тогда сила выталкивания, действующая на колонну, определяется объемом ее погруженной части (рис. 5.14, •):

P арх = Pр(L-H)F_т, (5.13)

где L - длина колонны, м; H — уровень свободной поверхности жидкости, м.

5.7.2. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА КОЛОННЫ НКТ НА ПРОЧНОСТЬ В УСЛОВИЯХ ДЕЙСТВИЯ ИЗГИБАЮЩИХ УСИЛИЙ

Изгибающие усилия возникают в колонне НКТ в том случае, когда ее нижняя часть жестко закреплена с помощью пакера либо ее хвостовик опирается на забой.

При размещении пакера в скважине хвостовик воспринимает изгибающие нагрузки, которые зависят от усилия, необходимого для раскрытия пакера, а также от перепада давления на пакере во время испытания пластов (рис. 5.14, д).

Нагрузка на пакер от веса труб для установки его в скважине

G_n = 0,3ES0(K_n - 1), (5.14)

где E - модуль упругости резинового элемента пакера по начальному сечению, МПа, E = 8,5+9,5 МПа; S₀ - площадь сечения уплотнителя до его деформирования, см²; К_п - коэффициент пакерования, К_п = 1,12+1,14.

Считаем, что максимальная разность давления на пакере во время испытания пласта равна допустимой депрессии на пласт. Тогда осевая сжимающая нагрузка на хвостовик, кН, при испытании

G_XB = G_u + 0,1ApS_s, (5.15)

где 0,1 - коэффициент перевода размерностей; Ap - разность давлений на пакере, МПа; S_s - площадь сечения скважины, см².

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика определяют по формуле

О_изг = ~~^п2eJ(D_c ^-~~ ~~^._ВНе^ш)~~ , (5.16)

2L²_nW

где E - модуль продольной упругости, для стали E = 2 • 10¹¹ Па, для алю

миниевого сплава E = 0,7 • 10¹¹ Па; J - экваториальный момент инерции площади сечения; L_u - длина полуволны прогиба хвостовика; D_G - диаметр скважины; W - осевой момент сопротивления на изгиб; d_{x внеш} - диаметр трубы хвостовика (внешний).

Экваториальный момент инерции площади сечения определяют по формуле

J = 0,05(d_T⁴_M - d^), (5.17)

где d^^ - внутренний диаметр трубы хвостовика.

Осевой момент сопротивления на изгиб

W = 2J/d„ (5.18)

Длина полуволны прогиба определяется осевой нагрузкой на хвостовик

L_n = 5 • 98.J EJ /Q_XB. (5.19)

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика не должно превышать предельно допустимого [о]_сж = 160 МПа.

Изгибающее напряжение возникает также в колонне НКТ в случае ее размещения над пакером (рис. 5.14, е). Кроме изгибающих усилий в верхней части колонны возникают усилия растяжения, а в нижней - сжатия. Усилия растяжения максимальны в верхней части колонны:

Напряжения сжатия имеют максимальные значения в сечении соединения труб с пакером:

^сж ^{_ -}сж^gq/ F_T, (5.21)

где -_сж - длина сжатой части колонны, м; q - масса 1 м труб колонны, кг (см. табл. 5.7); - площадь сечения трубы, м².

Длина сжатой части колонны определяется усилием, действующим на пакер:

-ж = > (5.22)

сж

^Рт

где р_р, р_т - плотность раствора и материала труб, кг/м³.

Усилия, необходимые для раскрытия пакера, находят по формуле (5.14) или по табл. 5.11. Последовательность определения изгибающего напряжения в колонне НКТ такая же, как и при выполнении расчетов хвостовика [см. формулы (5.16)-(5.19)].

Рассмотрим расчет насосно-компрессорных труб для проведения гидропескоструйной перфорации.

Во время проведения гидропескоструйной перфорации (ГПП) существует опасность разрушения труб действием внешних усилий и внутреннего давления. Для ГПП обычно применяют трубы диаметром 73-89 мм следующих марок стали: С-75, Е, Н-80, Л, М, Р-105.

Допустимую глубину спуска одноразмерной колонны НКТ (любой марки стали длиной L₁, L₂, L₃ и т.д.) определяют по формуле

_L = (1000 Ор.н/М -10⁶ p _у F (₅₂₃)

⁹,^8(q_T ^— /^_г^р_см⁾

где L - допустимая глубина спуска НКТ, м; Р_р._н - разрушающая нагрузка резьбы, кН; к_т - коэффициент запаса прочности труб, преимущественно составляет 1,3-1,5; - площадь внутреннего сечения НКТ, м²; р_у - давление

на устье, МПа; q_т - масса 1 м трубы, кг/м; /_т - сечение тела НКТ, м²; р_см -плотность смеси жидкости с песком, кг/м³.

Т а б л и ц а 5.11

Технические характеристики иакеров

Параметры	ПЦГ-95	ПЦГ-96
Диаметр, мм:
остова	95	67
штока	40	34
резинового элемента	145, 135, 115,	92, 87, 78, 67
	109
Оптимальная нагрузка сжатия при пакеровании, кН	60-80	20-40
Допустимый перепад давления, МПа	45	45
Допустимая нагрузка растяжения при перепаде давления	250	150
45 МПа
Длина, мм:
остова	1525	1410
резинового элемента	640	720
Средняя масса, кг	65	33

Т а б л и ц а 5.12

Характеристика разрушающей нагрузки для резьбы насосно-компрессорных труб

Внешний диаметр, мм	Разрушающая нагрузка резьбы, кН
Внешний диаметр, мм	Д	К	Е	Л	М	С-75	М-80	Р-105
		Трубы гладкие (неравно			прочные)
60	208	274	302	356	411	300	320	430
73	294	387	426	503	580	450	460	630
89	446	585	645	760	877	680	720	950
	Трубы с высаженными наружу концами (равнопрочные)
60	330	435	447	565	652	444	474	622
73	443	583	641	758	874	617	658	864
89	689	840	925	1092	1260	882	941	1235
^П ^р Я ^м ^е ^ч ^а ^н Я		Внутренняя площадь сечения отверстия трубы 19, 87; 30, 19 и 45, 36 см²						соответст-
венно для 60-, 73- и 89-мм труб. 2. Площадь сечения тела трубы 6,68; 11,66 и 16,7 см² соответственно для 60-,
73- и 89-мм труб. 3. Масса гладкой трубы 7; 9,46 и 13,67 кг соответственно для 60-, 73-							и 89-мм труб. 4. Масса
1 м трубы с высаженными концами 7,07; 9,53 и 13,8 кг соответственно для						60-, 73- и 89-мм труб.

Характеристика труб приведена в табл. 5.12.

Если предприятие не имеет достаточного количества НКТ одного типа, чтобы спустить их до глубины нижних отверстий перфорации (L = Н_ап), то составляют двухсекционную колонну НКТ. Для этого проще всего вначале рассчитать допустимую длину нижней секции более слабых труб с меньшим значением Р_рн по формуле (5.23):

L = L_e = L₁. (5.24)

После этого производят расчет по формуле (5.23) для более сильных труб. Тогда длина верхней секции

L, = Н_ск - L₁, где Н_ск - глубина установки аппарата в скважине при условии, что нагрузку верхней секции рассчитывают на всю длину труб:

L = L2 = Яа_П. (5.26)

Для составления колонны НКТ целесообразно взять трубы одного диаметра, желательно 73 мм.

Колонна НКТ в скважине подвергается растяжению от собственного веса и от действия давления на устье р_у. Если растяжение от собственного веса учитывается во время привязывания аппарата перфорации (АП) к пластам, которые перфорируются ГПП, то растяжение от действия давления на устье нужно учитывать дополнительно.

Удлинение труб рассчитывается по формуле

Д1_т = ^р~~^уFj(Ls + ^L,)~~, (5.27)

²/т ^E

где L_B, L_s - длина НКТ соответственно верхней и нижней секции, м; E -модуль Юнга для стали, E = 2,1 • 10⁶ МПа.

Для того, чтобы АП разместился на заданной глубине Н_ап, необходимо уменьшить длину труб в скважине на размер, соответствующий их удлинению:

L ап = Нап - Д^т - Д1 ап - ^мф, (5.28) где L^ - длина труб, которые требуется спустить в скважину, м; Д1_ап - расстояние в АП от самой низкой насадки до муфты, м (для АП длиной 6 м Д1_ап = 0,3 м, а общая длина АП 6 м с пером для промывания скважины составляет приблизительно 0,83 м); 1_мф - длина утолщенной муфты для исследований гамма-каротажа (ГК) и нейтронного гамма-каротажа (НКГ), м, преимущественно 1_мф = 0,5 м.

5.7.3. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

В скважинах, продукция которых содержит сероводород даже в незначительных количествах, применять трубы с высокими пределами прочности (марок Е, Л и М) и импортные трубы, изготовленные по стандарту АНИ (Н-80, Р-105), не рекомендуется из-за опасности сульфидного растрескивания материала труб и муфт. В этих условиях целесообразно применять трубы группы прочности Д, а также С-75, С-80, С-95. При наличии в пластовой продукции коррозионно-активных компонентов применяют трубы с покрытием или используют для их защиты ингибиторы коррозии.

Подготовку новых укомплектованных труб к эксплуатации осуществляют на трубных базах. При получении труб необходимо проверить соответствие комплекта паспорта и плана выполнения работ в скважине. Резьбовые соединения должны быть защищенными. Трубы спускают в скважину в присутствии представителя трубной базы.

Трубы, поднятые из скважины, перед повторным спуском необходимо очистить (прежде всего резьбовые соединения) и тщательно осмотреть.

Осматривая трубы с покрытием, особенное внимание обращают на его целостность.

Перед спуском в скважину длину каждой трубы нужно измерить при помощи стальной рулетки. Точность измерений обусловлена планом работ. Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом муфты и концом сбега внешней резьбы.

По результатам измерений длин отдельных труб теоретически получаем длину колонны. Для ее определения необходимо ввести поправки на изменение длины колонны за счет действия сил растяжения.

Чтобы обеспечить герметичность соединений в скважинах с высоким давлением, прежде всего в газовых и газоконденсатных, необходимо принять следующие меры:

а) развинтить трубу и муфты, тщательно очистить и проверить их резьбу;

б) смазать внешнюю и внутреннюю резьбу (для лучшей герметизации применять ленту из фторопластуплотняющего материала ФУМ) и свинтить трубу и муфту.

в) при поднятии труб с мостков следует избегать их изгиба, защищать муфты и трубы от ударов.

Спуск труб в скважину

Перед спуском трубы должны быть сложены на мостках муфтами к скважине (резьбу трубы и муфты защищают соответствующие защитные детали) или установлены вертикально муфтами вверх на деревянных подкладках (защитное кольцо следует снять).

При опускании необходимо тщательно осмотреть тело и резьбовые части каждой трубы, чтобы не допустить спуска в скважину аварийно-опасных труб. В случаях, когда скважины эксплуатируют штанговыми колоннами или существуют предпосылки для отложения парафина, солей, гипса, перед спуском трубы следует проверять оправкой. Длина оправки 1250 мм, диаметр ее зависит от толщины стенок труб (табл. 5.13, 5.14).

Подняв трубу над устьем скважины, необходимо снять с резьбы защитные кольца, тщательно очистить и смазать резьбу муфты, а также резьбу трубы.

Т а б л и ц а 5.13

Размеры оправок для НКТ

Размеры оправок для НКТ	Толщина стенки трубы, мм	Внешний диаметр оправки, мм
48	4,0	38,2
60	5,0	48,0
73	5,5	59,7
73	7,0	56,7
89	6,5	72,9
89	8,0	69,9
102	6,5	85,7
114	7,0	97,3

Т а б л и ц а 5.14

Размеры оправок для труб, изготовленных по стандарту АНИ

Условный, дюйм, и внешний, мм, диаметры трубы	Толщина стенки, мм	Внешний диаметр оправки, мм	Условный, дюйм, и внешний, мм, диаметры трубы	Толщина стенки, мм	Внешний диаметр оправки, мм
1,9 (48,3)	3,7	38,5	3¹ /2 (89)	9,5	66,7
	5,1	35,7		10,5	64,7
2(50,8)	4,2	40,0		11,4	62,9
2³/4 (60,3)	4,2	49,5		13,0	59,8
	4,8	48,3		13,5	58,8
	5,5	46,9	4(101,6)	5,7	86,9
	6,5	45,0		6,7	85,1
	8,5	40,9		7,3	83,9
2¹/8 (73)	5,5	59,6		8,4	81,7
	7,0	56,6		9,7	79,1
	7,8	55,0		10,9	76,6
	8,0	54,6	4¹/2 (114,3)	5,7	99,7
	8,6	53,4		6,9	97,4
	9,2	52,2		7,4	96,4
	10,3	50,1		8,6	94,0
	11,2	48,3		9,5	92,2
3¹ /2 (89)	5,5	74,8		10,2	90,7
	6,5	72,8		10,9	89,3
	7,3	71,0		12,7	85,7
	9,3	67,0		14,2	82,7

Для труб, работающих в скважинах с температурами до 200 °С, применяют смазку Р-402 (ТУ 38-101-330-73). Она легко наносится при температуре воздуха до -30 °С. Смазка Р-2 (ТУ 38-101-332-73) предназначена для труб, эксплуатируемых в скважинах до 100 °С. Ее легко наносить при температуре воздуха до -5 °С. Трубы следует плавно направлять в муфту. Посадку трубы в муфту осуществляют осторожно, чтобы не повредить резьбу. Особенно осторожно нужно спускать двух- или трехсекционные трубы. В это случае целесообразно устанавливать на всех участках промежуточные опоры.

Свинчивание проводят с прикладыванием крутящих моментов, значения которых приведены в табл. 5.15-5.17.

Т а б л и ц а 5.15

Рекомендованные крутящие моменты для свинчивания насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633—80 (группа прочности Д)

Условный диаметр трубы, м	Вращательный момент, Н- м
Условный диаметр трубы, м	минимальный	максимальный
Гладкие трубы
48	500	750
60	800	1100
73	1000	1500
89	1300	2200
102	1600	-
114	1700-2000	3200
Трубы с высаженными наружу концами
73	-	2700

Т а б л и ц а 5.16

Рекомендованные крутящие моменты (Н • м) для свинчивания труб с муфтами зарубежных конструкций

У словный диаметр трубы, дюйм	Уровень		Группа прочности		стали
У словный диаметр трубы, дюйм	Уровень	Н-40	J-55 (К-55)	C-75	H-80	P-105
	Соединение по	стандартам	АНИ на гладких трубах
	Минимальный	330	430	570	590	-
1,9	Оптимальный	370	570	750	790	-
	Максимальный	470	690	940	970	-
	Минимальный	480	630	830	880	1330
2³/8	Оптимальный	650	840	1110	1170	1770
	Максимальный	810	1050	1380	1 460	2210
	Минимальный	830	1090	1520	1 660	1920
2⁷/8	Оптимальный	1110	1450	2030	2210	2560
	Максимальный	1380	1810	2540	2760	3200
	Минимальный	1160	1260	1660	1770	2720
3¹ / 2	Оптимальный	1550	1670	2210	2350	3620
	Максимальный	1930	2090	2760	2940	4530
	Минимальный	980	1280	1700	1 81 0	-
4	Оптимальный	1300	1710	2270	2400	-
	Максимальный	1630	21 40	2830	301	-
	Минимальный	1370	1810	2390	3530	-
4¹/2	Оптимальный	1820	2400	3180	3370	-
	Максимальный	228	3010	3980	4220	-

Условный диаметр трубы, дюйм	Уровень		Группа прочности		стали
Условный диаметр трубы, дюйм	Уровень	Н-40	J-55 (R-55)	C-75	H-80	P-105
Соединение по стандартам АНИ на трубах с высаженными наружу концами
	Минимальный	690	910	1190	1270	-
1,9	Оптимальный	930	1220	1590	1690
	Максимальный	1160	1520	1990	2110
	Минимальный	1020	1340	1770	1 870	2350
2³/8	Оптимальный	1370	1780	2350	2490	3140
	Максимальный	1710	2220	2940	3110	3930
	Минимальный	1300	1710	2250	2390	3010
2⁷/8	Оптимальный	1730	2280	3000	3180	4020
	Максимальный	2160	2850	3750	3980	5030
	Минимальный	1800	2360	3120	3320	4200
3¹ / 2	Оптимальный	2390	3150	4160	4420	5600
	Максимальный	2290	3940	5200	5530	6990
	Минимальный	2020	2650	3510	4700	-
4	Оптимальный	268	3540	4690	6300	-
	Максимальный	3360	4420	5860	7880	-
	Минимальный	2240	2970	3930	4170	-
4¹/2	Оптимальный	2990	3950	5230	5560	-
	Максимальный	3730	4400	6540	6950
	Соединение ТС-45 фирмы “Атлас Бредфорд”
2³/8	Оптимальный	-	1800	2760	2760	3320
2⁷/8	Оптимальный	-	2350	3500	3500	4150
3¹ / 2	Оптимальный	-	3180	4420	4420	5670
4	Оптимальный	-	4150	5530	5530	6220
4¹/2	Оптимальный	-	4010	5530	5530	6910
	Соединение ТС-5 фирмы “Маннесман”
2³/8	Минимальный	-	1310	1310	1310	1310
	Максимальный	-	1510	1730	1730	1930
2⁷/8	Минимальный	-	1930	1930	1930	1930
	Максимальный	-	2070	2490	2490	3040
3¹ / 2	Минимальный	-	3040	3040	3040	3040
	Максимальный	-	3460	4150	4150	4980
4	Минимальный	-	3180	3180	3180	3180
	Максимальный	-	4010	4980	4980	5940
4¹/2	Минимальный	-	3180	3180	3180	3180
	Максимальный	-	4840	5940	5940	7190
	Соединение АН фирмы “Валхрек”
	Минимальный	-	1870	2490	2490	2760
2³/8	Оптимальный	-	1930	2760	2760	3040
	Максимальный	-	2210	3320	3320	3460
	Минимальный	-	3040	3460	3460	3460
2⁷/8	Оптимальный	-	3320	3730	3730	3730
	Максимальный	-	3460	4010	4010	4010
	Минимальный	-	3460	4560	4560	5940
3¹ / 2	Оптимальный	-	4010	4980	4980	6500
	Максимальный	-	4560	5530	5530	7460
	Минимальный	-	3460	4560	4560	4560
4	Оптимальный	-	4560	5530	5530	5530
	Максимальный	-	5530	6500	6500	6500
	Минимальный	-	5530	5530	5530	5940
4¹/2	Оптимальный	-	5940	5940	5940	6500
	Максимальный	-	6500	6500	6500	7050

Рекомендованные крутящие моменты (Нм) для свинчивания безмуфтовых труб зарубежных конструкций

У словный диаметр трубы, дюйм	Уровень	Марка стали
У словный диаметр трубы, дюйм	Уровень	H-20	J-55 (K-55)	C-75	H-80	P-105
	Безмуфтовые соединения по стандартам АНИ
	Минимальный	470	600	790	840	-
1,9	Оптимальный	620	800	1050	1120	-
	Максимальный	770	1000	1310	1 400	-
	Минимальный	590	770	1010	1 060	-
2,063	Оптимальный	790	1020	1340	420	-
	Максимальный	980	1270	1670	1 780	-
	Соединение А-95 фирмы “Хайдрил”
1,9	Оптимальный	-	830	-	1110	-
2,063	Оптимальный	-	970	-	1240	-
2³/8	Оптимальный	-	1520	-	1070	-
2⁷/8	Оптимальный	-	2070	-	2900	-
3¹ / 2	Оптимальный	-	3460	-	4150	-
4	Оптимальный	-	4450	-	4840	-
4¹/2	Оптимальный	-	4840	-	6220	-
	Соединение С фирмы “Хайдрил”
1,9	Оптимальный	-	830	1110	1110	1110
2,063	Оптимальный	-	970	1240	1240	1240
2³/8	Оптимальный	-	1520	2070	2070	2070
2⁷/8	Оптимальный	-	2070	2900	2900	2900
3¹ / 2	Оптимальный	-	3460	4150	4150	4150
4	Оптимальный	-	4150	4840	4840	4840
4¹/2	Оптимальный	-	4840	6220	6220	6220
	Соединение РН-6 фирмы “Хайдрил”
2³/8	Оптимальный	-	2210	3040	3040	3730
2⁷/8	Оптимальный	-	3040	4150	4150	4840
3¹/2	Оптимальный	-	5530	7600	7600	9680
4	Оптимальный	-	5530	7600	7600	9680
4¹/2	Оптимальный	-	6220	8200	8200	10 370
	Соединение А-45 фирмы “Атлас Бредфорд”
2³/8	Оптимальный	_-	1800	2760	2760	3320
2⁷/8	Оптимальный	-	2350	3590	3590	4150
3¹ / 2	Оптимальный	-	3180	4420	4420	4670
4	Оптимальный	-	4150	5530	5530	6220
4¹/2	Оптимальный	-	4010	5530	5530	6910
	Соединение Д-НТ фирмы “Атлас Бредфорд”
2,063	Оптимальный	-	830	1110	1110	1380
2³/8	Оптимальный	-	1520	1800	1800	2070
2⁷/8	Оптимальный	-	2210	2490	2490	3040
3¹ / 2	Оптимальный	-	3040	3590	3590	4150
4	Оптимальный	-	3320	3870	3870	4420
4¹/2	Оптимальный	-	3460	4150	4150	4840

Поднятие труб

Колонну НКТ поднимают и насаживают на фланец плавно, без рывков. Трубные ключи устанавливают на тело трубы около муфты. При развинчивании соединений не рекомендуется отбивать муфту молотком. В случае необходимости наносят удар вблизи середины муфты плоской стороной молотка. После развинчивания резьбового соединения трубу выводят из муфты.

В вертикальном положении трубы устанавливают на прочную эластичную подкладку без защитных колец, в муфту ввинчивают предохранительные ниппеля. При укладке труб на мостках резьбовые концы защищают предохраняющими деталями (кольцами и ниппелями).

С целью обнаружения дефектных труб их тщательно осматривают при поднятии. Чтобы резьбовые соединения и тело трубы срабатывались равномерно, при каждом спускании и поднятии рекомендуется менять местами трубы верхней и нижней частей колонн.

После сильного натяжения колонны при разрыве пакера или освобождения колонны от прихвата все резьбовые соединения необходимо дозакре-пить.

5.7.4. ПОДГОТОВКА ТРУБ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ

Для проведения интенсификации добычи необходимо использовать НКТ, прочность которых проверена расчетами. Насосно-компрессорные трубы, предназначенные для гидроразрыва пласта, подвергаются гидроиспытанию под давлением, которое в 1,5 раза превышает давление гидроразрыва.

При проведении кислотной обработки необходимо использовать НКТ с покрытием либо применять для их защиты ингибиторы коррозии.

5.7.5. ПРИЧИНЫ АВАРИЙ С НКТ

Обрывы в резьбе и теле труб объясняются несоответствием труб условиям эксплуатации; неудовлетворительным качеством; неправильной их нагрузкой и транспортировкой, а также хранением; отсутствием предохранительных колец и ниппелей, применением неисправного спуско-подъемного оборудования, трубных ключей, элеваторов); протиранием резьбы и тела труб насосными штангами, частным обрыванием насосных штанг; усталостным разрушением по последней нитке резьбы в месте соединения. В этом случае рекомендуется в интервале разрушения устанавливать трубы с высаженными концами; не применять в колонне соединения, изготовленные с отклонениями от стандартов и технических условий. При падении колонны даже на небольшую глубину могут ослабевать все ее соединения в нижней части. Тогда колонну необходимо поднять и тщательно проверить все соединения. Негерметичность соединения под действием внешнего или внутреннего давления объясняется такими основными причинами: неправильным выбором смазки или неправильным ее нанесением; несоблюдением регламентированных значений крутящих моментов; повреждением резьбы по неосторожности или из-за чрезмерного натяжения; неправильной нарезки резьбы, ее отработки.

Обрывы труб и их негерметичность могут быть спровоцированы также коррозией точечной, коррозией внутренней или внешней поверхностей, коррозийным и сульфидным растрескиванием, переменным напряжением и т.п. Оптимальные способы борьбы с коррозией определяются в каждом случае отдельно.

Задача 5.1

Рассчитать двухразмерную колонну НКТ, находящуюся в скважине, полностью заполненной жидкостью, для следующих условий эксплуатации: плотность пластовой жидкости 900 кг/м³, плотность материала труб 8660 кг/м³; конструкция колонны: диаметры внешний и внутренний 88,9 и 76 мм, длина верхней секции 1710 м, диаметры внешний и внутренний 73 и 62 мм, длина нижней секции 1100 м.

Решение

1. Собственный вес комбинированной колонны с учетом (5.1):

р_нкт = $0,0889² - 0,076²]1710 -8660 + ^/0,073² - 0,062²)1100 • 8660 = 358,31 кН.

2. Усилия разрушения резьбовых соединений для труб с гладкими концами определяем для верхней трубы, учитывая (5.2):

П, 3,14 • 0,0065 • 0,0876 • 380 • 10⁶ о со от тт

P =—^;-^;-¹-= 363,32 кН.

1 + °,~~°⁸⁷⁶~~ _ctgd, 0625 + 0, 306)

2 • 0, 0473

Расчет произведен для труб из стали группы прочности Д.

3. Усилия разрушения резьбовых соединений для труб с высаженными концами по (5.3):

P” = ~~³’¹~~~~⁴⁽⁰’⁰⁸⁸⁹~~² _ ⁰~~'⁰⁷⁶~~²⁾ 380 • 10⁶ = 634,484 кН.

4. Допустимое усилие с учетом коэффициента запаса прочности (k = = 1.5):

[P' ] = — = = 242,213 кН,

k 1, 5

P'' 634,484

fp'' ] = ?1 = ~~^634,484~~ = 442,99 кН.

k 1, 5

5. Расчетное усилие в верхней трубе больше предельно допустимого для труб с гладкими концами и не превышает предельно допустимого усилия для труб с высаженными концами.

Задача 5.2

Выполнить расчет по условию задачи 1 для труб, изготовленных по стандарту АНИ.

Решение

1. Находим усилия в верхнем сечении колонны НКТ по методике, изложенной в задаче 1:

P^j = 358,31 кН.

2. Наименьшее давление смятия для каждой секции (сталь группы прочности Н-40) по (6.4):

²’⁵⁰³ 0,046

Предельное значение давления в трубах с учетом коэффициента запаса прочности сопротивления смятию по (5.8):

PM ₈₈,9 = 1,25 • 36,170 = 45,213 МПа,

Р_сМ ₇₃ = 1,25 • 37,642 = 47,053 МПа.

4. Минимальное предельное значение внутреннего давления, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, в соответствии с

(5.9):

5. Наименьшее предельное значение давления в трубах составляет 35,955 МПа. Эксплуатационное давление не должно превышать этого значения.

6. Определяем предельное усилие растяжения для трубы верхней секции колонны:

Р_т₈₈₉ = 281 • 10⁶ —(0,0889² -0,076²) = 469,184 кН.

7. Предельное усилие растяжения больше действующей нагрузки на колонну, следовательно, выбранная конструкция колонны соответствует условиям эксплуатации.

Задача 5.3

Определить конструкцию колонны НКТ, исходя из соблюдения требований к прочности на растяжение. Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны 122 мм, глубина скважины 1600 м.

Решение

1. Разрушающее усилие для гладких труб с внешним диаметром 73 мм и внутренним диаметром 62 мм, изготовленных из стали группы прочности Д (см. табл. 5.12):

Р’ = 294 кН.

2. Масса и вес 1 м трубы (см. табл. 5.7): g = 9,46 кг, q = 94,6 Н.

3. Допустимая глубина подвески колонны по (6.11):

294 • 10³ - 1, 4-³¹⁴ (0, 073² - 0, 062²)40 • 10⁶

Lдоп =-⁴-= 1727 м.

^д 1, 4 • 94,6

4. Фактическая глубина скважины не превышает допустимой глубины подвески, значит, принятая конструкция колонны удовлетворяет требованиям к прочности на растяжение.

Задача 5.4

Определить конструкцию колонны НКТ для скважины с минимальным внутренним диаметром обсадных труб 140 мм и глубиной 4000 м.

Решение

1. Предварительно принимаем следующую конструкцию колонны НКТ: верхняя секция - внешний диаметр 88,9 мм, внутренний диаметр 76 мм; нижняя секция - внешний диаметр 73 мм, внутренний диаметр 62 мм.

2. Разрушающее усилие для гладких труб нижней секции, изготовленных из стали группы прочности Д (см. табл. 5.12)

P’ = 294 кН.

3. Вес 1 м трубы нижней секции (см. табл. 5.7) q = 94,6 H.

4. Длина нижней секции по (5.11):

294 • 10³ - 1, 4-³¹⁴ (0, 073² - 0, 062²)40 • 10⁶

L =-⁴-= 1727 м.

^д 1, 4 • 94,6

5. Усилие разрушения для гладких труб средней секции, изготовленных из стали группы прочности Д (см. табл. 6.12):

P’ = 762,5 кН.

6. Вес 1 м труб секции (см. табл. 5.7) q = 136,7 H.

7. Длина верхней секции по (5.12)

762,5 • 10³ - 1,4 • 294 • 10^{3 314} (0, 0889² - 0, 076²)

L =-⁴-= 2626 м.

^доп _{3, 1 4}

1, 4 • 136,7 -— (0, 073² - 0, 062²)

8. Фактическая длина верхней секции

L^, = 4000 - 1727 = 2273 м.

9. Фактическая длина верхней секции не превышает предельно допустимой. Таким образом, принятая конструкция колонны удовлетворяет требованиям к прочности на растяжение.

Задача 5.5

Выполнить расчет одноразмерной колонны НКТ, находящейся в скважине, частично заполненной пластовой жидкостью. Плотность пластовой жидкости 900 кг/м³; плотность материала труб 8660 кг/м³; колонна диаметром 88,9 мм спущена в скважину глубиной 1600 м (см. рис. 5.14, б); уровень размещения свободной поверхности жидкости в скважине Н = 920 м.

Решение

1. Вес одноразмерной колонны по (5.1)

Р = ³¹⁴(0,0889² - 0,076²) 1600 • 8660 = 321,027 кН.

нкт , ’ ’ ’

2. Усилие разрушения резьбовых соединений с гладкими концами по

(5.2)

3,14 • 0,0065 • 0,08756 • 380 • 10⁶ тт

Р = —:-:-:-= 570,747 кН.

0, 08756

1 + —-ctg(0, 0625 + 0, 306)

2 • 0, 0473

3. Усилие разрушения резьбовых соединений для труб с высаженными концами по (5.3)

Р" = ¦³¹⁴(0,0889² - 0,076²)380 • 10⁶ = 632,396 кН.

4. Действующее усилие, возникающее в верхней части колонны, не превышает предельно допустимого.

Задача 5.6

Определить допустимый уровень раствора в колонне НКТ во время испытания пластов. Испытатель пластов размещен на глубине 5000 м. Плотность раствора 1200 кг/м³. Колонна одноразмерная диаметром 73 мм (см. рис. 5.14, г). Необходимое снижение уровня жидкости в НКТ 2500 м. Подбираем трубы соответствующей группы прочности.

Решение

1. Определяем допустимый уровень снижения жидкости в трубах. Для стали группы прочности Н-40 получим

L„ = 50 00 - ~~^36,8 •¹⁰⁶~~ = 1874 м.

1200 • 9,81

2. Глубина уровня жидкости в скважине

5000 - 1874 = 3126 м.

3. По условию задачи трубы группы прочности Н-40 могут выдержать необходимое снижение уровня жидкости в скважине.

Задача 5.7

Рассчитать колонну НКТ, размещенную над пакером. Глубина размещения пакера 3670 м; диаметр скважины 120 мм; усилие раскрытия пакера 80,09 кН; внешний диаметр трубы 73 мм, внутренний - 62 мм, плотность раствора 1200 кг/м³, плотность материала трубы 8660 кг/м³.

Решение

1. Усилие растяжения в верхнем сечении колонны в соответствии с (5.20):

Р = АН(0,073² - 0,062²)3670 -8660 - ³¹⁴(0,073² -0,062²)3670 • 1200 - 80,09-10³ = 239,06 кН. 4 4

2. Усилие растяжения не должно превышать предельного значения (см. табл. 5.12). Для труб с высаженными наружу концами диаметром 73 мм, изготовленных из стали группы прочности Д, предельное усилие растяжения равно 443 кН.

3. Длина сжатой части колонны по (5.22)

Ь_сж =_⁸⁰'⁰⁹ •¹⁰³_= 995 м.

9,81 • 9,53 21 _

2 8660j

4. Напряжение сжатия в нижнем сечении колонны по (6.21)

995 • 9, 81 • 9, 53 гтп q д^гт-г

а _сж =-:-:-= 79,8 МПа.

3 14 _2
2

-—(0, 073⁴⁰ _ 0, 062²)

5. Действующее напряжение сжатия не превышает предельного значения 79,8 < 160.

6. Экваториальный момент инерции по (5.17)

I = 0’05(0’073⁴¹ - 0,062⁴) = 0,68 • 10^-6 м⁴.

7. Осевой момент сопротивления на изгиб по (5.18)

W = 2 • 0,68 • 10^-6/0,073 = 18,63 • 10^-6 м³.

8. Длина полуволны прогиба по (5.19)

9. Изгибающее напряжение по (5.16)

3,14 • 2 • 10¹¹ • 0,68 • 10_⁶(0,120 _ 0, 073)

27,85 МПа.

^а изг

2 • 7,793² • 18,63 • 10_⁶

10. Изгибающее напряжение не превышает предельного значения [а]_изг = 160 МПа.

Задача 5.8

Рассчитать колонну НКТ для ГПП скважины в интервале 2500-2514 м, т.е. наибольшая глубина самого нижнего вырабатывающегося отверстия Н_ап = = 2514 м. На предприятии имеются неравнопрочные 73-мм НКТ из стали группы прочности М.

Коэффициент запаса прочности труб принимаем k = 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП соответственно с расчетами p _г = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водопесчаной смеси. Плотность р_см = = 1030 кг/м⁴².

Решение

1. Рассчитаем допустимую глубину спуска труб по формуле (5.23), данные о характеристике труб получаем из табл. 5.12:

L =

¹ 9,8 (9,46 - 0,00117 • 1030)

Поскольку по условию (5.26) L > 2514 м, то для ГПП применяем одноразмерную колонну неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности М длиной 5214 м.

2. Рассчитываем удлинение труб по формуле (5.27):

50,8 • 0,003014 • 2514 „₇₀

А1_т = —!-!-= 0,78 м.

^т

2 • 0,00117 • 2,1 • 10⁵

3. Определяем длину труб с учетом их удлинения и длины АП до наиболее низкой насадки, применив формулу (5.28):

L^ = 2514 - 0,78 - 0,3 - 0,5 = 2512,42 м.

Задача 5.9

Рассчитать конструкцию НКТ для ГПП скважины в интервале 2500-2514 м. Наибольшая глубина самого нижнего отверстия 2514 м. В распоряжении предприятия имеются 2000 м неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности К и 2000 м - из стали группы прочности М-80. Коэффициент запаса прочности труб принимаем равным 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП в соответствии с расчетами примера р_у = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водно-песчаной смеси (р_см = 1030 кг/м³).

Решение

1. Рассчитаем допустимую глубину спуска труб по формуле (5.23):

10^-6 • 50,8 • 0,003014

1000 — 1, 5

^L1

1000^

^L2

¦ = 1888,8 м.

1, 5

9,8 (9,46 - 0,00117 • 1030)

Поскольку L, < Н_ап - 2514 м, то можно использовать лишь часть труб М-80 для верхней секции: L₂ - L₁ = 1888,8 - 1296 = 592,8 м, а это меньше, чем нужно L, = 1218 м.

Значит, две секции будут иметь длину

L = L₁ + (L₂ - L₁) = 1296 + (1888,8 - 1296) = 1888,8 м, что меньше глубины проведения работ.

Таким образом, произвести ГПП с трубами, имеющимися в распоряжении предприятия, невозможно.

Задача 5.10

Рассчитать конструкцию НКТ для ГПП скважины в интервале 2500-2514 м. Наибольшая глубина самого нижнего отверстия 2514 м. В распоряжении предприятия имеются 2000 м неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности К и 2000 м из стали группы прочности М-80, а также дополнительно 1000 м 73-мм неравнопрочных труб (Р-105). Коэффициент запаса прочности труб принимаем равным 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП в соответствии с расчетами примера p_г = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водно-песчаной смеси плотностью р_см = = 1030 кг/м³. Необходимо проверить, возможно ли нарастить двухсекционную колонну дополнительными трубами.

Решение

1. Рассчитываем допустимую глубину спуска труб из стали группы прочности Р-105 по формуле (5.23). Данные о характеристике труб берем из табл. 5.12:

Г 460
1000-	- 10^-6 • 50,8 • 0,003014
1,5	- 10^-6 • 50,8 • 0,003014

3299 м.

³ 9,8 (9,46 - 0,00117 • 1030)

Поскольку L₃ > Н_ап, мы можем наращивать двухсекционную колонну труб, принимая во внимание решение задачи 9, третьей секцией:

L₃ = Н_ап - L₂ = 2514 - 1888,8 = 625,5 м.

2. Уточним конструкцию колонны 73-мм неравнопрочных труб снизу вверх:

Н_ап = 1296 (К) + 592,8 (М-80) + 625,2 (Р-105) = 2514 м.

3. Необходимую длину труб с учетом удлинения, длины АП и муфты ГК (НКГ) рассчитываем по формуле (5.28) аналогично задаче 8:

L^ = 2514 - 0,78 - 0,3 - 0,5 = 2512,42 м.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИМЕНЕНИЯ ИЗОЛИРУЮЩИХ ХИМРЕАГЕНТОВ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИХ ВНЕДРЕНИЯ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

5.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОБВОДНЕННЫЕ ПЛАСТЫ

Основные задачи промысловых исследований состоят в изучении механизма воздействия водоизолирующего материала на нефтеводонасыщенный пласт в геолого-физических условиях разработки месторождений с целью внедрения новых технологий и обоснования области эффективного их применения. Решение их включает следующие вопросы:

1. Реализация процессов взаимодействия химреагентов с компонентами продуктивного пласта и частичное превращение последних в водоизолирующую массу для регулирования движения вод в неоднородных пластах и ограничения поступления их в добывающие скважины.

2. В настоящее время отсутствует достаточно полная информация о размерах промытых водой зон в продуктивном пласте, о наличии пропластков, отличающихся разной проницаемостью, в том числе малопроницаемых с произвольным пространственным расположением. Методикой предусматривается определение объема рабочего раствора технологических жидкостей в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений.

3. С целью разработки новых технологий проводятся исследования:

по ограничению притока пластовых вод введением реагентов в коллектор через добывающую скважину;

по ограничению движения закачиваемых вод в продуктивном пласте введением водоизолирующих химреагентов через нагнетательную скважину;

по разработке ускоренных методов ограничения водопритоков в скважины с применением селективных водоизолирующих материалов и других средств в целях увеличения объема работ по воздействию на пласт. Для всех промысловых экспериментов с водоизолирующими химреагентами типичной является следующая последовательность технологических операций:

а) разработка технологической схемы применения водоизолирующего состава согласно лабораторным регламентам;

б) разработка технологии приготовления и транспортирования реагентов в объект воздействия при сохранении необходимых свойств;

в) создание условий для протекания взаимодействия процессов и образования водоизолирующей массы;

г) оценка технико-экономической эффективности воздействия.

В каждом из перечисленных циклов физико-химические свойства реагентов, входящих в состав водоизолирующей композиции, являются основным фактором, определяющим технологический процесс. Последовательность технологических операций определяется на стадии лабораторных и модельных исследований, корректировка же

их производится с учетом конкретных условий скважин и пластов (диаметр ствола, коллекторские свойства пород, приемистость пластов и др.). На рис. 5.1 показана классификация технологических схем применения различных химреагентов в качестве водоизолирующего материала, составленная на основе анализа известных в нефтепромысловой практике технологий [50, 53, 145, 218 и др.]. Характерной особенностью многих из них является применение разделительных жидкостей между химически активными компонентами водоизолирующего состава. В некоторых случаях технологической схемой может предусматриваться одновременно-раздельная закачка их по разным каналам и смешение в призабойной зоне пласта. При этом могут использоваться различные вспомогательные средства -пакеры, перекрывающие устройства, временные мосты.

Цементирование (через эксплуата*

Закачивание отверждающихся смол в высокопроницаемую часть обвод-

Рис. 5.1. Классификация способов ограничения притока пластовых вод в добывающие скважины

Следующий цикл технологических операций - приготовление рабочего раствора химреагентов для закачки. В зависимости от свойств применяемых реагентов рабочие растворы приготавливаются:

на устье скважины в специальных емкостях, откуда транспортируются на забой скважины;

в заливочных трубах, используемых в качестве смесительной камеры, путем раздельного ввода реагентов;

в продуктивном пласте, выполняющем роль реактора физикохимических превращений закачиваемых реагентов.

Процессы образования водоизолирующей массы в пласте также во многом определяются физико-химическими свойствами закачиваемых реагентов. Применение материалов, образующих водоизолирующие экраны независимо от свойств насыщающих жидкостей, приводит, как правило, к отключению обводненного пласта, а приток нефти обеспечивается повторной перфорацией колонны. Эта задача может решаться с применением как малоподвижных отверждающихся составов типа цементной суспензии, так и фильтрующихся в пористую среду растворов химреагентов. Технология работ с применением цементных суспензий, как водоизолирующих материалов, достаточно полно освещена в научно-технической литературе [39, 40, 164, 126]. Вышеуказанный недостаток цементирования устраняется при использовании таких материалов, как смолы ТСД-9, ФР-12, АЦФ-1, которые обладают фильтруемостью в пласты и отверждаются в любой среде. Однако применение этих смол требует более строгого подхода к выделению объекта отключения от нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта, так как при закачивании их через общий фильтр не исключается изоляция нефтесодержащих зон пласта. В связи с этим проведение работ по ограничению водопритоков в добывающие скважины неселективными водоизолирующими материалами основывается на:

строгом отделении обводненного интервала продуктивного пласта от нефтенасыщенного с применением пакерующих устройств и временных мостов;

разбуривании мостов из отверждающихся материалов с применением тяжелого бурового оборудования;

повторном вскрытии продуктивных пластов перфорацией. Большинство селективных методов ограничения водопритоков в скважины основывается на применении реагентов с избирательными физико-химическими свойствами относительно нефти и воды, обеспечивающими снижение проницаемости пласта для воды. Применение таких материалов значительно упрощает технологию проведения работ. Как показывает анализ видов работ (табл. 5.1), из технологического цикла при этом исключаются наиболее трудоемкие операции, занимающие до 75 % производительного времени. Значительно сокращается время на исследование скважины по определению обводненных интервалов пласта.

Согласно результатам лабораторных исследований ионогенные полимеры, на основе которых разрабатывались технологии ограничения притока вод в скважины, относятся к группе селективных водоизолирующих материалов. За базовую принята схема, основанная на последовательном закачивании реагентов с использованием разделительных жидкостей (см. рис. 5.1), исключающих преждевременное смешение полимеров с минерализованными водами. Наряду с избирательностью физико-химических свойств относительно нефти и вод растворы гипана, сополимера МАК-ДЭА и полиакриламида обладают хорошей фильтруемостью в пористой среде, что позволяет закачивать эти реагенты в полном объеме в обводненный пласт. Это означает, что в определенных геолого-физических условиях и с учетом конструкции скважин технологический процесс можно проводить и без извлечения подземного оборудования. Каналами для транспортирования водоизолирующей композиции могут служить при механизированной добыче - кольцевое пространство скважины, при фонтанном способе - подъемные трубы и кольцевое пространство скважины.

Одним из главных вопросов методики промысловых наблюдений является определение объема водоизолирующего состава, который, с одной стороны, зависит от свойства реагентов, с другой, - от коллекторских свойств пород и объема промытых зон. Для большинства химреагентов при ограничении водопритоков в скважины этот объем определяется из расчета заполнения ими обводненного участка призабойной зоны пласта, который не всегда соответствует фактическим объемам закачки. В связи с этим, как было отмечено выше, определение объема рабочего раствора целесообразно производить на основе промысловых экспериментов.

Согласно предложенной модели воздействия на нефтеводонасыщенный пласт, основанной на изменении фильтрационного сопротивления его обводненной зоны, определение объема рабочего раствора производится по остаточному сопротивлению, создаваемому химреагентом в пористой среде.

В промыслово-экспериментальных исследованиях завершающим этапом является оценка эффективности нового метода. В качестве основного показателя технологической эффективности методов ограничения водопритока в скважины принято использовать количество дополнительно добытой нефти Q н^оп и уменьшение объема попут-

Типичные технологические операции при ограничении водопритоков в скважины с применением водоизолирующих материалов

Методы

Технологические операции

Неселек

тивные

Селектив-ные

Определение эксплуатационных показателей работа-ю-щей скважины

Отбор проб, исследование состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей Исследование скважины и работа пласта (герметичность колонн, приемистость, профиль притока, определение путей водопритоков и др.)

Установка подъемных сооружений Подготовка ствола скважины для транспортирования водоизолирующего материала (извлечение подземного оборудования, спуск труб и др.)

Приготовление рабочего раствора водоизолируюещей композиции

Доставка рабочего раствора в объект воздействия Ожидание взаимодействия реагентов в пласте Разбуривание "мостов" в стволе скважины Повторное вскрытие пласта перфорацией Освоение и пуск скважины в работу Проведение комплекса исследований по оценке эффективности технологии

ной воды Q^п, добываемой вместе с нефтью. На основании этих характеристик рассчитывается экономический эффект процесса.

Количество дополнительно добытой нефти определяется по формуле

Q н^оп = Q ф (т) - Q н (т), (5.1)

где Q^ф - фактическая суммарная добыча нефти после обработки за время т; Q ? - расчетная добыча нефти за тот же период без воздействия.

Уменьшение объема попутной воды рассчитывается по формуле Q^ = Q*(cp1 - Ф2), (5.2)

где pi и p₂ - водонефтяной фактор соответственно до и после проведения обработки; p₁ = Q„/Q_н, (где Q_н и Q_в - среднемесячная добыча нефти и воды за последний месяц перед обработкой); p₂ = Q f/Q^ф (где Q^ф - накопленный объем воды, извлеченной попутно с нефтью за эффективный период работы скважины в результате обработки пласта).

Полимердисперсными системами обрабатывали отдельные участки, эффективность этой технологии определялась по изменению отбора жидкости по определенным участкам. По технологическим показателям рассчитывался экономический эффект от применения метода в промысловых условиях, а также эффект от ускорения технологических процессов, проводимых без извлечения подземного скважинного оборудования, отключения обводненных пластов с применением пакеров-отсекателей. Базой расчета в последнем случае является время проведения технологического процесса по обычной технологии. По технико-экономическим показателям определяется целесообразность внедрения новой технологии в производство.

Разработка многопластовых нефтяных месторождений с применением высоких давлений нагнетания вносит целый ряд особенностей в решение теоретических и практических задач по ограничению поступления пластовых и закачиваемых вод в добывающие скважины.

Для изучения механизма действия водоизолирующих материалов на нефтеводонасыщенный коллектор и влияния его на выработку пластов были поставлены целевые эксперименты в высокообводнен-ных скважинах Березовской, Северо-Альметьевской и Миннибаев-ской площадей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений АО "Татнефть", находящихся на третьей и четвертой стадиях разработки. Методика экспериментов состояла в определении количественных изменений притока нефти и воды из высокообводненного продуктивного пласта и интервалов поступления жидкостей по его толщине до и после обработки водоизолирующими материалами. Постоянство режима работы скважин обеспечивалось эксплуатацией их компрессорным способом. Для определения глубины расположения пластов и притока жидкостей из обводненного пласта использовали методы ГК, НГК, ИНГК, СТД, ДСД, ВБС и термометрии. Конечный результат работы скважин оценивался по изменению профиля притока и содержанию нефти и воды в добываемой продукции. Экспериментальный участок состоял из восьми добывающих скважин, из них скв. 8041, 8042, 5649, 8066 обводнились высоконапорными закачиваемыми водами с незначительным содержанием солей, скв. 2696 - минерализованной пластовой водой (табл. 5.2). Составами вод определялся и вы-

Г еолого-техническая характеристика объектов испытания по ограничению притока жидкости из продуктивного пласта селективными водоизолирующими материалами

Показатели			Скважины
	2696	8041	8042	5649	8066
Нефтеносная площадь	Елховская	Березовская	Березовская	Сев.- Альметьевская	Березовская
Категория скважин	Добывающая	Добывающая	Добывающая	Добывающая	Добывающая
Продуктивный пласт	Д1	Д0	^Д0	Д1	Д0
Глубина спуска эксплуатационной колонны, м	1725	1773	1773	1788	1691
Искусственный забой, м	1720	1767	1763	1784	1678
Интервалы перфорации, м	1716-1710	1728,0-1733,6	1728,0-1734,0	1685,5-1694,0	1631,5-1639,0
Подземное оборудование	ЭЦН-130	ЭЦН-200	ЭЦН-130	ЭЦН-90	ЭЦН-80
Пластовое давление, МПа	16,6	14,3	15,5	15,0	15,6
Дебит жидкости, м³/сут	150	160	113	35	89
Дебит нефти, т/сут	27,0	32,0	29,0	12,0	4,45
Обводненность продукции, %	82	90	80	75	95
Вид обводнения	Подошвенной	Закачиваемой во	Закачиваемой во-	Закачиваемой во	Закачиваемой во
	водой	дой	дой	дой	дой
Плотность воды, кг/м³	1179	1030	1040	1010	1003
Водоизолирующий материал	Гипан	ТСМ	ТСМ	ТСМ	УФП-50АО

бор водоизолирующего материала - кремнийорганический тампо-нажный материал ТСМ и уретановый форполимер УФА-5ОАО для первой группы скважин и гипан - для скв. 2696.

Закачивание реагентов производилось по технологической схеме, предусматривающей использование разделительных буферных жидкостей между различными компонентами водоизолирующего состава (см. рис. 5.1). В качестве буферной жидкости при закачивании гипана использовалась пресная вода, кремнийорганические соединения - дизтопливо, дистиллят. Эти же жидкости применялись для продавливания реагентов в пласт. Принятая технологическая схема обеспечивала доставку материалов в обводненный пласт. При завершении продавливания реагентов в пласт наблюдалось некоторое повышение давления (на 3,5 - 5,5 МПа) в скв. 8741 и 2696, что свидетельствует о начале взаимодействия реагентов с пластовой водой. Затем скважины закрывались на 48 ч, в течение этого времени продолжалось образование водоизолирующей массы. По истечении указанного времени скважины промывались дизтопливом или дистиллятом, за исключением скв. 2696, где в качестве промывочной жидкости использовалась пресная вода. В процессе освоения скважин компрессором проводились исследования глубинными дистанционными фотокамерами и отбор проб извлекаемых жидкостей.

Анализ диаграмм геофизических исследований и эксплуатационных показателей работы скважин до и после обработки пластов реагентами (рис. 5.2 - 5.4) выявил следующие характерные изменения в работе скважин:

снизилось содержание воды в добываемой продукции; повысился дебит нефти;

увеличилась работающая толщина продуктивного пласта; увеличилась доля пропластков, дающих нефть или нефть с водой. Анализ технологических параметров скв. 8041 показал, что в результате реализации технологий содержание воды в добываемой продукции снизилось на 43 %, приток нефти увеличился в 2,5 раза, водонефтяной фактор снизился с 3,2 до 0,6. Аналогичные изменения произошли в скв. 8042, 5649 и др. (см. рис. 5.3). Как показали результаты геофизических и дебитометрических исследований, увеличение дебита нефти, как правило, соответствует увеличению работающей толщины пласта, что указывает на перераспределение потоков в призабойной зоне. При этом в работу подключаются менее проницаемые нефтесодержащие алевролитовые пропластки. Такие пропластки в скв. 8041 расположены в интервале

НГК и ПС ГК ИНГК-50 СТД-2иДГД-8 Влагомер

1500 7500 имп/мин бООимпЫин 0 480 имп/мин 70 78 86 Ом О 4 8 мВ

Рис. 5.2. Диаграммы геофизических исследований нефтенасыщенности пласта девонского горизонта, профиля притока и влагомера в скв. 8041 Березовской площади:

1 и 2 - соответственно до и после обработки

Рис. 5.3. Профили притока жидкости из обводненного пласта до и после обработки водоизолирующим составом (скважины Ромашкинского месторождения)

глубин 1728,6 - 1729,8 м, в скв. 8042 1729 - 1731 м (см. рис. 5.3). Коэффициент охвата нефтевытеснением по толщине пласта, определенный по А.П. Крылову, составил по скв. 8041 - 60 %, скв. 8066 -35 %, скв. 5649 - 34,4 %, скв. 8042 - 26,4 %. Аналогичные изменения произошли и в скв. 2696 после закачки гипана. Ограничение притока воды по нижним перфорационным отверстиям привело к резкому

Рис. 5.4. Изменение содержания воды в добываемой продукции в скважинах Ро-машкинского месторождения после обработки пласта селективными водоизолирующими составами

росту притока нефти из верхней части фильтра и увеличению дебита нефти в 4,5 раза (табл. 5.3). Только в течение одного года из обводненного пласта было дополнительно извлече- но 23,9 тыс. т нефти, объем попутной воды уменьшился на 88,3 тыс. м³. Таким образом,

Таблица 5.3

Результаты обработки гипаном обводненного пласта горизонта Дх Ново-Елховского месторождения (данные по скв. 2696)

		Содержание нефти (т) и воды (%) в добываемой продукции
Месяцы	до обработки				после обработки
	1969 г.		1970 г.		1971 г.		1972 г.
	нефть	вода	нефть	вода	нефть	вода	нефть	вода
I	859	65	280	75	1550	_-	434	70
II	898	65	278	45	1400	-	406	70
III	964	65	150	85	1550	-	434	70
IV	976	65	Обработка гипаном		1500	-	250	70
V	710	65	12	-	1240	50	140	70
VI	721	70	1032	-	1200	50	420	70
VII	729	58	1240	-	775	50	434	70
VIII	625	50	1240	-	682	50	322	70
IX	290	60	1200	-	550	50	420	80
X	429	60	1120	-	372	70	279	80
XI	426	75	1500	-	294	70	270	80
XII	267	75	1550	-	434	70	279	80

в скважинных условиях показано, что повышение фильтрационного сопротивления обводненных пропластков водоизолирующими химреагентами приводит к увеличению охвата продуктивного пласта заводнением и, как следствие, извлечению остаточной нефти. Эти результаты являются практическим подтверждением теоретического построения структуры воздействия на частично обводненный неоднородный пласт водоизолирующими химреагентами, что позволяет распространить его на любой участок нефтеводонасыщенного коллектора.

Для обеспечения эффективного воздействия на весь нефтенасыщенный объем залежей требуется знать местоположение всех линз, экранов, барьеров [186]. Из практики известно, что ограничение притока вод с применением одного и того же количества технологической жидкости при сравнительно одинаковых условиях дает разные результаты [172]. Это объясняется геолого-физическими особенностями строения продуктивного пласта, а именно - неравномерностью свойств по проницаемости, которая не фиксируется современными геофизическими методами. Количество закачанной жидкости практически зависит от расположения малопроницаемых и непроницаемых пропластков в призабойной зоне (рис. 5.5). В неоднородном пласте с непроницаемым пропластком между нефте- и водонасыщенными частями (см. рис. 5.5, а) применение небольшого количества реагента может обеспечить охват заводнением всего коллектора и отбор большей части остаточной нефти. Наличие малопроницаемых пропластков при близком их расположении к скважине способствует эффективному применению водоизолирующих материалов (см. рис. 5.5, б, в) и подключению в работу ранее невыраба-тываемых зон, как это было показано в обводненных скважинах Березовской и Северо-Альметьевской площадей. В то же время использовать эти пропластки в качестве экрана с применением небольших объемов технологической жидкости не всегда удается (см. рис. 5.5, г). При этом может быть получен результат, аналогичный результату обработки однородного водонефтяного пласта с применением такого же количества реагента (см. рис. 5.5, д). В таких случаях для полного охвата их воздействием необходимо заполнить водоизолирующим материалом всю обводненную зону (см. рис. 5.5,

г). Очевидно, при любом геологическом строении коллектора не исключается наличие в них трещин, нарушений крепи в заколонном пространстве и других каналов, по которым вода может поступать в скважины (см. рис. 5.5, ж).

Рис. 5.5. Схема расположения технологической жидкости в послойно-неоднородном пласте:

1 и 2 - нефте- и водосодержащие породы; 3 - водонепроницаемые породы; 4 - водоизолирующий состав; 5 - направление давления нефти; 6 - новое направление давления воды после обработки; 7 - перфорационные отверстия; 8 - трещины нарушения крепи

Объем водоизолирующего состава, необходимого для заполнения пористой среды и трещин, можно определить по формуле

Q _тж = 0,785D²k_I5m,

(5.3)

где D - диаметр зоны распространения водоизолирующего состава; к_в - толщина обводненной части пласта; m - эффективная пористость пласта.

Этот вариант обычно применяется при ограничении притока воды в добывающую скважину закачиванием раствора в призабойную зону обводненного пласта. Использование при этом небольших объемов концентрированных растворов химпродуктов и других материалов основывается на необходимости создания достаточно высокого фильтрационного сопротивления на ограниченном участке призабойной зоны (см. рис. 5.5, а, б, в, ж).

При образовании обширных промытых зон (см. рис. 5.5, д, е) применение концентрированных растворов затруднено технологически и нецелесообразно экономически. В этих условиях предлагается использовать принцип повышения фильтрационного сопротивления обводненных пластов не заполнением, а прокачиванием водоизолирующей композиции в виде оторочки, которая вследствие адсорбции и других процессов взаимодействия реагентов приводит к снижению подвижности воды в пористой среде. Количество технологической жидкости при этом зависит от величины создаваемого остаточного фактора сопротивления, который может определяться экспериментально в лабораторных условиях, например в виде зависимости Я_ост = f(K). Тогда объем технологической жидкости для проведения технологического процесса можно рассчитать по формуле

Q тж = 0,785D_n²к_изтд(Яост), (5.4)

где D_пз - диаметр промытых зон вокруг скважины; м; к_пз - толщина промытой зоны, м; д(К_ост) - удельный расход технологической жидкости, являющийся функцией создаваемого остаточного фактора сопротивления.

При оценке влияния изменения фильтрационного сопротивления промытых зон на выработку пластов важным является определение увеличения охвата нефтеносного коллектора заводнением. В условиях неоднородных пластов проведенная выше оценка влияния ограничения фильтрации воды на охват пласта по изменению его работающей толщины при заводнении только частично характеризует этот сложный технологический процесс, относящийся к целым нефтеносным площадям. Коэффициент охвата определяется как отношение порового объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, ко всему поровому объему [186, 75, 188, 30, 168, 167, 195]. Для расчета этих объемов предложен ряд зависимостей с различными геолого-физическими параметрами пласта. В ряде работ коэффициент охвата рассчитывается как произведение коэффициентов охвата по толщине щ и площади щ* :

Похв = ЩиП*. (5.5)

Эти коэффициенты носят средний и интегральный характер, так как в реальных пластах послойное заводнение не выдерживается; щ зависит от координаты точек пласта и так же, как щ*, имеет различные значения для разных слоев. При определении щ большинство авторов за основу принимают профили приемистости и притока [75, 188 и др.]:

^щк = ^ираб^/иперф, ⁽⁵.⁶⁾

где и_раб и и_перф - соответственно работающие и перфорированные толщины пласта.

Коэффициент охвата по площади при известных коэффициентах вытеснения и нефтеотдачи определяется из формулы (5.5):

где щ - проектный коэффициент нефтеотдачи пласта.

Погрешность определения истинного коэффициента щ в этих формулах составляет 14 - 30 %, что объясняется несовершенством вскрытия пластов при бурении [15]. Ряд исследователей предлагает значение щ рассчитывать в зависимости от площади пласта, приходящейся на одну скважину, т.е. по плотности сетки скважин. Большинство из рассмотренных формул носят экспоненциальный характер, установленный В.Н. Щелкачевым:

ns = П0 exp(-a*5), (5.8)

где а* - коэффициент, зависящий от геологических особенностей строения пластов и свойств жидкостей.

Наиболее достоверным является определение охвата пласта на основе фактической добычи нефти [30].

Вышеприведенные методики расчета щ_охБ предназначены для оценки результатов отдельных крупных площадей, по которым имеются статистические данные, или их можно рассчитать. Для небольших групп скважин (элемента нефтеносной площади) наиболее приемлемым является балансовый метод оценки, основанный на применении утвержденных для данной площади балансовых запасов, коэффициента нефтевытеснения р_Быт и фактически дополнительно добытой нефти:

Д^щохв = ^Q доп^/(® балРвыт). ⁽⁵.⁹⁾

Таким образом, технологическая основа применения водоизолирующих химреагентов и других средств воздействия на обводненные пласты заключается в обеспечении нефтевытеснения с одновременным блокированием промытых каналов нефтеводонасыщенного коллектора.

5.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ ГИПАНОМ

Промысловые исследования по ограничению движения вод с применением новых материалов предусматривают:

апробацию разработанных схем в различных геолого-физических и химических условиях;

Рис. 5.6. Схема расположения раствора гипана в призабойной зоне нефтеводонасыщенного пласта:

а — в - в пластах с водонефтяным контактом; г — е - в пластах с глинистым прослоем; 1 и 2 - соответственно нефтенасыщенная и водонасыщенная породы; 3 - раствор гипана; 4 - глина; 5 - обсадная колонна; 6 - цемент

организацию опытно-промышленных работ (ОПР) по отработке технологий и изучению оптимальных условий их внедрения; оценку технико-экономических показателей; внедрение технологии в производство.

Результаты моделирования пластовых процессов и опытных работ по применению на промыслах гипана для проведения водоизоляционных работ в призабойной зоне пласта в различных геологофизических условиях (рис. 5.6) [98, 100] показывают, что селективность его свойств относительно нефти и воды позволяет вводить полимерный раствор в нефтеводонасыщенный коллектор через эксплуатационный фильтр. На этой основе были разработаны технологические схемы (I - V) применения гипана (рис. 5.7), основанные на взаимодействии концентриро-

Рис. 5.7. Принципиальные схемы закачивания технологических жидкостей при обработке скважины водоизолирующим составом на основе гипана:

1 - гипан; 2 - пластовая вода; 3 - пресная вода; 4 - водный раствор CaCb; 5 - цементная суспензия; 6 - раствор HCl; I — V- схемы закачивания технологических жидкостей

ванного раствора полимера с минерализованной водой. Для создания прочной мембраны в призабойной зоне пласта в схемах II, III предусмотрено вслед за гипаном закачивание электролита, что исключает обратное вытеснение неотвержденного полимерного раствора из пласта с высоким давлением. В продуктивном пласте с низкой минерализацией воды пути водопритоков предварительно следует заполнить раствором CaCl₂ или другого электролита (схема III). Этим достигается высаживание полимера из раствора в более полном объеме. Несмотря на высокую обводненность добываемой жидкости, некоторые скважины имеют низкую приемистость. В этом случае можно предусмотреть предварительное дренирование обводненных пропла-стков закачиванием соляной кислоты (схема IV). Цементирование по V схеме применяется для исключения обратного вытеснения гипана из пласта, а в ряде случаев для установления мостов в стволе скважины и проведения других вспомогательных операций.

Первые испытания технологии проводились в скважинах Ро-машкинского, Ново-Елховского и других месторождений республики Татарстан, эксплуатирующих девонский горизонт Д! и пласт

нижнего карбона С^вв, геолого-техническая характеристика которых приведена в табл. 5.4. Основная задача экспериментов состояла в оценке эффективности применения гипана в различных геологофизических условиях, используя разработанные технологические схемы. В скважины закачивался раствор гипана, в качестве электролита - раствор CaCl₂ или пластовая вода девонского горизонта Д_ь концентрация полимерного раствора изменялась при этом в пределах 6 - 10 %. При выборе концентрации учитывалось, что при взаимодействии с электролитом происходит структурирование полимерного раствора и сохраняется достаточно высокое значение коэффициента диффузии ионов (см. рис. 4.14). Исходя из этих же задач, содержание CaCl2 ограничивалось в пределах 5 - 15 %. Применимость гипана в данном объекте оценивалась по концентрации ионов в пластовой воде согласно формулам (3.1 - 3.5), а также прогнозированием минерализации воды по формуле (3.8).

Как показали исследования методами рассеянных гамма-излучений (ЦМТУ) и гамма-каротажа (рис. 5.8), в скв. 5708 вода поступала из-за нарушения герметичности заколонного пространства в интервале 1656 - 1664 м. После исследования приемистости скважин под давлением Р_и, при производительности агрегатов q в скважину последовательно было закачано 5 м³ пресной воды, 4,6 - 5,2 м³ гипана 10%-ной концентрации, 0,5 м³ пресной воды. Всю эту систему задав-ливали в пласт через заливочные трубы (НКТ), спущенные до верхних перфорационных отверстий. Скважина после 72-часовой выдержки была освоена компрессорным способом. Приток нижней воды после обработки был ликвидирован, на что указывают изменения диаграмм ГК и подтверждается уменьшением содержания воды в добываемой продукции при росте добычи нефти. В результате проведенных работ дебит нефти скважины 5708 увеличился со 150 до 1100 т/мес при снижении содержания воды от 90 до 28 %. Через восемь месяцев эксплуатации контрольные измерения показали, что среднемесячная добыча нефти в 6,6 раза превышает добычу до обработки пласта гипаном.

В скв. 2696 произведена закачка по схеме II в пласт "гд" девонского горизонта Д1 для ограничения притока подошвенной воды, вскрытый пескоструйной перфорацией на кровле всего на 0,5 м выше ВНК (рис. 5.9). Перед проведением обработки обводненность добываемой продукции составляла 85 % при суточном дебите нефти 6,2 т/сут, приемистость скважины составляла 23,1 м³/ч при давлении 8,3 МПа. Через фильтр скважины по

Характеристика объектов для проведения испытаний гипана

в качестве водоизолирующего материала в горизонте Дх Ромашкинского месторождения

Показатели		Добывающие скважины
	5708	2696	7834	5546
Нефтеносная площадь	Северо-Альметьевская	Елховская	Ташлиярская	Чишминская
Глубина спуска эксплуатационной колонны, м	1687,0	1780,2	1658,0	1775,0
Искусственный забой, м	1677,0	1775,0	1655,3	1772,0
Интервалы перфорации, м	1644,0-1651,0	1755.0-1759,0 1767.0-1769,0	1640,0-1642,0	1747,6-1753,6
Пластовое давление, МПа	17,1	17,7	16,5	17,2
Проницаемость, мкм²	0,42-0,48	0,38-0,44	0,58-0,63	0,39-0,49
Вид обводнения	Нижняя вода	Подошвенная вода	Подошвенная вода	Нижняя вода
Плотность воды, кг/м³	1178	1182	1180	1178
Подземное оборудование	НГН-2-56	НГН-2-56	НГН-2-56	Фонтанные трубы
Дебит жидкости, м³/сут	45,0	30,0	26,3	28,1
Обводненность продукции, %	90,0	82,9	96,0	98,0
Дебит нефти, т/сут	5,0	6,2	0,5	0,6
Текущий коэффициент нефтеотдачи по площади	0,31	0,40	0,10	0,28

Рис. 5.8. Диаграммы геофизических исследований (а и б), технологические показатели закачки (в) и добычи жидкости (г) скв. 5708 Ромашкинского месторождения:

Рб и Рк - давление нагнетания гипана соответственно через НКТ и по кольцевому пространству; Ри - давление нагнетания воды при исследовании пласта; q - объемный расход закачиваемой жидкости; t - время; 1 - вода; 2 - нефть

Рис. 5.9. Диаграммы геофизических исследований (а), профили притока жидкостей (б), графики изменения технологических показателей закачивания (в) и добычи жидкости (г) из скв. 2696, обводненной подошвенной водой:

Рб - давление нагнетания гипана через НКТ; ©о - удельная приемистость скважины; Р_и -давление нагнетания при определении приемистости скважины; q - объемный расход закачки; Q - количество извлекаемой жидкости; t - время; 1 - вода; 2 - нефть

насосно-компрессорным трубам диаметром 75 мм с использованием пакера последовательно закачано 0,6 м³ пресной воды, 4,3 м³ гипана, 0,3 м³ пресной воды, 1 м³ 15%-ного раствора CaCl₂. Освоение произведено после выдержки скважины под давлением без повторного вскрытия перфорацией. Скважина стабильно начала функционировать с дебитом 26,6 т/сут, обводненность уменьшилась с 85 до 30 %. За 3,5 года дополнительно было извлечено 23,9 тыс. т нефти, объем попутно извлекаемой воды сокращен на 88,3 тыс. м³. Исследования расходомером до и после обработки показали, что в результате обработки гипаном в работу были подключены ранее бездействующие пропластки в интервале глубин 1755 - 1758 м. Аналогичные результаты были получены и в остальных скважинах 783Анали46технологических параметров показал идентичность характера изменения давления при нагнетании гипана через НКТ в обеих скважинах при различном геологическом строении пластов (кривые Р_б на рис 5.9). Давление нагнетания по кольцевому пространству значительно ниже, чем по насосно-компрессорным трубам, что обусловлено уменьшением потерь давления на трение (кривая Р_к на рис. 5.8). Характерным для технологической схемы II является резкое повышение давления при попадании раствора CaCl2 в призабойную зону пласта. Это указывает на образование в призабойной зоне пласта полимерной "мембраны" вследствие взаимодействия электролита с гипаном, как это было показано в лабораторных условиях (см. рис. 4.31). На основе обобщения большого числа промысловых экспериментов построен график функции Р = f(т) в приведенных координатах (рис. 5.10), где за единицу принято максимальное давление, возникающее на буфере при закачивании гипана через НКТ. Точка т = 1 соответствует концу закачивания гипана в

Рис. 5.10. Изменение давления нагнетания раствора гипана во времени:

Рн, Рб, Рк - давления нагнетания соответственно при исследовании приемистости, закачивания полимера через НКТ и по кольцевому пространству скважины пласт. Кривая Р_б характеризует изменение давления, связанное с изменением вязкости прокачиваемых через НКТ жидкостей, - при заполнении труб полимерным раствором происходит рост, а при замещении его менее вязкой продавочной жидкостью снижение давления. Вторичное повышение давления происходит при циклической закачке полимерного раствора через НКТ по технологической схеме

II, обусловленное взаимодействием гипана с электролитом (штриховые линии), закачиваемым в пласт за полимером [99, 129].

После заполнения водой давление в кольцевом пространстве Р_к отражает давление, при котором гипан фильтруется в пласт. В большинстве скважин после некоторого повышения в начале процесса закачки давление стабилизируется при значениях, значительно меньших горного, т.е. ожидаемый рост давления по мере увеличения объема закачиваемой жидкости не происходит. При закачке гипана в скв. 7834 было обнаружено, что полимерный раствор, несмотря на высокую вязкость, равную 300 мПа-с, в терригенных отложениях девона фильтруется при значительно меньших давлениях по сравнению с расчетными. Проницаемость водонасыщенной части пласта, определенная по геофизическим данным, составила 0,634 мкм². Пластовое давление равнялось 16,5 МПа. Обводнение добываемой продукции произошло подошвенной водой вследствие близкой перфорации к ВНК и низкого качества разобщения пласта. Для этих условий ожидаемый перепад давления при закачивании гипана определяется по закону Дарси: для зоны нефти

(5.10)

для зоны гипана [121]

(5.11)

в случае плоскорадиальной фильтрации в призабойной зоне пласта

(5.12)

(5.13)

(5.14)

VP = dP / dr;

|VP| = -dP / dr; S = q / 2n r;

с учетом (5.13), (5.14) формулы (5.10) и (5.11) имеют вид

qp dP

=--; (5.15)

2nkhr dr

dP =--T

gp a

2nk.hr

(5.16)

0 *

Интегрируя (5.15) в пределах (Я_г, Я_к), (5.16) в пределах (r_c, Я_г), получим

gp R

ln-^ = -(Pe - Pa) ;

(5.17)

2nkh - -

^g^p a -2nkh

(5.18)

= - (P„ - B„) - t (R„ - r )

суммируя (5.17 и 5.18), получим

gp a _-

2nkh

+^ i 2nkh

(5.19)

^n -e = ^{T (}^Ra ^-^rn⁾ +

где r_c, Я_г, Я_к - радиусы соответственно скважины, контура распространения гипана и контура питания, г_с = 0,073 м, Я_г = 1,6 м, Я_к = 200 м; А - толщина пласта, равная 5,8 м; K - проницаемость пласта, равная 0,6 мкм²; p - вязкость гипана 10,2%-ной концентрации, p = 332 мПа-с; q - расход закачиваемого раствора гипана, равный 1350 см³/с; т₀ - начальный градиент давления, необходимый для сдвига гипана, равный 2,92 мГ/см².

Как видно из рис. 5.11, расчетное давление нагнетания (кривая 3) к концу закачки достигает 64 МПа, в то время как фактическое - 8 -10 МПа (кривая 6). Несоответствие объемной скорости фильтрации высоковязких полимерных жидкостей расчетной наблюдается и на других месторождениях Урало-Поволжья [120], что можно объяснить наличием системы трещин и микротрещин, которые раскрываются при перепадах давления значительно меньше горного. Очевидно, интервалы а - в на кривой 6 (см. рис. 5.11) соответствуют раскрытию микротрещин, в - с - фильтрации полимерного раствора через раскрытые трещины в пласт, что приводит к стабилизации процесса при установившемся режиме нагнетания. Отклонение от нее

Рис. 5.11. Результаты геофизических и гидродинамических исследований скв. 7834 Чишминской площади Ромашкинского месторождения:

а - геофизические; б - параметры закачивания гипана в пласт Дь в - добыча жидкости; 1 - радиус распространения гипана; 2 - объем закачанного гипана; 3 и 6 - соответственно расчетное и фактическое давление нагнетания; 4 - производительность агрегатов; 5 -скорость фильтрации; 7 - давление, создаваемое на пласт при испытании на приемистость

происходит при поступлении в пласт за гипаном раствора CaCl₂.

Несмотря на неравномерную фильтрацию гипана в пласт, в большинстве скважин наблюдается снижение притока воды и прирост добычи нефти. Это указывает на поступление основной массы воды по наиболее крупным порам и трещинам, так как гипан, как было показано в лабораторных условиях, фильтруется по высокопроницаемым каналам. Наличие притока нефти при закачивании его через эксплуатационный фильтр скважины подтверждает селективный характер воздействия гипана на нефтеводонасыщенный пласт.

Во многих скважинах были получены аналогичные результаты [58, 99, 100], подтверждающие важность использования процессов взаимодействия реагента с компонентами продуктивного пласта для избирательного ограничения притока вод в скважины, как это было установлено теоретическими и лабораторными исследованиями.

Детально описанные выше технологические операции, связанные с закачиванием гипана, характерны для всех разработанных схем. Общими для первых испытаний были следующие факторы: увеличение отбора нефти из обводненных скважин; сокращение объема попутной воды;

идентичность характера изменения технологических параметров закачивания гипана в пласт, которые послужили основой для проведения широких промышленных испытаний на разных нефтяных месторождениях с целью внедрения метода в нефтяной промышленности. Основная задача опытно-промышленных работ, заключающаяся в определении оптимальных и граничных условий применения разработанных технологий, методически решалась путем установления зависимости эффективности проводимых работ от следующих факторов:

геологических особенностей строения продуктивного пласта (литологической однородности, удаленности источника обводнения, расположения пластов в литологической колонне) [54, 129, 145];

способов воздействия на пласт (отключение, частичное отключение, закачивание фильтрующихся материалов) [129, 145, 154];

способов доставки водоизолирующего материала в источник обводнения [50, 54, 138, 145]; пластового давления [54, 90]; минерализации воды [61, 138];

обводненности добываемой продукции и дебита нефти в скважинах [137, 138].

Для выявления скважин месторождения, у которых ожидается рост добычи нефти после обработки гипаном, был применен метод ранговой классификации.

В качестве факторов, влияющих на эффективность обработки, были выбраны дебиты всех скважин и степени их обводненностей на момент принятия решения.

Предварительный выбор этих двух факторов основывается на предположениях:

1) дебиты скважин в какой-то степени отражают влияние толщины пласта и его коллекторских свойств;

2) степень обводненности свидетельствует о дренированности путей водопритоков в продуктивном пласте.

Далее доказательство согласованности изменения выбранных факторов и эффекта обработки гипаном обосновывалось наличием корреляционной зависимости с помощью ранговой корреляции Спирмена, приведенной во временном методическом руководстве по анализу и диагностированию взаимодействия скважин. В качестве исходного информационного массива использовались:

1) для первого фактора ряд из дебитов скважин всего месторождения на дату перед обработкой и ряд из длительностей эффекта обработки скважин;

2) для второго фактора ряд из процентов обводненностей скважин всего месторождения перед обработкой и ряд из длительностей эффекта обработки. Для первого фактора коэффициент ранговой корреляции получен равным r = 0,99, значение ^ = 75,9. Табличное значение ^ с числом степеней свободы v = = n - 2 = 119 - 2 = 117 и уровнем значимости 0,05 равно ^ = = 1,98. Так как расчетное значение больше табличного, значение r признается достоверным, т.е. связь между первым фактором (дебитами) и эффектом обработки диагностируется. Аналогично для второго фактора r = 0,99, ^ = 75,9.

Приведем описание метода ранговой классификации для выбора скважин Акташской площади Ново-Елховского месторождения под обработку гипаном по дебитам скважин и степени обводненности добываемой продукции. В табл. 5.5 представлены интервалы значения каждого фактора и соответствующие ранги.

В табл. 5.6 приведены значения факторов (дебитов нефти и процентов обводненности) вышеуказанных 119 скважин с подошвенной водой и присвоенные им ранги и результаты обработки по ранговой классификации.

Таблица 5.5

Интервалы значений факторов и соответствующие ранги

Обводненность добываемой жидкости, % (об.)	R	Дебит нефти до обработки, т/сут	Обводненность добываемой жидкости, % (об.)	R	Дебит нефти до обработки, т/сут
< 68,5	1	< 2,14	82,6-86,0	6	10,31-12,34
68,5-72,0	2	2,14-4,18	86,1-89,5	7	12,35-14,38
72,1-75,5	3	4,19-6,22	89,6-93,0	8	14,39-16,42
75,6-79,0	4	6,23-8,26	93,1-96,5	9	16,43-18,46
79,1-82,5	5	8,27-10,30	96,5-100	10	18,46

В результате обработки промыслового материала было получено решающее правило оценки эффекта по сумме рангов (табл. 5.7).

Таблица 5.6

Значения факторов, присвоенные ранги и результаты обработок по ранговой классификации

№ скважины	Дебит нефти, т/сут	Обводненность продукции, %	Значения рангов		Суммарное значение ран-гов	Эффективность
№ скважины	Дебит нефти, т/сут	Обводненность продукции, %	дебит нефти	% воды	Суммарное значение ран-гов	по значениям рангов	по фактическим данным
1	2	3	4	5	6	7	8
1365	3,7	98,5	2	10	12	Э	Э
1401	2,4	98,5	2	10	12	Э	НЭ
1310	0,2	98,0	1	10	11	Э	Э
1394	0,2	98,0	1	10	11	Э	Э
1433	1,0	99,0	1	10	11	Э	Э
1462	1,0	93,2	1	9	10	Э	Э
1338	0,2	98,0	1	10	11	Э	Э
1706	2,0	98,0	1	10	11	Э	Э
2308	1,1	97,7	1	10	11	Э	Э
1275	0,1	99,1	1	10	11	Э	Э
1807	2,4	97,1	2	10	12	Э	НЭ
1869	0,9	97,0	1	10	11	Э	Э
1527	0,2	98,0	1	10	11	Э	Э
1759	1,7	87,1	1	7	8	НЭ	Э
1494	0,3	93,1	1	9	10	Э	Э
1914	1,0	94,8	1	9	10	Э	Э
1587	3,0	85,0	2	6	8	НЭ	Э
3219	2,0	96,0	1	9	10	Э	Э
1403а	0,4	98,0	1	10	11	Э	Э
1367	1,0	98,0	1	10	11	Э	Э
1381	0,4	97,0	1	10	11	Э	Э
1569	4,5	96,4	3	9	12	Э	Э
1304	0,1	99,0	1	10	11	Э	Э
1403	19,0	92,0	10	8	18	Э	Э
1462	0,5	97,2	1	10	11	Э	Э

№ скважины	Дебит нефти, т/сут	Обводненность продукции, %	Значения рангов		Суммарное значение ран-гов	Эффективность
№ скважины	Дебит нефти, т/сут	Обводненность продукции, %	дебит нефти	% воды	Суммарное значение ран-гов	по значениям рангов	по фактическим данным
1	2	3	4	5	6	7	8
1338	2,8	92,0	2	8	10	Э	Э
1927	2,7	93,4	2	9	11	Э	Э
1464	1,0	95,4	1	9	10	Э	Э
1529	0,7	97,7	1	10	11	Э	Э
1886	5,0	95,0	3	9	12	Э	Э
1712а	2,0	84,3	1	6	7	НЭ	НЭ
2216	2,0	98,5	1	10	11	Э	НЭ
2182	0,4	97,0	1	10	11	Э	Э
1776	0,2	97,7	1	10	11	Э	Э
1338	0,5	96,0	1	9	10	Э	Э
1338	2,8	92,0	2	8	10	Э	Э
1365	3,7	98,5	2	10	12	Э	Э
1367	1,0	98,0	1	10	11	Э	Э
1433	0,1	99,0	1	10	11	Э	Э
1337	0,1	98,1	1	10	11	Э	НЭ
1433	0,4	99,0	1	10	11	Э	Э
1389	1,0	91,9	1	10	11	Э	Э
1378	0,8	98,2	1	10	11	Э	Э
2376	0,3	97,5	1	10	11	Э	Э
1991	1,7	83,2	1	6	7	НЭ	Э
1539	5,0	96,0	3	9	12	Э	Э
13385	14,0	93,2	7	9	16	Э	Э
1869	0,8	97,3	1	10	11	Э	Э
1310	0,2	98,0	1	10	11	Э	Э
1394	0,2	98,0	1	10	11	Э	Э
1401	2,4	98,5	2	10	12	Э	Э
1335	13,6	93,0	7	8	15	Э	Э
458	0,1	85,0	1	6	7	НЭ	Э
2151	0,1	96,2	1	9	10	Э	Э
486	2,0	98,0	1	10	11	Э	Э
419	4,0	95,0	2	9	11	Э	Э
306	1,0	98,0	1	10	11	Э	Э
727	0,2	99,7	1	10	11	Э	Э
420	3,1	94,9	2	9	11	Э	Э
470	6,0	95,0	3	9	12	Э	Э
458	1,9	77,0	1	4	5	НЭ	Э
359а	1,0	95,9	1	9	10	Э	Э
357	0,3	98,2	1	10	11	Э	Э
487	0,1	99,0	1	10	11	Э	Э
10906	0,9	99,0	1	10	11	Э	Э
375	2,0	98,8	1	10	11	Э	Э
3835	2,0	99,0	1	10	11	Э	Э
10923	1,5	98,0	1	10	11	Э	Э
18844	6,8	80,9	4	5	9	НЭ	НЭ
8252	1,8	98,0	1	10	11	Э	Э

№ скважины	Дебит нефти, т/сут	Обводненность продукции, %	Значения рангов		Суммарное значение ран-гов	Эффективность
№ скважины	Дебит нефти, т/сут	Обводненность продукции, %	дебит нефти	% воды	Суммарное значение ран-гов	по значениям рангов	по фактическим данным
1	2	3	4	5	6	7	8
10948	4,5	98,0	3	10	13	Э	НЭ
10987	1,9	98,0	1	10	11	Э	Э
4906	4,0	88,0	2	7	9	НЭ	Э
8521	0,1	88,0	1	7	8	НЭ	Э
8562	0,1	99,0	1	10	11	Э	Э
8644	0,1	98,0	1	10	11	Э	НЭ
8550	0,1	99,9	1	10	11	Э	Э
8582	0,1	98,0	1	10	11	Э	Э
13086	1,5	99,0	1	10	11	Э	Э
7020	2,0	99,0	1	10	11	Э	Э
6519	3,0	81,0	2	5	7	НЭ	Э
6100	2,0	99,0	1	10	11	Э	Э
11113	1,0	99,0	1	10	11	Э	Э
18557	1,0	99,0	1	10	11	Э	Э
18511	1,0	99,0	1	10	11	Э	Э
18528	1,6	99,0	1	10	11	Э	Э
6042	1,0	99,0	1	10	11	Э	Э
18553	1,0	99,0	1	10	11	Э	Э
6238	0,4	97,0	1	10	11	Э	НЭ
18507	0,1	99,0	1	10	11	Э	НЭ
11180	1,0	99,0	1	10	11	Э	Э
11052	2,0	99,0	1	10	11	Э	Э
4898	1,0	97,0	1	10	11	Э	Э
8451	0,6	99,0	1	10	11	Э	Э
8522	3,0	84,0	2	6	8	НЭ	Э
8452	0,8	99,0	1	10	11	Э	Э
11056	0,5	98,0	1	10	11	Э	Э
18508	2,0	99,0	1	10	11	Э	Э
11026	4,0	99,0	2	10	12	Э	Э
6047	4,0	99,0	2	10	12	Э	Э
10923	2,0	99,0	1	10	11	Э	Э
4679	1,0	95	1	9	10	Э	НЭ
9994	2,0	92,5	1	8	9	НЭ	НЭ
2926	3,2	91,0	2	8	10	Э	Э
2580	2,1	98,5	1	10	11	Э	Э
7664	2,0	90,0	1	8	9	НЭ	Э
1910а	19,0	85,0	10	6	16	Э	Э
601	1,0	96,0	1	9	10	Э	НЭ
6374а	2,9	96,3	2	9	11	Э	НЭ
4016	13,1	96,0	7	9	16	Э	Э
4008	2,0	76,0	1	4	5	НЭ	НЭ
5070	3,0	96,9	2	10	12	Э	Э
136	0,5	90,0	1	8	9	НЭ	НЭ
5874	1,4	98,5	1	10	11	Э	Э
15769	1,0	96,0	1	9	10	Э	Э

№ скважины	Дебит нефти, т/сут	Обводненность продукции, %	Значения рангов		Суммарное значение ран-гов	Эффективность
№ скважины	Дебит нефти, т/сут	Обводненность продукции, %	дебит нефти	% воды	Суммарное значение ран-гов	по значениям рангов	по фактическим данным
1	2	3	4	5	6	7	8
3175	0,1	98,0	1	10	11	Э	Э
14915	0,1	97,0	1	10	11	Э	Э
14946	0,1	99,0	1	10	11	Э	Э
14865	0,1	99,0	1	10	11	Э	Э
П р и м е ч а н и я. Обозначения в графах 7 и 8: Э					- есть эффект; НЭ - нет эффекта.

Таблица 5.7

Правила оценки эффекта по сумме рангов

Сумма рангов	R < 10	R > 10
Эффективность	Нет эффекта	Есть эффект

Прогноз, полученный по описанной методике, для 82 % скважин совпал с фактическими результатами обработки гипаном, что указывает на применимость выбранных критериев по дебиту нефти и обводненности продукции для определения области эффективного применения разработанной технологии.

Приняв за критерий эффективности проводимых операций коэффициент успешности, численно равный отношению количества успешных обработок к общему количеству операций в процентах, проведен анализ методом ранжирования опытно-промышленных работ в 236 скважинах на различных месторождениях Татарстана (табл. 5.8 и 5.9) и оценка влияния технологических параметров и обводненности продукции на этот показатель.

Следует отметить, что применение описанной методики для выявления участков месторождения, у которых следует ожидать эффект роста добычи нефти после закачки полимердисперсной системы, дало правильный прогноз для 71,5 % опытных участков Аль-метьевской площади. При этом в качестве факторов, влияющих на эффективность обработки, были выбраны средняя обводненность продукции, пластовое давление и толщина обрабатываемого пласта. Для всех трех факторов предварительно была доказана связь с эффектом обработки.

Разработанные технологические схемы применения гипана в наиболее сложных условиях ограничения притока подошвенных вод без отключения пласта обеспечили успешность работ 67,6 %, при цементировании - 45 %. Максимальная успешность при закачивании через эксплуатационный фильтр скважины достигнута при закачивании

Таблица 5.8

Результаты ограничения притока подошвенной воды гипаном

в литологически однородных пластах

	Количество обработанных скважин
Показатели	Всего	В том числе успешных
		коли чество	%
1. Технологическая схема	102	69	67,6
I	31	21	67,7
II	30	22	73,3
III	5	4	80,0
IV	15	10	66,6
V	21	12	57,1
2. Способ закачивания гипана
2.1. Через эксплуатационный фильтр:	92	62	67,3
с извлечением подземного оборудования:	72	47	65,2
а) без применения пакера	52	38	73,0
б) с применением пакера	30	15	50,0
без извлечения подземного оборудования	20	15	75,0
Удаленность нижних перфорационных отверстий от
ВНК, м:	66	44	66,6
3,0-5,0	34	27	79,4
5,1-8,0	19	12	63,1
8,1 и более	13	5	38,4
2.2. Через спецфильтр при удаленности нижних перфо-
рационных отверстий от ВНК, м:	10	7	70,0
3-5	3	1	33,0
5,1-7	2	1	50,0
7,1 и более	5	5	100,0
3. Удельный расход гипана на 1 м толщины пласта, м³: 0,10-0,30
0,31-0,60	16	10	62,5
0,61-0,90	28	22	79,0
0,91-1,10	10	7	70,0
1,11-1,85	12	8	66,0
	4	2	50,0
4. Обводненность добываемой жидкости из пласта, %:	102	66	64,7
до 70	22	13	60,0
71-90	25	17	76,0
91-95	17	13	76,4
95-100	32	25	63,2

гипана без извлечения подземного оборудования при удаленности нижних перфорационных отверстий от ВНК в пределах 3 - 5 м.

В литологически однородных и неоднородных пластах, вскрытых перфорацией, максимальная успешность работ (77 - 85 %) достигается при удельном расходе гипана в пределах 0,31 - 0,90 м³ на 1 м толщины. С увеличением этого параметра успешность проведенных обработок снижается до 50 - 66 %, что можно объяснить фильтрацией значительной части полимера в нефтенасыщенный пласт и обратным вытеснением неотвержденного полимерного раствора при освоении скважины. Исходя из полученных результатов в качестве оптимального рекомендован удельный расход гипана в пределах 0,45

- 0,65 м³ на 1 м толщины перфорированного интервала пласта.

Таблица 5.9

Результаты работ по ограничению притока нижних вод гипаном в литологически неоднородных пластах

	Количество обработок
Показатели	Всего	В том числе успешных
		количество	%
1.Технологическая схема	134	102	76,1
I	25	22	88,0
II	58	48	83,2
III	1	1	100
IV	17	12	71,0
V	22	16	72,7
I (2 цикла)	6	2	33,3
IV (2 оееёа)	5	1	20,0
2. Способ закачивания гипана 2.1. Через эксплуатационный фильтр: с извлечением подземного оборудования:
а) без применения пакера	34	29	85,3
б) с применением пакера	40	29	72,5
без извлечения подземного оборудования	23	20	86,9
2.2. Через спецфильтр	16	10	62,5
3. Продолжительность отверждения, ч:
до 24	15	11	73,3
36-46	25	21	84
56	8	6	75
96	12	8	66,6
4. Удельный расход гипана на 1 м толщины водоносного слоя, м³:
0,10-0,30	8	6	75
0,31-0,60	14	12	85
0,61-0,90	9	7	77
0,91-1,2	7	5	71
5. Обводненность добываемой продукции, %:
до 70	7	5	71
71-80	11	8	73
81-90	13	10	77
91-95	27	23	85

Зависимость коэффициента успешности от обводненности продукции соответствует разработанному критерию проведения работ по ограничению водопритоков [137], наилучшие показатели по луче-ны при содержании воды в пределах 70 - 95 % (см. табл. 5.8, п. 4, табл. 5.9, п. 5), т.е. в условиях максимальной обводненности извлекаемой нефти. Физическая сущность этого критерия заключается в том, что высокая обводненность продукции является следствием образования крупных каналов, в которые хорошо фильтруются водоизолирующие материалы. В зависимости от дебитов он составляет: q > 10 т/сут - содержание воды 70 % и более, в малодебитных (q < 10 т/сут) - более 95 %. Исследования, проведенные на линейных моделях пласта, показали, что оптимальным условием применения гипана по степени закупоривания пор является K = 0,3 мкм² и более, с которыми согласуются результаты промысловых исследований [62]. Для условий Ромашкинского месторождения в диапазоне проницаемости от 0,1 до 1 мкм² зависимость успешности от проницаемости описывается эмпирической формулой

Y = 71,2 VK. (5.20)

Успешность считается удовлетворительной при условии Y > >

Ymax /fc (по аналогии с резонансными кривыми в радиотехнике [237]). Граница успешного применения гипана при K > > 0,4

мкм², Y_max = 71,2 % достигается при K = 1 мкм². Анализ результатов применения гипана в скважинах с различной минерализацией пластовых вод (табл. 5.10) показал следующее.

1. Рост притока нефти при ограничении притока воды достигает

ся при минерализации воды в пределах 1140 - 1160 кг/м³ (скв. 7434, 387, 6824). ₃

2. В пласте с плотностью воды 1020 - 1114 кг/м³ закачивание ги-пана не повлияло на приток жидкости.

3. В пластах с давлением 19,0 - 19,5 МПа (скв. 7834, 7824) при плотности воды 1150 - 1160 кг/м³ обработка гипаном позволила извлечь дополнительно свыше 6 тыс. т нефти, что подтверждает эффективность применения гидролизованного полиакрилнитрила при пластовых давлениях до 19 МПа.

4. В условиях высоких давлений в пластах со слабоминерализованной водой гипан можно использовать как высоковязкий тампон.

Наиболее наглядно зависимость поступления жидкостей от минерализации воды после обработки гипаном наблюдалась в скв. 7424 (рис. 5.12) - после снижения ее плотности ниже 1140 кг/м³ (кривая 3) происходит прорыв воды (кривая 2) и

Технологические показатели ограничения притока закачиваемой воды гипаном в скважинах АО "Татнефть”

Номер сква жины	Плот ность пласто вой воды, кг/м³	Плас товое давле ние, МПа	Объем пластовой воды горизонта Д1, закачанной до обработ- 3 ки, м	Количество последовательно закачиваемых компонентов ком- 3 позиции, м							Технологические показатели
				Пресная вода	30%- ный раствор CaCl2	Пресная вода	Гипан	Пресная вода	Пластовая вода горизонта Д1	30%- ный раствор CaCl2	До обработки		После обработки
				Пресная вода	30%- ный раствор CaCl2	Пресная вода	Гипан	Пресная вода	Пластовая вода горизонта Д1	30%- ный раствор CaCl2	дебит нефти, т/сут	обвод ненность, %	дебит нефти, т/сут	обвод ненность, %
7462	1172	17,9	6,0	_-	1,5	0,4	2,5	0,4	_-	0,4	10,00	60	0,30	85
7834	1160	19,0	9,0	0,3	-	-	5,5	0,3	-	1,0	0,00	100	20,00	50
7424	1150	19,5	10,0	0,2	-	-	5,5	0,2	-	0,4	14,00	75	22,00	39
387	1130	18,8	5,5	0,2	-	-	2,5	0,2	1,5	-	0,00	100	0,50	88
365	1114	17,7	12,0	-	0,8	0,3	2,7	-	-	-	0,80	85	0,20	85
					0,8	0,3	1,8	0,2	-	0,8
6824	1114	18,0	6,0	0,3	-	-	4	0,2	-	0,6	1,00	75	3,00	60
3166	1091	19,8	20	0,5	-	-	4,0	0,3	1,5	-	0,09	90	0,07	93
714	1091	19,0	9,0	0,2	-	-	4,0	0,3	1,5	-	0,40	99	0,09	99
560	1030	18,2	45,0	-	2	0,3	2,5	0,2	-	1,5	18,00	90	2,00	90
650	1022	18,9	10,0	0,2	-	-	3,0	0,2	-	-	-	100	-	100
			1,5	0,2	-	-	3,0	0,2	-	-
			1,5	0,2	-	-	3,0	0,2	2,0	-	-	100	-	100
6638	1020	20,2	9,0	0,2	-	-	4,0	0,2	-	0,6	22,00	65	5,00	65

Рис. 5.12. Диаграммы геофизических исследований (а) и рабочие параметры (б) скв. 7424 Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения:

1 - дебит нефти; 2 - содержание воды в продукции скважины; 3 - плотность попутно извлекаемой воды

снижение дебита нефти (кривая 2). Эти результаты согласуются с лабораторными исследованиями (см. рис. 4.3, 6): при плотности пластовых вод менее 1140 кг/м³ - применение гипана малоэффективно. Как показано выше, с применением гипана не всегда достигается ограничение водопритока и увеличение дебита нефти. Анализ показал, что основными причинами недостаточной эффективности операции являются нарушение условий выбора скважин, низкая минерализация пластовой воды, наличие нескольких пластов при закачивании без пакера, высокие пластовые давления (более 20 МПа), наличие нарушений в колонне труб, а также несоблюдение технологии закачки. При воздействии на обводненный пласт с соблюдением установленных технологических параметров период эффективной работы скважин (т_э) колеблется от нескольких месяцев до 10 лет, но в среднем составляет около 3 лет. Так, по группе скважин Ново-Елхов-ского месторождения т_э колеблется от восьми до 30 мес., причем 44 % из них эффективно продолжают работать и в течение более длительного времени (рис. 5.13).

По результатам проведенных исследований гипан рекомендуется применять в следующих условиях (табл. 5.11).

Рис. 5.13. Изменение показателей работы группы скважин Ново-Елховского месторождения

Таблица 5.11

Показатели

Пределы изменения показателей

от

до

Проницаемость, мкм² Обводненность продукции, %

Концентрация катионов поливалентных металлов, мг-экв/л

Пластовое давление, МПа Температура, К Тип коллектора

0,35

900

278

Террш

6,0

Более

353

енные

С применением гипана или других полимеров, обладающих такими же свойствами на промыслах, можно решать следующие практические задачи:

1) ограничения притока минерализованной воды как в однородных, так и в неоднородных пластах;

2) временного ограничения притока высоконапорных пресных вод за счет вязкопластических свойств;

3) выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

4) ликвидации интенсивных поглощений с добавлением наполнителей.

На месторождениях Республики Татарстан с применением гипана были обработаны обводненные пласты в 442 скважинах (табл. 5.12), получены следующие результаты: дополнительно добыто 2,3 млн т нефти, объем попутной воды уменьшен на 46,5 млн м³, среднегодовой прирост добычи нефти за счет применения гипана составил

329,2 тыс. т при снижении объема попутной воды на 6,64 млн м³.

По неполным данным на 01.01.84 было проведено в различных регионах страны (табл. 5.13) 1486 скважино-операций по ограничению водопритоков в скважины. Общий объем дополнительно добытой нефти, определенный расчетным путем, составил 5,011 млн т.

Основная часть закачек гипана проводилась на промыслах АО "Татнефть" в скважинах, эксплуатирующих терригенные отложения. По сравнению с базовым методом (цементированием) в наиболее сложных условиях ограничения притока подошвенной воды за 1976

- 1982 гг. прирост дополнительной добычи нефти по 295 скважинам составил 311,4 тыс. т, объем изолированной воды 4,68 млн м³, или на

1 т закачанного полимера 264,7 т нефти и 4593,7 м³ сокращенной

Таблица 5.12

Результаты ограничения притока вод гипаном в добывающие скважины на нефтяных месторождениях Татарстана

Год	Количество скважино-операций			Объем дополнительно добытой нефти, т	Объем изолированной воды, м³	На одну скважино-операцию
	всего	из них успешных				нефти, т	воды, м³
	всего	количество	%			нефти, т	воды, м³
1969	2	2	100	60133	254021	30066	127011
1970	54	22	40,7	418572	9982550	7751,3	184862
1971	37	20	54,0	151142	5721209	4084,9	154627
1972	62	37	59,0	440547	11495296	7105,5	185408
1973	80	65	81,2	558775	10200719	6984,5	127508
1974	70	56	80,0	396475	3962504	5663,9	56607
1975	137	96	70,0	278877	4958140	3319,9	59025

Объем внедрения и технологические показатели применения гипана в

нефтедобывающих регионах с 1970 по 1982 г.

Нефтяные районы	Количество скважино-операций			Прирост добычи нефти, тыс. т	Объем сокращенной воды, тыс. м³
	всего	из них успешных
	всего	кол-во	%
Татарстан	1415	962	68,1	4350,0	98100,0
Самарская обл.	25	12	48,0	294,0	1147,00
Западная Сибирь	16	6	37,5	317,5	544,6
Башкортостан	11	7	63,6	17,8	80,1
Мангышлакская обл.	7	3	42,8	7,6	29,3
Саратовская обл.	7	5	71,4	25,1	50,2
Белоруссия	6	2	33,3	1,6	8,1
Всего:	1486	966	67,0	5013,6	99969,3

воды. Эта технология в АО "Татнефть" является регламентированным геологическим мероприятием по выработке нефтеводонасыщенных пластов девона и верхнего карбона и действует уже более 16 лет. Среднегодовой объем внедрения метода по отчетным данным АО "Татнефть" на 01.01.88 составлял 50 - 70 скважино-опе-раций.

На нефтяных месторождениях Самарской области с применением гипана по технологическим схемам I, II, IV на 01.01.78 проведено 25 скважино-операций в терригенных отложениях Радаевского, Козловского, Запрудненского, Алакаевского месторождений горизонтов Д_ь Д₂, С₁ при обводненности добываемой продукции 80 - 95 % (табл. 5.14). Проницаемость пластов составляла 0,12 - 1,1 мкм², пористость

- 18 - 22 %, вязкость нефти - 6,3 - 12,7 мПа-с, температура пласта -312 - 330 К, пластовое давление - 19 - 30 МПа, плотность воды -1090 - 1190 кг/м³. Несмотря на низкую минерализацию пластовой

воды в ряде скважин, успешность работ составила 60 %, что на 28 % выше, чем при цементировании. Дополнительно добыто на одну обработанную скважину 2466 т нефти, объем изолированной воды сокращен на 83926 м³.

Для месторождений п-ова Мангышлак и Западной Сибири характерна низкая минерализация пластовой воды при температуре пласта 353 - 363 К. В связи с этим работы проводились главным образом по технологическим схемам III и V с предварительным закачиванием в пласт электролитов (табл. 5.15,

Результаты работ по ограничению притока воды на нефтяных месторождениях Самарской области с применением гипана за 1973-1974 гг.

№	Месторож	Дебит нефти и обводненность				Количест-во допол	Уменьшение объема
сква	дение	до изоляции		после изоляции		нительно	попутной
жины		нефть, т/сут	обводненность, %	нефть, т/сут	обводненность, %	добытой нефти, т	воды, м³
33	Радаевское	1,0	98,0	22,0	68,0	7000,0	327950
198	То же	0,1	99,0	6,0	75,0	320,0	9672
15		6,0	68,0	0,1	98,0	-	-
154		3,0	96,0	8,0	88,0	1783,0	29776
180		7,0	92,0	11,0	90,0	4861,0	7778
122		2,0	94,0	14,0	42,0	4036,0	66916
124		0,5	97,0	0,1	99,0	-	-
136		2,0	94,0	8,0	74,0	811,0	11718
147		2,0	98,0	2,0	98,0	-	-
197		0,1	99,0	3,0	57,0	2765,0	23723
17	Запруднен- ское	25,0	47,0	17,0	53,0	-	-
43	То же	1,6	98,0	2,5	38,0	22300,0	101242

5.16). В работах, проведенных институтом КазНИПИнефть, наряду с раствором хлорида кальция (15 % вес.) применялся 5%-ный раствор сульфата меди. В скв. 1635, 1678, 1447, 1139, 406 гипан закачивался для ограничения поступления подошвенной, в скв. 447 - нижней, в скв. 867 - закачиваемой воды. В скв. 1678, 1447 и 447 наряду с ограничением притока воды достигнут рост дебита нефти, дополнительно добыто 3270 т нефти. Отбор попутной воды сокращен на 6558 м³. В скважинах с предварительной закачкой CuSO₄ наряду с положительным эффектом произошло сокращение притока нефти. Это указывает на образование в нефтенасыщенной части водоизоли-

Таблица 5.15

Результаты применения гипана в скважинах месторождения Узень

Объект разработки	Плотность воды, кг/м³	Количество обработок		Объем раствора гипана, м³	Объем электролита, м³
Объект разработки	Плотность воды, кг/м³	всего	из них успешных	Объем раствора гипана, м³	до гипана	после гипана
	Без подъема эксплуатационного оборудования
XIII-XIV	1100	5	2	5	4	1,0
	С подъемом эксплуатационного оборудования
XV	1030	1	1	6	20	3,0
XII	1020	1	0	5	3,0	-

Результаты применения гипана на нефтяных месторождениях Западной Сибири

№ скважины*	Тип воды, поступающей в скважину	Объем закачанного гипана, м³	Количество дополнительно добытой нефти, т	Уменьшение объема попутно извлекаемой 3 воды, м
444	Закачиваемая	10,0	3540	16720
728	То же	9,0	2640	11210
731	"	1,5	1625	11681
16а	Подошвенная	4,2	22130	21500
2258	То же	4,0	1800	3423
779	Нижняя	3,3	285782	495200
Итого			317586	544900
* Обработка пластов гипаном произведена в скв. 469а, 709, 778, 705, 728, 734, 764,
765, 37 и 547, обводненных закачиваемыми водами. Обработка оказалась безуспешной.

рующей массы в результате проникновения в пласт электролита и гипана в условиях высоких температур (350 К).

Опытно-промышленные работы с применением гипана в Западной Сибири проводились на Самотлорском, Шаимском и Усть-Балыкском месторождениях в скважинах, вскрывших нефтеносные пласты АВ, АВ₈, Вс₃, БС₈, БС₇. Наряду с неоднородностью и прерывистостью для этих пластов, в отличие от месторождений Урало-Поволжья, характерны: низкая минерализация воды (1010 - 1020 кг/м³) и высокая температура забоя (343 - 353 К). Ввиду низкой минерализации пластовых и закачиваемых вод нагнетание гипана проводилось по технологическим схемам III и IV с предварительной закачкой в пласт от 15 до 50 м³ 15%-ного раствора CaCl₂. Значительно был увеличен объем электролита, закачиваемого за гипаном. Всего проведено 16 закачек в скважины, работающие при обводненности продукции от 80 до 99 %. В результате обработки обводненных пластов гипаном из них дополнительно извлечено 317 тыс. т нефти, объем попутной воды уменьшился на 544 тыс. м³ (см. табл. 5.16). Основной эффект от применения полимера был получен в скважинах, обводненных пластовой водой, успешность которых составляет 75 % при обводнении закачиваемой водой - 25 %. Ввиду быстрого обводнения эксплуатационного фонда закачиваемой водой эта технология не была рекомендована для условий месторождений Западной Сибири.

Кроме рассмотренных выше нефтяных регионов работы с применением гипана проводятся на месторождениях Республики Украина, Республики Беларусь, Краснодарского края, Саратовской области,

Республики Башкортостан и других нефтяных районов [205, 84, 179,

107, 101]. При использовании полимера в условиях, приведенных в табл. 5.13, эффективность технологии оказалась высокой. Опыт работы в условиях месторождений Западной Сибири и п-ова Мангышлак показал возможность применения гипана при температурах до 353 К и пластовых давлениях до 30 МПа. В карбонатных породах, где содержание ионов поливалентных металлов не превышает 8 мг-экв/л, и при рН = 5,6, применение гипана оказалось малоэффективным, поэтому область применения метода была ограничена тер-ригенными породами.

Извлечение такого количества нефти, которое приведено в табл. 5.16, показывает, что ограничение водопритоков в добывающие скважины закачиванием небольшого количества химреагентов является эффективным средством отбора нефти в наиболее слабо вырабатываемой части продуктивного пласта при разработке залежей заводнением. Обычно эта нефть не рассматривается как дополнительно добытая, хотя она извлечена в условиях предельного обводнения добываемой продукции, что в свое время привело к недооценке роли водоизоляционных работ при эксплуатации нефтяных месторождений. В целях оценки влияния их на нефтеотдачу пластов на некоторых участках Ново-Елоховского месторождения в группе скважин гипаном были обработаны водонефтяные пласты горизонта Д₁. На рис. 5.14 показан один из таких участков, начальные извлекаемые запасы нефти которого составили 942 тыс. т. При текущем коэффициенте нефтеотдачи участка 0,11 в скв. 595 (11.74) и 596 (04.75) при обводненности добываемой продукции на 99 % проведена обработка пласта полимерным раствором в объеме 6 м³ через эксплуатационный фильтр скважины по технологической схеме II. В результате в скв. 595 содержание воды снизилось с 99 до 75 %, а в скв. 596 - с 98 до 20 %, что позволило продлить период рентабельной эксплуатации на 5 лет. Отбор нефти определялся из предположения о влиянии проводимых операций по ограничению водоприто-ков только на соседний ряд скважин. Излом на характеристике вытеснения, построенной по суммарным эксплуатационным показателям скважин участка (см. рис. 5.14), свидетельствует об извлечении дополнительной нефти. После обработки гипаном за счет заводнения нефтенасыщенного пласта за три года было извлечено дополнительно

Условия применения гипана для ограничения притока минерализованных вод в скважины

Рис. 5.14. Схема размещения скважин опытного участка на Елховской площади и динамика характеристик вытеснения нефти до и после обработки водоизолирующими составами (скв. 594, 595, 596, 961)

28,3 тыс. т нефти. Прирост коэффициента нефтеотдачи по участку, рассчитанный по балансовому методу, составляет 1,5 %, охвата - 1,8 %. Аналогичные результаты были получены и на другом участке (скв. 419, 420, 421, 155, 475а) Елховской площади, где обработка гипаном была произведена (скв. 419, 420) при текущей нефтеотдаче, равной 0,26. Изменение гидродинамической обстановки в продуктивном пласте закачиванием гипана позволило извлечь из данного участка дополнительно 47,8 тыс. т нефти. Абсолютный прирост коэффициента нефтеотдачи составил 1,1 %, а охвата - 1,37 %.

Характеристики вытеснения на этих участках показывают, что повышение фильтрационного сопротивления обводненных зон водонефтяного пласта гипаном приводит к увеличению нефтеотдачи в результате улучшения охвата заводнением. Следует отметить, что приведенный метод оценки эффективности операций применим для определения успешности водоизоляционных работ в добывающих скважинах.

5.3. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА В СКВАЖИНЫ СЛАБОМИНЕРАЛИЗОВАННЫХ ВОД В ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СОПОЛИМЕРОМ МАК-ДЭА

Сополимер метакриловой кислоты с диэтиламмониевой солью (МАК-ДЭА) по своим физико-химическим свойствам близок к гипа-ну. Готовый к применению реагент представляет собой 18 - 20%-ный водный раствор сополимера, который содержит небольшое количество (около 10 %) непрореагировавшего диэтиламина. Вязкость раствора составляет 100 - 120 мПа-с, а межфазное натяжение на границе с керосином - 8 - 9 мН/м. Наряду с ограничением притока воды растворы МАК-ДЭА снижают фильтрационное сопротивление пласта для нефти. Селективность воздействия полимера на обводненный пласт обеспечивает рост подвижности нефти и снижение проницаемости для воды. Структурирование МАК-ДЭА происходит при меньшей минерализации пластовой воды по сравнению с гипа-ном, что позволяет применять сополимер в пластах, обводненных слабоминерализованными водами и в карбонатных коллекторах.

По таким технологическим параметрам, как вязкость, плотность, фильтруемость, высаживание полимера электролитами, сополимер МАК-ДЭА идентичен с гипаном [27, 95, 61]. В связи с этим промысловые испытания его как водоизолирующего материала проводились в обводненных скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты верхнего карбона и девона, по технологическим схемам I, II

Геолого-техническая характеристика объемов испытания МАК-ДЭА и технологические параметры закачки

№ скважины	Тип поступающей в скважину воды	Плотность пластовой воды, кг/м³	Пластовое давление, МПа	Объем МАК-ДЭА, м³	Давление закачки, МПа
1867	Подошвенная	1178	18,5	7	18,5
1807	Нижняя	1142	13,6	5	14,0
1801	Подошвенная	1121	19,0	5	22,5

и V. Минерализация воды в этих горизонтах составляет от 110 до 220 г/л.

Первые испытания были проведены в скважинах Ново-Елховского месторождения, обводненных подошвенной и нижней водами по горизонту Д₁ (табл. 5.17). Закачивание полимера производили по схеме I. После заполнения ствола скважины минерализованной водой горизонта Д1 и определения приемистости через насоснокомпрессорные трубы, открытый конец которых был установлен на уровне верхних перфорационных отверстий, последовательно в пласт закачивалось 0,5 м³ пресной воды, расчетный объем сополимера МАК-ДЭА и повторно 0,5 м³ пресной воды.

За эффективный период эксплуатации опытных скважин (от 4 до

8 мес.) из обводненного пласта дополнительно извлечено 2523 т нефти, объем попутной воды сокращен на 23,67 тыс. м³ (табл. 5.18). На 1 м³ закачанного 12%-ного раствора МАК-ДЭА дополнительно добытое количество нефти составляет 109 т, объем изолированной воды -1000 м³ [162]. Испытания данной технологии показали, что закачивание сополимера МАК-ДЭА как в карбонатных, так и терри-генных отложениях приводит к ограничению притока слабоминера-

Таблица 5.18

Результаты обработки обводненных пластов сополимером МАК-ДЭА в скважинах Ново-Елховского месторождения

№ скважины	Дебит скважины, т/ сут		Обводненность, %		Дополнительная добыча нефти, т	Объем изолированной воды, м³	Продолжи тельность эффекта, мес.
	до	после	до	после
	обработки
1867	0,3	2,9	99	87	126	1410	4
1807	0,6	9	99	73	1932	7080	8*
18 01	3,7	6,3	96	83	465	15810	⁸**

* В скважине сделано два ремонта с применением МАК-ДЭА.

* Эффект изоляции сохраняется и после восьми месяцев.

лизованных и минерализованных вод и повышению отбора нефти [95]. В условиях месторождений Татарстана применение МАК-ДЭА наиболее эффективным оказалось в продуктивных пластах верхнего карбона Св^в, Q, в которых эффективность работ с гипаном снижается из-за недостаточной минерализации вод. Технологический эффект, определенный по сравнению с гипаном как с базовым реагентом, составляет 1128 т дополнительно извлеченной нефти на одну обработанную скважину при сокращении объема попутной воды на 27,5 тыс. м . Внедрение разработанной технологии на 21-й скважине с обводненностью продукции 85 - 95 % позволило дополнительно извлечь 23,6 тыс. т нефти. Решением ведомственной комиссии Мин-нефтепрома от 26.08.84 селективный метод ограничения притока слабоминерализованных вод в скважины закачиванием сополимера МАК-ДЭА в терригенных и карбонатных продуктивных пластах принят к промышленному внедрению. Объем внедрения на 01.01.88 превышал 45 скважино-операций, по этим результатам полимер

МАК-ДЭА был рекомендован к промышленному выпуску.

Результаты широких промышленных испытаний селективных водоизолирующих материалов на месторождениях Урало-Поволжья, Западной Сибири и п-ова Мангышлак показали, что в определенных физико-геологических условиях технологический процесс ограничения притока вод в скважины можно производить без извлечения подземного оборудования. Этим достигается значительное сокращение затрат времени и средств на установку тяжелых подъемных сооружений на устье скважины и другие вспомогательные операции [48, 97, 132, 93].

5.4. МЕТОД УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА ПЛАСТА ЗАВОДНЕНИЕМ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ

Методы ограничения притока вод из обводненных пластов путем закачивания водоизолирующих материалов через добывающие скважины по своему действию на коллектор носят локальный характер. Это обусловлено главным образом технологическими затруднениями воздействия на весь пласт через добывающую скважину и распределением остаточной нефти в заводняемых пластах. Проблемный характер решения этой задачи сохраняется в настоящее время в нефтедобывающей промышленности из-за отсутствия эффективных технологий ограничения движения вод в нефтеводонасыщенных пластах, а именно, в высокопроницаемых обводненных зонах независимо от расположения их относительно скважин.

Нефтяные пласты месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири по участкам и площадям имеют неравномерное распределение проницаемости, трещиноватости, закарстованности и т.п. Такая же неравномерность наблюдается и по толщине пласта - имеются локальные внутриформационные размывы, заполненные крупнозернистым, крупнообломочным или гравийным материалом [201, 30,

108, 126]. Из-за неоднородности продуктивного пласта происходит неравномерное продвижение вод при заводнении и образование обширных промытых зон в коллекторе. В этих условиях возникают особые требования к водоизолирующему составу: принцип действия его должен основываться на увеличении фильтрационного сопротивления обводненных зон без заполнения их по всему объему. Кроме того, он должен отвечать, во-первых, изменчивой естественной проницаемости от скважины к скважине, от подошвы пласта до кровли; во-вторых, изменяющейся во времени проницаемости в связи с динамическим коэффициентом фильтрации; в-третьих, условиям тампонирования в грубообломочных, сильнотрещиноватых породах с различной степенью раскрытости трещин. При нагнетании в пласт тампонирующий материал первоначально проникает в трещины, образующие отдельные блоки в коллекторе, и другие высокопроницаемые зоны, оконтуривает их, заполняет, осаждается или твердеет. Внутриблоковые части и менее проницаемые зоны пласта остаются открытыми, по которым образуются вторичные пути для продвижения воды [143, 144]. Следовательно, методы ограничения притока вод в добывающие скважины, основанные на применении небольшого количества водоизолирующего материала с определенными физико-химическими свойствами, не могут обеспечить одинаковую успешность работ в разнообразных условиях нефтяных коллекторов, при различных режимах заводнения и позволяют только частично решить задачу охвата коллектора заводнением. В зависимости от стадии разработки и эффективности методов заводнения объем не-выработанных зон может достигать 0,25 - 0,5 порового объема [30, 168]. В этих условиях для повышения охвата необходимо увеличить фильтрационное сопротивление промытых зон. Вследствие большого объема обводненной части коллектора и удаленности от скважины указанная цель не может быть достигнута посредством закачки малых объемов водоизолирующих реагентов.

Анализируя зарубежный опыт применения физико-химических методов воздействия на пласты, И.А. Сидоров, Ю.А. Поддубный и др. [177] отмечают, что для повышения охвата пласта заводнением практикуется закачка материалов двух типов:

1) химически активных веществ;

2) суспензий твердых частиц горных пород и других материалов.

К первому типу относятся карбоксиметилцеллюлоза и полиакриламиды со сшивающими агентами (Ca²+, Fe³+, Cu²+ и др.), растворы полиакриламидов катионного и анионного свойств для взаимодействия в пластовых условиях, а также другие реагенты, которые, реагируя между собой, образуют гели, например, силикаты щелочных металлов, растворы полиизоциануратовой соли и др. Они рекомендуются для пористых сред.

В трещиноватых коллекторах рекомендуется применять суспензии тонкоизмельченных легких твердых частиц, однако они очень неустойчивы в динамическом потоке воды. Закачивают микрогели, геометрические размеры которых препятствуют движению их через пористую матрицу пласта, образуя пленку на стенке трещин. Опытные работы с применением карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со сшивающим агентом в пятиточечной системе разработки залежи с сеткой скважин 80x80 показали возможность повышения охвата таких участков на 10 - 11 %.

Однако широкому внедрению перечисленных методов препятствует дефицитность и дороговизна применяемых реагентов. Следует учесть, что образование обширных промытых зон на поздней стадии эксплуатации крупных залежей диктует необходимость обработки больших объемов пласта, а по этим технологиям требуется применять большое количество химреагентов. Поэтому желательно использовать высокоэффективные технологии на основе применения дешевых и недефицитных материалов, легко окупаемых экономически. Анализ проведенных в этом направлении работ на нефтяных месторождениях Татарстана показал, что они практически ограничивались выравниванием профиля приемистости скважин (табл. 5.19). Результаты работ оценивались без связи с добычей нефти и режимом разработки залежей. В то же время они позволили установить фильтруемость суспензий глины, извести, цемента и мела в продуктивные пласты терригенных отложений девона и верхнего карбона, что явилось основой для применения в этих условиях полимердис-персной системы.

Сведения об использованных для выравнивания профиля приемистости скважин различных материалов в АО "Татнефть”

Материал	Частота при- мене- ния	Объем смеси на одну сква-жино-опе-рацию, м³	Материал	Частота при- мене- ния	Объем смеси на одну сква-жино-опе-рацию, м³
Мел	14	152,0	Латекс ДВХБ-70	4	160,0
Глинистый раствор	10	48,5	Известь - мел	2	228,0
Мел - цемент	7	111,0	Акриламид	2	22,3
Магний - соляная ки-	4	98,8	Эластичные шарики	1	68,8
слота - гипан			Дивинильные остатки	1	137,4

Методикой промысловых испытаний и с применением ПДС предусматривалось :

1) проведение опытных работ на высокообводненных участках пласта (80 - 99 %) с целью установления дальнейшего повышения нефтеотдачи после традиционных методов заводнения;

2) испытание технологии ограничения движения вод в терриген-ных отложениях девона и верхнего карбона;

3) изучение возможности ограничения закачиваемых вод нагнетанием ПДС через эксплуатационный фильтр добывающей скважины;

4) испытание воздействия ПДС на отдельный обводненный участок пласта по технологической схеме применения физикохимических методов повышения нефтеотдачи, т.е. закачиванием через нагнетательную скважину;

5) проведение геофизических и гидродинамических исследований для оценки охвата пласта воздействием;

6) оценка эффективности воздействия ПДС на отдельный участок по характеристикам вытеснения.

На первом этапе промышленных испытаний полимердисперсной системой обрабатывали обводненные пласты через добывающие скв. 5799, 8003, 16375 (НГДУ "Альметьевскнефть") и 6627 (НГДУ "Джа-лильнефть") (табл. 5.20). Основная задача состояла в изучении возможности закачки ПДС в продуктивный пласт и влияния обработки на приток жидкости. Для приготовления полимерного раствора использовался полиакриламид РДА-1020. Глинистая суспензия приготовлялась из биклянской глины (Альметьевский завод глинопорош-ка). Оба компонента готовились на пресной воде р. Камы, используемой для заводнения пластов. В пласт последовательно закачивались раствор ПАА и глинистая суспензия. В каждый цикл закачивалось по 50 - 70 м³ технологической жидкости при производительно -

сти насосов 2,8 - 3,15 м³/мин. Давление нагнетания изменялось от 10 до 15 МПа в пластах девонского горизонта (скв. 8003, 6799) и в пределах 6 - 8 МПа - верхнего карбона (скв. 6627, 16375). При этих режимах в обводненные пласты было закачано 160 - 220 м³ ПДС.

Скважины осваивались через 48 - 72 ч после обработки. В трех из них произошло сокращение попутной воды на 10 - 22 % и прирост дебита нефти от 10 до 20 % (табл. 5.20). Одна обработка оказалась неэффективной (скв. 16375). За четыре месяца эффективной работы в скв. 8003 дополнительно из обводненного пласта было извлечено свыше 100 т нефти, объем попутной воды сокращен на 1700 м³, а в скв. 6627 добыто 388 т нефти при уменьшении объема попутной воды на 20,7 тыс. м³. Текущий водонефтяной фактор ф при этом снизился с 30 до 4 (см. рис. 5.14).

В скв. 13124 Холмовской площади ПДС закачивалась в полностью обводненную скважину в количестве 422 м³ при аномальном пластовом давлении 18,2 МПа, при объемном расходе 2 - 4 м³/мин (рис. 5.15, в). В результате интервалы приемистости претерпели большие изменения (см. рис. 5.15, б и г), что указывает на перераспределение потоков в призабойной зоне пласта.

Таким образом, промысловые испытания в добывающих скважинах подтвердили фильтруемость компонентов ПДС в терригенные продуктивные пласты с проницаемостью 0,38 - 0,68 мкм² и показали избирательность их действия на обводненную часть пласта. Кроме того, эти результаты являются доказательством принципиальной возможности воздействия водоизолирующим материалом на частично обводненный пласт в сравнительно далеко расположенных от скважин зонах коллектора.

Таблица 5.20

Результаты применения ПДС для ограничения притока закачиваемых вод в добывающие скважины на Ромашкинском месторождении

№ сква-	Индекс	Проница-	Коли-	Обводненность, %		Дебит нефти, т/сут
жины	горизон та	емость, мкм²	чество ПДС, м³	до обработки	после обработки	до обработки	после обработки
5799*	Д1	0,42	210	98,4	63,3	0,20	0,22
8073*	Д1	0,51	170	96,1	91,7	0,90	1,00
16375	ГЛ BB C1	0,68	160	99,0	99,0	0,03	0,03
6627	{-\ BB C1	0,61	220	96,8	80,1	1,90	4,20
13 124	Д1	0,38	422	100,0	67,0**	-	-
* Скважины, подлежащие ликвидации из-за высокого обводнения. ** Приток воды снизился на 33 %.

Рис. 5.15. Геофизические (а) и промысловые рабочие характеристики (б, в, г) скв. 13124 Холмовской площади Ромашкинского месторождения до (б), во время (в) и после закачивания ПДС (г):

Рн - давление нагнетания ПДС; Q - объем закачанного раствора; qo - объемный расход нагнетания ПДС; qп - приемистость пласта

На втором этапе опытно-промышленные работы с ПДС проводились по технологической схеме применения нефтевытесняющих агентов, т.е. полимердисперсной системой обрабатывались отдельные участки обводненного пласта с закачиванием ее через нагнетательные скважины. Основной характеристикой вытеснения, по которой определялись расчетная и дополнительная добыча нефти, была

зависимость логарифм накопленно-го водонефтяного фактора lgW -логарифм накопленной добычи воды lgQ_B. Для проверки надежности полученных результатов определялась зависимость накопленная добыча нефти Q_h - логарифм накопленной добычи воды lgQ_E. После определения суммарных объемов накопленной нефти и воды по скважинам участка и построения графика выбранной характеристики по фактическому значению Q* на дату анализа находят lgQ* и по линейной зависимости устанавливают прогнозное значение lgQ^ как ординату абсциссы lgQ . По формуле

Q н^пр = Q J/W^ (5.21)

находили прогнозную добычу нефти на дату анализа. Дополнительная добыча нефти вычисляется как разность между прогнозной и фактической

DQn = Q| - Q^. (5.22)

Абсолютный прирост коэффициента охвата заводнением вычисляли по выражению

^ДЛох_В ^— А^п/р_выт, ⁽⁵.²³⁾

где Дп - прирост коэффициента нефтеотдачи, равный отношению AQh/Q6sji (где Qeaji - балансовые запасы нефти участка); р_выт - коэффициент вытеснения, взятый из проекта разработки месторождения.

Кроме того, коэффициент охвата оценивался по изменению работающей толщины пласта расходомерами.

Опытные работы проводились на участках Ромашкинского месторождения с обводненностью продукции до 78 - 86 % при текущих коэффициентах нефтеотдачи в пределах 0,279 - 0,595 от балансовых запасов (табл. 5.21), что указывает на поздние стадии эксплуатации.

Технология закачки ПДС, состоящая в последовательном нагнетании в пласт компонентов ПДС, практически в обоих пластах одинакова, за исключением давления нагнетания ПДС, которое в девонском горизонте на 18 - 23 % выше, чем в бобриковском (рис. 5.16, г). Влияние закачки ПДС на участке нагнетательной скв. 11228 с добывающими скважинами 2312, 2328, 2329, 11229, 20796 проявилось через 4 - 5 мес. - возросли дебиты нефти при снижении содержания воды в добываемой продукции (см. рис. 5.16, д). На участках горизонта С₁^вв указанное время составило 1 - 3 мес., а в отдельных случаях -0,5 - 0,8 мес. (см. рис. 5.16, д). В результате ограничения движения воды по пласту на участке скв. 11228 за 16 мес. эффективной работы дополнительно извлечено 6738 т нефти, а на участках скв. 16353, 6628, 16671 - соответственно по 6968, 5575 и 7872 т нефти за 14 - 19

Характеристика объектов внедрения и технологические параметры закачивания ПДС на опытных участках Ромашкинского месторождения

Показатели	Участки нагнетательных скважин
	по пласту Д1	по пласту С_1вв
	11228	16553	6628	16671
Площадь участка, га	140,5	95,3	50,8	71,1
Плотность сетки скважин, га/скв.	28,1	23,8	16,9	17,8
Балансовые запасы участка, тыс. т	1959,1	1000,3	305,5	472,8
Проницаемость, мкм²	0,324	0,803	0,768	0,768
Пористость, доли ед.	0,188	0,212	0,324	0,224
Вязкость нефти, мПа-с	3,7	4,3	3,8	3,7
Обводненность продукции, добываемой с участ	78	82	86	86
ка, %
Текущий коэффициент нефтеотдачи, доли ед.	0,595	0,279	0,339	0,404
Среднесуточный дебит жидкости всех скважин	300	131	152	187
участка, т/сут
Плотность закачиваемой воды, кг/м³	1000	1050	1125	1125
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,72	0,65	0,62	0,62
Объем закачанной ПДС, м³	1200	1000	1890	1890
Приемистость при давлении, (м³/сут)/МПа:
до закачки	340/9,5	720/13,0	-	-
после закачки	288/10,5	770/14,2	-	-

мес. Эти данные получены по трем характеристикам вытеснения, которые дали расхождение в пределах 3 - 5 %, что указывает на достоверность результатов. Абсолютный прирост охвата пласта, определенный по балансовому методу с использованием фактического прироста добычи по формуле (5.9), составил 0,5 - 2,7 % (табл. 5.22).

На основании результатов промысловых испытаний 22.12.83 технология принята к внедрению в отрасли по решению ведомственной комиссии Миннефтепрома.

Второй этап промысловых исследований был направлен на решение задач о применении полимердисперсных систем в по-

Рис. 5.16. Диаграммы геофизических исследований (а), профили приемистости до закачки (б) и после закачки ПДС (в), графики изменения рабочих параметров нагнетания (г) и прирост добычи нефти (^) по скв. 11228 Ромашкинского месторождения

лимиктовых коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири и п-ова Мангышлак. Исследования на линейных моделях с образцами пород продуктивного пласта подтвердили идентичность механизма воздействия ПДС на неоднородный пласт, состоящий как из кварцевого песка, так и из полимиктовых песчаников А^, т.е. с увеличением неоднородности коэффициент отдачи при обработке ПДС возрастает. Первые ОПР с применением ПДС были начаты на Само-тлорском, Урьевском и Локосовском месторождениях. Опытнопромышленные работы проводились по методике, разработанной для терригенных отложений месторождений Урало-Поволжья. Результаты оценивались с применением термометрии по изменению профиля приемистости и притока нефти в добывающие скважины

Технико-экономические показатели обработки ПДС на опытных участках Ро-машкинского месторождения (в ценах 1991 г.)

	Участки нагнетательных скважин
Показатели	по пласту Д1	„вв по пласту С₁
	11228	16353	6628	16671
Дополнительная добыча нефти, т:	6738	6968	5575	7872
приведенная на 1м³ ПДС, т/м³	5,2	7,0	3,0	4,2
приведенная на 1т ПАА, т/т	9243	16590	7240	10223
Затраты на внедрение, тыс. руб.	13,002	7,133	7,605	3,978
Затраты на закачку 1м³ ПДС, тыс. руб.	10,0	7,1	4,0	2,0
Затраты на внедрение для дополнительной добычи 1 т нефти, руб/т	1,930	1,024	1,838	0,505
Экономический эффект, руб.	320,4	340,7	276,9	397,8
Экономический эффект на 1 руб. затрат на внедрение, ру^б-	24,65	47,77	36,42	100,00
Повышение коэффициента нефтеотдачи, %	0,3	0,7	1,8	1,7
Увеличение коэффициента охвата заводнением, %	0,5	1,1	2,9	2,7
Продолжительность эффекта, мес	16	18	19	14

участка. Как видно из данных табл. 5.20 и рис. 5.17, изменения притока жидкости и профиля притока в скважинах носят аналогичный характер с месторождениями Татарстана, т.е. закачивание ПДС приводит к увеличению работающей толщины пласта и росту добычи нефти, подтверждая правомерность приведенных выше объяснений механизма действия ее и в полимиктовых коллекторах.

В целях уточнения характера действия ПДС на продуктивный пласт и глубины проникновения компонентов водоизолирующей системы по радиусу проведен анализ результатов комплекса геофизических и гидродинамических исследований, выполненных на опытных участках. Этот комплекс включает термометрию, измерение профиля приемистости до и после обработки скважин ПДС, пластовые и забойные давления, по которым строятся индикаторные диаграммы и кривые восстановления давления, а также определяются изменения притока жидкости в добывающие скважины и обводненности добываемой продукции.

Данные исследований РГД и термометрии (см. рис. 5.17), изменения профиля приемистости как на месторождениях Татарстана, так и Западной Сибири носят различный характер при сравнительно одинаковых результатах. Их можно объединить в три группы:

Рис. 5.17. Стандартный каротаж (а) и результаты геофизических исследований нагнетательных скважин до (б) и после обработки ПДС (в, г)

1) скважины, в которых локальные значения работающей толщины продуктивного пласта возрастают за счет подключения в работу ранее разрабатываемых пропластков. В скв. 573 и 15829 Урьевского и Ромашкинского месторождений (см. рис. 5.17) после закачивания ПДС произошло двукратное увеличение работающей толщины пласта. Такие изменения наблюдались и в скв. 15844, 26150, 5891, 16671 и др.;

Рис. 5.17. Продолжение

2) при неизменной работающей толщине пласта происходит перераспределение фильтрационных потоков вследствие уменьшения приемистости высокопроницаемых и увеличения ее в малопроницаемых пропластках (скв. 1740, 11228, 16982, 6428 и др.);

3) полное прекращение приемистости высокопроницаемых про-пластков после обработки ПДС при подключении в работу новых пропластков (скв. 15829, 15752, 1бб71, 14840 и др.).

Результаты обработки ПДС обводненных участков Ромашкинского и Урьевского месторождений

№ скв.	Нефтеносная площадь	Индекс горизонта	Обводнен-ность продукции, %	Дополнительная добыча нефти, т
15844	Чишминская	ГУ вв ^С1	68	7917
16671	То же	С₁^вв	79	10849
15829	"	ГУ вв С1	98	524
26150	"	С₁^вв	96	477
16232	"	ГУ вв С1	79	2964
6628	"	С₁^вв	86	8776
5891	Миннибаевская	ГУ вв С1	77	667
17401	Сев.-Альметьевская	С₁^вв	84	6635
11228	Альметьевская	Д1	78	6738
14840	То же	Д1	98	96
21500	"	Д1	92	11193
15752	Березовская	С₁^вв	96	8099
573	Урьевское мест-е	БВ6	84	15541
538	То же	БВ6	54	7261
15829	Чишминская	вв С1	90	8666

Несмотря на различный характер изменения профиля приемистости скважин на этих участках дополнительно извлечено до 7 - 11 тыс. т нефти (табл. 5.23), что указывает на подключение в работу ранее не работавших нефтенасыщенных прослоев.

Изучение индикаторных диаграмм нагнетательных скважин до и после обработки ПДС показывает, что изменение коэффициента приемистости скважин главным образом носит линейный характер. При этом происходит (рис. 5.18):

1) увеличение коэффициента приемистости (скв. 15752), которое в основном связано с подключением в работу новых пропластков (скв. 13566, 15752, 16672 и др.);

2) снижение коэффициента приемистости, как в скв. 11228, в которой произошло перераспределение потоков при неизменной толщине работающей части пласта (скв. 27036, 27061, 10024, 17401);

3) коэффициент приемистости остается неизменным (скв. 3068) при колебании количества дополнительной нефти в широких пределах (скв. 21500, 3068, 15712, 14840, 16353, 27061);

4) коэффициент приемистости после закачки ПДС резко увеличивается, как в скв. 13443, индикаторные диаграммы имеют выпуклость к оси давления после достижения некоторого значения забойного давления, что характерно для трещиноватых коллекторов.

На участках первых трех групп скважин в результате обработки ПДС дополнительно извлечено от 96 до 11000 т нефти (см. табл.

5.23), что указывает на перераспределение потоков во всех трех случаях. Исключение составляет участок скв. 13443 с вогнутой индикаторной диаграммой, где добыча нефти не изменяется, что дает основание предположить интенсивное увеличение поглощения ПДС по заколонному пространству.

Скв.15752 О 250 500 Q, м³/сут О

Скв.11228 250 500Q,M³/cyT

"Г........ .1-	15	..... , ₍
¹V		Л.
ч, - \	20	. s\
•ч	20	я
		\ ‘'о
	25 30	\ >• \
	25 30	- ъ \ 2

1’iao • МПа

Рзаб> МПа

Скв.3068

Скв. 13443

250 500 <Э,мЗ/сут 0 250 500Q,M3/cyT

17,5

22,5

27,5

32,5

1 1	12,5	1 1
\ \ \ \Ч	17,5	- \ 'ж \ \ V
\ ^Чч \ \ 1 2	22,5	- S \1 ь ⁴
	27,5	" — -о- 2

Рзаб’ МПа

Рис. 5.18. Индикаторные диаграммы скважин до (1) и после (2) обработки ПДС

Р_заб» МПа

Рис. 5.19. Изменения коэффициента продуктивности, обводненности добываемой жидкости (а) и пластового давления (б) до и после закачки ПДС:

15754 - номер скважины;----обводненность; - продуктивность; - • - • - пластовое

давление

Результаты гидродинамических исследований, проведенные в добывающих скважинах экспериментальных участков, позволяют установить: после обработки нефтеводонасыщенного коллектора происходит увеличение пластового давления, что приводит к росту коэффициента продуктивности скважин. Тенденция уменьшения этого коэффициента и пластового давления до обработки после закачивания ПДС сменяется на возрастание этих параметров во времени при снижении обводненности добываемой продукции (рис. 5.19).

Как показали исследования методом кривых восстановления давления (КВД), такой характер изменения притока жидкостей основывается на изменении фильтрационных характеристик пласта. Так, на участке скв. 4094 (Самотлорское месторождение) коэффициент гидропроводности в добывающих скважинах изменяется в скв. 4095 от 8,00 до 1,86 мкм²-м/мПа-с, в скв. 7181 - от 20 до 2,7 и в скв. 12160 - от 0,64 до 0,46. Повторное исследование методом КВД через три месяца после обработки ПДС показало увеличение гидропроводности пласта в скв. 12160 до 1,3 мкм²-м/мПа-с и рост притока нефти. Анализ кривых восстановления давления показал, что встречаются случаи неоднократного увеличения коэффициента гидропроводности после обработки ПДС. На участках скв. 17401 и 16671 (Ромашкин-ское месторождение) гидропроводность после обработки ПДС при постоянной величине работающей толщины пласта увеличилась соответственно от 0,095 до 0,4 и от 0,0015 до 0,196 мкм²-м/мПа-с. На участках указанных скважин в результате обработки дополнительно извлечено от 6,6 до 10,6 тыс. т нефти.

Закачивание ПДС в пористую среду приводит к изменению проводимости продуктивного пласта. Для оценки глубины фильтрации ПДС по радиусу были использованы такие параметры, как гидропроводность и пьезопроводность. Наиболее полную информацию о фильтрационных свойствах пласта дает кривая восстановления давления, которая позволяет определить не только средние значения фильтрационных характеристик в некоторых областях пласта, но и их изменения в удаленных зонах, и оценить само расстояние до места определения характеристики пласта. Когда нефтяной пласт имеет зональную неоднородность, появляется возможность разделения комплексного гидродинамического параметра - гидропроводности на отдельные составляющие, не проводя дополнительных исследований. Известно, что [102, 123] неоднородность пласта фиксируется в виде изломов на преобразованных КВД. Расстояние до излома КВД можно оценить по формуле

R = г__й + л/лкх , (5.24)

где г_пр - приведенный радиус скважин; к - пьезопроводность ближней к нагнетательной скважине зоны; т - время, за которое волна возмущения, вызванная остановкой или пуском скважин, дошла до границы неоднородности.

Вне зоны релаксационных процессов высокого порядка, где появляется возможность определения границы неоднородности пласта или глубины проникновения технологической жидкости, изменение гидродинамической характеристики после закачки ПДС можно найти по соотношению

где индексы 1 и 2 соответствуют значениям параметров до и после обработки ПДС.

Из формулы 5.25 следует, что по изменению времени прихода волны возмущения до границы неоднородности в пласте можно оценить изменение коэффициента пьезопроводности в данной зоне.

Процесс уменьшения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта за счет воздействия ПДС происходит за относительно короткий интервал времени, и мала вероятность изменения коэффициента сжимаемости пористой среды и вязкости насыщающей жидкости в исследуемой зоне. Это позволяет сделать допущение, что изменение коэффициента пьезопроводности в рассматриваемом интервале обусловлено только изменением проницаемости пласта. Последнее, в свою очередь, дает возможность расчленить на составляющие коэффициент гидропроводности, определяемый по КВД.

На рис. 5.20 представлены КВД нагнетательной скв. 15829 (НГДУ "Джалильнефть") до и после закачки ПДС. В данной скважине обработка ПДС произведена дважды через достаточно большой интервал времени. До обработки ПДС на расстоянии lgxj = 3,5 по оси времени наблюдается излом КВД. После первой обработки ПДС происходит смещение точки излома КВД в сторону больших времен

7.0

6.0

5.0

4.0

3.0

1.0 о

- lgx₂ = 3,61. Отношение времени волны возмущения до границы

АР, МПа

Скв. 15829

АР, МПа

Скв.15150

з
¦ ¦'i^4~^?	11,0	- 1
- У1 Xjr	10,0	- jT
- уГ /[	9,0	¦ j*' S ²
/! ! иУ	8,0	¦
- -> ¦'	7,0
- Ул* 1	6,0	- A
- ^ !	5,0	¦
¦ ¦ 11 j 1 iii i i	4,0_	i и i i и i i

2,8 3,2 3,6 4,0 4,4 lg t 3,0 3,4 3,8 4,2 lg f

Рис. 5.20. Кривые восстановления забойного давления в нагнетательных скважинах Ромашкинского месторождения до и после обработки ПДС:

1 и 3 - до обработки ПДС; 2 и 4 - после обработки ПДС

неоднородности до и после закачки ПДС равно т₂ /т = 1,26, что соответствует, как следует из формулы 5.25, уменьшению коэффициента проницаемости данного участка в 1,26 раза. Уменьшается и коэффициент гидропроводности в 1,9 раза - от 0,21 до 0,11 мкм²-м/мПа-с.

В призабойной зоне с радиусом до 50 - 60 м многозвенный характер КВД обусловлен релаксационными процессами высоких порядков, что осложняет изучение этой области. Однако резкое изменение гидропроводности в призабойной зоне пласта после закачивания до 2 - 3 тыс. м³ ПДС (см. рис. 5.20, кривые 2 и 4). Анализ характера изменения кривых КВД скв. 15150, 15184 и появление излома на других участках по оси lgT показали возможность оценки параметров фильтрации ПДС. Расчеты, проведенные с использованием формулы (5.24), показывают, что эти изменения в вышеуказанных скважинах наблюдаются на расстоянии 70 - 85 м от точки обработки (lgT = 3,1^3,4), т.е. вне релаксационных процессов высоких порядков.

При анализе КВД опытных участков после обработки ПДС встречаются случаи неоднократного увеличения коэффициен- та гидропроводности. Например, по данным КВД участка скв. 17401 Ро-машкинского месторождения значения kh/ц в ближней зоне после обработки ПДС возрастают с 0,005 до 0,41 мкм²-м/мПа-с, а по РГД происходит только перераспределение фильтрационных потоков при постоянной величине работающей толщины. На участке скв. 16671 коэффициент гидропроводности изменяется с 0,0015 до 0,195 мкм²-м/мПа-с после закачки ПДС. Эта скважина находится в водонефтяной зоне. Как показывают результаты термометрии и исследований расходомерами в скважине, водонефтяная зона с толщиной 1 м, поглощающая всю закачиваемую воду, после обработки ПДС перестает принимать, что приводит к подключению в работу всей нефтенасыщенной части пласта толщиной 7 м. На этих участках через добывающие скважины было дополнительно извлечено 6,6 и 10,8 тыс. т нефти. По-видимому, многократное возрастание величины гидропроводности в призабойной зоне в несколько раз (см. рис. 5.20, кривые 3 и 4) указывает на проникновение ПДС на значительное расстояние от забоя скважин. При наличии узких промытых зон или литологических каналов существует вероятность проникновения ее на большие расстояния.

Анализ характера изменения кривых КВД скв. 15150 и 15844 показал появление излома после закачки ПДС на расстоянии 70 - 85 м от нагнетательной скважины (lgT = 3,1^3,4), т.е. вне релаксационных процессов высоких порядков. Образование их можно объяснить неравномерным проникновением ПДС в пористую среду из-за ее неод-

нородности, так как в обратном случае 2-ь3 тыс. м³ ПДС не рас

пространилось бы по радиусу более чем на 30^35 м от нагнетательной скважины.

Анализ результатов геофизических и гидродинамических исследований показал, что под воздействием ПДС в продуктивном пласте происходят различного рода положительные эффекты. Увеличение фильтрационного сопротивления промытых водой зон нефтеводонасыщенного коллектора после закачивания полимердисперсной системы на основе ПАА и глинистой суспензии приводит к росту пластового давления, коэффициента продуктивности добывающих скважин и в итоге - к извлечению дополнительной нефти, подтверждая тем самым выводы теоретических исследований на модели неоднородного пласта, приведенные в формулах (1.2) - (1.4). При этом полученные результаты практически не зависят от характера изменения профиля приемистости скважин и индикаторных диаграмм, хотя они в целом характеризуют состояние призабойной зоны пласта.

Разработанная технология на первых этапах по состоянию на 01.01.80 была внедрена на 87 участках нефтяных месторождений Татарстана, на 13 - Башкортостана и на 18 - Западной Сибири. Значительная часть этих работ проводилась в НГДУ "Джалильнефть" и "Альметьевнефть" после заводнения методом циклического воздействия.

Уже на первом этапе внедрения из 30 высокообводнен- ных участков месторождений Татарстана было дополнительно извлечено

99,2 тыс. т нефти при экономическом эффекте 5,043 млн руб. в ценах 1980 г. (табл. 5.24), что подтверждает наличие больших резервов совершенствования методов заводнения. На это указывает и то, что технология воздействия с ПДС не увязана с системой разработки и в основном применялась при очаговом заводнении. Как известно [81], в сильно-неоднородных пластах нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В этом отношении усилить эффективность воздействия можно применением ПДС, позволяющей локально изменить направления потоков. На поздней стадии разработки месторождений ПДС может способствовать извлечению нефти из целиков, исключая в определенных случаях бурение дополнительных скважин.

Технико-экономическая эффективность применения ПДС на 30 участках нефтяных месторождений Татарстана на 01.01.88

		НГДУ
Показатели	Альметьев-нефть		Джалиль- нефть	Всего
		Горизонт
	Д1	С1^в	С1^в
Количество обработанных скважин	8	7	15	30
Дополнительная добыча нефти, т:
всего	28353	27979	42854	99216
на 1 обработанный участок	3544	3997	2857	3307
на 1 м³ ПДС	1,56	2,65	1,59	1,79
на 1 т ПАА	3982	6891	3174	4033
Расход материала на обработанный участок:
ПДС, м³	2265	1506	1793	1852
ПАА, т	0,89	0,58	0,90	0,82
глинопорошка, т	48,4	38,2	58,4	51,1
Затраты на внедрение, руб.:
всего	113697	60310	103430	277437
на 1 обработанный участок	14212	8616	6895	12581
на закачку 1 м³ ПДС	6,27	5,72	3,84	4,99
на 1 т дополнительно добытой нефти	4,01	2,16	2,42	2,80
Экономический эффект, тыс. руб.:
всего	2441,4		2601,6	5043,0
на 1 обработанный участок	162,8		173,4	168,1
на 1 руб. затрат на внедрение, руб.	14,0		25,2	18,2
П р и м е ч а н и е. Цены 1991 г.

Результаты широких испытаний и внедрения технологий повышения нефтеотдачи высокообводненных пластов с применением полимердисперсных систем на месторождениях Татарстана, Западной Сибири и других регионов подтвердили эффективность нового направления ПНП (табл. 5.25).

Развитием данного направления явилась разработка технологий ПНП с применением модифицированных ПДС (табл. 5.26).

Научно-исследовательские работы по модификации ПДС проводились в следующих направлениях: повышение эффективности ПДС как базового метода на основе усовершенствования ее характеристик; регулирование реологических свойств, совмещение эффекта увеличения охвата с улучшением нефтевытесняющих свойств ПДС. Создание технологий комплексного действия, основанных на закачивании за водоизолирующими

Результаты внедрения технологий повышения нефтеотдачи пластов с применением полимердисперсных систем (ПДС) на нефтяных месторождениях РФ в период 1981—1997 гг.

№ п/п	Название технологии	Регион внедрения, ПО, АО	Месторождение	Начало внедрения, год	Кол-во участ ков	Пласт	Вид скважины для обработки	Длительность эффекта, мес.	Дополнительная добыча нефти, тыс. т.
№ п/п	Название технологии	Регион внедрения, ПО, АО	Месторождение	Начало внедрения, год	Кол-во участ ков	Пласт	Вид скважины для обработки	Длительность эффекта, мес.	на 1 обработку	Всего
			Западная Сибирь
1	Технология ПНП с	"Лукойл-Ланге-	Локосовское, Урь-	1986	218	Полимик-	Нагне-	4-32	4,180	911,200
	применением поли	паснефтегаз"	евское, По-точное,			товые	татель-
	мердисперсных сис		Лас-Еганское,				ная
	тем (ПДС)		Покачевское, Ю.-
			Покачевское
		" Нижневартовск-	Самотлорское	1986	123	”	То же	5* и бо-лее	5,400	664,1
		нефтегаз"
		"Сургутнефтегаз"	Федоровское	1988	91	”	"	В сред. 9,5	2,731	248,683
		"Красноленинск-	Талинское	1990	13	”	_"	3-9*	2,477	32,200
		нефтегаз"
		"Когалымнефтегаз"	Повховское	1990	8	”	"	2-12*	0,785	6,280
		Всего:			453				4,111	1862,463
2	Технология ПНП с	"Варьеганнефть"	Варьеганское	1989	3	”	Добыва-	7*	1,960	5,880
	применением ПДС						ющая
	со стабилизирующи	"Сургутнефтегаз"	Федоровское	1989	2	”	То же	Более 4*	0,911	1,822
	ми добавками (СПДС)		Русскинское	1994	2	ЮС1	Нагнета-	4-8*	1,650	3,300
							тельная
		"Лукойл-Ланге-	Нивагальское,	1995	5	^В8, ^А5, ^А1-2	То же	4*	0,270	1,352
		паснефтегаз"	С.-Урьевское
		"Ноябрьскнефте-	Новогоднее	1995	3		"		0,687	2,060
		Всего:			15				0,957	14,360
3	Технология ПНП с	"Нижневартовск-	Самотлорское	1989	11	А1, А2-3	Нагнета-	6-26*	11,92	131,200

	применением ПДС с	нефтегаз"					тельная
	ПАВ
4	Технология ПНП с применением ПДС с Na2CO3	"Ноябрьскнефте газ" Всего:	Холмогорское	1989	6 17	БС8, БС11	То же	2-14*	1,680 4,160	10,080 150,442
И т о г о п о З а п а д н о й С и б и р и:					485					2017,983
			Татарстан
1	Технология ПНП с применением ПДС	"Татнефть" "Тат-нефтеотдача"	Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское	1981	504	Девон, бобрик	Нагне татель- ная	6-48*	2,321	1169,713
2	Технология ПНП с применением модифицированной ПДС	"Татнефть" "Татнефтеотдача"	Архангельск, Ер-субайкинское, И-М-Сульчинское, Бавлинское	1992	17	Карбонат	То же	12-48*	1,194	20,295
3	Технология ПНП с применением ГОК с ПДС	"Татнефтеотдача"	Ромашкинское	1992	45	Девон, бобрик		4-48*	3,859	173,644
4	Технология ПНП с применением ПДС с CaCl2	"Татнефтеотдача"	Ромашкинское	1993	20			4-36*	1,799	35,979
5	Технология ПНП с применением СПДС	"Татнефть"	Ромашкинское	1995	5		Добыва ющая	3-11*	0,173	0,863
6	Технология ПНП с применением ПДС с щелочами	"Татнефтеотдача"	Ерсубайкинское, Ямашинское, Ро-машкинское	1996	5	Карбонат, девон	Нагне татель- ная	7-14^*	0,091	0,455
7	Технология ПНП с применением систем-но-циклич. ПДС	"Татнефть"	Ромашкинское	1997	2	Девон	То же	12^*	2,356	7,992
В с е г о п о Т а т а р с т а н у:					598					1408,901

Продолжение табл. 5.25

							Вид		Дополнительная
				Начало	Кол-во		сква	Длитель	добыча нефти, тыс.
№	Название технологии	Регион внедре-	Месторождение	внедре-	участ-	Пласт	жины	ность эф-		т.
п/п		ния, ПО, АО		ния, год	ков		для об-	фекта, мес.	на 1 об-	Всего
							работки		работку
			Другие регионы
1	Технология ПНП с	“Башнефть”	Четырманское,	1986	21	_iv Q _,С¹ _Di	Нагне-		1,457	30,6
	применением ПДС		Аргеевское, Сата-				татель-
			евское, Серафи-				ная
			мовское, Игров-
			ское, Арланское,
			Туймазинское,
			Южно-Максимов-
			ское, Шкаповское,
			Воядинское
		“Пермнефть”	Павловское	1994	3	Тульск	То же	3*		1,0
			Уньвиньское	1994	1	Карбонат	"	5*	0,71	0,71
			Всего:		25					32,31
2	Технология ПНП с	“Пермнефть”	Уньвиньское	1994	1	Карбонат	"	5*	0,800	0,800
	применением моди	“Удмуртнефть”	Мишкинское	1994	1	”	"	8*	0,800	0,800
	фицированной ПДС	“Коминефть”	Возейское	1993	9	_”	_"	В сред.	1,272	11,447
								10,3
			Всего:		11					12,247
В с е г о:					36					44,557
И Т О Г О П О В С Е М		Р Е Г И О Н А М	Р Ф:		1119	\| 3,102				3471,481

^к Эффект продолжается.

Комплекс технологий для повышения нефтеотдачи пластов на основе ПДС

Наименование технологии - способ разработки

Геолого-технические условия применения

Неоднородных пластов с применением ПДС

Неоднородных пластов с применением ПДС со стабилизирующими добавками

Обводненных месторождений с применением ГОК и ПДС

Обводненных пластов с применением ПДС с регулируемыми свойствами Неоднородных пластов с применением ПДС с хлористым кальцием Неоднородного нефтяного пласта с применением ПДС с карбонатом натрия Неоднородных пластов с применением ПДС с СТА

В терригенных и карбонатных отложениях

1. В терригенных и карбонатных отложениях

2. Для ограничения притока высоконапорных закачиваемых вод добывающих скважин

В терригенных отложениях, в пластах с алевролитами

В терригенных и карбонатных отложениях

В терригенных отложениях, в пластах с опресненными водами В терригенных и карбонатных отложениях

В терригенных отложениях

материалами типа ПДС нефтевытесняющих агентов: ПАВ, композиций ПАВ, кислот и щелочей - ПДС-ПАВ, ПДС-СТА (стабилизированный тощий абсорбент), СНПХ-95М, алюмохлорид-ПДС. Эти технологии основываются на перераспределении нефтеотмывающих реагентов в менее проницаемые пропластки и доотмыв нефти в основном канале.

Разработанные технологические схемы воздействия модифицированных ПДС на продуктивные пласты прошли испытания на опытных участках нефтяных месторождений Татарстана и Западной Сибири, находящихся на поздней стадии эксплуатации при обводненности добываемой продукции 95 - 98 %.

Полимердисперсные системы и их модификации являются эффективным средством повышения нефтеотдачи карбонатных пластов

- дополнительная добыча нефти на 27 обработанных участках месторождений АО "Татнефть", "Коминефть", "Удмуртнефть" за период 1991 - 1995 гг. составила 32397 т, в среднем на 1 обработку - 1200 т.

Модификация полимердисперсных систем применительно к извлечению нефти в более сложных геолого-физических условиях на поздних стадиях разработки месторождений позволяет повысить эффективность по сравнению с базовой технологией (ПДС) по дополнительной добыче нефти на 17 %.

Результаты промышленного внедрения комплексной технологии ПНП на месторождениях Татарстана приведены в табл. 5.25.

5.5. ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ ПРЕВРАЩЕНИЕМ КОМПОНЕНТОВ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА СЕРНОЙ КИСЛОТОЙ В ВОДОИЗОЛИРУЮЩУЮ МАССУ

5.5.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СЕРНОЙ КИСЛОТЫ С КОМПОНЕНТАМИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ДЛЯ СОЗДАНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩЕЙ МА ССЫ

Как известно, концентрированная серная кислота H₂SO₄ в пластовых условиях может вступать во взаимодействие с обоими компонентами системы горная порода - пластовая жидкость [150]. Наряду с образованием различных сульфокислот при реагировании H₂SO₄ с нефтью процесс сопровождается окислением и конденсацией наиболее высокомолекулярной части ее с переходом в кислый гудрон, формирование которого происходит сравнительно интенсивно (в течение 6

- 12 мин).

Количество образующегося кислого гудрона зависит от соотношения нефти и серной кислоты и повышается с увеличением содержания асфальто-смолистых веществ в нефти. Свежий гудрон, содержащий до 16 - 19 % силикагелевых смол и 5 - 7 % асфальтенов, представляет собой подвижную массу с вязкостью 60 мПа-с, которая увеличивается в результате окисления, конденсации и структурирования. В процессе закачки серной кислоты, по мере продвижения ее по пласту, происходит искусственное обогащение пласта сульфат-ионами. Введение в насыщенные жесткими хлоркальциевого типа водами пласты сульфат-ионов приводит к выпадению гипса и коль-матации заводненных каналов. Гипс образуется также при взаимодействии серной кислоты с карбонатными составляющими нефтенасыщенной породы.

Экспериментальные исследования взаимодействия серной кислоты с нефтью применительно к решению задач ограничения движения вод в пластах описаны в работах [192, 155 и др.]. Основные положения, использованные в разработке новых технологий, состоят в следующем.

Большая часть продуктов реакции серной кислоты с нефтью входит в состав кислого гудрона. На первом этапе исследования продуктов реакции серной кислоты с компонентами пласта изучалось изменение вязкости кислого гудрона во времени с использованием прибора "Реотест". Методика исследований состояла в смешивании серной кислоты с нефтью в стеклянном сосуде и получении образцов нефтесернокислотной смеси (НСКС), выдерживаемых в статических условиях при температуре 293 - 313 К. По истечении расчетного времени отстой сливался, и образцы загружались в измерительный цилиндр "Реотеста". Определялась вязкость образовавшейся массы и ее среднее значение по результатам пяти измерений различных образцов, приготовленных в одинаковых условиях. Максимальное отклонение измерений, установленное по методу Стьюдента, не превышало 3,8 %.

В экспериментах по определению вязкости кислого гудрона, находящегося в динамических условиях, приготовленные образцы сразу погружались в измерительный цилиндр, после чего включали прибор.

В качестве взаимодействующих компонентов системы использовалась нефть бобриковского горизонта С™ Ромашкинского месторождения (см. табл. 3.9), а также отработанная на нефтеперерабатывающих заводах алкилированная серная кислота (АСК). Наиболее интенсивно вязкость в статических условиях повышается в первый час после приготовления, затем кривая несколько выполаживается и через 7 ч достигает значения 11300 мПа-с (рис. 5.21). Зависимость вязкости от времени, полученную обработкой данных экспериментов, можно выразить формулой

ц = 12275,8 - 12173е^т - 0,26т, (5.26)

где т - время выдержки нефтесернокислотной смеси (НСКС) при заданной температуре.

При постоянной нагрузке (D_r = 1с^-1) вязкость кислого гудрона,

0 2 4 6 Время,ч

_я1125

С s

| 750 | *⁷⁵

Рис. 5.21. Зависимость динамической вязкости кислого гудрона от скорости сдвига (1) и времени покоя (2) Скорость сдвига, С"*

полученного смешением компонентов при том же соотношении, достигает 305 - 309 мПа-с и стабилизируется на этом уровне. Это можно объяснить разрушением структуры, формирующейся при взаимодействии серной кислоты с асфальтено-смолистыми веществами в динамических условиях. Изменение вязкости кислого гудрона в динамических условиях следующее.

Время выдержки кислого гудрона, ч......................................................0,1 1 3 5

Вязкость, мПа-с 190 228 305 309

Приведенная на рис. 5.21 кривая зависимости вязкости от величины скорости сдвига описывается уравнением

ц = 1721,87 ДТ^0,60. (5.27)

Перепад давления АР, при котором кислый гудрон начинает фильтроваться в пористой среде как вязкопластическая жидкость, определяется по формуле

а~т_Л

АР = a⁰ r - гг), (5.28)

где а_г - 0,017; т₀ - предельное напряжение сдвига; г_к и г_с - радиусы соответственно контура распространения кислого гудрона и скважины; к - проницаемость пласта.

Для обеспечения фильтрации кислого гудрона из пласта в скважину должно выполняться условие АР > АР₀ (где АР - перепад давления, приложенный к зоне распространения кислого гудрона). Вытеснение кислого гудрона из пласта с дебитом q при заданных параметрах пористой среды и флюидов достигается при разности давлений в пласте и на забое скважины [121]:

а_ат„ , Г~2 ! , дца УЧ? + qT / mnh

АВ =

^2nkh^2n + дт / m nh

где h - толщина пласта; q - расход жидкости; т - время фильтрации; ц и ц_ж - вязкость соответственно кислого гудрона и пластовой жидкости (воды); m - пористость.

По мере увеличения проницаемости пористой среды значения перепада давления, при котором начинается фильтрация жидкостей рассматриваемой системы, снижается. Увеличение фильтрационного сопротивления пористой среды с ростом проницаемости для предотвращения вытеснения кислого гудрона, как следует из анализа формулы (5.20), можно обеспечить увеличением радиуса распространения его в пласте с применением большого количества НСКС или использованием нефти с более высоким содержанием смол и асфаль-тенов. Как показала практика применения НСКС в терригенных и карбонатных продуктивных пластах нефтяных месторождений Татарстана, для этой цели можно использовать девонскую нефть, содержащую 8 - 10 % смол и 3 - 4 % асфальтенов. Однако при температурах 293 - 333 К наиболее эффективны нефти верхних горизонтов, содержание в которых смол и асфальтенов соответственно 15 и 5 %.

При химическом взаимодействии серной кислоты с компонентами минерализованной воды образуются малорастворимые в воде сульфаты и сульфонаты кальция, что позволяет рассматривать серную кислоту в пластовых условиях как осадкообразователь. При растворении одного объема карбоната кальция в серной кислоте получается около двух объемов малорастворимого гипса. В карбонатных коллекторах или терригенных, скелет которых содержит карбонатные составляющие, образующийся при реакции серной кислоты с нефтью, кислый гудрон наполняется кристаллами гипса и других соединений серной кислоты с горными породами и солями пластовой воды, увеличивая тем самым объем закупоривающей массы.

Таким образом, уплотнение, коагуляция асфальтенов и конденсация смол при взаимодействии серной кислоты с нефтью приводит к образованию кислого гудрона с вязкостью 30 - 60 мПа-с, который

через 1 - 1,5 ч при температуре 303 К превращается в нетекучую массу с вязкостью (7 - 10)-10 мПа-с. Наполнение его продуктами реакции кислоты с карбонатными составляющими пород в пластовых условиях увеличивает объем образующейся массы и создает дополнительный эффект изоляции. Этот механизм взаимодействия серной кислоты с минералами пород и пластовыми жидкостями с частичным превращением их в водоизолирующую массу был использован для разработки новой технологии ограничения движения вод независимо от их минерализации для температурных условий 273 - 333 К [13].

На этой же основе разработан и другой способ для пластов с температурой 373 - 423 К [14]. В пласт закачивают отходы процесса алкилирования парафиновых углеводородов олефиновыми фракциями в присутствии концентрированной серной кислоты в качестве катализатора следующего состава, % (масс.): смолисто-масляные вещества - 6 - 10; сульфокислота - 9 - 11; серная кислота - 80 - 85. Этот состав по своим свойствам близок к истинным растворам, поэтому легко прокачивается в низкопроницаемые пласты. Исследованиями установлено, что при высоких температурах (373 К и выше) через определенное время (5 ч и более) в результате реакции сульфирования, разложения сульфосоединений, окисления и уплотнения происходит образование твердого продукта, который представляет собой смесь из смол, асфальтенов, карбонов и других соединений.

5.5.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ НСКС

При разработке технологии ограничения водопритоков в добывающие скважины с применением концентрированной серной кислоты в смеси с нефтью учитывались следующие основные требования:

1) сохранение проницаемости нефтенасыщенной части пласта для нефти, т.е. обеспечение селективности изоляции путей водоприто-ков;

2) получение кислого гудрона в призабойной зоне пласта или на устье скважины;

3) соблюдение оптимального соотношения между серной кислотой и нефтью для получения необходимого количества кислого гудрона;

4) исключение возможности обратного вытеснения кислого гудрона из пласта;

5) освоение скважин после водоизоляционных работ без дополнительного или повторного вскрытия пласта.

В ТатНИПИнефть и АО "Татнефть" были проведены экспериментальные работы по применению НСКС в промысловых условиях [154, 192, 155, 92].

Для реализации описанных выше механизмов образования водоизолирующей массы в пластовых условиях разработаны технологические схемы получения и закачки нефтесернокислотной смеси в обводненный коллектор (рис. 5.22). Схема I применяется для получения кислого гудрона непосредственно в обводненной скважине путем одновременно-раздельной закачки серной кислоты по насосно-компрессорным трубам и нефти по кольцевому пространству. Схема II основывается на закачивании ранее приготовленной на устье НСКС с известными параметрами через НКТ в обводненный пласт нефти по кольцевому пространству для сохранения проницаемости верхней части пласта. В отдельных случаях предусматривается использование пакера. Схема III, как и схема I, связана с получением кислого гудрона на забое скважины, но с последующим закреплением интервалов перфорации цементом или отверждающимися смолами типа ТСД-9 с формалином.

Рис. 5.22. Технологические схемы применения НСКС для ограничения притока вод в скважины:

1 - серная кислота; 2 - нефть; 3 - тампонажный материал; 4 - нефтекислотная смесь; 5 -глинистые породы; 6 - водонефтяной контакт; 7 - вода

Постоянной подачей нефти по кольцевому пространству при закачивании кислоты решаются две задачи: 1) восполнение недостающей для образования кислого гудрона нефти, так как в промытых водой зонах количество остаточной нефти не превышает 10 - 28 % порового объема [40, 150]; 2) сохранение проницаемости пласта для нефти в результате постоянного поступления ее в верхние перфорированные отверстия, а кислоты в нижние под действием гравитационных сил - плотность серной кислоты в 2 - 2,5 раза превышает плотность нефти.

Объем кислого гудрона W, необходимый для закупоривания обводненных зон пласта, определяется по формуле где d - диаметр зоны распространения кислого гудрона по пласту; h

- толщина обводненной части пласта; m - эффективная пористость пласта.

При постоянных значениях h и m значение радиуса распространения кислого гудрона, как следует из формулы (5.30), является функцией параметров q, ц, т₀, к и АР, где АР - перепад давления, возникающий в призабойной зоне при добыче нефти из пласта. Объем закачиваемого кислого гудрона можно представить в виде функции

W = f(ц, т₀, к, АР, q, h, m). (5.31)

Известно, что зависимость первых пяти членов между собой описывается уравнением [121]

АР = ak^b, (5.32)

где а и b - коэффициенты, выражающие зависимость градиента давления от скорости фильтрации и вязкости жидкостей в пласте.

Для предотвращения фильтрации жидкости из пласта, заполненного кислым гудроном, необходимо, чтобы

grad P(d/2) > АР, (5.33)

где grad Р - градиент давления, при котором начинается вытеснение кислого гудрона из пористой среды.

Тогда при подстановке значения d > 2AP/gradP в формулу (5.30) получим минимально необходимый объем НСКС:

nhmAP „ ,_ч

W =-. (5.34)

2 2b a к

Остальные технологические параметры применения НСКС определяются опытным путем в промысловых условиях.

Испытания разработанных технологий проводились в обводненных скважинах Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского, Ямашевского, Ульяновского и других месторождений Татарстана, приуроченных к терригенным и карбонатным отложе-

Рис. 5.23. Результаты геофизических исследований, параметры закачки НСКС и рабочие характеристики скв. 1639 Ромашкинского месторождения:

а - диаграмма стандартного электрокаротажа; б - графики изменения давления Р, расхода кислоты и нефти при закачивании НСКС; в - изменение дебита нефти и воды до и после проведения работ по ограничению движения воды в пласте; 1 - определение приемистости пласта; 2 - подготовка скважины к закачке НСКС; 3 - замена нефти в НКТ на АСК; 4 - закачка НСКС в пласт

ниям девона и верхнего карбона. Ниже, на примере скв. 1639, приводится описание технологических операций, типичных для разрабатываемой технологии. Нефтекислотная смесь закачивалась для ограничения притока подошвенной воды. До обработки НСКС скважина работала с дебитом нефти 0,5 т/сут при обводненности 95 % (рис. 5.23). По технологической схеме I закачано через НКТ в м³ безводной нефти бобриковского горизонта. Для предотвращения смешения серной кислоты с водой до и после нее в НКТ закачано по 200 л дизтоплива. Весь цикл работ по закачке НСКС составил 1 ч 23 мин (см. рис. 5.23). После этого, приподняв трубы на 85 м выше перфорационных отверстий, скважину оставили под давлением на 24 ч для взаимодействия кислоты с пластом.

скважину 6

отработанной серной кислоты, по кольцевому

про странству - 15 м безводной нефти бобриковского горизонта. Для

Скважина освоена без повторного вскрытия пласта перфорацией при помощи насоса СНГН-2-43, спущенного на глубину 938 м. После нагнетания НСКС суточный дебит нефти увеличился с 0,5 до 6,5 т/сут, а содержание воды уменьшилось в 5,8 раза. Накопленная добыча нефти за 20 мес. эксплуатации скважины после закачки НСКС составила 1500 т, уменьшение объема попутной воды - 16,8 тыс. м³.

Опытно-промышленные работы с применением НСКС по разработанным технологическим схемам проведены в скважинах, эксплуатирующих проду ктивные горизонты девонского Д, До и верхнего карбона С^вв, Q, Q . Особенность применения НСКС по этим горизонтам заключается в том, что значительная часть работ проведена в скважинах, эксплуатирующих карбонатные коллекторы, где способы цементирования практически не дают результатов, т. е. успешность их не превышает 20 - 30 %. В группу опытных были включены

скважины с предельным обводнением продукции (скв. 256, 1379), подлежащие ликвидации (скв. 15890, 16023, 15108, 15899), в которых известные методы цементирования и закачивания смол не давали результатов. Отклонения в методике допускались лишь в зависимости от применяемых схем: по схеме II через НКТ закачивалась готовая смесь нефти с кислотой, а по схеме III производилось цементирование. Для получения НСКС использовалась дегазированная нефть бобриковского и турнейского горизонтов с содержанием асфаль-тенов до 8 и смол до 23 %, алкилированная серная кислота Уфимского НПЗ. Скважины осваивались без дополнительного вскрытия эксплуатационных колонн перфорацией.

Анализ результатов опытно-промышленных работ позволил установить возможность извлечения дополнительной нефти из высо-кообводненных пластов с применением новой технологии, основанной на превращении компонентов нефти и пород в водоизолирующую массу, подтверждая тем самым обоснованность выдвинутых в данной работе теоретических положений. Наиболее ярким подтверждением их является достижение высоких показателей в карбонатных коллекторах, проницаемость пород которых не превышает 0,1 мкм². Успешность процессов ограничения притока вод в них достигает 75 % (табл. 5.27), что намного превышает показатели способа цементирования. В результате на каждую скважино-операцию до-

Результаты применения НСКС для ограничения притока закачиваемой воды в добывающих скважинах АО "Татнефть”

	Количество ремонтов		Количество дополнительно добытой нефти, т		Уменьшение объема попут-ной 3 воды, м		Длительность эффекта, мес.
НГДУ	всего	из них успешных	всего	на один успешный ремонт	всего	на один успешный ремонт	всего	на одну скважи-ну
Альметьев-	16	9	18368	2041	167493	18610	147	16,8
нефть Елхов-	6	2	5697	2848	95187	47599	14	7,0
нефть Ленино-	8	4	3599	900	31883	7971	57	16,2
горскнефть Сулеев-	6	4	759	189	350089	87522	174	43,2
нефть Азнакаев-	28	19	83347	4386	133081	70000	344	28,0
нефть Иркеннефть	9	2	24691	12645	7 41530	20765	12	6,0

полнительно извлечено в среднем 736 т нефти, а объем попутно добываемой воды уменьшился на 36,2 тыс. м³.

Высокие результаты были получены с применением НСКС и в терригенных отложениях верхнего карбона (табл. 5.28). При обводненности продукции до 95 - 98 % в 58 скважинах было извлечено дополнительно 29 тыс. т нефти пр₃и уменьшении количества попутно извлекаемой воды на 1,02 млн м . Такие же результаты были получены и в более сложных условиях ограничения притока подошвенных вод.

Таблица 5.28

Технологические показатели применения НСКС в терригенных и карбонатных продуктивных пластах

Тип коллектора	Изолируемая вода	Количество скважино-ций		опера-	Прирост добычи нефти и объем изолированной воды на 1 сква-жино-операцию
		всего	из них успешных
		всего	количество	%	нефть, т	3 вода, м
Карбонатный	Подошвенная	8	6	75	452	11100
	Нижняя	11	5	45	406	29184
Терригенный	Подошвенная	43	26	60	542	18798
	Нижняя	15	9	60	386	14424
Итого		77	46	59,7

Технология ограничения притока вод с применением НСКС в добывающих скважинах в терригенных и карбонатных коллекторах решением ведомственной комиссии Миннефтепрома от 15.12.1977 г. принята к промышленному внедрению в нефтедобывающей промышленности [92].

Дальнейшее развитие работ с НСКС было направлено на решение задач по ограничению притока в скважины закачиваемых вод при разработке залежей с применением высоких давлений на линии нагнетания. Фильтруемость в пористую среду НСКС при постоянном поступлении нефти в верхние перфорационные отверстия эксплуатационного фильтра скважины позволяет решать эту задачу в значительной части скважин без отключения обводненного пласта из разработки, применив I и II из разработанных технологических схем. Главная особенность процесса в отличие от ограничения пластовых вод заключается в нагнетании НСКС в пласты с высоким давлением с предварительным дренированием пластов и применением других вспомогательных операций с использованием пакера.

За 1980 - 1982 гг. ограничение высоконапорных закачиваемых вод с применением нефтесернокислотной смеси по предложенной технологии было проведено в 73 скважинах Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений (табл. 5.29). Среднее пластовое давление составляло 19,2 МПа. Средняя величина успешности равняется 54,8 %, что на 22 - 25 % выше, чем при отключении пластов цементированием. Дополнительная добыча нефти из отремонтированных скважин достигает 136,39 тыс. т, объем изолированной воды - 2,017 млн м³.

Полученные результаты позволяют внедрять разработанную технологию с применением нефтесернокислотной смеси при обводне-

Таблица 5.29

Технологические показатели эффективности применения НСКС в зависимости от характера обводненности скважин и геологического строения пластов

Изолиру-	Количество ремонтов		Количество дополнительно добытой нефти, т		Объем изолирован- ~ 3 ной воды, м		Средняя продолжи тельность
емая вода	всего	из них успешных	всего	на один успешный ремонт	всего	на один успешный ремонт	эффекта, мес.
Подошвен ная	30	16	22207	1388	198366	12398	16,0
Нижняя	129	76	258564	3402	900554	11984	21,5
Закачива емая	73	40	136391	3425	1613840	40372	18,4

нии как пластовой, так и закачиваемой водами.

Эффект от воздействия НСКС на обводненный пласт по ряду скважин продолжается более 2 - 2,5 лет, добыча дополнительной нефти достигает более 2500 т, объем изолированной воды - более 4200 м³ на одну скважино-операцию.

5.5.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЛАСТИ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ НСКС

Одна из задач промысловых исследований состоит в определении оптимальных условий эффективного применения НСКС в зависимости от:

геологического строения продуктивного пласта; коллекторских свойств; обводненности добываемой продукции; технологических параметров нагнетания НСКС в пласт. Методически решение задачи основывается на статистическом анализе результатов обработки НСКС обводненных пластов в 232 скважинах. За основной критерий оптимальности технологических параметров и условий применения приняты технологические и экономические показатели (см. табл. 5.29).

Ограничение притока подошвенных вод из водонефтяных пластов с применением НСКС позволило извлечь из каждой успешно обработанной скважины 1388 т дополнительной нефти. В литологически неоднородных пластах этот показатель составляет 3402 т, т.е. в этой разнице проявляется зависимость эффективности применения разработанной технологии от неоднородности коллектора. В целом указанные работы экономически оправданы - расчетами установлено, что среднегодовой эффект от внедрения метода составляет 3,44 млн руб., а на одну обработку - 27,6 тыс. руб. в ценах 1991 г., что позволяет использовать технологию в обоих случаях.

С увеличением проницаемости коллектора в определенных пределах успешность применения НСКС возрастает, а затем начинает снижаться. Статистическая зависимость, полученная математической обработкой фактических данных для терригенных пород (табл. 5.30), описывается уравнением

Y = 204VkS exp(-1,19k), (5.35)

где к - проницаемость пород, мкм².

Расхождение между фактическими данными (см. табл. 5.30) и расчетными по формуле (5.35) не превышает 3,8 %. Экстраполируя значения успешности в пределах изменения проницаемости от 0 до

Успешность обработок скважин с применением НСКС при различной проницаемости пласта

Показатели		Коэффициент проницаемости, мкм²
	0,1	0,3	0,5	0,7	0,9	1
Успешность обработок фактическая, %	62	74	75	71	68	64
Успешность обработок, рассчитанная по формуле (5.35), %	57	78	79	74	66	62

1,5 мкм² по уравнению (5.35), при помощи критерия Y_max/2 (где Y -успешность работ) определяем, что Y_max = = 80 % при к = 0,42 мкм², а наиболее эффективная область применения НСКС располагается в пределах 0,2 - 0,7 мкм².

Проведенный сравнительный анализ по результатам применения гипана в тех же условиях показал, что наиболее эффективная область применения гипана соответствует проницаемости, равной 0,4 мкм² и более. Следовательно, при заполнении пор обводненного пласта кислым гудроном, образующимся при экзотермическом процессе взаимодействия концентрированной серной кислоты с нефтью, успешность работы в менее проницаемых пластах выше, чем при использовании ионогенных полимеров типа гипана. Объем массы в этих условиях достаточен для изменения проницаемости пористой среды. С увеличением проницаемости и водопроводящих каналов частичное заполнение кислым гудроном крупных пор и трещин не обеспечивает достаточного фильтрационного сопротивления для снижения подвижности воды. При структурировании гипана отвержденная масса располагается по всему объему. Хотя и в этом случае поры заполняются частично, подвижность воды снижается значительно больше, чем при НСКС, подтверждая тем самым вывод о зависимости эффекта воздействия не только от количества реагента, но и от механизма образования водоизолирующей массы.

Анализ успешности ограничения притока вод с применением НСКС в зависимости от обводненности добываемой продукции подтверждает ранее выработанный критерий определения области эффективного применения методов ограничения водопритоков по содержанию воды в извлекаемой жидкости, обводненность должна быть более 70 % [154, 192, 155].

Эффективность применения НСКС для ограничения притока вод зависит от следующих технологических параметров: давления нагнетания, объема закачиваемой смеси, соотношения нефти и кислоты и от приемистости скважины. Изменение давления нагнетания в насосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве между сосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной при одновременно-раздельной закачке кислоты с нефтью и постоянной производительности агрегатов характеризует процесс фильтрации жидкостей через эксплуатационный фильтр в пласт. Стабильные значения давления в кольцевом пространстве скважины после выхода на режим свидетельствуют о равномерной фильтрации тампонирующей смеси и нефти в каналы фильтра. Повышение его по сравнению с установившимся указывает на увеличение фильтрационного сопротивления в каналах поступления воды из-за закупоривания их кислым гудроном и содержащимися в нем минеральными наполнителями и уменьшение поглощающего интервала фильтра. Дальнейший рост давления приводит к задав-ливанию НСКС в нефтенасыщенную часть пласта и снижению его проницаемости относительно нефти. Величина приведенного давления | (в отн. ед.) определяется по уравнению

(5.36)

где Pi - текущее давление нагнетания; Р₀ - давление нагнетания нефти в кольцевом пространстве скважины в процессе исследования ее на приемистость по нефти.

Безразмерное время определяется из соотношения

0 = Т,/Тв,

(5.37)

где т, - время, соответствующее определенной стадии нагнетания жидкости; т_в - время выравнивания давления в НКТ и кольцевом пространстве скважин.

Кривые 1 и 2 (рис. 5.24) характеризуют изменение давления соответственно в заливочных трубах (НКТ) и кольцевом пространстве при исследовании приемистости скважин нагнетанием воды; кривая

3 - при закачивании нефти по кольцевому пространству при открытой линии к НКТ; кривая 4 - при заполнении кислотой насоснокомпрессорных труб. После указанных операций начинается нагнетание кислоты по НКТ и нефти по кольцевому пространству в пласт. Кривые 5 и 6 показывают типичное изменение давлений в кольцевом пространстве и НКТ при одновременной закачке нефти и кислоты. Однако давление нагнетания при одинаковых условиях проведения процесса может отклоняться от расчетного в сторону увеличения (кривые 7 и 8). Такой характер изменения давлений указывает на ограниченную фильтрацию нефти и кислоты в пласт, что является следствием нагнетания жидкостей в скважину при производительности агрегатов, превышающей ее приемистость, или резкого закупоривания путей водопритоков. В обоих случаях необходимо снизить производительность агрегатов, а при продолжении роста давления процесс прекратить, чтобы исключить закупоривание нефтенасыщенной части пласта кислым гудроном.

1 2 3 4 Время, отн. ед.

Рис. 5.24. Графики изменения давления на устье скважины в процессе нагнетания жидкости в скважину:

1 и 2 - давление в НКТ и в кольцевом пространстве; 3 - при закачивании нефти по кольцевому пространству; 4 - при заполнении НКТ кислотой; 5 и 6 - в кольцевом пространстве; 7 и 8 - то же при ограниченной приемистости пласта

Для оценки влияния режимов нагнетания на успешность проводимых работ и затрат времени на освоение скважин проведен анализ скважин, обработанных НСКС (табл. 5.31). Скважины разделены на три группы в зависимости от изменения давления в точке О, т.е. на пересечении линий 5 и 6 при одновременной закачке нефти и кислоты. При стабилизации значений давления нагнетания или небольшом отклонении их от линии ДО (не более 10 %) скважины отнесены в первую группу. Во вторую - отнесены скважины, в которых процесс закачки прекращается при превышении этого предела на 11 - 25 %; в третью - скважины со значительным превышением критических давлений (заштрихованная зона на рис. 5.24).

Показатели успешности ремонтов по группам скважин с различным режимом нагнетания НСКС

Группа скважин	Количество скважин		Затраты времени на освоение, скв.-ч
Группа скважин	всего	из них успешных	Затраты времени на освоение, скв.-ч
1	60	32	26,0
2	18	12	28,8
3	4	2	192,0

Динамика изменения давлений, выраженная кривыми 5 и 6, характерна для 76 % обработанных скважин. Максимальное отклонение фактических давлений от расчетных составляет 9,8 %. Максимальная успешность воздействия НСКС достигается во второй группе скважин. При проведении работ в режиме, который описывается кривыми 7 и 8, резко увеличиваются затраты на освоение скважин.

Анализ кривых изменения относительного давления во времени (9) показывает, что после стабилизации режима закачки (кривая 5) давление изменяется по линейной зависимости

| = a + М. (5.38)

Аналогичный характер изменения имеет увеличение давления в НКТ (кривая 6), т.е. к завершению технологического процесса

| = b2 (9 - с9), (5.39)

где bj и b₂ - характеризуют угол наклона указанных линий относительно оси времени; а и с - отрезки, отсекаемые этими линиями на оси координат.

В точке О = §₆, тогда a + bj9 = b₂(9 - с₉). Решая эти уравнения

относительно 9, находим

9 = a + b₂c₉/(b₂ - bj). (5.40)

Подставляя в уравнение (5.38), получим давление, соответствующее времени выравнивания его в НКТ и кольцевом пространстве:

%₅ = b_x(a + bc)/(b2 - b:). (5.41)

Коэффициенты b₁ и b₂ соответствуют значениям тангенса угла наклона прямых к оси ординат, т.е. b = tga и b₂ = tgb. Тогда

Значения коэффициентов а и с определяются по величине отсекаемых на осях координат отрезков (см. рис. 5.24).

Максимально допустимые давления в кольцевом пространстве не должны превышать более чем на 20 % давление, фиксированное в процессе определения приемистости изолируемого пласта при работе агрегатов, участвующих в закачивании жидкости в пласт (на рис. 5.24 заштрихованная зона). Тогда

|_тах = 1,2 tgP(a + ctga)/tgP - tga, (5.43)

по которому определяется ожидаемое конечное давление и регулируется режим нагнетания компонентов.

Методом статистического анализа на основании данных, полученных по 232 скважинам, установлены пределы закачивания НСКС в зависимости от приемистости обводненного пласта (табл. 5.32). При объемных соотношениях кислоты и нефти 1:1, 1:2, 1:3, 1:4 успешность РИР соответственно составляет 54, 59, 67 и 57 %, максимальная успешность получена при соотношении 1:3.

Результаты применения цементирования пласта после закачивания НСКС согласно схеме III (см. рис. 5.22) показывают, что это приводит к увеличению стоимости работ при одинаковых технологических показателях.

По результатам проведенных исследований определены следующие граничные условия эффективного применения метода:

1) проницаемость пород: терригенные - 0,2 - 0,7 мкм²; карбонатные - 0,1 мкм² и более;

2) обводненность добываемой продукции - до 99 %;

3) минерализация воды - не ограничивается;

4) дебит скважины по жидкости - 1 т/сут и более;

5) пластовая температура - не выше 323 К;

6) характер обводнения - нижняя, подошвенная и закачиваемая воды.

Таким образом, с применением серной кислоты с учетом граничных условий можно реализовать предложенный механизм превращения компонентов продуктивного пласта в водоизолирующую мас-

Таблица 5.32

Рекомендуемые объемы НСКС в зависимости от приемистости

Приемистость скважины, м³/ч

Объем нефтесернокислотной смеси на 1 м толщины пла-

ста, м

при 10 МПа

при 8 МПа

< 20 > 20

3,5

5,0

су. Такими компонентами в коллекторе являются асфальтены и смолы, содержащиеся в нефти, карбонатные составляющие горных пород или растворенные в пластовой воде соли кальция. Основным материалом в новой технологии является кислый гудрон, образующийся при взаимодействии серной кислоты с асфальтенами и смолами нефти, при недостатке последних в пласте они подаются дополнительно по трубам. В условиях терригенных и карбонатных коллекторов месторождений Урало-Поволжья при температуре в пласте 293 - 333 К наиболее эффективно использование нефтей с массовым содержанием смол и асфальтенов более 15 %.

Технология ограничения притока вод в добывающие скважины внедрена на промыслах АО "Татнефть". Общий объем внедрения на 01.01.87 составил 910 скважино-операций. Анализ техникоэкономических показателей применения НСКС в 220 скважинах показывает, что применение метода позволило извлечь дополнительно из обводненных пластов 0,754 млн т нефти, сократить объем попутной воды на 19,1 млн м³. Фактический экономический эффект составил за 1976 - 1982 гг. 15,77 млн руб. (в ценах 1991 г.).

5.5.4. ВНЕДРЕНИЕ РАЗБУРИВАЕМЫХ ПАКЕРОВ-ОТСЕКАТЕЛЕЙ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННЫЕ ПЛАСТЫ

Развитие методов разработки нефтяных месторождений, основанных на применении повышенных давлений, и переход основных нефтяных месторождений на позднюю стадию эксплуатации ставят новые задачи по созданию технологического оборудования, способствующего повышению надежности методов ограничения притока вод в пластах и отключению высокообводненных зон. Отключение таких пластов с высокой проводимостью приводит к уменьшению степени неоднородности коллектора и, как следствие, к увеличению охвата их заводнением и, как показано в работах [73, 124, 144], повышает текущую и конечную нефтеотдачу пластов.

Технология отключения обводненных пластов и пропластков в принципе сводится к тампонированию обводненного интервала закачиванием цемента отверждающими смолами. При этом она может осуществляться с использованием и технических средств - пакеров, летучек и других устройств [7, 54, 145, 156, 202, 216 и др.]. Анализ современных методов отключения обводненных пластов, применяемых в нефтепромысловой практике (рис. 5.25), выявил следующие недостатки:

низкую успешность отключения обводненных пластов тампонированием через заливочные трубы: в нижних интервалах пласта - 50

- 70 %, в "верхних" и "средних" - 30 - 35 % [50];

отсутствие надежных пакерующих устройств для закачивания тампонирующих смесей [54, 145]. Применение пакеров многоразового пользования не устраняет разбавление смеси при снятии их с установленного места. Пакеры одноразового действия отечественного производства не обеспечивают достаточную надежность при современных методах разработки залежей заводнением [138, 202];

взрывные пакеры с резиновыми и металлическими уплотнительными элементами при больших преимуществах по ускорению процесса не решают задачу при отключении пластов, обводненных высоконапорными водами;

применение перекрывающих патрубков, гофр, что сужает диаметр ствола, при повторной перфорации снижается качество разобщения пластов;

мосты из дисперсных материалов и отверждающихся систем, которые применимы только для отключения нижних пластов или носят вспомогательный характер.

Для решения задач своевременного отключения обводненных высоконапорными водами пластов и закачивания в них водоизолирующих материалов была разработана новая технология с использованием специальных разбуриваемых пакеров-отсекателей, детальное описание конструкции которых приводится в работах [15, 89, 94]. Основная конструктивная особенность, в отличие от известных в нефтяной практике, заключается в том, что они позволяют соединять заливочные трубы с подпакерной зоной на любом этапе процесса при помощи хвостовика и выполнять ряд других вспомогательных операций. С целью ускорения посадки пакера, упрощения технологии эксплуатации и охраны окружающей среды разработано устройство для опрессовки колонн труб в скважине, исключающее излив жидкости во время подъемных операций [15].

ЦНСПСрСЛЫЛ

материалов

ме^рывакшне

\стройпа*

с\

м 5j		1 и
S		а
3		5.
е		3.
3 ггН		у а о⁴!
К		1г?:
в		V i_
с ¹		зь
^! ?. ¹ ?		1 =
я	¹	Ll

ОТИержцйГОЩЧМЖ jitter пориш из систем

t JipmWItHHfM

¦«ХННческмх

f.ptlfTfl

Рнп. S, 2& КйнхкфННЦм отчг.ипи'Хия. обгслжснША EUiano® hj 11ЯЯ-

pitfrinui. цр^аншеion я кгфтс и^ммг-тоьиД пулкгпке

Опытно-промышленные работы по испытанию технологии проводились на заводняемых с применением высоких давлений закачки площадях Ромашкинского месторождения. Как видно из данных табл. 5.33, эксперименты проводились в сложных гидродинамических условиях при аномальных пластовых давлениях:

Результаты отключения обводненных пластов разбуриваемыми пакерами-отсекателями на Ромашкинском месторождении

№ скважины	Интервал перфорации, м		Отключаемый пласт	Давление отключаемого пласта, МПа	Глубина установки пакера, м	Давление закачки тампо-нажного мате	Тампонажный материал
	до отключения	после отключения				риала, МПа	тип	объем, м³
13459	1836,8-1838,0	1832,8-1835,2	Нижний	18,5	1836,0	11-12	Смола Цемент	1,2 0,8
576	1636.0-1638,0 1640.0-1641,0	1636,0-1638,0	То же	21,0	1638,5	18-20		3,0
4818	1777.0-1780,0 1784.0-1787,0	1770,0-1780,0		19,5	1782,0	18		0,4
5445а	1729.0-1732,0 1735.0-1737,0	1735,0-1737,0	Верхний	18,0	1720,0	16		4,5
5418	1745.0-1748,0 1759.0-1762,0	1745,0-1748,0	Нижний	19,4	1756,0	16		0,8
7384	1692.0-1696,0 1700.0-1704,0	1700,0-1704,0	Верхний	19,6	1698,0	21		2,0
12415	1634.0-1637,0 1640.0-1644,0	1634,5-1637,0 1644,0-1645,0	Нижний	19,0	1639,0	18	Смола	3.0 1.0
2187	1604.0-1608,0 1618.0-1621,0	1604.0-1608,0 1618.0-1621,0	Верхний	20,6	1598,0	16-21	Цемент	3.0 1.0
7303	1691.0-1692,0 1696.0-1698,0	1691,2-1692,0 1696,5-1698,0	Закачиваемый	25,0	1676,0	14		3,2

Рис. 5.26. Технологические схемы отключения пластов с применением разбуриваемых пакеров-отсекателей:

б, в, е - закачивание тампонирующей смеси; а, г, д, ж - с использованием заглушки без тампонирующей смеси; 1 и 2 - колонны НКТ; 3 и 4 - пакеры ПР-Г и ПР-К; 5 - место нарушения колонны

Таблица 5.34

Условия применения разработанных технологий и водоизолирующих составов

Технологии, методы, водоизолирующие составы	Минерализация воды, мг-экв/л	Проницаемость, мкм²	Тип коллектора		Пластовое давление, МПа	Температура, К	Обводненность добываемой про
			терригеный	карбонатный			дукции, %
Ограничение притока минерализо-ваннных вод в скважины с применением: гипана	Не менее 880	0,35-0,6	+		20	278-353	70-99
сополимера МАК-ДЭА	Не менее 300	Более 0,30	+	+	20	278-370	Более 70
Ограничение притока вод в скважины с применением: НСКС1	Не ограничи-	0,2-0,6	+		20	273-353	Более 70
НСКС2	вается То же	0,2-0,6	+	+	50	373-473	70-99
Составы: композиция на основе акрилами-		Более 0,2	+		27,5	273-373	До 99
да и гипана (АА-Г) композиция на основе сополиме-		Более 0,2	+	+	23	283-373	До 99
ра по полиметакриловой кислоты с акриламидом (ПМАК-АА) Увеличение охвата пластов воздей	Не более 800	Более 0,35	+	+	25	278-353	70-99
ствием с применением ПДС Отключение обводненных пластов	Не ограничи-	Не ограни-	+	+	30	До 373	Не ограничи-
с использованием пакеров-отсекателей	вается	чивается					вается

а) в скв. 5445а, 7384, 2187 из разработки отключались "верхние" (в литологической колонке) пласты с давлением до 20,6 МПа;

б) в скв. 13459, 576, 4818, 5418, 12415 - нижние пласты с давлением выше 18 МПа;

в) в скв. 7303, 9967 устранена затрубная циркуляция и произведено отключение пласта при давлениях 23 - 25 МПа.

Из указанных скважин в девяти успешно отключены пласты с высоким давлением. В двух нагнетательных (скв. 7303, 9967) устранены сильные перетоки между смежными пластами по заколонному пространству, достигающие до 212 м³/сут. Аналогичные результаты были получены на Узеньском месторождении п-ова Мангышлак и Урьевском месторождении Западной Сибири при температурах забоя до 353 К. По результатам проведенных опытно-промышленных работ к внедрению рекомендованы следующие технологические схемы применения пакеров-отсекателей (рис. 5.26). Определены условия эффективного применения технологии в зависимости от пластового давления, температуры забоя и технических условий в скважинах. На 01.01.87 технология внедрена в 24 скважинах месторождений Татарстана и Западной Сибири, что позволило сократить затраты времени на отключение пластов на 65,7 %.

По результатам опытно-промышленных работ и внедрения в производство разработанных методов в различных физико-химических и геологических условиях определены следующие оптимальные условия эффективного применения их при разработке нефтяных месторождений (табл. 5.34).

В табл. 5.34 не приведена система заводнения, при которой наиболее эффективно применена ПДС. Обобщение результатов внедрения ее на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья показывает, что использование ПДС наиболее целесообразно при площадном и очаговом методах заводнения.

МЕТОДИКА И АППАРАТУРА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ МОДЕЛЕЙ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ВОДОЙ И С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПОЛИМЕРДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ

5.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Наиболее достоверным, наглядным, а иногда и самым доступным способом обоснования применимости физико-химических методов увеличения нефтеотдачи является эксперимент по нефтевытеснению из модели пласта. Важным элементом этого этапа исследований по разработке новых технологий УНП является правильный выбор адекватных моделей пласта и методики подготовки и проведения лабораторных экспериментов.

Необходимость правильного моделирования в лабораторных условиях физико-химических методов увеличения нефтеотдачи вызвана не только научной значимостью, но и, главным образом, большой практической актуальностью, так как именно на базе лабораторных исследований создаются технологические схемы и проводятся опытно-промышленные работы по применению современных методов увеличения нефтеотдачи. Неверные выводы на стадии лабораторного моделирования могут либо дискредитировать высокоэффективный метод, либо, наоборот, вызвать неоправданно большие материальные затраты при внедрении в промышленных масштабах малоэффективного способа увеличения нефтеотдачи. При этом следует подчеркнуть, что речь идет не только о величине прироста коэффициента вытеснения. На стадии лабораторного моделирования необходимы заключения о расходе реагентов на взаимодействие с нефтью, породой и остаточной водой, выборе наиболее технологичных реагентов, их концентрации, объема оторочки, последовательности закачки и т.д.

Обширный круг вопросов, связанных с проведением лабораторных экспериментов по вытеснению нефти растворами химреагентов, целесообразно сгруппировать, выделив среди них следующие основные: подготовка образца; подготовка модели нефти; проведение опыта; оценка расхода реагента; выбор оптимальной технологии.

Рассмотрим эти вопросы более подробно.

5.2. ВЫБОР МОДЕЛЕЙ ПОРИСТЫХ СРЕД

На основе обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований, выполненных во ВНИИнефть, БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, НИИНефтеотдача, УГНТУ, СибНИИНП, ПермьНИПИнефть и других исследовательских учреждениях, принимается, что на величину коэффициента нефтеотдачи неоднородного пласта при вытеснении нефти водой и растворами химреагентов существенно влияют такие факторы, как состав и свойства нефти; свойства пластовых и закачиваемых вод; тип, минералогический состав, физикохимические свойства, размеры оторочек и технология закачки растворов химреагентов; совокупность форм и значения остаточной нефтенасыщенности пласта к началу применения технологии увеличения нефтеотдачи.

Важнейшими факторами, влияющими на процессы вытеснения нефти из неоднородных пластов, являются состав нефти, содержание в ней поверхностно-активных и структурообразующих компонентов, определяющих реологические и фильтрационные свойства нефти. Большую роль играет содержание компонентов, характеризующих адсорбционные и диффузионные процессы в пластовых системах.

Одной из причин, снижающих эффективность способов повышения нефтеотдачи с применением оторочек различных технологических жидкостей, является неоднородность пласта. В частности, наиболее распространенная послойная неоднородность продуктивного пласта приводит к нарушению условий оптимальности и непрерывности объема оторочек. Степень влияния этого фактора на выработку запасов нефти зависит от соотношения коэффициентов проницаемости отдельных прослоев, а в реальных пластах и от коэффициента расчлененности продуктивного пласта. Существенно влияет зональная неоднородность и прерывистое строение пласта-коллектора. Неоднородность пористой среды оказывает влияние на механизм нефтеотдачи не только из-за нарушения оптимальности объемов и непрерывистости оторочек, но и за счет изменения характера смачиваемости поверхности породы вытесняющей жидкостью.

Известно, что некоторые процессы, способствующие увеличению коэффициента охвата пласта воздействием, такие как противоточная капиллярная пропитка, фильтрация нефти из более нефтенасыщенных прослоев в менее нефтенасыщенные могут происходить в неоднородных пластах при наличии гидродинамической связи между прослоями. В связи с этим наличие или отсутствие гидродинамической связи следует считать одним из факторов, влияющих на полноту вытеснения нефти из неоднородного пласта. При количественной оценке влияния этого фактора в реальных пластах необходимо пользоваться коэффициентом гидродинамической связанности пластов.

При разработке залежей нефти, обладающей существенными аномалиями вязкости, важное значение приобретают величины создаваемых градиентов давления на фронте вытеснения и способность композиционных систем или химреагентов улучшать реологические и фильтрационные свойства нефтей.

Вязкость растворов химических реагентов, межфазное натяжение на границе с нефтью, а также размеры оторочек этих систем рассматриваются как факторы, влияющие на коэффициент нефтеотдачи пласта.

Физические основы процессов вытеснения нефти из неоднородных пластов водой и с использованием различных водоизолирующих составов и растворов полимеров изучены недостаточно полно. В связи с этим прогнозирование коэффициентов вытеснения нефти из пористых сред и охвата воздействием неоднородного пласта на стадии проектирования промысловых экспериментов путем математического моделирования затруднительно. Для решения этой задачи на данном этапе следует использовать результаты экспериментальных исследований, выполненных с соблюдением условий приближенного моделирования процессов вытеснения остаточной нефти из моделей неоднородных пористых сред.

При проведении лабораторных опытов с моделированием условий терригенных коллекторов могут применяться насыпные модели пористых сред с использованием кварцевого песка или помола естественных кернов, извлеченных из продуктивного пласта, а также модели, составленные из нескольких образцов естественных кернов. Для этой цели могут быть использованы и искусственные сцементированные модели, изготовленные по специальным технологиям, разработанным с учетом минералогического состава и физических свойств пород изучаемого объекта.

В лабораторных исследованиях, выполненных нами с целью изучения закономерностей вытеснения нефти из послойно неоднородных пластов, в основном использованы насыпные модели пористых сред. Заданные значения коэффициентов проницаемостей обеспечивались путем подбора фракций кварцевого песка, степени и способа его уплотнения.

В отдельных экспериментах применялись также составные модели из естественных кернов и искусственно сцементированные модели пористой среды, изготовленные в лабораторных условиях.

Для уплотнения песка и предотвращения проскальзывания вытесняющей жидкости на внешнюю поверхность манжеты подается давление воздуха или минерального масла. При использовании длинных кернодержателей без бокового обжима, представляющего собой трубку из нержавеющей стали, для устранения проскальзывания жидкости внутренняя стенка кернодержателя покрывается слоем песка на эпоксидной основе или делается винтовая нарезка с шагом не более 0,8 мм.

Подготовка кварцевого песка производится по следующей технологии. Исходный кварцевый песок широкой фракции засыпают в эксикатор, заливают 30%-ным раствором соляной кислоты и выдерживают в кислотном растворе в течение 72 ч, периодически размешивая фарфоровой ложкой. Песок в эксикаторе, из которого слит раствор кислоты, отмывают дистиллированной водой. Степень отмыва песка проверяется лакмусовой бумажкой. Промытый песок следует просушить в сушильном шкафу при температуре 105 °С до постоянной массы, после чего его вручную просеивают крупным ситом (0,8 или 1,2 мм) для удаления крупных галек и сора.

Предварительно просеянный песок пускается в помол в мельницах с облицованной внутренней поверхностью барабана керамикой. Степень загрузки барабана вместе с шарами не должна превышать 0,5 его объема. Продолжительность помола определяется опытным путем и зависит от требуемого значения коэффициента проницаемости модели пласта. Помол из барабана мельницы высыпают в 20-литровую бутыль и заливают дистиллированной водой, перемешивают и через 4 мин воду со взвешенной в ней пылью сливают. Эту операцию повторяют 3 — 4 раза. Отмученный помол песка необходимо сушить в эмалированной кювете в сушильном шкафу при температуре 105 °С до постоянной массы. После просушки помол песка рассеивают по фракциям в течение 40 мин.

Модель послойно неоднородного пласта с гидродинамически не связанными пропластками создается путем использования двух или более параллельно включаемых в систему вытеснения кернодержателей с разными коэффициентами проницаемости пористой среды.

Модели неоднородного пласта, состоящего из двух гидродинамически связанных пропластков, готовят с использованием кернодержателей специальной конструкции. Керно-держателем служит труба из нержавеющей стали с внутренним диаметром не менее 30 мм, длиной 1 м. На одном конце кернодержателя устанавливается резиновая пробка с закрепленной вдоль образующей стальной перфорированной пластиной. Ширина пластины соответствует внутреннему диаметру кернодержателя. К пластине прикрепляется хлопчатобумажная ткань длиной, несколько большей длины керно-держателя. Таким образом, полость кернодержателя разделяется с помощью пластины и ткани на две равные половины. По обе стороны стальной пластины в пробке устанавливают две выходные трубки диаметром 6 мм для отбора жидкости. После предварительной подготовки кернодержателя каждая половина полости трубы заполняется предварительно подготовленным песком «крупной» и «мелкой» фракций. Концы кернодержателя закрываются, и кернодержатель устанавливается на вибростенд для уплотнения на заданное время. Коэффициенты проницаемости отдельных прослоев по воздуху изменяют путем набивки отдельных кернодержателей песком соответствующей фракции при одинаковом уплотнении.

При использовании в качестве моделей пласта естественных кернов применяют составной образец длиной не менее 300 мм, монтируемый из отдельных цилиндрических образцов с ненарушенной структурой диаметром не менее 27 мм. При определении коэффициента вытеснения нефти из трещиновато-кавернозных или трещиновато-порово-каверноз-

ных пород необходимо применять образцы диаметром не менее 40 мм.

Цилиндрические образцы высверливаются из керна параллельно напластованию с обработкой торцевой поверхности перпендикулярно оси цилиндра. Длина отдельных цилиндрических образцов должна быть не менее 25 мм.

В случае малой анизотропии породы (при различии значений коэффициентов проницаемости по напластованию и перпендикулярно напластованию менее, чем в 1,5 раза) допускается применение цилиндрических образцов, высверленных перпендикулярно напластованию.

Отдельные цилиндрические образцы, высверленные из керна, должны быть освобождены от нефти спиртобензольной смесью (примерное соотношение 1:2) или хлороформом и отмыты от солей с последующей сушкой до постоянной массы при температуре, не превышающей 105 °С. При наличии повышенной глинистости следует сушить их при температуре не более 80 °С. Для ускорения сушки допускается помещать образцы над хлористым кальцием или в вакуумный шкаф.

В опытах должны исследоваться образцы пород тех продуктивных отложений, для которых будет проектироваться рассматриваемый физико-химический метод. Использование образцов пород других объектов, и особенно насыпных моделей, с целью получения данных для определения эффективности недопустимо, так как наряду с вязкостью нефти, содержанием в ней асфальтосмолистых комплексов, парафинов и т.д., а также свойствами вод, содержащихся в пласте и используемых для вытеснения, существенную роль играет неоднородность скелета породы как по строению порового пространства, так и по химическим свойствам поверхности фильтрующих пор и каналов. Следует подчеркнуть, что в опытах должны использоваться образцы только из нефтенасыщенной части пласта, которые после экстракции по показателю смачиваемости обычно резко отличаются от образцов водонасыщенной части. Последнее может привести к различным значениям коэффициента вытеснения К_в по воде и растворам химреагентов.

Изменение проницаемости в пределах составной колонки не должно превышать 50 % от среднего значения. Газопроницаемость отдельных образцов керна следует замерять при фильтрации газа (воздуха, азота) на установках типа ГК-5 при всестороннем давлении_обжима 2 МПа. Среднюю проницаемость модели пласта k определяют экспериментально или вычисляют по формуле

n n l

k = ? l_t : ? "p - (5.1)

i=1 i=1 ^ki

где n — число образцов кернов в модели пласта; i — номер образца керна; l — длина i-го образца, см; k_i — газопроницаемость i-го образца, мкм².

Открытая пористость и объем пор образцов керна определяются методом насыщения пластовой водой или ее моделью. В качестве модели пластовой воды необходимо применять водные растворы хлористого натрия и хлористого кальция или шестикомпонентной смеси (Na + - Ca² + - Mg^{2 +} , Cl^-- HCO₃ -SO^2-). Остаточную воду в образцах керна перед опытом следует создавать одним из косвенных методов (центрифугирования, капиллярной вытяжки, капилляриметрии, вытеснения воды углеводородными жидкостями Мессера) или сочетанием нескольких методов, которые обеспечивают соответствие содержания воды в образцах керна водонасыщенности породы в пластовых условиях.

Открытую пористость m₀, остаточную водонасыщенность ст_св и объем пор V_n модели пласта рассчитывают по формулам

i=1 V i=1 i=1 J

где G₃_i — масса i-го образца, насыщенного водой, при взвешивании в воздухе, г; G_u — масса сухого i-го образца перед

опытом, г; G₂_i — масса i-го образца, насыщенного водой, при взвешивании в воде, г; G_4i — масса i-го образца с остаточной водой, г; V_n — объем пор i-го образца, см³; р_в — плотность воды в образце, г/см³.

При многократном использовании в опытах естественных образцов пород следует применять один растворитель и фиксировать продолжительность экстракции с тем, чтобы не внести существенных изменений в характер естественной смачиваемости. Перед опытами по вытеснению следует проверить смачиваемость образца (ОСТ 39-180 — 85) [119, 120]. Это вызвано тем, что смачиваемость весьма существенно (до 10 % абсолютных и более) влияет на коэффициент вытеснения К_в

и может значительно меняться как за счет длительного хранения на воздухе, так и в результате проведения предварительных работ с образцами. О характере смачиваемости и ее изменении можно также судить, измерив фазовую проницаемость собранной модели по керосину и нефти. В случае значительного (в 3 — 7 раз) отличия между средней газопроницаемостью модели и фазовой проницаемостью по углеводородам можно заключить, что модель гидрофобна. Коэффициент вытеснения по воде в этом случае окажется низким, а применение гидрофилизирующих поверхность породы растворов может значительно повысить коэффициент вытеснения нефти.

Следует отметить, что естественные образцы песчаника, получаемые из кернов, поднятых при бурении скважин, имеют очень небольшие линейные размеры. Если образцы песчаника высверливать из кернов параллельно напластованию, то их длина будет не более 40 — 50 мм.

Кроме того, работа с естественными образцами песчаника заметно усложняется, если фильтруется не материнская жидкость. Физико-химическое взаимодействие поверхности пористой среды с инородной жидкостью может привести к изменению структуры порового пространства как вообще, так и в процессе фильтрации.

Оценочные лабораторные исследования показали, что в опытах по вытеснению нефти из моделей послойно неоднородных пластов, в связи с необходимостью изменения коэффициентов проницаемости в широких пределах, длина модели должна быть не менее 0,5 м.

По этой причине была разработана методика изготовления искусственных образцов песчаника больших размеров с учетом рекомендаций и опыта кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений УГНТУ (канд. техн. наук К.Я. Коробов).

В рассматриваемой методике в качестве исходного материала для изготовления образцов также используются мар-шаллит и кварцевый песок узкой фракции с диаметром песчинок 0,1- 0,2 мм. Изменяя процентное содержание маршал-лита, можно получить образцы песчаника различной проницаемости. При этом диапазон изменения проницаемости довольно широкий (от 0,05 до 4^6 мкм²). Фракционный состав и порометрическая характеристика образцов, как уже указывалось выше, будут соответствовать девонским и угленосным песчаникам месторождений Татарии и Башкирии.

В качестве цементирующего вещества используется гли-

нопорошок, применяемый для изготовления запальных свечей автомобилей. Порошок изготовляется из каолиновой глины, используемой в производстве фарфора. Для спекания образцов из смеси маршаллита, кварцевого песка и глинопо-рошка требуется определенный температурный режим.

Методика изготовления искусственных образцов песчаника состоит в подготовке исходного материала, прессовании смеси, сушке образцов и их термической обработке.

В первую очередь производится помол кварцевого песка, применяемого при производстве электроламп. Этот песок обычно содержит очень мало примесей. С помощью сит соответствующих номеров отсеивают узкую фракцию с диаметром зерен 0,1- 0,2 мм. Отсеянную фракцию тщательно промывают сначала в слабом растворе соляной кислоты, а затем дистиллированной водой. После промывки песок просушивают.

Для получения малопроницаемых кернов также дополнительно просеивают маршаллит, из которого отсеиваются фракции более 0,1 мм.

Затем тщательно перемешивают в ступке маршаллит и песок фракции 0,1- 0,2 мм. Изменение проницаемости изготавливаемых образцов песчаника достигается путем изменения процентного соотношения маршаллита в смеси, а также путем изменения нагрузки при прессовании образцов. Поэтому готовят смеси маршаллита и песка фракции 0,1- 0,2 мм в следующих процентных соотношениях:

просеянный маршаллит (маршаллит, из которого отсеяны фракции песка более 0,1 мм);

смеси просеянного маршаллита и песка с концентрацией маршаллита 100, 90, 80, 70, 60, 50, 40, 30, 20, 10 % (по массе).

В каждом случае навеску смеси подбирают опытным путем, исходя из объема (размера) образца песчаника. При уменьшении процентного содержания маршаллита в смеси следует несколько увеличить общую массу компонентов. В этом случае образцы получаются практически одинаковых размеров. Если же общая масса компонентов в различных смесях будет одинаковой, то образцы с малым содержанием маршаллита могут оказаться негабаритными.

Одновременно с приготовлением смесей песка и маршал-лита производится затворение цементирующей глины (као-линитовой глины).

Для этого глина истирается в порошок и затворяется в дистиллированной воде. На две части воды по массе берется одна часть глинистого порошка. Глинистый порошок тща-260

тельно перемешивают в воде до получения гелеобразной массы. Эта смесь остается в покое на 24- 36 ч и затем снова тщательно перемешивается.

В каждую навеску смеси маршаллита и песка добавляют приготовленный глинистый раствор и все это тщательно перемешивают в фарфоровой ступке до получения однородной массы серого цвета. Содержание глинистого раствора (цементирующего вещества) составляет по массе 12- 15 % от массы смеси маршаллита и песка. В этом случае содержание глины в образце после просушки составит 4- 5 % (по массе). Содержание глинистого раствора в образцах с меньшим содержанием маршаллита следует увеличивать постепенно от 12 до 15 % соответственно в смесях со 100 % и 10%-ным содержанием маршаллита. Полученная однородная масса смеси маршаллита, песка и глинистого раствора является готовым составом для изготовления искусственных образцов песчаника.

Изготовление искусственных образцов под прессом производится в соответствующей пресс-форме. Нами изготовлена и использована цилиндрическая пресс-форма конструкции К.Я. Коробова, размеры которой выбраны исходя из наиболее ходовых размеров образцов песчаника, получаемых из кернов. Конструкция пресс-формы показана на рис. 5.1. Пресс-форма состоит из корпуса 1, крышки 2 и пуансона 3. Внутренняя поверхность корпуса и рабочая поверхность пуансона — полированные.

Крышку пресс-формы с помощью двух винтов крепят к корпусу. После этого в пресс-форму загружают приготовленную ранее смесь маршаллита, кварцевого песка и глинистого раствора. Массу смеси подбирают опытным путем, исходя из минимально допустимой длины изготавливаемого образца. Загружаемую смесь тщательно утрамбовывают с помощью пуансона.

Затем пресс-форму ставят под пресс. Величина нагрузки, создаваемой прессом, должна примерно соответствовать величине горного давления. Расчеты показывают, что при длине пресс-формы 20- 25 см, имитация горного давления на девонские продуктивные пласты, примерно равного 40 МПа, достигается созданием нагрузки в 5000- 6000 кг. Не следует создавать слишком высокие нагрузки при прессовании, поскольку возможно образование конусообразных трещин в образце.

При изготовлении образцов под прессом нагрузку постепенно увеличивают от нуля до максимальной в течение

30 - 40 мин. Максимальная нагрузка выдерживается 15 — 20 мин. Затем в течение 30й 40 мин постепенно уменьшают нагрузку до нуля.

Пресс-форму вынимают из-под пресса. Винты крышки отвинчивают. Осторожно снимают крышку. На торце образца со стороны крышки ставят номер образца. Затем с помощью пуансона образец песчаника извлекают из корпуса пресс-формы. При извлечении образца из пресс-формы необходимо соблюдать осторожность в связи с возможностью его разрушения.

Спрессованные образцы сначала сушат при комнатной температуре в течение 3— 4 сут, затем загружают в сушильный шкаф, в котором образцы сушатся 8 ч при температуре

100— 105 °С.

Термическая обработка производится с целью спекания

частиц глины и кварцевого песка для придания механической прочности образцам. Технология термической обработки заимствована на заводах, где изготовляются запальные свечи и керамика. На этих заводах термическая обработка изделий проводится в тоннельных печах с максимальной температурой 1300- 1350 °С. Получить такую температуру в муфельных электрических лабораторных печах не представляется возможным. Поэтому для термической обработки образцов в лабораторных условиях рекомендуется пользоваться высокотемпературной электропечью, используемой для проверки термопар. В качестве нагревательных элементов в таких печах применяются специальные керамические, так называемые селитовые стержни. При отсутствии печей серийного

Рис. 5.2. Высокотемпературная печь для термической обработки искусственных образцов пористой среды:

1 - труба внутренняя; 2 - стержень селитовый; 3 - изоляционная засыпка; 4 - кожух печи; 5 - труба внешняя; 6 - защитный кожух

выпуска можно изготовить такую печь путем некоторой реконструкции обычной муфельной печи. На рис. 5.2 показана схема высокотемпературной нагревательной печи, где электрическими нагревательными элементами являются селито-вые стержни.

Высушенные образцы загружают в печь. Печь включается в сеть через автотрансформатор. С помощью автотрансформатора температура в печи постепенно повышается до максимальной 1300- 1350 °С. Время повышения температуры 46 ч. Затем с помощью автотрансформатора и отключения печи температуру постепенно понижают до окружающей. Регистрацию температуры можно производить с помощью хро-мель-алюмелевой термопары и потенциометра. После термической обработки торцы образцов стачивают так, чтобы длина образца соответствовала длине резиновой манжеты кер-нодержателя.

При изготовлении образцов необходимо тщательно следить за их нумерацией, а все данные о составе смеси, количестве цементирующего вещества, нагрузке при прессовании и т.д. необходимо заносить в специальный журнал.

Готовые образцы тщательно осматривают. При обнаружении трещин образцы бракуют и изготавливают новые. После определения воздухопроницаемости образцов строят зависимость проницаемости от содержания маршаллита. При наличии большого разрыва в проницаемости следует изготовить дополнительные образцы, в которых процентное содержание маршаллита будет не обязательно кратным десяти.

5.3. ПОДГОТОВКА МОДЕЛИ НЕФТИ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

При изучении процессов вытеснения нефти водой и другими вытесняющими агентами в лабораторных условиях, результаты которых можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт, необходимо учитывать все факторы, определяющие величину коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием вытесняющим агентом.

Полнота извлечения нефти зависит от целого ряда характеристик: от характеристики модели пористой среды, от скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границах фаз, разности их плотностей, структуры порового пространства, угла смачивания твердой фазы, содержания и свойств связанной воды, а также химического состава нефти и вы-

тесняющих ее жидкостей и др. Исследованиями последних лет установлено, что на полноту извлечения запасов нефти существенно влияют структурно-механические свойства нефтей, проявляющиеся при малых градиентах пластового давления [81, 123, 125].

В теории моделирования пластовых процессов предлагаются безразмерные параметры, учитывающие влияние только первых трех факторов. Для учета структурных особенностей порового пространства и его смачивающей характеристики рекомендуется в экспериментальных исследованиях пользоваться реальными пористыми средами. Однако использование образцов реальной нефтесодержащей породы в качестве моделей пористой среды в лабораторных опытах связано с большими трудностями. Дело в том, что реальные горные породы содержат в себе различные примеси, которые так же, как цементирующие материалы, при экстрагировании образца либо выносятся из порового пространства, либо растворяются. Наряду с изменениями структуры порового пространства изменяется также смачивающая характеристика твердой фазы.

Из-за отсутствия количественных характеристик, которые бы позволили учесть влияние химического состава нефти и вытесняющей жидкости, в теории моделирования вообще отсутствует соответствующий параметр подобия. Это связано с трудностью учета влияния на процесс вытеснения нефти из пористой среды и на конечный коэффициент вытеснения ряда свойств нефтей, проявляющихся одновременно.

Часто в экспериментах по вытеснению используют в качестве модели нефти бензин, керосин, различные масла и др. В ОСТ 39-070 — 76 приводится определение: «Моделью пластовой нефти называется изовискозная углеводородная жидкость, содержащая не менее 60 % нефти, фазовое состояние которой соответствует фазовому состоянию нефти в пластовых условиях». По ОСТ 39-070 — 78 при подготовке модели пластовой нефти из дегазированной нефти в качестве растворителя рекомендуется использовать петролейный эфир, бензин, керосин. Многочисленные исследования показывают, что такой упрощенный подход к подбору модели пластовой нефти существенно отдаляет от реальных пластовых условий.

В работах В.М. Лютина с соавторами показано, что экспериментальные данные, полученные при исследовании фильтрации дистиллятов нефти, не могут быть распространены на реальные нефти. Принципиальное отличие системы нефть — вода от системы дистиллят — вода заключается в образовании нефтями на границе с водой твердообразных пленок, физические свойства которых значительно влияют на закономерности вытеснения.

В работах Ш.К. Гиматудинова замечено снижение фильтрационных характеристик пород при движении в них дегазированной нефти. В результате окисления, изменения состава некоторых соединений и охлаждения появляются компоненты, несвойственные естественным нефтям. По рекомендациям Ш.К. Гиматудинова эксперименты по вытеснению следует проводить с естественными нефтями, хранившимися непродолжительное время при температурах не ниже 18 °С, или рекомбинированными моделями нефти.

В исследованиях И.Л. Мархасина показано, что введение в нефть растворителей (керосина, в небольших количествах петролейного эфира) приводит к увеличению величины адсорбции асфальтенов. Большое влияние на адсорбцию оказывает добавка петролейного эфира к нефти с меньшим содержанием асфальтенов, очевидно, адсорбция породы различного количества асфальтенов приводит не только к гидрофоби-зации пород, но и к изменению структурно-механических свойств нефтей.

Усиление адсорбции асфальтенов может привести к замедлению процессов вытеснения нефти, а если оно сопровождается гидрофобизацией поверхности поровых каналов, то к уменьшению коэффициента вытеснения.

Исходя из своих исследований, И.Л. Мархасин приходит к выводу о том, что для получения достоверных результатов следует использовать только пластовую или в крайнем случае дегазированную без контакта с воздухом нефть.

Г.В. Рудаков установил связь между смачиваемостью, полярностью нефти и полнотой вытеснения нефти водой. Полярность нефтей косвенно связана с их способностью к ми-целлообразованию и зависит от состава и их газонасыщенно-сти. Отмечается, что нефти с малой полярностью практически не реагируют на улучшенный, в смысле вымывающей способности, тип воды. В противоположность этому для вытеснения полярных нефтей тип воды является весьма существенным. Как показывают исследования, полярность нефтей изменяется в широких пределах. В этом смысле при физико-химическом моделировании процесса нефтеотдачи должны соблюдаться основные количественные молекулярные и термодинамические характеристики пластовых флюидов, растворителей и т.д. Степень гидрофобности коллектора, полярность нефтей и содержание высокомолекулярных компо-266 нентов, являясь взаимосвязанными, должны контролировать нефтеотдачу. Следует отметить очевидное влияние этих факторов на нефтеотдачу.

Исследованиями ряда авторов установлено [81, 123, 125 и др.], что нефти многих месторождений обладают аномалиями вязкости, и это оказывает существенное влияние на процессы фильтрации и нефтеотдачу. Коэффициент конечной нефтеотдачи по месторождениям неньютоновских нефтей более чем в 2 раза меньше соответствующего коэффициента для нефтей, не проявляющих аномалии вязкости. На процессы вытеснения таких нефтей из пористой среды существенно влияет градиент давления вытеснения. Кроме того, показано, что уменьшение коэффициента проницаемости породы приводит к усилению влияния аномалий вязкости нефтей на процесс фильтрации и вытеснения из пористой среды.

Приведенный краткий обзор работ различных авторов показывает, что наилучшим способом воспроизведения в опытах физико-химических свойств нефтей является использование проб пластовой нефти, поднятых из скважин с сохранением ее природных свойств. При этом, однако, чрезвычайно осложняется проведение экспериментов в связи с необходимостью применения аппаратуры высокого давления. Кроме того, на поздней стадии разработки практически не представляется возможным извлечь из пласта безводную нефть с помощью пробоотборников. Поэтому подавляющая часть опытов проводится при атмосферном давлении. В экспериментах, проводимых в атмосферных условиях, предпочитают использовать дегазированную нефть с добавлением различных растворителей.

Как было показано выше, при подготовке изовискозных моделей нефти в качестве растворителей рекомендуется использовать петролейный эфир, керосин, бензин и некоторые другие индивидуальные углеводородные жидкости.

В работе М.М. Кабирова и Г.А. Шамаева [164] приведены результаты экспериментальных исследований по изучению влияния добавления керосина, петролейного эфира, изооктана на реологические и фильтрационные свойства исходной арланской нефти при малых градиентах давления. Показано, что добавление в дегазированную нефть некоторых растворителей существенно влияет на структурно-механические свойства нефтей. Дегазированная арланская нефть с ярко выраженными неньютоновскими свойствами после добавления растворителей становится ньютоновской жидкостью.

Таким образом, если процессы фильтрации и вытеснения проводятся при градиентах давления, меньших градиентов давления предельного разрушения структуры в нефти, то не следует пользоваться изовискозными моделями нефти. Применение изовискозных моделей нефти допустимо лишь в тех случаях, когда заранее известно, что в условиях экспериментов структурно-механические свойства нефтей не проявляются.

Работы по подготовке нефти к лабораторным экспериментам выполняются в следующей последовательности:

модель нефти перед испытанием необходимо профильтровать через образец пористой среды, аналогичной испытуемой, и использовать ее только в тех случаях, когда проницаемость для нее сравнима с проницаемостью при фильтрации изовискозной углеводородной жидкости;

модель нефти следует хранить в герметичных светонепроницаемых сосудах при температуре не ниже температуры начала кристаллизации парафина;

при подготовке модели нефти для исключения выпадения асфальтенов керосин следует подавать по стеклянной трубке небольшими порциями;

проба нефти для испытаний отбирается с помощью глубинных пробоотборников или на устье скважины. Допускается отбор нефти из скважин с обводненной продукцией. Отбор проб должен производиться в летнее время по методике, исключающей контакт нефти с воздухом, без охлаждения ниже температуры начала кристаллизации парафина;

подготовку нефти, включающую стабилизацию, обезвоживание и очистку от механических примесей, следует производить непосредственно перед опытом. Стабилизацию нефти следует проводить путем выдержки нефти в герметичном контейнере при температуре 65— 70 °С и перемешивании в течение 2— 3 ч;

после стабилизации нефть необходимо профильтровать через пористую среду или фильтр;

для отделения воды и очистки от механических примесей следует использовать метод центрифугирования.

В том случае, если вязкость образца нефти превышает вязкость пластовой нефти, образец следует разбавить прямогонным керосином до 30 % от объема. Разбавление керосином должно проводиться после обезвоживания перед стабилизированием нагреванием.

При некотором содержании асфальтенов и смол нефти обладают аномалиями вязкости. Эффективная вязкость таких 268

нефтей в зависимости от градиента давления может оказаться на порядок больше обычной, определяемой стандартными методами. Поэтому при моделировании необходимо добиться сохранения аномально вязкостных свойств.

Кроме того, необходимо учитывать влияние градиента давления вытеснения на коэффициент вытеснения. Необходимо поставить специальные исследования по изысканию добавок, позволяющих сохранить аномально вязкостные свойства нефтей.

При подготовке нефти ОСТ [120] рекомендует в случае определения коэффициента вытеснения нефти водой разбавление поверхностных проб нефти петролейным эфиром, керосином и другими растворителями для доведения вязкости и плотности до значений пластовых. Когда используются растворы химреагентов, такое разбавление может привести к ошибкам, так как ведет к снижению концентрации активных компонентов нефти, особенно для высоковязких нефтей, а это меняет характер действия реагентов и может изменить сам результат применения растворов реагентов. К этому тесно примыкает и вопрос предварительной фильтрации нефти через образец с целью удаления из нефти высокомолекулярных (наиболее активных) ассоциатов, отрицательно влияющих на постоянство фильтрационных характеристик модели.

Однако действие реагентов на эти ассоциаты, возможно, играет значительную роль. Для подготовки нефти с целью придания ей однородной структуры следует изучить ультразвуковую обработку, а при разбавлении необходимо хотя бы измерять межфазное натяжение как функцию степени разбавления. Для контроля выхода активных соединений нефти при фильтрации через образец следует измерить межфазное натяжение на границе нефть й раствор химреагента до и после фильтрации.

В связи с тем, что опыты по вытеснению следует проводить при пластовой температуре, необходимо иметь зависимость вязкости модели нефти от температуры, так как вязкость существенно зависит от температуры, а коэффициент вытеснения — от вязкости.

Условия приближенного лабораторного моделирования определяются известными критериями п и п₂ [63], в которые входит величина межфазного натяжения. Необходимо решить вопрос, как повлияет на условия моделирования резкое снижение межфазного натяжения. Опыты, как и в случае вытеснения нефти водой, нужно проводить непрерывно. Ли-

нейные скорости фильтрации воды и растворов реагентов необходимо выбирать близкими между собой и к реальным пластовым значениям.

5.4. МОДЕЛИРОВАНИЕ СВЯЗАННОЙ ВОДЫ

Моделирование связанной (остаточной) воды в моделях пористых сред является обязательным в опытах по вытеснению нефти химреагентами, на основе которых планируется получение констант и зависимостей, используемых в технологических расчетах по проектированию системы разработки залежи или отдельного участка.

Связанная вода по минерализации должна быть близка к пластовой. В случае использования образцов естественных кернов моделирование связанной воды следует производить методом капиллярной вытяжки для каждого образца составной модели.

При использовании в опытах насыпных и искусственно сцементированных моделей создание остаточной воды в пористой среде достигается замещением воды нефтью или керосином. Содержание остаточной воды в модели пласта определяется по материальному балансу.

Количество остаточной воды устанавливается с учетом коллекторских свойств каждого образца по соответствующим зависимостям содержания остаточной воды от пористости и проницаемости пористой среды. При решении этой задачи можно пользоваться формулой, предложенной В.М. Березиным с соавторами

1дст_св = - 0,032т + 1,74, (5.5)

где ст_св - насыщенность пористой среды связанной водой; т - пористость породы.

Если в опытах по вытеснению используются образцы из естественных кернов, то связанную воду можно создавать методом капиллярной вытяжки, предложенным в БашНИПИ-нефти.

В соответствии с этой методикой для капиллярной вытяжки для впитывания воды используется зубной порошок, высушенный и равномерно увлажненный дистиллированной водой. Насыщенные водой образцы обвертывают одним слоем фильтровальной бумаги, намоченной в пластовой воде, и помещают в эксикатор. Продолжительность выдержки выбирают, исходя из опыта и периодически взвешивая образцы породы.

Пластовую воду или модель пластовой воды необходимо тщательно перемешать в сосуде хранения и перед заливкой в контейнеры профильтровать через фильтровальную бумагу.

Для первичного вытеснения нефти, продвижения оторочек композиции на основе ПАВ и буферных растворов химреагентов используют сточную воду, отобранную из трубопроводов, идущих от кустовых насосных станций (КНС) к водонагнетательным скважинам. Перед использованием сточную воду следует профильтровать через фильтровальную бумагу. Допускается использование вместо сточной воды ее модели, составленной с учетом общей минерализации и содержания основных солей по результатам шестикомпонентного анализа.

Это требование имеет важное значение при моделировании сточной воды для пористых сред, предназначенных для изучения процессов вытеснения нефти водными растворами химреагентов. При этом особенно важно правильное моделирование остаточной воды по количеству и содержанию в ней, прежде всего, двухвалентных ионов Са²⁺ и Mg²⁺, которые активно взаимодействуют с NaOH, ПАВ и другими составляющими пластовой системы.

Вязкость и плотность пластовой и сточной вод, а также их моделей определяют при комнатной и пластовой температурах.

5.5. ПОДГОТОВКА МОДЕЛЕЙ ПЛАСТОВ К ЭКСПЕРИМЕНТУ ПО НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЮ

Подготовка и проведение экспериментальных исследований по вытеснению нефти из моделей пористых сред требует применения различных технических средств. В ходе выполнения наших экспериментов были использованы следующие установки:

1) установка для определения воздухопроницаемости пористой среды стандартная;

2) установка для насыщения моделей пористых сред жидкостями под давлением;

3) установка для определения проницаемости пористой среды по керосину при заданных перепадах давления.

Насыщение моделей пористых сред керосином производилось на установке, представленной на рис. 5.3.

Модели пористой среды после обжима под необходимым давлением насыщаются керосином. Процесс насыщения пористой среды керосином состоит из следующих операций:

Рис. 5.3. Схема установки для насыщения модели пласта керосином:

1 - емкость для керосина; 2 - фильтр Шота; 3 - емкость для вакуумиро-ванного керосина; 4 - кернодержатель; 5 - смотровое стекло; 6 - штатив; 7 - сосуд Тищенко; 8 - вакуумметр; 9 - манифольд; 10 - вакуумкомпрес-сор; 11-16 - запорные элементы

вакуумирования керосина, вакуумирования кернодержателя и насыщения образца породы керосином.

Установка состоит из вакуумкомпрессора 10, манифольда

9, сосуда Тищенко 7, колбы для фильтрования под вакуумом

3, фильтра Шота 2 и емкости для керосина 1. Кернодержатель 4 крепится на специальном штативе 6. На выходе кернодержателя устанавливается смотровое стекло 5 для наблюдения за появлением керосина на выходе модели пористой среды. Установка также снабжена вакуумметром 8 и необходимым количеством кранов, тройников и вентилей для управления потоками.

Для вакуумирования керосина, находящегося в сосуде 1, работает линия «2-3-7-9 — 10», а вентиль и кернодержатель закрыты. При этом вакуумированный керосин накапливается в емкости 3. Если необходимо вакуумировать кернодержатель, то нужно перекрыть с помощью тройника линию к емкости 3 и открыть линию к смотровому стеклу.

6 7

Рис. 5.4. Схема установки для определения коэффициента проницаемости модели пласта при заданном перепаде давления:

1 - мерный цилиндр; 2 - U-образная трубка; 3 и 13 - штативы; 4, 6, 7, 8 -вентили; 5 - кернодержатель; 9 - пъезометр; 10 - мерная шкала; 11 -стеклянная колба; 12 - сосуд; 13 - штатив

Установка для определения керосинопроницаемости образцов пород состоит из кернодержателя 13 (рис. 5.4), закрепленного на штативе 3, напорной емкости 11 с воронкой 10, системой измерения расхода, состоящей из U-образной трубки 2 и мерного цилиндра 1. Для измерения перепада давления на концах кернодержателя установлены капилляры с миллиметровой шкалой.

Установка позволяет определять коэффициент проницаемости образцов пористой среды при различных перепадах давления (напора) — от нескольких сантиметров до 120 см столба жидкости. Несмотря на простоту, установка позволяет достаточно точно определять коэффициент проницаемости моделей пористых сред по керосину.

В процессе подготовки образцов пород к эксперименту по вытеснению необходимо их насыщать нефтью. При этом для более полного насыщения образца жидкостью следует производить эту операцию под давлением с целью предотвращения образования газовых включений. На рис. 5.5 приведена схема установки, позволяющей производить эту операцию с большей тщательностью. Кратко приведем ее описание.

Установка предназначена для насыщения искусственных или естественных кернов жидкостями и определения их неф-тепроницаемости. На установке возможно определение коэффициента проницаемости пористой среды при различных

Рис. 5.5. Схема установки для создания остаточной воды в модели пласта и насыщения пористой среды нефтью:

1 - баллон с азотом; 2 - редуктор; 3 - колонка для воды; 4 - манометр; 5 - колонка для нефти; 6 - штатив; 7 - смотровое стекло; 8 й керно-держатель; 9 - сосуд Тищенко; 10 - вакуумметр; 11 - манифольд; 12 -вакуум-насос

градиентах давления и скоростях фильтрации. Установка состоит из следующих основных узлов и элементов: баллона с азотом высокого давления 1, редуктора 2, служащего для выбора величины давления, при котором происходит процесс насыщения, колонки для воды 3, колонки для нефти 5, манометра 4, кернодержателя с образцом пористой среды 8, штатива 6 для укрепления кернодержателя, сосуда Тищенко 9, манифольда 11, вакуумметра 10, масляного пресса для обжима породы, емкости для масла, вакуум-насоса 12 и необходимой запорной арматуры.

Напорная колонка для нефти представляет собой толстостенный стальной цилиндр с навинчивающейся крышкой. Рабочая емкость колонки равна 8 л. Колонка служит для питания образца пористой среды фильтрующейся нефтью. Конструкция колонки для воды аналогична колонке для нефти. Емкость ее также равна 8 л. Вода в колонке является буферной жидкостью и служит для передачи давления от баллона для азота к нефти. Это необходимо для того, чтобы предотвратить контакт азота с нефтью.

Сосуд Тищенко предназначен для предупреждения попадания насыщающей керн жидкости в вакуумный насос, а также для визуального наблюдения за появлением насыщающей жидкости на выходе из керна. Сосуд выполнен из толстостенного стекла, что обеспечивает его безопасную работу при вакууме. Контроль за работой вакуумного насоса осуществляется с помощью вакуумметра.

В схему установки может быть подключен кернодержатель любой конструкции. В процессе насыщения кернодержатель может находиться в любом положении относительно горизонта: в горизонтальном, вертикальном или под заданным углом. Кернодержатель закрепляется на специальном штативе в требуемом положении на любом требуемом уровне.

В схеме установки использована стандартная запорная арматура, соответствующая диаметру обвязочных трубок, на рабочее давление до 20 МПа. Вентили выполнены с запорной иглой, проходное сечение которых равно 2,5 мм. Уплотнение сальника осуществляется уплотнительными резиновыми кольцами круглого сечения.

После окончания монтажа установка опрессовывается на давление, превышающее на 20— 30 % ожидаемое рабочее давление. При испытании, прежде всего, необходимо произвести внешний осмотр установки с целью обнаружения и устранения неисправностей. Перед испытанием на герметичность следует промыть керосином и прочистить узлы установки и

проверить их работу. Основной задачей испытаний является проверка всех узлов установки на герметичность путем опрессовки. Давление опрессовки должно в 1,5 раза превышать рабочее давление. Это давление выдерживается в течение 30 мин. Если за это время снижение давления не происходит, то установку можно считать герметичной.

Работы по насыщению образцов пористых сред на установке выполняют в следующей последовательности. Перед началом насыщения установку следует заправить выбранной нефтью и водой. Для подачи нефти в керн необходимо создать некоторый перепад давления на концах керна. В процессе насыщения модель пористой среды устанавливают в вертикальное положение и для достижения более полного и равномерного насыщения вход нефти осуществляют снизу. До начала насыщения включают вакуумный насос и производится предварительное вакуумирование образца пористой среды. В начале процесса насыщения образца поддерживается небольшой перепад давления. В момент появления нефти в сосуде Тищенко вакуумный насос отключают и образец переводят на режим непрерывной фильтрации. Как показывают эксперименты, полное насыщение модели пористой среды происходит при фильтрации 5— 6 объемов пор жидкости.

По окончании насыщения нефтью образец пористой среды оставляют под давлением. По истечении нескольких часов открывают верхний вентиль и выпускают образовавшиеся газовые включения с некоторым количеством нефти. После этих операций процесс насыщения образца пористой среды нефтью (жидкостью) считается законченным.

Для определения коэффициента проницаемости керно-держатель устанавливают в горизонтальное положение. При этом изменение перепада давления на концах образца пласта от 1 до 0,01 МПа достигается созданием давления на входе керна с использованием давления сжатого азота, а менее

0,001 МПа - с помощью специальной напорной емкости, установленной на заданном уровне.

5.6. УСТАНОВКА ПО МОДЕЛИРОВАНИЮ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ

Лабораторные эксперименты по исследованию процессов вытеснения нефти различными нефтевытесняющими агентами проводятся на специальных установках, позволяющих:

1) в соответствии с требованиями отраслевых стандартов

277

осуществлять процесс вытеснения нефти из моделей пористой среды при постоянном расходе вытесняющих агентов и при скоростях фильтрации жидкостей через модель пористой среды, соответствующих пластовым;

2) производить измерения объема вытесненной из моделей пористой среды нефти и нефтевытесняющего агента к любому моменту времени;

3) производить измерения давления на входе и на выходе модели пласта;

4) производить насыщение модели пористой среды нефтью путем вытеснения минерализованной воды керосином и нефтью;

5) определять коэффициент проницаемости модели пласта по воде, по нефти;

6) выполнять работы по перезарядке колонок для нефтевытесняющих жидкостей в процессе проведения эксперимента;

7) поддерживать постоянную температуру основных элементов установки на заданном уровне в процессе эксперимента.

На рис. 5.6 приведена принципиальная схема установки по определению коэффициента вытеснения нефти из моделей пористых сред, разработанной автором совместно с сотрудниками НИПИнефтепромхима.

Установка состоит из следующих основных систем и узлов:

поддержания постоянного расхода фильтрующихся жидкостей (нефти, керосина, воды и др.);

кернодержателей с пористой средой;

термостатирования технологических жидкостей и основных элементов установки;

Рис. 5.6. Схема экспериментальной установки для исследования процессов вытеснения нефти из моделей пласта:

1 - корпус термошкафа; 2,5 - модель пропластков; 6 - универсальный затвор; 7 - электродвигатель; 8 - универсальный блок закачки; 9 - коммутатор закачки технологических жидкостей; 10 - блок питания преобразователей давления; 11 - преобразователь давления; 12 - самописец; 13 - цифровой индикатор давления; 14 - манометр; 15 - автоматический пробоотборник; 16 - программатор; 17 - фильтр; 18,20 - контейнер с разделительным поршнем для закачки реагента; 21-23 - напорный контейнер для закачиваемой воды; 24 - контейнер для масла; 25 - термостат; 26 - регулятор давления; 27 - ЛАТР; 28 - стабилизатор напряжения; 29 - блок управления напорной системой; 30 - блок питания электромагнитных клапанов; 31 - масляный коллектор; 32 - электромагнитный клапан; 33 - блок напорной системы; 34-37 - дозировочный насос; 38 - ТЭН; I-X - вентили; М - масло; В - вода

контроля и регистрации давления на входе модели;

дозировки буферной жидкости;

жидкостных напорных и перекачиваемых контейнеров;

вентилей коммуникации потоков технологических жидкостей;

автоматического отбора проб вытесняемой из модели пористой среды жидкости.

Установка обеспечивает непрерывный процесс первичного вытеснения нефти, закачки в модель растворов реагентов и продвижение их по модели пласта закачиваемой водой при заданных температуре и расходе жидкости. Нефтевытесняющие жидкости подаются на входы пропластков в модели 2, 3,

4 и 5 через блок 8 и универсальные затворы 6. Растворы реагентов, требующие постоянного перемешивания, закачиваются в модели пористой среды с помощью блока 8. ЛАТР 27 служит для регулирования оборотов электромотора 7, приводящего в движение турбинку универсального блока закачки. Для увеличения производительности установки предусмотрено подключение через вентиль XI дополнительно двух пропластков 4 и 5. Обогрев термошкафа 1 обеспечивается водяным радиатором 38, соединенным с термостатом 25.

Применение преобразователей давления 11 обеспечивает регистрацию в процессе эксперимента изменения давления на входе моделей на самописцы 12. Визуальный контроль этой величины осуществляется с помощью цифровых индикаторов 13.

Система дозировки буферной жидкости служит для автоматической подачи буферной жидкости (трансформаторного масла) в режиме постоянного расхода в напорные контейнеры 18-22. В корпусе напорного блока 33 помещены четыре насоса-дозатора 34-37 и четыре электромагнитных клапана

32. На каждую модель пласта работает два насоса-дозатора с возвратно-поступательным движением плунжеров. Переключение направления хода поршней и одновременное переключение электромагнитных вентилей происходит автоматически по сигналу с электромагнитного блока управления напорной системой 29. Электропитание блока управления обеспечивается стабилизатором напряжения 28 и выпрямителем переменного тока 30.

Система жидкостных напорных контейнеров включает в себя контейнеры с разделительными поршнями 18-20, контейнеры 21 и 22 для закачиваемых в модель пласта вод и контейнеры 24 для поддержания необходимого уровня буферной жидкости в системе. Для очистки закачиваемой воды от

взвешенных частиц служит фильтр 17. Манометры 14 позволяют контролировать давление жидкости в контейнерах.

Вентильная система коммуникации потока технологических жидкостей I-XI в сочетании с коллекторами 31 позволяет распределить поток технологических жидкостей и сжатого воздуха по напорным и перекачивающим контейнерам в зависимости от условий проведения эксперимента.

В экспериментальной установке разработана и применена система автоматического отбора проб. Она состоит из подвижного стола с установленными на нем мерными цилиндрами 15, программатора 16 и позволяет автоматически отбирать пробы с требуемым интервалом времени.

Порядок работы на установке. При закачке воды модели подсоединяются к универсальному блоку закачки 8. До начала опыта модели прогреваются до нужной температуры в течение 2— 3 ч с помощью термостата 25 и водяного радиатора 38. Для проведения процесса закачки воды перед включением установки проверяется наличие закачиваемой воды в напорном контейнере 21. Вентили I-III и V-IX должны быть закрыты, вентили IV, XI, X — открыты, коммутатор 9 становится в положение «зак. вода». Ручки универсальных клапанов 6 вывернуты против часовой стрелки до упора. Включается стабилизатор напряжения 28 и блок питания электромагнитных клапанов 30. На панели блока управления напорной системы 29 включаются тумблеры «сеть», «мотор» и «авт.». Согласно инструкции, прикрепленной к панели программатора 16, запускается автоматический пробоотборник 15. Затем включаются блок питания преобразователей давления 10 и регистрирующие приборы 12, 13. Начинается фильтрация

жидкости в режиме постоянного расхода. Жидкость, вытесненная из модели, собирается в пробоотборнике 15, и затем в мерных цилиндрах визуально фиксируется количество нефти и воды. После завершения процесса прокачки воды выключается блок питания электромагнитных клапанов, вентиль IV закрывается. Для увеличения производительности установки процесс закачки воды может проводиться при подключении модели пласта к вентилю XI, через который подается закачиваемая вода от автономной напорной системы (насосы-дозаторы 36, 37).

Закачка реагентов или другой жидкости через дозаторы производится в следующем порядке. Коммутатор 9 ставится в положение, соответствующее используемому разделительному дозатору 18, 19 или 20. Открывается вентиль I, II или III соответственно, через который буферная жидкость давит на 280

разделительный поршень дозатора 18, 19 или 20, в верхнюю часть которого залит реагент, включается блок питания электромагнитных клапанов. После прокачивания нужного объема реагента коммутатор 9 возвращается в положение «зак. вода», закрывается вентиль I, II или III.

При закачивании реагентов с перемешиванием порядок работы следующий. Универсальный блок закачки при работающем двигателе 7 заполняется реагентом. Обороты двигателя регулируются ЛАТРом 27. Открывается вентиль IV, и ручки универсального затвора 6 поворачиваются на 8—10 оборотов по часовой стрелке. Начинается фильтрация реагента в модель. Для перехода в режим закачки воды ручки универсального затвора 6 поворачиваются против часовой стрелки до упора.

5.7. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОЦЕССОВ

ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, ОПРЕДЕЛЯЕМЫЕ

ПРИ ПОДГОТОВКЕ И ПРОВЕДЕНИИ ИССЛЕДОВАНИЙ

Исходные фильтрационно-емкостные характеристики модели неоднородного пласта:

1. Коэффициент пористости высокопроницаемого

прослоя....................................................................................... т₁

2. Коэффициент пористости малопроницаемого прослоя ............................................................................................ т₂

3. Коэффициент проницаемости высокопроницаемого прослоя по газу................................................................ к_г1

4. Коэффициент проницаемости малопроницаемого

прослоя по газу......................................................................... к_г2

5. Коэффициент проницаемости высокопроницаемого прослоя по воде.............................................................. к_в1

6. Коэффициент проницаемости малопроницаемого

прослоя по воде........................................................................ к_в2

7. Коэффициент проницаемости высокопроницаемого прослоя по нефти............................................................ к_н1

8. Коэффициент проницаемости малопроницаемого

прослоя по нефти..................................................................... к_н2

9. Начальная нефтенасыщенность высокопроницаемого прослоя....................................................................... 5_нн1

10. Начальная нефтенасыщенность малопроницаемого прослоя.............................................................................. 5_нн2

11. Насыщенность остаточной водой высокопроницаемого прослоя....................................................................... 5_нв1

12. Насыщенность остаточной водой малопроницаемого прослоя....................................................................... З_ив2

13. Объем пор высокопроницаемого прослоя модели пласта.................................................................................... У_п1

14. Объем пор малопроницаемого прослоя модели

пласта.......................................................................................... У_п2

4. Объем вытесненной нефти водой из высокопроницаемого прослоя................................................................... V_hb1

5. Объем вытесненной нефти водой из малопроницаемого прослоя....................................................................... V_hb2

6. Суммарный объем вытесненной нефти водой из

модели в целом......................................................................... V_hb

7. Объем вытесненной нефти из высокопроницаемого прослоя за водный период............................................ V^_b1

8. Объем вытесненной нефти из малопроницаемого

прослоя за водный период..................................................... V^_b2

9. Суммарный объем вытесненной нефти за водный период................................................................................. V '_ив

10. Объем вытесненной воды из высокопроницаемого прослоя к концу процесса вытеснения нефти водой ... V_bb1

11. Объем вытесненной воды из малопроницаемого

прослоя к концу процесса вытеснения нефти водой........ V_bb2

12. Суммарный объем вытесненной воды из модели

пласта к концу процесса вытеснения нефти водой........... V_bb

13. Объем вытесненной нефти из высокопроницаемого прослоя к концу процесса вытеснения................. У_ик1

14. Объем вытесненной нефти из малопроницаемого прослоя к концу процесса вытеснения............................ У_ик2

15. Суммарный объем вытесненной нефти из модели в целом к концу процесса вытеснения........................... V™

16. Объем вытесненной воды в конце вытеснения

нефти из высокопроницаемого прослоя.............................. У_вк1

17. Объем вытесненной воды в конце вытеснения

нефти из малопроницаемого прослоя.................................. V_m2

18. Суммарный объем вытесненной воды из модели

в целом в конце вытеснения нефти...................................... У_вк

19. Дополнительный объем вытесненной нефти из

высокопроницаемого прослоя после применения нового метода................................................................................ ДУ_н1

20. Дополнительный объем вытесненной нефти из

малопроницаемого прослоя после применения нового метода......................................................................................... Д V_h2

21. Суммарный дополнительный объем вытеснен

ной нефти из модели пласта после применения нового метода......................................................................................... ДV_н

По результатам лабораторного опыта по вытеснению нефти из модели послойно-неоднородной пористой среды опреде

ляются следующие характеристики:

1. Коэффициент вытеснения нефти за безводный период из высокопроницаемого прослоя модели пласта К_вб1

2. Коэффициент вытеснения нефти за безводный период из малопроницаемого прослоя модели пласта .... К_вб2

3. Средний коэффициент вытеснения нефти за

безводный период для модели в целом ............................................................Квб

4. Остаточная нефтенасыщенность высокопрони

цаемого прослоя модели пласта в конце безводного периода..............................................................................................................................................................................5об1

5. Остаточная нефтенасыщенность малопроницаемого прослоя модели пласта в конце безводного периода.. 5_об2

6. Остаточная нефтенасыщенность пор модели пласта в целом в конце безводного периода вытеснения..........5_об

7. Коэффициент вытеснения нефти водой из высокопроницаемого прослоя модели пласта..........................................................К_в1

8. Коэффициент вытеснения нефти водой из малопроницаемого прослоя модели пласта..................................................................К_в2

9. Средний коэффициент вытеснения нефти водой

из модели пласта в целом............................................................................................................К_в

10. Прирост коэффициента вытеснения нефти водой из высокопроницаемого прослоя за водный период .. ДК_в1

11. Прирост коэффициента вытеснения нефти водой из малопроницаемого прослоя за водный период ДК_в2

12. Прирост среднего значения коэффициента вытеснения нефти водой в целом по модели......................... АК_в

13. Остаточная нефтенасыщенность высокопрони

цаемого прослоя модели пласта в конце вытеснения нефти водой............................................................................... 5_ов1

14. Остаточная нефтенасыщенность малопроницае

мого прослоя модели пласта в конце вытеснения нефти водой...................................................................................... 5_ов2

15. Средняя остаточная нефтенасыщенность пор

модели пласта в конце вытеснения нефти водой............. 5_ов

16. Безразмерный объем прокачанной жидкости в

конце вытеснения нефти водой............................................. т_в

17. Коэффициент вытеснения нефти после приме

нения нового метода для высокопроницаемого прослоя модели пласта................................................................. К_вк1

18. Коэффициент вытеснения нефти после приме

нения нового метода для малопроницаемого прослоя модели пласта........................................................................... К_вк2

19. Средний коэффициент вытеснения нефти для

модели пласта в целом после применения нового метода.............................................................................................. Квк

20. Остаточная нефтенасыщенность высокопрони

цаемого прослоя модели пласта в конце процесса вытеснения...................................................................................... 5_ок1

21. Остаточная нефтенасыщенность малопроницае

мого прослоя модели пласта в конце процесса вытеснения ........................................................................................... 5_ок2

22. Средняя остаточная нефтенасыщенность модели

в целом в конце процесса вытеснения................................ 5_ок

23. Безразмерный объем прокачанной жидкости в

конце вытеснения нефти из модели пласта с применением нового метода............................................................. т_к

24. Прирост коэффициента вытеснения нефти из

высокопроницаемого прослоя после применения нового метода.................................................................................... АК_в1

25. Прирост коэффициента вытеснения нефти из

малопроницаемого прослоя после применения нового метода......................................................................................... АК_в2

26. Средний прирост коэффициента вытеснения

нефти для модели в целом.................................................... АК_в

27. Водный фактор в конце вытеснения нефти водой из высокопроницаемого прослоя................................... Я_в1

28. Водный фактор в конце вытеснения нефти водой из модели малопроницаемого прослоя........................ Я_в2

29. Средний водный фактор в конце вытеснения

нефти водой из модели пласта в целом.............................. R_b

30. Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти водой из высокопроницаемого прослоя................... ZR_b1

31. Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти водой из малопроницаемого прослоя...................... ZR_b2

32. Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти водой для модели пласта в целом........................... ZR_b

33. Водный фактор в конце вытеснения нефти с

применением нового метода для высокопроницаемого прослоя....................................................................................... R_Bli1

34. Водный фактор в конце вытеснения нефти с

применением нового метода для малопроницаемого прослоя....................................................................................... R_br2

35. Средний водный фактор в конце вытеснения

нефти с применением нового метода для модели пласта в целом................................................................................ R_bi,

36. Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти с применением нового метода для высокопроницаемого прослоя................................................................... 1Я_вк1

37. Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти с применением нового метода для малопроницаемого прослоя....................................................................... ZR_b^

38. Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти с применением нового метода для модели пласта в целом................................................................................ ZR_b,c

Формулы для расчета основных характеристик вытеснения нефти из модели послойно-неоднородного пласта, состоящего из двух пропластков, приведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Формулы для расчета основных характеристик вытеснения нефти из модели послойно-неоднородного (двухслойного) пласта

№ п/ п	Наименование характеристики вытеснения	Формула расчета
1	Коэффициент вытеснения нефти из высокопроницаемого прослоя за безводный период	*Квб1* = Vh61/Vh1
2	Коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемого прослоя за безводный период	^Kb62 = ^Vh62^/Vh2
3	Средний коэффициент вытеснения нефти из модели в целом за безводный период	Квб = Vh₆/Vh
4	Коэффициент вытеснения нефти водой из высокопроницаемого прослоя	Kb1 = Vhb1/Vh1
5	Коэффициент вытеснения нефти водой из малопроницаемого прослоя	*Kb2* = Vhb2/Vh2

№ п/ п	Наименование характеристики вытеснения	Формула расчета
6	Средний коэффициент вытеснения нефти водой из модели в целом	Кв = V^/V
7	Прирост коэффициента вытеснения нефти за водный период из высокопроницаемого прослоя	ДКв1 = v^/ V_H1
8	Прирост коэффициента вытеснения нефти за водный период из малопроницаемого прослоя	ДКв2 = v^/V_H2
9	Средний прирост коэффициента вытеснения нефти водой за водный период по модели в целом	ДКв = v^/ v_h
10	Безразмерный объем прокачанной жидкости к концу вытеснения нефти водой для высокопроницаемого прослоя	Тв1 = (Vнв1- Vвв1)/Vп1
11	Безразмерный объем прокачанной жидкости к концу вытеснения нефти водой для малопроницаемого прослоя	^Тв2 = ⁽Кв2 ^— ^в2^^2
12	Среднее значение безразмерного объема прокачанной жидкости к концу вытеснения нефти водой для модели в целом	Тв = (Кв — Vвв)/Vп
13	Коэффициент вытеснения нефти из высокопроницаемого прослоя после применения нового метода	Квк1 = V_HK-\/V_H-\
14	Коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемого прослоя после применения нового метода	Квк2 = V_HK2/V_H2
15	Средний коэффициент вытеснения нефти из модели в целом после применения нового метода	Квк = Кк/К
16	Прирост коэффициента вытеснения нефти из высокопроницаемого прослоя после применения нового метода	ДКв1 = Д^1/К1
17	Прирост коэффициента вытеснения нефти из малопроницаемого прослоя после применения нового метода	ДКв2 = Д^2/К2
18	Прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели в целом после применения нового метода	ДКв = AV_H/V_H
19	Безразмерный объем прокачанной жидкости через высокопроницаемый прослой модели в конце процесса вытеснения	^Тк1 =
20	Безразмерный объем прокачанной жидкости через малопроницаемый прослой модели в конце процесса вытеснения	^Тк2 = ^VK2^/Vri2

№ п/ п	Наименование характеристики вытеснения	Формула расчета
21	Среднее значение безразмерного объема прокачанной жидкости через модель пласта в целом в конце процесса вытеснения	Тк = Уж/Уп
22	Коэффициент остаточной нефтенасы-щенности пор высокопроницаемого прослоя в конце процесса вытеснения	5нк1 = (^Унн1 ^— Унк1^)/^Уп1
23	Коэффициент остаточной нефтенасыщен-ности пор малопроницаемого прослоя в конце процесса вытеснения	5нк2 = (Унн2 — Унк2)/Уп2
24	Коэффициент остаточной нефтенасы-щенности пор модели пласта в целом в конце процесса вытеснения	5нк = (Ун — Унк)/Уп
25	Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти водой для высокопроницаемого прослоя	ЕКв1 = Увв1/Унв1
26	Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти водой для малопроницаемого прослоя	*Т,Кв2 =* ^Увв2^/Унв2
27	Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти водой для модели в целом	*ЕКв* = (Увв1 + Увв2)/ (Унв1 + Унв2)
28	Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти для высокопроницаемого прослоя	ЕКк1 = Увк1/Унк1
29	Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти для малопроницаемого прослоя	*^ЕК*к2 = ^Увк2^/Унк2
30	Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти для модели в целом	ЕК = (Увк1 + Увк2)/ (Унк1 + Унк2)
31	Проницаемость по воде высокопроницаемого прослоя	*к1 = О^ь/ Ар* 4
32	Проницаемость по воде малопроницаемого прослоя	*к2 = О2^вЬ/* Ар 4
33	Средний коэффициент проницаемости двухслойной модели по воде в конце эксперимента	*к = (к! + к₂)/2*

5 ГИДРОТРАНСПОРТ С ПОМОЩЬЮ ЭРЛИФТА

В некоторых случаях гидротранспорт гидросмесей целесообразно осуществлять эрлифтом. С этой целью по воздухопроводу в смеситель подается сжатый воздух, который далее, смешавшись с гидросмесью, поступает в подъемные трубы. Требуется определить давление у башмака подъемных труб в зависимости от расхода жидкости, твердой фазы и воздуха.

Задачу будем решать для случая, когда разность между средними скоростями жидкости и твердой фазы равна нулю.

Известно, что для решения задачи по движению аэрированной жидкости пользуются объемной концентрацией газа в смеси газ — жидкость

ф = —^г—,

V + V

где V_iK — объем жидкости; V_T — объем газа при данном давлении.

Согласно А.А. Арманду, С.Г. Телелетову и др., объемное газосодержание при движении водовоздушной смеси в вертикальных трубах определяется так:

при значении параметра Фруда Fr > 3,72

где р_а — атмосферное давление; р — давление в данном сечении; q_a — расход газа при нормальных условиях.

Таким образом, по (5.1), (5.3) и (5.4) получим

o,8~~i^qaPa~~ . (5.5)

qaPa + qжP

При Fr < 3,72 расчеты по определению истинной концентрации проводятся так:

Ф = ²'²~~^VFr~~- в. (5.6)

1 + 2,2VFr

Если считать, что скорость смеси жидкости и твердой фазы составляет у_смт = 3 м/с, то, приняв у_смт = у_см, и при d = = 0,15 м получим

F-см = 6,12.

Значит, в рассматриваемой задаче объемную (истинную) концентрацию будем находить по формуле (5.5).

Таким образом, дифференциально малое значение гравитационной составляющей при движении водовоздушной смеси можно определить из выражения

dpa = ^ж(1 - Ф) + Y^jdx, (5.7)

где Yж ^и Y г — удельный вес соответственно жидкости и газа при данном давлении.

Так как второе слагаемое в квадратных скобках намного меньше первого, то с высокой точностью имеем:

^dPG = Yж⁽¹^— Ф^{) dx (5}.⁸⁾

Тогда по (5.5) и (5.8)

dP_G = Y _ж ⁰^,¹⁹~~^qaPa~~ + ^q~~™^P~~ dx. (5.9)

q a Pa + q ж P

Очевидно, что для определения гравитационной составляющей газированной гидросмеси необходимо заменить в (5.9)

Y _ж = Y™ (Y™ — удельный вес гидросмеси). Тогда по (3.8) и (5.9) можем записать:

dP_G = ^Y ж^qж + ^YтЧт °,¹⁹^qa^Pa + ^qж^P dx. (5.10)

^q т + ^q ж ^q a ^Pa + ^q ж^P

Известно, что потери давления на трение при движении водовоздушной смеси на дифференциально малом участке длиной dx в вертикальной трубе при в < 0,9 определяются [1, 2j по формуле

Фтр = Фтр 0-ГТТ- I⁵'¹¹)

(1 -ф)^1,53

где dp_Tp0 — потери давления на трение на дифференциально малом участке dx при движении однородной жидкости. Согласно формулам Дарси — Вейсбаха и Блазиуса

0 241434ii 0,25.^ 0,75q 1,75

Фтр 0 = ⁰~~'²⁴¹⁴³^47 ^qж~~ dx. (5.12)

Значит, по (5.5), (5.11) и (5.12)

dpтp = ⁰^,²⁴¹⁴³У^,25уЖ⁷⁵д ж⁷⁵' q a Pa + q жР ⁽^1,53dx. (5.13)

g ^0,75d ^4,75 ' ^0,19q a Pa + q ж P¹

Для того, чтобы использовать формулу (5.13) в случае движения аэрированной гидросмеси, положим с^ж⁷⁵ = (с_ж + С_т)^1,75, а также | = |_см, у _ж = у_см. Тогда, пользуясь выражениями (3.8), (3.16), запишем:

-,0,25

% ( 2 16,6дт

1 + ~~^2,5q~~^т +10,05% ^q^т I + 0,00273e ^^

^q т + ^q ж & ^q т + ^q ж I

dpтp = ^0,241434i ^ж25' '

g ⁰⁷⁵d⁴⁷⁵

_ч 0,75 , >1,53

~~^{Y жСж}~~ ~~+ ^YтСт~~I (с_ж + с_т)¹⁷⁵' ^q~~^aPa~~ + ^q~~^жp~~ I dx.

- - - ^p)

(5.14)

q ж + q т ) &^0,19q a pa + qжP)

Очевидно, что уравнение равновесия для дифференциально малого объема, ограниченного диаметром труб и длиной dx, запишем в следующем виде:

dp = dp_G + dpтp.

Значит, по (5.10) и (5.14) можем составить дифференциальное уравнение

dp = ³ Y ж^сж + Y т^ст ⁰,¹⁹^qa^pa + ^qж^p + ⁰,²⁴¹⁴³⁴И ж

1 2,5q т

1 + —~~^г^^т~~ +

^q т + ^q ж

g °'⁷⁵d ⁴⁷⁵

^q ж + ^q т

q a Pa + q жP

0,25

% (2 16, 6ст

+ 10,05%—^т— I + 0,00273e ^^

& ^q т + ^q ж I

% ( ^0,75 % Y ж^С ж + Y T^q т I & ^q ж + ^q т I

(q ж + q т)¹ x

/ \ 153 I

% ~~^q a ^Pa + ^q ж^P~~ ( I dx.

' ⁰'¹⁹q a Pa + q ж P^I I

^рбаш Y ж⁴³ - j-

, _х 1,53

Pa _а ^0,¹⁹q a Pa + q ж P + b q a Pa + q жР ⁽

& 0,19q

q a Pa+q жP

Y т

a Pa + q ж P

q ж + q

где а

^q ж + ^q т

0,25

% ( 2 ¹⁶^,⁶<7ж

1+ ~~^2,5^{q т}~~ +10,05% ——— * + 0,00273e ^?т+?ж

^q т + ^q ж & ^q т + ^q ж *

b = 0,241434^ ж;²⁵

Y жж²⁵д ⁰^,⁷⁵d^4,75

0,75

x [q ж+—q т 'j (q ж+q т).

& ^Y ж '

Выражение (5.15) перепишем так:

^P6mTT

y ж¹^- a j—

⁽q a Pa + q жP^)dP

(5.16)

(

^a & ^0,19q a Pa + q ж P.

₁+ b f q a Pa + q жP

^(0,¹⁹q a Pa + q жP⁾

Легко установить, что

253

b I q a Pa + q ж P ⁽

<< 1.

^a & ^0,19q a Pa + qжP,

Тогда с достаточной точностью можно заменить (5.16) следующим выражением:

3,53

q жP

q a Pa

y ж¹^- a j

dP .(5.17)

q жP

0,19+

^аш ^аш ^pбаш

' qж j P^dP _ ь j

- ₀₁₉, qжP ^aq aPa J ₀₁₉, qжP J

Pa ^0,19 +--Pa ^0,19 +--Pa

q a Pa

Для того чтобы раскрыть третий интеграл правой части выражения (5.17), произведем замену:

q жP

q a Pa

q жP

q a Pa

0,191-1

¦(1-1)

q ж

q a Pa

Отсюда dP = - ⁰~~'⁸¹~~^q ~~a ^Pa~~ d1.

q ж(1 -?)²

Тогда

, _x 3,53

₁+ q »p

q a Pa

0,19+

^bf

q жP

q a Pa

. 0,81bq a Pa r? d1

dp-

(1-?)²

q ж

Произведем еще одну замену:

? = у².

Тогда

?^3,53 - у⁷;

d? = 2ydy.

Следовательно,

, _х 3,53

₁+ q жP

q a Pa

^bf

dp--

q жP

0,19+

^1,62bq ap^ у dy .

qж J (1-у²)²

q a Pa Так как

у⁸

(1 - у²)² (1 - у²)²

^1,61bq a Pa

q ж

q a Pa

у⁴+2у²+3+

-J

dp-

(1-у²)²

q жP

0,19+

q a Pa ,

_ ¹⁶²^bqaPa

— + - у³ + 3у +—⁴—ln-

⁵³ 1 - у² у ^-¹ 2(1 - у²)

1 i У + 1 + — ln ¹

2 y _ 1

или, переходя от y к i, получим:

3,53

dp--

' 5 5

^1,62bq a Pa

2а

q ж

q жP

q a Pa

^P6flTTT

_ ^bJ

^Pa

q жP

0,19 +

q a Pa

4^ баш 1^л/^баГ + ¹

-1 ^/i

³(

V? баш ¹¹ⁱ а ^ а ¹²⁽¹ⁱ баш⁾

баш

²(¹_iа) ² (с_1)(,/1а+1

Следовательно, по (5.17)

^q ж^аш

1 q a Pa l_n q a Pa

+ 0,1 9

- +1

Y ж1 - -

Pбаш _ Pа _ 0,19X

q ж

^a qж

^ж + 0,1 9

^qa

^q ж^pбаш + 0 19⁽

₁ I 5 5 ( ₂1 3 3 (

¹ S2 _i 2 j + ²1 i 2 _i 2 j +

'.ЯТТТ Цд ^j “

^1,62bq a Pa

X ln-

q ж

+ 0,1 9

Таким образом, при заданных q_ж, q_т, q_a, p_a, 1, d, ^_ж и y_ж

по уравнению (5.18) можно определить р_6аш, т.е. давление у нижнего торца колонны труб; очевидно, что расчеты по определению р_6аш выполняются методом последовательных приближений.

Для удобства проведения расчетов представим уравнение (5.18) в "безразмерном" виде:

+ 0,19

Y ж¹ Pa

% Y т ^q

9ж

^qa

- + 0,19

1 + a

^0,19q a J_n_ q a P.

Pба:

q ж

⁰,3⁸⁸⁷⁰⁸qж^⁷⁵сa %i+ ^a0 Yт

^qж Рбаш

q a _ln q a Pa

& ¹^-a0 Yж)

+ 0,19 1 + a

-ii + 0,19

^qa

q^P6jm . Л.<

X (1 + 2,5a ₀ + 10,05a 2 + 0,00273e¹⁶'^6a°)°'²⁵

а³ I + 3%^ _^Ю + j&in^ii¹ _ Jk

) & >¹ _^fc баш «аш _ 1 ¹ _^fc а

баш

+ —

_X
1пУ^+¹ _wбаш++1 _ln ба^ш+ⁱ)(yi7¹

У§Г_^j
j_^fcбаш ^j_^fcа ² (|₆аш _^1_)

(5.19)

u^1/7_q

жж

где Сж

y ж^/7д ^3/7d^19/7

^qж ^pбаш

q a Pa

баш

^q ж ^pбaш

q a Pa

0,19 +

q ж

fc а =¦

0,19 ^-^^ж-

q a

Расчеты по уравнению (5.19) можно проводить так: при принятых , a₀ задаемся различными р_баш/Ра ^и

q ж y ж

определяем значение Y^/Pa

Выполним расчеты при y _т/ Y _ж = 2,6, a₀ = 0,1, = 20,

q ж

q_ж = 0,13 и различных р_баш/р_а. При принятых исходных данных уравнение (5.19) принимает вид

1 ^рба

0,1 9

— + 0,8621% ^аш-1-

1 ж Pa

0,24 & Pa

1 ^рбаш

- 3,8ln ²⁰~~^Pa~~

-40,0355

0,24

₁ + _L Рбаш '

¹^рбаш ²⁰ Pa

2 + —

20 Pa

+ 3

¦2,09165

¹ Рба

¹^рбаш 20 Pa

0,19-

20 Pa

+ 0,1 9

		1 + 1 ^рбаш
+ 0,28607	1	²⁰ Pa
	5-	0,19 + ¹^рб^аш
		a P 0 2

¦9,15097

0,19-

¹^рбаш 20 Pa

¹^рбаш ²⁰ Pa

¹^рбаш 20 Pa

_L Рм

²⁰ Pa

_L Em

²⁰ Pa

0,19+

0,2844 +

0,81

_L Еба 20 Pa

0,19+

-1

0,19+

¹^рбаш

+ 18518 1

0,3531

1 ^рба]

20 Pa

1 ^рба]

20 Pa

0,19+

+⁴⁴ ln-

(5.20)

1 ^рбаш 20 Pa

1 ^рбаш

Результаты расчетов по выражению (5.20) приведены в табл. 5.1.

Теперь найдем давление нагнетания.

Перепад давления dp на дифференциально малом участке dx определяется как

dp = Y_rdx, (5.21)

где Y_r — удельный вес газа при данном давлении.

При изотермическом расширении идеального газа

Y г = Y а ^P, (5.22)

где Y _а — удельный вес газа при нормальных условиях; р и р_а — соответственно давление в данном сечении и атмосферное давление.

Значит, по (5.21) и (5.22) имеем

ln ^.

^p6^ ^pa

Отсюда

Y a¹

Pн = Pбаш^{e Pa}, (5.23)

где Рн — давление нагнетания.

Выражение (5.23) известно как формула Лапласа. Реальные газы в отличие от идеальных подчиняются уравнению состояния

^p = zRT, (5.24)

Y г

где z — коэффициент сжимаемости газа; определяется в результате экспериментальных исследований и зависит от температуры и давления.

Если принять, что z — величина постоянная и определяется при средних значениях р и Т, то уравнение Лапласа можно записать так:

Т а б л и ц а 5.1

^p6isn Pa	Y ж¹ Pa	^p6isn Pa	Y ж¹ Pa	№аш Pa	Y ж¹ Pa	№аш Pa	Y ж¹ Pa
10	19,430	35	53,832	60	80,736	85	105,161
15	27,679	40	59,529	65	85,762	90	109,870
20	34,967	45	65,038	70	90,708	95	114,622
25	41,558	50	70,392	75	95,584	100	119,161
30	47,894	55	75,617	80	100,400	105	123,758

Y a lTa

где z_cp — значение z, найденное при среднем давлении р и температуре Г_ср.

Представим выражение (5.23) в виде

Y aY ж¹

Р н = Р₆а_Ше^{Y жPa}. (5.26)

Если принять, что — =0,001, то

| а

Y ж

_р
р 0,001-1^-

^рн = ^рбат e Pa . (5.27)

Pa Pa

При различных ~~^Рбаш~~ и соответствующих , взятых из

Pa Pa

табл. 5.1, по формуле (5.27) были проведены расчеты для определения — (табл. 5.2).

Проверим при принятых д_ж и д_т, будет ли выноситься твердая частица.

Согласно принятым исходным данным, а также у_ж = = 10⁴ Н/м³, и_ж = 10^-3 Па-с, d = 0,15 м и д_ж = 0,13 имеем:

1 3

_q = Y жg⁷d^qж = 3,7276 - 2,6607 - 0,0058033 - 0,13 = ₀₀₂_м3_/с

1 0,3727595 ' '

и ж

Значит, средняя скорость жидкости у нижнего торца колонны

_ ⁴qж

nd²(1 - ф)

Т а б л и ц а 5.2

^рбаш Pa	^рн_ Pa	^рбаш Pa	^рн Pa	^рбаш Pa	^рн_ Pa	^рбаш Pa	^рн Pa
10	10,196	35	36,936	60	65,045	85	94,42
15	16,765	40	42,453	65	70,820	90	100,45
20	20,711	45	48,024	70	76,646	95	106,54
25	26,061	50	53,646	75	82,523	100	112,66
30	31,472	55	59,320	80	88,449	105	116,62

nd²(1 _ 0,81р)

В соответствии с (5.3) и (5.4)

С a Pa в _ ^q ж ^аш

q a Pa + ₁

^qж ^pбaш

При наших исходных данных

в _^;

^ +1 80

в = 0,2.

Следовательно,

4 • 0,02 v ж _---;

1_ж = 1,35 м/с.

Согласно формуле (2.8) при Re > 1500 скорость свободного падения частицы

v_s _ 0,66395. (5.28)

При Yi- = 2,6^10⁴ Н/м³ и y = 10⁴ Н/м³

v_s _ 2,63045 л/dr. (5.29)

В табл. 5.3 приведены значения v_s при различных d_v В табл. 5.3 приводится также параметр Рейнольдса, определяемый по формуле

Re _ Ы^.

Т а б л и ц а 5.3

d^ м	V_s, м/с	Re	d^ м	V_s, м/с	Re
0,010	0,2630	2 630	0,028	0,4402	12 326
0,013	0,2999	3 898	0,031	0,4631	14 356
0,016	0,3327	5 323	0,034	0,4850	16 450
0,019	0,3626	6 889	0,037	0,5060	18 722
0,022	0,3902	8 584	0,040	0,5261	21 044
0,025	0,4159	10 397	0,043	0,5455	23 456

Так как Re > 1500, то полученные значения v_s можно принять. Из сравнения значений v_s, приведенных в табл. 5.3, и v* видно, что во всех случаях v* > v_s, т.е. вынос частицы будет обеспечен даже у башмака (нижнего торца); в сечениях с меньшими р имеем более высокое газосодержание, а значит, и относительно большие v^

В случае, если давление у верхнего торца вертикальной колонны р_у не равно атмосферному р_а, по аналогии с (5.19) получим

- + 0,19

Хж1_:

Ра

Рба

0,81

% Y т

qж

«Ж.+ 0,19 p_a q а Ра

1C^-¹)

1 + а

^-¹)

1,75 ^qa ' 1 + ^а 0 ^Y т * «ж ' ¹^-а0 Y ж *

+ 0,3887q ж

1 + 2,5а₀ +10,05а2 +

1 L о

1,25

0,00273е^166а°)

баш

эбаш

- 2 | +

эу I +

5 ( % 3 3 ( _

' ^2|^ -1у2|+3%^-^

баш in баш + ¹ +¹ _- ¹,^ ? баш + ¹^,^i7

-1

(5.30)

баш

+ - in

(V^m баш + !¦)	^-1)'
(У^т баш ^- ^	(¦& +¹

^q ж ^ру q а Ра

где i _у

0,19 + ^

q а Ра

Вышеприведенные соотношения применимы, когда по всей длине лифта в < 0,9.

Давление р', разделяющее весь поток на две части — длиной l₁, где в < 0,9, и длиной l₂, где в > 0,9, — определяется из выражения для в при условии в = 0,9, т.е.

^Р

q а ^рТ + q ж р

P' _ ^ Pf, (5.31)

^q ж ⁹

где р' — давление в сечении, где в = 0,9.

В работе [9] было установлено, что истинное газосодержание при в > 0,9 может быть найдено так:

ф = 2,503в - 1,503. (5.32)

Потери давления на трение на дифференциально малом участке длиной dx согласно [9]

^dpтр ^dpтр 0 2 ' ⁽⁵.³³⁾

(1 _ф)

где dp_тр₀ — потери давления на трение при движении

однородной жидкости.

Тогда по формулам Дарси — Вейсбаха, Блазиуса и (5.32)

0 241 4341 0,25» 0,75q 1,75

dp_тр _ ~~^0,241434^^{ж Yж Сж}~~— dx, (5.34)

g ⁰⁷⁵d ^4,75(2,503 _ 2,503Р)²

или по (5.32) и (5.34)

dp _ ~~^0,24143~~Ф~~^ж25~~Ч ~~^^ж^?5~~ %^q~~^жP~~ + ^q~~^aPa~~ j dx. (5.35)

^р g⁰⁷⁵d⁴⁷⁵ ' 2,503qжP ^j ' ¹

Составив уравнение динамического равновесия для

дифференциально малого участка dx и использовав (5.32) и (5.35), получим:

dp _ 2,503y _ж(1 _^dx + ~~^0,241434и^жА/^~~^ж~~;⁷⁵~~ %^q~~^aPa~~ + ^q~~^жp~~j dx.

g^0,75d⁴⁷⁵ & 2,503qжP J

Или, подставив выражение для в, можем записать:

dp _ A⁵⁰³Y ж^с ж^p + ⁰,²⁴¹⁴³⁴И ж ^Y ж ^с ж ' ^с ж^p + ^с a^pa j dx

q a Pa + q ж P g ⁰^,⁷⁵d ⁴⁷⁵ & 2,503q жP J '

Отсюда

Y жl2 _ f-^-₂. (5.36)

Pу 2,503q жP + 0,241434^ Ц²⁵ _с_ж.75 % С ж P + С a Pa ⁽

q a Pa + q жP g ^0,75d ^4,75y Hi²⁵^ж & ^2,503q жP ^j

Здесь l₂ — длина участка труб, на котором расходное газосодержание в > 0,9.

⁽q a Pa + q жР^)аР

⁽ ЯжЕ + q a Pa V 2,5

0,25_q 1,75

^Еу 2,503q_жр

1 + A

^2,503q жР

. 0,241434u y⁵q

где A - —-~~^Гж~~⁴

Так как

g ⁰⁷⁵d ^4,75у ж,²⁵

A( ^qж^р + ^qa^pa ) << 1,

& ²,⁵⁰³qжР *

то (5.37) перепишем так:

_Y 1 = Г qaPa + qжP 1_- A' Я^+ЛжЕ)

^Y^ж2 J 2,503ЛжР & 2 503ЛжР *

dp,

или

Y -1» - 2^ +Е-Е^у - a J-( ^) dp.

(5.38)

^2,503Л ж Ру

Заменим

_ q a Pa + q жР

^ру

У1

^2,503Л жР

или

р = Я a Pa

Я ж ^2,503У 1 ^-¹

Отсюда

2,503q a Pa dy 1

Я ж (2,503y ₁ - 1)²

dP -

Значит,

_-г' Я a Pa + q жP * J ' ^2,503qжР *

^2,503q a p_a

q ж

y 1^dy 1

¦/(

dp -

Проведем еще одну замену:

2,503y₁ -Тогда

1 + V ,

У1 = ' ^dY1

2,503 2,503

Следовательно,

(1 + V)⁴dV

^2,503q а Ра

q ж

y1^dy 1

q а Ра

(²^,⁵⁰³У1 -¹)² (2,503)⁴q_:

В результате интегрирования и проведения обратных замен получим

-A rf~~^q а^Ра +~~ ^q~~ж^Р~~( ⁴dp = -J ( 2,503qжР )

% qжР⁽³_-%^qж^ру* ( q а Ра *

q а Ра ^A

2,503) qж

+ 4ln— + 6 X

р'

q а Ра

_X ! q а Ра + q ж Р' _- ^q а ^Ра + ^q ж^Ру j +

q жР

q ж Ру

% q а Ра * ³_-% q а Ра ⁽ ( qжР')

q а Ра

q жРу

(5.39)

q р

q жРу

Следовательно, по выражениям (5.38) и (5.39)

0,25„ 1,75

^Y ж¹: _____|______г ^ ^ ₁__

Ра ^2,503q ж ^ Ру ^ Ра Ра ж ^0,75d ^4,75Y _}^0,25

lnPl + р!-Ejl+0,006151-^г ~~^иж «^ж~~— x

q а

% q жР'*³ _-%^q ж ^py *

( q а Ра )

4 l_n ^ + 6% ^qа^ра + ^qж^p' _- ^qаРа + ^qжPy j +

P' ( «жР' «жРу

q а Ра

_j2

% q а Ра V ( qжР')

^j*

q жр)

q а Ра

^q ж^р,

q а Ра

q жР,

(5.40)

Для того чтобы использовать формулу (5.40) в случае гидротранспорта гидросмеси, необходимо заменить Y_ж удельным весом смеси жидкости и твердой фазы, определяемой согласно (3.7), вязкость жидкости ^_ж — вязкостью смеси в соответствии с формулой Томаса (3.16), а также «ж⁷⁵ = («_ж + qj^1,⁷⁵.

Значит, по (5.40), (3.7) и (3.16) можем записать:

qа l_n Р_ + Р__-+ ^0,006151qа«ж

Y ж¹2

% Y т ⁽( ^2,503qж Ру Ра Ра

%, Y т ⁽

^qж| ^1-а0 + ^а0 * ( Y ж )

^Р

% ( ¹⁷⁵ 0 25

X [1 + -^ j %1 + 2,5a ₀ + 10,05a 2 + 0,00273e¹⁶⁶^a0V x

& 1 _ a 0 J & ^J

l qжP'j ³ _ % ^qж^pу j

& С а Pj J

+ 41_n -^pL + 6% ^qa^Pa + ^qж^p' _ ^qaPa + ^qжPУ j + p' ' qжP' qжPу

q а Pj

(5.41)

& q !P'J

q жPу

Очевидно, что общую длину лифта можно представить как

1 = li + l2. (5.42)

Тогда, полагая, что 1₁ определяется по (5.30), в соответствии с (5.41) и (5.42) при условии р_у = р' и ^_у = fc' получим:

y ж¹¹ l q a _ш

Pу Pj Pj J

._1n PL + _Pl_ PJL( + 0,00615 lq qж⁷⁵

Pa ₁ % Yт M ^2,503Сж

1 + a 0j —^L _ 1j & Y ж J

¹ + ^a 0'— _^l(

& Y ж J

q ж

175

x fi + -aLJj

^l& 1 _ a ₀ J

1 + 2,5a₀ + 10,05a0 + 0,00273e¹⁶⁶^a0j ' x

% qжP'⁽³ %^qж^pу⁽

+ 41_n ^PL + 6% ^qa^Pa + ^qЖ^p' _ ^qaPa + ^qжPУ⁽ +

& q а Pj J

q а P_a

q !P

q ж Pу

l q a Pa j ² _ % q а Pj ⁽

' q жP'J & q жPу

l q a Pa j ³ _ % q а Pj ⁽

' q жP'J & q жPу

+ —

0,81

¹ + ^a 0 l— _ ^l(

& Y ж J

^qж ^pбa— ^qa _1n ^qa ^Pa

+ 0, 1 9

Pбaш _ P

x-^ln

+ 0,3887q ж⁷⁵ x

% Y j ¹+^a⁰&^ _ j

^q^ж 9ж. + 0 ,19

q ж

q a Pa

j 0,75

11 + ——— j %1 + 2,5a ₀ + 10,05a 2 + 0,00273e^166a0V x

& ¹ _^a0 YжJ & ^J

' ^ ^j+3%_л/?^аш _^+x

i ( ₂ % 3

' 2 j + ² i & 2 .

3 I Ъ баш

x l_nV ¹ баш +¹ VI⁷ + ¹ _- W ¹ баш + +

л/1^аш-1 ¹-?' л/|7-1 ¹ — I баш ¹-j'

1 _ln +¹^)-¹)

² V¹ баш ^-1) +¹

q ж г

q a Pa

где | '

Я ж Р

0,19 + -

q a Pa

Расчеты показали, что вторым слагаемым правой части выражения (5.43) можно пренебречь ввиду его относительной малости. Тогда получаем следующее расчетное соотношение:

⁽

.ln Е- + Е- - ^ру* +¦

Ру Ра Ра

Y ж¹ Pa

0,81

%Y т М 2,503q

1 + a,

1 + a.

^qж ^рбаш + 019

~~^{Рбаш р}~~'-+ 0,3887Яж⁷⁵—x

^qa ^Pa

x ln

¹ + ^a 0 ⁽— ^-1'| & Y ж )

^Я~~^{ж Р}~~ + 0,19 _Г

q a Pa ^Е

0,75

⁽

x [1 + -^JLd (1 + 2,5a₀ + 10,05a0 + 0,00273e^166a0) ' x

& ¹^-a0 Yж* & '

, ( 5 5) „ ( 3

¹ IS 2 _- |' 2 j + _ j| 2 .

5 j Ъ баш Ъ * ¹ 3 j Ъ баш

-) I

'Ч + 3(VS“ -#) + f¹^ x

I & ¹¹^-¹ баш

_xl^¹ баш +¹ ^ l_n^l^l + ¹ _- ¹,^/¹^баш + WT .

л/1^аш-1 ¹-?⁷ л/|7-1 ¹ -1 баш ¹-|⁷

. i _ln И®- *¹⁾^-1 +* iv-1)+1

(5.44)

Проведем расчеты по (5.44) и сравним получаемые при этом результаты с данными, приведенными в табл. 5.1. Расчеты выполним при Y_т/Y_ж = 2,6, a₀ = 0,1, я_а/я_ж = 20, q =

^рбаш Ра	Y ж⁴⁵ Ра	^рбаш Ра	Y ж¹ Ра	^рбаш Ра	Y ж¹ Ра	^рбаш Ра	Y ж¹ Ра
10	15,539	35	48,566	60	75,955	85	101,034
15	22,370	40	54,345	65	81,094	90	105,996
20	29,587	45	59,944	70	86,154	95	110,585
25	36,268	50	65,398	75	91,085	100	115,334
30	42,562	55	70,728	80	96,081	105	120,046

= 0,13 и р_у = р_а. Согласно формуле (5.31) — = -²⁰ = 2,22;

"у

имеем также 2,222

1 +

1' = —

Ра

: 3,6900.

2,222

0,19 +

Тогда уравнение (5.44) можно переписать в виде

^рбаш

1 % Рба

-2,22* +

^ = 6,5539 + 13,96551^-^ра-

1,16 & Ра

6,0222

^Р

¦ 1,9209(

+ 0,28607

— 0,24686-

(5.45)

л/1б

1-1 б

1.5/|^аш+1_1n⁰,³¹⁵²⁸ (v+¹)

- + -¹ ln-

^1-1 баш ²

В табл. 5.4 приведены результаты расчетов по выражению (5.45) при различных р₆_аш/р_а.

Из сравнения данных, приведенных в табл. 5.1 и 5.4, видно, что при значительных давлениях у нижнего торца колонны р_6аш расхождение между у_ж1/р_а является незначительным.

5.1. ГИДИОДИНАМИКА ЭРЛИФТА С УЧЕТОМ РАСТВОРИМОСТИ ВОЗДУХА (ГАЗА) В ЖИДКОСТИ

Способность газа растворяться в жидкости определяется коэффициентом растворимости Q, представляющим собой отношение объема растворенного газа, приходящегося на давление 0,1 МПа к объему жидкости. Следовательно, количество растворенного газа составляет

Q pqж.

Обозначим отношение расхода воздуха при нормальных условиях q₃ к расходу жидкости с_ж через Г, т.е.

Г = ^q a

q ж

Значит, если газ не растворяется в жидкости, то расход газа с_жГ.

Таким образом, расход идеального газа, принимающего участие в движении при изотермическом расширении газа, можно определить как

Г _ Qp qг = Сж- Pa.

Тогда расходное газосодержание

Г _ Qp

q ж-Pa

R = _P_

Г _ Qp

q ж-Pa + q ж

или

ft _ ^Г _ ^Qp

(5.46)

Г _ Qp + -^P-

^Pa

Рассмотрим участок колонны труб длиной l_v на котором в < 0,9.

В этом случае по (5.1) и (5.46)

ф = (5.47)

Г _ Qp + ^P

Подставив (5.47) в (5.7) при условии

у_гф << Уж!¹^- ф), можем записать:

dpa = Y>

dx,

Г - Qp + -^Г-

Ра

0,81(г - Qp)

или

^dPG

(5.48)

0,19(Г - Qp) + -?-

Ра

dx.

Г - Qp + -!-

Ра

Для определения dp_G в случае движения аэрированной гидросмеси необходимо в (5.48) заменить у _ж значением у_см, выражаемым согласно (3.8), тогда получим

0,19(Г - Qp) + -?-dp_G = ^Y
жЧж + У ~~^тЧт~~-^ра_ dx .

(5.49)

^Ч т + ^Ч ж

Г - Qp + -^Г-

Ра

В общем случае коэффициент растворимости Q зависит от давления.

Для упрощения решения задачи предлагается от кривой зависимости

Q = f(p)

перейти к функции Qp = Ф(р),

что позволяет Qp заменить среднеинтегральным значением

Qp = -

(5.50)

Рба:

^рбаш

- fQpdp.

-Ру J

^ру

Тогда дифференциально малое значение гравитационной составляющей запишется так:

dp_G = Y жЧ ж + Y тЧт ⁰,^{19(Г -Q}P⁾Pa + Р d_x Чт + Чж (Г - Qp)p_a + р

(5.51)

Дифференциально малое значение потерь давления на трение на участке длиной dx при движении газожидкостной смеси согласно формулам (5.11), (5.12) и (5.47) найдем так:

T_Qp + -^~

,,0,25., 0,75 1,75 ^И ж ^Y ж ^q ж

dp™ = 0,241434'

dx.

g⁰⁷⁵d ⁴⁷⁵

0,19(Г _ Qp) + -^~

Или, принимая Qp равным среднеинтегральному значению Qp, можем записать:

1,53

0,25 0,75 1,75 ^И ж ^Y ж ^q ж

(Г _ Qp)Pa + P

dp™ = 0,241434'

dx.

(5.52)

g⁰⁷⁵d ⁴⁷⁵

0,19(Г_Qp)Pa + p

Для того чтобы использовать (5.52) в случае гидротранспорта гидросмесей с помощью эрлифта, необходимо вместо Y_ж подставить Y™ по (3.8), с_ж заменить расходом смеси твердой и жидкой фазы, а и_ж приравнять к и_см, определяемой по формуле (3.16).

Тогда получим

-|0,75 1,75

-И ж²⁵(1 + 2,5а ₀ + 10,05а 2 +

dPт

g ⁰⁷⁵d ⁴⁷⁵

1,53

(Г _ Qp)Pa + P

+ 0,00273е^16,6^а0)⁰'²⁵

dx.

(5.53)

0,19(Г_Qp)Pa + P

Значит, по (5.51) и (5.53) можем составить следующее уравнение:

^dP = 2^[Y ж⁽¹_^а 0⁾ + Y т^а 0l~~⁰'¹⁹⁽^^^P)Pa +~~ ^P +

(Г _ Qp)Pa + P

+ ~~^{0,241434[yж(1}^а0)~~ ~~+ ^{Y та}°]^0,75qж,75и^ж25~~ (1 + 2,5а₀ +10,05а0 + g ⁰⁷⁵d ⁴⁷⁵(1_ а ₀)¹⁷⁵⁰⁰

1,53

(Г _ Qp)Pa + P

+ 0'00273e¹⁶'⁶^аo)⁰'²⁵

dx.

, 0'19(Г_Qp)Pa + p _

Решив дифференциальное уравнение, получим: ⁽ 0,19(Г _ Qp)p_a + p

коаш г, \

, f Ki Y_т ⁽¹ YжЛ = J ||1_а0 + ^а0 1P ⁴^ж

(Г _ Qp)Pa + P

0,241434^1 -а ₀ + ^ а ₀* ЧI;⁷⁵

& Y 0 )

1,75

⁽¹^{- а}0⁾

-1

1,53

(Г - Qp)Pa + Р

+ 0,00273е^16,6^а0)⁰'²⁵

dP ,

0,19(r-Qp)Pa + р

или

^рбаш

(5.54)

1,53

^Е _A 0,19(Г - Qp)Pa + Р , _Б

A1----+ D1

(Г - Qp)Pa + Р

0,19(Г - Qp)Pa + Р

где

А1 = 1 + а0%^^ - 1*;

& ^Y ж !

0,75

0,241434 i 1 - а ₀ +—— а ₀ j Ч^

_& Y ж )

₎ 1,75

-(1 + 2,5а ₀ +10,05а 0 + 0,00273 е^166а0).

Б,

(1- а 0Г

Выражение (5.54) представим в виде

(Г - Qp)Pa + P.dp

(5.55)

253

(Г - Qp)Pa + Р

|^0,19(Г - Qp)Pa + р/

^A1

0,19(Г - Qp)Pa + Р

По правилу приближенного вычисления 1 1 x

(5.56)

Выражением (5.56) можно пользоваться при х << а. В нашем случае

2,53

(Г - Qp)Pa + Р

a = 1; x =

^A1

0,19(Г - Qp)Pa + Р

Тогда формулу (5.55) можно переписать так:

^рбаш

1 _ _1 Г ^(Г-^Р)Р_а + Р

У Ж^]1 A I -

^A1 J 0,19(r-Qp)p_a + p

—

253'

1-.ь.

^A1

(Г-Qpp + p

, 0,19(r-^p)pa + p /

Выражение справедливо, так как

2,53

<<1.

(r-Qp)p_a + Р

^A1 0,19(r-Qp)p_a + p По (5.5) имеем:

^рбаш ^рбаш

,, 1 _ 1 Г ^(r-^P⁾Pa^dP . 1 Г

P^dP

У ж^1_ Т“ I -=-+ ~~ I “

^A1 j, 0,19(r-Qp)p_a + p ^A1 j, 0,19(r-Qp)p_a + Р

3,53

._Ё1

A₁²

(Г-Qpp + p

dp.

(5.58)

0,19(r-Qp)p_a + p Заменим

_z_ (Г-Qpjpa + p

0,19(r-Qp)pa + p Тогда

_p (Г - Qp)pa(0,19z -1)

1 - z

Следовательно,

dp _ - ~~⁰,^81(r-^^p)pa~~ dz.

(1-z)² Таким образом,

3,53

^аш

^pбаш ^pa^b1 C Z ^3,53dz

(Г-Qpp + p

dp_ 0,81⁽

(1-z)²

0,19(r-Qp)pa + p

Проведем еще одну замену:

Значит,

«7-3,53 _v7 . ^z ~ А1 _г

dz = 2x₁dx₁. Тогда

^рбаш

г/

xfdx

(Г-Йр)р_а + р

dp = 1,62(r-Qp)p_a^J-

A² J (1-

A2^J (1-x2)²

0,19 (Г - Qp)Pa + р

Так как

=x4 + 2x2 + 3 +

( 1- X1²)² TO

^рбаш

(1- x²)² (1- x²)²

3,53

(r-Qp)p_a + P

^Б1

'77 J f

dp = 1,62(Г - Qp)p_a —2 X

A₁²

0,19(r - Qp)Pa + p

4xf

x4 + 2x2 + 3 +

dx₁

(1 - x² )² (1 - x² )²

_	3,53
(Г-Йр)Га + р	dp = 1,62(Г-ОГ)Ра^1_Г
, 0,19(Г-Йр)Га + р /	A₁²

5 5

z 2 _- z' 2

-¹ баш ^z

+- % z L - z ¦³1+3(аш -vr)+)- inJ&1 ¦

³ & ) ^V ' ^1-z баш V^z баш ^-1

Переходя ot х₁ к z, получим:

^рбаш

^Б1

_A2 f

wz⁷,+1 _ln. (⁽+¹)(^(-¹)

Vi⁷. J^Vz⁷+1 _- ³-Z

1-z' 47-1 2(1-z ₆аш) 2(1-z') 2 (“-1P+1J

„_{де z} = ^(Г-^Р⁾Р_а + Рб аш . ₇ ’ = _

(Г-Йр)Га + p'

¹ A^{c z} баш--== f ^z--== •

0,19(Г-Йр)Га + Рбаш 0,19(Г-Йр)Га + p '

P <

^рбаш'

Таким образом, длина участка трубы 7₁, на котором < 0,9 и давление находится в пределах р' < р <

определяется так:

,13(1 ъ&у)Ра +Fбаш , 1 „'1,

Y жЛ = “О— ^(Г-^Р⁾Ра^1п-

= +~~^(рбаш ^{р )} +

0,19(Г-Йр)р_а + р' ^A1

+ 5 5

Ра^Б1

z ² _- z ' 2

^z баш ^z

баш

¹_ ^zбаш V^Zбаш _1 ¹_ ^z' л/z⁷_1 ²⁽¹_ ²баш^)
2(1_ ^z'⁾

+! _ln (⁽+¹)(У^ _¹)

1|(-| + 1

баш

(

Теперь найдем длину участка труб 1₂, на котором в > 0,9 и давление изменяется в пределах p' < p < р_у.

Согласно (5.46) и (5.32) истинная концентрация при

Qp = Qp определяется как

(Г _ Qp)p_a _ 1,503p (Г _ Qp)pa + p

(5.60)

Значит, по выражениям (5.8) и (5.60) дифференциально малое значение гравитационной составляющей при движении аэрированной жидкости

2,503pY у

dp_G = ^жdx.

(Г _ Qp)Pa + P

Если в (5.61) вместо y_ж подставить удельный вес смеси жидкости и твердой фазы, определяемый по формуле (5.9), то получим дифференциально малое значение перепада давления при движении гидросмеси

(5.61)

^dPG =--^[y ж⁽¹ _^а0⁾ + Yт^а0^]^dx.

(5.62)

(Г _ Qp)pa + P

По соотношениям (5.33) и (5.60)

(Г _ Qp)pa + p

^ ^Фтр⁰ 2,503p

(5.63)

Вейсбаха и Блазиуса получим

По формулам (5.63) Дарси

(Г _ Qp)Pa + P

dp,.

dx.

(5.64)

2,503p

ПО/11 л о. 0,25 0,75 1,75 ⁰,24¹4^3иж ^Y ж ^qж

g⁰⁷⁵d⁴⁷⁵

Подставив в (5.64) и_ж = И_см по формуле Томаса (3.16), расход жидкости, равный расходу смеси жидкости и твердой фазы, а также значение y_ж, равное удельному весу смеси жидкой и твердой фазы, получим следующее выражение для определения дифференциально малых потерь давления на

трение при движении аэрированной гидросмеси на участке длиной dx:

(Г-Qpp + p

0,24143

1-±Ц1-а 0

Y ж

"1,75

dp.

(1 + 2,5а ₀ +

^тр и П'75

^(1-а 0⁾

2,503p

ь 10,05а 0 + 0,00273е^16,6^а0)^а25у _жdx.

(5.65)

По выражениям (5.62) и (5.65) можно составить дифференциальное уравнение

0,75

2,503

1-— (1-а 0)

Y ж

р 0,24143

1-J-L. (1-а 0)

Y ж

q^1,75 Ч. ж

(Г-Йр)ра + р

1,75

^(1-а 0⁾

2,503р

х (1 + 2,5а ₀ +10,05а 2 + 0,00273е¹⁶'^6а°)⁰'²⁵

Y жdx.

(5.66)

(Г-Йр)р_а + pi dp

			_	3 1
1-J-L (1-а 0)	^р	1 + A3	(Г-Йр)ра + р
Y ж			2,503р

Отсюда

р'

^Y
ж⁷²⁼2503 /

Ру

(5.67)

где

A₃ =—⁰⁰⁹⁶⁴⁶1^ж1_ (1 + 2,5а ₀ + 10,05а 0 + 0,00273а ₀^16,6^а⁰ )⁰²⁵.

1-I-L (1-а 0)

Y ж

Так как

(Г - Йр)р_а + р

^A3

<< 1,

2,503р

то по аналогии с тем, как составлялось выражение (5.67),

можем записать:

(Г-Йр)р_а + р

^Y^ж12 2,-503 /

Ру

1-А₃

dp,

₁ = 1 г ^(Г-^р⁾р_а + р

⁼

1-^(1-а 0)

Y ж

(Г-йрр + р

Y ж^2 =-

йр

1—^(1-а о)

Y ж

2,503 Тогда

А(Г-Йр)р,

Y ж1

(Г - Йр)р_а

2,503³

(Г-Йр)ра

_-1

(Г-Йр)ра

+ 2

(Г-Йр)ра

р'

^-3

^ру

р'

(Г - &р)р_а + р' ^(Г
- ^р⁾р_а + ру

+ 41п-

(Г-Йр)р_а1п ^р + р'- Py --^

Py 2,503³

+ 6

ру

^р

^у

(Г-Йр)ра

3		3
+ 2	ру
+ 2	,(Г-Йр)ра /

(5.68)

Таким образом, просуммировав Y_ж 1₁ и Y_ж 1₂, по формулам (5.59) и (5.68) получим:

Y ж1 = 0⁸¹ (Г - Орр 1п ~~^0,~~¹⁹~~^(Г-^Р1^ра + ^рб^аш~~ + JL (р₆а_ш - р') +

^A1 0,19 (Г - Йр)р_а + р' ^A1

5 5

^z •аш ^z² + % |₇ 2 _{- 7}' 2 I +

+ 1,62(Г-^р)-

-5-+ “ | ^z баш ^z I +

X 1п

V^Z баш 1_n V^Z баш +¹ _- “JZ ^ + 1 _-

-z

(V^z баш + ¹^)(^А^^-¹

--^?_1п^±1 - ~~^^оаш~~ + _*/Ц +1;

1-Z баш sjz баш -1 1-Z' Vz '-1 2(1-Z ₆аш) 2(1-Z') 2

_		_	3	_
+ А 3(Г-Йр)ра	1	(Г - Йр)ра	_-1	(Г - йр)ра
2,503³	3	р'	^-3	^ру

(V^zбаш ^-¹j⁽^^Z + ¹

(Г - йр)ра

(Г - ОДра

+ 6

(Г - ^р)р_а + р' ^{(Г -} ОДра + ру

р'

ру

"а

^ру

^р

(Г - ар)ра

Значит, при заданных у_т, у_ж, а₀, ^_ж, 1, д_ж, q_a, д_т и Qp по уравнению (5.69) можно найти давление у нижнего торца колонны труб, т.е. р_6аш.

В некоторых случаях гидротранспорт твердых тел может осуществляться с помощью вязкопластичной жидкости. При этом движение смеси возможно как при структурном, так и при турбулентном режиме течения.

Очевидно, что и в данном случае возникает необходимость определения потерь давления, а также вывода формул для расчета оптимального расхода жидкости при гидротранспорте по вертикальным и горизонтальным трубам, а также расчета эрлифта с учетом особенностей вязкопластичной жидкости.

МЕТОЛЫ ОПРЕЛЕЛЕНИЯ ОБЩЕГО ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ВОЛЫ

5.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХЛОРИДОВ

Хлориды постоянно присутствуют в природных и сточных водах. Их концентрация колеблется от следов до 200300 г/дм³.

Хлориды являются преобладающим анионом в высокоминерализованных водах. Они не склонны к образованию ассоциированных ионных пар, обладают наибольшей миграционной способностью, что объясняется их хорошей растворимостью, слабо выраженной способностью к сорбции на взвесях, не потребляются водными организмами.

В водах нефтегазовых скважин высокие содержания хлора могут быть связаны с солянокислотной обработкой пластов с целью интенсификации, а также при использовании хлористого кальция для устранения гидратообразования.

Концентрации хлоридов и их колебания могут служить одним из критериев загрязненности водоемов сточными водами.

При определении хлоридов наибольшее применение получили титриметрические методы: меркуриметрический и арген-тометрический.

Меркуриметрический метод позволяет определять хлориды с концентрацией ниже 10 мг/дм³, аргентометрический предназначен для анализа вод с содержанием хлоридов выше 10 мг/дм³.

Отбор проб. Пробы отбирают согласно “Требованиям к отбору проб”.

АРГЕНТОМЕТРИЧЕСКОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ

Сущность метода. Метод основан на осаждении хлор-иона при рН = 5^9,5 раствором азотнокислого серебра в присутствии хромата калия в качестве индикатора:

Cl^- + Ag+ ^ AgClj.

После осаждения хлорида серебра в точке эквивалентности образуется хромовокислое серебро, окрашивающее раствор в бурый цвет:

CrO₄^2- + 2Ag+ - Ag₂CrO₄,

Мешающие влияния. На определение хлоридов влияют ионы I^-, Br^-, при концентрации каждого более 0,5 мг/дм³, окрашенные вещества, кислоты (рН < 5,0), карбонаты - более 100 мг/дм³, аммиак - более 5 мг/дм³, сульфид-ионы.

При наличии мути и окраски пробу обрабатывают активированным углем. Для этого в пробу, содержащую 20-50 мг хлорид-ионов, добавляют примерно 0,5 г активированного угля, встряхивают и фильтруют через фильтр “синяя лента”, который затем промывают дистиллированной водой. Объем доводят до 100 см³ и определяют хлориды.

Используемый активированный уголь не должен содержать хлоридов, что устанавливается холостым определением в дистиллированной воде.

Для устранения мешающего влияния карбонатов пробу подкисляют несколькими каплями концентрированной азотной кислоты и подогревают, чтобы удалить двуокись углерода. Небольшие концентрации карбонатов обычно не оказывают влияния на определение хлоридов.

Высокие концентрации аммиака (более 5 мг/дм³) создают помехи, образуя комплексы серебра. Для предотвращения этого пробу подщелачивают раствором гидроксида натрия 2 н до рН > 12 и медленно нагревают в вытяжном шкафу до тех пор, пока аммиак не испарится. Пробу охлаждают.

В водах, содержащих органическое вещество и сероводород, для устранения их влияния в пробу добавляют по каплям 0,1 н раствор калия марганцевокислого до розового окрашивания раствора, нагревают раствор почти до кипения и по каплям добавляют этиловый спирт до обесцвечивания раствора. Выпавшую в осадок двуокись марганца отфильтровывают. Присутствие в исследуемой пробе ингибиторов коррозии может способствовать увеличению рН более 9,5. В этом случае производят корректировку рН добавлением соляной кислоты.

Во всех случаях конечный расчет производят на аликвоту, взятую до устранения мешающих влияний.

Реактивы. Используют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Серебро азотнокислое AgNO₃, раствор 0,1 н. 16,9873 г серебра азотнокислого помещают в мерную колбу вместимостью

1 дм³ и растворяют в воде. При получении мутного раствора ему дают отстояться в течение нескольких дней и сифониру-ют. Раствор хранится в темной склянке в темноте. Бюретки для раствора периодически очищают от выделяющегося металлического серебра раствором азотной кислоты (1:1), для предохранения их закрывают черными чехлами.

Калий хромовокислый KCrO₄, раствор 100 г/дм³. 10 г хромата калия помещают в цилиндр и доводят объем до 100 см³ водой.

Натрий хлористый NaCl, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра или 5,8443 г хлористого натрия, предварительно прокаленного при 500-600 °С до постоянной массы, растворяют в воде в колбе вместимостью 1 дм³. Можно использовать KC1, раствор 0,1 н. Для его приготовления берут навеску 7,4552 г и растворяют в воде в колбе вместимостью 1 дм³.

Кислота серная, ^SO₄; гидроксид натрия, NaOH; марганцевокислый калий, KMnO₄; растворы 0,1 н. Готовят из стандарт-титров.

Фенолфталеин, раствор спиртовый, 1 г/дм³. 0,1 г фенолфталеина растворяют в 100 см³ 96 % этилового спирта.

Активированный уголь БАУ. Порцию активированного угля БАУ перед работой подвергают кипячению с раствором соляной кислоты (1:3) в течение 2-3 ч. В случае появления интенсивной окраски операцию повторяют с новой порцией HC1 до тех пор, пока слой кислоты над углем не станет бесцветным. Уголь отмывают дистиллированной водой до нейтральной реакции и заливают 2 н раствором гидроксида натрия на ночь. После полного извлечения окрашенных веществ уголь отмывают водой до нейтральной реакции и хранят под слоем воды.

После обработки каждой пробы активированный уголь следует промыть 0,1 н раствором NaOH до исчезновения окраски и отмыть водой до нейтральной реакции.

Установка поправочного коэффициента нормальности раствора серебра азотнокислого. В коническую колбу вносят пипеткой 5 см³ раствора хлористого натрия и цилиндром 95 см³ воды, добавляют 0,5 см³ калия хромовокислого. Титруют раствором серебра азотнокислого до перехода лимонножелтой окраски раствора в неисчезающую красновато-оранжевую.

Параллельно проводят холостое определение, которое учитывает загрязнение реактивов. Для этого к 100 см³ дистиллированной воды, отмеренной цилиндром, добавляют 0,5 см³ хромовокислого калия и титруют, как описано выше.

Поправочный коэффициент вычисляют по формуле

где V - объем серебра азотнокислого, израсходованный на титрование пробы, см³; V₁ - объем серебра азотнокислого, израсходованный на титрование холостой пробы, см³.

Титрование проводят 2-3 раза. Если расхождение результатов не превышает 0,05 см³, то определяют среднее значение K.

Проведение анализа

В зависимости от плотности исследуемой воды перед выполнением анализа проводят ориентировочное определение (табл. 5.1).

Ориентировочное определение. Отбирают соответствующий объем исследуемой воды, доводят до 100 см³ дистиллированной водой, добавляют 0,5 см³ хромовокислого калия и титруют, как при определении поправочного коэффициента.

Точное определение. В зависимости от результатов ориентировочного определения при необходимости берут больший объем, либо производят разведение пробы с помощью пипеток Мора и мерных колб так, чтобы на титрование аликвоты расходовалось 3-5 см³ серебра азотнокислого.

В коническую колбу вносят необходимый объем исследуемой воды, доводят его до 100 см³ дистиллированной водой. При анализе кислых (рН < 5) и щелочных (рН > 10) вод производят корректировку рН от 5 до 9,5. Для этого в пробу добавляют 5 капель фенолфталеина и, если раствор остается бесцветным, его нейтрализуют до слабо-розового цвета добавлением по каплям 0,1 н раствора гидроксида натрия; если раствор окрашивается в малиновый цвет - нейтрализуют его до слабо-розового цвета добавлением по каплям 0,1 н раствора серной кислоты. После этого добавляют 0,5 см³ индикатора хромовокислого калия и титруют, как описано выше.

Одновременно проводят определение холостой пробы.

Таблица 5.1

Объем пробы для ориентировочного определения хлоридов в зависимости от плотности воды

Плотность исследуемой воды, d²°	Объем воды, см³
< 1,000	5-50
1,01	1
1,02	0,5
1,03 и более	0,1

Массовую концентрацию хлор-иона Х₁ (мг-экв/дм³), Х (мг/дм³) рассчитывают по формулам

Х₁ = (V - V₂) • н • K • 1000/V₁; X = Х₁ • 35,45,

где V - объем серебра азотнокислого, израсходованный на титрование, см³; V₁ - объем пробы, взятый на анализ, см³; V₂ - объем серебра азотнокислого, израсходованный на холостое определение, см³; н - нормальность раствора серебра азотнокислого; K - поправочный коэффициент нормальности; 35,45 - эквивалентная масса хлор-иона, мг.

Допустимые расхождения результатов определения 4 мг/дм³ при содержании Cl^- до 200 мг/дм³; при более высоких концентрациях относительная погрешность составляет ±2 %.

При титровании хлор-иона вместе с ним осаждаются бром-и йод-ионы, в этом случае массовую концентрацию хлор-иона

X (мг/дм³) находят по формуле

X = ( X - X_Br- - X_I_) • 35,45,

где Х₁ - сумма концентраций хлор-, бром-, йод-ионов, найденная аргентометрическим титрованием, мг-экв/дм³; Х_в _, X -

концентрации бром- и йод-ионов, найденные независимыми методами, мг-экв/дм³.

Пример. Объем исследуемой пробы V₁ = 2 см³; объем 0,1 н раствора AgNO₃, K = 1, пошедший на титрование V = 3,2 см³; объем AgNO₃, пошедший на титрование холостой пробы V₂ = 0,03 см³; концентрация Х_в _ = 1,18 мг-экв/дм³; X_I_ -0,37 мг-экв/дм³. Общая концентрация галогенидов

Х₁ = (3,2 - 0,03) • 0,1 • 1 • 1000/2 = 158,50 мг-экв/дм³. Массовая концентрация хлоридов

Х₁ = 158,50 - 1,18 - 0,37 = 156,95 мг-экв/дм³,

Х = 156,95 • 35,45 = 5564 мг/дм³.

Меркуриметрическое определение

Сущность метода. Метод основан на титровании ионов хлора раствором окисной азотнокислотной ртути (II) в присутствии смешанного индикатора дифенилкарбазон-бромфено-ловый синий с образованием хлорида ртути по реакции:

Избыток ионов ртути вступает в реакцию с индикатором дифенилкарбазоном, образуя комплекс фиолетового цвета.

На результаты определения C1^- влияет рН титруемого раствора, величина которого контролируется индикатором бром-феноловым синим в пределах 3,0-3,5. Титрование при значениях рН более 3,5 или менее 3,0 приводит, соответственно, к заниженным или завышенным результатам.

Мешающие влияния. Приведены в “Аргентометрическом определении”.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кислота азотная HNO₃, 0,05 н раствор. Готовят из стандарт-титра или 1,8 см³ концентрированной азотной кислоты (плотность 1,39 г/см³) разбавляют водой в мерной колбе вместимостью 500 см³, объем доводят водой до метки.

Натрий хлористый NaCl, 0,1 н и 0,005 н растворы. Готовят из стандарт-титров с соответствующим разбавлением водой в мерных колбах.

Натрия гидроксид №ОН, 0,1 н раствор. Готовят из стандарт-титра или 0,4 г щелочи растворяют в 100 см³ воды.

Ртуть азотнокислая (II) Hg(NO₃)₂ • 0,5Н₂0, 0,1 н раствор. 16,3 г азотно-кислой ртути и 1 см³ концентрированной азотной кислоты растворяют в воде в мерной колбе вместимостью

1 дм³. Через сутки раствор фильтруют и хранят в посуде из темного стекла. Раствор устойчив в течение 4-х мес.

Ртуть азотнокислая, 0,005 н раствор. Готовят разбавлением 0,1 н раствора водой в мерной колбе в 20 раз.

Индикатор смешанный, раствор. 0,5 г дифенилкарбазона и 0,05 г бромфенолового синего растворяют в 100 см³ 96%-ного этилового спирта. Раствор хранят в склянке темного цвета. Раствор устойчив в течение месяца.

Этиловый спирт С₂Н₅0Н, 96%-ный.

Определение поправочного коэффициента нормальности 0,1 н (0,005 н) раствора азотнокислой ртути. В коническую колбу вносят 5 см³ 0,1 н (0,005 н) раствора хлористого натрия, приливают 45 см³ воды, добавляют 0,3 см³ раствора смешанного индикатора и нейтрализуют раствор по каплям 0,05 н раствором азотной кислоты до перехода окраски в желтый цвет (рН = 3,5) и избыток 0,5 см³ этой же кислоты. В результате раствор должен иметь рН = 3,0+3,5.

Подготовленный раствор титруют 0,1 н (0,005 н) раствором азотнокислой ртути (II) до перехода желтой окраски раствора в сине-фиолетовую.

Поправочный коэффициент K, вычисляют по формуле

где V_NaCl - объем раствора NaCl, взятый для титрования, см³;

V - объем азотнокислой ртути, пошедший на титрование, см³;

V_I - объем азотнокислой ртути, пошедший на титрование холостой пробы, см³.

Проведение анализа

При содержании хлоридов менее 10 мг/дм³ пробу воды объемом 50-100 см³ выпаривают досуха в фарфоровой чашке на водяной бане. Осадок растворяют при перемешивании стеклянной палочкой в 0,5 см³ 0,05 н раствора HNO₃, добавляют 2 см³ этилового спирта и 3-4 капли смешанного индикатора. Если после добавления индикатора раствор синеет, то добавляют по каплям раствор азотной кислоты до появления желтой окраски. Титруют 0,005 н раствором азотнокислой ртути, используя микробюретку, при тщательном перемешивании раствора до перехода окраски от желтой к фиолетовой.

При концентрации хлоридов более 10 мг/дм³ пробы анализируют следующим образом: отбирают такой объем пробы, чтобы на титрование расходовалось не более 6 см³ азотнокислой ртути. Пробу разбавляют до 50 см³ дистиллированной водой.

Далее поступают, как при определении поправочного коэффициента нормальности азотнокислой ртути.

При анализе сильнокислых проб воды, окрашивающихся после прибавления индикатора в желтый цвет, необходимо прибавить по каплям 0,1 н раствор NaOH до появления синей окраски. Затем пробу подкисляют раствором HNO₃ и проводят титрование азотнокислой ртутью, как указано ранее.

Параллельно проводят определение холостой пробы (50 см³ дистиллированной воды).

Обработка результатов

Содержание хлорид-ионов Х₁ (мг-экв/дм³), X (мг/дм³) вычисляют:

Х₁ = (а - а) • н • K • 1000/V; X = Х₁ • 35,45,

где а - объем раствора азотнокислой ртути, израсходованный на титрование пробы, см³; а₁ - объем раствора азотнокислой ртути, пошедший на титрование холостой пробы, см³; н - нормальность раствора азотнокислой ртути; K - поправочный коэффициент нормальности азотнокислой ртути; V - объем пробы, взятый для определения, см³; 35,45 - эквивалентная масса Cl, мг.

Расхождение между результатами повторных определений при содержании Cl^- в воде до 10 мг/дм³ - 0,5 мг/дм³.

Пример. Объем исследуемой воды V = 5 см³; объем 0,1 н раствора азотнокислой ртути, K = 1, израсходованный на титрование, а = 3,5 см³; на титрование холостой пробы а₁ = = 0,05 см³. Массовая концентрация хлоридов

Х₁ = (3,5 - 0,05) • 0,1 • 1 • 1000/5 = 69,00 мг-экв/дм³;

Х = 69,00 • 35,45 = 2446 мг/дм³.

5.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЩЕЛОЧНОСТИ (ОБЩЕЙ И ЕЕ ФОРМ)

К соединениям, обусловливающим щелочность вод, относятся:

сильные основания, полностью диссоциирующие в разбавленных растворах с образованием гидроксид-ионов (гидроксиды натрия и калия и др.);

слабые основания - аммиак, анилин, пиридин и др.;

анионы слабых кислот HCO_, CO²_, H₂PO_, HSO_ SO3_; анионы гуминовых кислот HS^-, S^2- и т.д., которые гидролизуются с образованием гидроксид-ионов.

Гидрокарбонатные и карбонатные ионы являются важной частью анионного состава природных вод. Их присутствие тесно связано с наличием в воде ионов кальция и магния. Повышенные содержания HCO_ в конденсационных и попутных водах могут быть результатом углекислотной коррозии. Причинами появления и повышения концентрации CO²_ в пластовых водах являются нарушение карбонатного равновесия и (или) примеси фильтрата бурового раствора.

Общую щелочность, гидроксиды, карбонаты и бикарбонаты в воде определяют методом нейтрализации.

Отбор проб. Щелочность определяют из проб, отобранных на общий анализ согласно “Требованиям к отбору проб”. Определение проводят сразу после открытия пробы.

Сущность метода. Общую щелочность определяют титрованием воды раствором сильной кислоты до рН = 4,3 и выражают в мг-экв/дм³.

Точку эквивалентности при титровании находят электрометрически на рН-метре (титрование до рН = 4,3) или визуально, используя индикаторы: фенолфталеин - переход окраски при рН = 8,3, и метилоранж, меняющий окраску при рН = = 4,3. Объем раствора кислоты, израсходованный до достижения рН = 8,3, эквивалентен свободной щелочности; если рН воды меньше 4,3, то ее щелочность равна нулю.

Мешающие влияния. При визуальном титровании определению мешают: интенсивная окраска, свободный хлор, обесцвечивающий индикатор; в этом случае проводят потенциометрическое титрование; высокие концентрации свободной С0₂, которую предварительно вытесняют, продувая воздух.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кислота соляная HC1, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра или 8,2 см³ HC1 (плотность - 1,19 г/см³) помещают в мерную колбу вместимостью 1 дм³ с водой, доводят объем до метки. Раствор кислоты меньшей концентрации готовят соответствующим разбавлением 0,1 н раствора. Натрия тетраборат (бура) №₂В₄0₇-10Н₂0, раствор 0,1 н. 1,9072 г дважды перекри-сталлизованной буры помещают в мерную колбу вместимостью 100 см³ и доводят водой объем до метки.

Перекристаллизация буры. Кристаллическую буру растворяют в дистиллированной воде при температуре не выше 60 °С до получения насыщенного раствора. 100 см³ воды растворяют следующие количества буры: при 0 °С - 1,4 г;

при 15 °С - 6 г; при 50 °С - 27 г. При охлаждении 100 см³ насыщенного раствора должно выкристаллизоваться около 20 г буры.

Горячий раствор фильтруют через бумажный складчатый фильтр в фарфоровую чашку, помещенную в баню с холодной водой или снегом. Выкристаллизовавшийся тетраборат натрия отфильтровывают, отжимают между листами чистой фильтровальной бумаги и высушивают на воздухе в течение 2-3 дн.

Метиловый оранжевый (индикатор), раствор 1 г/дм³. Растворяют 0,1 г индикатора в 100 см³ горячей воды и после охлаждения фильтруют.

Фенолфталеин (индикатор), спиртовой раствор 10 г/дм³. 1 г индикатора растворяют в 100 см³ 96%-ного этилового спирта.

Установка поправочного коэффициента нормальности кислоты. Пипеткой берут 10 см³ 0,1 н раствора буры, добавляют 2-3 капли метилового оранжевого и титруют 0,1 н раствором кислоты до оранжево-розовой окраски; потенциометрическим методом - до рН = 4,3.

Поправочный коэффициент рассчитывают: K = 10/V, где

V - объем 0,1 н кислоты, пошедший на титрование раствора буры, см³.

Титрование повторяют 2-3 раза.

Проведение анализа. При визуальном определении в коническую колбу вместимостью 250 см³ отмеряют 50 см³ профильтрованной исследуемой воды (прозрачную воду не фильтруют), добавляют 5 капель индикатора фенолфталеина и титруют до обесцвечивания малиновой окраски. Затем в ту же пробу добавляют 1-2 капли индикатора метилового оранжевого и продолжают титровать раствором кислоты до золотисто-оранжевой окраски. Отмечают объем кислоты, пошедший на титрование с фенолфталеином ^фф), и объем, пошедший на титрование с метиловым оранжевым (V^).

При потенциометрическом титровании 50 см³ воды титруют до рН = 8,3, определяют свободную щелочность; далее с рН = = 8,3 до рН = 7,8 оттитровывается половина карбонатов; в интервале рН = 7,8+4,3 - гидрокарбонаты. Отмечают объемы кислоты, израсходованные на титрование в каждом интервале рН.

При анализе сероводородсодержащих вод и вод с высокой щелочностью берут меньший объем исследуемой воды, доводят до 50 см³ свежепрокипяченой дистиллированной водой и немедленно титруют.

При низких значениях щелочности исследуемую воду титруют 0,01 н раствором кислоты.

Обработка результатов. Общую щелочность воды, Х₁ (мг-экв/дм³), рассчитывают по формуле:

Х1 = ^ф.ф + V_{M 0}) • н • K • 1000/V, где ^фф + V^) - общий объем кислоты, пошедший на титрование с фенолфталеином и метиловым оранжевым, см³; н -нормальность раствора кислоты; K - поправочный коэффициент нормальности кислоты; V - объем воды, взятый для определения, см³. Допустимые расхождения при определении гидрокарбонат-иона - 10 мг/дм³, карбонат-иона - 4 мг/дм³. Для расчета гидроксидной, карбонатной и гидрокарбонатной щелочности исследуемой воды применяют данные табл. 5.2.

Пример. Объем исследуемой воды V - 50 см³; Vф.ф - 2 см³ 0,1 н HCl; V^ - 3,5 см³; Vф.ф < V_xa - в пробе присутствуют

CO3^- и HCO3.

Массовая концентрация CO^2- составляет

&-ш~Ф 5.2

Расчет форм щелочности

Варианты	Объем титранта, см³	Гидроксиды ( OH^-)	Карбонаты (CO2^- )	Гидрокарбо наты ( HCOi)	Ионы	Формулы расчета массовой концентрации компонентов
Варианты	Объем титранта, см³	Гидроксиды ( OH^-)	Карбонаты (CO2^- )	Гидрокарбо наты ( HCOi)	Ионы	'I'j, мг-экв/дм³	I, мг/дм³
I	<ф.ф = ⁰	Нет	Нет	< м.о	HCO i	<_м._о н K 1000/<	I 61
II	<_фф < < ф.ф м.о	Нет	2*< ²^<ф.ф	<м.о <ф.ф	COi^-HCO i	*2<_ф ф н K 1000/< (<м.о-<ф.ф) н к 1000/<**	I 30 I 61
III	<ф.ф <м.о	Нет	2*< ² <ф.ф	Нет	COi^-	*2<_фф н K 1000/<**	I 30
IV	<ф.ф > <м.о	<ф.ф <м.о	2*< ^< м.о	Нет	OH^- COi^-	(<ф.ф-<м.о*) н K 1000/< 2<_ф ф н K 1000/<**	I 17 I 30
V * При тит тилоранжем.	<м.о = 0 ровании карбс Это учитывае	<ф.ф )нат-ионов с ф гся при расчет	Нет енолфталеинои е.	Нет 1 оттитровыва(	OH^-;тся полов	<ф.ф н K 1000/< нна их, вторая оттитровг	I 17 гвается с ме-

Массовая концентрация HCO-

Х₁ = (3,5 - 2,0) • 1 • 0,1 • 1000/50 = 3,00 мг-экв/дм³;

X = 3,00 • 61 = 183 мг/дм³.

Общая щелочность равна 11 мг-экв/дм³.

5.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУЛЬФАТОВ

Сульфаты ( SO4") присутствуют практически во всех водах, природных и сточных. Наличие их в природных водах связано с взаимодействием вод с сульфатсодержащими породами, а также с биологическим и химическим окислением сульфидов и других содержащих серу соединений.

В нефтегазовой отрасли низкое содержание сульфатов в пластовых водах, контактирующих с залежами углеводородов, может быть связано с биохимическим взаимодействием углеводородов с подземными водами и рассматривается как локальный показатель нефтегазоносности. В случае залегания вод в соленосных отложениях и на больших глубинах этот показатель малоэффективен.

Приводится весовой арбитражный метод, позволяющий измерить концентрацию сульфат-ионов при любом содержании в пробе и экспресс-метод определения сульфат-ионов методом трилонометрического титрования.

Отбор проб. Для определения используют пробы воды, отобранные на общий анализ согласно “Требованиям к отбору проб”.

ВЕСОВОЙ МЕТОД

Сущность метода. Определение основано на осаждении в кислой среде сульфат-ионов хлористым барием с образованием малорастворимого сульфата бария.

Мешающие влияния. Определению сульфат-ионов мешают железо, гуматы, кремневая кислота, сероводород.

Для обнаружения железа в пробирку наливают ~5 см³ исследуемой воды и добавляют 1-2 капли 2 н щелочи (NaOH). Образование осадка желтого или зеленого цвета свидетельствует о присутствии железа. В этом случае пробу для анализа готовят следующим образом: в пробу добавляют 20 см³ раствора

хлористого аммония (100 г/дм³), нагревают и осаждают железо аммиаком. Отстаивают, добавляют 1-2 капли аммиака к прозрачному раствору над осадком. Отсутствие мути указывает на полноту осаждения. Раствор фильтруют, промывают осадок, фильтрат с промывными водами снова доводят до кислой реакции, приливают избыток 1 см² HCl (1:1) и далее поступают как в проведении анализа.

Если при добавлении кислоты к исследуемой пробе выпадают хлопья (это гуматы и (или) гель кремнекислоты), то раствор упаривают до 50 см³, дают отстояться в течение 3 ч и отфильтровывают выпавшие хлопья через плотный фильтр. Осадок на фильтре промывают дистиллированной водой, подкисленной соляной кислотой, присоединяя промывные воды к фильтрату. Далее фильтрат упаривают, последующие определения продолжают, как в проведении анализа.

Сероводород определяется по запаху и по почернению свинцовой индикаторной бумаги. Для устранения его мешающего влияния поступают следующим образом: в стакан вносят (20-50 см³) исследуемой воды, подкисляют концентрированной HCl и содержимое кипятят до удаления H₂S (проба свинцовой бумагой). Раствор разбавляют дистиллированной водой, нейтрализуют аммиаком до желтой окраски в присутствии метилоранжа, при наличии осадка фильтруют, промывают и снова доводят до кислой реакции, добавляя соляную кислоту до кислой реакции и избыток 1 см³. В кипящий фильтрат приливают раствор хлористого бария (100 г/дм³) и осаждают сульфаты. Далее определение ведут, как описано в “Проведении анализа”.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Барий хлористый BaCl₂ • 2Н₂О, раствор 100 г/дм³. 100 г соли помещают в мерный цилиндр, растворяют в воде, объем доводят до 1 дм³. Мутный раствор фильтруют через фильтр “синяя лента”.

Кислота соляная HCl, раствор 1:1. К одному объему воды добавляют один объем кислоты (плотность - 1,19 г/см³).

Аммоний хлористый NH₄Cl, раствор 100 г/дм³. 10 г соли помещают в цилиндр (V = 100 см³), объем доводят водой до метки.

Метиловый оранжевый, индикатор, раствор 1 г/дм³. 0,1 г индикатора растворяют в 100 см³ горячей воды, после охлаждения фильтруют.

Серебро азотнокислое AgNO₃, раствор 2 г/дм³. 0,2 г соли растворяют в 100 см³ воды, раствор отстаивают.

Подготовка тигля к анализу. Тигель лабораторный фарфоровый прокаливают в муфельной печи при t = 800 °С в течение 2 ч, взвешивают на аналитических весах, доводят до постоянного веса.

Проведение анализа

Для качественного определения сульфатов в пробе к 5 см³ исследуемой воды прибавляют 4-5 капель HC1 (1:1) и 0,5 см³ BaC1₂ (100 г/дм³). По характеру образующей мути и осадка судят ориентировочно о содержании сульфатов в исследуемой пробе.

Аликвоту профильтрованной исследуемой воды (табл. 5.3) наливают в стакан вместимостью 200 см³, доводят до 50 см³ дистиллированной водой, добавляют 2-3 капли индикатора метилового оранжевого, соляную кислоту (1:1) до розовой окраски раствора и избыток HC1 1 см³. Можно использовать пробу воды, в которой производилось определение щелочности. Смесь нагревают до кипения (в случае большой аликвоты упаривают до 50 см³), в кипящий раствор по каплям приливают 10 см³ горячего хлористого бария. Раствор с осадком нагревают на горячей водяной бане. Когда раствор осветлится, проверяют полноту осаждения, прибавляя к прозрачному раствору 12 капли хлористого бария. Отсутствие мути указывает на полноту осаждения. Стакан накрывают часовым стеклом и оставляют на горячей водяной или песчаной бане на 2 ч, затем на 12-13 ч при комнатной температуре для созревания осадка.

На следующий день раствор фильтруют через плотный беззольный фильтр “синяя лента”, который предварительно промывают горячей дистиллированной водой. Осадок BaSO₄ несколько раз декантируют дистиллированной водой и количественно переносят на фильтр с помощью стеклянной палочки.

Таблица 5.3

Ориентировочный объем пробы на анализ в зависимости от содержания сульфатов

Характер мути и осадка

Отсутствие

мути

Слабая муть, появляющаяся через несколько минут

Слабая муть, появляющаяся сразу

Сильная муть, быст-рооседающая

Содержание SO4^-, мг/дм³ Аликвота, см³

200

Упаривание до 50

5-10

100

Упаривание до 50

10-100

100-500

10-20 Добавляют до 50 дист. водой

Осадок на фильтре промывают горячей (t > 40 °С) водой до отрицательной реакции на хлор-ион с AgNO₃ (отсутствие опалесценции): 2-3 капли промывных вод помещают на часовое стекло и добавляют 1-2 капли AgNO₃.

Фильтр с осадком помещают в предварительно прокаленный и взвешенный тигель, просушивают, обугливают на электроплитке, не допуская воспламенения, и затем прокаливают в муфеле при температуре, не превышающей 800 °С, до получения осадка белого цвета. Охлаждают в эксикаторе взвешивают и вновь прокаливают до постоянной массы.

Обработка результатов

Массовую концентрацию сульфатов X (мг/дм³), Х₁ (мг-экв/дм³) вычисляют по формулам

X = (а - b) ¦ 0,4115 • 1000/V; X, = Х/48,

где а - масса тигля с осадком, мг; b - масса тигля, мг; 0,4115 -коэффициент для пересчета BaSO₄ на SO4^-; V - объем воды, взятый для определения, см³; 48 - эквивалентная масса SO₄^2-, мг.

Допустимые расхождения между повторными определениями не должны превышать 3-5 мг/дм³ при содержании до 25 мг/дм³; 5-10 мг/дм³ при содержании 25-300 мг/дм³; п ри более высоких концентрациях - 3 %.

Пример. Объем воды, взятый для определения V - 20 см³; масса тигля с осадком а - 33737,5 мг, масса тигля b -33712,2 мг. Массовая концентрация сульфатов

X = (33737,5 - 33712,2) ¦ 0,4115 ¦ 1000/20 = 520,55 мг/дм³.

Х₁ = 520,55/48 = 10,84 мг-экв/дм³.

МЕТОД ТРИЛОНОМЕТРИЧЕСКОГО ТИТРОВАНИЯ

Методика опробована на подземных водах попутно-добы-ваемых с газом и конденсатом, межколонных проявлениях в скважинах на промысле Астраханского газоконденсатного месторождения.

Отбор проб. Количество предназначенной для анализа пробы зависит от содержания в ней сульфат-ионов, которое может изменяться в широком интервале. Минимальный объем отбираемой пробы 100 см³.

Сущность метода. Метод основан на осаждении сульфат-ионов раствором хлористого бария с последующим определением избытка ионов бария методом трилонометрии в присутствии индикатора хром темно-синий.

Мешающие влияния. Проведению анализа сульфатов мешает присутствие большого количества солей жесткости. Соли жесткости предварительно удаляют из анализируемого раствора ионообменным методом. Для сред с большой жесткостью на анализ берут 200 см³ пробы, поскольку в таких средах содержание сульфатов мало. В коническую колбу помещают пробу и добавляют катионит КУ-23 в количестве, рассчитанном по формуле:

V = Ж_о • 200 • 2 :(100 • 2,4),

где Ж_о - общая жесткость пробы, мг-экв/дм³; 200 - объем анализируемой пробы, см³; 2 - объем одного грамма катионита КУ-23, см³; 2,4 - обменная емкость катионита КУ-23 по 0,35 М раствору CaCl₂, мг-экв/г сорбента.

По индикаторной бумаге доводят величину рН до значения

4,0, добавляя 1М раствор гидроксида натрия. Сорбцию проводят в течение 20 мин при периодическом взбалтывании содержимого колбы. Затем жидкость декантируют, отбирая ее в мерный цилиндр. Сорбент промывают несколько раз дистиллированной водой, сливая промывные воды в тот же цилиндр. Содержимое цилиндра перемешивают, делят пополам и проводят анализ.

Реактивы. Кислота соляная 1:1. Для приготовления раствора соляной кислоты к одному объему дистиллированной воды осторожно влить при перемешивании 1 объем концентрированной соляной кислоты.

Трилон Б (комплексон III) - двунатриевая соль этилендиа-минтрауксусной кислоты, 0,025 моль/дм³. 9,307 г трилона Б растворяют в дистиллированной воде и объем раствора доводят до метки в мерной колбе вместимостью 1 дм³. Если раствор мутный, то его фильтруют. Раствор устойчив в течение нескольких месяцев. Установку и проверку молярности трилона Б проводят по раствору сернокислого магния. Для этого точно отмеренный объем 0,05 моль/дм³ сернокислого магния вносят в коническую колбу для титрования, доводят объем до 100 см³ дистиллированной водой, приливают 5 см³ аммиачного буферного раствора, 5-7 капель хром темно-синего, и титруют при интенсивном перемешивании раствором трилона Б до перехода красного цвета в синий. Титрование проводят на фоне слегка перетитрованной пробы.

Аммиачный буферный раствор. 20 г аммония хлористого растворяют в 200 см³ дистиллированной воды, добавляют 7 г натрия гидроксида, 10 г калия гидроксида и 400 см³ аммиака. Объем раствора доводят в мерной колбе до 1 дм³.

Магний хлористый, 0,025 моль/дм³. 5,08 г М^С1₂-6Н₂О растворяют в дистиллированной воде в мерной колбе вместимостью 1 дм³ и доводят до метки.

Барий хлористый, 0,025 моль/дм³. Готовят из фиксанала (0,050 моль/дм³). Содержимое ампулы растворяют в дистиллированной воде и доводят объем раствора в мерной колбе до

2 дм³. ₃

Магний сернокислый, 0,05 моль/дм³. Готовят из фиксанала. Содержимое ампулы растворяют в дистиллированной воде и доводят объем раствора в мерной колбе до 1 дм³.

Натрий гидроксид, 1 моль/дм³. 40 г гидроксида натрия растворяют в дистиллированной воде.

Индикатор хром темно-синий, раствор, 5 г/дм³. 0,5 г хром темно-синего растворяют в 20 см³ аммиачного буферного раствора и доводят объем раствора до 100 см³ этиловым спиртом. Продолжительность хранения индикатора не более 10 сут.

Гидроксиламин солянокислый, сухая соль.

Спирт этиловый, ректификат.

Катионит КУ-23.

Регенерация катионита. Отработанный катионит регенерируют раствором соляной кислоты 1:1. В колбу с катионитом вносят соляную кислоту 1:1 в объеме, равном 5-кратному объему катионита и выдерживают в течение суток. Затем кислоту сливают и промывают катионит дистиллированной водой до нейтральной среды промывных вод, меняя порции воды через

2-3 мин. Промытый катионит сушат на воздухе на фильтровальной бумаге. Катионит не теряет свойства до 500 разового использования.

Проведение анализа

Точно отмеренный объем пробы пипеткой переносят в коническую колбу, доводят объем до 100 см³ дистиллированной водой, подкисляют соляной кислотой (1:1) до рН = 3 по индикаторной бумаге и кипятят на электроплитке до 10 мин для разложения карбонатов. В конце кипячения прибавляют 5-10 см³ (точно измеренный объем) 0,025 моль/дм³ раствора бария хлористого и охлаждают до комнатной температуры. После охлаждения пробу нейтрализуют до рН = 5,2, добавляют раствор 0,025 моль/дм³ хлористого магния в объеме, равном добавке хлорида бария. Интенсивно перемешивая пробу с обра-

зовавшимся осадком, вносят на шпателе 5-10 мг гидроксилами-на и несколько капель индикатора хром темно-синего. Добавив 5-10 см³ аммиачного буферного раствора, титруют раствором трилона Б до изменения окраски от винно-красной до синеголубой. Отдельно титруют смесь раствора хлорида бария и магния, взятых в тех же объемах, что и для проведения анализа. В коническую колбу к растворам хлоридов бария и магния добавляют 100 см³ дистиллированной воды, приливая 5 см³ буферной смеси и несколько капель индикатора хром темносинего. Содержимое колбы титруют трилоном Б. Это титрование позволяет установить количество ионов бария, внесенное в раствор для осаждения сульфат-ионов. Отдельно проводят

титрование суммы ионов кальция и магния в объеме пробы,

равном анализируемому. В случае малого содержания сульфатов в анализируемой пробе используют 0,01 моль/дм³ растворы трилона Б, хлористого бария и хлористого магния. С целью полноты высаждения сульфатов в анализируемую среду перед добавлением хлорида бария вводят 30 см³ этилового спирта.

Обработка результатов

Расчет содержания сульфат-ионов Х₁, мг-экв/дм³, производят по формуле

Х1 = ~~(С + а - ^b) ¦^М ¦² ¦ ¹000~~; X = Х₁ ¦ 48,

¹ V ¹

где С - количество трилона Б, израсходованное на титрование ионов кальция и магния, см³; а - количество трилона Б, израсходованное на титрование смеси реактива хлорида бария и хлорида магния, см³; b - количество трилона Б, израсходованное на титрование пробы, см³; М - молярность раствора трилона Б; V - количество пробы, взятое для анализа, см³; 48 -эквивалентный вес сульфат-иона.

Расхождения между двумя параллельными анализами допускается не более 5 %.

5.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЩЕЙ ЖЕСТКОСТИ КАЛЬЦИЯ И МАГНИЯ

Ионы кальция и магния относятся к числу постоянно присутствующих компонентов в большинстве природных и сточных вод.

В естественных условиях они поступают в воду в результате взаимодействия растворенного диоксида углерода с карбонатными минералами, в процессе растворения и химического выветривания горных пород (доломиты, известняки, гипсы, калийсодержащие силикаты, мергели и другие осадочные и метаморфические породы), а также в результате развития микробиальных процессов.

В попутных водах эксплуатационных газовых скважин повышенные содержания кальция могут быть обусловлены применением хлористого кальция или жидкостей на его основе для растепления пробок кристаллогидратов, а также растворением цемента скважин при некачественном цементировании.

Ионная форма Са²⁺ и Mg²⁺ характерна, в основном, для маломинерализованных поверхностных вод. При увеличении минерализации ионы кальция и магния образуют нейтральные ( CaSO°, CaCO3, MgSO4) или заряженные ( CаНCO+, MgНCO+) ионные пары. Довольно устойчивы комплексные соединения кальция с органическими веществами, содержащимися в воде.

При испарении воды кальций в заметных количествах может выпадать в виде гипса CаSO₄ и карбоната СаСО₃.

Растворенные в воде соли кальция и магния образуют жесткость: карбонатную, устраняемую кипячением, и некарбонатную - это кальциевые и магниевые соли сильных кислот.

Для определения содержания кальция в водах используют колориметрический, потенциометрический, атомно-абсорбционный, ионо-селективный методы. Приводится арбитражный тит-риметрический метод определения жесткости и кальция, как достаточно чувствительный, менее трудоемкий, не предполагающий сложных технических установок. Следует иметь ввиду, что при применении этого вида анализа определяют только концентрацию солей жесткости, находящихся в ионной форме. Содержание ионов, задействованных в комплексных соединениях, остается неучтенным. В поверхностных условиях происходит разгазирование подземных вод газовых месторождений и содержание ионов солей жесткости постоянно меняется в результате распада комплексных соединений.

Отбор проб. Для определения общей жесткости и массовой концентрации кальция (Са²⁺) используют пробу воды на общий анализ, отобранную согласно “Требованиям к отбору проб”. Величина общей жесткости изменяется во времени, поэтому анализ проводят сразу после открытия пробы.

Сущность метода. Метод основан на образовании в щелочной среде прочных комплексных соединений трилона Б (двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты) с ионами кальция (при рН = 12+13) и магния (при рН = 10). Схематически взаимодействие трилона Б с ионами кальция (магния) может быть представлено уравнением:

Са²⁺ + Na₂H₂R = Na₂(CaR) + 2H+,

где R - радикал этилендиаминтетрауксусной кислоты.

В качестве индикаторов при определении жесткости применяют хромогенчерный и бериллон (II Иреа), при определении кальция - мурексид.

Мешающие влияния. Определению общей жесткости мешают:

двух- и трехвалентное железо при концентрации свыше 10 мг/дм³, о присутствии которого в воде судят по обильному рыжему осадку, выпадающему при фильтровании пробы или образованию при добавлении к пробе буферного раствора гелеобразного осадка зеленого или бурого цвета. От примеси железа освобождаются следующим образом: раствор подкисляют по метилоранжу и прибавляют 20 см³ раствора NH₄Cl концентрацией 100 мг/дм³ (чтобы не осаждался магний), доводят до кипения и прибавляют 25%-ный водный раствор аммиака до желтого окрашивания (большого избытка аммиака прибавлять не рекомендуется). Раствору дают отстояться до обесцвечивания (10-15 мин). Fe²+, Fe³+ оседают. Раствор фильтруют, промывают осадок на фильтре водой и в фильтрате определяют Са²+ и Mg²+;

медь, цинк. При употреблении в качестве индикатора хро-могенчерного нечеткое изменение окраски в эквивалентной точке указывает на присутствие меди и цинка. Для устранения их влияния к пробе воды, взятой на анализ, прибавляют 1

2 см³ раствора сульфида натрия (Na₂S), после чего, не отделяя осадка, жидкость титруют;

марганец. После прибавления буферного раствора и индикатора, проба приобретает серый цвет, и титрование становится невозможным. В этом случае в качестве индикатора применяют бериллон, либо к пробе воды до ввода реактивов прибавляют 5 капель раствора солянокислотного гидроксиламина (NH₂OHHCl) и далее проводят определение.

Определению Са²+ мешают:

ионы Mg²+ свыше 50 мг/дм³, в присутствии которых изменение окраски раствора в эквивалентной точке становится менее отчетливым вследствие адсорбции части мурексида хлопьевидной гидроокисью магния, образующейся в щелочной среде. Влияние магния устраняется путем предварительного разведения пробы дистиллированной водой;

анионы HCO^- и CO3^-. Их влияние заключается в том, что при добавлении NaOH ионы кальция связываются в СаСО₃: проба воды, оттитрованная до лилового цвета, постепенно изменяет свою окраску на красную, которая вновь становится лиловой от одной капли трилона Б и т.д., при этом время титрования увеличивается. В этом случае пробу титруют сразу после прибавления к ней NaOH.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Аммиак NH₄OH, раствор 25%-ный.

Кислота соляная HCl, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра.

Аммоний хлористый NH₄Cl, раствор 100 г/дм³. 10 г NH₄Cl растворяют в воде в мерном цилиндре и доводят объем до 1 00 см³.

Натрий сернистый Na₂S ¦ 9H₂O (Na₂S ¦ 5H₂O), раствор 50 г/дм³. 5 г Na₂S ¦ 9H₂O или 3,7 г Na₂S ¦ 5H₂O растворяют в воде и доводят объем до 100 см³.

Гидроксиламин солянокислый NH₂OHHCl, раствор 10 г/дм³. 1 г NH₂OHHCl растворяют в воде и доводят объем до 100 см³.

Хромогенчерный индикатор. 0,25 г хромогенчерного смешивают с 50 г сухого хлористого натрия (NaCl), предварительно тщательно растертого в ступке.

Буферный раствор при использовании в качестве индикатора хромогенчерного. 10 г хлористого аммония растворяют в воде, добавляют 50 см³ 25%-ного раствора аммиака и доводят объем до 500 см³ водой. Во избежание потери аммиака раствор хранят в плотно закрытой полиэтиленовой посуде.

Бериллон, индикатор. 0,5 г индикатора растирают в ступке с 50 г сухого хлористого натрия до получения однородного порошка.

Буферный раствор (рН = 11) для определения жесткости воды с индикатором бериллоном. Растворяют в небольшом объеме воды 10 г NH₄Cl, 5 г NaOH, добавляют 200 см³ 25%-ного раствора аммиака, доводят объем водой до 500 см³.

Мурексид, индикатор. 0,5 г индикатора тщательно растирают в ступке с 50 г сухого NaCl до получения однородного порошка.

Натрий гидроксид NaOH, раствор 2 н. 80 г NaOH растворяют в воде и объем доводят до 1 дм³.

Магний сернокислый MgSO₄, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра: содержимое ампулы растворяют в воде и доводят до 1 дм³. Раствор хранят в склянке с притертой пробкой в течение 6 мес.

Трилон Б (динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты), раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра или 18,62 г трилона Б растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 1 дм³, объем доводят до метки. Раствор хранят в полиэтиленовой посуде, регулярно (ежемесячно) проверяя поправочный коэффициент его концентрации.

Установка поправочного коэффициента нормальности раствора трилона Б. В коническую колбу вносят 10 см³ 0,1 н раствора сернокислого магния и разбавляют дистиллированной водой до 100 см³. Прибавляют 5 см³ буферного раствора, 50 мг индикатора (на кончике шпателя) и титруют при интенсивном перемешивании раствором трилона Б до изменения окраски в эквивалентной точке. Окраска должна быть синей с зеленоватым оттенком при титровании с индикатором хромогенчерным. При титровании с бериллоном пробу титруют от синего до лилово-красного цвета. Поправочный коэффициент нормальности раствора трилона Б вычисляют по формуле

K = 10/V,

где 10 - объем MgSO₄, взятый для определения, см³; V - объем раствора трилона Б, израсходованный на титрование, см³.

Титрование проводят в трех параллельных пробах и берут среднее значение K.

Проведение анализа

Определение общей жесткости. Согласно табл. 5.4 отбирают необходимый объем пробы, помещают в коническую колбу вместимостью 200-250 см³ и доводят объем пробы водой до 100 см³. Прибавляют 5 см³ буферного раствора, 50 мг (на кончике шпателя) индикатора хромоген - черного и титруют при интен-

Таблица 5.4

Ориентировочный объем пробы для определения общей жесткости и Са²⁺ в зависимости от плотности воды

Плотность, d4°	Объем воды, см³
До 1,040	10-20
1,040-1,090	5
Свыше 1,090	1

сивном перемешивании раствором трилона Б до получения синей с зеленоватым оттенком окраски раствора в эквивалентной точке.

В случае использования в качестве индикатора бериллона для определения общей жесткости - поступают аналогичным образом. Пробу титруют раствором трилона Б до изменения окраски в эквивалентной точке от синего цвета до лилового. Если вода окрашена в желтый или коричневый цвет органическими веществами, или гидроксидами железа (III), или марганца (IV), окраска раствора приобретает грязновато-зеленоватый оттенок, который титрованию не мешает.

Определение кальция. В коническую колбу вместимостью 200-250 см³ вносят отмеренный объем исследуемой воды, доводят его до 100 см³ водой. Прибавляют 5 см³ раствора 2 н NaOH, на кончике шпателя примерно 30-50 мг сухой смеси мурексида титруют раствором трилона Б при энергичном перемешивании до перехода окраски от малиново-розовой до фиолетовой, не изменяющейся при дальнейшем прибавлении трилона Б.

Определение магния. Магний определяют расчетным методом по разности результатов титрования определения суммы (Са²+ + Mg²+) и ионов Са²+.

Обработка результатов

Общую жесткость воды (в мг-экв/дм³) вычисляют по формуле

Х_общ = а • н • K • 1000/V,

где а - объем трилона Б, пошедший на титрование пробы, см³; н - нормальность трилона Б; K - поправочный коэффициент нормальности трилона Б; V - объем исследуемой пробы, см³.

Расхождение между повторными определениями не должно превышать 2 % или 0,3 мг-экв/дм³.

Массовую концентрацию кальция Х₁ (мг-экв/дм³), X

(мг/дм³) вычисляют по формулам

Х₁ = V₁ • н • K • 1000/V; X = Х₁ • 20,04,

где V₁ - объем трилона Б, израсходованный на титрование, см³; 20,04 - эквивалентная масса Са²+, мг.

Расхождение между повторными определениями при содержании до 100 мг/дм³ - 3 мг/дм³, при более высоких концентрациях - 3 %.

Массовую концентрацию магния Х₁ (мг-экв/дм³), X

(мг/дм³) рассчитывают по формулам

где а - объем трилона Б, израсходованный на титрование пробы при определении общей жесткости, см³; V₁ - объем трилона Б, израсходованный на титрование пробы при определении кальция, см³; 12,16 - эквивалентная масса Mg²⁺, мг.

Допустимые расхождения между повторными определениями - 1,5 мг/дм³, если его содержание не превышает 50 мг/дм³; при более высоких концентрациях - 3 %.

Пример. Плотность воды d^⁰ - 1,041; объем проб, отобранных на анализ V - 5 см³; объем трилона Б (0,1 н, K = 1), израсходованный на титрование при определении общей жесткости, а = 9,5 см³; объем трилона Б, израсходованный на титрование при определении Са²⁺, V₁ = 5,0 см³.

Общая жесткость воды

Х_общ = 9,5 ¦ 0,1 ¦ 1 ¦ 1000 : 5 = 190 мг-экв/дм³.

Массовая концентрация кальция в воде

X_1Ca2+ = 5 ¦ 0,1 ¦ 1 ¦ 1000/5 = 100 мг-экв/дм³;

X_Ca2+ = 100 ¦ 20,04 = 2004 мг/дм³.

Массовая концентрация магния

X_1Mg2+ = (9,5 - 5) ¦ 0,1 ¦ 1 ¦ 1000/5 = 90 мг-экв/дм³;

X_Mg2+ = 90 ¦ 12,16 = 1094 мг/дм³.

5.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММЫ НАТРИЯ И КАЛИЯ И ОБЩЕЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ РАСЧЕТНЫМ МЕТОДОМ

При отсутствии пламенного фотометра определение суммы калия и натрия в водах производят расчетным путем. При этом учитывают, что природные воды содержат незначительные концентрации калия и, в основном, представлены солями натрия.

Массовую концентрацию суммы Na+ и K+, Х₁ (мг-экв/дм³) и X (мг/дм³) определяют по формуле: где 2 A - сумма анионов, мг-экв/дм³; 2 K - сумма катионов, мг-экв/дм³; 23 - эквивалентная масса натрия, мг.

Проверка результатов анализа

Проверку результатов анализов для вод, представленных в основном хлоридами натрия, проводят по графикам и таблицам

зависимости относительной плотности воды ( df) от минерализации (М, г/дм³); при этом при минерализации вод ниже

1 г/дм³ - по графику рис. 5.1; для вод с минерализацией 1-10 г/дм³ - по графику рис. 5.2; с минерализацией 10250 г/дм³ - по табл. 5.5.

При правильно выполненном анализе расхождения между минерализацией, найденной по графику или таблице и аналитическим путем, не должны превышать 2 %.

Рис. 5.1. Зависимость

относительной плотности

воды ( d|°) от минерализации

Рис. 5.2. Зависимость относительной плотности

воды ( d²°) от минерализации

Зависимость плотности воды <?4° ^от минерализации М

,20 ^d4	М, г/дм³	20 ^d4	М, г/дм³	20 ^d4	М, г/дм³
1,00532	10	1,04345	63	1,08270	116
1,00603	11	1,04418	64	1,08345	117
1,00674	12	1,04491	65	1,08420	118
1,00745	13	1,04564	66	1,08496	119
1,00817	14	1,04637	67	1,08571	120
1,00888	15	1,04710	68	1,08647	121
1,00960	16	1,04783	69	1,08722	122
1,01031	17	1,04856	70	1,08798	123
1,01102	18	1,04929	71	1,08874	124
1,01173	19	1,05003	72	1,08949	125
1,01244	20	1,05076	73	1,09026	126
1,01316	21	1,05149	74	1,09101	127
1,01387	22	1,05223	75	1,09176	128
1,01458	23	1,05296	76	1,09252	129
1,01530	24	1,05369	77	1,09328	130
1,01601	25	1,05443	78	1,09404	131
1,01673	26	1,05517	79	1,09480	132
1,01744	27	1,05590	80	1,09556	133
1,01816	28	1,05664	81	1,09633	134
1,01888	29	1,05738	82	1,09709	135
1,01959	30	1,05812	83	1,09785	136
1,02031	31	1,05886	84	1,09861	137
1,02103	32	1,05959	85	1,09938	138
1,02174	33	1,06033	86	1,10014	139
1,02246	34	1,06107	87	1,10091	140
1,02318	35	1,06181	88	1,10168	141
1,02390	36	1,06255	89	1,10244	142
1,02462	37	1,06329	90	1,10321	143
1,02534	38	1,06403	91	1,10398	144
1,02606	39	1,06477	92	1,10474	145
1,02678	40	1,06551	93	1,10551	146
1,02750	41	1,06625	94	1,106270	147
1,02822	42	1,06700	95	1,107040	148
1,02894	43	1,06774	96	1,107800	149
1,02966	44	1,06848	97	1,108570	150
1,03038	45	1,06923	98	1,109330	151
1,03110	46	1,06997	99	1,110100	152
1,03183	47	1,07072	100	1,110870	153
1,03255	48	1,07146	101	1,116300	154
1,03327	49	1,07221	102	1,112400	155
1,03400	50	1,07295	103	1,113160	156
1,03472	51	1,07370	104	1,113920	157
1,03545	52	1,07445	105	1,114680	158
1,03617	53	1,07519	106	1,115440	159
1,03690	54	1,07594	107	1,116210	160
1,03763	55	1,07669	108	1,116970	161
1,03835	56	1,07744	109	1,117730	162
1,03908	57	1,07819	110	1,118490	163
1,03980	58	1,07894	111	1,119260	164
1,04053	59	1,07696	112	1,120030	165
1,04126	60	1,08044	113	1,120800	166
1,04199	61	1,08119	114	1,121560	167
1,04272	62	1,08194	115	1,122330	168

20 ^d4	М, г/дм³	20 ^d4	М, г/дм³	20 ^d4	М, г/дм³
1,123100	169	1,144460	197	1,165830	225
1,123860	170	1,145220	198	1,166590	226
1,124630	171	1,145990	199	1,167350	227
1,125540	172	1,146760	200	1,168110	228
1,126160	173	1,147620	201	1,168870	229
1,126920	174	1,148290	202	1,169630	230
1,127690	175	1,149040	203	1,170390	231
1,128450	176	1,149800	204	1,171150	232
1,129220	177	1,150570	205	1,171910	233
1,129980	178	1,151330	206	1,172670	234
1,130740	179	1,152090	207	1,173430	235
1,131500	180	1,152860	208	1,174190	236
1,132260	181	1,153620	209	1,174950	237
1,133020	182	1,154380	210	1,175710	238
1,133790	183	1,155140	211	1,176470	239
1,134550	184	1,155900	212	1,177230	240
1,135310	185	1,156660	213	1,177990	241
1,136080	186	1,157430	214	1,178750	242
1,136840	187	1,158190	215	1,179510	243
1,137600	188	1,158960	216	1,180270	244
1,138370	189	1,159720	217	1,181030	245
1,139140	190	1,160480	218	1,181790	246
1,139900	191	1,161240	219	1,182550	247
1,140660	192	1,162000	220	1,183310	248
1,141420	193	1,162770	221	1,184070	249
1,142180	194	1,163540	222	1,184830	250
1,142940	195	1,164310	223
1,143700	196	1,165070	224

5.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЖЕЛЕЗА

Железо постоянно присутствует в поверхностных и подземных водах; концентрация его зависит от гидрогеологических условий и геологического строения бассейна.

Повышенные концентрации железа в попутных водах нефтегазовой промышленности можно объяснить развитием коррозионных процессов, протекающих в скважинном оборудовании.

В природных водах железо может находиться в различных формах: в виде коллоидного раствора, в составе комплексных соединений, в ионной форме - Fe³⁺ и Fe²⁺.

Окисное железо (Fe³⁺) в водах присутствует в форме неорганических и органических коллоидов в концентрациях несколько мг/дм³, в кислых водах - в ионной форме и может достигать нескольких г/дм³. Закисное железо (Fe²⁺) в водах встречается в ионной форме в более высоких концентрациях.

Для питьевых вод установлена предельно допустимая концентрация железа 0,3 мг/дм³.

Приводятся колориметрический роданидный метод, позволяющий определять суммарную концентрацию ионов железа в диапазоне 0,05-4,0 мг/дм³, и комплексонометрический метод при содержаниях Fe²⁺ и Fe³⁺ больше 10 мг/дм³.

Отбор проб. При отборе проб необходимо учитывать, что соединения закисного железа в природных водах неустойчивы. При контакте воды с воздухом железо (Fe²⁺) легко окисляется и выпадает в рыжий осадок в виде гидроксида (Fe³⁺):

4Fe²⁺ + 3О₂ + 6Н₂О ^ 4Fe(OH)₃|.

Поэтому определение выполняют сразу после отбора пробы, либо из специальной зарядки, взятой на месте, в которой за-кисное железо стабилизировано путем добавления ацетатного буферного раствора (10-15 см³ на 1 дм³ пробы).

Пробы отбирают в полиэтиленовую или стеклянную посуду, исключая контакт пробы с атмосферным воздухом.

КОЛОРИМЕТРИЧЕСКОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ РОДАНИДНЫМ МЕТОДОМ

Сущность метода. В кислой среде трехвалентное железо реагирует с роданидом калия (аммония), образуя соединение красного цвета, интенсивность окраски пропорциональна концентрации железа - Fe³+. Для определения общего содержания железа в пробе Fe²+ окислением переводят в трехвалентную форму.

Метод позволяет определять содержание железа 0,054,0 мг/дм³. При более высоких концентрациях исследуемую пробу воды предварительно разбавляют дистиллированной водой, подкисленной раствором HNO₃(1 • 1) (1 см³ на 100 см³ воды).

Мешающие влияния. Определению мешают катионы меди, висмута и кобальта. В обычных водах их концентрации незначительны, их влиянием можно пренебречь.

Для устранения мешающего влияния высокого содержания органических соединений и трудноразлагаемых комплексов железа поступают следующим образом: к 50 см³ пробы добавляют по 1 см³ концентрированных серной и азотной кислот и выпаривают до появления густых паров серной кислоты. Пробу разбавляют, доводя дистиллированной водой до 50 см³, прибавляют 2,5 см³ 0,1 н раствора перманганата калия и далее проводят определение ниже описанным методом.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кислота серная H₂SO₄, раствор 1 : 2. К двум объемам воды приливают один объем H₂SO₄ (р = 1,84 г/см³).

Кислота соляная концентрированная HCl (плотность -

1.19 г/см³).

Кислота соляная HCl, раствор 1 : 1. К одному объему воды осторожно приливают один объем HCl (плотность -

1.19 г/см³).

Кислота щавелевая H₂C₂0₄ • 2H₂0, раствор 0,1 н. 0,63 г щавелевой кислоты растворяют в воде и доводят объем до 100 см³.

Калия перманганат KMn0₄, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра.

Калия (аммония) роданид KSCN (NH₄SCN), раствор 200 г/дм³. 20 г роданида калия (аммония) растворяют в воде и доводят объем до 100 см³.

Ацетатный буферный раствор - получают смешиванием равных объемов растворов А и Б.

Раствор А - натрий уксуснокислый CH₃C00Na, раствор 1 н. В мерную колбу вместимостью 500 см³ вносят 68 г соли, доливают водой до метки и перемешивают.

Раствор Б - кислота уксусная CH₃C00H, раствор 5,5 н. В мерную колбу вместимостью 500 см³ вносят 159 см³ кислоты и доливают водой до метки.

Стандартный раствор Fe²⁺, 0,1 мг/см³. 0,702 г соли Мора (NH₄)₂ • Fe(SO₄)₂ • 6H₂0, растворяют в воде, подкисленной 2 см³ концентрированной соляной кислоты и доводят объем до метки в мерной колбе вместимостью 1 дм³.

Рабочий стандартный раствор Fe²⁺, 0,005 мг/см³. 25 см³ стандартного раствора вводят в мерную колбу вместимостью 500 см³ и доводят объем водой до метки. Рабочий раствор готовят непосредственно перед употреблением.

Проведение анализа

Согласно табл. 5.6 отбирают необходимый объем хорошо перемешанной и профильтрованной пробы, помещают в колбу для кипячения и доводят объем дистиллированной водой до 50 см³.

В пробу добавляют 2,5 см³ разбавленной серной кислоты, 2,5 см³ раствора перманганата калия и кипятят смесь 5 мин. Горячий раствор обесцвечивают щавелевой кислотой (0,1 н) и осторожно по каплям прибавляют к нему раствор перманганата калия (0,1 н) до повторного возникновения розового окрашивания.

Ориентировочный объем воды для определения Fe в зависимости от его содержания

Концентрация Fe, мг/дм³	V пробы, см³
0,05-4,0	50
4,1-8,0	25
8,1-20,0	10

При наличии мути раствор после охлаждения фильтруют. Объем фильтрата доводят до 50 см³.

К фильтрату в цилиндре прибавляют 2,5 см³ разбавленной соляной кислоты, перемешивают, приливают 5 см³ раствора роданида и после перемешивания сразу измеряют оптическую плотность в кювете с толщиной слоя 2 см при X = 490 нм. Вводят поправку на оптическую плотность холостой пробы, приготовленной таким же образом с 50 см³ дистиллированной воды.

Построение калибровочного графика. В колбы для кипячения (V = 250 см³) отбирают 0; 0,5; 1,0; 2,0; ...; 40,0 см³ рабочего стандартного раствора соли железа, что соответствует в пробе 0; 0,0025; 0,005; ...; 0,2 мг/см³, доводят объем дистиллированной водой до 50 см³. Далее поступают как при проведении анализа.

По полученным данным строят калибровочный график, на оси абсцисс откладывают значения массовой доли железа в пробе. На оси ординат соответствующие показания оптической плотности растворов с учетом оптической плотности “холостой пробы”.

Обработка результатов

Содержание железа (в мг/дм³) рассчитывают по формуле X = а • 1000/V,

где а - массовая концентрация Fe в пробе, найденная по калибровочному графику с учетом холостой пробы, мг/см³; V -объем пробы, взятый для анализа, см³.

Допустимые расхождения между повторными определениями не должны превышать 25 %.

Пример. Объем пробы V = 50 см³; оптической плотности пробы с поправкой на холостой опыт (0,385 - 0,085 = 0,30) по калибровочному графику соответствует массовая концентрация железа в пробе 0,0875 мг/см³:

Сущность метода. Метод основан на способности ионов окисного железа (Fe³⁺) образовывать с трилоном Б комплексное соединение по схеме

Fe³⁺ + Tp^4- ^ FeTp^-.

Определение окисного и закисного железа выполняют в одной пробе воды. В присутствии индикатора - сульфосалици-ловой кислоты, трилоном Б оттитровывают ион окисного железа (Fe³+). Затем закисное железо (Fe²+) окисляют надсерно-кислым аммонием (калием) и раствор вновь титруют трило-ном Б.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кислота соляная концентрированная HC1 (плотность -

1.19 г/см³).

Кислота соляная HC1, раствор ~1 н. 86 см³ HC1 (плотность -

1.19 г/см³) вносят в мерный цилиндр с водой, доводят объем до 1 дм³.

Кислота сульфосалициловая H0₃S(H0)C₆H₃C00H • 2Н₂О, раствор 100 г/дм³. 10 г сульфосалициловой кислоты растворяют в воде и доводят объем до 100 см³.

Аммиак NH₄OH, раствор ~1 н. 15 см³ 25%-ного водного раствора аммиака доводят водой в мерном цилиндре до 100 см³.

Аммоний (калий) надсернокислый (NH₄)₂S₂O₈, K₂S₂O₈.

Метиловый фиолетовый раствор 0,5 г/дм³. 0,05 г индикатора растворяют в воде и доводят объем до 100 см³.

Стандартный раствор железа, 1 мг/см³. 0,702 г соли Мора (NH₄)₂Fe(SO₄)₂ • 6Н₂0, растворяют в воде, подкисленной 2 см³ HC1 (плотность - 1,19 г/см³), в мерной колбе вместимостью 100 см³, объем доводят до метки.

Трилон Б (соль динатриевая этилендиамин - N, N, N', N' -тетрауксусной кислоты, двуводная), Na₂H₂C₁₀H₁₂O₈N₂ • 2Н₂0, раствор 0,05 М. 18,612 г трилона Б растворяют в воде и доводят объем до 1 дм³ или из стандарт-титра с соответствующим разбавлением. Если раствор мутный, его фильтруют. Раствор устойчив в течение нескольких месяцев.

Титр трилона Б определяют по стандартному раствору железа, как описано в проведении анализа, вычисляют по формуле

Т = V₁ • c/V₂,

где V₁ - объем пробы стандартного раствора железа, см³; с -

массовая концентрация стандартного раствора железа, мг/см³;

V₂ - объем раствора трилона Б, израсходованный на титрование, см³.

Выполняют не менее трех титрований и вычисляют средний результат.

Проведение анализа

0тбирают аликвоту хорошо перемешанной и профильтрованной пробы, помещают в колбу, доводят объем до 50 см³ водой. Прибавляют 1-2 капли метилового фиолетового. Устанавливают рH раствора 1,2*1,3, окраска его при этом - зеленоголубая (контроль визуальный и по индикаторной бумаге типа “Рифан”, рH = 0,3*2,2).

Если раствор после добавления метилового фиолетового имеет синий ^H = 1,5*2,0) или фиолетовый цвет ^H > 2), то по каплям добавляют HCl (1 н) до установления необходимого рH раствора. Если раствор желтый или с желтым оттенком ^H = 0,5*1,0), то по каплям добавляют водный раствор аммиака.

Подготовленную таким образом пробу нагревают до 6070 °С, приливают 1 см³ раствора сульфосалициловой кислоты. При наличии Fe³⁺ появляется красно-фиолетовая окраска раствора. Содержимое колбы титруют 0,05 м раствором трилона Б до исчезновения розового оттенка.

0ттитрованный раствор нагревают до 60-70 °С и прибавляют ~ 0,1 г надсернокислого аммония (калия). При этом Fe²⁺ окисляется до Fe³⁺ и за счет образования сульфосалицилата железа раствор снова приобретает красно-фиолетовый цвет. Раствор вновь титруют трилоном до исчезновения розовой окраски. По окончании титрования проверяют полноту окисления Fe²⁺ добавлением новой порции ~ 0,1 г надсернокислого аммония, если нужно, раствор дотитровывают. Титрование считают законченным, если после добавления очередной порции персульфата на титрование идет не более 1-2 капель трилона.

Обработка результатов

Массовую концентрацию окисного железа X (мг/дм³) вычисляют по формуле

X = Vj • Т • 1000/V, где V - объем пробы воды, взятый на определение, см³; V₁ -объем раствора трилона Б, израсходованный на определение Fe³+, см³; Т - титр трилона Б, мг/см³.

Массовую концентрацию закисного железа (мг/дм³) вычисляют по той же формуле

X_F3+ = V₂ • Т • 1000/V,

Fe ^2
/ ’

где V₂ - объем раствора трилона Б, израсходованный на определение Fe²+, см³.

Массовую концентрацию окисного железа (мг/дм³) можно вычислить без учета титра по формуле

X 2+ = V₁ • М • 1000 • 55,86/V,

Fe ¹ 7/7

где М - молярность трилона Б (0,05); 55,85 - молярная масса Fe, мг.

Так же рассчитывают массовую концентрацию закисного железа.

Допустимые расхождения между повторными определениями не должны превышать 25 %.

Пример. Объем пробы V₁ = 50 см³; объем трилона Б, израсходованный на определение Fe³+, V₂ = 0,9 см³; объем трилона Б, израсходованный на определение Fe²+, V₃ = 1,6 см³; Т = 2,8 мг/см³.

X_Fe3+ = 0,9 • 2,8 • 1000/50 = 54,40 мг/дм³;

X_Fe2+ = 1,6 • 2,8 • 1000/50 = 98,60 мг/дм³.

Глава 5

РАЗНОСТНО-АНАЛИТИЧЕСКИЙ ПОДХОД К МОДЕЛИРОВАНИЮ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ С ТРЕЩИНАМИ ГИДРОРАЗРЫВА, ПЕРЕСЕКАЮЩИМИ ОТДЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

Необходимым элементом любой современной технологии проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений является компьютерная динамическая модель объекта, которая позволяет проводить многовариантные расчеты для выбора оптимального способа разработки [82].

Основными требованиями, предъявляемыми к компьютерной модели процесса разработки с применением ГРП [72], являются: адекватное отражение физических процессов, происходящих в пласте и в трещине; возможность моделирования крупных объектов (участков или залежи в целом); быстродействие, сравнимое с аналогичным показателем традиционных моделей; модульный принцип построения, позволяющий наращивать существующие модели блоком для моделирования трещин; преемственность, обеспечивающая возможность корректного сопоставления варианта разработки с использованием ГРП и других технологий (например, с применением горизонтальных скважин и т.п.).

В этой главе рассмотрен метод учета трещин гидроразрыва в численных моделях фильтрации, основанный на предположении, что внутри трещины и вблизи нее течение описывается аналитическим решением, граничные условия для которого определяются из численного решения задачи для пласта [43,167].

5.1. ВЫВОД ФОРМУЛ ПРИТОКА ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ СКВАЖИН

При моделировании вертикальных скважин обычно предполагается, что в окрестности скважины течение близко к радиальному и приток Q₀ описывается формулой (3.26), где p_c — давление в разностном блоке, в котором расположена скважина, а величина R_c определяется раз — мерами разностной сетки и представляет собой радиус фиктивного контура внутри блока, на котором давление равно давлению в блоке [198 — 200]. Таким образом осуществляется стыковка моделей пласта и скважины. Задача сопряжения усредненного течения в горизонтальной скважине и в пласте рассмотрена в [3].

Предлагаемый метод моделирования трещин гидро — разрыва конечной проводимости, произвольной длины и ориентации основан на сопряжении конечно-разностной аппроксимации течения в пласте и аналитического решения в окрестности трещины. Рассматриваются два подхода: 1) трещина моделируется как совокупность

стоков (источников), расположенных по одному в каждом расчетном блоке, через который она проходит; при этом дебит скважины определяется суммированием дебитов отдельных стоков; 2) течение в трещине моделируется численно и предполагается одно- или двухмерным соответственно при двух- и трехмерном моделировании пласта; при этом считается, что в окрестности скважины структура течения достаточно хорошо описывается аналитическим решением (3.20) или (3.21), на основе которого выводится формула притока.

Пусть p — давление в точке Z, тогда согласно (3.21) имеем

Q = ~~^2%к^ ^Р_рp~~ , P(Z) = p(Z)-p(/r_w); (5.1)

m P( z )

(1 - 1)ln — + 1 In f

(

+ (1 -1) ?1^m In

m=1

В общем случае трещина проходит через несколько расчетных ячеек и произвольно ориентирована по отно — шению к разностной сетке. Пусть Г12 — расстояния гра — ниц ячейки от центра трещины, отсчитываемые вдоль оси трещины. Тогда линии Z\ = r\e^ia и Z2 = ^e^ia ограничи — вают часть трещины, заключенную внутри ячейки. Поток q из пласта в трещину через участки границы, заклю — ченные внутри ячейки, определяется выражением

'2 '2 *")

q = ² f v_nds = ^-2j -У-ds = ²(y (1) ^- y ⁽r)).

Здесь v_n — нормальная к границе составляющая ско — рости потока, s — направление касательной.

Из формулы (3.21) следует:

У(П) = Im( ®₁(Z,)) = — Y();

Y(r) = (1 -1)— +1 • arctg

1 + q⁴

(5.2)

(5.3)

- (1 -1) ?1^m • arctg

(1 - q⁴^m)

2 4m 2

f / 2 + q п ²

m=1

Y( r _w) = Y(w) = 2, Y(l) = 0.

При выводе формулы (5.3) предполагается, что r_i >> w, при этом a » sin a = w/^ . Подставляя выражение (5.3) в (5.2), получим

q = Q(Y(ri) -Y(r₂))/p . (5.4)

Рассмотрим сначала метод моделирования трещины как совокупности стоков. В этом случае конечно-разностная аппроксимация уравнения материального баланса для ячейки, через которую проходит трещина, имеет вид

— Z a, ⁽Pi ^- p о)-q = 0 ;

m i =i

(5.5)

^a 2 4 =

1, 3 ж > 2, 4 _A

^Ax 1, 3 ^Ay 2, 4

Здесь, как и в [198 — 200], используется пятиточечный шаблон [2, 59], A?, Ay — размеры ячейки, А?-, Ау_г- — расстояния от узла, находящегося в данной ячейке до соседних узлов, i = 1, ..., 4, pi — давления в соответствующих узлах сетки, р₀ — давление в рассматриваемой ячейке (рис.

5.1).

Из уравнений (5.1), (5.4), (5.5) имеем:

для ячейки, в которой расположен центр трещины (сток),

2(p - Y(ri) - Y(Г2))Za, (p0 - Pw)

I =i

Za,R(z,)- 2(p-Y(ri) -Y(Г2))

k ₁ h

(5.6)

i =i


	длг
• 1	ДУ	.3

Рис. 5.1. Пятиточечный шаблон для аппроксимации уравнения материального баланса:

0, 1, 2, 3, 4 — узлы разностной сетки

для любой другой ячейки, через которую проходит трещина,

_{к h} ²^(Y(^r1 ) - ^Y(r2 ))'Е ^ai ⁽Р0 - pw ) ^k1^h / =1

q = —

^m X a/R(Z/)- 2(Y(r1) -Y(^))

i =1

Здесь Zi — комплексная координата i-го узла в системе координат, связанной с трещиной; rj, Г2 — расстояния точек пересечения трещины с границами ячейки от центра трещины. Если трещина заканчивается внутри ячейки, то Г2 = I.

Заметим, что если трещина отсутствует, то P(Z_;) =

= ln|Zi|/r_w, Y(r_lr2) = 0 и формула (5.6) совпадает с формулой, предложенной в [199] для вертикальных скважин.

Рассмотрим теперь второй подход к моделированию трещин, при котором течение вдоль трещины и обмен потоками с пластом рассчитываются конечно -разностными методами. Предполагается, что большая ось трещины направлена вдоль оси x разностной сетки, центр трещины находится в узле разностной сетки. Формула притока вводится только для ячейки, содержащей центр трещины. Уравнение материального баланса для этой ячейки

к h 4

— Еc⁽Р/ ^-р0^)-Q = °;

m /=1

2wk_: Dyk 1

^c1,3 = ^a1,31 ¹ +^— I ^,
c 2,4 = ^a 2,4-

Аналогично (5.6) получим формулу притока:

²^pE c ⁽p0 ^-рw⁾

k₁ h m"⁴

Q =~--4=- -(5.7)

Е C P(Z,.)- 2p

Здесь &2 — проницаемость трещины; 2w — ширина трещины, которая в пределах ячейки предполагается неизменной; Q — суммарный дебит скважины. Если вся трещина содержится внутри одной ячейки, то формулы

(5.6) и (5.7) совпадают.

При использовании второго подхода течение внутри трещины моделируется отдельно. Предполагается, что оно является одномерным и параллельно оси трещины. Ширина трещины в численной модели принимается постоянной, равной 2w. Объем трещины внутри каждой ячейки пласта пренебрежимо мал по сравнению с объемом ячейки. Узлы разностной сетки модели трещины совпадают с узлами сетки модели пласта. Предполагается, что для каждого узла давления в трещине и в пласте одинаковы. Это предположение позволяет замкнуть систему уравнений неразрывности и движения для пласта и для трещины и вычислить перетоки q между ними в каждой ячейке [50]. Сеточные блоки в трещине вдоль вертикального направления не взаимодействуют. Предполагается, что если трещина проходит через добывающую скважину, то флюиды в нее только втекают, при этом потоки направлены вдоль трещины к скважине. Если трещина проходит через нагнетательную скважину, то потоки направлены от скважины, в этом случае жидкости только вытекают в пласт.

5.2. ОБОБЩЕНИЕ ФОРМУЛ ПРИТОКА НА СЛУЧАЙ МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

В случае многофазной фильтрации формулы притока (5.6) и (5.7), используемые в численных моделях для представления трещин гидроразрыва, вводятся для суммарного потока всех фаз с учетом их суммарной подвижности.

Если трещина представляется как совокупность источников (стоков), расположенных в соседних ячейках разностной сетки, то их интенсивности определяются выражениями, аналогичными (5.6):

для ячейки, в которой расположен центр трещины (скважина),

₃_f 2^(p - ^Y(r⁾ - T(r₂ ⁾)]Г a I ⁽р0 - Рw) q = _k1_h E^~ —--, (5.8)

¹= ^—1 E a;P(Z/)- 2(p-Y(Г1) -Y(r2))

/=1

для любой другой ячейки, через которую проходит трещина,

₃_f 2^(Y(r1^)
-Y(r2⁾⁾]T ^a _; ⁽p0 ^- pw ⁾

q = k1h E ——4-^-.

¹=¹^—1 E a/P(Z/)- 2(Y(Г1) -Y^))

Здесь fj и —j — относительная фазовая проницаемость и вязкость фазы j, значения индекса j = 1, 2, 3 соответствуют нефти, воде и газу. В случае добывающей скважины, моделируемой совокупностью стоков, фазовые проницаемости в формулах (5.8) определяются значениями насыщенностей в соответствующих ячейках. Фазовые потоки выражаются через отношение фазовой подвижности к суммарной. В случае нагнетательной скважины, представляемой как совокупность источников, фазовые проницаемости определяются граничными условиями — долями фаз в потоке закачиваемой жидкости.

Если используется второй подход и течение в трещине моделируется численно, то формула притока (5.7) при многофазной фильтрации должна быть преобразована к виду

₃_f ^2лЕ ^ci ⁽Р0 ^- Рw ⁾

Q = _м E _——4=-; (5.9)

¹=¹^—1 E С P(Z,)- 2р

-1

Е —

j=1 ^- j 0

Е —

I j=1 - i.

Dyk 1

Здесь fj и fj — относительные фазовые проницаемости для пласта и для трещины соответственно. В случае добывающей скважины фазовые проницаемости определяются в зависимости от значений насыщенностей в разностном блоке, в котором расположена скважина, как для пласта, так и для трещины. Обычно принимается, что в трещине фазовая проницаемость пропорциональна соответствующей насыщенности. В случае нагнетательной скважины фазовые проницаемости в трещине определяются долями фаз в потоке закачиваемой жидкости. Обмен флюидами между пластом и трещиной вычисляется для каждого расчетного блока, через который проходит трещина, и выражается через суммарную подвижность фаз, при этом поток каждой фазы пропорционален отношению фазовой подвижности к суммарной. В расчетной модели изменение фазовых проницаемостей в ячейке учитывается на каждом временном слое.

5.3. ТЕСТИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННЫХ МОДЕЛЕЙ ПУТЕМ СОПОСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ С АНАЛИТИЧЕСКИМ РЕШЕНИЕМ

Для тестирования предложенных методов моделирования скважин с трещинами гидроразрыва проведены расчеты. Рассматривался элемент пятиточечной системы заводнения, представляющий собой квадрат, в вершинах которого расположены нагнетательные скважины, а в центре — добывающая, пересеченная трещиной гидроразрыва. Предполагалось, что ось трещины параллельна стороне квадрата. Расстояние R между соседними нагнетательными скважинами принималось равным 700 и 400 м, по -лудлина трещины l — 100 и 80 м, полуширина трещины —

2 мм, проницаемость трещины — 40 мкм², проницаемость пласта — 0,004 мкм², толщина пласта — 5 м, вязкость жидкости — 0,5 мПа-с, разность давлений на нагнетательной и добывающей скважинах — 10 МПа. Определялся установившийся дебит добывающей скважины. Расчеты проводились конечно - разностным методом с использованием двух описанных выше подходов к моделированию трещины. Расчетный элемент покрывался равномерной разностной сеткой с распределенными узлами, n — число узлов разностной сетки между соседними нагнетательными скважинами. Скважины распо -лагались в узлах сетки, трещина либо проходила через несколько расчетных блоков, либо целиком находилась внутри одной ячейки. Результаты расчетов и их сопостав -ление с точным аналитическим решением (4.4) [167] показаны в табл. 5.1. В двух последних столбцах таблицы приведен расчетный дебит Q, полученный с использованием соответственно первого и второго подходов к моделированию трещин, отнесенный к аналитическому результату Qj.

Использование предложенных подходов к моделированию трещин гидроразрыва дает удовлетворительное совпадение с точным решением и может применяться в численных моделях нефтяных и газовых месторождений. Увеличение расстояния между узлами разностной сетки лишь незначительно снижает точность результата. Расчеты, проведенные при полудлине трещины 80 м, показали возможность использования крупных расчетных ячеек, одна из которых целиком содержит трещину.

Таким образом, на основе полученного аналитического решения предложен метод учета трещин гидроразрыва в численных моделях фильтрации в системе скважин. Этот метод дает удовлетворительные результаты даже при использовании разностной сетки с крупными ячейками. Модуль для моделирования трещин гидроразрыва реализуется в виде пакета подпрограмм для математической модели трехмерной многофазной фильтрации.

Расстояние между нагнетатель -ными скважинами R, м	Полудлина трещины 1, м	Количество узлов раз -ностной сетки между наг -нетатель - ными скважинами n	Дебит скважины, м³/сут			Отношение расчетного дебита нефти к аналитическому Q/Q₁
			Расчетное значение Q		Точное реше ние Q1	Отношение расчетного дебита нефти к аналитическому Q/Q₁
			Подход 1	Подход 2	Точное реше ние Q1	Подход 1	Подход 2
		27	18,21	18,22		1,001	1,002
700	100	13	18,19	18,21	18,19	1,000	1,001
		7	18,2	18,13		1,000	0,997
		3	17,98	-		0,988	-
700	80	3	17,94	17,94	18,13	0,990	0,990
		27	20,07	20,13		1,000	1,002
400	100	11	20,07	20,09	20,08	1,000	1,000
		3	19,94	19,86		0,993	0,989

5.4. ПРИМЕР РАСЧЕТА ПО ВОСПРОИЗВЕДЕНИЮ ИСТОРИИ РАЗРАБОТКИ УЧАСТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ, НА КОТОРОМ БЫЛ ПРОВЕДЕН ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Для апробации созданной математической модели были проведены расчеты по воспроизведению истории разработки небольшого участка месторождения, на котором был произведен гидроразрыв в трех добывающих скважинах. Ниже приводятся результаты сопоставления расчетных и фактических показателей разработки.

В настоящее время на участке эксплуатируется девять скважин (№ 276, 277, 279, 308, 309, 310, 311, 312, 342) (рис.

5.2). В середине 1995 г. в скв. 277, 310, 311 был проведен гидроразрыв пласта. Поскольку основной целью настоящего расчета являлась апробация моделирования скважин после ГРП, границы участка были выбраны таким образом, чтобы он включал в себя области дренирования этих и нескольких соседних скважин.

Скважины эксплуатируют пласт Ю3, начиная с 1993 г. Усредненные геолого - физические параметры пласта и физические свойства пластовых жидкостей приведены ниже:

Относительные фазовые проницаемости для системы нефть — вода показаны на рис. 5.3.

При выделении продуктивных интервалов пласт Ю1 был разделен на две пачки Ю3^-1 и Ю3^-2. В районе скв. 311, 312, 313 пласт - коллектор Ю3^-1 полностью отсутствует. Линия выклинивания проходит с юго-востока на северо-запад через скв. 310. Промысловые данные распределения пластового давления, представленные на карте изобар (см. рис. 5.2), показывают, что на рассматриваемом участке пласты Ю3^-1 и Ю3^-2 вдоль границы выклинивания практически не сообщаются.

3-1

Пласт Ю|

• 1

О 3

Рис. 5.2. Карта изобар по состоянию на 01.07.96 г.

Скважины: 1 — добывающие, 2 — нагнетательные, 3 -изобары, атм

290 -

^Г/(с1

*^с*в

'tfjf

^Г1Л_л

*°з^,

Рис. 5.3. Относительные фазовые проницаемости.

Относительная фазовая проницаемость: 1 — воды, 2 — нефти; 3 — модифицированные фазо — вые проницаемости

За период до 01.07.96 с участка отобрано 87,7 тыс. т нефти. Закачка воды на участке начата в 1993 г. с переводом под нагнетание скв. 342. В 1996 г. под закачку переведена также скв. 308.

В результате проведения ГРП с закачкой в скважины по 6 — 8 т. проппанта были созданы трещины с полудлиной 40 — 50 м и проводимостью 200 — 300 мкм²-мм (под проводимостью трещины подразумевается произведение раскрытия трещины на ее проницаемость). Предположительная ориентация трещин — с юго-запада на северо-восток.

На основе промысловых и геофизических данных о строении пласта построена геолого - математическая модель, представляющая собой трехмерную сеточную область. В плане выделены 31x31 расчетных ячеек. Горизонтальные сечения расчетных ячеек — квадраты со сторонами по 50 м. По вертикали модель имеет два слоя расчетных ячеек, высота которых определяется реальной толщиной пласта и изменяется по простиранию. Рельеф пласта смоделирован в соответствии с абсолютными отметками

Рис. 5.4. Геолого-математическая модель участка:

1 — средняя проницаемость 0,022 мкм², средняя пористость 0,17; 2 — средняя проницаемость 0,016 мкм², средняя пористость 0,165; 3 —

средняя проницаемость 0,011 мкм², средняя пористость 0,16

кровли в отдельных скважинах. Участок разбит на три подобласти, различающиеся значениями пористости и абсолютной проницаемости (рис. 5.4).

Начальные распределения насыщенности и давления задавались постоянными. Кровля и подошва пласта предполагались непроницаемыми.

Ввод добывающих скважин и перевод под нагнетание моделировался в соответствии с фактическими данными. Для всех скважин задавался реальный коэффициент эксплуатации. Воспроизведение истории разработки производилось

Добыча нефти, тыс. т Добыча нефти, тыс.

Рис. 5.5. Сопоставление фактической и расчетной динамики добычи нефти по участку и по отдельным скважинам:

1 — фактические данные, 2 — расчет

при постоянном забойном давлении на скважинах: на добывающих — 26 МПа, на нагнетательных — 38 МПа. Коэффициенты продуктивности скважин вычислялись в модели исходя из параметров разностной сетки. При моделировании гидроразрыва задавались реальные параметры трещин.

Сопоставление расчетных и фактических показателей разработки осуществлялось с шагом в 0,5 года. Основной целью адаптации модели было воспроизведение текущей динамики добычи нефти по участку в целом. Для этого были подобраны модифицированные фазовые проницаемости [2, 45] (см. рис. 5.3) и определены перетоки фаз через границы участка. Введение перетоков связано с тем, что запроектированная система разработки в настоящее время реализована не полностью и выбор границ участка таким образом, чтобы через них отсутствовал поток флюидов, т.е. вдоль элементов симметрии, оказался невозможным.

Были проведены расчеты при различной сообщаемости частей участка, расположенных по разные стороны от линии выклинивания пласта Ю3 ^{— 1}. Сопоставление расчетного поля давления с промысловыми данными показало, что наилучший результат достигается при моделировании вдоль линии выклинивания ячеек с нулевой проницаемостью.

Результаты воспроизведения истории разработки участка показаны на рис. 5.5. Важно отметить, что при воспроизведении истории получено качественное совпадение показателей по отдельным скважинам, хотя такая задача специально не решалась. На рис. 5.5 приведены графики расчетной и фактической добычи нефти по трем скважинам, в которых был произведен гидравлический разрыв пласта.

Проведенные расчеты показывают, что используемый метод расчета дебитов вертикальных скважин и скважин, пересеченных трещинами гидроразрыва, дает удовлетворительные результаты и позволяет адекватно моделировать процесс разработки.

eAaNOa gOaeleeoO

eOioa eeOnaAaugoO Qeeeeeo

gOilOEAaeeeeaoeaeQea

EOeaeEaa

Глава XVII

ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗВЕДКЕ И РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

§ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ОБ ОХРАНЕ НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Экологическая обстановка на нашей планете ухудшается вследствие быстрого нарастания промышленной и хозяйственной деятельности человечества. В настоящее время признается, что дальнейшее обострение экологической ситуации может привести к глобальной катастрофе. Поэтому у нас в стране, как и во всем мире, вопросы экологии отнесены к важнейшим, приоритетным, требующим безотлагательного решения.

Проблема охраны недр и окружающей среды в полной мере касается и горнодобывающего производства, неотъемлемой частью которого является нефтегазодобывающая промышленность. Это связано с тем, что геологическая среда составляет единое целое со всей средой обитания человека, поскольку литосфера представляет собой минеральную основу биосферы и поэтому нуждается в охране, как и вся природа. Ведь ведение горных работ любого характера, в том числе и добыча нефти и газа, может сопровождаться нарушением экологического равновесия, загрязнением окружающей среды отходами горного производства и самими полезными ископаемыми, деградацией почв, нарушением сложившихся биологических и геохимических связей.

Охрана недр предусматривает осуществление мер по обеспечению возможно более полного, экономически целесообразного извлечения из недр нефти, газа и попутных ценных компонентов с предотвращением нежелательных изменений в геологическом разрезе месторождения и прилегающей к нему территории.

Охрана окружающей среды предусматривает проведение мероприятий, обеспечивающих предотвращение ухудшения физических, химических и биологических характеристик атмосферы, земли, воды, растительных и животных организмов в настоящее время и в будущем в результате разработки месторождений углеводородов.

При использовании недр должны обеспечиваться: полное и комплексное изучение недр; соблюдение установленного порядка предоставления недр в пользование и недопущение самовольного пользования недрами; наиболее полное извлечение из недр и рациональное использование запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов; недопущение вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами, на сохранность запасов полезных ископаемых; предупреждение необоснованной и самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей для других целей; предотвращение вредного влияния работ, связанных с пользованием недрами, на сохранность эксплуатируемых и находящихся в консервации горных выработок, буровых скважин, а также подземных сооружений; предотвращение загрязнения недр при подземном хранении нефти и газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод.

Государственный контроль за использованием природных ресурсов и качеством природной среды ведется Государственным комитетом по охране природы, Государственным комитетом по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору.

Мероприятия по охране недр и окружающей природной среды излагаются в лицензии на пользование недрами, в проектных документах на пробную опытно-промышленную и промышленную разработку месторождений углеводородов, в специальных долговременных программах, в контрактах на разработку месторождений.

Вопросы охраны недр и окружающей среды на нефтегазодобывающих предприятиях во многом возлагаются на геологическую службу. Типовым Положением о ведомственной геологической службе на нее возлагается осуществление ведомственного контроля за соблюдением установленного порядка пользования недрами, правильного ведения работ по геологическому изучению недр, за выполнением требований по охране недр и других правил и норм, определяющих деятельность геологической службы.

§ 2. ОХРАНА НЕДР ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Вредные явления, которые могут привести к ухудшению как общего физико-химического состояния недр, так и условий пользования недрами, при бурении возникают вследствие нарушения целостности массива горных пород, вскрываемого скважиной; использования в процессе бурения материалов и веществ, чуждых недрам и обладающих агрессивными свойствами; возникновения аварийных ситуаций и некачественного проведения работ (с нарушением технологических требований); проведения исследований в пробуренных скважинах с отклонениями от принятого комплекса при низком качестве интерпретации результатов исследований.

Указанные причины могут вызвать ряд отрицательных последствий.

Нарушение целостности массива горных пород влечет за собой нарушение естественной разобщенности, изолированности нефтегазоносных и водоносных горизонтов и пластов, а также создает возможность возникновения связи глубоких недр с атмосферой. Появляется опасность взаимодействия пластов через ствол необсаженной скважины, по затрубному пространству обсаженной скважины при некачественном цементировании или вследствие негерметичности обсадной колонны.

В результате такого взаимодействия в водоносные пласты могут попасть УВ, а нефтегазоносные пласты могут подвергнуться нежелательному и неконтролируемому обводнению. Свободная циркуляция флюидов по стволу скважины может принести вред залежам других полезных ископаемых, присутствующих в разрезе месторождения нефти или газа (например, калийных солей, пресных или целебных минеральных вод и т.п.).

Свободное сообщение с атмосферой может послужить причиной открытого фонтанирования скважины нефтью или 388 газом, что нередко приводит к большим потерям УВ и загрязнению окружающей среды. Кроме того, открытое фонтанирование, как и переток нефти или газа в другие пласты, влечет за собой снижение пластового давления в залежах, создает условия для выделения в пласте газа, растворенного в нефти, или конденсата. Все это осложняет процесс извлечения нефти и газа и приводит к большим потерям их в недрах, т.е. к снижению коэффициентов нефте-, газо- и кон-денсатоизвлечения.

Может также возникнуть самоизлив скважин водой из подземных горизонтов, приводящий к неоправданным потерям пресных или ценных минерализованных вод.

К аварийным ситуациям при бурении, наносящим недрам наибольший вред, относятся катастрофический уход промывочной жидкости, открытое фонтанирование, обвалы ствола скважины в процессе бурения. Эти ситуации, как правило, возникают из-за несоблюдения технологии бурения, использования промывочной жидкости, качество которой не соответствует геологическим условиям.

В результате катастрофических уходов промывочной жидкости в недра попадают применяемые при приготовлении буровых растворов органические вещества, такие как гумат-ный порошок, нефть, графит, полифенольный лесохимический реагент (ПФЛХ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), суль-фит-спиртовая барда (ССБ) и другие, а также минеральные вещества - барит, каустическая сода, кальцинированная сода, известь и др. Эти вещества могут привести к изменению микробиологической обстановки в недрах, отравлению пресных вод и т.п.

Применение некачественных промывочных жидкостей (например, с высокой водоотдачей) приводит к проникновению в нефтегазоносные пласты фильтрата этих жидкостей, глинизации коллекторов и тем самым - к резкому ухудшению условий освоения добывающих и нагнетательных скважин, иногда оканчивающегося полной неудачей.

Некомплексность исследований в пробуренных скважинах и низкое качество интерпретации их результатов нередко служат причиной пропуска ранее неизвестных нефтегазоносных пластов, что влечет за собой большие потери нефти и газа в неоткрытых залежах.

Некачественная интерпретация может оказаться также причиной неверного (с недопустимо большими погрешностями) определения значений параметров нефтегазоносных пород, положения ВНК, ГВК, ГНК, а следовательно, и размеров залежей нефти и газа. Это в свою очередь приводит к неправильной оценке запасов, некачественному составлению проектов разработки и в конечном итоге — к неправильной оценке народнохозяйственного значения залежи, к большим потерям нефти и газа в недрах.

Мероприятия по охране недр при бурении предусматриваются в геолого-техническом наряде (ГТН), который составляется для каждой скважины, подлежащей бурению. ГТН служит основным документом для буровой бригады, обязанной руководствоваться им до конца работ.

ГТН содержит геологическую и техническую части. В геологической части наряда приводятся: ожидаемый геологический разрез скважины; литологическая характеристика пород с указанием категорий их крепости; углы падения пластов; глубины, на которых возможны осложнения и аварийные ситуации; интервалы отбора керна и шлама, проведения геофизических исследований (и их обязательный комплекс); конструкция скважины с указанием работ, направленных на оценку продуктивности отдельных пластов; пласты, против которых должна быть произведена перфорация колонны; положение и характеристика водоносных горизонтов; данные об ожидаемых пластовых давлениях и др.

В технической части наряда в соответствии с данными геологической части должны быть предусмотрены соответствующая конструкция скважины, технология бурения и качество промывочной жидкости, обеспечивающие предотвращение обвалов газо-, нефте- и водопроявлений, нарушений нормальной циркуляции промывочной жидкости и снижение продуктивности вскрываемых нефтегазоносных пород.

Чтобы избежать открытого фонтанирования в процессе бурения и при вскрытии нефтеносных или газоносных пластов с высоким давлением, применяют соответствующие растворы при обязательной установке на устье скважины противовыбросового оборудования. При вскрытии скважинами пористых и сильнодренированных пород следует применять промывочную жидкость с удельным весом, минимально допустимым в данных геологических условиях, с высокой вязкостью, тиксотропией и низкой водоотдачей. Для предупреждения поглощения или ухода промывочной жидкости следует пользоваться профилактическими растворами, обработанными соответствующими реагентами.

При бурении скважин на эксплуатируемом месторождении для предотвращения уходов промывочной жидкости в пласты 390 со сниженным пластовым давлением необходимо ограничить эксплуатацию скважин, ближайших к бурящейся скважине, до окончания бурения или перекрыть эксплуатируемый пласт промежуточной колонной.

К важным мероприятиям по охране недр при бурении скважин относится правильная и прочная изоляция нефтегазоносных и водоносных пластов друг от друга. Для этого необходимо строго выполнять все правила цементирования скважин, предусмотренные соответствующей инструкцией с обеспеченной предусмотренной высотой подъема цемента за колонной.

Перед началом работ по креплению скважины геолог вместе с инженером-буровиком должны разъяснить буровой бригаде особенности крепления и опробования данной скважины, указать интервалы проработки, длительность промывки, параметры промывочной жидкости. Нельзя допускать разрыва во времени между перфорацией интервала залегания продуктивного пласта и освоением скважины. Это может привести к снижению проницаемости пород в результате воздействия промывочной жидкости и к искажению представлений об истинной продуктивности пласта. В случае вынужденного простоя скважины до освоения ее ствол необходимо заполнить пластовой жидкостью.

После цементирования каждую скважину следует испытать на герметичность обсадной колонны в соответствии с действующими правилами и нормами. Испытание на герметичность эксплуатационных колонн осуществляют опрессовкой или (при высоких пластовых давлениях) опрессовкой и снижением уровня. Если результаты испытания неудовлетворительны, скважина должна быть передана либо на изоляционно-ремонтные, либо на изоляционно-ликвидационные работы.

Скважины, пришедшие в аварийное состояние в процессе бурения или вследствие неустранимой негерметичности колонны, могут создавать угрозу недрам и окружающей среде на поверхности. Иногда в таких скважинах некоторая часть ствола или весь ствол остаются необсаженными и их ликвидация представляет значительные трудности. Ликвидация аварийных скважин - сложный процесс, поэтому следует добиваться безаварийной работы, что значительно легче, чем проведение ликвидационных работ. Эти работы также надо проводить качественно, соблюдая установленные правила и нормы. Особенно внимательно нужно относиться к аварийным скважинам, вскрывшим нефтеносные, газоносные или водоносные пласты. В таких скважинах обязательно должны быть проведены работы по изоляции указанных пластов.

§ 3. ОХРАНА НЕДР ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

При разработке месторождений полезных ископаемых для выполнения требований охраны недр необходимо следующее:

применение наиболее рациональных и эффективных методов добычи основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и извлечения содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение; недопущение сверхнормативных потерь, а также выборочной отработки богатых и легкодоступных участков месторождений, приводящей к необоснованным потерям балансовых запасов;

осуществление доразведки месторождений и иных геологических работ, проведение маркшейдерских работ и ведение необходимой, предусмотренной правилами геолого-техничес-кой документации;

учет состояния, движения запасов и потерь полезных ископаемых;

недопущение порчи разрабатываемых и рядом расположенных месторождений полезных ископаемых, а также сохранение полезных ископаемых, консервируемых в недрах;

сохранение и учет попутно добываемых, но временно не используемых полезных ископаемых, а также отходов производства, содержащих полезные ископаемые.

Вредные явления, отрицательно сказывающиеся на уровне использования запасов нефти и газа, условиях пользования недрами, а также на общем физико-химическом состоянии недр при разработке залежей УВ, возникают вследствие низкой адекватности структур технической и геологической компонент геолого-технического комплекса (ГТК); дефицита информации о строении залежей и их свойствах; организации разработки залежей или их частей, приводящей к вредному воздействию на другие залежи или соседние части тех же залежей; выбора режимов эксплуатации скважин и залежей, не соответствующих геологическим условиям залегания и фазовому состоянию УВ в недрах; эксплуатации неисправных скважин (с неисправным цементным кольцом, негерметичной колонной и т.п.); сброса промысловых сточных вод в 392 поглощающие горизонты, не отвечающие требованиям, предъявляемым к таким горизонтам; отставания строительства промысловых сооружений и коммуникаций; отсутствия технологий и предприятий для комплексного использования всех полезных компонентов, добываемых вместе с нефтью и газом.

Адекватность структур технической и геологической компонент ГТК должна обеспечиваться проектами и схемами разработки. Практическая реализация этого, как и всех других требований охраны недр, базируется на результатах детального геолого-промыслового анализа данных разведки и подсчета запасов, а для разрабатываемых залежей - на результатах анализа разработки. Прежде всего, здесь необходим определенный объем информации соответствующего качества. Только на такой основе возможно создание моделей процесса разработки, достаточно полно учитывающих реальные условия, позволяющих выявлять текущее и прогнозировать будущее состояние залежи и извлечение запасов из недр. Особенно это важно при проектировании применения новых методов повышения нефтеотдачи, связанных с использованием чуждых недрам химических веществ и физических воздействий. Поэтому применение описанных в учебнике методов изучения свойств и структуры залежей, их геометризации, определения различных параметров и оценки их точности, современных способов накопления и обработки больших объемов информации, методов анализа разработки, ее контроля и регулирования, другими словами, всего методологического и методического арсенала нефтегазопромысловой геологии, должно обеспечивать выполнение задач рациональной разработки залежей нефти и газа и связанных с ней вопросов охраны недр.

Чтобы не нанести ущерба другим залежам, эксплуатационные объекты следует разбуривать при условии соблюдения всех необходимых для этого мер. Должны быть предусмотрены мероприятия, предотвращающие нефтяные или газовые выбросы, открытые фонтаны, глинизацию верхних пластов и обеспечивающие сохранение естественной проницаемости последних.

При разработке эксплуатационных объектов, состоящих из нескольких сообщающихся пластов, возможны межплас-товые перетоки нефти, газа или воды. Для предотвращения этих явлений, осложняющих разработку и затрудняющих контроль за выработкой отдельных пластов, необходимо на возможно более ранней стадии разработки выявлять участки слияния пластов, оценивать масштабы перетоков и устанавливать такие режимы разработки смежных пластов, которые исключали бы перетоки или сводили их к минимуму. Необходим постоянный контроль за изменением пластового давления, дебитов скважин, обводнения их продукции в зоне связи пластов с целью своевременного установления перетоков и их интенсивности.

Иногда в пластах с хорошей гидродинамической характеристикой интенсивная разработка одних залежей оказывает влияние на соседние залежи, еще не введенные в разработку. При этом наблюдаются явление смещения неразрабатываемых залежей в сторону эксплуатируемых, а иногда и перетоки нефти или газа из одних залежей в другие. Это нарушает сохранность залежей и приводит к потерям нефти.

При разработке газонефтяных залежей отбор газа из газовой шапки может привести к снижению в ней давления, в результате чего газонефтяной контакт продвинется в газовую залежь, породы пропитаются нефтью, которая будет безвозвратно потерянной.

Для предотвращения указанных выше явлений, наносящих вред недрам и приводящих к потерям нефти и газа, необходимы постоянный контроль за гидродинамической обстановкой в районе разрабатываемых залежей и на самих залежах, и в отдельных случаях - применение специальных мероприятий вплоть до создания искусственных барьеров на путях фильтрации нефти или газа. Добыча газа из газовой шапки без применения барьерного заводнения допускается при условии, что давление в ней в процессе всего периода эксплуатации не будет падать ниже давления в нефтяной части. На эксплуатируемых месторождениях необходимо вести учет добычи нефти и газа из каждого пласта, группы пластов, отдельных скважин для контроля за степенью использования извлекаемых запасов или за достигнутым значением коэффициента текущей нефтегазоотдачи. На каждый пласт (а где необходимо - на группу пластов) необходимо иметь систему контрольных скважин, расположенных в различающихся по продуктивности частях залежи. Данные учета добычи и результатов контрольных наблюдений должны служить основой для корректировки и распределения добычи нефти между пластами, частями залежей, скважинами и т.д.

Если условия эксплуатации залежей не соответствуют фазовым состояниям УВ, то в залежах при изменении начальных пластовых условий (снижение давления, температуры) могут происходить такие явления, как выделение газа, рас-394 творенного в нефти; выпадение конденсата из газа, парафина из нефти; выпадение солей при взаимодействии закачиваемой и пластовой воды; бактериальное заражение залежи и т.п. В таких случаях системы разработки должны учитывать реальную геолого-физическую обстановку и предусматривать мероприятия, которые должны исключить или снижать до безопасного уровня последствия указанных выше явлений. Специальный контроль за ходом разработки позволит принять своевременные меры по ликвидации или локализации начинающихся нежелательных процессов.

При разработке залежей в карбонатных отложениях следует проявлять осторожность при применении солянокислотных обработок пласта. Во избежание образования путей для ускоренного подъема подошвенных вод и обводнения скважин нельзя закачивать кислоту в зоны, близкие к ВНК.

При разработке месторождений, расположенных в районах распространения многолетнемерзлых пород, необходимо изучать распределение этих пород по разрезу и площади, температуру, льдистость (относительное содержание льда в объеме породы) и другие характеристики, чтобы не допускать нарушения естественного режима недр, а также качественно выполнять другие правила и нормы ведения работ в районах распространения многолетней мерзлоты.

При проведении мероприятий по повышению производительности добывающих нефтяных скважин путем воздействия на призабойную зону пласта должна быть гарантирована сохранность колонны обсадных труб и цементного кольца выше и ниже продуктивного пласта. Нельзя проводить такие мероприятия в скважинах с нарушенным цементным кольцом.

Отставание строительства промысловых сооружений и коммуникаций влечет за собой ряд отрицательных последствий, которые могут принести вред недрам. Отставание строительства установок промысловой подготовки нефти требует преждевременного отключения обводняющихся скважин, интенсивной эксплуатации наиболее богатых центральных частей залежей для компенсации потерь в добыче, что приводит к повышенным потерям нефти и газа в недрах.

Отставание строительства систем заводнения приводит к отрицательному балансу между отбором и закачкой, к потерям пластовой энергии из-за снижения пластового давления и проявлению нежелательных процессов выделения в пласте газа, выпадения парафина, конденсата, которые безвозвратно теряются.

Отставание строительства нефтегазосборных сетей влечет за собой вынужденную консервацию одних скважин и эксплуатацию с нарушением технологического режима других, что приводит к общему нарушению проектного порядка и темпов отработки залежей.

Таким образом, борьба за своевременную реализацию планов и проектов промыслового обустройства - важное мероприятие по охране недр.

Отсутствие необходимых технологий, предприятий или сооружений для комплексного освоения месторождений также приводит к существенным потерям УВ и полезных компонентов, сопутствующих им.

Так, если на нефтепромысле нет специальной сети сооружений для сбора попутного газа, трубопровода для подач его на бытовые или производственные нужды, газобензинового завода для его переработки, то добываемый вместе с нефтью газ вынужденно сжигается в факелах, что приводит к его потерям, вредному воздействию на почву и растительность и загрязнению атмосферы.

Отсутствие технологий для извлечения серы из природного газа служит причиной длительной консервации залежей газа с повышенным содержанием серы. По этой же причине такое ценное полезное ископаемое, как сопутствующий газу гелий, сжигается вместе с попутным углеводородным газом.

Для предотвращения таких потерь необходимы соответствующие мероприятия, направленные на комплексное освоение месторождений УВ. Примером перехода к комплексному освоению может служит Оренбургское газовое месторождение, где извлекают из газа серу, меркаптаны и гелий. Во многих районах полностью утилизируется попутный газ.

Проблема использования сточных вод нефтепромыслов -одна из важнейших при решении вопросов охраны недр и окружающей среды. При современной технологии разработки нефтяных месторождений, неотъемлемым элементом которой является поддержание пластового давления путем закачки в пласт воды, объемы закачки достигают огромных величин и имеют тенденцию к возрастанию.

Соответственно количеству потребляемой воды растет и количество сточных вод, получаемых и добываемых на нефтепромыслах.

Эти моря сточной воды нужно куда-то девать. Вместе с тем, как известно, в стоках нефтяных промыслов содержатся в значительных количествах загрязняющие вещества: нефть, нефтепродукты, конденсат, растворимые соли и такие токсичные ПАВ, как дисолван, диэтиленгликоль и др.

Для охраны недр и подземных пресных вод от загрязнения наиболее рационально сточные воды нефтепромыслов закачивать в нефтегазоносные пласты для поддержания пластового давления.

Закачка сточных вод в нефтегазоносные пласты более эффективна, чем закачка пресных, так как эти воды ближе по составу к пластовым, находятся в физико-химическом, термодинамическом и биологическом равновесии с продуктивными пластами и насыщающими их пластовыми флюидами, характеризуются высокой минерализацией, вязкостью, наличием поверхностно-активных веществ, что обусловливает улучшение их нефтевытесняющих свойств. Таким образом, использование сточных вод для заводнения позволяет решать минимум три задачи охраны недр: повышать коэффициент нефтеотдачи, менее грубо вмешиваться в экологическую обстановку недр и экономить пресную воду, ограждая ее от загрязнения и сокращая использование на технологические нужды.

Другим способом избавления от сточных вод промыслов служит сброс их в поглощающие горизонты. Это мероприятие для недр также не всегда бывает нейтральным. Поэтому сброс сточных вод в поглощающие горизонты допускается лишь в определенных гидрогеологических условиях, а именно: при достаточно большой толщине и значительной площади распространения поглощающего горизонта, большой глубине его залегания и высокой проницаемости, а главное -при наличии надежных водоупорных слоев, изолирующих поглощающий горизонт от других частей разреза, в первую очередь от пластов, содержащих пресные или целебные минеральные воды. Район сброса сточных вод должен находиться на значительном расстоянии как от области питания, так и, что особенно важно, от области разгрузки поглощающего горизонта.

§ 4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ

ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ

В нефтегазодобывающей промышленности имеется множество объектов и технологических процессов, служащих источниками утечки УВ и других вредных влияний на окружающую среду.

1. К наиболее массовым загрязнениям атмосферы при добыче нефти и газа относятся диоксид серы, оксид углерода, оксиды азота, УВ и т.п. Опасность загрязнения атмосферы возникает уже в процессе бурения скважин. При разбурива-нии газовых месторождений в результате прорыва газа по трещинам в пластах, залегающих вблизи земной поверхности, возможно образование выходов газа в атмосферу (грифонообразование), иногда на очень больших расстояниях. Для предотвращения этого явления необходимо использовать специальные растворы (утяжеленные, химически обработанные).

Загрязнение атмосферы сернистыми соединениями происходит особенно интенсивно при сжигании попутного газа в факелах. Горящие факелы оказывают сильнейшее воздействие. Загрязняется атмосфера, в радиусе 200-250 м от факела полностью уничтожается всякая растительность, а на расстоянии до 3 км от факела деревья сохнут и сбрасывают листья.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений воздух загрязняется также из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, систем сбора продукции скважин, а также вследствие испарения нефти из емкостей, отстойников, резервуаров, открытых амбаров и др.

Для борьбы с указанными отрицательными явлениями необходимы утилизация попутного газа и содержание всего промыслового оборудования в надлежащем состоянии.

2. Почвенный и растительный покров в процессе строительства буровой нарушается в результате расчистки и планировки площадки, копки траншей для циркуляционных систем и земляных амбаров. В этих амбарах скапливается значительное количество буровых сточных вод, загрязненных диспергированной глиной, смазочными материалами, химическими реагентами, выбуренной породой, солями и т.п. Значительную опасность представляют буровые растворы, особенно приготовленные на нефтяной основе. Загрязнение ими почв происходит обычно в результате переливов и выбросов из бурящихся скважин, сброса отработанных растворов в овраги и водоемы, притоков их по поглощающим горизонтам, имеющим выходы на поверхность и т.п.

При эксплуатации залежей основную опасность для почв и растительности представляют нефть и нефтепродукты, попадающие на землю в результате аварий и потерь в системе их сбора и транспорта, а также промысловые сточные воды.

Загрязнение нефтью и нефтепродуктами приводит к значительному изменению физико-химических свойств почв. При этом ухудшается их азотный режим, нарушается корневое питание растений.

Загрязненный нефтью плодородный слой земли не восстанавливается в течение очень длительного времени. Загрязнение территории сточными водами нефте- и газопромыслов происходит вследствие того, что они не в полном объеме используются для заводнения или сбрасываются в поглощающие горизонты, часть их теряется непосредственно на промысле, часть сбрасывается на так называемые поля испарения. Это приводит к заболачиванию территории промысла, отравлению почв и растительности в связи с высокой токсичностью сточных вод.

Предотвращение вредного воздействия на почвы и растительность возможно при выполнении существующих правил и норм. При этом важнейшими мероприятиями следует считать:

предотвращение переливов и выбросов буровых растворов в процессе бурения скважин;

отделение шлама от буровых сточных вод и вывоз его в специально отведенные места;

повторное использование буровых и промысловых сточных вод, улучшение их очистки;

использование отработанного раствора для приготовления быстротвердеющих смесей, необходимых для борьбы с поглощениями при бурении, а также при производстве керамзитового гравия в качестве добавки к основному сырью;

использование всех сточных вод для нужд заводнения; излишки должны либо полностью сбрасываться в глубокие поглощающие горизонты, либо очищаться до уровня, предусмотренного санитарными нормами;

внедрение микробиологической очистки почв от загрязнения УВ;

ускорение строительства систем сбора и переработки нефтяных газов и газоконденсата, содержание промыслового оборудования в исправном состоянии.

Важнейшим мероприятием, направленным на восстановление нарушенного плодородия почвы, является рекультивация земель.

Рекультивация предусматривает снятие и сохранение плодородного слоя почвы при подготовке площадки под буровую, транспортировку снятого слоя к месту временного хранения и возвращение его на место после окончания буровых работ. Работы по рекультивации земель выполняются в соответствии с Инструкцией по восстановлению (рекультивации) земель после окончания бурения скважин.

Водная среда при бурении скважин и добыче нефти и газа также подвергается загрязнению. К загрязняющим воду веществам относятся нефть и нефтепродукты, буровой шлам, утяжеленные промывочные растворы, сточные воды, характеризующиеся не только повышенным содержанием различных химических примесей, но и высокой минерализацией. Эти отходы нефтегазодобывающей промышленности могут загрязнять пруды, озера, реки. В связи с интенсивным развитием разведки месторождений и добычи УВ на континентальном шельфе подобная угроза нависает и над морскими акваториями.

Нефть и другие ядовитые вещества, попадая в водоемы, вызывают гибель растительного и животного мира в результате отравления, а также из-за прекращения притока кислорода вследствие образования на поверхности воды пленки нефти.

Защита водоемов от стоков промышленных предприятий предусмотрена Правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами, а также другими документами.

К важнейшим мероприятиям, предотвращающим загрязнение вод, относятся следующие:

широкое внедрение в районах добычи нефти замкнутых систем водоснабжения с ограниченным забором свежей пресной воды;

внедрение эффективных методов подготовки нефти, газа и пластовых вод с целью снижения потерь УВ;

использование передвижных металлических емкостей для сбора нефти при освоении, глушении и подземном ремонте скважин;

использование эффективных диспергирующих средств для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоемов.

Осуществление указанных мероприятий, а также тех мер, которые направлены на охрану недр, почв, растительности и атмосферы, будет способствовать эффективной охране водных ресурсов.

Указать все факторы и ситуации, в которых может быть нанесен вред недрам и окружающей среде, практически невозможно. Деятельность по охране природы для геолога не должна сводиться лишь к пунктуальному выполнению требований существующих нормативных документов. Глубокое знание геологии района работ, структуры залежей нефти и газа, техники и технологии бурения и эксплуатации скважин, физико-химических свойств пород, пластовых и технологических жидкостей и газов должно служить геологу основой для понимания сути процессов взаимодействия человека с природой, что в свою очередь должно способствовать свое-400 временному выявлению ситуаций, в которых может быть нанесен вред недрам или окружающей среде, и выбору эффективных мер для их предотвращения или ликвидации независимо от того, нашла данная ситуация отражение в том или ином нормативном документе или нет.

Глава XVIII

СХЕМА ПРОМЫСЛОВОГЕОЛОГИЧЕСКОГО ГРУППИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ)

Сложность проектирования разработки и самого процесса разработки нефтяных залежей обусловлена тем, что каждая залежь индивидуальна по своей характеристике, и простой перенос опыта промышленного освоения одной залежи на другую в полном виде невозможен. При общности многих параметров залежей даже отличие одного-двух из них может вносить коренное различие в требуемые системы разработки, в динамику годовых показателей и в конечное нефтеизвлечение.

По этой причине до настоящего времени не существует строгой промыслово-геологической классификации залежей.

Вместе с тем по мере накопления опыта многолетней разработки залежей и его обобщения получена возможность в первом приближении обосновать если не классификацию, то предварительную схему промыслово-геологического группирования залежей, указывая рамки, в пределах которых их свойства могут изменяться.

В основу схемы положены следующие предпосылки: главное влияние на эффективность разработки залежей оказывает их промыслово-геологическая характеристика -вязкость пластовой нефти, проницаемость, степень неоднородности продуктивного горизонта, размер площади нефтеносности, природный режим залежей;

вязкость пластовой нефти в первую очередь определяет условия разработки. При низкой вязкости достигаются наиболее высокие результаты разработок, и различие между ними определяется различием других факторов. С повышением вязкости нефти все более отчетливо сказывается ее отрицательное влияние и как бы затушевывается роль других факторов;

комплекс промыслово-геологических параметров залежи предопределяет выбор рациональной системы разработки - с их ухудшением требуются более активные системы, которые в определенной мере (хотя и не полностью) могут восполнить сложности, обусловленные природой;

промыслово-геологические параметры в сочетании с технологическими решениями системы разработки предопределяют динамику годовых и конечных показателей разработки; по залежам с менее благоприятными промысловогеологическими свойствами эти показатели оказываются ниже.

Начало группированию залежей положено выделением четырех типов залежей, прошедших длительную историю разработки с заводнением и постадийным сопоставлением динамики показателей их разработки (см. главу XII, § 1). В главе XII эти типы обозначены буквами а, б, ,, „ (см. рис. 76 и 77). При приведенном ниже группировании они обозначены соответственно цифрами 1, 2, 3, 4.

Тенденции, сформировавшиеся при продолжительной разработке залежей этих групп, с некоторой долей условности распространены и за их пределы, на залежи с неблагоприятными геолого-физическими характеристиками, недавно введенные в разработку и еще не разрабатываемые. При этом учтены результаты недавнего проектирования разработки многих таких залежей, фактические начальные периоды их разработки и результаты теоретических исследований.

Ниже приводятся выделяемые группы залежей, их ориентировочные промыслово-геологические характеристики, соответствующие им возможные методы воздействия и системы разработки, возможные конечные результаты разработки - нефтеизвлечение и водонефтяные факторы.

1-я группа - залежи небольших размеров (площадь до 67 тыс. га, ширина до 4-5 км), с низкой относительной вязкостью нефти (ц₀ = 0,5-2) в монолитных или умеренно неоднородных горизонтах (расчлененность менее 2-3) с проводимостью ?_пр/^_н > 0,3 мкм²/(мПа-с).

В пределах 1-й группы могут быть выделены две подгруппы - залежи с природным водонапорным режимом и залежи, испытывающие недостаточное влияние законтурной области, 402 с малоактивным упруговодонапорным или даже с упругим режимом. Первые разрабатывают на естественном режиме, без искусственного воздействия на пласт, вторые - с законтурным или приконтурным заводнением.

Скважины на залежах первой группы могут располагаться в кольцевых рядах по относительно редким равномернопеременным треугольным сеткам - до 30-36 га/скв, с размещением их в основном во внутреннем контуре нефтеносности.

Конечное нефтеизвлечение может достигать 60-65 % при небольшом водонефтяном факторе - до 1.

2-я группа - залежи пластового типа примерно с той же промыслово-геологической характеристикой продуктивных горизонтов, что и 1-я группа, но отличающиеся от последней большой площадью нефтеносности (более 6-7 тыс. га, ширина >5 км), обычно соответственно со значительной водонефтяной зоной. Залежи обладают обычно природным упруговодонапорным режимом, постепенно переходящим в процессе эксплуатации в режим растворенного газа. Целесообразно такие залежи с самого начала разрабатывать с применением внутриконтурного заводнения в виде разрезания залежи рядами нагнетательных скважин на широкие полосы (порядка

4 км) при пятирядном размещении в них добывающих скважин. Широко распространено применение равномернопеременных треугольных сеток, с плотностью основного фонда порядка 25-36 га/скв. Ряд скважин следует размещать в чисто нефтяной зоне и продолжать их во внутреннюю часть водонефтяной зоны, вплоть до границы разбуривания, обоснованной технологически и экономически.

При разработке залежей этой группы значительную роль приобретает деятельность по регулированию процессов вытеснения нефти нагнетаемой водой и соответственно по контролю этих процессов.

В этих условиях возможно нефтеизвлечение до 55-60 % при водонефтяном факторе до 2-3.

К 3-й группе могут быть отнесены залежи в основном значительных и больших размеров (как и во 2-й группе), но с относительной вязкостью пластовой нефти 2-5, т.е. с вязкостью низкой, но все же более значительной (и это имеет большое значение), чем в залежах 1-й и 2-й групп с проницаемостью 0,3-0,5 мкм² и проводимостью горизонтов 0,10,3 мкм²/(мПа-с). Фактически к 3-й группе можно относить все залежи с относительной вязкостью нефти 2-5, особенно при значительных их размерах даже при одном из других факторов, ухудшенных по сравнению с залежами 1-й и 2-й групп. Это залежи обычно пластового типа, чаще в терригенных, но нередко и в карбонатных микрокаверновых коллекторах.

Нефтяные залежи этой группы часто имеют малоактивный упруговодонапорный режим, быстро переходящий в режим растворенного газа, иногда режим замкнутый (упругий).

Все они разрабатываются с применением внутриконтурно-го заводнения - с разрезанием рядами нагнетательных скважин на узкие полосы (2-3 км), с избирательным, иногда площадным - в зависимости от геологического строения продуктивных горизонтов.

Залежи разбуривания по равномерной преимущественно квадратной сетке с плотностью основной сетки 20-25 га/скв. Необходим значительный резервный фонд скважин. Часть скважин при необходимости следует бурить в виде горизонтальных.

Нефтеизвлечение может достигать 50-55 %, при водонефтяном факторе 4-5.

Для достижения таких конечных результатов необходимо в течение всей разработки проводить большой комплекс мероприятий по регулированию разработки - развитие системы заводнения, бурение дополнительных скважин, изменение направления внутрипластовых потоков, дифференцирование перепадов давления на участках с разной продуктивностью, изоляционные работы в скважинах, гидроразрывы пластов, создание дополнительных ответвленных стволов в ранее пробуренных скважинах и т.д. На завершающей стадии разработки при обводнении продукции 70-80 % и выше с целью достижения проектного нефтеизвлечения необходимо применять (современные) физико-химические методы, обеспечивающие кольматацию обводненных высокопроницаемых прослоев и включение в работу низкопроницаемых.

К 4-й группе относим залежи со средневязкой пластовой нефтью - с относительной вязкостью 5-30, проницаемостью более 0,5 мкм².

Влияние на разработку других характеристик таких залежей при заводнении оказывается затушеванным, так как основным фактором оказывается вязкость нефти.

Залежи разных размеров, в основном пластового типа, приурочены и к терригенным, и к карбонатным коллекторам. Они обычно не обладают сколько-нибудь активным природным режимом, поэтому разрабатываются с искусственным воздействием на пласты.

До недавнего времени все такие залежи вводились в разработку с применением внутриконтурного заводнения.

Накопленный опыт разработки позволяет говорить о целесообразности выделения в этой группе двух подгрупп - с относительной вязкостью пластовой нефти 5-15 и 15-30 и соответственно с проводимостью пластов менее 0,1 мкм²/(мПа-с) и менее 0,05 мкм²/(мПа • с) .

Залежи первой подгруппы, как и сейчас, могут разрабатываться с обычным заводнением - площадным или разрезанием на узкие полосы - и активным применением комплексных физико-химических методов в качестве вторичных и третичных.

На залежах второй подгруппы следует в качестве первичных с самого начала разработки применять и нетрадиционные методы, основанные на использовании заводнения в сочетании с темпом и полимерами (методы, разработанные в ОАО "Удмуртнефть"), а также попеременную закачку воды и собственной нефти в основном при площадных системах.

Применяемые для залежей 4-й группы сетки скважин -равномерные, чаще квадратные с плотностью порядка 16 га/скв.

Для залежей этой группы, в отличие от 1-3-й групп, характерен быстрый рост обводнения продукции с самого начала разработки и достижение водонефтяного фактора 7-8 и более. При этом нефтеизвлечение может достигать 40 %.

Группы (5, 6, 7) включают залежи, находящиеся в системной разработке непродолжительно (есть лишь редкие исключения) или еще не разрабатываемые. Они приурочены как к терригенным, так и к карбонатным коллекторам. В силу объективных процессов развития нефтяной отрасли - это в большинстве своем малопродуктивные залежи, запасы которых принято относить к трудноизвлекаемым. При характеристике этих групп пользуемся не относительными, а абсолютными значениями вязкости пластовой нефти.

До недавнего времени считалось, что метод заводнения для залежей этих групп неприменим. Но в силу необходимости его начали применять и на залежах групп 5, 6, постепенно обогащая заводнение применением других методов.

5-я группа - залежи с относительно невысокой вязкостью пластовой нефти (1-15 мПа-с), низкой проницаемостью пластов (0,01-0,1 мкм²), обычно сопровождаемой высокой их неоднородностью.

Залежи этой группы в карбонатных и терригенных коллекторах имеются на месторождениях с высокопродуктивными, продолжительно разрабатываемыми объектами. Они обладают малоэффективными природными режимами. В качестве основы систем их разработки можно принимать заводнение - площадное или избирательное. Но с самого начала разработки в технологических схемах необходимо предусматривать в виде неотъемлемых дополнительных составляющих систем разработки меры, направленные на преодоление низкой проницаемости пластов, - оптимальную технологию вскрытия пластов при бурении, глубокую перфорацию, массовые гидроразрывы пластов, бурение горизонтальных и разветвленных скважин, воздействие на призабойные зоны скважин кислотами, применение метода газоводяного воздействия на пласты и др.

При расположении скважин по сеткам 12-16 га/скв при правильном обосновании дополнительных составляющих систем разработки возможно достижение нефтеизвлечения до 30-35 %.

6-я группа - залежи со столь же низкой проницаемостью, что в 5-й группе (0,01—0,1 мкм²), но с вязкостью пластовой нефти 15-100 мПа-с. Такие залежи практически не обладают природными энергетическими возможностями. Это наиболее сложные залежи, при разработке которых необходимо преодолевать и низкую проницаемость коллекторов, и высокую вязкость пластовой нефти. Системы их разработки должны включать многие мероприятия по работе над скважинами типа названных для 4-й группы.

Вместе с тем среди методов воздействия на пласт возрастает роль таких, как попеременная закачка воды и собственно нефти, применение загустителей для умеренного повышения вязкости нагнетаемой воды, применение тепловых методов в сочетании с полимерами, тепловые обработки добывающих скважин. Разработка таких залежей требует применения сеток скважин 9-12 га/скв в основном с созданием площадных систем. Из-за отсутствия опыта разработки прогнозировать конечное нефтеизвлечение затруднительно - в зависимости от комплекса применяемых методов воздействия на пласт и на его прискважинную зону можно ожидать в пределах 20-35 %.

К 7-й группе могут быть отнесены залежи с повышенной и высокой проницаемостью, но с вязкостью пластовой нефти более 100 мПа-с. Опыта системной разработки таких залежей очень мало. Исходя из современных представлений такие залежи следует разрабатывать по площадным системам на основе тепловых методов - с внутрипластовым горением или 406 нагнетанием пара в сочетании с физико-химическими методами при плотных сетках скважин - вплоть до 4-9 га/скв. Коэффициенты извлечения трудно прогнозируемы.

8-я группа - единичные залежи нефти с уникальными гео-лого-физическими особенностями, отличающими их от рассмотренных выше групп, обладающие крупными запасами нефти. Каждая из залежей этой группы требует особого подхода к разработке. Система разработки каждой из таких залежей определяется на основе проведения специального комплекса геофизических и промысловых исследований. К этой группе могут быть отнесены крупные залежи таких месторождений, как Красноленинское в Западной Сибири, Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское на Северном Кавказе, Тенгиз в Прикаспийской впадине, Узень на Мангышлаке и др. Для примера можно рассмотреть особенности таких залежей.

Залежи маловязкой нефти Красноленинского месторождения, связанные с терригенными продуктивными пластами, требуют индивидуального подхода в связи с очень высокой макро- и микронеоднородностью пластов и небольшой разницей между пластовым давлением и давлением насыщения при высоком газосодержании нефти (300 м³/т).

Малгобек-Вознесенско-Алиюртовская залежь в верхнемеловых карбонатных отложениях приурочена к длинному антиклинальному поднятию. Продуктивные породы толщиной 350 м залегают пластообразно. Залежь имеет целый ряд особенностей: расположена на большой глубине - 4000 м, имеет массивный характер, поскольку пронизана по всей толщине трещинами, которые в сочетании с кавернами и составляют емкостный объем. Матрица породы нефти не содержит. Уникальны пластовые свойства нефти: при пластовой температуре 130 °С нефть имеет высокое газосодержание (400 м/т) и весьма низкую вязкость (0,3 мПа-с).

Пластовое давление превышает гидростатическое в 1,8 раза. Залежь обладает активным упруговодонапорным режимом.

Залежь месторождения Тенгиз связана с крупным карбонатным массивом, расположена на глубине 5500 м. В некоторых частях она похожа на Малгобек-Вознесенско-Алиюр-товскую (аномально высокое пластовое давление, высокая температура, весьма низкая вязкость пластовой нефти, высокое газосодержание).

В то же время ей свойственны индивидуальные важные особенности - большая высота залежи (более 1500 м), природный упругий режим, сложный характер пустотного объема - сочетание в различных соотношениях трещиноватости с микрокавернозностью.

Залежи месторождения Узень пластового типа в терриген-ных коллекторах могут быть отнесены к 8-й группе вследствие аномально высокого содержания парафина в пластовой нефти (23 %) и близости значений температуры начала кристаллизации парафина и пластовой (соответственно 60 и 63 °С).

Небольшое снижение пластовой температуры под воздействием технологических процессов может вызвать выпадение в пласте парафина из жидкой фазы в твердую. Необходимы специальные решения, направленные на предотвращение этого процесса.

Очевидно, что каждая из названных залежей 8-й группы нестандартна, выбор для них методов и систем разработки сложный и индивидуальный.

Представленная предварительная схема группирования нефтяных залежей применима к подавляющему большинству существующих в природе месторождений.

Постепенно это группирование необходимо развивать и уточнять. Следует учитывать, что встречаются залежи, которые практически могут быть отнесены к той или иной группе, но дополнительно обладают каким-либо свойством, требующим корректировки приемлемых для группы технологических решений. Например, залежь в монолитном пласте может повсеместно подстилаться водой, вследствие чего при эксплуатации скважин большую роль имеет конусообразова-ние; залежь может быть связана с песчаными слабосцемен-тированными коллекторами, что приведет к выносу песка и пробкообразованию в скважинах и др. По таким залежам достижение соответствующих групп ожидаемых конечных результатов разработки требует принятия дополнительных технологических решений.

Выше приведено ориентировочное группирование нефтяных залежей.

В последние годы все большее внимание уделяется промышленному освоению газонефтяных залежей с обширными газовыми шапками. Как правило, они повсеместно или на большей части площади подстилаются пластовой водой. У этих залежей много общего в промыслово-геологической характеристике, нефтяная часть залежи представляет собой нефтяной слой толщиной в первые десятки метров между газом и водой, при их разработке неизбежна проблема образования конусов газа и воды в добывающих скважинах.

В то же время есть и принципиальные различия. Как и нефтяные залежи, они отличаются друг от друга вязкостью нефти, проницаемостью и характером неоднородности коллекторов, наличием или отсутствием литологических разделов между нефтью и водой, между нефтью и газом, наличием или отсутствием водонасыщенного режима, степенью сцементи-рованности коллекторов и т.п.

Залежи этого типа в зависимости от их характеристики требуют применения плотных сеток скважин - вплоть до 6 га/скв, широкого использования горизонтального бурения, разных видов воздействия на пласты. Возможность группирования газонефтяных залежей появится после накопления продолжительного опыта их разработки.

etA%AI 5

ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В ПРОЦЕССАХ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

5.1. ТЕХНОЛОГИИ

5.1.1. СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

Краткое описание

Предложенный способ предназначен для подготовки природного или попутного нефтяного газа к транспорту и включает в себя ступенчатую сепарацию, охлаждение газового потока между ступенями сепарации, введение ингибитора гидратооб-разования, выведение из сепараторов жидкой фазы, разделение ее на углеводородную и водную фазы и направление водной фазы последней ступени сепарации в поток газа.

На рис. 5.1 представлена схема установки, реализующей предложенный способ.

В качестве ингибитора гидратообразования используют летучее водорастворимое органическое вещество, например метанол, этанол, ацетон, эфироальдегидную фракцию и др.

Организация процесса предусматривает:

а) фракционирование водного раствора ингибитора гидратообразования на контактных ступенях первой ступени сепарации с газовым потоком в количестве, обеспечивающем массовое соотношение жидкости к газу L/G = 0,0007-0,007. В качестве водного раствора ингибитора используют водную фракцию, выделенную на второй (низкотемпературной) ступени сепарации, в которую добавляют свежий ингибитор;

б) разделение газового потока перед каждой ступенью контакта на два потока, одним из которых производят фракцио-

Рис. 5.1. Технологическая схема подготовки природного газа к транспорту с использованием ингибитора гидратообразования

нирование водного раствора, и объединение двух потоков после каждой ступени контакта.

Способ осуществляется следующим образом.

Углеводородный газ (поток 1) с температурой 15-45 °С и давлением 9-13 МПа подают на первую ступень сепарации, где отделяют от газовой фазы воду и конденсат. Затем на контактных ступенях на первой ступени сепарации производят отдувку и насыщение газа ингибитором гидратообразования. Водный раствор (поток 2) до подачи на отдувку фракционируют на контактных ступенях первой ступени сепарации газовым потоком 1 в количестве, обеспечивающем массовое соотношение жидкости к газу L/G = 0,0007-0,007, п ри этом газовый поток 1 разделяют перед каждой ступенью контакта на два потока, одним из которых производят фракционирование водного раствора (поток 2), после каждой ступени контакта газ объединяют.

Водный раствор (поток 2) представляет собой - 51,3%-ный (по массе) раствор ингибитора.

На первой ступени сепарации отделяют газовую фазу (поток 5) от водной (поток 6). Концентрация ингибитора в низкоконцентрированном водном растворе (поток 6), отделяемом на первой ступени сепарации, составляет 0,025 % (по массе), что отвечает требованиям экологии для подачи водного раствора в систему промстоков.

После последней ступени контакта объединяют газовую фазу (поток 3), концентрация ингибитора в которой 79,7 % (по массе), с байпасированным потоком газа (поток 4). Этим обеспечивается концентрация ингибитора в газовом потоке (поток 5), равная 68,5 % (по массе).

Такая концентрация позволяет исключить гидратообразова-ние, которое может возникнуть после охлаждения газового потока при существующих термодинамических параметрах установки. Для предупреждения гидратообразования на этом участке концентрация ингибитора должна быть не менее 55 % (по массе). Охлажденный поток газа 7 направляют на вторую ступень - низкотемпературную сепарацию.

Термодинамические условия в низкотемпературном сепараторе следующие: температура от -15 до -25 °С, давление 7

9 МПа. Отсепарированный и охлажденный сухой газовый поток 8, полученный после низкотемпературной сепарации, используют для охлаждения газового потока (поток 5) и направляют в газопровод. Водную фазу (поток 9), концентрация ингибитора в которой 28,2 % (по массе), со второй ступени сепарации обогащают свежим ингибитором гидратообразования (поток 10) до концентрации 51,3 % (по массе) и полученный водный раствор направляют на контакт с газом в первую ступень сепарации (поток 2), а углеводородную жидкость со второй ступени сепарации (поток 11) - в конденсатопровод.

Способ предлагает многократное (циклическое) использование водной фазы второй ступени сепарации, содержащей ингибитор гидратообразования. Необходимую концентрацию ингибитора гидратообразования в водной фазе, направляемой на первую ступень сепарации, обеспечивают, добавляя свежий ингибитор гидратообразования. Необходимость в добавлении свежего ингибитора связана с компенсацией уноса его с газом и конденсатом.

Эффективность

Предложенный процесс позволяет снизить расход и концентрацию свежего ингибитора и осуществить непосредственную подачу газа с необходимым содержанием в нем ингибитора гидратообразования на низкотемпературную сепарацию.

Данный способ подготовки углеводородного газа нашел свое применение на УКПГ-2 Уренгойского месторождения.

Разработчик

ДАО ЦКБН РАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ < 2117854, БИ < 23, 1998 (Авторы: Г. К. Зи-берт, И.Э. Ибрагимов).

5.1.2. СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

Краткое описание

Предложенный способ предназначен для подготовки природного газа к транспорту путем выделения из него воды и углеводородного конденсата.

Принципиальная технологическая схема этого способа изображена на рис. 5.2.

Способ подготовки природного газа к транспорту включает ступенчатую сепарацию, охлаждение газа между ступенями сепарации, дегазацию и охлаждение нестабильного конденсата, полученного после каждой ступени сепарации, и противо-точное контактирование конденсата со всех ступеней сепарации с отсепарированным газом в верхней зоне сепаратора последней ступени сепарации.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Исходный газ подают в сепаратор 1, где при давлении 13,3 МПа и температуре 21 °С происходит отделение механических примесей и жидкости (конденсат и вода).

Газ из сепаратора 1 охлаждают в рекуперативном теплообменнике 2 потоком газа из сепаратора-абсорбера 3 до температуры -12 °С. Затем его дросселируют в штуцер 4, газ при этом охлаждается до температуры -30 °С.

Жидкую фазу из сепаратора 1 дросселируют на штуцере 5 до давления 8 МПа и направляют в трехфазный разделитель

6, где при давлении 8 МПа и температуре 14 °С происходит разделение фаз. Жидкую фазу из трехфазного разделителя (выветренный углеводородный конденсат) охлаждают в тепло-

Рис. 5.2. Технологическая схема подготовки природного газа к транспорту:

1 - сепаратор; 2 - рекуперативный теплообменник; 3 - сепаратор-абсорбер; 4, 5, 9 - штуцера; 6 - фазный разделитель; 7, 8 - теплообменники

обменниках 7 и 8 и направляют в качестве абсорбента на орошение в верхнюю часть сепаратора-абсорбера 3. Газ дегазации из трехфазного разделителя 6 подают в нижнюю часть сепаратора-абсорбера.

Режим в сепараторе-абсорбере следующий: давление

7,8 МПа, температура минус 26-30 °С.

В сепарационной зоне из газа выделяют жидкую фазу, сконденсировавшуюся при охлаждении в рекуперативном теплообменнике 3 и дросселировании на штуцере 4.

В абсорбционной зоне аппарата 3 из газа извлекают дополнительное количество углеводородов за счет орошения предварительно охлажденным углеводородным конденсатом, полученным в трехфазном разделителе 6. В отпаривающей зоне (нижняя часть аппарата 3) в нестабильный конденсат противотоком подают газ дегазации из разделителя 6. При этом из нестабильного конденсата вследствие тепло- и массообмена при барботаже теплым газом дегазации выделяют часть легких компонентов (азот, метан, этан). Дегазированный углеводородный конденсат (насыщенный абсорбент), выходящий из аппарата 3, дросселируют на штуцере 9, нагревают в теплообменнике 8 потоком конденсата из трехфазного разделителя 6 и подают на установку стабилизации конденсата.

Эффективность

Эффективность предложенного способа подготовки природного газа к транспорту достигается за счет снижения энергозатрат и уменьшения соединения легких компонентов в нестабильном конденсате.

Разработчик

ВНИИГаз (142717, Московская обл., Ленинский район, пос. Развилка).

Литература

Авторское свидетельство № 1245826, БИ № 27, 1986

(Авторы: Т.М. Бекиров, Б.Г. Берго, А.С. Мелков, Е.Н. Турев-ский, В.И. Елистратов, Г.К. Зиберт).

5.1.3. СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

Краткое описание

В предложенном способе подготовки природного газа к транспорту его обрабатывают органическим поглотителем при перепаде давления между первой и второй ступенями сепарации, равном 1,0-1,5 МПа. При этом в качестве поглотителя используют диэтиленгликоль и углеводородную фракцию с температурой начала кипения 280-350 °С, а процесс ведут в противотоке между двумя изолированными потоками поглотителей при удельном их расходе (10-100) л/1000 м³ газа.

Выбранный числовой интервал перепада давлений обусловлен тем, что при перепаде давлений Ар > 1,5 МПа выполнение требований качества газа по ГОСТу обеспечивается с помощью процесса низкотемпературной сепарации (НТС). Подключение в этот период абсорбции невозможно по следующим причинам: снижается эффективность процесса НТС, так как подача абсорбента с температурой выше температуры абсорбируемого газа повышает температуру точки росы и температуру сепарации (т.е. ухудшается качество товарного газа, что приводит к нарушению теплового баланса стадии НТС); стадия углеводородной абсорбции неэффективна при подаче относительно теплового поглотителя в низкотемпературный сепаратор, так как качество товарного газа при абсорбции определяется термодинамическими параметрами на выходе из аппарата; резко снижается эффективность гликолевой осушки из-за большой вязкости концентрированного гликоля.

При включении дополнительной обработки с опозданием (т.е. при перепаде давлений между ступенями сепарации меньше 1,0 МПа) ухудшается качество подаваемого в магистральный газопровод газа и теряется газовый конденсат - ценное углеводородное сырье.

Таким образом, перепад давлений в 1,0-1,5 МПа является необходимым условием эффективного осуществления стадий НТС и абсорбции и комбинированной системы качественной подготовки газа к транспорту в период исчерпания дроссель-эффекта.

Процесс подготовки газа к транспорту осуществляется следующим образом.

Газ, подготавливаемый к транспорту, подают в сепаратор первой ступени, где от него отделяют сконденсировавшуюся жидкость. Предварительно охладив его в рекуперативном холодильнике обратным потоком газа, выходящим из сепаратора-абсорбера, газ дросселируют и повторно отделяют сконденсировавшуюся жидкость в сепарационной части сепаратора-абсорбера. Затем газ поступает на стадию обработки в абсорбционную часть сепаратора-абсорбера, имеющего две секции, в первой по ходу секции газ осушается диэтиленгликолем (ДЭГ), а во второй - углеводородной фракцией с температурой начала кипения 280-350 °С из него извлекается газовый конденсат. Далее газ через рекуперативный теплообменник поступает в магистральный газопровод.

Расход поглотителя на обработку составляет (10-100) л/ 1000 м³ газа. Эту величину определили экспериментально, исходя из необходимой точки росы по углеводородам и содержания конденсата в газе, поступающем на абсорбцию.

Эффективность

Предложенный способ подготовки природного газа к транспорту позволяет значительно удешевить процесс, сократить потери углеводородного конденсата и повысить точку росы по углеводородам обрабатываемого газа.

Разработчик

ВНИИГаз (142717, Московская обл., Ленинский район, пос. Развилка).

Литература

Авторское свидетельство № 1066299, БИ № 48, 1984

(Авторы: Е.Н. Туревский, А.Е. Винокур, В.Г. Гореченков, Е.И. Черников, Л.В. Грипас, Г.К. Зиберт).

Краткое описание

Способ предназначен для подготовки природного газа к транспорту путем выделения из него воды и углеводородного конденсата.

Схема подготовки природного газа к транспорту приведена на рис. 5.3.

Конденсат из сепаратора 1 дросселируют на клапан 6 и дегазируют в разделительной емкости 7, откуда газ дегазации направляют в куб 8 абсорбера-сепаратора 5, а углеводородный конденсат охлаждают в рекуперативном теплообменнике 9 и подают в качестве абсорбента в верхнюю массообменную секцию 10.

Пластовый газ после сепаратора 1 и охлаждения в рекуперативных теплообменниках 2 и 3 расширяют в устройстве 4 и подают в абсорбер-сепаратор 5, где разделяют в сепарацион-ной секции 11 на газ, который подают в верхнюю массообменную секцию 10, и конденсат, который направляют на орошение в нижнюю массообменную секцию 12. Конденсат, выделенный в верхней 10 и нижней 12 массообменных секциях, нагревают потоками газа из сепаратора 1 и конденсата из разделительной емкости 7 соответственно в теплообменниках 3 и 9 и направляют в куб 8, где его выветривают. Газ выветривания из куба 8 подают в нижнюю массообменную секцию 12, а жидкий углеводородный продукт выводят из установки. От-сепарированный газ, прошедший обработку в абсорбере-сепараторе 5, нагревают в теплообменнике 2 и подают в газопровод.

При отсутствии избыточной энергии газ из сепаратора 1 дополнительно охлаждают, используя холод, вырабатываемый холодильной установкой 13.

Эффективность

Эффективность данного способа достигается за счет повышения степени извлечения из газа целевых компонентов С_3+в и снижения газонасыщенности получаемого конденсата путем нагрева конденсата, полученного в верхней и нижней массообменных секциях сепаратора, потоком газа между ступенями сепарации и подачи его в куб сепаратора.

Способ предусматривает разделение исходной газоконден-

Рис. 5.3. Схема подготовки природного газа к транспорту:

1 - сепаратор; 2, 3, 9 - рекуперативные теплообменники; 4 - расширяющее устройство; 5 - абсорбер-сепаратор; 6 - дросселирующий клапан; 7 - разделительная емкость; 8 - куб абсорбера-сепаратора; 10 - верхняя массообменная секция; 11 - сепарационная секция; 12 - нижняя массообменная секция;

13 - холодильная установка

сатной смеси на газовую и жидкую фазы в абсорбере-сепараторе.

Предложенный способ подготовки природного газа к транспорту был внедрен на Ямбургском ГКМ.

Разработчик

ВНИИГаз (142717, Московская обл., Ленинский район, пос. Развилка).

Литература

Авторское свидетельство № 1318770, БИ № 23, 1987

(Авторы: А.С. Мелков, Е.Н. Туревский, В.И. Елистратов, Г.К. Зиберт, Д.Ц. Бахшиян, В.С. Юшина, Л.Г. Чикалова, С.Т. Пашин, Б.А. Сумский).

5.1.5. СПОСОБ СЕПАРАЦИИ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ Краткое описание

Предложенный способ предназначен для разделения газожидкостной смеси.

На рис. 5.4 изображена схема устройства, в котором может быть осуществлен данный способ.

Рис. 5.4. Устройство для сепарации газожидкостной смеси:

1 - трубопровод для подачи газожидкостной смеси; 2, 7 - кольцевая щель; 3, 5, 8, 9 - патрубки; 4 - емкость; 6 - завихритель

В трубопровод 1 на разделение подают газожидкостную смесь. Перед закручиванием через кольцевую щель 2 и патрубок 3 отбирают часть газожидкостной смеси. Далее газ отделяют от жидкости в гравитационном поле емкости 4 и подают в зону пониженного давления после закручивания через патрубок 5, где давление потока ниже, чем до закручивания. После закручивания в завихрителе 6 газожидкостный поток разделяется на центральный газовый с зоной пониженного давления и периферийный газожидкостный с зоной повышенного давления. Далее периферийный газожидкостный поток через кольцевую щель 7 и патрубок 8 отбирают и разделяют в гравитационном поле емкости 4, и газ возвращают через патрубок

9 в основной газовый поток.

Эффективность

Предложенный способ сепарации газожидкостной смеси позволяет повысить эффективность очистки газа при увеличении производительности, поскольку повышение производительности по жидкости не вызывает резкого изменения остаточного содержания жидкости в газовом потоке после сепаратора. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН и внедрено в промышленность.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1494936, БИ № 27, 1989

(Авторы: Г.К. Зиберт, С.И. Бойко).

5.2. СЕПАРАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

5.2.1. УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ ГАЗА ОТ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

Предложенное устройство для отделения газа от жидкости может применяться в нефте- и газоперерабатывающей промышленности (рис. 5.5).

Устройство содержит корпус 1, патрубок 2 для ввода смеси, патрубок 3 для вывода газа, для вывода жидкости патрубок 4, каплеотбойник 5, перегородку 6, перфорированную перегородку 7 с отбортовками 8, пластину 9, прикрепленную к перегородке 7 под углом 90-150°, площадь которой превышает площадь каплеотбойника 5.

Устройство работает следующим образом.

Газожидкостный поток поступает через патрубок 2 в корпус. Уровень жидкости выдерживается постоянным благодаря постоянному переливу через перегородку 6. Газ с мелкодисперсной капельной жидкостью, не осевшей в результате гравитационного охлаждения, направляется к каплеотбойнику 5, на котором происходит отделение капельной жидкости, после чего жидкость стекает вниз, а газ проходит через каплеотбойник 5 и выходит через патрубок 3. При движении газового потока на поверхности жидкости происходит волнообразование и появляется пена, которая перемешивается с жидким и газовым потоками до отбортовки 8 перегородки 7. При этом происходит торможение и разрушение пены и гашение волн жидкости перед входом в каплеотбойник 5. Перегородка 6 отделяет поверхность жидкости от газового потока и не позволяет проникать пене и волнам к каплеотбойнику 5. Газовый поток на пути к каплеотбойнику обтекает перегородку 7 со всех сторон. Жидкость, отделившаяся от газового потока на капле-отбойнике 5, стекает на перегородку 7 и через отверстия стекает под перегородку, а затем перетекает через поперечную перегородку 6 и выводится через патрубок 4.

Рис. 5.5. Устройство для отделения газа от жидкости:

1 - корпус; патрубки: 2 - для ввода смеси, 3 - для вывода газа, 4 - для вывода жидкости; 5 - каплеотбойник; 6 - перегородка; 7 - перфорированная перегородка; 8 - отбортовки; 9 - пластина

Эффективность

Использование устройства предложенной конструкции снижает унос жидкой фазы газовым потоком на 50-70 % за счет ликвидации пены и волн под отбойником, а также за счет устранения пено- и волнообразования. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН и внедрено в промышленность.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 645674, БИ № 8, 1979 (Авторы: Л.М. Мильштейн, В.А. Лопатинский, В.Т. Шарков, М.Т. Ка-юмов, Г.К. Зиберт).

5.2.2. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ

Краткое описание

Предложенное устройство целесообразно применять для разделения газожидкостных смесей в случае затрудненного дегазирования и повышенного пенообразования.

Устройство (рис. 5.6) содержит горизонтальный корпус 1, частично заполненный жидкостью, в верхней части которого

Газожидкостная

смесь raj

Рис. 5.6. Устройство для разделения газожидкостной смеси:

1 - корпус; патрубки: 2 - ввода газожидкостной смеси; 3, 4 - вывода газа; 5 - каплеуловитель; 6 - криволинейный коллектор; 7 - перегородка; 8 -

дренажная трубка; 9 - волокнистая набивка

расположен патрубок 2 ввода газожидкостной смеси и патрубок 3 вывода газа, в нижней части находится патрубок 4 вывода жидкости. Перед патрубком 3 вывода газа установлен каплеуловитель 5. К патрубку 2 примыкает криволинейный коллектор 6, изогнутый в нижней части устройства. На входе криволинейного коллектора установлена вертикальная перегородка

7, перекрывающая коллектор на 0,1-0,4 высоты сечения коллектора. Патрубок 2 погружен в жидкость на глубину не менее 0,3 м. В нижней точке коллектор 6 снабжен дренажной трубкой 8, которая погружена в жидкость на глубину не менее 0,2 м. Полость коллектора заполнена упругой волокнистой, преимущественно стальной, набивкой 9.

Устройство работает следующим образом.

Газожидкостная смесь поступает через патрубок 2 внутрь корпуса 1. В патрубке 2 смесь движется с определенной скоростью, газ поступает в криволинейный коллектор 6, а пленочная жидкость по инерции проходит по патрубку 2 в нижнюю часть корпуса 1. Перегородка 7 при этом препятствует сливу пленочной жидкости в криволинейный коллектор 6. Унесенная капельная жидкость коалесцирует на волокнистой набивке 9 и стекает в нижнюю часть криволинейного коллектора 6, откуда сливается в нижнюю часть корпуса 1 через дренажную трубку 8. Газ через выходной торец криволинейного коллектора 6 поступает на каплеуловитель 5, где доочища-ется от капельной жидкости и через патрубок 3 вывода газа покидает устройство, а отделившаяся жидкость выводится через патрубок 4. Заглубление патрубка 2 в жидкость не менее чем на 0,3 м образует гидрозатвор при сопротивлении упругой набивки, которое может достичь 980-1470 Па (100-150 мм вод. ст.), а заглубление дренажной трубки не менее чем на 0,2 м образует гидрозатвор при сопротивлении части упругой набивки, расположенной между трубкой и торцом коллектора, которое может достичь 784-1171 Па (80-120 мм вод. ст.), исключающий перетекание жидкости в газовую полость и пено-образование.

Эффективность

Предложенное устройство позволяет повысить эффективность процесса дегазации и уменьшает пенообразование. Техническое решение широко используется в промышленности.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 722555, БИ № 11, 1980

(Авторы: Л.М. Мильштейн, С.И. Бойко, Т.М. Каюмов, Р.Ю. Гафуров, Г.К. Зиберт).

5.2.3. ТРЕХФАЗНЫЙ СЕПАРАТОР

Краткое описание

Трехфазный сепаратор представляет собой аппарат для разделения газожидкостных смесей при наличии двух жидкостей с различной плотностью.

Конструкция трехфазного сепаратора представлена на рис.

5.7.

Трехфазный сепаратор содержит горизонтальный корпус 1, в верхней части которого расположены патрубок 2 ввода газожидкостной смеси и патрубок 3 вывода газа, а в нижней части - патрубок 4 вывода легкой фазы и патрубок 5 вывода тяжелой жидкой фазы. К патрубку 3 примыкает криволинейный коллектор 6, на выходе которого расположен сетчатый пакет 7. Криволинейный коллектор 6 снабжен дренажной трубкой 8. На выходе коллектора 6 установлен просечно-вытяжной лист 9. Перед патрубком 3 вывода газа установлен сетчатый отбой-

Рис. 5.7. Трехфазный сепаратор:

I - корпус; патрубки: 2 - ввода газожидкостной смеси, 3 - вывода газа, 4 -вывода легкой фазы, 5 - вывода тяжелой фазы; 6 - коллектор; 7 - сетчатый пакет; 8 - дренажная трубка; 9 - просечно-вытяжной лист; 10 - отбойник;

II - отсек сбора тяжелой фазы; 12 - перегородка; 13 - камера сбора легкой

жидкой фазы; 14 - разделительная тарелка; 15 - датчик регулятора уровня;

16 - сборник отсепарированной жидкости; 17 - переливное устройство

ник 10, который помещен в отсек 11 сбора тяжелой фазы, образованном стенкой корпуса 1 и перегородкой 12. Перед перегородкой 12 расположена камера 13 сбора легкой жидкой фазы. В камере 13 размещены разделительная тарелка 14 и датчик 15 регулятора уровня. Под сетчатым отбойником 10 расположен сборник 16 отсепарированной жидкости, соединенный переливным устройством 17 с камерой 13 сбора легкой жидкой фазы. Сборник 16 отсепарированной жидкости находится выше максимальных уровней легкой и тяжелой жидких фаз соответственно в камере 13 сбора легкой жидкой фазы и в отсеке 11 сбора тяжелой жидкой фазы. Для предотвращения уноса жидкости из сборника 16 отсепарированной жидкости и улучшения стока жидкости в камеру 13 сбора легкой жидкой фазы сборник расположен с наклоном в сторону камеры 13 сбора легкой жидкой фазы.

Сепаратор работает следующим образом.

Газожидкостная смесь поступает через патрубок 2 ввода газожидкостной смеси внутрь корпуса 1. В патрубке 2 смесь движется с определенной скоростью и поступает в криволинейный коллектор 6. Газ через выходной торец криволинейного коллектора 6 поступает на сетчатый отбойник 10, где до-очищается от капельной жидкости и через патрубок 3 вывода газа выходит из сепаратора. Жидкость из криволинейного коллектора стекает по дренажной трубке 8 в нижнюю часть корпуса 1. Унесенная капельная жидкость проходит через сетчатый пакет 7 и стекает через просечно-вытяжной лист 9 в нижнюю часть корпуса 11, а предварительно отсепарирован-ный газ поступает на сетчатый отбойник 10.

В корпусе жидкая смесь разделяется под действием гравитационных сил, перетекает в камеру 13 сбора легкой фазы, где датчик 15 поддерживает определенный ее уровень, и через патрубок 4 вывода легкой жидкой фазы выводится из сепаратора. Более тяжелая жидкость скапливается в нижней части корпуса 1, перетекает через перегородку 12 и выводится из аппарата через патрубок 5 вывода тяжелой фазы.

Жидкость, отсепарированная сетчатым отбойником 10, стекает в сборник 16 отсепарированной жидкости, откуда через переливное устройство 17 перетекает в камеру 13 сбора легкой жидкой фазы. Так как уровень тяжелой жидкой фазы всегда меньше, чем уровень разделяемой смеси, и может быть снижен за счет увеличения длины аппарата, сетчатый отбойник в описываемом сепараторе может быть установлен в отсеке сбора тяжелой жидкой фазы с соблюдением всех необходимых расстояний без увеличения диаметра сепаратора. Увеличение длины аппарата не приводит к увеличению толщины стенки корпуса, а ведет к снижению металлоемкости разделительного оборудования, так как увеличение длины в меньшей степени влияет на увеличение массы аппарата, чем увеличение диаметра, особенно для аппаратов, работающих под давлением.

Эффективность

Эффективность конструкции предложенного трехфазного сепаратора заключается в снижении металлоемкости за счет уменьшения габаритов аппарата и улучшении разделения за счет увеличения расстояния от уровня жидкости до отбойника.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1073925, 1994 (Автор Г.К. Зиберт).

Краткое описание

Предложенный газожидкостный сепаратор, схематично показанный на рис. 5.8, осуществляет процесс очистки газа от капельной жидкости.

Газовый поток, содержащий капли жидкости, проходит через кольцевой канал между стенкой корпуса и поддоном и распределяется по каналам, образованным между жалюзийны-ми пластинами. При движении газового потока по извилистым каналам между жалюзийными пластинами увеличивается скорость потока за счет уменьшения поперечного сечения.

Крупные капли жидкости осаждаются на стенках жалюзий-ных гофрированных пластин на начальном участке. Для того, чтобы обеспечить осаждение все более мелких капель жидкости по ходу движения потока газа, нужно увеличить инерционные силы, действующие на капли. Очищенный от жидкости газ собирается в центральной части сепаратора и через отверстие 4 в крышке отводится. Отделенная жидкость собирается на поддоне и через трубку 7 выводится из сепаратора.

Эффективность

Конструкция предложенного сепаратора обеспечивает движение газового потока от периферии к центру, уменьшение

Рис. 5.8. Газожидкостный сепаратор:

1 - гофрированные пластины; 2 - крышка; 3 - поддон; 4 - отверстие; 5 -стенка корпуса; 6 - кольцевой канал; 7 - сливная труба; 8 - гофры

площади поперечного сечения в направлении потока газа, увеличение скорости и, как следствие, рост эффективности сепарации газожидкостного потока за счет повышения улавливающей способности. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

Академия нефти и газа им. Губкина, ДАО ЦКБН ОАО “Газпром”.

Литература

Авторское свидетельство № 1634300, БИ № 1634300, 1991 (Авторы: Ю.В. Зайцев, Э.Г. Синайский, В. А. Щелкунов,

Д.И. Шевелев, Ю.А. Кащицкий, Г.К. Зиберт, В.А. Толстов).

5.2.5. УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗА ОТ КАПЕЛЬНОЙ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

На рис. 5.9, а показан общий вид устройства для очистки газа, продольный разрез; на рис. 5.9, б - конструкция секционирующих перегородок.

Устройство включает корпус 1, в котором установлены сепарирующие элементы в виде многослойных вертикальных нитчатых пакетов 2. Между сепарирующими элементами установлены секционирующие горизонтальные перегородки 3. На всей поверхности секционирующих перегородок выполнены гофры 4, расположенные перпендикулярно направлению движения газа, причем глубина гофр увеличивается от центра к периферии.

Устройство для очистки газа от капельной жидкости работает следующим образом.

Газовый поток, содержащий капли жидкости, проходит через вертикальные нитчатые сепарирующие элементы. Капли жидкости осаждаются на нитях, образуя пленку, которая стекает под действием силы тяжести. Высота нитей в сепарирующих элементах выбирается из условия критической скорости газа, обеспечивающей устойчивость пленки жидкости. Отсепа-рированная жидкость попадает на секционирующую перегородку 3 и по наклонным каналам, образованным гофрами 4, отводится к стенкам корпуса 1 и выводится из устройства, что позволяет предотвратить вторичный унос жидкости и обеспе-

Рис. 5.9. Устройство для очистки газа от капельной жидкости:

а - общий вид; б - конструкция секционирующих перегородок; 1 - корпус; 2 - многослойные нитчатые пакеты; 3 - перегородки; 4 - гофры

чить эффективную сепарацию при повышении производительности, так как в центральной части сепаратора глубина гофр мала и они практически не нарушают гидродинамику движения потока газа, а на периферии глубина гофр максимальна, что необходимо для прохождения всей отсепарированной жид- кости.

Эффективность

Эффективность процесса очистки газа от капельной жидкости достигается за счет улучшения условий отвода уловленной жидкости.

Академия нефти и газа им. И.М. Губкина, ДАО ЦКБН ОАО “Газпром”.

Литература

Авторское свидетельство № 1708394, БИ № 4, 1992

(Авторы: Ю.В. Зайцев, Э.Г. Синайский, В.А. Щелкунов, Д.И. Шевелев, Ю.А. Кащицкий, Г.К. Зиберт, В. А. Толстов).

5.2.6. АППАРАТ ДЛЯ ОЧИСТКИ И ОСУШКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Краткое описание

Предложенный аппарат для очистки и осушки природного газа относится к оборудованию для обработки природного газа методом НТС и абсорбции.

Аппарат (рис. 5.10) работает следующим образом.

Газ, поступающий из одной или нескольких скважин, проходит в штуцер входа газа высокого давления 12 в распределительную камеру 1 и очищается в сепарационном устройстве высокого давления 5 от выносимых из скважины примесей, сконденсировавшихся паров влаги, конденсата и метанола. В первой ступени сепарации отделившаяся жидкость стекает в сборник для отсепарированной жидкости 10, откуда конденсат после разделения подается на узел ввода абсорбента 16.

Газ после сепарации смешивается с ингибитором гидратообразования, подается в трубки теплообменника 7 для охлаждения встречным потоком холодного газа низкого давления, идущим по межтрубному пространству кожуха теплообменника

2. Вышедший из штуцера 9 охлажденный газ проходит на дросселирование или расширительную машину, после чего через штуцер 21 входит опять в аппарат для окончательной очистки газа и утилизации холода.

В сепараторе предварительной очистки происходит улавливание ингибитора гидратообразования, насыщенной влаги, конденсата, выпавшего из газа после предварительного охлаждения в трубном пучке и после дросселирования. Предварительно отсепарированный холодный газ низкого давления

Рис. 5.10. Аппарат для очистки и осушки природного газа:

1 - распределительная камера; 2 - кожух теплообменника; 3, 4, 6, 17, 18 -перегородки; 5 - сепарационное устройство; 7 - пучок труб теплообменника; 8 - узел ввода ингибитора гидратообразования; штуцера: 9 - выхода охлажденного газа, 11, 23 - для вывода отсепарированной жидкости; 12 - для входа газа, 21, 22 - для входа и выхода газа низкого давления; 10, 20 - сборник для отсепарированной жидкости; 13 - трубная доска; 14 - сепарационное устройство предварительной очистки; 15 - контактно-сепарационное устройство; 16 - узел ввода абсорбента; 19 - сепарационное устройство окончательной

очистки

поступает в контактно-сепарационное устройство 15, где на большой поверхности контактирует с абсорбентом, который подается через узел ввода абсорбента 16.

Отсепарированный холодный газ низкого давления поступает в межтрубное пространство кожуха теплообменника 2 для теплообмена, после чего в очищенном, осушенном и подогретом виде направляется в магистральный газопровод че р ез штуцер 22, а жидкость через штуцер 23 отводится на разделение.

Эффективность

Эффективность разделения достигается тем, что аппарат снабжен контактно-сепарационным устройством, установленным между теплообменником и сепарационным устройством низкого давления, выполненным в виде объемной сетчатой насадки. Техническое решение внедрено в промышленность.

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское изобретение № 822862, БИ № 15, 1981 (Авторы: Г.К. Зиберт, О.С. Петрашкевич, В.А. Толстов, Ю.А. Кащиц-кий).

5.2.7. ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ АППАРАТ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ГАЗА

Краткое описание

Предложенный аппарат относится к технологическому оборудованию для обработки газа при проведении процессов сепарации газа от жидкости, абсорбции и др.

Горизонтальный аппарат для обработки газа (рис. 5.11) работает следующим образом.

Газ через патрубок 2 поступает в аппарат и проходит через сегментные вырезы 8 в поперечной перегородке 5 под продольные перегородки 4, равномерно распределившись по продольному сечению аппарата в массообменные и/или сепара-ционные секции 6. Проходя снизу вверх через секции 6, газ контактирует с абсорбентом, поступающим в аппарат через патрубок 12 и движущимся в секции 6 сверху вниз. Очищенный газ выходит из массообменной и/или сепарационной секции 6 в двух направлениях и поступает в герметичные со стороны подвода газа секции камеры 7, откуда через продольные каналы 9 и выходной патрубок 3 выходит из аппарата. Жидкость отводится из нижней части аппарата через патрубок 13.

Эффективность

Эффективность работы и производительность аппарата увеличивается за счет улучшения распределения потока газа по продольному сечению аппарата. Техническое решение внедрено в промышленность.

Рис. 5.11. Горизонтальный аппарат для обработки газа:

1 - цилиндрический корпус; 2, 3 - патрубки подвода и отвода газа; 4,

5 - продольные и поперечные перегородки; 6 - массообменные или сепа-рационные секции; 7 - камера; 8 - сегментный вырез; 9 - продольный канал; 10 - продольная пластина; 11 - дополнительные поперечные перегородки

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1412080 (Авторы: Г.К. Зиберт,

С.И. Кузьмин, Л.Б. Галдина).

Краткое описание

Устройство применяется для очистки газа от жидких частиц.

Устройство (рис. 5.12) состоит из емкости с патрубками вывода газа и жидкости, патрубком ввода газожидкостной смеси, коллектором и разгонными устройствами, выполненными в виде сопел Вентури, причем площадь поперечного сечения горловины каждого последующего сопла уменьшена относительно предыдущего, а между внешней поверхностью сопел и корпусом коллектора находятся камеры, имеющие отверстия в горловинах сопел.

Устройство для очистки газа работает следующим образом.

Высокоскоростной газожидкостный поток, содержащий жидкостные пробки, поступает через входной патрубок 4 в коллектор 5 устройства для очистки газа. В коллекторе газожидкостная пробка попадает в первое разгонное устройство - сопло Вентури 7. Так как площадь поперечного сечения горловины

10 сопла меньше, чем площадь поперечного сечения коллектора, скорость движения жидкости во время прохождения жидкостной пробки возрастает, а давление в горловине - падает. Вследствие снижения давления в горловине 10 сопла

Рис. 5.12. Устройство для очистки газа:

1 - емкость; патрубки: 2 - вывода очищенного газа, 3 - вывода жидкости, 4 -ввода газожидкостного потока; 5 - коллектор; 6 - выходные отверстия; 7 -разгонные устройства; 8 - камеры; 9 - отверстия в горловинах сопел; 10 -

сопла

Вентури 7 через отверстие 9 из камеры 8 откачивается газ и в камере создается разрежение. На поддержание разрежения расходуется часть кинетической энергии движущейся жидкости. Кроме того, за счет снижения статического давления в горловине сопла снижается равновесное давление насыщенных паров жидкости. Из жидкости выделяются в виде газовых пузырьков легкокипящие компоненты, движение жидкости переходит в кавитационный режим, которому свойственна диссипация (рассеивание) кинетической энергии. Поскольку при прохождении горловины 10 сопла Вентури 7 кинетическая энергия жидкостного потока снижается, скорость движения жидкости вдоль коллектора после сопла уменьшается и часть жидкости под действием силы тяжести выводится из коллектора 5 через выходное отверстие 6, расположенное в нижней части коллектора, в емкость 1.

Движущаяся вдоль коллектора жидкостная пробка поступает во второе сопло Вентури. Несмотря на то, что объем жидкости уменьшился, скорость потока в горловине второго сопла возрастает до величины скорости движения в горловине первого сопла, так как площадь поперечного сечения горловины второго сопла меньше площади поперечного сечения горловины первого сопла. Во втором сопле повторяются те же процессы рассеивания кинетической энергии и торможения, что и в первом. Часть жидкости выводится из коллектора через выходное отверстие 6.

Последовательно проходя вдоль коллектора с соплами Вентури 7 и камерами 8, имеющими отверстия в горловинах сопел, площади поперечных сечений которых последовательно уменьшены, жидкостная пробка постепенно теряет свою кинетическую энергию, и в результате истечения через выходные отверстия 6 в коллекторе 5 жидкость равномерно отводится в емкость 1. Таким образом, полностью исключается ударное разрушающее воздействие на устройство для очистки газа, а жидкость, отводимая через выходные отверстия 6, в коллекторе не вызывает образование брызг, которые могут подхватываться и уноситься из емкости 1 в патрубки 2 с потоком газа.

Эффективность

Предложенная конструкция позволяет повысить надежность и эффективность устройства при очистке высокоскоростного газожидкостного потока, содержащего жидкостные пробки. Техническое решение использовано в проектах ЦКБН.

ДАО ЦКБН ОАО “Газпром” (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ № 2096069, БИ № 32, 1997 (Авторы: Е.П. Запорожец, Б.С. Палей, Г.К. Зиберт).

УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Один из авторов монографии совместно с Н.А. Гужовым, В.А. Николаевым, А.Н. Шандрыгиным исследовал причины снижения продуктивности эксплуатационных скважин при разработке газоконденсатных месторождений, используя многочисленные опубликованные данные по этой проблеме, а также собственный опыт. Итогом этой работы стало то, что предложены и нашли внедрение методы повышения продуктивности скважин. Соответствующие результаты теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований составляют содержание настоящего раздела.

5.1

ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН. ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ ИХ ПРОДУКТИВНОСТИ

Опыт разработки газоконденсатных месторождений указывает на существенное изменение продуктивности скважин в процессе эксплуатации месторождений. В практике нефтегазодобычи понятие продуктивности скважин в общем случае включает в себя характеристику добывных возможностей скважин, связанных как с коллекторскими свойствами продуктивных горизонтов, вскрытых скважиной, так и с ее техническим состоянием. Зачастую вместо этого термина используют аналогичный - производительность скважин. Более узкое понятие продуктивности скважин обычно определяют интенсивностью отбора скважиной пластовых флюидов при создании на ее забое определенных условий. В этом случае продуктивность скважин количественно характеризуется коэффициентами продуктивности, которые представляются в виде отношения дебитов скважин и соответствующей им разности пластового и забойного давлений (депрессии на забое скважин) или, для газовых скважин, разности квадратов этих давлений. Несмотря на то, что в ходе эксплуатации газоконденсатных месторождений коэффициенты продуктивности скважин иногда изменяются в сторону их увеличения, в подавляющем большинстве случаев разработка месторождений сопровождается значительным уменьшением коэффициентов продуктивности. Снижение продуктивности скважин вызывает не только целый комплекс проблем при их эксплуатации, но и значительные осложнения в управлении разработкой залежей и в конечном счете снижение технико-экономических показателей этого процесса. И, наконец, уменьшение продуктивности газоконденсатных скважин зачастую является одной из основных причин их полной остановки и вывода из эксплуатации.

5.1.1

ПРИЧИНЫ СНИЖЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Снижение продуктивности скважин в процессе разработки газоконденсатных месторождений связано с проявлением различных геолого-промысло-вых факторов. Основными из них являются:

изменение состояния призабойных зон этих скважин (ПЗС), а именно ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора в этой области пласта,

осложнение в эксплуатации скважин из-за ухудшения технического состояния ствола скважин;

накопление жидкости в стволе скважины из-за изменения фазового состояния углеводородной смеси или прорыва к скважине воды.

Проявление каждого из перечисленных факторов может быть обусловлено различными физико-химическими процессами, происходящими в пласте и в скважине. Различными оказываются и последствия от их воздействия. Наиболее значительное изменение продуктивности вызывают изменения состояния призабойных (прискважинных) зон пласта. Проблеме снижения продуктивности скважин из-за изменения фильтрационных параметров коллектора в призабойной зоне скважин следует уделять особое внимание.

Прискважинные зоны - это особая часть пласта, не только определяющая дебиты скважин, но и во многом влияющая в целом на извлечение из залежи газа и конденсата. В зоне нескольких метров вокруг скважины возникают основные фильтрационные сопротивления при притоке к ней флюидов. Поэтому даже незначительное ухудшение фильтрационных свойств коллектора в этой зоне сопровождается существенным уменьшением продуктивности скважин. Фильтрационные процессы в прискважинной зоне осложняются проявляющимися в этой области пласта различными локальными эффектами, связанными с особенностями распределения полей давления, температуры, напряжений и насыщенности коллектора жидкостью и газом.

Изменение продуктивности скважин из-за ухудшения фильтрационных параметров прискважинной зоны пласта обычно отражается в понятии скин-эффекта. Впервые оно было введено в нефтегазодобыче Van Everdingen и Hurst, которые отметили несоответствие замеряемых на скважине депрессий вычисленным их значениям. Примечательно, что Van Everdingen и Hurst использовали понятие скин-эффекта только для случая ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта. Параметр скин-эффекта (скин-фактор) в случае притока жидкости к скважине они представили как

где k - проницаемость пласта; h - толщина пласта; (Др)_скин - депрессия на скважине при проявлении скин-эффекта; q - дебит скважины; ц₀ - вязкость жидкости; В₀ - объемный коэффициент жидкости. Формула 5.1 представлена в системе единиц SPE и поэтому содержит переводной коэффициент 141,2.

Несколько позже Hawkins ввел понятие отрицательного скин-фактора для описания притока к скважине с улучшенными характеристиками коллектора в прискважинной зоне. Для скважины радиусом Я_с, вокруг которой имеется зона радиусом Л_скин с проницаемостью ^_кин, большей проницаемости пласта k, он записал скин-фактор в виде

5 = а/^_кин-1)1п(Яск_Ш/Яс). (5.2)

Проявление скин-эффекта в работе газовых скважин в несколько упрощенном виде можно показать с помощью уравнения установившегося притока газа к скважине. Уравнение притока газа при нелинейном двучленном законе фильтрации к скважине имеет вид

где а = PaтZ(p, Т^атТпл/^Л^Тс).

Здесь р_пл, р_з - пластовое и забойное давления; С₁, С₃ - коэффициенты несовершенства по степени вскрытия пласта; С₂, С₄ - коэффициенты несовершенства по степени и характеру вскрытия пласта; ^(р, Т) - вязкость газа; Z(p, Т) - коэффициент сверхсжимаемости газа; р_ат - плотность газа при атмосферном давлении; р_ат - атмосферное давление; Т_пл, Т _с - температура пластовая и стандартная; Мр) - коэффициент проницаемости пласта; h - толщина пласта; L - коэффициент макрошероховатости; R_K - радиус контура.

Изменение фильтрационного сопротивления за счет скин-эффекта можно выразить в виде изменения коэффициента фильтрационного сопротивления A на величину, определяемую некоторым коэффициентом С_скин:

A = к(1п^_к/Л_с+С₁+С₂+С_скин). (5.6)

В несколько иной форме проявление скин-эффекта можно выразить для скважины, совершенной по степени и характеру вскрытия. В этом случае коэффициент фильтрационного сопротивления

A = Ш/^_кшДпЯскин/Яс+1/^пЯ_к/Яскин), (5.7)

где ^_кин, k - коэффициенты проницаемости коллектора в зоне вокруг сква-

жины с измененными фильтрационными свойствами (т.е. в зоне проявления скин-эффекта) и по всему пласту в целом соответственно; ^_скин - радиус зоны с измененными фильтрационными свойствами.

Как правило, значения скин-фактора превышают единицу и могут достигать больших значений (до десятков и сотен единиц). Как видно из уравнений (5.1)—(5.7), ухудшение фильтрационных свойств коллектора в узкой зоне вокруг скважины, вызывающее изменение проницаемости, может оказать существенное влияние на продуктивность скважины. Для иллю стр а-ции на рис. 5.1 изображены кривые относительной продуктивности скважины в случае существования у забоя скважины зоны с ухудшенными фильтрационными свойствами (зоны поражения) различного радиуса и с различными соотношениями проницаемости в этой зоне и средней по пласту проницаемости. Относительная продуктивность рассматривалась как соотношение продуктивности скважины в двух случаях: при наличии у ее забоя зоны поражения и без нее. Как видно из рис. 5.1, уменьшение проницаемости в

10 раз в зоне всего нескольких десятков сантиметров вокруг скважины приводит к уменьшению продуктивности в 2—3 раза, а уменьшение проницаемости в той же зоне в 100 раз вызывает снижение продуктивности уже на порядок и более.

Ухудшение фильтрационных свойств пласта в призабойной зоне скважин может происходить за счет снижения как абсолютной, так и относительной фазовой проницаемости коллектора. Абсолютная проницаемость коллектора в прискважинной зоне пласта может уменьшаться за счет закупоривания порового пространства глинистым раствором и его фильтратом, а также частицами других веществ, осаждающихся у забоя скважин. Уменьшение абсолютной проницаемости коллектора связано также с различными деформационными процессами и разрушением породы.

Существует несколько причин уменьшения относительной фазовой проницаемости коллектора в призабойной зоне скважин для фильтрующихся жидкостей и газов. Изменение фазовой проницаемости для газа и углеводородной жидкости (конденсата) происходит за счет увеличения водонасыщенно-сти коллектора вследствие проникновения фильтрата бурового раствора и обводнения пласта. Немаловажное влияние на фазовые проницаемости коллектора оказывает изменение характеристик смачивания породы под действием инфильтрата бурового раствора (как на водной, так и на углеводородной основе), а также адсорбция смол и асфальтенов из фильтрующейся газоконденсатной (нефтегазоконденсатной) смеси. Все эти причины изменения фа-

Рис. 5.1. Кривые относительной продуктивности скважины при различных радиусах зоны с ухудшенными фильтрационными свойствами и разном соотношении проницаемостей в зонах: 1 — 0,50; 2 — 0,25; 3 — 0,10; 4 — 0,05;

5 — 0,01

зовой проницаемости коллектора так или иначе входят в понятие скин-эффекта. В то же время основной фактор уменьшения фазовой проницаемости коллектора у забоя газоконденсатной скважины, каким является накопление в этой зоне ретроградного конденсата, как правило, не включается в определение одной из составляющих скин-эффекта. Как показывают результаты многочисленных исследований, накопление ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин может явиться фактором, вполне сопоставимым по воздействию на продуктивность скважин с другими факторами, обусловливающими скин-эффект. Поэтому проблеме влияния процесса накопления ретроградного конденсата на продуктивность газоконденсатных скважин следует уделять не меньшее внимание, чем другим формам ухудшения фильтрационных свойств пласта у забоя скважин. Более того, из-за многообразия проявления процессов, происходящих в призабойных зонах газоконденсатных скважин, очень важна детальная оценка причин ухудшения их продуктивности. Среди факторов, определяющих продуктивность скважин, особую роль, несомненно, играет состояние прискважинных зон пласта.

5.1.2

ВЛИЯНИЕ НАКОПЛЕНИЯ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ

Отличительной особенностью эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений, безусловно, является снижение продуктивности их из-за накопления ретроградного конденсата у забоя скважин. Этот процесс вызывает увеличение насыщенности коллектора ретроградной углеводородной жидкостью и соответственно уменьшение фазовой проницаемости коллектора для газа. Процесс накопления конденсата в призабойных зонах скважин обусловливается особенностями фазового поведения природных газоконденсатных систем.

ВЫПАДЕНИЕ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ.

ЯВЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ КОНДЕНСАЦИИ

Проблема накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин в последнее время вызывает повышенный интерес, поскольку она тесным образом связана с изменением продуктивности скважин. Изучению механизма накопления конденсата у забоя скважины посвящены работы З.С. Алиева, В.Л. Вдовенко, А.И. Гриценко, Н.А. Гужова, Е.М. Гурленова, Ю.П. Коротае-ва, Б.В. Макеева, А.Х. Мирзаджанзаде, В.А. Николаева, В.Н. Николаевского, М.Б. Панфилова, М.А. Пешкина, В.Г. Подюка, Б.Е. Сомова, Р.М. Тер-Саркисова, А.В. Федосеева, А.Н. Шандрыгина, R.A. Alexander, W. Boom, J.G. Maas, Mc. Caln, S. Oedal, A.M. Schulte, K. Wit, H.C. Weeda, J.P.W. Zee-lenberg. Исследования этих авторов позволяют представить накопление ретроградного конденсата у забоя скважины как процесс так называемой динамической конденсации. Упрощенно “динамическую конденсацию” можно описать следующим образом.

Известно, что условия накопления ретроградного конденсата в целом по всему пласту и в непосредственной близости от эксплуатационных скважин неодинаковы из-за резкого изменения термобарических условий у забоев

скважин. Таким образом, по характеру накопления ретроградного конденсата в пористой среде пласта в нем можно выделить две области: область

“статической” конденсации, расположенную вдали от скважины, и область “динамической” конденсации, находящуюся непосредственно у скважины (рис. 5.2).

Выделение ретроградного конденсата в области “статической” конденсации описывается процессом дифференциальной конденсации и зависит только от давления и состава исходной смеси. Накопление ретроградного конденсата в области “динамической” конденсации зависит как от фазового состояния углеводородной системы, так и от массопереноса углеводородов.

Процесс “динамического” накопления конденсата развивается следующим образом. После прохождения фильтрующегося пластового газа через точку пласта с давлением ниже давления начала конденсации в пористой среде выпадает конденсат. В области высоких градиентов давления выпавшая жидкость может быть неподвижной (в случае насыщенности ее ниже критической) или фильтруется со скоростью, меньшей, чем скорость фильтрующегося газа.

Из всех новых порций пластового газа, проходящего через эту точку пласта, выделяется ретроградный конденсат, который не успевает фильтроваться вместе с газом к скважине, и, таким образом, идет накопление жидкости. Повышение насыщенности жидкой фазой влечет за собой увеличение скорости ее фильтрации. Этот процесс происходит до тех пор, пока не установится динамическое равновесие, при котором скорость выпадения конденсата становится равной скорости его оттока к скважине. В результате насыщенность пористой среды жидкостью в этой зоне пласта может значительно превышать среднее значение насыщенности по пласту в целом.

Для дополнительной иллюстрации природы резкого увеличения насыщенности коллектора ретроградным конденсатом в условиях, характерных для прискважинных зон пласта, можно рассмотреть процесс многоконтактного смешения газоконденсатной смеси с газовой фазой той же смеси, соответ-

Рис. 5.2. Схема “динамической” конденсации газоконденсатной смеси в призабойной зоне скважины

ствующей несколько большему давлению (с отбором из системы только газовой фазы). Этот процесс во многом аналогичен динамической конденсации, но в данном случае отсутствует отток жидкой фазы. Такие расчеты были выполнены для смеси следующего исходного состава (%, молярная доля): С₁ — 85; изо-С₄ — 10 и С₁₂ — 5. Производились расчеты процесса изотермической дифференциальной конденсации данной смеси до давления 19 МПа (при температуре 363 К) с последовательным замещением затем равновесной газовой фазы на газовую фазу той же системы, но соответствующую давлению 20 МПа. По мере увеличения объема прокачки газовой фазы увеличивался относительный объем жидкости (насыщенность жидкости). Это хорошо видно из рис. 5.3, на котором представлена зависимость насыщенности, а также содержания компонентов смеси и жидкой фазы от относительного объема прокачанного газа (соотношения объемов прокачанного газа и системы).

Характерно, что установление равновесия для данной исходной смеси при прокачке значительных объемов обогащенного газа протекало с увеличением более тяжелых компонентов изо-С₄ и С₁₂ в смеси с практически постоянным содержанием их в жидкости. Данное явление можно объяснить с помощью тройных диаграмм углеводородных смесей. На рис. 5.4 схематически изображена динамика компонентного состава смеси и фаз при осуществлении рассматриваемого процесса.

Известно, что тройные диаграммы используются для оценки фазового состояния смесей, содержащих три компонента (при большем их числе компоненты объединяются в псевдокомпоненты). На рис. 5.4, а представлена тройная диаграмма для некоторой системы, содержащей компоненты (С₁, С_2—4 (изо-С₄) и С₅₊/С₁₂). Они изображены условно без указания точного содержания компонентов). На тройной диаграмме нанесены линии для двух значений давления: более высокому давлению соответствует пунктирная линия, а меньшему — сплошная. Каждая из линий состоит из кривой насыщенных паров (верхняя) и насыщенной жидкости (нижняя линия). Точки, соответствующие равновесным составам насыщенных паров и насыщенных жидкостей, связываются соединительными линиями — нодами. Каждая точка ноды соответствует составу смеси, разделяющейся на газовую и жидкую фазу с составами, соответствующими концам ноды. Наклон нод в общем случае определяется составом смеси и термобарическими условиями. При обоих значениях давления смесь разделяется на жидкую (составы L₁ и L₂) и газовую (составы G₁ и G₂) фазы. Смешение двухфазной системы с газовой фазой, притекающей из зоны с более высоким давлением, протекает по линии, соединяющей составы газа G₁ (притекающего из зоны с более высоким давлением) и жидкости L₂ (находящейся в зоне более низкого давления). Состав смеси определяется точкой на этой линии, отстоящей от точек G₁ и L₂ прямо пропорционально соотношению масс (или молей) газовой и жидкой фаз. Нода, проходящая через эту точку, определяет составы фаз новой смеси, а именно: концы нод на линии насыщенных паров определяют состав газа и на линии насыщенной жидкости — состав жидкости. При том положении нод, которое показано на рис. 5.4, б, разделение новой смеси на фазы происходит так же, как и до смешения с очередной порцией газа. Поэтому меняется состав смеси (за счет увеличения массы жидкости) при неизменных составах фаз. Этот процесс продолжается до тех пор, пока состав смеси не становится равным составу жидкой фазы (точка L₃), и смесь переходит в однофазное состояние. Естественно, что такое состояние в реальных условиях призабойных зон скважин недостижимо, поскольку возникающая (при

Рис. 5.3. Зависимость параметров углеводородной системы от относительного объема газа при многократном ее смешении с обогащенным газом:

а - насыщенность; б, в, „ - содержание компонентов С_1? изо-С₄, С₁₂ соответственно в смеси

(1) и жидкой фазе (2)

определенных значениях конденсатонасыщенности) фильтрация жидкой фазы обеспечивает уменьшение в смеси не только газовой, но и жидкой фазы. Несколько иной характер изменения состава смеси при смешении ее с газовой фазой отмечается в том случае, если ноды располагаются так, как э то показано на рис. 5.4, в. В этом случае при смешении отмечается постепенное

Рис. 5.4. Тройная диаграмма смеси

приближение состава смеси к составу жидкости при меньшем значении давления. Возможны также и другие варианты изменения составов смеси и фаз в зависимости от характера распределения нод в области двухфазного состояния системы.

ВЛИЯНИЕ ПРОЦЕССА НАКОПЛЕНИЯ РЕТРОГРАДНОГО КОНДЕНСАТА НА ПРОДУКТИВНОСТЬ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН

Снижение продуктивности газоконденсатных скважин из-за накопления у их забоя конденсата обусловливается действием двух основных факторов. Первый из них, и основной, связан с увеличением насыщенности пористой среды жидкой углеводородной фазой и уменьшением фазовой проницаемости ее по газу в зоне пласта у скважины. Уменьшение фазовой проницаемости по газу в этой зоне (где возникает основное газогидродинамическое сопротивление потоку флюидов) резко снижает продуктивность скважины как по газу, так и по конденсату, поскольку в газовую фазу поступает большое количество конденсата. Этот фактор отражается в увеличении вязкостных составляющих фильтрационного сопротивления. Выше уже описывалось, каким образом увеличение насыщенности коллектора жидкостью приводит к уменьшению фазовой проницаемости его для газа.

Не менее важным, на наш взгляд, при выпадении конденсата в пористой среде представляется изменение структуры потоков флюидов в микромасштабе этой среды и возникающее при этом увеличение инерционных составляющих фильтрационных сопротивлений. Известно, что фазовые проницаемости являются, во-первых, характеристиками, усредненными в масштабе пористой среды, с размерами от нескольких сантиметров до нескольких метров и поэтому учитывают процессы, протекающие в микромасштабе пористой среды только опосредованным образом. Во-вторых, в понятие фазовых проницаемостей включаются только вязкостные составляющие фильтрационных сопротивлений и не учитываются инерционные составляющие.

Инерционный эффект — основная причина отклонения от линейного закона Дарси. Существенными факторами, определяющими проявление инерционного эффекта при фильтрации газов и жидкостей в пористых средах, являются пористость, проницаемость, извилистость, геометрия пористого пространства и его неоднородность. Наиболее известный нелинейный закон фильтрации флюидов в пористых средах — несомненно, закон Форхгеймера, который для случая одномерного течения может быть представлен в виде

— dp/dl = ц/kv + |pv²,

где p — давление; ц — вязкость флюида; k — проницаемость среды; v — скорость фильтрации; в — коэффициент инерционных сопротивлений; р — плотность флюида.

Для многофазного течения обобщенное уравнение Форхгеймера было представлено T. Schulenberg и V. Muller в виде

^-dPа ^{/ dl} = Ц_а^{/ k}_aV_a +

где а обозначает а-фазу.

Многочисленные корреляции для коэффициента инерционных сопротивлений проводились как у нас в стране, так и за рубежом. При этом предлагались корреляционные зависимости между коэффициентами |, а также различными комплексами, включающими его, с одной стороны, и пористостью и проницаемостью, с другой стороны. Корреляции D. Cornell и

D.L. Katz (рис. 5.5, а) и R.D. Evans, C.S. Hudson, J.E. Greenlee (рис. 5.5, б) одни из таких. В отличие от этих зависимостей при появлении в пористых средах второй фазы возникает необходимость учитывать насыщенность этой фазы. Это вызывается очень большим изменением коэффициентов инерционных сопротивлений. В качестве примера на рис. 5.6 представлены результаты экспериментальных исследований M.H. Al-Rumhy и M.Z. Kalam влияния насыщенности жидкостью на инерционные сопротивления в первоначально газонасыщенных коллекторах. Для нескольких различных по свойствам образцов пористой среды на данном рисунке представлены зависимости приведенного коэффициента инерционных сопротивлений (соотношение коэффициентов инерционных сопротивлений при двухфазном и однофазном насыщении среды) от насыщенности среды жидкостью. Как видно из рисунка, для всех использованных в опытах образцов характерно значительное (на один-два порядка) увеличение инерционных сопротивлений с увеличением насыщенности от 0 до 50—60 %. При этом определенное влияние на прирост инерционных сопротивлений оказывает эффект Клинкерберга — проскальзывание газа (данные с поправкой на эффект показаны пунктирными линиями) у поверхности скелета породы. Интересен факт уменьшения инерционных сопротивлений за счет проскальзывания газа при более высоких значениях абсолютных проницаемостей кернов (0,146 и 0,250 мкм², варианты на рис. 5.6, а и б) и их увеличения при низких значениях абсолютных проницаемостей (0,062 мкм², варианты на рис. 5.6, в).

В реальных условиях увеличение инерционных сопротивлений по скважинам отмечалось при их обводнении на ряде газоконденсатных месторождений Республики Коми (Е.М. Гурленов, Г.В. Петров, Н.Н. Трегуб). Значительное влияние насыщения коллектора углеводородной жидкостью на инерционные сопротивления отмечалось нами при анализе изменения продуктивности скважин Печоро-Кожвинского месторождения. При исследовании фильтрационных сопротивлений по скважинам этого месторождения предполагалось, что даже при одном и том же значении насыщенности пористой среды жидкостью на значение коэффициента В будут сильно

Рис. 5.5. Корреляция между параметрами ^/т (а), р₀ (•) и коэффициентом проницаемости

"10 100 кщ₉10 м

Рис. 5.6. Зависимость приведенного коэффициента инерционных сопротивлений в от насыщенности образца жидкостью S_ж для образцов с проницаемостью 0,146 (а), 0,250

(•) и 0,062 (в) мкм²

влиять скорость фильтрации флюидов и пластовое давление (от которого зависит поверхностное натяжение на границе раздела фаз). Эти параметры определяют распределение жидкости в пористом коллекторе, а следовательно, и структуру газонасыщенной его части. Таким образом, представляется возможным использовать капиллярное число в качестве параметра, влияющего на значение коэффициента фильтрационных сопротивлений В.

Оценка влияния капиллярного числа на В была выполнена для нескольких скважин Печоро-Кожвинского месторождения с использованием данных гидродинамических исследований э тих скважин. При этом применялись зависимости вязкости флюидов и поверхностного натяжения от давления, полученные в расчетах процесса дифференциальной конденсации модельной газоконденсатной смеси. Были построены соответствующие зависимости коэффициентов В [в (МПа-сут/тыс. м³)²] от капиллярного числа. Хорошая корреляция между этими величинами наблюдалась для скв. 102 и 103, несколько худшая - для скв. 21. Эти зависимости представляют собой следующие выражения:

для скв. 102 В = 4,24/ N_c°'⁹⁵; для скв. 103 В = 1,32/ N¹'⁹,

где N₀ — капиллярное число.

Определенные трудности в оценке зависимости коэффициентов фильтрационных сопротивлений В от капиллярного числа были связаны с возможным (по данным промысловых исследований) появлением нефти на забоях этих скважин. Влияние же на коэффициент В насыщенности коллектора жидкостью в промысловых условиях выявить, к сожалению, невозможно.

Определение соотношения доли уменьшения продуктивности скважины

от проявления каждого из факторов представляет не только научную, но и

практическую ценность. Вполне естественно предположить, что повышение продуктивности газоконденсатных скважин может быть достигнуто двумя основными путями: удалением выпавшего ретроградного конденсата из призабойной зоны скважин в глубь пласта и отбором его скважиной. Первый путь представляется более перспективным для тех случаев, когда основное изменение продуктивности скважин вызывается вязкостными составляющими фильтрационных сопротивлений. Второй путь, на наш взгляд, предпочтителен в том случае, когда накопление конденсата сопровождается преобладающим увеличением инерционных сопротивлений. Ниже это утверждение будет проанализировано более подробно.

5.1.3

ВЛИЯНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ НА ТЕЧЕНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ

Из основных параметров, характеризующих коллекторские свойства пластов, безусловно, главное влияние на процесс динамической конденсации оказывают абсолютные и относительные фазовые проницаемости. Абсолютной проницаемостью пласта определяются необходимые депрессии (а следовательно, и значение изменения у забоя скважин пластового давления) для достижения данного дебита скважин. Поэтому направленность действия этого фактора более-менее ясна априорно. Более сложную роль в процессе накопления конденсата и изменении продуктивности скважин играют относительные фазовые проницаемости коллектора. Относительные фазовые проницаемости горной породы представляют собой усредненные по достаточно представительному объему среды отношения проницаемости ее для данной фазы (при многофазном насыщении) к абсолютной проницаемости среды. Предполагается, что относительные фазовые проницаемости являются функциями насыщенности. В различных подходах рассматривается также влияние на них поверхностного натяжения на границе раздела фаз и вязкости фаз, производится учет влияния поверхностного натяжения и скорости фильтрации флюидов. К настоящему времени выполнен огромный объем экспериментальных и теоретических исследований фазовых проницаемостей пористых сред.

Подавляющее число работ посвящено изучению фазовых проницаемос-

тей в условиях фильтрации фаз с внешней их подачей в пористую среду. Это больше соответствует течению несмешивающихся флюидов, а не газоконденсатных смесей, для которых характерны фазовые переходы в пределах рассматриваемой пористой среды. В этом случае фазовые проницаемости коллектора могут качественно отличаться от традиционных фазовых проницаемостей. На это указывают, в частности, исследования, выполненные с конденсацией в пористых образцах углеводородов из жирного газа и с последующей прокачкой равновесного к жидкости газа.

Отсутствие экспериментальных данных вынуждает в исследованиях процессов динамического накопления конденсата у забоя скважин использовать традиционные зависимости фазовых проницаемостей. В то же время необходимо учитывать некоторые другие важные факторы, проявляющиеся для условий призабойных зон скважин. Прежде всего, это зависимость фазовых проницаемостей от поверхностного натяжения на границе раздела фаз и влияние на них скорости фильтрации флюидов. Влияние первого фактора на фазовые проницаемости достаточно убедительно показано во многих работах.

В наших исследованиях этот фактор учитывали, включая в фазовые проницаемости параметры, зависящие от поверхностного натяжения, а само значение поверхностного натяжения пересчитывали по компонентному составу газоконденсатной смеси и пластовому давлению. Влияние скорости фильтрации на фазовые проницаемости нами также учитывалось, что обсуждается ниже.

Несмотря на то, что относительные фазовые проницаемости являются уникальными свойствами горных пород, характер их изменения во многом коррелируется с типом смачиваемости породы. Для случая двухфазной фильтрации изменение типа смачиваемости породы вызывает также значительные количественные изменения в зависимостях фазовых проницаемостей от насыщенности, в том числе и в критических значениях насыщенности, соответствующих началу подвижности фаз (Villiam G. Anderson). Исследование влияния типа смачивания пород на процессы накопления ретроградного конденсата представляет дополнительный интерес еще в связи с тем, что существуют представления о возможности значительного изменения продуктивности скважин за счет осуществления мероприятий по изменению смачиваемости коллектора в прискважинной зоне пластов. В связи с этим представляется целесообразным проведение исследований влияния фазовых проницаемостей на процесс накопления конденсата в призабойных зонах скважин для наиболее типичных случаев смачиваемости пород - для гидрофильных и гидрофобных коллекторов.

Указанные положения легли в основу задания нескольких вариантов зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности. Фазовые проницаемости коллектора задавались в пяти различных вариантах и учитывали как влияние на их характер смачивания коллектора, так и возможную зависимость их от давления из-за изменения поверхностного натяжения на границе раздела газ - конденсат с уменьшением давления. Варианты 1П и 2П учитывали различный характер смачивания коллектора, а варианты 3П и 4П -зависимость фазовых проницаемостей от давления. Используемые в расчетах зависимости фазовых проницаемостей показаны на рис. 5.7. Фазовые проницаемости 5П представлялись в виде прямых линий (линии А и Г на рис.

5.7, а и б) и соответствовали предельному случаю неразличимых по свойствам фаз. Гидрофобный коллектор моделировался в вариантах 2П и 4П, а гидрофильный — в вариантах 1П и 3П. Фазовые проницаемости в вариантах 2П (линия В на рис. 5.7, а) и 1П (линия Е на рис. 5.7, б) не зависели от давления. Влияние давления на фазовые проницаемости в вариантах 3П и 4П учитывалось следующим образом. Для рассматриваемого в расчетах интервала изменения давления поверхностное натяжение на границе раздела газ — конденсат изменялось от 0 до 5 мПа-с. Фазовые проницаемости в варианте 4П, соответствующие этим предельным значениям поверхностного натяжения, представлялись линиями А и В на рис. 5.7, а. Фазовые проницаемости при значениях поверхностного натяжения в интервале от 0 до 5 мПа-с последовательно занимали определенные положения между двумя этими предельными случаями. В качестве примера на рис. 5.7, а представлены зависимости фазовых проницаемостей для поверхностного натяжения 2 мПа-с (линии Б). Аналогичным образом задавалось изменение фазовых проницаемостей для варианта 3П: предельные значения для случаев поверхностного натяжения 0 и 5 мПа-с представлялись линиями Г и Е на рис. 5.7, б. Для поверхностного натяжения 2 мПа-с фазовые проницаемости имели вид Д (см. рис. 5.7, •).

Значения абсолютной проницаемости пластов изменялись также в широком диапазоне — от 0,01 до 1 мкм². В качестве модельной газоконденсатной смеси использовалась смесь Западно-Соплесского нефтегазоконденсатного месторождения. Расчеты проводились для различных депрессий на пласт (различных дебитов скважины и темпов отбора). Варьирование в р асчетах этих параметров было связано с необходимостью учитывать различную динамику выпадения конденсата в призабойной зоне скважины. Естественно, что изменение депрессии на пласт вызывает изменение как скорости фильтрации флюидов, так и соотношения давлений в призабойной зоне скважины и в пласте, а следовательно, и интенсивности выпадения конденсата в призабойной зоне. В то же время использование одной только депрессии для характеристики процесса накопления конденсата представляется недостаточным вследствие того, что на скорость переноса фаз (газа и конденсата) в пласте кроме депрессии влияет еще и проницаемость пласта. В связи с этим

Рис. 5.7. Зависимости относительных фазовых проницаемостей коллектора от насыщенностей:

а — вид проницаемостей А, Б и В; • — вид проницаемостей Г, Д и Е

в качестве параметра, характеризующего влияние темпов отбора газа, в расчетах использовалось относительное давление, представляющее собой отношение забойного давления к среднепластовому давлению. В расчетах задавалось изменение относительного давления от 0,65-0,75 до 0,95-0,98. В первом случае моделировался приток к скважинам в низкопроницаемых коллекторах (с проницаемостью около 0,01-0,015 мкм²), а во втором - в высокопроницаемых пластах (с проницаемостью 0,1 мкм² и более). Депрессии на пласт составляли в первом случае около 10 МПа, а во втором - не более 1 МПа. Все расчеты проводились для пласта толщиной 10 м. Этот параметр задавался в значительной мере условно, так как анализ результатов расчета производили в относительных величинах (относительный дебит газа, коэффициент продуктивности и т.д.). Пористость пласта задавалась от 10 до 15 %.

Результаты расчетов показали, что для широкого диапазона изменения абсолютной проницаемости коллектора и различных видов фазовых проницаемостей характерны вид профиля насыщенности конденсатом призабойной зоны скважины и его динамика. Выделялась зона “динамической” конденсации, размеры которой и значение максимальной насыщенности определялись в основном типом фазовых проницаемостей коллектора, значениями текущего пластового давления и относительного забойного давления. Зона динамической конденсации возникала после достижения пластовым давлением в призабойной зоне скважины значений давления начала конденсации и в дальнейшем сохранялась на всем протяжении периода понижения пластового давления. Это видно из рис. 5.8 и 5.9, на которых представлено распределение насыщенности призабойной зоны скважины при различных пластовых давлениях для коллекторов с фазовыми проницаемостями 1П, 2П (варианты с относительным забойным давлением 0,75-0,8).

Выводы о значительном влиянии на процесс накопления конденсата абсолютной и относительных фазовых проницаемостей коллектора подтверждают данные, представленные в табл. 5.1 и на рис. 5.10. На рисунках показано распределение насыщенности призабойной зоны пласта жидкостью (конденсатом) при пластовом давлении 15 МПа для вариантов расчета про-

0,4

0,3

оа

0,1

Л ....... •
³ V
1
\\
^и,“ _1 ________________1.......	.................А..............................’,1 . ’ ¦ ’\| • ¦ '

R, м

Рис. 5.8. Профиль насыщенности коллектора с фазовой проницаемостью вида 1П в призабойной зоне скважины при различных пластовых давлениях р _пл :

1 - 33,5 МПа; 2 - 25 МПа; 3 - 15 МПа

Рис. 5.9. Профиль насыщенности коллектора с фазовой проницаемостью вида 2П в призабойной зоне скважины при различных пластовых давлениях р _пл :

1 - 33,5 МПа; 2 - 25 МПа; 3 - 15 МПа

0,25

0,2

0,15

0,1

R, м

цесса истощения залежи (от 42 МПа) в пластах с различными фазовыми проницаемостями. В таблице для этих же вариантов расчетов даны значения приведенной проницаемости коллектора для газа в призабойной зоне скважин при различных средних пластовых давлениях. Под приведенной проницаемостью понималось соотношение текущего коэффициента проницаемости пласта по газу (для двухфазной системы газ - конденсат) и начального его значения (для однофазной фильтрации газа при забойном давлении выше давления начала конденсации). Коэффициенты проницаемости при этом определялись по рассчитанным коэффициентам фильтрационного сопротивления и, таким образом, представляли собой значения, усредненные по объему всей призабойной зоны скважины.

Как видно из рис. 5.10, наименьший прирост насыщенности жидкости в призабойной зоне отмечался для случая фильтрации флюидов в коллекторе с проницаемостью вида 5П. Так, при незначительных депрессиях на пласт (в вариантах расчетов № 1 и 4) насыщенность коллектора у забоя скважины

ТАБЛИЦА 5.1

Зависимость приведенной проницаемости от давления

Номер вар и-	Относительное забойное давление	Вид фазовых про-ницае-	Отношение проницаемости для газовой фазы газоконденсатной смеси к абсолютной проницаемости при разных пластовых давлениях, МПа
анта		мостей	40	36,5	33,5	27,5	25	20	15
1	0,95-0,98	5П	0,668	0,726	0,762	0,802	0,810	0,804	0,785
2	0,95-0,98	1П	0,197	0,199	0,215	0,206	0,210	0,216	0,227
3	0,95-0,98	2П	0,234	0,240	0,249	0,262	0,269	0,278	0,287
4	0,85-0,90	5П	0,670	0,720	0,754	0,792	0,797	0,795	0,773
5	0,85-0,90	1П	0,121	0,125	0,132	0,147	0,153	0,160	0,174
6	0,85-0,90	2П	0,147	0,158	0,171	0,190	0,200	0,217	0,234
7	0,65-0,75	5П	0,700	0,690	0,726	0,749	0,776	0,776	0,776
8	0,65-0,75	1П	0,095	0,099	0,103	0,114	0,116	0,126	0,139
9	0,65-0,75	2П	0,112	0,120	0,128	0,143	0,151	0,168	0,191
10	0,65-0,75	3П	0,529	0,511	0,475	0,362	0,302	0,192	0,126
11	0,65-0,75	4П	0,596	0,602	0,596	0,547	0,520	0,457	0,400

5_Ж, %

Рис. 5.10. Профиль насыщенности коллектора в призабойной зоне скважины в различных вариантах расчета:

а - варианты № 1-6; б - варианты № 7-11; цифры кривых - номера вариантов

О 5 10 15 20 R, м

отличалась всего на 5-10 % от средней по пласту (рис. 5.10, а). Существенное возрастание насыщенности в призабойной зоне скважины (в 1,5-1,7 раза превосходящее среднее по пласту) наблюдалось лишь при значительных депрессиях на пласт (вариант № 7 на рис. 5.10, •). Во всех этих вариантах отмечалось незначительное изменение относительной проницаемости коллектора для газа; в среднем 0,85 - при малых и 0,7 - при больших депрессиях на пласт (см. табл. 5.1). Наибольшее накопление жидкости у забоя скважины отмечалось в вариантах расчетов эксплуатации скважины в гидрофильном пласте (фазовые проницаемости вида 1П). Основное накопление конденсата в этом случае происходило в зоне радиусом около 5 м от

скважины. Как видно из рис. 5.10, при эксплуатации скважины с малыми депрессиями на пласт максимальная насыщенность коллектора конденсатом для принятых в расчетах условий составляла 0,35 (вариант № 3) и 0,38 (вариант № 6). С увеличением депрессии и при более глубоком понижении давления на забое скважины максимальная насыщенность возрастала при прочих условиях до 0,45. Наиболее значительное накопление конденсата в призабойной зоне пласта происходило при более высоких пластовых давлениях (в области ретроградной конденсации на фазовой диаграмме углеводородной системы). При более низких давлениях насыщенность коллектора конденсатом несколько уменьшалась за счет прямого его испарения. Это явление хорошо отражалось зависимостью приведенной проницаемости коллектора для газа от давления. Как видно из табл. 5.1, особенно значительное изменение относительной проницаемости в ходе понижения пластового давления происходило при высоких депрессиях на пласт. В этом случае отмечалось также и наиболее значительное снижение относительной проницаемости коллектора для газа - в среднем до 0,055-0,066 (вариант № 9). По мере уменьшения депрессий на пласт соответственным образом увеличивалась относительная проницаемость коллектора. Так, в вариантах № 3 и 6 она составляла в среднем соответственно 0,66-0,39 и 0,40-0,22.

Эксплуатация скважины в гидрофобном пласте, согласно расчетам, может происходить с меньшим накоплением конденсата. Основное накопление конденсата в этом случае отмечалось, как и для гидрофильного коллектора, в зоне радиусом около 5 м. Однако для условий расчетов максимальная насыщенность конденсатом изменялась уже от 0,24 (вариант № 2, малая депрессия) до 0,34 (вариант № 8, значительная депрессия). Выше, чем в случае гидрофильного пласта, оказалась и относительная проницаемость коллектора для газа (см. табл. 5.1).

Определенное влияние на процесс накопления конденсата в призабойной зоне скважины оказывает зависимость фазовых проницаемостей от давления. Это видно из сопоставления расчетных данных по вариантам № 9 и 10, а также по вариантам № 8 и 11. Как видно из рис. 5.10, б, изменение фазовых проницаемостей в ходе понижения давления (при соответствующем увеличении поверхностного натяжения) приводило к уменьшению накопления конденсата в призабойной зоне скважины. Особенно значительным оказалось влияние этого фактора при высоких пластовых давлениях, т.е. в том случае, когда поверхностное натяжение достаточно мало. Меньшее накопление конденсата у скважины приводит к менее значительному понижению относительной проницаемости коллектора для газа (см. табл. 5.1).

В рамках рассматриваемой модели притока к скважине двухфазной многокомпонентной углеводородной смеси представленные результаты можно объяснить следующим образом. При фильтрации многокомпонентной углеводородной смеси в пористом коллекторе перенос отдельных ее компонентов может происходить или в газовой фазе (в случае однофазной фильтрации), или в жидкой и газовой фазах (в случае двухфазной фильтрации). Скорости фильтрации фаз зависят от вида фазовых проницаемостей, а фазовое равновесие газовой и жидкой фаз в первую очередь определяется значением давления. Компоненты между фазами распределяются таким образом, что выпавший в призабойной зоне ретроградный конденсат находится в равновесии с фильтрующимся газом. При создании в газоконденсатных пластах определенной депрессии состав газоконденсатной смеси в призабойной зоне пласта, а также распределение компонентов между фазами будут определяться как давлением, так и скоростями фильтрации газовой и жидкой фаз (поскольку ими определяются приток и отток отдельных компонентов). Определенное равновесие между фазами устанавливается в ходе изменения насыщенности. Насыщенность как бы “настраивается” таким образом, чтобы перенос отдельных компонентов в фазах сопровождался установлением равновесия в фазах. Изменение насыщенности вызывает перераспределение скоростей фильтрации, а следовательно, и доли отдельных компонентов в фазах. Изменение доли компонентов в фазах при данном давлении ведет вновь к изменению насыщенности пласта. Этот процесс продолжается до тех пор, пока насыщенность (а также компонентный состав смеси и обеих фаз) не установится на том уровне, который будет отвечать состоянию динамического равновесия, при котором скорость накопления жидкости становится равной скорости ее оттока к скважине.

В гидрофобных коллекторах могут отмечаться меньшие значения максимальной насыщенности призабойной зоны в связи с тем, что установление соотношения скоростей фильтрации жидкости и газа, соответствующих равновесному состоянию, наступает при меньших, чем в гидрофильных пластах, значениях насыщенности. В то же время для гидрофильных коллекторов вовсе не обязательно более резкое изменение относительной проницаемости коллектора для газа по мере накопления конденсата. Этот параметр связан со значением изменения фазовой проницаемости коллектора для газа в интервале изменения насыщенности от нуля до критической насыщенности по жидкости, т.е. в той области, в которой перенос компонентов осуществляется в газовой фазе, а жидкость является неподвижной.

5.1.4

НАКОПЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА В ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОНАХ СКВАЖИН В ПЛАСТАХ С НЕОДНОРОДНЫМ КОЛЛЕКТОРОМ

Рассматривалось два вида неоднородности коллектора у забоя скважин: пласт со случайным полем проницаемости (разнопроницаемые элементы не образуют отдельных более крупномасштабных зон разной проницаемости) - условно назовем его “случайно-неоднородный” пласт;

зонально-неоднородный пласт (разнопроницаемые элементы на отдельных участках объединяются в более крупномасштабные зоны разной проницаемости) - условно назовем его “зонально-неоднородный” пласт.

Для описания распределения проницаемости гетерогенного коллектора в призабойной зоне скважины использовалась методика P.S. Pingrose, G.E. Pickup, J.L. Jensen и K.S. Sorbie, которая достаточно удобна для генерирования случайного поля параметров при сеточном моделировании фильтрационных процессов. Эта методика предполагает описание значения рассматриваемого параметра в любой точке пласта (ячейки пространственной сетки при сеточном моделировании) через значения соседних точек (ячеек) пласта. Для случая двухмерной профильной фильтрации основная формула в алгоритме построения поля параметра представляется в виде

где Y_irj - натуральный логарифм значения параметра в блоке i_r, j; a_x, a_y -корреляционные параметры в направлении R и Z; E_ir j - случайная переменная.

Уравнение (5.8) использовалось для описания распределения проницаемости в пласте. Для первого случая неоднородности (пласт со случайным полем проницаемости) задавались следующие параметры: a _l = a _y =

= -0,95; n = 0,55. Коэффициент проницаемости (в мкм²) оп ределялся в виде k_ij = 0,08 exp(Y_i( j). Для второго случая неоднородности (зонально-неоднородный пласт) принимались: a, = a_y = 0,95; n = 0,75. Коэффициент проницаемости (в мкм²) определялся в виде k_irj = 0,065 exp(Y_i( j).

Коллектор предполагался однородным по пористости с коэффициентом пористости 0,15. Относительные фазовые проницаемости задавались одними и теми же в пределах всего пласта. В каждом из вариантов расчета использовалась модельная газоконденсатная смесь № 1. Моделировалось понижение пластового давления от 35 до 10 МПа при депрессии 0,06-0,08 МПа. Использовалась двухмерная профильная модель многокомпонентной фильтрации углеводородов, описанная, например, в работе [6].

Рис. 5.12. Распределение насыщенности в призабойной зоне неоднородного пласта

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45К,м

Рис. 5.11. Распределение проницаемости в призабойной зоне скважины (случайное поле проницаемости). Шкала проницаемости указана в мкм²

О 10 20 30 40 R, м

Рис. 5.13. Распределение проницаемости в призабойной зоне скважины (зонально-неоднородный пласт). Шкала проницаемости указана в мкм²

НАКОПЛЕНИЕ КОНДЕНСАТА В ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОНАХ СКВАЖИН В СЛОИСТЫХ ПЛАСТАХ

В слоистых пластах отмечается значительное различие насыщенностей разнопроницаемых пропластков. На это указывают результаты расчетов, выполненные одним из авторов данной монографии с коллегами, а также опубликованные в печати. В частности, W.D.Mc. Caln, R.A. Alexander рассмотрели фильтрацию газоконденсатной смеси в пятислойном пласте с соотношением проницаемостей между самым высокопроницаемым и самым низкопроницаемым прослоями около 12. Профиль насыщенности для этого случая представлен на рис. 5.15, из которого видно, что размеры зоны повышенной проницаемости в отдельных пропластках явно увеличиваются с ростом их проницаемости. Это вполне объясняется характерным распределением в слоистом пласте давления и фильтрационных потоков. При одинаковых давлениях на стенке скважины во всех вскрытых скважиной пропластках отмечаются очень близкие воронки депрессии, но скорости фильтрации оказываются выше в наиболее проницаемых из них. В результате в наиболее проницаемых слоях в единицу времени фильтруется большее количество газоконденсатной смеси, а следовательно, и более интенсивно протекают массообменные процессы между газом и накопившейся жидкостью.

Во многом аналогичные результаты были получены при исследовании особенностей притока газоконденсатной смеси к скважинам Печоро-Кожвинского НГКМ (Республика Коми). В качестве примера представим расчетные данные по распределению насыщенности в призабойной зоне скв. 21 и 104 этого месторождения. При разработке Печоро-Кожвинского месторождения возникли значительные осложнения в работе скважин, эксплуатирующих основную залежь месторождения в песчаниках старооскольского горизонта среднего девона (D₂st). Пласты залежи отличаются низкой проницаемостью (от тысячных до сотых долей мкм²) и высокой степенью их неоднородности. Дебиты газа по этим скважинам к настоящему времени уже уменьшились до 50-80 тыс. м³/сут (дебиты конденсата 10-19 т/сут) при достаточно высоких депрессиях на их забоях - от 4 до 8 МПа. Текущее пластовое давление около 21 МПа, а пластовая температура - 90 °С. Углеводородная пластовая смесь моделировалась смесью, состоящей из 10 компонентов. Задавался начальный компонентный состав модельной смеси (в %, молярных): N₂ - 3,10; С₁ - 74,20; С₂ - 8,80; С₃ - 4,30; н-С₄ - 2,00; н-С₅ - 2,65; Ко₁ - 2,17; Ко₂ - 1,13; Ко₃ - 0,45; Ко₄ - 0,75, где псевдокомпоненты Ко₁, Ко₂, Ко₃ и Ко₄ имели следующие основные параметры: температура кипения фракций соответственно - 357; 444; 517 и 580 К, плотность 673; 723; 825 и 852 кг/м³, молекулярная масса 101,8; 151,4; 207,2 и 280,2.

Пласт в районе скважины моделировался тремя пропластками со следующими параметрами: толщина пропластков № 1, 2 и 3 соответственно 0,7;

1,2 и 30,6 м, коэффициент проницаемости по ним - 0,223; 0,088 и 0,001 мкм², а пористости - 7; 30 и 15 %. Таким образом моделировался пласт с очень низкой проницаемостью основной толщи и тонкими высокопроницаемым и среднепроницаемым пропластками. Соотношение проницаемости между пропластками равнялось 233 и 88 при доле высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков в общей толщине пласта 2,2 и 3,7 %. Для скв. 104 принималась также трехслойная модель пласта с толщиной пропластков № 1, 2 и 3 соответственно 1,5; 35,5 и 5 м. Коэффициент проницаемости задавался равным 0,040; 0,020 и 0,0002 мкм², а пористости - 11; 19 и 16 %. Таким обра-

Рис. 5.15. Профиль насыщенности в прискважинной зоне слоистого пласта (по данным

W.D. Mc. Caln и R.A. Alexander) после 10 сут (а) и 20 сут (•):

1 - 0-4 %; 2 - 4-8 %; 3 - 8-12 %; 4 - 12-16 %; 5 - 16-20 %

зом, в этом случае толщины низкопроницаемого и высокопроницаемых пропластков были примерно равными.

Результаты расчетов подтверждают неравномерное накопление ретроградного конденсата по отдельным пропласткам. Для обеих скважин в наиболее проницаемом пропластке № 1 отмечается наиболее значительное увеличение насыщенности коллектора углеводородной жидкостью (рис. 5.16, 5.17). Для среднего по проницаемости пропластка № 2 характерны менее значительные насыщенности. Наименьшее накопление конденсата происходит в наименее проницаемом пропластке № 3. Количественное различие в значениях насыщенности по пропласткам обусловливается разным соотношением их проницаемостей.

S,%

О-•-*-1-

10 20 30 R, м

S,%

Рис. 5.14. Распределение насыщенности в призабойной зоне зонально-неоднородного пласта

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 R, м

Расчеты показали, что неоднородность пласта со случайным полем распределения проницаемости незначительно влияет на профиль насыщенности у забоя скважины. Это видно из рис. 5.11 и 5.12, на которых представлены распределение проницаемости в прискважинной зоне пласта для данного случая неоднородности коллектора и профиль насыщенности в этой зоне пласта.

Более существенное, хотя так же не кардинальное изменение профиля насыщенности отмечается в случае эксплуатации скважины в зональнонеоднородном пласте. Как видно из рис. 5.13 и 5.14, в этом случае наблюдается более значительное удаление от скважины линий равных насыщенностей в направлении участков с повышенной проницаемостью. Это вполне объяснимо тем, что по этим направлениям фильтруется большее количество газоконденсатной смеси и соответственно больше выпадает конденсата в виде жидкости. Однако различие в насыщенностях оказывается все же незначительным.

Рис. 5.16. Расчетное распределение насыщенности в отдельных пропластках:

а - у забоя скв. 21, Печора - Кожва; б - у забоя скв. 104, Печора - Кожва; 1-3 - номера пропластков

₁₀\-.-.-1-

О 10 20 30 R, м

Следует отметить, что неравномерное насыщение конденсатом прискважинной зоны в разнопроницаемых пропластках слоистых пластов может приводить к более существенному снижению продуктивности скважин, чем в однородных пластах. В более высокопроницаемых пропластках более обширны зоны повышенной насыщенности коллектора жидкостью, а следовательно, и значительнее по этим пропласткам уменьшается приток газа.

Рис. 5.17. Расчетная зависимость продуктивности от пластового давления

В качестве примера на рис. 5.17 приведено расчетное изменение продуктивности скв. 21 Печора - Кожва от пластового давления (продуктивность рассматривалась как отношение дебита газа к разности квадратов пластового и забойного давлений). Как видно из этого рисунка, наиболее значительно изменялась продуктивность скважины при понижении давления до значений, близких к давлению максимальной конденсации. Продуктивность при уменьшении давления от 30 до 20 МПа уменьшалась почти в 3,5 раза, в то время как в однородном пласте при тех же условиях отмечалось бы сокращение продуктивности в 2,4-2,5 раза.

5.1.5

ВЛИЯНИЕ ДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА ПРОЦЕСС ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ

К числу наиболее важных динамических параметров, определяющих процесс фильтрации газоконденсатных смесей в призабойной зоне пласта, следует отнести скорость фильтрации и темп изменения давления. Наиболее существенным фактором, влияющим на механизм накопления конденсата, безусловно, является скорость фильтрации. Прежде всего, высокие скорости фильтрации, характерные для условий призабойной зоны, вызывают существенную неравновесность массообменных процессов. Во-вторых, скорость фильтрации влияет на характер распределения фаз в пористой среде, что выражается в зависимости относительных фазовых проницаемостей от скорости. И, наконец, с возрастанием скорости фильтрации увеличиваются инерционные сопротивления.

При фильтрации газоконденсатных смесей в пористых средах неравновесность массообменных процессов может возникать из-за влияния на э ти процессы самой пористой среды, а также за счет относительного движения фаз. Некоторые исследователи вводят понятия неравновесности обменных процессов 1-го рода, возникающих за счет влияния пористой среды, и 2-го рода, обусловленных движением фаз. Подавляющее большинство исследований, выполненных к настоящему времени, касаются неравновесности обменных процессов первого рода. В частности, широко исследовалось влияние пористой среды на фазовые переходы и неравновесность процесса конденсации и испарения. При этом использовались два основных подхода к изучению этой проблемы. Один из них состоит в учете влияния капиллярных сил на парожидкостное равновесие углеводородной смеси. Второй подход основан на изучении влияния процессов адсорбции и десорбции отдельных углеводородных компонентов на фазовое поведение многокомпонентных углеводородных смесей. В числе основных работ, развивающих первое из указанных направлений исследований, можно назвать экспериментальные и теоретические исследования, проведенные Ф.А. Требиным и Г.И. Задорой,

A.И. Ширковским, Ю.В. Желтовым и В.В. Латоновым, А.Ю. Намиотом,

Э.С. Садых-Заде, Ю.Г. Мамедовым и Н.М. Рафибейли, А.И. Брусиловским,

B.Е. Мискевич, C.W. Oxford и R. Huntington, P.M. Sigmund, P.M. Dranchuk и N.R. Morow, C.F. Weinaug и J.C. Cordell, K.S. Udell. Второе направление развивалось С.Н. Бузиновым, А.С. Великовским, А.И. Гриценко, З.И. Козлов-цевой, А.Х. Мирзаджанзаде, В.А. Николаевым, М.А. Пешкиным, Р.М. Тер-Саркисовым, В.В. Юшкиным, C.R. Clark.

В результате этих исследований было установлено незначительное влияние пористой среды на степень неравновесности процесса ретроградной конденсации в статических условиях и несколько более значительное влияние пористой среды на неравновесность процессов испарения. Однако эти выводы справедливы лишь, если фазы в пористой среде хорошо перемешаны. В противном случае пористая среда может существенно изменить структуру распределения фаз в порах и тем самым повысить неравновесность массообмена.

Значительный объем исследований был осуществлен по определению неравновесности фазовых переходов в газожидкостных системах, насыщающих пористые образцы. Изучению момента зародышеобразования в газированных жидкостях и определению характера развития процесса перенасыщения углеводородной жидкости газом в зависимости от структуры пористой среды посвящены работы Д.А. Эфроса, И.М. Аметова, А.М. Мамед-Заде, Г.Х. Меликова, A. Firoozabadi, Baard Ottesen, Morten Mikkelsen. Влияние структуры пористой среды, ее вещественного состава, а также количества содержания глин в пористой среде на выделение газа из нефти и давление насыщения газожидкостной системы рассматривалось в работе [54].

Особенностям фазового поведения газоконденсатных систем в условиях неравновесности массообменных процессов посвящены исследования А.К. Курбанова, М.Д. Розенберга, Э.С. Юсуповой; Ю.В. Желтова, В.Н. Мар-тоса, А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степановой. Влияние фильности породы на неравновесность массообменных процессов в газоконденсатных смесях первого рода было обнаружено Э.С. Садых-Заде, М.А. Белкиной, М.С. Ягубовым. Ими было установлено, что массообменные процессы с увеличением проницаемости интенсифицируются в гидрофильной среде и уменьшаются в гидрофобной. Эти результаты объяснялись влиянием фильности породы и проницаемости на степень дисперсности жидкой фазы и в конечном счете на время фазового перехода.

Гораздо хуже исследована неравновесность массообменных процессов второго рода, вызванных конвективным обменом. Оценка неравновесности процесса обмена при контакте двух фиксированных порций газа и жидкости предпринята М.Б. Панфиловым с соавторами. Ими было показано, что при скоростях фильтрации, присущих призабойным зонам скважины, обмен между газовой и жидкой фазами происходит с большим запаздыванием и с нарушением локального равновесия. Задача притока газоконденсатной смеси с учетом неравновесности фильтрационных параметров пласта решалась

С.Е. Ершовым [8].

На наш взгляд, проблема влияния неравновесности массообменных процессов на накопление ретроградного конденсата в прискважинных областях пласта требует объемных самостоятельных как экспериментальных, так и теоретических исследований и выходит за пределы настоящей работы.

Более детально изучено влияние на динамическую конденсацию скорости фильтрации как фактора, вызывающего изменение фазовых проницаемостей коллектора и инерционных сопротивлений.

Экспериментальные данные о влиянии скорости фильтрации на фазовые проницаемости и критические насыщенности фаз при двухфазной фильтрации жидкости и газа получены многими исследователями.

На рис. 5.18 показаны зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности для газожидкостных систем при различных скоростях фильтрации по данным работы [57]. На рис. 5.19 представлена зависимость критической

насыщенности жидкости от капиллярного числа для образцов Печоро-Кожвинского НГКМ (по данным СеверНИПИгаз). Эти рисунки наглядно подтверждают утверждения (в перечисленных ранее работах) об уменьшении критических насыщенностей фаз и увеличении фазовой проницаемости с возрастанием скорости фильтрации. Данное явление может оказывать воздействие на процесс динамической конденсации в прискважинных зонах

пластов (в области резкого возрастания скоростей фильтрации) и уменьшать насыщенность коллектора жидкостью в этих зонах.

Нормированная конденсатонасыщенность, %

Рис. 5.18. Зависимость фазовых проницаемостей от насыщенности при различных скоростях

фильтрации:

I - проницаемость для газа; II - проницаемость для конденсата; 1 - 0,88 м/сут; 2 - 8,8 м/сут;

3 - 35,2 м/сут

Немонотонное распределение насыщенности призабойной зоны пласта углеводородной жидкостью, т.е. замедление роста насыщенности у забоя

Рис. 5.19. Зависимость от капиллярного числа критической насыщенности

жидкостью образцов Пе-чоро-Кожвинского НГКМ

скважины и даже определенное уменьшение конденсатонасыщенности пласта непосредственно у забоя скважины (по сравнению с ее значениями в остальной части призабойной зоны скважины) при учете влияния на процесс скорости фильтрации отмечалось в работах W. Boom, K. Wit, A.M. Schulte, S. Oedal, J.P.W. Zeelenberg, J.G. Maas. Уменьшение насыщенности вызывает соответственное увеличение дебита скважин. Во многом аналогичные данные о влиянии скорости фильтрации на процесс динамической конденсации были получены и А.В. Назаровым.

Исследования влияния скорости фильтрации на процесс накопления ретроградного конденсата нами выполнялись на основе численного моделирования притока газоконденсатной смеси к скважинам в условиях, близких к условиям Печоро-Кожвинского НГКМ. Использовалась зависимость фазовых проницаемостей от капиллярного числа, представляющего собой соотношение вязкостных и капиллярных сил и выражающегося в виде

N_c = v^/o,

где v - скорость фильтрации; ^ - вязкость жидкой фазы: о - поверхностное натяжение между жидкой и газовой фазами.

В широком диапазоне капиллярных чисел относительные фазовые проницаемости и критические насыщенности фаз (значения начала подвижности фаз) остаются постоянными (автомодельная область); а затем, начиная с некоторых значений капиллярного числа, критические значения насыщенностей уменьшаются, а зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности выполаживаются. Фазовые проницаемости принимались

а,_ж = 2,5 и а_г = 2,5. Зависимость критической насыщенности коллектора жидкостью от капиллярного числа определялась по данным института Север-НИПИгаз для низкопроницаемых коллекторов ряда месторождений Республики Коми и аппроксимировалась в виде

5ж₀ = 5^-a-LOG(Nc/ Nр при ^ а 0,1;

5жо = 0,1 при 5жо < 0,1,

где Sж - критическая насыщенность коллектора углеводородной жидкостью, не зависящая от капиллярного числа (автомодельная область); N^к_с - соответствующее значению Sж капиллярное число; а - коэффициент, отражающий интенсивность падения критической насыщенности с увеличением капиллярного числа.

В двух сериях расчетов использовались одни и те же значения S ж =

= 0,4; N^к_с = 10^-8 и два значения коэффициентов а = 0,1 и а = 0,05.

Расчеты проводились для нескольких вариантов с различными абсолютными проницаемостями коллектора при сохранении примерно одних и тех же скоростей фильтрации. Необходимость таких расчетов обусловливалась следующим. Накопление конденсата у забоя скважины происходит в результате проявления двух механизмов. Во-первых, это выделение жидкости в данном элементе пласта за счет понижения давления во времени. Во-вторых, выделение жидкости из новых порций газа, перетекающих в данный элемент пласта из соседнего элемента. В рамках рассматриваемой модели притока к скважине двухфазной многокомпонентной углеводородной смеси (исключающей рассмотрение неравновесности процесса массообмена между фазами) распределение компонентов между фазами происходит таким образом, что выпавший в призабойной зоне скважины ретроградный конденсат находится в равновесии с фильтрующимся газом. При создании в газоконденсатных пластах определенной депрессии состав газоконденсатной смеси в призабойной зоне пласта, а также распределение компонентов между фазами будут определяться как давлением, так и скоростями фильтрации газовой и жидкой фаз (поскольку ими определяются приток и отток отдельных компонентов). Поэтому в вариантах с одними и теми же скоростями фильтрации флюидов, но с разными перепадами давления значения насыщенности коллектора ретроградным конденсатом у забоя скважины могут существенно различаться.

В расчетах рассматривались пласты с двумя значениями коэффициента абсолютной проницаемости пласта - 0,01 мкм² (рис. 5.20, а) и 0,1 мкм² (рис. 5.20, •). Депрессии на пласт задавались равными 1,0 и 9,5 МПа, и капиллярные числа в обоих вариантах на расстоянии от скважины от 0,1 до 25 м изменялись примерно в одних и тех же пределах: от 9*10^-6 (кривая 3) до 6*10^-9 (кривая 2).

Результаты расчетов показали, что при определенных условиях ско-

Рис. 5.20. Профиль кон-денсатонасыщенности без учета (кривая 1) и с учетом (кривые 2 и 3 ) зависимости фазовых проницаемостей от капиллярного числа с проницаемостью коллектора

0,01 мкм² (а) и 0,1 мкм² ( б )

рость фильтрации (а соответственно и капиллярное число) может влиять на динамику и значение насыщенности призабойной зоны скважины ретроградным конденсатом. На рис. 5.20 представлены результаты расчета процесса накопления ретроградного конденсата у забоя скважины. Как видно из этого рисунка, влияние скорости фильтрации (или, точнее, капиллярного числа) на фазовые проницаемости коллектора проявляется в изменении характера накопления конденсата в призабойной зоне скважин, а именно в нарушении монотонной зависимости “конденсатонасыщенность - расстояние от скважины”. В зоне пласта вокруг скважины, там, где капиллярные числа значительны, наблюдается уменьшение насыщенности пласта углеводородной жидкостью по мере приближения к скважине. Для существующих в реальной промысловой практике скоростей фильтрации размеры этой зоны очень малы (до 2-3 м) из-за уменьшения скоростей фильтрации газа и жидкости на границе этой зоны до значений, уже близких к пластовым. Например, даже при достаточно высоких дебитах скважин (до 100-200 тыс. м³/сут на 1 м толщины пласта), радиусе скважины около 0,1 м и пластовом давлении 10-20 МПа скорость фильтрации газа на расстоянии 2 м от скважины будет около 3-10^-4—12-10^-4 м/с. Скорость углеводородной жидкости окажется как минимум на два порядка ниже, поскольку на порядок отличаются вязкости жидкости и газа и на порядок ниже фазовой проницаемости по газу значения фазовой проницаемости коллектора для жидкости (при значениях насыщенности жидкости, близких к критическим). Поверхностное натяжение -еще один параметр, входящий в капиллярное число, для природных газоконденсатных смесей в области давлений ниже 0,7-0,8 от давления начала конденсации составляет единицы мПа-м. Таким образом, в реальных условиях на расстояниях от скважины 2-3 м капиллярные числа могут составлять уже примерно 10^-7— 10^-6, т.е. находятся в области, которая характеризуется малым влиянием капиллярных чисел на фазовые проницаемости коллектора.

Характерно для рассматриваемых процессов накопления ретроградного конденсата у забоя скважины также то, что значительное изменение критической насыщенности коллектора жидкостью в области высоких скоростей фильтрации не сопровождалось таким же значительным уменьшением насыщенности коллектора жидкостью. Конденсатонасыщенности пласта даже непосредственно у забоя скважины значительно превышали значения критической насыщенности. Например, на рис. 5.20 насыщенности пласта жидкостью на забое скважины составляли 0,22-0,25, в то время как критические значения насыщенности жидкостью равнялись 0,1. Это вполне объяснимо в рамках известного явления “динамического” накопления ретроградной жидкости в пористой среде. Значение насыщенности коллектора в данном элементе пласта определяется количеством ретроградной жидкости, выделяющейся из газа, а также балансом в элементе двух потоков подвижной жидкости: направленным в элемент из соседнего элемента с более высоким давлением и направленным из элемента в соседний элемент с меньшим давлением. Площадь фильтрации на входе в элемент (по направлению градиента давления) выше, чем на его выходе. Скорости фильтрации фаз зависят от вида фазовых проницаемостей. Следовательно, для компенсации оттока и притока жидкости в элементе в нем должно установиться какое-то значение насыщенности (выше критических значений), обеспечивающее значение фазовой проницаемости по жидкости выше, чем в соседнем элементе с более высоким давлением. Насыщенность в данной точке пласта как бы “настраивается” таким образом, чтобы перенос отдельных компонентов в фазах сопровождался установлением равновесия в фазах и балансом притока-оттока жидкости в этой точке. Естественно, что в этом случае ее величина может в значительной мере превосходить критические значения насыщенности пласта жидкостью.

Анализируя результаты проведенных исследований, можно сделать вывод, что эффект от влияния капиллярного числа на относительные фазовые проницаемости коллектора может оказать определенное воздействие и на характер распределения насыщенности пористой среды в призабойных зонах скважин. Монотонное увеличение насыщенности коллектора жидкостью по мере приближения к газоконденсатной скважине сменяется некоторым ее уменьшением в непосредственной близости от скважины. Однако, по нашим данным, это явление может отмечаться в незначительной по размерам зоне вокруг скважин и несущественно изменяет общую картину уменьшения продуктивности скважин при накоплении ретроградного конденсата.

Описанные выше особенности накопления ретроградного конденсата исследовались в предположении проявления линейного закона фильтрации Дарси. Процесс динамической конденсации в условиях проявления нелинейного закона фильтрации исследован в меньшей мере. К числу основных работ, посвященных проблеме математического моделирования притока газоконденсатной смеси к скважине при проявлении нелинейных законов фильтрации, следует отнести работы R.G. Comachj-V, R.D. Evans, F. Civan, J.R. Jones, V.J. Kniazeff, N.A. Navill, R. Raghavan и ряда других авторов.

Проведенные авторами расчеты в основном касались особенностей интерпретации газодинамических исследований скважин в условиях фильтрации газоконденсатной смеси по закону Форхгеймера. Тем не менее некоторые из представленных данных могут быть использованы для оценки влияния нелинейности притока на процесс накопления ретроградного конденсата. Математическое моделирование производилось на основе решения уравнений многокомпонентной фильтрации углеводородной смеси. Решалась система исходных уравнений неразрывности многокомпонентной смеси в общепринятой форме. Исходя из общепринятой формы закона Форхгеймера, записанной для a-фазы в виде

-d/p_a/dl = Va/kaUa+fiaPa Ёа ,

F. Civan использовалась несколько иная запись коэффициента проводимости фазы X_a, а именно вводился множитель f = (1+р_akk_ap_au_a/^_a)^-1, где u_a - скорость фазы. Уравнения же решались по традиционной схеме, как и при использовании линейного закона Дарси, но с включением в проводимость скорости фильтрации.

Рис. 5.21. Кривые изменения во времени забойного давления и газонасы-щенности у забоя скважины при выполнении различных законов фильтрации (по данным H. Her-nandez-G):

1, 2 - по закону Дарси; 3, 4 - нелинейное течение

Результаты исследований показывают, что проявление нелинейного закона фильтрации на приток газоконденсатной смеси к скважине может в основном заключаться в более быстром падении давления на забое скважины и в призабойной зоне пласта. Соответственно это приводит к более бытрому проявлению у забоя скважины двухфазного режима фильтрации.

В качестве иллюстрации этого явления на рис. 5.21 представлены результаты расчетов изменения забойного давления и газонасыщенности у стенок скважины после пуска ее в эксплуатацию с постоянным дебитом. Как видно из этого рисунка, накопление ретроградного конденсата у забоя скважин в условиях проявления нелинейного закона фильтрации протекает гораздо быстрее.

Степень влияния нелинейности фильтрации газоконденсатных смесей на интенсивность накопления в прискважинной зоне пласта ретроградного конденсата во многом определяется задаваемыми на скважине условиями -технологическим режимом ее работы. На это указывают проведенные автором с коллегами расчеты притока газоконденсатных смесей к скважине п р и различных граничных условиях. Расчеты выполнялись с исполь-зованием математической модели с учетом коэффициента проводимости фазы Х_а, которым в данном случае учитывались нелинейность фильтрации:

^ = p_a[(1+4p_a^^_a/^_a|Vp|)-^1/2-1]/(2p_a|Vp|).

раметр в ^в данном варианте расчетов задавался равным 5 м^-1, а в общем случае э тот параметр задавался в широких пределах изменения, в том числе и в виде функции насыщенности. Использовалась модельная смесь Запад-но-Соплесского НГКМ.

Результаты расчетов показали, что в том случае, когда используются режимы работы скважин с заданными депрессиями, градиентами давления и забойными давлениями, влияние закона фильтрации на процесс накопления ретроградного конденсата у забоя скважин оказывается несущественным. В качестве примера на рис. 5.22 показано распределение насыщенности в призабойной зоне скважины в случае притока к ней газоконденсатной смеси в условиях проявления линейного и нелинейного законов фильтрации. В расчетах задавались следующие исходные данные: пластовое давление 15 МПа, депрессия на скважине 1 МПа, проницаемость и пористость коллектора 0,01 мкм⁴⁶ и 15 %. Па

14,5

Как видно из рис. 5.22, при одном и том же перепаде давления (разности пластового и забойного давлений) в

р, МПа

1
	2 I 1	1
0	10 20	30	R, м
С,%
\\ \\
\\ - V4 ч	2
-
1	1 1	i	i

случае нелинейного закона фильтрации более значительное понижение давления наблюдается непосредственно у забоя скважин (в зоне радиусом до 0,5 м). Соответственно в этой зоне несколько выше оказываются значения насыщенности. В целом же при задании одного и того же значения перепадов давления профили насыщенности в случае проявления линейного и нелинейного законов фильтрации практически не различаются.

5.1.6

ПРИТОК К СКВАЖИНЕ ПОДВИЖНОЙ РЕТРОГРАДНОЙ ЖИДКОСТИ

Во многих случаях накопление ретроградной жидкости у забоя скважин протекает в условиях притока к ним подвижн ой углеводородной жидкости из удаленных от скважины областей пласта. Данное явление, например, характерно для переходных газожидкостных зон нефтегазоконденсатных мес-

Рис. 5.23. Насыщенность жидкостью прискважинной зоны нефтегазоконденсатного пласта для различных соотношений (а — 25^75 %; • — 50^50 %) в пластовой системе газоконденсатной смеси и

нефти.

торождений. Характер накопления углеводородной жидкости у забоя этих скважин уже отличается от описанного выше процесса динамической конденсации.

В качестве иллюстрации можно представить результаты выполненных автором с коллегами расчетов изменения насыщенности у забоя скв. 83 За-падно-Соплесск, находящейся в газожидкостной зоне месторождения. Рассматривалась фильтрация углеводородной системы, состоящей из газоконденсатной смеси и равновесной к ней нефти с соотношением их 25-75 и 5050 %. Значение насыщенности коллектора углеводородной жидкостью для данных систем превосходило критические значения подвижности при давлениях ниже начального пластового давления. В результате углеводородная жидкость оказывалась подвижной не только в ПЗС, но и на удалении от скважин. Подвижность жидкости обеспечивала более интенсивный ее приток к скважине и менее значительное возрастание насыщенности жидкостью непосредственно у забоя скважины (рис. 5.23). Значение прироста насыщенности у забоя скважин от средних по пласту уменьшалось с увеличением среднепластовых значений.

5.2

ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ПУТЕМ ОБРАБОТКИ ИХ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОМ

Накопление ретроградного конденсата у забоя газоконденсатных скважин является одним из основных факторов снижения их продуктивности. Поэтому вполне естественно для повышения продуктивности скважин использовать методы удаления ретроградного конденсата из их призабойных зон. К таким методам, в первую очередь, следует отнести обработку при-скважинных зон пласта углеводородными растворителями. Для удаления ретроградного конденсата пригодны различные газообразные и жидкие углеводородные растворители. Наиболее эффективный газообразный растворитель - сухой углеводородный газ (содержащий свыше 90-95 % метана). В качестве неуглеводородных газообразных агентов могут использоваться азот, двуокись углерода и дымовые газы (состоящие в основном из смеси азота и двуокиси углерода).

5.2.1

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН СУХИМ ГАЗОМ

К настоящему времени уже не только разработаны основные принципы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин сухим газом, но и создана соответствующая технология повышения продуктивности скважин, основанная на таком воздействии. Проблема восстановления продуктивности газоконденсатных скважин изучалась А.И. Гриценко, Н.А. Гужовым, Б.В. Макеевым, В.А. Николаевым, М.А. Пешкиным, В.Г. Подюком, В.В. Ремизовым,

Р.М. Тер-Саркисовым, А.Н. Шандрыгиным, I.M. Cucuiat. Результаты э тих исследований позволяют получить довольно полное представление о механизме процессов, протекающих при обработке призабойных зон газоконденсатных скважин, и устанавливают характер влияния различных факторов на эффективность этого процесса.

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДА ВОЗДЕЙСТВИЯ.

ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ГАЗОВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ

По данным теоретических и экспериментальных исследований основными факторами, уменьшающими насыщенность пласта жидкостью при нагнетании в скважину сухого газа, являются испарение промежуточных и тяжелых компонентов из жидкости в нагнетаемый газ и вынос в нем этих компонентов за пределы призабойной зоны. При этом в небольшой зоне вокруг скважины может происходить также вытеснение ретроградного конденсата газом. В результате обработки конденсат удаляется в радиусе нескольких метров от скважины - из зоны повышенного газогидродинамического сопротивления потоку, вследствие чего восстанавливается продуктивность газоконденсатной скважины. На границах призабойной зоны образуется зона неподвижного конденсата с повышенной насыщенностью им пористой среды. Насыщенность в этой зоне может превышать среднюю по пласту, но, как правило, не превосходит значения порога подвижности конденсата.

Воздействие на ретроградный конденсат сухим и обогащенным газом изучалось в многочисленных экспериментах на физических моделях пласта и достаточно подробно обсуждалось в работах А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисова, О.Ф. Андреева, С.Н. Бузинова с соавторами.

Эксперименты проводились в основном по исследованию основных особенностей массообменных процессов между фазами и эффективности испарения отдельных компонентов жидкости в газовую фазу. Поэтому результаты этих экспериментов интересны с точки зрения проблемы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин и подтверждают возможность удаления ретроградного конденсата из призабойной зоны пласта сухим газом за счет его испарения и переноса в газовой фазе в глубь пласта. Тем не менее они не могут дать полного представления о взаимодействии газоконденсатной смеси и нагнетаемого сухого газа в условиях призабойной зоны. Это объясняется значительным изменением по объему призабойной зоны таких параметров, как компонентный состав газоконденсатной смеси и ретроградной жидкости, объемы прокачанного сухого газа, а также термобарических условий.

Физические явления, возникающие в ходе обработки скважин, можно подробно изучать на основе математического моделирования этого процесса. В качестве примера, иллюстрирующего механизм воздействия на ретроградный конденсат, могут быть использованы результаты проведенных автором с коллегами прогнозных расчетов обработки сухим углеводородным газом скв. 15 Западный Соплесск. Расчеты проводились на основе математической модели многокомпонентной фильтрации углеводородов в однородном пористом коллекторе. Большинство расчетных данных, приведенных в этом разделе, выполнены с использованием этой модели.

Результаты расчета процесса показали, что нагнетание сухого газа в призабойную зону скважин перераспределяет в ней жидкую фазу и на определенное время увеличивает производительность скважины. На рис. 5.24

Рис. 5.24. Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ после обработки сухим газом (1), через 1 мес (2) и через 4 мес (3)

показано распределение насыщенности коллектора жидкой углеводородной фазой у забоя скважины на различные моменты эксплуатации скважины после обработки ее газом в объеме 400 тыс. м³ (объем газа приведен к атмосферным условиям). Как видно из этого рисунка, такая обработка скважины газом позволяет удалить конденсат из зоны вокруг скважины радиусом 2-3 м. Зона с максимальной насыщенностью жидкостью перемещается на расстояние 5-9 м от скважины. Характерно при этом снижение максимальных значений насыщенности пласта жидкостью до значений 0,16-0,18 (вместо 0,42-0,43 до обработки). В результате обработки продуктивность скважины увеличивается в 1,7 раза. Это видно из рис. 5.25, на котором показана динамика коэффициента фильтрационного сопротивления А для газа после обработки скважины. В том случае, когда расчеты выполняются с использованием линейного закона Дарси математической модели фильтрации флюидов, коэффициент фильтрационных сопротивлений А является, по сути, величиной, обратной продуктивности скважины. В результате обработки скв. 15 Западный Соплесск сухим углеводородным газом расчетный коэффициент фильтрационного сопротивления А уменьшился от 0,37 до

0,2 МПа²/(тыс. м³/сут).

Процесс эксплуатации скважины после ее обработки сопровождается повторным накоплением жидкой фазы у забоя скважины. В рассматриваемом примере эксплуатация скважины с депрессией 1,2 МПа уже через месяц приводит к росту насыщенности в призабойной зоне скважины. Максималь-

Рис. 5.25. Прогнозируемая динамика коэффициента фильтрационного сопротивления А во времени после обработки сухим газом скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ ное значение насыщенности жидкой фазы увеличивается до 0,22-0,23, а сама зона с повышенными значениями насыщенности не только расширяется, но и приближается к скважине. Границы зоны располагаются на расстоянии 29 м от скважины, а насыщенность жидкости на скважине составляет уже

0,03-0,04. С течением времени зона повышенной насыщенности расширяется в направлении скважины, и через 4 мес после обработки насыщенность пласта у забоя скважины возрастает до 0,13-0,14 (при неизменном значении максимальной насыщенности).

Вторичное образование у забоя скважины зоны с повышенным значением конденсатонасыщенности достаточно подробно описано в работах Р. М. Тер-Саркисова, А.Н. Шандрыгина, Н.А. Гужова. Выпавший у забоя скважины конденсат обладает подвижностью только в очень малой зоне радиусом 1-2 м, там, где конденсатонасыщенность оказывается выше значений порога его подвижности. За пределами этой зоны он неподвижен. При нагнетании сухого газа в пласт насыщенность пласта жидкостью уменьшается в основном за счет испарения промежуточных и тяжелых компонентов из жидкой в газовую фазу. Таким образом, идет обогащение закачиваемого газа этими компонентами, а жидкая фаза, оставшаяся в зоне обработки, оказывается уже неравновесной газовой фазе пластовой системы. В то же время оставшаяся после обработки жидкость находится на довольно близком расстоянии от скважины.

На этапе эксплуатации скважины при фильтрации к ней газоконденсатной смеси происходит опять выпадение промежуточных и тяжелых компонентов в жидкую фазу и повторное накопление конденсата. Особенно интенсивно этот процесс протекает на участках пласта, насыщенных оставшимся после обработки конденсатом. Этого явления можно избежать лишь в случае полной “осушки” призабойной зоны радиусом около нескольких десятков метров, что потребует при обработке скважин очень значительного объема нагнетания газа. Интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата может происходить как в недостаточно “осушенных” областях пласта, так и непосредственно у забоя скважины - в области наиболее значительного изменения давления. Как будет показано ниже, при поддержании на скважине больших депрессий после ее обработки это может привести к образованию двух максимумов в профиле насыщенности коллектора ретроградным конденсатом.

Постепенное накопление конденсата после обработки скважины газом приводит к постепенному ухудшению продуктивных характеристик скважины и снижению ее дебита. На это указывают расчетные данные по изменению во времени коэффициента фильтрационных сопротивлений А, показанные на рис. 5.25. За счет повторного накопления конденсата в течение 34 мес происходит постепенное его увеличение до значений 0,31 МПа²/(тыс. м³/сут). Однако даже после длительной эксплуатации скважины коэффициент фильтрационных сопротивлений А не достигает своих начальных (до обработки) значений.

Следует отметить, что процесс удаления и повторного накопления ретроградного конденсата во многом определяется объемом нагнетаемого сухого газа и поддерживаемыми на забое скважины депрессиями в ходе последующей за обработкой эксплуатации скважины. Выполненные расчеты показывают, что при обработке скважины газом с меньшими объемами закачки соответственным образом изменяются количественные показатели процесса при неизменных качественных его характеристиках. Так, в рассматриваемом примере обработка скважины с объемом 200 тыс. м³ позволит увеличить ее продуктивность всего в 1,4 раза, с продолжительностью работы скважины с повышенным дебитом около 1 мес. Это вполне объясняется меньшими размерами “осушенной” от конденсата зоны пласта и недостаточно глубоким уносом в глубь пласта испарившихся из жидкости углеводородов. Увеличение перепада давления на скважине после ее обработки позволяет эксплуатировать скважину с более высокими дебитами. Однако процесс накопления жидкости в этом случае протекает более интенсивно. В результате прирост объемов газа, отобранных за счет воздействия на призабойную зону скважины, практически не изменяется по сравнению с описанным основным вариантом обработки скважины.

В качестве газообразных агентов для удаления ретроградного конденсата наряду с сухим углеводородным газом могут использоваться также неуглеводородные газы: азот, двуокись углерода и их смесь. Полнота “очистки” призабойной зоны скважины от ретроградного конденсата во многом определяется испаряющими способностями нагнетаемого газа. Естественно, что интенсивность испарения углеводородов из ретроградной жидкости в различные газы определяется не только составом этой жидкости, но и значениями давления и температуры.

В то же время для процессов, протекающих в прискважинной зоне пласта при нагнетании в нее газовых агентов, характерна прокачка очень больших объемов газа по сравнению с объемом порового пространства этих зон. Это несколько нивелирует различие в испаряющих свойствах различных газов. Кроме того, испаряющие свойства неуглеводородных газов в некоторых областях давлений и температур не только не уступают, но и несколько превосходят испаряющие свойства углеводородных газов. На это указывают, в частности, проведенные ранее Р.М. Тер-Саркисовым совместно с М.А. Пешкиным исследования по взаимодействию различных углеводородных смесей с диоксидом (двуокисью) углерода и азотом [40, 49].

Отличие в характере взаимодействия углеводородных и неуглеводородных газов с ретроградной жидкостью проявляется в преимущественном испарении различных фракций и компонентов жидкости. Это приводит к различному количественному изменению конденсатонасыщенности призабойных зон скважин при их обработке газовыми агентами того или иного типа.

Эффективность удаления ретроградного конденсата из прискважинной зоны пласта различными газообразными агентами исследовалась автором для различных газоконденсатных смесей в широком диапазоне давлений, температур. Исследования производились путем термодинамических расчетов взаимодействия газоконденсатных смесей с агентами воздействия и математического моделирования процесса обработки призабойной зоны скважин этими агентами. Примером таких исследований может быть расчет процесса обработки газоконденсатной скважины в условиях, характерных для Западно-Соплесского НГКМ. В отличие от описанного выше примера расчета процесса обработки скв. 15 Западный Соплесск, в данном варианте расчетов задавались следующие основные исходные параметры: коэффициент проницаемости пласта 0,1 мкм², пластовое давление 12,5 МПа, депрессия 0,7 МПа. Остальные исходные данные брались из основного примера расчетов. Рассматривались варианты обработки призабойной зоны скважины двуокисью углерода, азотом и их смесью (с содержанием каждого компонента по 50 %) при различных значениях пластового давления. Для детального анализа механизма взаимодействия ретроградного конденсата с нагнетаемым агентом производилось математическое моделирование процесса смешения в бомбе PVT-соотношений одной порции газоконденсатной смеси с различными по объему порциями газа закачки. Расчеты вышолнялись для давлений, изменяющихся в диапазоне 10-30 МПа. При этом состав газоконденсатной смеси соответствовал условиям призабойной зоны пласта на расстоянии 2,5 м от скважины, т.е. в зоне наибольшего насыщения коллектора ретроградной жидкостью. Результаты этих расчетов приведены на рис. 5.26, 5.27 в виде распределения конденсатонасыщенности и концентраций фракций С₅₊ в призабойной зоне скважины при обработке ее каждым из рассматриваемых газов и на рис. 5.28 - в виде зависимости относительного объема жидкости в бомбе PVT-соотношений (или соответственно насыщенности коллектора жидкостью) от относительного объема нагнетаемого газа (объем газа, отнесенный к объему бомбы PVT-соотношений).

Как видно из рис. 5.26, нагнетание неуглеводородных газов даже п р и достаточно низких давлениях (10-12 МПа) приводит к хорошему удалению ретроградного конденсата из призабойной зоны скважины. В представленном примере обработка прискважинной зоны азотом лишь немногим уступает по эффективности аналогичному воздействию метаном. Несколько хуже в э тих условиях удаляет конденсат двуокись углерода. Так, в вариантах с нагнетанием в скважину метана и азота радиус зоны пониженной насыщенности коллектора жидкостью составлял около 30-35 м, а в варианте с нагнетанием двуокиси углерода - около 25 м. Интересно, что состав оставшейся после обработки ретроградной жидкости оказался во многом похожим во всех вариантах воздействия (рис. 5.27). В наиболее “осушенной” зоне пласта жидкость состояла в основном из наиболее тяжелых фракций Ф₃, а в зоне с изменяющимся насыщением - из менее тяжелой фракции Ф₂. Хорошая

5_Ж, %

Рис. 5.26. Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины:

1 - до обработки; 2 - обработка диоксидом углерода; 3 - обработка азотом; 4 - обработка метаном

10 20 30 40 R, м

Рис. 5.27. Распределение углеводородных компонентов в жидкой фазе у забоя скважины после

обработки газами:

а - метаном; • - диоксидом углерода; в - азотом. Фракции Ф_1: Ф₂, Ф₃ - моделирующие компоненты С₅₊

10 20 30 40 R, м

О 5 10 15 20 25

Объем нагнетаемого газа

Рис. 5.28. Зависимость насыщенности жидкостью сосуда PVT-соотношений от относительного объема прокачанного газа при давлениях 12,5 МПа (а) и 20 МПа (•):

1 - С0₂; 2 - N₂+C0₂; 3 - C_t; 4 - N₂

испаряющая способность рассматриваемых газов подтверждается данными математического моделирования процесса смешения их с газоконденсатной смесью, приведенными на рис. 5.28. При давлении 12,5 МПа смешение газоконденсатной смеси с относительно небольшим количеством (около 5 относительных объемов) метана, азота или их смесью уменьшает насыщенность коллектора жидкостью в 1,5 раза (рис. 5.28, а). При прокачке газа в количе-

стве 25 поровых объемов (относительных объемов бомбы PVT-соотношений) насыщенность уменьшается уже почти в 3 раза. Начальный период прокачки двуокиси углерода (при прокачке до 5 поровых объемов) сопровождается даже некоторым увеличением начальной насыщенности жидкостью. Однако дальнейшая прокачка его (от 10 поровых объемов и выше) приводит к быстрому снижению насыщенности.

При более высоких давлениях двуокись углерода обладает даже лучшими испаряющими способностями, чем метан. Так, при давлении 20 МПа величина конденсатонасыщенности уменьшается до нуля при нагнетании двуокиси углерода всего лишь в объеме 1 порового объема (рис. 5.28, •). Наихудшими результатами характеризуется процесс смешения с газоконденсатной системой азота. Однако и в этом случае прокачка 25 поровых объемов азота вызывает уменьшение конденсатонасыщенности в 4,5 раза относительно начального ее значения.

Представленные результаты расчетов, а также данные экспериментальных исследований взаимодействия углеводородных и неуглеводородных газов с газоконденсатными системами [5, 27, 40] указывают на схожесть качественных характеристик процессов удаления ретроградного конденсата из призабойных зон скважин различными газами. Поэтому в дальнейшем при описании основных особенностей обработки призабойных зон скважин газовыми агентами целесообразно использовать данные исследований этого процесса для сухого углеводородного газа. Количественные же различия показателей воздействия на призабойную зону скважин различными газами будут выражаться в необходимости использования для обработки разных объемов газа.

Как уже указывалось, процесс накопления ретроградного конденсата у забоя скважины и его взаимодействие с нагнетаемым газом определяются не только пластовым давлением и объемом нагнетаемого газа, но и многими другими факторами. Тем не менее изучение эффективности обработки присква-жинных зон в различных условиях следует начинать в первую очередь с изучения этого процесса при различных пластовых давлениях.

ВЛИЯНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА ПРОЦЕСС ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН

Пластовое давление - один из основных факторов, определяющих эффективность обработки призабойных зон скважин сухим газом. Во-первых, от него зависит интенсивность испарения углеводородов сухим газом и удаление им ретроградного конденсата из призабойной зоны скважины. Во-вторых, значение пластового давления определяет интенсивность повторного накопления ретроградной жидкости у забоя скважины. В работе А.И. Гриценко с соавторами [40] указывается, что особое внимание в исследованиях процесса воздействия на призабойную зону скважин следует уделять соотношению пластового давления и давления максимальной конденсации.

Это объясняется своеобразным характером зависимости конденсатной характеристики природных углеводородных систем от давления. Понижение пластового давления в области давлений выше давления максимальной конденсации сопровождается выделением дополнительного количества углеводородов из газа в жидкость. Это проявляется в увеличении значения конденсатонасыщенности и уменьшении конденсатогазового фактора. При понижении давления в области давлений ниже давления максимальной конденсации преобладают процессы испарения углеводородов из жидкости в газ, что находит отражение в уменьшении значения конденсатонасыщенности и увеличении конденсатогазовых факторов. Естественно, что кривая дифференциальной конденсации исходной газоконденсатной смеси не характеризует те процессы, которые протекают в призабойной зоне скважин. Составы газоконденсатной смеси в этой зоне претерпевают значительные изменения по сравнению с текущим составом пластовой смеси. Поэтому и массообменные процессы между газовой и жидкой фазами у забоя скважины в значительной мере отличаются от тех, которые протекают в целом в пласте. Тем не менее следует учитывать, что при давлении выше давления максимальной конденсации из отдаленных от скважины областей пласта (с более высоким давлением) в прискважинную зону (с более низким давлением) поступает более “обогащенная” газовая фаза. При давлениях ниже давления максимальной конденсации к скважине фильтруется более “обедненная” газоконденсатная смесь.

Влияние величины пластового давления на процесс восстановления продуктивности скважин изучалось нами путем проведения соответствующих расчетов для различных термодинамических условий и начальных составов пластовых газоконденсатных смесей. При этом использовались случаи разработки газоконденсатных пластов в области давлений как ниже, так и выше давления максимальной конденсации. В расчетах использовались различные модельные газоконденсатные смеси. В общем случае рассматривалась закачка метана с различными приведенными объемами или параметрами Q_T/(mH) -от 50 до 300 тыс. м³/м. Под приведенным объемом понималось отношение объема нагнетаемого газа (приведенного к атмосферным условиям) к произведению толщины пласта на его пористость. Такой широкий диапазон изменения объемов закачки газа задавался с целью установления необходимого для обработки скважины количества газа, а также для точного определения значений текущего пластового давления, при которых обработка скважин оказывается неэффективной.

Результаты расчетов для вариантов, различающихся коллекторскими свойствами пластов и начальными составами смесей, имели во многом похожий качественный характер (при существенных количественных расхождениях). Поэтому для описания механизма удаления ретроградного конденсата из прискважинной зоны и повторного в ней накопления конденсата используем результаты расчетов для условий, близких к условиям эксплуатации скважин Астраханского ГКМ. В рассматриваемой серии расчетов задавались коллекторские свойства пластов, соответствующие скв. 56 Астраханского ГКМ, и модельная смесь этого месторождения (смесь № 2). Расчеты проводились на модели однородного пласта. Коэффициенты проницаемости и пористости пласта принимались равными соответственно 0,013 мкм² и 10 %, эффективная толщина пласта - 39 м. Выбор скв. 56 Астраханского ГКМ в качестве примера воздействия на призабойную зону пластов был обусловлен тем, что текущее пластовое давление на Астраханском ГКМ еще значительно превышает давление максимальной конденсации. Поэтому на этом примере можно не только оценить, но и проверить путем промысловых исследований перспективу восстановления продуктивности скважин при различных пластовых давлениях (как ниже, так и выше давления максимальной конденсации) .

Расчеты эксплуатации скв. 56 Астраханского ГКМ в данной серии проводились в интервале понижения давления в районе скважины от 45 до 25 МПа, причем давление максимальной конденсации газоконденсатной смеси составляло около 26-27 МПа. Серия расчетов обработок скважины при пластовых давлениях ниже давления максимальной конденсации осуществлялась для уровня давления 25 МПа, а при пластовых давлениях вы1ше давления максимальной конденсации - при 35 МПа.

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН СУХИМ ГАЗОМ ПРИ ДАВЛЕНИЯХ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОЙ КОНДЕНСАЦИИ

Результаты расчетов подтвердили, что воздействие сухим газом на скважины при пластовых давлениях ниже давления максимальной конденсации оказывается довольно эффективным процессом. Нагнетание газа позволяет удалить из призабойной зоны скважины ретроградный конденсат и сохранить относительно низкие значения конденсатонасыщенности даже после повторного его накопления. В качестве примера на рис. 5.29 представлено распределение насыщенности жидкой фазой коллектора у забоя скважины на различные моменты эксплуатации скважины после обработки ее газом в объеме 500 тыс. м³. В результате нагнетания газа осушка пласта происходит в зоне радиусом до 4,5 м от скважины, а в зоне от 4,5 до 25-30 м насыщенность возрастает до значений, средних по пласту.

После пуска скважины в эксплуатацию отмечается повторное постепенное накопление жидкой фазы в призабойной зоне скважины. Из-за низких коллекторских свойств пласта в районе скважины в расчетах задавались высокие значения депрессии на ее забое. Это приводило к характерному изменению насыщенности коллектора у забоя скважины. Как видно из рис. 5.29,

5_Ж, %

Рис. 5.29. Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом (при пластовом давлении ниже давления максимальной конденсации

пластовой смеси):

1 - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 20 сут; 4 - через 180 сут

0 10 20 30 R, м

уже через 10 сут работы скважины с дебитом около 100 тыс. м³ в зоне пласта, расположенной от скважины на расстоянии 4-6 м, отмечается возрастание насыщенности конденсатом до значений 16 %. Через 20 сут эксплуатации скважины насыщенность возрастает до 18 %, а сама зона повышенной насыщенности увеличивается и располагается на расстоянии от 3 до 7 м от скважины. Одновременно непосредственно у скважины, на расстоянии около 1 м, насыщенность возрастает до 19 % (за счет резкого изменения давления в этой зоне). В дальнейшем накопление конденсата продолжается и к концу 6-го месяца отбора продукции насыщенность у забоя скважины возрастает до 21-23 %. Тем не менее максимальные значения конденсатонасыщенности остаются значительно ниже своих начальных (до обработки скважин) значений, составляющих около 50-60 %.

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН СУХИМ ГАЗОМ ПРИ ДАВЛЕНИЯХ ВЫШЕ ДАВЛЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОЙ КОНДЕНСАЦИИ

Процессы фильтрации и фазового поведения углеводородов в ходе обработки скважин при давлении выше давления максимальной конденсации в значительной мере отличаются от уже рассмотренных процессов. Обработка призабойной зоны сухим газом в этом случае позволяет очистить ее от ретроградной жидкости даже лучше, чем при более низких давлениях. Однако эффективность воздействия на призабойную зону скважин в этой области давления снижается вследствие интенсивного повторного накопления ретроградного конденсата.

На рис. 5.30 представлены результаты обработки скв. 56 Астраханского ГКМ в объеме 500 тыс. м³ при среднем пластовом давлении 35 МПа. Как видно из рисунка, в этом случае осушается зона у скважины радиусом 5-6 м. Зона с изменяющейся насыщенностью занимает всего около 4 м (на расстоянии от скважины от 6 до 10 м). Такой характер оттеснения ретроградного конденсата сухим газом объясняется тем, что при давлении на забое скважины 35-37 МПа фильтрация сухого газа и пластовой смеси происходит в условиях, близких к одноконтактному смешивающемуся вытеснению. В фазе отбора газоконденсатной смеси из скважины (при депрессии 6 МПа) на расстоянии до 1,5-2 м от скважины практически сразу происходит повторное накопление ретроградного конденсата. Это накопление вызывается поступлением обогащенной газоконденсатной смеси из области более высоких давлений в область пониженных. В той области, где изменение давления особенно резкое, происходит выпадение значительного объема конденсата и его интенсивное накопление. Одновременно с этим значительное накопление ретроградного конденсата происходит в зоне, содержащей неравновесную жидкость (там, где после обработки насыщенность конденсата изменялась от нуля до средней пластовой). В результате уже через 10 сут после начала отбора флюида из скважины насыщенность конденсата у забоя скважины составляет 16-17 %, а максимальная насыщенность в зоне на расстоянии 68 м возрастает до 30 % (см. рис. 5.30). Накопившаяся у забоя жидкость начинает блокировать скважину, вызывая резкое уменьшение дебита скважины по газу. В этот период времени происходит уменьшение дебита скважины от 120-140 до 60-80 тыс. м³/сут. С течением времени насыщенность у забоя скважины продолжает возрастать, и уже через 1 мес работы скважины она составляет около 50 %. Это приводит к уменьшению дебита скважины по га-

Рис. 5.30. Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом (при пластовом давлении выше давления максимальной конденсации смеси):

1 - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 30 сут; 4 - через 180 сут

О 10 20 30 40 R, м

зу до 15-17 тыс. м³/сут. Характерно при этом существование практически “сухой” зоны у скважины радиусом 3-4 м между двумя зонами с повышенной насыщенностью конденсата. Поддержание незначительных по величине депрессий на скважине после ее обработки в этом случае малоэффективно. Накопление конденсата происходит медленней, однако и дебиты скважины оказываются небольшими вследствие малых перепадов давления. При задании более высоких депрессий накопление конденсата также увеличивается.

Интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата наблюдалось также и в других расчетных вариантах, отличающихся от представленного варианта начальным составом газоконденсатной смеси, уровнем пластового давления (превышающим тем не менее давления максимальной конденсации), а также коллекторскими свойствами пластов. Анализ результатов выполненных расчетов позволяет сделать вывод о том, что определенное уменьшение интенсивности повторного накопления конденсата наблюдается с приближением пластового давления к давлению максимальной конденсации. При этом в отдельных случаях не наблюдается такого катастрофического снижения продуктивности, как в приведенном примере по скв. 56.

Таким образом, повторное накопление конденсата может явиться одним из ограничивающих факторов применения метода восстановления продуктивности скважин путем обработки их призабойных зон сухим газом. С э той точки зрения обработку призабойных зон скважин следует рекомендовать для газоконденсатных пластов при давлениях ниже давления максимальной конденсации газоконденсатной смеси или близких к нему. После обработки скважин в этих условиях отмечается медленное повторное накопление ретроградного конденсата в призабойной зоне скважин. Обработки призабойных зон скважин могут оказаться малоэффективными для газоконденсатных пластов, эксплуатирующихся при давлениях, значительно превосходящих давления максимальной конденсации вследствие быстрого повторного накопления конденсата.

ЗАВИСИМОСТЬ ПРОЦЕССА ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН ОТ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТА

Как уже было показано, накопление конденсата в призабойной зоне скважин существенно зависит от коллекторских свойств пластов, и в первую очередь от абсолютной и относительной фазовых проницаемостей коллектора. Естественно предположить, что эти же параметры будут оказывать значительное влияние на процесс обработки призабойной зоны скважин сухим газом. Р. М. Тер-Саркисовым с сотрудниками были проведены исследования особенностей обработки скважин для некоторых гипотетических газоконденсатных пластов, абсолютная проницаемость которых изменялась в широком диапазоне значений: в пределах от 0,01 до 1 мкм². Относительные фазовые проницаемости коллекторов задавались в пяти различных вариантах, тех же, что в расчетах влияния коллекторских свойств пласта на процессы накопления. Расчеты проводились для различных депрессий на пласт (различных дебитов скважины и темпов отбора). В качестве параметра, характеризующего влияние темпов отбора газа, в расчетах использовалось относительное давление, представляющее собой отношение забойного давления к среднепластовому давлению. В расчетах задавалось изменение относительного давления от 0,65-0,75 до 0,95-0,98. В первом случае моделировался приток к скважинам в низкопроницаемых коллекторах (с проницаемостью около 0,01-0,015 мкм²), а во втором - в высокопроницаемых пластах (с проницаемостью 0,1 мкм² и более). Депрессии на пласт составляли соответственно в первом случае 7-10 МПа, а во втором - не более 1 МПа. Все расчеты проводились для пласта толщиной 10 м. Этот параметр задавался в значительной мере условно, так как анализ результатов расчетов производился в относительных величинах (относительный дебит газа, коэффициент продуктивности и т.д.). Пористость пласта составляла по различным вариантам 10 и 15 %.

Основные параметры рассматриваемых вариантов обработки скважины приведены в табл. 5.2. В их числе: коэффициенты проницаемости пласта и вид фазовой проницаемости, среднее пластовое давление и депрессия на пласт, а также параметр Q_T/(mH), представляющий собой отношение объема нагнетаемого при обработке сухого газа (приведенного к атмосферным условиям) к произведению толщины пласта на коэффициент пористости. В вариантах изменялся также тип модельной газоконденсатной системы.

Результаты расчетов показывают, что процесс обработки призабойных зон газоконденсатных скважин в определенной мере зависит от вида фазовых проницаемостей коллектора. Это подтверждают данные расчетов процесса обработки по вариантам № 1Г-5Г. На рис. 5.31 для некоторых из этих вариантов расчетов показана динамика профиля насыщенности коллектора в призабойной зоне скважины после обработки ее газом. На рис. 5.32, 5.33 приведены данные об изменении во времени продуктивности скважины

Характеристика вариантов расчетов процесса обработки призабойной зоны скважины

сухим газом

Номер варианта	Модельная газокон денсатная смесь	Вид фазовой проницаемости	Коэффициент проницаемости пласта, 10^-15 м²	Среднее пластовое давление, МПа	Депрессия, МПа	Параметр Ог/(тИ), тыс. м²
1Г	1	3П	15	15	2,3-4,5	265
2Г	1	4П	15	15	1,6-3,5	265
3Г	1	1П	15	15	5,0-8,3	265
4Г	1	2П	15	15	5,8-8,5	265
5Г	1	5П	15	15	1,5-3,1	265
6Г	1	1П	50	15	2,5-5,0	265
7Г	1	2П	100	15	1,5-2,5	265
8Г	1	1П	100	13	0,8-1,1	275
9Г	3	1П	50	10	1,1-2,2	275
10Г	3	2П	50	10	1,0—1,9	275
11Г	5	2П	50	10	1,0—2,0	275
12Г	4	1П	50	10	1,2-2,4	275
13Г	2	1П	20	23	1,7-3,2	310

(отношение дебита скважины к величине депрессии) и отношения дебитов скважины по жидкости и газу по каждому из вариантов расчетов.

Анализируя приведенные на рисунках данные об изменении во времени насыщенности коллектора у забоя скважины, можно сказать следующее. Удаление ретроградной углеводородной жидкости из призабойной зоны скважины при закачке сухого газа в меньшей степени определяется фазовыми проницаемостями, а в основном зависит (как будет показано ниже) от составов пластовой системы и нагнетаемого газа. Это вполне объясняется тем, что удаление конденсата при нагнетании газа происходит за счет испарения углеводородов из жидкости в газ и переноса их газом в более удаленные от скважины области пласта. Следует отметить, что до обработки скважины область двухфазной фильтрации газа и жидкости может существовать только в очень малой по объему области пласта непосредственно у скважины (радиусом до 3-5 м), т.е. в области, где насыщенность коллектора жидкостью превосходит критические, с точки зрения подвижности, значения насыщенности. При закачке газа жидкость из этой области практически сразу же вытесняется газом и “размазывается” им в коллекторе до значений, меньших критических, т.е. теряет свою подвижность. Таким образом, осушка призабойной зоны скважины при обработке ее газом происходит практически в условиях однофазной фильтрации и фазовые проницаемости оказывают незначительное влияние на этот процесс. Все это подтверждается очень близким распределением насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины для различных видов фазовых проницаемостей (см. рис. 5.31).

Напротив, процесс вторичного накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины после ее обработки во многом определяется видом фазовых проницаемостей. На этапе последующей (после обработки) эксплуатации скважины поступление промежуточных и более тяжелых углеводородных компонентов в призабойную зону скважины осуществляется также за счет переноса их в газовой фазе. Изменение давления у забоя скважины вызывает выпадение части этих углеводородов в жидкую фазу. Однако

О 10 20 30 40 R, м

iSjk, %

Рис. 5.31. Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом:

а - вариант 1 Г: 1 - после обработки; 2 - через 15 сут; 3 - через 35 сут; 4 - через 50 сут; • -вариант 3Г: 1 - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 15 сут; 4 - через 25 сут; в - вариант 5Г: 1 - после обработки; 2 - через 15 сут; 3 - через 35 сут; 4 - через 45 сут

в этом случае, при определенных значениях насыщенности коллектора жидкостью (близких к критическим), накопление конденсата уже во многом определяется фазовыми проницаемостями. Именно ими определяется соотношение скоростей фильтрации фаз и соответственно отток жидкости в скважину.

В еще большей мере влияние фазовых проницаемостей на процесс вторичного накопления конденсата проявляется в различных значениях депрессии на забое скважины, необходимых для поддержания данного дебита скважины. Относительная фазовая проницаемость коллектора по газу при данных значениях насыщенности его жидкостью (в том числе и при значениях ниже критических) определяет проводимость коллектора, а следовательно, и депрессию, необходимую для поддержания тех или иных значений дебитов. Величина же депрессии, в свою очередь, определяет интенсивность накопления конденсата.

Это достаточно наглядно отражается в приведенных на рис. 5.31 результатах расчета динамики насыщенности коллектора жидкостью. Для принятых в вариантах расчета условий наименее интенсивное повторное накопление жидкости отмечалось в варианте 5Г (фазовые проницаемости 5П). Это объяснялось тем, что для увеличения дебита скважины в расчетах не приходилось увеличивать депрессию на забое скважины. Ее значения изменялись от 1,5 МПа (непосредственно после обработки скважины) до 3,1 МПа (по завершении рассматриваемого периода эксплуатации в 120 сут). Поддержание относительно низких депрессий на забое скважин обусловливалось тем, что для этого вида относительных фазовых проницаемостей характерны высокие значения проницаемостей для газа при значениях остаточной насыщенности жидкости в обработанной зоне пласта. В результате обработки скважины продуктивность ее увеличивалась более чем в 2 раза. Повторное накопление конденсата в этом варианте расчетов происходило также менее интенсивно, чем в остальных вариантах. Практически постоянное распределение насыщенности коллектора жидкостью устанавливалось по истечении 45 сут эксплуатации скважины (см. рис. 5.31, в). Этот профиль насыщенности конденсатом напоминал по своему характеру исходный (до обработки) профиль насыщенности, однако значения максимальной насыщенности в призабойной зоне пласта составляли 90 % от исходных значений. Соответственно к этому моменту времени на некотором значении (примерно в 1,1 раза превышающем значение до обработки) устанавливалась продуктивность скважины (см. рис. 5.32). Характерным при этом оказалось довольно существенное отношение дебитов скважины по жидкости (фильтрующейся в виде сводной фазы) и по газу. Максимальное значение этого отношения составляло около 0,0047 т/тыс. м³. Это обусловливалось низкими критическими значениями насыщенности коллектора жидкостью (5ж. кр “ 0), а соответственно и существованием двухфазной фильтрации во всем объеме пласта (при средней насыщенности пласта жидкостью 15 %).

Рис. 5.32. Кривые изменения во времени продуктивности скважины по газу.

Варианты обработки скважины 1 -1Г; 2 - 2Г; 3 - 3Г; 4 - 4Г; 5 - 5Г

Рис. 5.33. Кривые изменения во времени соотношения дебитов скважины по жидкости и газу.

Варианты обработки скважины: 1 - 1Г; 2 - 2Г; 3 - 5Г

Более значительные депрессии были характерны для вариантов расчета 1Г (фазовые проницаемости 1П) и 2Г (фазовые проницаемости 2П). Депрессии в этих вариантах составляли соответственно 2,5-4,5 и 1,6-3,5 МПа. Продуктивность пласта после обработки скважин сухим газом в вариантах расчетов 11 и 12 увеличивалась соответственно в 3 и 3,2 раза. Однако за счет повторного накопления отмечалось ее снижение. Уже после 10 сут эксплуатации продуктивность скважины, согласно расчетам, превышала исходную в 1,8-2 раза (см. рис. 5.32). К этому моменту основное накопление жидкости происходило в зоне на расстоянии от скважины 2-10 м (например, для варианта 1Г, см. рис. 5.31, а). Постепенное уменьшение продуктивности скважины за период от 10 до 30-35 сут для этих вариантов расчета сопровождалось ростом насыщенности коллектора жидкостью в этой зоне до значений выше критических (значений, отвечающих началу движения жидкой фазы). Вслед за этим “жидкостная” зона начала быстро расширяться к забою скважины, и уже к 35-40 сут после обработки скважины профиль насыщенности у забоя скважины принял близкий к исходному (до обработки) вид. Продуктивность скважины к этому времени уменьшилась до своих постоянных значений, превышающих исходные (до обработки) в среднем на 10-15 %. Образование области двухфазной фильтрации газа и жидкости наглядно подтверждается динамикой изменения соотношения дебитов скважины по жидкости и газу. Как видно из рис. 5.33, для рассматриваемых вариантов 1Г и 2Г, начиная соответственно с 30 и 38 сут после обработки скважины, часть конденсата начинает поступать в скважину в виде подвижной фазы и дебит жидкости уже отличается от нуля.

Несколько иной характер повторного накопления ретроградной жидкости отмечается в расчетных вариантах 3Г (фазовые проницаемости 1П) и 4Г (фазовые проницаемости 2П). Для принятых в этих вариантах зависимостей фазовых проницаемостей характерны более низкие, чем в остальных вариантах, значения относительной фазовой проницаемости коллектора для соответствующих значений насыщенности пласта конденсатом. Поэтому для этих вариантов расчетов, для поддержания тех же значений дебитов (что и в остальных вариантах) требовались более значительные депрессии: 5,0-8,3 и 5,8-8,5 МПа. Это вызывало более интенсивное повторное выпадение конденсата в области наиболее резкого изменения давления, т.е. непосредственно у забоя скважины (для варианта 3Г, см. рис. 5.31, • ). Несмотря на наиболее значительное в этих вариантах увеличение продуктивности скважины за счет ее обработки (в 3,5-4 раза), повторное накопление конденсата приводило к быстрому уменьшению продуктивности скважины до исходных значений. Уже через 15-20 сут после обработки скважины насыщенность жидкостью в ее призабойной зоне увеличивалась до значений, близких к исходным. Характерным при этом являлось повторное накопление ретроградного конденсата у забоя скважины в условиях продолжающейся однофазной фильтрации газа. Как видно из рис. 5.33, соотношение дебитов жидкости и газа в обоих этих вариантах расчетов было равно нулю на всем протяжении периода эксплуатации скважины после ее обработки.

Значительный интерес для всесторонней оценки эффективности обработки призабойных зон газоконденсатных скважин представляет определение влияния на этот процесс абсолютной проницаемости коллектора. Для пластов с хорошими коллекторскими свойствами немаловажно установление возможности поддержания на скважине значительных дебитов газа после обработки. С целью исследования этой проблемы были выполнены расчеты по вариантам 6Г и 7Г (см. табл. 5.2). Эти варианты отличались от рассмотренных ранее вариантов 3Г и 4Г только значениями абсолютной проницаемости пласта и создаваемыми на скважине депрессиями. Коэффициенты проницаемости пласта в варианте 6Г задавались значительными (более чем в 3 раза) по сравнению с вариантом 3Г. При этом депрессии уменьшались всего лишь в 1,5-2 раза. Коэффициенты проницаемости пласта в варианте 7Г принимались в 6,6 раза большими, чем в варианте 4Г. Депрессия п ри этом уменьшалась в 3,2-3,5 раза.

Задание значительных депрессий на забое скважины после ее обработки (с целью получения значительных дебитов), как правило, приводит к довольно быстрому накоплению ретроградного конденсата в призабойной зоне. Интенсивное повторное накопление ретроградной жидкости объясняется значительными объемами пластового газа, проходящего в единицу времени через призабойную зону, а следовательно, и выделением из него значительных количеств конденсата. Поддержание на скважине умеренных депрессий (в то же время при достаточно значительном увеличении дебитов) может привести к более медленному повторному накоплению ретроградного конденсата. Это видно из представленных на рис. 5.34 результатов расчета изменения насыщенности для варианта 8Г. В этом варианте были заданы самые “неблагоприятные” из рассматриваемых фазовые проницаемости № 1. Депрессия на скважине изменялась в диапазоне 0,8-1,1 МПа, при несколько более низких значениях давления - 13 МПа (что также в некоторой степени изменило характер повторного накопления ретроградной жидкости). Как видно из этого рисунка, накопление конденсата в данном варианте происходит медленнее в 3 раза, чем в аналогичных вариантах № 13 и 16, а максимальные значения конденсатонасыщенности оказываются меньше в 1,2

1,3 раза, чем в этих вариантах.

Относительно короткий срок эксплуатации скважины после ее обработки в расчетных вариантах № 1-16 обусловливается в основном не видом фазовых проницаемостей, а принятыми в расчетах термобарическими условиями и составом газоконденсатной смеси (смесь № 1). Среднее пластовое давление в расчетах принималось равным 15 МПа и составляло 70-75 % от давления максимальной конденсации газоконденсатной системы. Как уже отмечалось, интенсивность повторного накопления ретроградного конденсата у забоя скважины тем меньше, чем ниже пластовое давление относительно давления максимальной конденсации углеводородной системы. Например, для

5 10 15 20 25 R, м

Рис. 5.34. Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом (вариант 8Г):

1 - после обработки; 2 - через 15 сут; 3 - через 40 сут; 4 - через 65 сут

той же смеси, но при средних пластовых давлениях 10 МПа (что составляет 45-50 % от давления максимальной конденсации) продолжительность эффекта от обработки скважин составляет 5-6 мес. Таким образом, эффективность обработки призабойных зон скважин сухим газом во многом определяется именно существующими в пласте термобарическими условиями и начальным составом пластовой углеводородной смеси.

ВЛИЯНИЕ НАЧАЛЬНОГО СОСТАВА ПЛАСТОВОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СИСТЕМЫ НА ПРОЦЕСС ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН

СУХИМ ГАЗОМ

Для оценки влияния начального состава газоконденсатной смеси на процесс обработки скважины сухим газом были выполнены расчеты по нескольким вариантам - 9Г-13Г (см. табл. 5.2). Из них в вариантах 9Г и 10Г использовалась смесь № 3, а в вариантах 11Г—14Г использовались соответственно смеси № 5, 4 и 2. Расчеты по вариантам проводились для разных значений среднего пластового давления, но для значений его ниже значений давления максимальной конденсации смеси.

Результаты расчетов указали на один и тот же качественный характер изменения основных показателей обработки скважин сухим газом для газоконденсатных пластов, содержащих различные по составу газоконденсатные системы. Это видно из представленных на рис. 5.35 данных по распределению конденсатонасыщенности коллектора в призабойной зоне скважины после ее обработки сухим газом. Как видно из этих рисунков, обработка сква-

Рис. 5.35. Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом:

а - вариант 9Г: 1 - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 25 сут; 4 - через 110 сут; • -вариант 10Г: 1 - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 40 сут; 4 - через 80 сут; в - вариант 12Г: 1 - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 2 мес; 4 - через 4 мес

жин сухим газом приводит к уменьшению насыщенности жидкостью в призабойной зоне скважины. Для всех рассматриваемых вариантов (с различными по составу смесями) после обработки скважины у ее забоя образовалось несколько областей с различным насыщением коллектора жидкостью:

полностью осушенная область с насыщенностью жидкостью, равной нулю;

зона, в которой насыщенность изменялась от нуля до средних по пласту значений;

область с насыщенностью, равной средней по пласту.

Для всех рассматриваемых вариантов (при данных значениях пластовых давлений и температур) осушка призабойной зоны скважины происходила вследствие испарения углеводородов из жидкости в нагнетаемый сухой газ и выноса их этим газом за пределы призабойной зоны. Интенсивность испарения промежуточных и тяжелых компонентов ретроградной жидкости в сухой газ определяется текущим составом жидкости (а следовательно, и начальным составом газоконденсатной смеси), а также термобарическими условиями. Поэтому для рассматриваемых вариантов оказались различными раз-

5 10 15 20 25 R, м

5_Ж, %

меры описанных характерных областей распределения конденсата у забоя скважины.

Для вариантов 9Г—11Г при одних и тех же значениях параметра Q_T/(mH) распределение насыщенности после обработки скважины было одинаковым вследствие того, что в вариантах 9Г-10Г использовалась одна и та же смесь № 3 (см. рис. 5.35, а, •), а в варианте 11Г - близкая к ней по свойствам смесь № 5. В варианте 12Г (смесь № 4) в результате нагнетания газа была осушена более значительная по размерам зона вокруг скважины вследствие лучшего испарения в нагнетаемый газ углеводородов из ретроградной жидкости (см. рис. 5.35, в). Напротив, меньшая по размерам зона слабо осушалась в варианте 13Г (смесь № 2) из-за худшего испарения.

Состав пластовых газоконденсатных смесей оказывал определенное влияние на осушку призабойной зоны скважины не только в ходе ее обработки, но и при повторном накоплении в ней конденсата. При близких по свойствам пластовых системах показатели эксплуатации скважины практически не отличались один от другого при одинаковых прочих условиях. Это видно из рис. 5.35, на которых показано изменение во времени распределения насыщенности коллектора в призабойной зоне скважины в ходе ее эксплуатации уже после обработки. Так, в расчетных вариантах 9Г и 10Г, в которых использовались разные фазовые проницаемости, но одна и та же газоконденсатная смесь № 3, отмечались существенные различия в динамике конденсатонасыщенности. В то же время для вариантов 10Г и 11Г оказались практически одинаковыми профили насыщенности, несмотря на то, что в них использовались различные, хотя и близкие по свойствам смеси № 3, 5 (коллекторские свойства пластов задавались полностью одинаковыми).

Для оценки влияния состава газоконденсатной смеси на рассматриваемые процессы интересно сопоставить результаты расчетов по вариантам 9Г и 12Г. В этих вариантах задавались одни и те же коллекторские свойства пластов, в частности, фазовые проницаемости (1П), но различные составы смеси - № 3 и 4. Для этих вариантов характерно довольно хорошее не только качественное, но и количественное совпадение профилей насыщенности призабойной зоны скважины (см. рис. 5.35). Таким образом, для пластовых давлений, достаточно низких относительно давлений максимальной конденсации, влияние состава пластовых газоконденсатных систем может оказаться менее существенным, чем влияние коллекторских свойств и поддерживаемых на скважине условий (депрессий или темпов отбора пластового газа).

Для всех рассматриваемых вариантов (9Г-12Г) характерным оказалось наличие двух областей повторного накопления конденсата: области, расположенной непосредственно у забоя скважины, и области на границе полностью осушенной зоны пласта с остальной его частью. Наличие двух э тих центров повторного накопления ретроградного конденсата вполне объясняется проявлением указанных уже факторов. Накопление конденсата непосредственно у забоя скважины обусловлено наиболее резким изменением давления в этой области, а соответственно и наиболее значительным изменением свойств притекающей к забою пластовой газоконденсатной смеси. Повторное накопление на контакте полностью осушенной зоны и остальной части пласта объясняется содержанием в этой зоне самых тяжелых углеводородных компонентов (которые не испарились сухим газом). Поэтому жидкая углеводородная фаза в этой зоне оказывается наиболее неравновесной к пластовой газоконденсатной смеси и при взаимодействии с ней наиболее интенсивно выпадает из газа конденсат. Аналогичный процесс отмечается в варианте 13Г (смесь № 2). В этом варианте также формируются две зоны накопления конденсата, которые затем смыкаются в одну общую зону.

Таким образом, анализируя результаты проведенных исследований, можно сделать вывод, что процесс обработки призабойных зон газоконденсатных скважин сухим газом в значительной мере зависит от существующих в пласте термобарических условий, коллекторских свойств пласта (в первую очередь абсолютной и относительной фазовых проницаемостей), а также интенсивности отбора пластового газа после обработки скважины (или депрессий на забое скважины). В области пластовых давлений меньших значений (0,70-0,75 от давлений максимальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси) состав пластовой газоконденсатной системы оказывает меньшее влияние, чем все указанные факторы. Следовательно, коллекторские свойства и состав пластовой системы не являются ограничивающими факторами с точки зрения эффективности обработки газоконденсатных скважин сухим газом.

В то же время в продуктивных коллекторах многих газоконденсатных и особенно нефтегазоконденсатных месторождений могут присутствовать рассеянные жидкие углеводороды. Кроме того, в разрезе этих месторождений встречаются зоны с различным фазовым состоянием углеводородной смеси (могут присутствовать нефтяные оторочки). Наличие в пласте вместе с конденсатом равновесной к нему нефти в значительной мере может ухудшить условия эксплуатации газоконденсатных скважин по нескольким причинам. Во-первых, более тяжелые углеводородные компоненты способны переноситься в газовой фазе из областей с более высоким давлением и конденсироваться в непосредственной близости от скважин. Во-вторых, при определенных условиях в пласте может присутствовать подвижная углеводородная жидкость. Все это неизбежно изменяет условия накопления ретроградного конденсата у забоя скважины и влияет на эффективность обработки призабойной зоны скважины сухим газом.

5.2.2

ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТОВ НА ПРОЦЕСС ОБРАБОТКИ

Как и любой технологический процесс, связанный с фильтрацией флюидов в пластах, обработка призабойной зоны газоконденсатных скважин в значительной мере зависит от неоднородности продуктивных коллекторов. Известно, что пористые и трещиноватые коллекторы залежей природных углеводородов отличаются значительным разнообразием в характере неоднородности их фильтрационно-емкостных свойств. Обычно из всего многообразия форм неоднородности фильтрационных параметров коллекторов выделяют их слоистость и зональную неоднородность различного масштаба. Именно эти виды неоднородности коллекторов, как было показано ранее, во многом определяют и накопление ретроградного конденсата у забоя скважин. Для определения эффективности обработки призабойной зоны газоконденсатной скважины сухим газом в неоднородных коллекторах выполнялись соответствующие исследования путем математического моделирования этого процесса. Использовалась двумерная профильная модель многокомпонентной фильтрации углеводородов. Рассматривались три вида неоднородности коллектора у забоя скважин:

пласт со случайным полем проницаемости (разнопроницаемые элементы не образуют отдельных более крупномасштабных зон разной проницаемости);

зонально-неоднородный пласт (разнопроницаемые элементы на отдельных участках объединяются в более крупномасштабные зоны разной проницаемости) ;

слоистый пласт с разнопроницаемыми прослоями.

В каждом из вариантов расчета использовалась модельная газоконденсатная смесь № 1. В качестве агента воздействия предполагалось использовать метан. Остальные исходные данные задавались следующими: по

ристость пласта 0,15 (коллектор предполагался однородным по пористости), пластовое давление 10 МПа, депрессия 0,07 МПа, параметр Q/(Hm) -200 тыс. м³/м.

Проведенные расчеты показали, что зональная неоднородность пласта со случайным полем распределения проницаемости оказывает незначительное влияние на эффективность обработки призабойной зоны скважины сухим газом. В значительно большей мере на процесс восстановления продуктивности скважин влияет слоистая неоднородность коллектора.

ПЛАСТ СО СЛУЧАЙНЫМ ПОЛЕМ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Обработка призабойной зоны скважины в пласте со случайным полем проницаемости во многом напоминала аналогичный процесс в однородном по проницаемости коллекторе. После нагнетания в скважину газа у ее забоя образовывалось несколько зон с различной насыщенностью их ретроградным конденсатом: полностью “осушенная” зона с насыщенностью ретроградной жидкостью, близкой к нулю, переходная зона с насыщенностью, возрастающей до средних ее значений по пласту, а также необработанная зона с насыщенностью, равной средней в пласте. В отличие от случая для однородного пласта (см. рис. 5.24), при обработке неоднородного пласта большей оказывается насыщенность в обработанной зоне пласта (рис. 5.36, а). Кроме того, зона с изменяющейся насыщенностью оказывается несколько больше по размерам и ближе располагается к скважине. Так, в рассматриваемом примере максимальная насыщенность в зоне с переменной насыщенностью (на расстоянии от 1 до 45 м от скважины) достигала значений 0,18-0,20. Это вполне объяснимо, поскольку при прокачке газа через поровый объем прискважинной зоны неоднородного пласта испарение из жидкости промежуточных и тяжелых углеводородов происходит крайне неравномерно в элементах различной проницаемости. Это приводит к увеличению размеров зоны смеси пластовой системы и нагнетаемого газа, которая и определяет размеры области пласта вокруг скважины с переменной насыщенностью. Ретроградный конденсат, оставшийся в прискважинной зоне пласта, вполне равномерно распределен по толщине пласта.

Последующее в ходе эксплуатации повторное накопление ретроградного конденсата протекает в неоднородных пластах несколько интенсивней, чем в случае однородного пласта. На рис. 5.36, б представлено распределение кон-денсатонасыщенности в призабойной зоне скважины через 2 мес после ее обработки. Сопоставление рис. 5.36, б и 5.24 показывает, что средние значения конденсатонасыщенности у забоя скважины в рассматриваемом варианте

Рис. 5.36. Распределение насыщенности в прискважинной зоне неоднородного пласта со случайным полем проницаемости после обработки сухим газом (а) и через 2 мес после обработки (•)

неоднородного пласта возрастают в 1,3-1,4 раза быстрее, чем в однородном пласте. Аналогичным образом изменяются и фильтрационные сопротивления.

ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНЫЙ ПЛАСТ

При обработке прискважинной зоны зонально-неоднородного пласта газом конденсат несколько хуже удаляется из низкопроницаемых элементов пласта. Это видно из рис. 5.37, а, на котором представлено распределение конденсатонасыщенности в призабойной зоне пласта после ее обработки газом. Характерна достаточно полная осушка низкопроницаемых разностей коллектора в зоне радиусом несколько метров от скважины, что вполне объясняется прокачкой через эту зону газа в объемах, равных нескольким сотням ее поровых объемов. Наличие в пласте участков с более высокой насыщенностью конденсатом не оказывает решающего влияния на прирост продуктивности скважины. Продуктивность скважины после обработки возрастает в 1,6—1,7 раза (продуктивность ее в случае однородного пласта увеличивается в 1,8—1,9 раза). Это вполне объясняется тем, что изменение насыщенности в низкопроницаемых элементах пласта оказывает влияние на фильтрационные сопротивления в меньшей мере, чем ее изменение в высокопроницаемых разностях коллектора.

О 5 10 15 20 25 30 35 40 R, м

Рис. 5.37. Распределение насыщенности в прискважинной зоне зонально-неоднородного пласта после обработки сухим газом (а) и через 2 мес после обработки (б)

О 5 10 15 20 25 30 35 40 R, м

Повторное накопление ретроградного конденсата у забоя скважины в рассматриваемом варианте осуществления процесса более интенсивное, чем в однородном пласте. В качестве примера на рис. 5.37, б показано распределение насыщенности в призабойной зоне скважины через 2 мес ее эксплуатации. Как видно из этого рисунка, повторное накопление ретроградного конденсата несколько выравнивает профиль насыщенности коллектора конденсатом, т.е. уменьшает различие в конденсатонасыщенности между разнопроницаемыми зонами пласта. Это объясняется преимущественной фильтрацией газоконденсатной смеси и более значительной конденсацией жидкости в высокопроницаемой части коллектора. Средние значения конденсатонасыщенности у забоя скважины в рассматриваемом варианте неоднородного пласта возрастают в 1,4-1,5 раза быстрее, чем в однородном.

СЛОИСТЫЙ ПЛАСТ

При моделировании процесса обработки призабойной зоны скважины в слоисто-неоднородных коллекторах рассматривалась фильтрация к скважине в пласте с двумя пропластками. Поскольку течение флюидов в слоистых пластах во многом определяется соотношением проницаемостей отдельных слоев, то эффективность обработки скважины исследовалась для двух случаев: при незначительном и значительном различии коэффициентов проницаемости пропластков. Кроме того, в расчетах варьировались сами значения

абсолютной проницаемости пропластков, а также соотношения их толщин. В первом случае задавался двухслойный пласт с коэффициентами проницаемости пропластков 0,350 и 0,070 мкм² (соотношение проницаемостей 5:1). Значения толщин высокопроницаемого и низкопроницаемых пропластков задавались равными 1 и 25 м. Коэффициенты пористости по пропласткам составляли 7 и 8 %. Во втором случае значения коэффициентов проницаемости пропластков 0,140 и 0,009 мкм² (т.е. соотношение проницаемостей около 15:1). Эффективные толщины пропластков задавались равными 10 и 25 м, при равных коэффициентах пористости в пропластках - 10 %.

Расчеты показали, что слоистая неоднородность коллекторов вызывает неравномерность охвата воздействием призабойной зоны скважины при обработке ее сухим газом. Как уже указывалось, накопление ретроградного конденсата в отдельных пропластках слоисто-неоднородных пластов происходит крайне неравномерно. Более значительное накопление ретроградного конденсата отмечается в высокопроницаемых пропластках. Тем не менее увеличение размеров жидкостной “пробки” у забоя скважины в отдельных слоях не вызывает пропорционального изменения по ним фильтрационных сопротивлений. В результате при обработке скважины сухим газом более значительное оттеснение жидкости все-таки происходит в наиболее проницаемых прослоях. Как видно из рис. 5.38, в первом из рассматриваемых примеров зона обработки коллектора сухим газом в высокопроницаемом про-пластке в 2,5-3 раза превышает по размерам зоны обработки в низкопроницаемом пропластке. Соотношение размеров обработанной зоны по пропласткам во втором случае достигает уже около 10 (рис. 5.39). Как результат, в этом случае зона с переменной насыщенностью в низкопроницаемом пропластке располагается непосредственно у забоя скважины.

Более полная осушка коллектора в высокопроницаемом пропластке приводит к менее интенсивному накоплению в нем ретроградного конденсата в период эксплуатации скважины, следующий за ее обработкой. Это происходит даже несмотря на существование в этом пропластке более высоких скоростей течения газа, а соответственно и выделения большего количества конденсата на единицу толщины (вследствие фильтрации больших объемов газоконденсатной смеси). Повторное образование и развитие зоны с повышенной конденсатонасыщенностью в низкопроницаемом пропластке зависит от соотношения проницаемостей пропластков. При незначительном отношении проницаемостей обработанная вокруг скважины область пласта в низкопроницаемом слое оказывается вполне достаточной для создания условий медленного повторного накопления конденсата. В этом случае продуктивность газа после обработки скважины стабилизируется в течение длительного времени. Так, в первом из рассматриваемых примеров (соотношение проницаемостей 5:1) коэффициенты фильтрационного сопротивления А уменьшаются за счет обработки скважины в 2,4-2,5 раза. Последующая эксплуатация скважины с умеренными депрессиями (0,07 МПа) не приводит к существенному накоплению ретроградного конденсата в течение более 4 мес. Как результат, не отмечается существенного уменьшения продуктивности скважины в течение этого периода времени, и коэффициент фильтрационного сопротивления по скважине к концу этого периода оказывается в 1,6 раза меньше, чем до обработки (рис. 5.40, а).

При большом значении отношения проницаемостей пропластков последующая за обработкой эксплуатация скважины приводит к очень быстрому увеличению насыщенности на забое скважины в низкопроницаемом пропла-

Рис. 5.38. Кривые распределения насыщенности в прискважинной зоне слоистого пласта (при небольшом соотношении проницаемостей пропластков):

а, • - проницаемость пропластков соответственно 0,350 и 0,070 мкм²; 1 - до обработки; 2 - после обработки; 3 - через 1 мес; 4 - через 4 мес

О 10 20 30 40 R, м

стке (при медленном изменении насыщенности у забоя скважины в высокопроницаемом пропластке). Это вполне объяснимо плохой “осушкой” коллектора в низкопроницаемом слое. Интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата в низкопроницаемой части коллектора приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по скважине. Во втором из рассматриваемых примеров (с соотношением проницаемости пропластков 15:1) продуктивность скважины достаточно значительно уменьшается уже к концу первого месяца эксплуатации (при поддержании на забое скважины депрессии 1,5 МПа). В течение этого времени коэффициент фильтрационного сопротивления изменяется от 3 до 4,7 МПа²-сут/тыс. м³ (рис. 5.40, •). Тем не менее после этого еще в течение 2 мес продуктивность скважины в 1,2

1,3 раза превосходила исходную до обработки.

Рис. 5.39. Кривые распределения насыщенности в прискважинной зоне слоистого пласта при значительном соотношении проницаемостей пропластков:

а, • - проницаемость пропластков соответственно 0,150 и 0,010 мкм²; 1 - до обработки; 2 - после обработки; 3 - через 1 мес; 4 - через 4 мес

Рис. 5.40. График изменения во времени коэффициента фильтрационного сопротивления А после

обработки скважины.

Соотношение проницаемостей пропластков: а - небольшое, • - значительное; 1 - до обработки; 2 - после обработки

ПРОМЫСЛОВЫЙ ОПЫТ ОБРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ГАЗОМ

Обработка призабойной зоны скважин газовыми агентами уже достаточно хорошо апробирована как метод повышения продуктивности газоконденсатных скважин на ряде месторождений. Наиболее широко промысловые эксперименты по обработке призабойных зон скважин сухим углеводородным газом проводились на Западно-Соплесском ГКМ (Республика Коми). Повышение продуктивности газоконденсатных скважин неуглеводородными газами (двуокисью углерода) осуществлялось на Тимофеевском ГКМ (Украина).

РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН УГЛЕВОДОРОДНЫМ ГАЗОМ

Работы по интенсификации притока газа и конденсата по скважинам Западно-Соплесского ГКМ выполнялись группой специалистов предприятия “Севергазпром” ОАО “Газпром”, СеверНИПИгаза и ВНИИГАЗа в рамках специально разработанной программы.

Западно-Соплесское ГКМ имеет сложное геологическое строение и включает зоны с различным начальным фазовым состоянием углеводородных флюидов. Как уже указывалось выше, достаточно эффективным воздействие газом может оказаться для скважин, расположенных в “чисто” газоконденсатной зоне. Тем не менее для окончательного подтверждения выводов о возможностях данного метода воздействия опытно-промысловые работы производились и на скважинах, находящихся в газожидкостных зонах этого месторождения. Предварительно по каждой скважине (из рекомендуемых для обработки) производился анализ ее текущего состояния. На основе этого анализа выбирались скважины, наиболее пригодные для воздействия. Затем по ним выполнялись расчеты с использованием математической модели многокомпонентной фильтрации газоконденсатной смеси в пористом коллекторе. В расчетах использовались исходные данные по основным фильтрационноемкостным характеристикам пластов в районе скважин. Эти данные уточнялись и корректировались путем ретроспективных расчетов параметров предшествующего периода эксплуатации скважин. Непосредственно перед обработкой по большинству скважин выполнялись газоконденсатные и газодинамические исследования (Н.В. Долгушин и А.В. Федосеев).

Значительное внимание уделялось анализу результатов обработки скважин углеводородными растворителями и особенно определению эффективности очистки призабойных зон скважин от ретроградного конденсата, а также изменению продуктивности скважин из-за повторного накопления конденсата. Для этого изучалась динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений в ходе нагнетания газа и последующей за обработкой эксплуатации скважин, а также сопоставлялись данные, полученные в ходе воздействия на скважины, с результатами ранее выполненных прогнозных расчетов. Только после выполнения всех этих исследований оценивалась эффективность обработки для каждой из рассматриваемых скважин, давались рекомендации по совершенствованию методик их обработки, а также производились коррективы регламента воздействия на призабойную зону скважин газом.

Всего на Западно-Соплесском месторождении обработаны призабойные зоны девяти скважин. Положительные результаты получены по шести скважинам.

Западно-Соплесское месторождение представляет собой газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой. Разрабатывается месторождение с 1983 г. на режиме истощения и в настоящее время находится на завершающей стадии разработки. Продуктивные пласты месторождения сложены плотными песчаниками с прослоями алевролитов. Средняя глубина залегания пластов залежи составляет 4200-4300 м. Проницаемость коллекторов изменяется в пределах от 5-10^-15 до 100-10^-15 м² при пористости от 6 до 17 %. Начальное пластовое давление составляло около 35 МПа, текущее в газоконденсатной части залежи - от 10 до 15 МПа. В ходе разработки залежи практически по всем эксплуатационным скважинам наблюдалось накопление ретроградного конденсата в призабойной зоне пласта (отмечалось по данным гидродинамических и газоконденсатных исследований скважин) и в стволах скважин (по данным замера распределения давления по стволам скважин). В ходе эксплуатации залежи дебиты скважин уменьшились в среднем в 1050 раз. Первоначальные дебиты скважин составляли от 300 до 600 тыс. м³/сут. В настоящее время из 27 скважин на залежи самостоятельно работают только шесть. При этом дебиты скважин составляют от 20 до 100 тыс. м³/ сут. Отдельные скважины эксплуатируются на газлифте.

Широкомасштабные работы по интенсификации притока газа на скважинах Западно-Соплесского месторождения с помощью углеводородных растворителей ведутся с начала 90-х годов. Приведем в качестве примеров результаты обработки двух скважин.

Скважина 17 находится в сводовой части залежи, для которой характерны повышенные эффективные толщины продуктивных пластов и улучшенные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. Продуктивная толща залежи в районе скважины относится к II и III циклопачкам (средний и верхний пласты) старооскольского горизонта.

Скважина была введена в эксплуатацию 18.01.85. После непродолжительного увеличения продуктивности скважины в первый год эксплуатации (связанного с очисткой призабойной зоны) в процессе дальнейшей ее работы отмечалось снижение продуктивности, связанное с развитием в зоне дренирования двухфазной фильтрации. Анализ результатов опробований, проведенных в ходе эксплуатации скважины, показал, что начиная с 19881989 гг. в ее стволе присутствовала углеводородная жидкость как в статических, так и в динамических условиях. Наряду с накоплением углеводородной жидкости на забое скважины, по ней отмечался также вынос конденсатогенной воды. Изменение продуктивности скважины в ходе ее эксплуатации достаточно хорошо прослеживается в динамике коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Начиная с июля 1985 г. проявлялась тенденция к увеличению коэффициента фильтрационного сопротивления А. Особенно значительное уменьшение продуктивности скважины произошло к 1992-1993 гг. Проведенные 11.04.92-17.04.92 замеры эксплуатационной характеристики скважины показали, что коэффициент продуктивности скважины по газу составил около 0,12 тыс. м³/(сут-МПа), а по стабильной углеводородной жидкости - 0,12 т/(сут-МПа). Значительное уменьшение продуктивности скважины связано с процессом накопления ретроградного конденсата как в призабойной зоне скважины, так и в ее стволе. Ухудшению условий выноса жидкости из скважины в значительной мере способствовало снижение дебита газа вследствие накопления конденсата в призабойной зоне скважины, а также уменьшение пластового давления.

В 1993 г. были проведены промысловые испытания по повышению производительности скв. 17. Воздействие осуществлялось путем последовательной закачки в нее легкого конденсата и сухого газа. При обработке скважины было закачано 210 м³ “легкого” стабильного конденсата и 264 тыс. м³ сухого газа для его продавки. Эффекта от обработки скважины не получено.

До начала обработки скважина относилась к группе низкодебитных скважин. Определенные осложнения в эксплуатации скважины связаны также с тем, что в ходе проведения исследований в скважине были оставлены глубинный прибор и 200 м проволоки. Выполненные в 1995 г. исследования показали, что обработка скважины сухим газом может оказаться достаточно эффективной.

Обработка призабойной зоны скважины была проведена в период с

05.02.96 по 15.02.96. До обработки и после обработки скважины выполнялись промысловые исследования по определению основных параметров эксплуатации скважины и ее продуктивной характеристики. В ходе обработки скважины в нее было закачано 618 тыс. м³ газа со средним суточным расходом от 59 до 67 тыс. м³/сут и устьевым давлением от 8,46 до 9,1 МПа. После обработки скважина выдерживалась около недели и была пущена в эксплуатацию

24.02.96. С 24.02.96 по 27.02.96 она работала самостоятельно с дебитом газа 43-55 тыс. м³/сут, а затем до 01.03.96 простаивала по техническим причинам. После повторного пуска скважины в эксплуатацию ее дебит составлял в среднем от 53 до 74 тыс. м³/сут. Скважина эксплуатировалась до 13.03.96 с перерывом по техническим причинам с 04.03.96 по 06.03.96. Затем на ней был поджат штуцер, и скважина перешла на режимы со средним дебитом около 50 тыс. м³/сут. В последующем дебит скважины уменьшился до дебитов от 40 до 45 тыс. м³/сут, но скважина работала самостоятельно до

20.03.96. Проведенные 20.03.96 на газлифтной эксплуатации исследования выявили неплохую продуктивную характеристику скважины.

Эффективность обработки скважины сухим газом оценивалась по коэффициентам фильтрационного сопротивления А и В. В ходе наблюдения за процессом обработки скважин эти коэффициенты определялись с некоторыми допущениями, а именно по формулам, учитывающим только фильтрацию газа. При этом не учитывалось происходящее вместе с фильтрацией газа движение жидкости. Однако, как показали исследования, при обработке скважины сухим газом основное удаление жидкости из ее призабойной зоны происходит за счет испарения промежуточных и тяжелых углеводородных компонентов из жидкой фазы в газовую и переноса их этой фазой. Таким образом, двухфазная фильтрация при обработке, если и происходит, то очень непродолжительное время и в очень малом объеме. Более существенно то ограничение, что этот коэффициент отражает усредненные характеристики призабойной зоны. Тем не менее его можно использовать для оценки изменения фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины.

На рис. 5.41, а представлена зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А от объема закачанного в скважину газа. Как видно из этого рисунка, коэффициент фильтрационного сопротивления А в ходе нагнетания газа изменялся от 0,68 МПа²-сут/тыс. м³ в момент начала обработки скважин до 0,34 МПа²-сут/тыс. м³ на момент закачки 600 тыс. м³ газа. Особенно значительное изменение коэффициента фильтрационного сопротивления отмечалось в интервале нагнетания газа до 400 тыс. м³. Именно в

А, МПа ² • сут/тыс. м ³

0,7-*-

-щ-¦ •

Q J _I_I_I_I_I_I_

' О 100 200 300 400 500 600 Q, тыс. м³

А, МПа ² • сут/тыс. м ³

О 300 600 900 1200 Q, тыс. м³

Рис. 5.41. Зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А от объема газа для

скв. 17 Западно-Соплесского НГКМ:

а - от объема сухого газа, закачанного при обработке скважины; б - от объема отобранного из

скважины газа после ее обработки

этот момент происходила наиболее значительная очистка призабойной зоны скважины от ретроградной жидкости. После пуска скважины в эксплуатацию вслед за ее обработкой отмечался рост фильтрационного сопротивления. Зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А от объема отбираемого из скважины газа показана на рис. 5.41, б.

Анализ представленных на рис. 5.41 данных показывает, что обработка призабойной зоны скважины позволила существенно увеличить продуктивность скважины. Например, после отбора из пласта всего нагнетаемого в ходе обработки газа коэффициент фильтрационного сопротивления был более чем в 2 раза меньше, чем до обработки, а к моменту отбора из скважины дополнительно почти 1 млн. м³ газа коэффициент фильтрационного сопротивления все еще в 1,4 раза был меньше, чем до обработки скважины. Следует обратить внимание на то, что простой в эксплуатации скважины после обработки (в момент отбора из скважины около 300 тыс. м³) привел к резкому возрастанию коэффициента фильтрационного сопротивления.

Таким образом, анализ результатов воздействия на скв. 17 показывает, что обработка ее сухим газом является достаточно эффективным процессом и скважина может устойчиво эксплуатироваться после обработки на газлифте.

Скважина 95 Западно-Соплесского ГКМ расположена на севере присво-довой части залежи. Скважина закончена бурением в 1985 г. Глубина забоя скважины 4274 м. Первоначально скважина была вскрыта в интервале 42504046 м. В процессе текущих ремонтных работ проведена повторная перфорация эксплуатационной колонны в интервалах: 4190-4160, 4150-4126, 4117— 4070 и 4010-4000 м. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 4136 м и зацементирована от глубины 4048 м до устья. Низ эксплуатационной колонны от глубины 4048 до 4136 м оборудован фильтром. Лифтовые трубы диаметром 88,9 мм с воронкой на башмаке спущены на глубину

4033,5 м.

Продуктивная толща залежи в районе скважины относится ко II и III циклопачкам (средний и верхний пласты) старооскольского горизонта. Коллектор II циклопачки относится к среднепроницаемым. Параметры kh (произведение проницаемости и толщины пласта) и mh (произведение пористости и толщины пласта) равны 94,5 мкм²-м и 0,74 м. Верхний пласт старооскольского горизонта (III циклопачка) относится к среднепроницаемым коллекторам. Параметры kh и mh составляют соответственно 289 мкм²-м и 1,17 м.

Первоначальный дебит скважины составил 100 тыс. м³/сут, а затем повысился до 300 тыс. м³/сут (декабрь 1986 г.). В ходе проведенных в 19851986 гг. гидродинамических исследований было установлено, что усредненный по пластам коэффициент фильтрационных сопротивлений А составлял 1,48 и 4,23 МПа²-сут/тыс. м³, а коэффициент фильтрационного сопротивления В равнялся соответственно 0,00021 МПа²-сут/(тыс. м³/сут)² и 0. В феврале 1986 г. были проведены исследования по оценке продуктивности скважины при работе через УКПГ. Они подтвердили, что с марта 1985 г. по февраль 1986 г. эксплуатационная характеристика скважины улучшилась. В последующем дебит скважины начал снижаться. В 1987 г. он понизился до 200 тыс. м³/сут, а в первой половине 1988 г. - до 150 тыс. м³/сут. К декабрю 1988 г. он уже составлял 60 тыс. м³/сут.

По результатам замеров давления по стволу скважины (ноябрь - декабрь 1988 г.) было установлено, что ствол скважины заполнен жидкостью, уровень которой отбивался на глубине 2400-2300 м. Результаты этих наблюдений трактовались как поступление в ствол скважины из пласта жидкого флюида.

Появление пластовой жидкой фазы в продукции скважины привело к резкому снижению дебита скважины по газу. В течение первой половины 1989 г. дебит скважины понизился до 20 тыс. м³/сут. В июле 1989 г. скважину перевели на газлифтный способ эксплуатации с подачей неотсепари-рованного газа высокого давления в затрубное пространство. Перевод скважины на газлифтный режим не привел к значительному увеличению притока пластового флюида, и в декабре 1993 г. эксплуатацию скважины прекратили.

В мае 1993 г. была предпринята попытка восстановить производительность скважины путем обработки ее призабойной зоны ШФЛУ. До проведения промысловых испытаний по воздействию на призабойную зону скважины закачкой ШФЛУ были проведены испытания скважины на факел при эксплуатации ее на газлифте. Эксплуатация скважины характеризовалась следующими параметрами: давлением буферным, затрубным и забойным -

Рб_уф = 1,24 МПа; р_зт = 2,5 МПа; р_за(5 = 3,03 МПа; дебитами газа высокого давления, пластового газа и конденсата - Р_гвд = 78 тыс. м³/сут; Q_F = = 3 тыс. м³/сут; Q_K = 0,4 м³/сут. В процессе обработки скважины было закачано 213 м³ ШФЛУ с продавкой его пластовым газом в объеме 350 тыс. м³. После выдержки скважины в течение 30 сут скважина отрабатывалась на факел при следующих параметрах: р_буф = 2,11 МПа; р_зт = 2,84 МПа; Р_гвд = = 66 тыс. м³/сут; Qj. = 9,3 тыс. м³/сут; Q_K = 1 м³/сут. Ощутимого эффекта от обработки скважины ШФЛУ не отмечалось, что объяснялось продавкой жидкого растворителя пластовым газом. Это вызвало скопление газового конденсата в призабойной зоне скважины.

По результатам проведенных по скважине в 1987-1990 гг. геофизических исследований были уточнены некоторые основные параметры пластов, вскрытых скважиной. Согласно данным исследований 1989 г., общая эффективная толщина пластов, вскрытых скважиной, составляет 19 м. В то же время проведенные в 1992 г. исследования показали несколько меньшие значения толщины пластов: общая газоотдающая толщина пластов 12 м. Газоотдающие интервалы были определены как 4074-4068, 4061-4058 и 4051— 4048 м. Пористость пластов в последнем из интервалов составляла 6,2 %.

Обработка скважины сухим газом проводилась в декабре 1994 г. Непосредственно перед обработкой по скважине производились газоконденсатные исследования. Исследования характеристики добываемых пластовых флюидов до проведения обработки скважины осуществлялись на одном стационарном режиме газлифтной эксплуатации скважины (Н.В. Долгушин и А.В. Федосеев). В процессе исследований выполнялись следующие виды работ: 1) замер пластового давления; 2) освоение скважины; 3) газоконденсатные исследования скважины на одном режиме.

В результате исследований было установлено, что до обработки скважины ниже глубины 3500 м лифтовая колонна заполнена жидкостью. Дебит газа сепарации продукции пласта очень низкий (3,2 тыс. м³/сут). Дебит сырой жидкой углеводородной фазы в процессе исследований оставался практически неизмененным (0,4 м³/сут). По фракционному составу и свойствам продукции скважины был сделан вывод о том, что в скважину не поступали жидкие пластовые флюиды.

После подготовки скважины к обработке в нее закачали 561 тыс. м³ сухого газа. Обработка проводилась с 09.12.94 по 19.12.94. Среднесуточный темп закачки составлял 56 тыс. м³/сут. Давление на буфере изменялось от 14,5 до 10,78 МПа, а репрессия - от 6,87 до 1,66 МПа. Для стабилизации давления скважину закрыли на 19 дн.

В эксплуатацию скважина была пущена 07.01.95 по замерной нитке УКПГ. В период с 07.01.95 по 22.01.95 скважина работала самостоятельно, а с 23.01.95 - по схеме газлифтной эксплуатации с подачей газа по метаноло-проводу в затрубное пространство. К основным характерным особенностям эксплуатации скважины можно отнести следующие. В первые два дня после обработки скважины она работала с дебитами газа сепарации 62-66 тыс. м³/сут. После того, как 08.01.95 скважину “поджали” штуцером, дебит скважины стал около 50 тыс. м³/сут. Заметное снижение дебита газа сепарации с 51 до 37 тыс. м³/сут произошло 12.01.95-13.01.95. В этот момент скважину вновь “разжали”, что вызвало увеличение дебита газа до 61 тыс. м³/сут. Изменение дебита сопровождалось соответствующим изменением устьевых давлений. Повторное интенсивное снижение дебита газа происходило в течение 16.01.95 - с 56 до 46 тыс. м³/сут и 17.01.95 - до 32 тыс. м³/сут.

С 19.01.95 по 23.01.95 по организационным причинам скважина работала на блок низкодебитных скважин. В этот период времени по скважине производились контрольные часовые замеры. Учитывая снижение дебита газа сепарации до низких значений (с точки зрения устойчивого выноса жидкости) - 20 тыс. м³/сут, скважину с 23.01.95 перевели на газлифтную эксплуатацию. Газлифт осуществлялся с подачей газа в затрубное пространство. Скважину удалось освоить 24.01.95, а с 26.01.95 по 01.02.95 скважина устойчиво работала на газлифте с дебитами газа сепарации 27-34 тыс. м³/сут. Затем ее остановили на один день по техническим причинам, после чего в течение трех дней (02.02.95-05.02.95) она работала без газлифта со снижающимся дебитом от 24 до 19 тыс. м³/сут. После этого скважина была переведена на блок низкодебитных скважин без подачи газа высокого давления (ГВД).

Контрольные замеры при эксплуатации скважины газлифтом были проведены 23.02.95-25.02.95. Скважина работала устойчиво с дебитами 2632 тыс. м³/сут. Выполненные в марте 1995 г. повторные контрольные замеры технического режима скважины и геофизические исследования выявили нарушения герметичности НКТ на глубине 200 м. Скважина была остановлена для проведения ремонтных работ.

Достаточно эффективное удаление жидкости из призабойной зоны скважины подтверждалось уменьшением репрессии в ходе нагнетания газа при практически постоянном расходе газа. Улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта при нагнетании отражалось в динамике коэффициента фильтрационного сопротивления А. На рис. 5.42, а представлена зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А от объема нагнетаемого в ходе обработки сухого газа. Как видно из этого рисунка, после закачки в пласт 561 тыс. м³ газа коэффициент фильтрационного сопротивления уменьшился в 3,2 раза, и особенно значительное уменьшение его наблюдалось в первый момент после нагнетания 100-200 тыс. м³. После пуска скважины в эксплуатацию отмечалось некоторое увеличение коэффициента фильтрационного сопротивления А, особенно значительное А = = 2,2 МПа²-сут/(тыс. м³/сут) в момент отбора из скважины газа в объеме, равном объему закачанного газа. Как показали результаты газоконденсатных исследований скважины, в этот же момент отмечался подход к скважине смеси, состоящей из пластового газа и закачанного сухого газа, также содержащей примесь более тяжелых компонентов (ранее содержавшихся в ретроградной жидкости). При дальнейшем отборе из скважины газа коэффициент фильтрационного сопротивления А стабилизировался на значениях около 2,0 МПа²-сут/(тыс. м³/сут), что в 1,7 раза меньше, чем начальное (до обработки скважины) значение коэффициента А (рис. 5.42, •). Это вполне объясняется перераспределением насыщенности коллектора в прискважинной зоне пласта ретроградным конденсатом.

Дополнительную информацию об эффективности воздействия на призабойную зону скважины позволяет получить комплекс исследований, выполненных в ходе отработки скважины сотрудниками Вуктыльского ГПУ и СеверНИПИГАЗа. Он включал: контроль за параметрами работы скважины, замеры забойного давления, отбор проб сырого конденсата и газа сепарации с целью определения состава добываемой продукции, периодический отбор проб выветренного конденсата, воды и газа сепарации с целью контроля изменения их состава и свойств. Исследования проводились по схеме одноступенчатой сепарации через исследовательскую линию УКПГ. Кроме того,

0,5-'-'-'-'-

0 100 200 300 400 Q, тыс. м*

О 200 400 600 Q, тыс. м⁵

Рис. 5.42. Зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления А от объема газа для

скв. 95 Западно-Соплесского НГКМ:

а - от объема сухого газа, закачанного при обработке скважины; б - от объема отобранного из скважины газа после ее обработки; штриховая линия - значение коэффициента до обработки

проведено четыре полных комплекса газоконденсатных исследований с целью определения состава добываемой продукции пласта. Периодически отбирались также пробы воды, выветренного конденсата и газа сепарации. По результатам исследований изменения состава продукции скважины, физикохимических свойств и фракционного состава стабильного конденсата сделаны следующие выводы.

1. Добываемая после обработки скважины продукция представляла собой смесь пластового и тюменского газа (использованного для воздействия). Доля тюменского газа по мере отработки скважины уменьшалась.

2. Содержание конденсата в продукции скважины по мере отбора газа постепенно увеличивалось. При этом в последний день исследований

(24.02.95) текущее содержание конденсата (69,6 г/м³) приближалось к прогнозному его значению для скважин “сухого” поля (73 г/м³).

3. В продукции скважины отсутствовали жидкие пластовые углеводороды (ретроградный конденсат или нефть).

4. На основе проведенного комплекса ГКИ отмечалось также существенное увеличение дебита газа сепарации (от 3 до 26 тыс. м³/сут) при практически одинаковой депрессии, а также существенное увеличение притока к скважине пластового газа и вместе с ним конденсата пластового газа.

ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ < 32 ЗАПАДНЫЙ СОПЛЕССК

Скв. 25 Западно-Соплесского НГКМ расположена в сводовой части залежи. В скважине вскрыты два (верхний и средний) пласта старооскольского горизонта. В районе скважины по II циклопачке (средний пласт) отмечаются высокопроницаемые коллекторы с некоторым их обособлением. Параметры kh и mh по пласту составляют соответственно 3168 мкм²-м и 2,35 м. Верхний пласт (III циклопачка) в районе скважины характеризуется низкими фильтрационными свойствами. Параметры kh и mh равняются 51,3 мкм²-м и 1,05 м.

Скважина была введена в эксплуатацию 14.04.88. Продуктивность скважины и ее дебит значительно снизились в ходе ее эксплуатации, что объяснялось развитием в призабойной зоне скважины двухфазной фильтрации газа и жидкости. В качестве данных, характеризующих продуктивность скважины, могут быть представлены результаты исследований скважин на продуктивность, выполненных 17.04.92-22.04.92. Коэффициент продуктивности скважины по газу в этот период ее эксплуатации составлял 0,22 тыс. м³/сут-МПа. Коэффициент продуктивности скважины по жидкости при этом равнялся 0,22 т/сут-МПа. Дополнительные осложнения в эксплуатации скважины были вызваны также смятием эксплуатационной колонны.

Как и по многим скважинам залежи, значительное снижение дебита скважины отмечалось начиная с 1991-1993 гг., в результате чего резко ухудшились условия выноса жидкости с забоя и она перестала работать самостоятельно.

Опытно-производственные работы по обработке призабойной зоны скважины проводили с 09.06.96 по 21.06.96. Среднесуточный дебит закачки составил 65 тыс. м³/сут при изменении давления на буфере от 16,8 до 10,5 МПа. Репрессия на пласт снизилась с 12,01 до 3,32 МПа. Уменьшение репрессии на пласт в ходе процесса нагнетания газа, при практически постоянных расходах, наглядно подтверждает достаточно эффективное удаление жидкости из призабойной зоны скважины. Коэффициент фильтрационного сопротивления А в ходе обработки скважины уменьшился в 2,5 раза, причем наиболее интенсивное его изменение отмечалось при суммарных объемах закачки газа до 150 тыс. м³ (рис. 5.43). Всего закачали в пласт 773,1 тыс. м³. Для стабилизации давления и температуры, а также для обеспечения более полного процесса частичного испарения в закачанный газ промежуточных и тяжелых компонентов из пластовой жидкости скважину закрыли на 13 дней.

Скважину пустили в работу 04.07.96 по замерной нитке УКПГ с целью определить эффективность обработки призабойной зоны “сухим” тюменским газом. В процессе исследований выполнены следующие виды работ: контроль за параметрами работы скважины; отбор проб поступающей жидкости

Рис. 5.43. Зависимость коэффициента фильтрационного сопротивления Л скв. 95 Западно-Соп-лесского НГКМ

от объема закачанного газа

Tg 10

для определения ее состава и свойств; контрольные замеры дебитов добываемого

¦0—0

газа и конденсата. Исследо- ~ q_,_,_,_

вания проводились по схеме 200 400 600 Q, тыс. м³

одноступенчатой сепарации ^,

через исследовательскую ли-нию УКПГ. Дебит газа сепарации определяли методом переменного перепада давления на замерном узле, расположенном после сепаратора 1-й ступени с диафрагмой диаметром 50,17 мм (внутренний диаметр трубопровода 131 мм). Дебит жидких флюидов определяли по

времени их накопления в фиксированном объеме сепаратора и атмо

сферной замерной емкости объемом 7 м³.

В период с 04.07.96 по 09.07.96 после пуска скважина работала самостоятельно с постепенным снижением дебита газа от 34 до 27 тыс. м³/сут, дебитом конденсата около 0,75 тыс. м³/сут по замерной линии УКПГ. Из-за аварии на газопроводе 09.07.96 скважина была остановлена. После повторного пуска скважины в работу, в период исследований с 16.07.96 по 22.07.96, дебит ее оставался на прежнем (до остановки) уровне. Дебит конденсата возрос до 2,8 м³/сут, по-видимому, из-за поступления его в жидком виде в призабойную зону пласта во время простоя скважины с 09.07.96 по 16.07.96. На основании результатов исследований (проведенных 17.07.96) фракционного состава добываемого конденсата специалисты Север-НИПИгаза сделали вывод о появлении жидких пластовых флюидов в продукции пласта и приближении их по составу к фоновому. По сравнению с исследованиями 07.07.96

08.07.96 отмечалось увеличение температуры конца кипения и выкипания 90 % фракций стабильного конденсата. Цвет конденсата стал темнее. Дополнительным доказательством очистки призабойной зоны пласта за счет обработки ее “сухим” газом может явиться присутствие в составе продукции скважины фильтрата бурового раствора.

Из предварительных результатов исследований можно видеть, что обработка сухим газом призабойной зоны скважины привела к увеличению продуктивности скважины как по газу, так и по конденсату за счет снижения коэффициентов фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта и увеличения относительной проницаемости по газу. Дебит газа сепарации в результате обработки увеличился с 2 до 26 тыс. м³/сут. Дальнейшую эксплуатацию скважины рекомендовали осуществлять с периодическими обработками ее призабойной зоны сухим газом.

ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ ТИМОФЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДИОКСИДОМ УГЛЕРОДА

Опытно-промысловые работы по восстановлению продуктивности газоконденсатных скважин диоксидом углерода проводились на одной из скважин Тимофеевского месторождения (Украина) в 1987 г. Достаточно подробно этот процесс описан в работе P.M. Тер-Саркисова, М.А. Пешкина и

Рис. 5.44. Индикаторные линии, снятые на скв. 1 Тимофеевского месторождения до и после обработки ее диоксидом углерода. Забойное давление: 1 - до закачки, 2 - после закачки Ар², 3 - до закачки, 4 -после закачки

Е.С. Бикмана [6]. Одной из особенностей данной обработки скважины явился способ подачи диоксида углерода на забой скважины. На скважину диоксид углерода доставляли в жидком виде в изотермических цистернах и затем закачивали с помощью насоса ЦА-420 через головку фонтанной арматуры в насосно-компрессорные трубы. При движении по стволу скважины из-за повышения температуры на определенной глубине диоксид углерода переходил в газообразное состояние.

Обработка призабойной зоны диоксидом углерода позволила существенно увеличить дебит скважины. Об эффективности воздействия можно судить по индикаторным линиям, снятым по скважине до и после ее обработки (рис. 5.44). Анализ этих индикаторных линий показывает, что продуктивность скважины после обработки ее призабойной зоны увеличилась с 1,3 до

1,5 раза для различных режимов эксплуатации скважины.

5.2.4

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН СУХИМ ГАЗОМ

Эффективность проведения обработок призабойных зон скважин в значительной мере определяется точным соблюдением основных положений (правил) воздействия. Эти положения составляют технологию обработки скважин, которая, кроме общих принципов воздействия, включает в себя и ряд конкретных положений, таких как выбор скважин для обработки, объем нагнетаемых агентов, давление и темпы нагнетания, схему обвязки скважин, а также последовательность операций при обработке призабойных зон скважин.

Выбор газоконденсатных скважин, пригодных для обработки их призабойных зон углеводородными растворителями, должен производиться в соответствии с двумя основными положениями.

1. Среднее пластовое давление в окрестностях скважины должно быть близко к давлению максимальной конденсации пластовой газоконденсатной смеси или, что еще лучше, ниже его на 25-30 %.

2. Основное ухудшение продуктивности скважины в ходе ее эксплуатации должно быть вызвано накоплением конденсата в призабойной зоне скважины.

Соблюдение первого положения при выборе скважины для обработки позволяет избежать быстрого повторного накопления конденсата у забоя скважины и обеспечить продолжительный эффект от обработки скважины. Выполнение второго положения позволяет исключить из рассмотрения те скважины, ухудшение продуктивности которых было вызвано не накоплением конденсата в призабойной зоне скважины, а чисто техническими причинами (в числе которых может оказаться ухудшение состояния внутрисква-жинного оборудования, загрязнение призабойных зон в результате проведения различных ремонтных работ и воздействий на пласт).

ОБЪЕМ НАГНЕТАЕМЫХ АГЕНТОВ. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЫ НАГНЕТАНИЯ

Объем нагнетаемых углеводородных растворителей, необходимых для обработки пласта, в общем случае должен определяться расчетами. При этом учитывают необходимость оттеснения вала ретроградного конденсата за пределы призабойной зоны (зоны “динамической” конденсации), а также снижения насыщенности конденсатом пористой среды пласта до значений ниже критических (обеспечивающих его подвижность) в пределах призабойной зоны и вне ее. Такие расчеты могут проводиться на основе математического моделирования многокомпонентной фильтрации углеводородов в пористом коллекторе, например в соответствии с моделью, представленной в разд. 3.2 настоящей работы. В результате этих расчетов устанавливается также наиболее оптимальный состав углеводородных растворителей и радиус зоны обработки пласта. Объем растворителей в этом случае определяется из известного радиуса (а соответственно и объема) зоны обработки пласта.

Для приближенных расчетов необходимых объемов растворителей можно принимать радиус зоны обработки скважин около 15-20 м. Согласно данным теоретических исследований [6], нагнетание сухого газа в таких объемах обеспечивает достаточно эффективную обработку призабойной зоны пласта для различных термобарических условий начальных составов пластовой смеси. Для случая обработки призабойных зон метаном или диоксидом углерода такие объемы нагнетания газа могут оказаться даже несколько завышенными, в то время как при закачке азота они оказываются минимально необходимыми (вследствие худшей испаряющей способности азота).

Давление нагнетания и темп нагнетания сухого газа и жидких углеводородных растворителей определяются характеристиками используемого для закачки оборудования и коллекторскими свойствами пласта. При обработке скважины сухим газом они практически не зависят от термобарических условий пласта, составов пластовой смеси и нагнетаемого сухого газа

(поскольку процесс не требует поддержания условий полного смешивания пластовой системы и нагнетаемого газа). Поэтому, например, при использовании для закачки газа компрессора давление и расход могут ограничиваться предельными значениями этих параметров, предусмотренными техническими возможностями компрессора. В этом случае при обработке низкопроницаемых коллекторов возможно ограничение темпов нагнетания из-за необходимости поддержания значительных репрессий на пласт (а следовательно, и давления нагнетания, близкого к предельному давлению на выходе компрессора). При обработке высокопроницаемых пластов расход нагнетаемого газа может ограничиваться величиной максимального расхода компрессора (давление нагнетания в этом случае будет определяться “поглощающими” возможностями пласта).

В случае обработки скважины жидкими углеводородными растворителями давление нагнетания должно обеспечивать полную смешиваемость нагнетаемых рабочих агентов и пластовой смеси.

СХЕМА ОБВЯЗКИ СКВАЖИН

Обработка газоконденсатных скважин растворителями не требует внесения существенных изменений в устьевое оборудование скважин и схему обвязки скважин. Нагнетание растворителя, в зависимости от конкретных условий эксплуатации скважин и их технического состояния, может производиться как по затрубью, так и по лифтовой колонне труб. В случае обработки скважин сухим газом дополнительно к скважине подключается линия от источника газа высокого давления (компрессор, линия высоконапорного газа и т.д.).

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ ОБРАБОТКЕ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН

СКВАЖИН

Обработка призабойных зон скважин в зависимости от условий эксплуатации скважин может включать в себя выполнение различных операций и подготовительные работы. Основной комплекс операций по обработке включает следующее.

1. Подключение к скважине источника газа высокого давления (в частности, передвижного компрессора или линии сухого газа высокого давления), а также емкости с жидкими углеводородными растворителями и нагнетающими ее агрегатами (как правило, в одной линии с источником газа высокого давления).

2. Закрытие скважины путем перекрытия ее шлейфов (порядок выполнения операций в пунктах 1 и 2 может меняться в зависимости от условий газового промысла).

3. Нагнетание требуемого объема растворителей при заданных расходах и давлениях.

4. Отключение от скважины агрегатов высокого давления и емкостей с растворителями.

5. Выдержка скважины после обработки в течение определенного времени для усиления процесса частичного испарения в нагнетаемый газ промежуточных и тяжелых компонентов из пластовой жидкости. Время остановки скважины после ее обработки может составлять несколько суток и уменьшается для скважин, нагнетание газа в которые производилось малыми темпами.

6. Пуск скважины в эксплуатацию с малыми дебитами (на уровне 3050 % от их величины до обработки). Продолжительность периода эксплуатации скважин с такими дебитами составляет несколько суток. Тем самым обеспечивается равновесие в призабойной зоне пласта газовой и жидкой фазы и исключается образование “вала” вторичного конденсата в ней.

7. Установка рабочих дебитов, соответствующих намеченным технологическим режимам.

5.2.5

ГЛУБОКАЯ ГАЗОВАЯ РЕПРЕССИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

В качестве одного из направлений дальнейшего совершенствования обработки газоконденсатных скважин сухим газом можно рассмотреть метод глубокой газовой репрессии. Он заключается в воздействии на призабойную зону скважин закачкой сухого газа в сочетании с одним из способов интенсификации добычи, основанным на улучшении значений абсолютной проницаемости коллектора у забоя скважины. Эффективность предлагаемого метода глубокой газовой репрессии исследовали путем математического моделирования процесса эксплуатации газоконденсатной скважины при применении этого метода воздействия. Расчеты выполнялись для различных вариантов воздействия, различающихся размерами зоны повышенной проницаемости и соотношением проницаемостей коллектора в этой зоне и в пласте, объемами нагнетания сухого газа, а также значениями текущего пластового давления, при котором производится воздействие. Основные исходные данные по вариантам расчета представлены в табл. 5.3. В расчетах использовалась модельная газоконденсатная смесь № 1. Рассматривалось воздействие при давлении 20 МПа. Таким образом, выбирались условия, не совсем благоприятные для обработки газоконденсатной скважины газом, поскольку пластовое давление оказывалось довольно близким по значению к давлению максимальной конденсации газоконденсатной смеси. Объемы нагнетаемого сухого газа задавали с учетом того, что параметр Q/(mh) = 20+25 тыс. м³/м, где Q - объем нагнетаемого газа в атмосферных условиях; m и h - пористость и толщина пласта.

В варианте 1Р рассматривалась обычная обработка призабойной зоны скважин сухим газом без осуществления мероприятий по улучшению коллекторских свойств пласта. В вариантах 2Р-5Р изучалась эффективность глубокой газовой репрессии при создании у забоя скважины зоны с повышенной проницаемостью коллектора радиусом от 3 до 15 м и соотношением проницаемостей, равным 20 (коэффициенты проницаемости коллектора у забоя скважины и в пласте 0,6 и 0,03 мкм²). Предполагалось, что мероприятия по улучшению фильтрационных характеристик коллектора в этих вариантах приводили к увеличению проницаемости коллектора по всей толщине пласта и не вызывали существенного изменения пористости коллектора в обратной зоне (коэффициент пористости коллектора задавался равным 15 % по всему пласту). Таким образом, рассматривалось воздействие, близкое к соляно-кислотной обработке призабойной зоны (в том числе и массированной СКО в вариантах с радиусом зоны обработки 10-15 м). В вариантах 6Р-

ТАБЛИЦА 5.3

Основные исходные параметры расчета вариантов глубокой газовой репрессии

Номер варианта	Коэффициент проницаемости пласта, 10^-15 м²	Коэффициент проницаемости зоны (элемента) с улучшенными свойствами, 10^-15 м²	Коэффициент пористости пласта, %	Доля (по толщине пласта) высокопроницаемой части коллектора, %	Pадиус зоны (элемента) с улучшенными свойствами, м
1P	30	30	15	100	0
2P	30	600	15	100	2,5
3P	30	600	15	100	5,0
4P	30	600	15	100	10,0
5P	30	600	15	100	15,0
6P	30	3000	15	100	2,5
7P	30	3000	15	100	5,0
8P	30	3000	15	100	10,0
9P	30	3000	15	100	15,0
10P	30	3000	15	7	2,5
11P	30	3000	15	7	5,0
12P	30	3000	15	7	10,0
13P	30	3000	15	7	15,0

9P изучались особенности глубокой газовой репрессии при осуществлении закачки газа в скважину, вокруг которой создана зона с проницаемостью коллектора в 100 раз более высокой, чем в остальной части пласта, и однородная по своим фильтрационно-емкостным свойствам.

В вариантах 10P-13P рассмативалось увеличение общей проницаемости коллектора у забоя скважины за счет создания в середине пласта тонкого высокопроницаемого элемента круглой формы конечного радиуса. Этим элементом моделировалась горизонтальная трещина разрыва или система трещин. При решении задачи конечно-разностными методами сам элемент аппроксимировался системой блоков разностной сетки размерностью 1xN, где N - число блоков по длине высокопроницаемого элемента. Толщина высокопроницаемого элемента составляла 7 % от общей толщины пласта, а проницаемость - 3 мкм² при проницаемости коллектора в остальной части пласта 0,03 мкм². Простой пересчет показывает, что эти данные соответствуют, например, созданию в пласте с проницаемостью 0,03 мкм² трещины толщиной 2-5 мм с проницаемостью 600-1500 мкм².

Таким образом, расчетные варианты формировали исходя из необходимости оценки влияния на показатели глубокой газовой репрессии не только параметров зоны улучшенных фильтрационных свойств коллектора, но и характера проводимых мероприятий по интенсификации притока газа. Основные результаты расчетов по вариантам изображены на рис. 5.45-5.47. Для некоторых из вариантов расчета показаны профили насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины до и после обработки ее газом, а также динамика коэффициента продуктивности скважины (соотношение дебита скважины по газу и депрессии) после воздействия на нее.

Анализ выполненных расчетов показывает, что обработка газом скважины в однородном коллекторе (вариант 1P) при рассматриваемых условиях приводит к частичной осушке пласта в зоне радиусом 15-17 м вокруг скважины (рис. 5.45). Вследствие этого продуктивность скважины возрастает в 1,7-1,75 раза (рис. 5.46). Последующая эксплуатация скважины сопровождается повторным накоплением ретроградного конденсата у ее забоя. Тем не менее и по истечении 3 мес эксплуатации скважины продуктивность ее остается на 20-25 % выше, чем до обработки. Глубокая газовая репрессия на призабойную зону оказывается при определенных условиях более эффективной, чем простая обработка скважины сухим газом. На это указывают результаты расчетов по вариантам 2Р-5Р.

Рис. 5.46. Кривые изменения продуктивности скважины в различных вариантах воздействия на призабойную зону.

Продуктивность до обработки, т ы с. м³/ (сут-МПа): 1Р - 27,1; 2Р - 54,2; 3Р - 68,8; 4Р - 86,3; 7Р - 84,4; 12Р - 126,2

л; %

г\^1

л³

у'

s' 1

R, м

Рис. 5.45. Кривые изменения насыщенности коллектора в призабойной зоне скважины после обработки сухим газом (вариант 1Р):

1 - до обработки; 2 - после обработки; 3 - через 1 мес

Осуществление мероприятий по увеличению проницаемости коллектора у забоя скважин в варианте 2Р приводит к накоплению конденсата на границе разнопроницаемых зон пласта (от 2,5 до 3,0 м) до значений насыщенности 0,35-0,37 (рис. 5.47, а). Ближе к скважине насыщенность понижается до значений около 0,2. Некоторое отличие в характере распределения насыщенности коллектора конденсатом при относительно небольших размерах зоны повышенной проницаемости от описанных в работе [6] вариантов расчетов наблюдается из-за различия в термобарических условиях и значений соотношения проницаемости. После обработки призабойной зоны скважины сухим газом насыщенность ее конденсатом значительно уменьшается. Несколько более высокая насыщенность коллектора конденсатом отмечается на границе разнопроницаемых зон, т.е. там, где насыщенность коллектора конденсатом до обработки была наиболее высокой. В результате обработки продуктивность скважины увеличивается в 1,7-1,75 раза (см. рис. 5.46). Эксплуатация скважины после ее обработки вызывает повторное накопление конденсата у забоя скважины, но в более узкой зоне, чем до обработки скважины. Повторное накопление ретроградного конденсата уменьшает продуктивность скважины до значений, в 1,25-1,3 раза превышающих ее продуктивность до обработки. При увеличении радиуса зоны улучшенных фильтрационных свойств коллектора до 5 м (вариант 3Р) интенсивное накопление ретроградного конденсата происходит в двух областях: на границе разнопроницаемых участков коллектора - до значений 0,22-0,24 и рядом со скважиной - до 0,38-0,40 (рис. 5.47, •). Нагнетание сухого газа в скважину приводит к частичному удалению ретроградного конденсата из призабойной зоны скважины и увеличению продуктивности скважины в 1,5—1,6 раза (см. рис. 5.46). В процессе последующей эксплуатации продуктивность скважины понижается до значений, в 1,25-1,3 раза превосходящих начальное (до обработки) значения. Повторное накопление конденсата отмечается у границы

S, %

10 20 R, м

10 20 R, м

Рис. 5.47. Кривые изменение насыщенности коллектора в призабойной зоне скважины после глубокой газовой репрессии.

Варианты: а - 2Р, • - 3Р, в - 4Р, „ - 7Р, д - 12Р; 1 - до обработки; 2 - после обработки; 3 -

через 3 мес

10 20 R, м

зоны повышенной проницаемости. Дальнейшее увеличение радиуса зоны повышенной проницаемости пласта до 10-15 м вызывает повышение насыщенности коллектора жидкостью непосредственно рядом со скважиной с одновременным уменьшением ее на контакте разнопроницаемых участков пласта (рис. 5.47, ,). Обработка призабойной зоны скважины сухим газом в этом случае позволяет увеличить продуктивность скважины в 1,5 раза. Однако после пуска скважины в эксплуатацию ее продуктивность снижается значительно медленнее, чем в вариантах 2Р и 3Р. Так, по истечении 3 мес эксплуатации продуктивность скважины превышала начальные значения в варианте 4Р в 1,3-1,4 раза. Аналогичным образом менялись параметры и при воздействии по варианту 5Р. Для обоих этих вариантов характерно некоторое повышение насыщенности коллектора жидкостью рядом со скважиной.

С увеличением проницаемости коллектора у забоя скважины процесс воздействия глубокой газовой репрессии на пласт качественно несколько изменяется. При некоторых значениях соотношения проницаемостей увеличение размеров зоны улучшенных фильтрационных свойств даже несколько снижает эффективность данного способа воздействия. Это видно из резуль-

татов расчетов глубокой репрессии по вариантам 6Р-9Р (с увеличением проницаемости у забоя скважины в 100 раз равномерно по всей толщине пласта). Накопление ретроградного конденсата в этом случае происходит в соответствии с описанной схемой.

При малых радиусах зоны повышенной проницаемости (до 6-7 м) значительное насыщение коллектора конденсатом отмечается на границе этой зоны и остального пласта. При больших радиусах (свыше 10 м) на профиле насыщенности выделяются два максимума: у забоя скважины и на границах участков с разной проницаемостью коллектора. Закачка сухого газа вызывает уменьшение насыщенности коллектора у забоя скважины. При этом во всех рассматриваемых вариантах воздействия несколько более высокое насыщение коллектора, чем по всей обработанной части пласта, отмечается в областях с повышенными до обработки значениями насыщенности. В этих же областях в последующем происходит наиболее значительное повторное накопление ретроградного конденсата при эксплуатации скважин. Так, в варианте 6Р максимальная насыщенность коллектора конденсатом (равная 0,37-0,38) до нагнетания сухого газа в скважину отмечалась на расстоянии 2,5-3 м. Нагнетание газа приводило к уменьшению конденсатонасыщенности в этой зоне до 0,13-0,15 при средней насыщенности в обработанной части пласта, изменяющейся от 0,04 до 0,08. В ходе дальнейшей эксплуатации скважины накопление ретроградной жидкости отмечалось в более узкой зоне пласта (радиусом примерно в 2 раза меньшим, чем до обработки), хотя максимальные значения насыщенности коллектора жидкостью даже несколько превышали начальные до обработки значения (на 2-3 %). Продуктивность скважины в начальный момент после ее обработки и через 3 мес эксплуатации соответственно в 1,5-1,6 и 1,25 раза превышала значения продуктивности перед закачкой газа. Аналогичная динамика изменения насыщенности призабойной зоны скважины наблюдалась в варианте 7Р. Максимальные значения насыщенности, равные 0,34-0,35, отмечались на расстоянии 5,5-6,0 м от скважины (рис. 5.47, г). После обработки сухим газом максимальная насыщенность коллектора составляла 0,17-0,18. При эксплуатации скважины насыщенность практически восстанавливалась до своих прежних (до обработки) значений. Продуктивность скважины за счет нагнетания газа увеличивалась в 1,1-1,2 раза.

Увеличение радиуса высокопроницаемой зоны до 10 м и более приводило к существенному повторному накоплению ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины после ее обработки сухим газом. Так, в варианте 8Р максимальные значения насыщенности жидкостью до обработки скважины составляли 0,42-0,43 на забое скважины и 0,27-0,28 на расстоянии около 10 м от скважины. При нагнетании газа насыщенность жидкостью непосредственно у забоя скважины уменьшалась до значений 0,04-0,05, а на границе разнопроницаемых зон пласта - до 0,2. Последующая эксплуатация скважины сопровождалась очень быстрым повторным накоплением конденсата, и уже через неделю насыщенность достигла значений около 0,28-0,30 на забое скважины (но при значительно меньших размерах самой зоны повышенной проницаемости) и даже несколько превысила начальные значения насыщенности у границы разнопроницаемых участков пласта. В результате этого продуктивность скважины после ее обработки возросла всего лишь на 5-7 %. Во многом схожая картина изменения основных параметров глубокой газовой репрессии отмечалась в варианте 9Р. Максимальная насыщенность конденсатом пласта наблюдалась у забоя скважины (0,36-0,37) и на расстоянии 15 м от скважины (0,2-0,21). Обработка скважины сухим газом уменьшала среднюю насыщенность коллектора жидкостью в обработанной зоне до 0,05-0,10 и до 0,25 на расстоянии 15 м от скважины. Повторная конденсация жидкости приводит к особенно значительному увеличению насыщенности жидкостью коллектора на контакте разнопроницаемых участков пласта (до 0,30-0,33) и на забое скважины (до 0,40). Продуктивность скважины за 2 мес уменьшилась до начальных значений.

Совершенно иной характер накопления ретроградного конденсата и удаления его из призабойной зоны газоконденсатных скважин отмечается при создании у забоя скважины тонкого высокопроницаемого элемента конечных размеров (трещина гидроразрыва, система трещин и т.д.). Это видно из профилей насыщенности жидкостью коллектора в призабойной зоне скважин для этих расчетных вариантов. Наиболее показательным в этом отношении является распределение насыщенности жидкостью по пласту вдоль радиальных линий, проходящих через середину высокопроницаемого элемента. Этот профиль насыщенности дает представление о распределении насыщенности в высокопроницаемом элементе (при расстояниях от скважины, меньших радиуса высокопроницаемого элемента) и в низкопроницаемой части призабойной зоны пласта за пределами обработанной зоны (при расстояниях, больших радиуса высокопроницаемого элемента).

В качестве примера такой профиль представлен на рис. 5.47, д для варианта 12Р. При значительных размерах высокопроницаемого элемента (свыше 10 м) максимальные значения насыщенности отмечаются в высокопроницаемом элементе пласта (в рассматриваемом варианте 12Р - до 0,390,40), но по мере приближения к его границам уменьшаются до значений, близких к среднепластовым. Следует указать также на неравномерное распределение насыщенности пласта по его толщине выше и ниже высокопроницаемого элемента. Насыщенность в этой области пласта оказывается несколько ниже, чем в высокопроницаемом элементе, и убывает по мере приближения к кровле и подошве пласта. Обработка призабойной зоны скважины газом приводит к осушке высокопроницаемой части пласта (до значений насыщенности жидкостью 0,03-0,04) и формированию зоны повышенной насыщенности на границе разнопроницаемых частей пласта. Особенно значительное насыщение пласта жидкостью на границе разнопроницаемых участков пласта отмечается с увеличением радиуса высокопроницаемого элемента (до 0,33-0,35 в варианте 13Р). В период эксплуатации скважины повторная конденсация ретроградной жидкости наблюдается в основном у забоя скважины. Продуктивность скважины в этих вариантах увеличивается на 1015 % непосредственно после ее обработки, а затем постепенно снижается до значений, близких к начальным (для варианта 12Р это показано на рис. 5.46).

Несколько иная динамика профиля насыщенности отмечается при осуществлении глубокой газовой репрессии с меньшими размерами высокопроницаемых элементов у забоя скважины (до 5-7 м). До нагнетания газа в призабойную зону скважины в этом случае высокая насыщенность жидкостью (около 0,38-0,40) отмечается во всем высокопроницаемом элементе пласта. За пределами этого элемента насыщенность жидкостью вдоль радиальной координаты (с увеличением радиуса) постепенно понижается до средних по пласту значений. Нагнетание газа в призабойную зону скважины приводит к преимущественной фильтрации его по высокопроницаемому элементу и прилегающей к нему низкопроницаемой части коллектора, что вызывает снижение насыщенности жидкостью в этой зоне пласта до значений 0,04-0,09. Повторное накопление конденсата в период эксплуатации скважины несколько повышает насыщенность коллектора в обработанной зоне пласта. При этом максимальное накопление жидкости (до максимальной насыщенности около 0,24-0,25) происходит на границе высокопроницаемого элемента. Значительно меньше изменяется насыщенность при закачке газа в пласте выше и ниже высокопроницаемого элемента. Продуктивность скважины после обработки возрастает в 1,7 раза, но затем понижается до значений, в 1,4 раза превышающих начальное до обработки. Основное накопление ретроградного конденсата в варианте 11Р происходит в высокопроницаемом элементе у забоя скважины (до 0,32-0,33) и на границе этого элемента (0,37-0,38). За пределами этого элемента насыщенность жидкостью быстро снижается до средних по пласту значений. Нагнетание газа приводит к уменьшению насыщенности в высокопроницаемой части пласта до 0,03-0,04 и в низкопроницаемой части до 0,09-0,11. Последующее накопление конденсата повышает насыщенность коллектора с максимальными значениями до 0,14-0,15 -у скважины и 0,21-0,22 - на границе высокопроницаемого элемента. Продуктивность скважины после длительной ее эксплуатации устанавливалась в

1,1 раза выше, чем начальное ее значение.

Представленные результаты расчетов объясняются своеобразным характером изменения давления у забоя скважины в неоднородном пласте и распределением в нем фильтрационных потоков при смешивающейся фильтрации газов. Равномерное по толщине пласта увеличение проницаемости коллектора у забоя скважины вызывает немонотонное увеличение насыщенности коллектора жидкостью. Нагнетание сухого газа в призабойную зону скважин приводит к испарению части высококипящих углеводородов из ретроградной жидкости в газ и переносу их этим газом в глубь пласта. Непосредственно у забоя скважины в зоне радиусом 1-3 м фильтруется газ в объеме нескольких тысяч поровых объемов этой зоны. В результате происходит достаточно полная “осушка” коллектора в этой зоне пласта даже при высоких значениях насыщенности коллектора жидкостью.

На границе разнопроницаемых участков пласта, несколько удаленных от скважины, фильтруется уже значительно меньший объем сухого газа. Поэтому насыщенность коллектора жидкостью в этой зоне пласта уменьшается уже в меньшей мере. При определенных размерах высокопроницаемой зоны пласта дальнейшее увеличение этой зоны ведет к нарастанию насыщенности жидкостью непосредственно у забоя скважины с уменьшением ее значений на границе разнопроницаемых зон пласта. Это вызывает непропорциональное увеличение продуктивности скважин с ростом радиуса зоны улучшенных фильтрационных свойств. Обработка призабойных зон скважин сухим газом позволяет удалить жидкость из призабойной зоны скважины и повысить продуктивность скважины. Повторное накопление ретроградной жидкости происходит вследствие поступления газоконденсатной смеси из области более высоких в область более низких давлений. Значительно ускоряют повторную конденсацию жидкости два фактора. Во-первых, в газовой фазе, удаленной за пределы обработанной зоны пласта, присутствует часть испаренных из жидкости высококипящих углеводородов (определенная доля испаренных углеводородов успевает конденсироваться за пределами обработанной зоны). Поступая обратно в обработанную зону пласта, они в ней частично конденсируются. Во-вторых, не удаленная из призабойной зоны жидкость является неравновесной газовой фазе, поступающей из-за пределов обработанного участка пласта, и между ними интенсивно протекают массообменные процессы с конденсацией высококипящих углеводородов. Таким образом, повторное накопление жидкости происходит на границе разнопроницаемых участков пласта (максимальные значения насыщенности коллектора жидкостью) и в областях наибольшего изменения давления. Как уже отмечалось, при определенных значениях проницаемости и размеров зоны улучшенных фильтрационных свойств с ростом этих параметров наблюдается возрастание градиентов давления у забоя. В результате в вариантах с высокой проницаемостью коллектора у забоя скважины более интенсивно протекает повторное накопление конденсата у забоя скважины и на границе разнопроницаемых участков пласта. Это объясняет более низкую эффективность глубокой газовой репрессии при очень высоких значениях проницаемости коллектора в призабойной зоне скважин.

Несколько иная картина изменения насыщенности коллектора жидкостью возникает при нагнетании газа в сочетании с интенсификацией притока газа к скважине за счет гидроразрыва или иных методов воздействия, предполагающих неравномерное распределение проницаемости коллектора по толщине пласта. В этом случае наиболее значительное накопление ретроградной жидкости отмечается в высокопроницаемом элементе пласта (трещине разрыва, системе трещин и т.д.). Между тем продуктивность скважины определяется проводимостью как этого элемента, так и окружающих его пород (пропорционально их доле по толщине пласта). Поэтому продуктивность скважины не изменяется прямо пропорционально проводимости высокопроницаемой части коллектора, что во многом определяет эффективность глубокой газовой репрессии на призабойную зону скважин. При нагнетании газа в скважину через высокопроницаемый элемент фильтруется или основное его количество (при его значительном радиусе), или достаточно значительная часть (при малом его радиусе). За счет этого достигается значительное уменьшение насыщенности жидкостью высокопроницаемой части пласта. В зависимости от размеров высокопроницаемого элемента пласта повторное накопление ретроградного конденсата происходит или на его границе, или непосредственно рядом со скважиной. Тем не менее на изменение продуктивности скважины значительно влияет также степень изменения насыщенности пласта в низкопроницаемой части. Более эффективное удаление жидкости из низкопроницаемой части пласта происходит с уменьшением доли высокопроницаемой части пласта (т.е. с уменьшением ее размеров). В этом случае более значительно и изменение продуктивности газоконденсатной скважины.

Таким образом, представленные результаты исследований показывают, что повысить продуктивность газоконденсатных скважин можно за счет метода глубокой газовой репрессии на призабойную зону скважин. Он заключается в воздействии на призабойную зону скважин одним из методов интенсификации притока газа в сочетании с обработкой ее сухим газом. Осуществление глубокой газовой репрессии приводит к увеличению продуктивности скважины за счет снижения всех составляющих скин-эффекта, обусловленных снижением абсолютной и относительной фазовой проницаемости коллектора. Одним из преимуществ глубокой газовой репрессии является длительная (в течение 3-6 мес) эксплуатация скважины с повышенным дебитом после воздействия на нее. Наиболее предпочтительными методами улучшения фильтрационных свойств коллектора при глубокой газовой репрессии являются методы, обеспечивающие равномерное увеличение проницаемости по толщине коллектора (например, СКО).

5.3

ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ПУТЕМ ОБРАБОТКИ ИХ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН РАСТВОРИТЕЛЯМИ

Обработка призабойных зон газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями направлена на удаление ретроградного конденсата от забоя скважины в глубь пласта и улучшение условий притока к скважине газа. Для удаления ретроградного конденсата могут быть использованы различные по своему составу углеводородные смеси, находящиеся при термобарических условиях пласта в жидком состоянии. В качестве таких растворителей наиболее часто используются углеводороды С_2-5 в чистом виде или в виде их смесей различного состава. Название “обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями” несколько условное, поскольку при воздействии вслед за жидкими (в пластовых условиях) растворителями в скважину закачивают сухой газ. Таким образом в призабойной зоне пласта создается оторочка из жидких углеводородов, оттесняемая от скважины сухим газом.

5.3.1

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ЖИДКИМИ УГЛЕВОДОРОДНЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ

К настоящему времени по проблеме восстановления продуктивности газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями уже выполнен значительный объем исследований как в России, так и за рубежом. На их основе разработаны основные принципы обработки призабойных зон газоконденсатных скважин и созданы соответствующие технологии повышения продуктивности скважин. Особое внимание в исследованиях процессов обработки призабойных зон скважин уделялось пластовым газоконденсатным смесям в условиях призабойной зоны пласта, влиянию на процесс обработки компонентного состава и свойств нагнетаемых углеводородных смесей, а также определению наиболее оптимальных условий для воздействия. Проблема восстановления продуктивности газоконденсатных скважин наиболее полно изучена В.Л. Вдовенко, А.И. Гриценко, Н.А. Гужовым, Е.М. Гурленовым, Б.В. Макеевым, В.А. Николаевым, В.Г. Подюком, В.В. Ремизовым, Р.М. Тер-Саркисовым, Н.Н. Трегуб, А.В. Федосеевым, А.Н. Шандрыгиным, I.M. Cucuiat. Результаты этих исследований позволили получить довольно полное представление о физических основах метода воздействия, а также установить характер влияния различных факторов на эффективность процесса восстановления продуктивности скважин при обработке их призабойных зон жидкими углеводородными растворителями.

Согласно существующим данным теоретических и экспериментальных исследований, последовательное нагнетание жидкого углеводородного агента и сухого углеводородного газа приводит к развитию процесса многоконтактного смешивающегося вытеснения газоконденсатной смеси из призабойной зоны скважины. В призабойной зоне скважины образуется оторочка углеводородной жидкости, продвигаемая в глубь пласта сухим газом. На переднем фронте оторочки происходит многоконтактное смешивающееся вытеснение ретроградного конденсата углеводородным растворителем с преобладанием процесса конденсации. В свою очередь, на заднем фронте оторочки происходит вытеснение жидкости газом в условиях смешивающегося вытеснения с преобладанием процесса испарения. За счет этого происходит полное вытеснение жидкости из призабойной зоны (как ретроградного конденсата, так и жидкого углеводородного растворителя), и насыщенность пласта жидкостью в обработанной зоне близка к нулю. На границах обработанной области образуется “вал”, состоящий из жидкого растворителя и пластовой жидкости с насыщенностью, как правило, выше критической насыщенности. В результате удаления конденсата из призабойной зоны (где создается основное газогидродинамическое сопротивление потоку) восстанавливается продуктивность газоконденсатной скважины. Одно из условий обработки скважин -сохранение подвижности газа в зоне оторочки жидких углеводородов на момент окончания обработки. Оно необходимо для обеспечения газодинамической связи между зонами за и перед оторочкой. Это означает, что газонасы-щенность коллектора в области пласта, занятой оторочкой, не должна понижаться до значений ниже критических. Данное условие достаточно легко выполняется подбором соотношения объемов жидких растворителей и сухого газа.

В начальный момент, после пуска скважины в эксплуатацию, “вал” жидких углеводородов начинает перемещаться в сторону скважины. При движении он “размазывается”, а насыщенность в нем понижается до значения пороговой подвижности. С течением времени этот “вал” занимает в пласте определенное положение и остается практически неподвижным, не достигая забоя скважины.

Таковы общие представления о процессе обработки призабойных зон газоконденсатных скважин углеводородными жидкими агентами, и они подтверждены результатами многочисленных экспериментальных и теоретических работ. К настоящему времени в целом по проблеме смешивающегося вытеснения природных углеводородов углеводородными растворителями накоплен огромный объем исследований. К основополагающим в этой области могут быть отнесены работы В.Н. Николаевского, Э.Ф. Бондарева, М. И. Мир-кина, Г.С. Степановой; П.И. Забродина, Н.Л. Раковского, М.Д. Розенберга; М.Л. Сургучева, А.Т. Горбунова, Д.П. Забродина с соавторами; Ю.В. Жел-това, В.Н. Мартоса, А.Х. Мирзаджанзаде с соавторами; R.E. Bretz, R.M. Specter, F.V.Jr. Orr; K.K. Mohanty с соавторами; F.I.Jr. Stalkup и многие другие. Также достаточно подробно изучен механизм воздействия растворителями на ретроградный конденсат (или углеводородную жидкость при малом насыщении ею пористого коллектора) в работах А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисова и О.Ф. Андреева с соавторами, а также С.Н. Бузинова, Б.В. Макеева, В. А. Николаева и Р.М. Тер-Саркисова [5, 32, 48, 52 и др.].

Условия взаимодействия ретроградного конденсата и углеводородных растворителей в условиях призабойных зон газоконденсатных скважин существенным образом отличаются от аналогичных процессов, протекающих в остальной части пластов. Поэтому результатам экспериментальных и теоретических исследований физических основ воздействия углеводородных растворителей на ретроградный конденсат у забоя скважин необходимо уделить особое внимание.

Несмотря на значительный объем экспериментальных исследований по проблемам вытеснения газоконденсатных смесей растворителями, известны лишь отдельные работы по физическому моделированию этих процессов применительно к воздействию на призабойную зону газоконденсатных скважин. В частности, один из авторов настоящей работы совместно с Б.В. Макеевым выполнил эксперименты по определению некоторых особенностей обработки скважин жидкими растворителями, в том числе по влиянию неравновесности фильтрации газоконденсатных смесей на эффективность этого процесса.

Физическое моделирование выполнялось на линейной модели пористой среды длиной 3 м. Модель представляла собой стальную трубу с отводами, заполненную молотым кварцевым песком (моделирующим пористую среду). Внутренний диаметр модели составлял 0,0355 м. Коэффициенты проницаемости и пористости модели пласта равнялись соответственно 0,0047 мкм² и 25 %. Пластовая газоконденсатная система моделировалась смесью октана, пропана и метана. В этом случае основным компонентом ретроградного конденсата был нормальный октан, пластового газа - метан. Оторочка растворителя моделировалась пропаном. Эксперименты проводили применительно к условиям Западно-Соплесского НГКМ. Поэтому выбор октана в качестве модели ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины был обусловлен близостью его свойств соответствующим свойствам выпавшего конденсата (С₅₊). Известно, что октан имеет молекулярную массу 114,2 г/моль, температуру кипения 342 К и плотность при нормальных условиях 659 кг/м³. При этом поверхностное натяжение на границе раздела жидкой и газовой фаз в модельных условиях оказалось в несколько раз ниже, чем в реальных условиях.

При подготовке модели к опытам ее неравномерно насыщали жидкостью по длине. Для этого в модель сначала подавали смесь октан - пропан - метан (82,0; 16,0 и 2,0 % (молярные доли)) при давлении выше давления начала ее конденсации. Производилось истощение модели до давления 10 МПа для создания в ней равномерной насыщенности углеводородной жидкостью около 7,1 %. Затем через выходное сечение модели в нее подавали октан в объеме 0,1 порового объема модели и осуществляли попеременную закачку через входной и выходной торцы модели метана для перераспределения жидкости по длине модели. Таким образом создавалось неравномерное насыщение модели с образованием у ее выхода зоны повышенной насыщенности жидкостью.

Моделирование проводили с учетом основных критериев подобия, описанных в гл. 2 работы [5]. При этом учитывали, что скорости течения у забоя скважин довольно значительны, а следовательно, при моделировании можно пренебречь гравитационным разделением углеводородных смесей и молекулярной диффузией. Пересчет через критерии подобия модельных параметров на натурные показывает, что условия опытов соответствовали фрагменту призабойной зоны скважины длиной 6,3 м с коэффициентами проницаемости и пористости соответственно 0,020 мкм² и 10 %. Предполагалось, что в экспериментах моделируется фрагмент призабойной зоны скважины в интервале 1-7,3 м от скважины. Среднее пластовое давление в этом элементе 10 МПа. К сожалению, в опытах не воспроизводился радиальный приток флюидов к скважине, т.е. не осуществлялось изменение скорости фильтрации за счет уменьшения площади фильтрации. Это несколько влияет не только на количественные, но и на качественные оценки характеристик процесса. Средние скорости фильтрации газа в модели задавались в различных опытах от 2,610^-5 до 15,5*10^-5 м/с, что соответствовало скорости фильтрации в середине фрагмента реального пласта 3,1*10^-6-18,6*10^-6 м/с. Это равнялось дебиту скважины по газу на 1 м толщины пласта 6,2

37,2 тыс. м³/сут (при радиусе скважины 0,1 м). Температуры модели пласта и фрагмента реального пласта составляли 293 и 365 К. Перепады давления, реальные и модельные, равнялись 1,5 и 0,1 МПа. Время процесса в реальных и модельных условиях 1,5 сут и 2 ч.

После создания в модели пласта неравномерной насыщенности ее жидкостью модель последовательно обрабатывали пропаном и метаном в объеме 0,1 и 0,4 порового объема модели. Затем из нее производился длительный отбор продукции (прокачка метана). При этом в каждом из опытов задавались различные значения темпа отбора газа в диапазоне от 0,2 до 1,2 м³/сут (что соответствовало скоростям фильтрации от 2,6* 10^-5 до 15,6*10^-5 м/с). После длительной прокачки газа меняли режимы фильтрации (изменялись расходы газа) и замеряли фильтрационные характеристики модели пласта и отдельных ее частей. Эти данные затем обрабатывали и представляли в виде зависимости фильтрационного сопротивления А (параметр Ар²/Q, где Ар² - разность квадратов давлений на концах модели) от расхода газа через модель. Замеры проводили как в целом для всей модели, так и для ее трех отдельных фрагментов, занимающих соответственно по 1/3 длины модели от ее начала до конца.

Результаты экспериментов указывают на возможность эффективного удаления растворителями ретроградного конденсата из пористой среды в условиях призабойных зон газоконденсатных скважин. На рис. 5.48 представлены результаты замеров коэффициента фильтрационного сопротивления А при различных значениях расходов газа через модель. Как видно из этого рисунка, создание в модели зоны “ретроградного конденсата” приводило к изменению ее фильтрационных характеристик. Коэффициент фильтрационного сопротивления А всей модели пласта в результате этого увеличивался в среднем в 2 раза при увеличении коэффициента фильтрационного сопротивления в зоне модели, непосредственно прилегающей к выходу мо-

Рис. 5.48. Значения параметра А = Ар²/Q при различных значениях расхода газа после обработки модели пласта пропаном:

1 - сухая модель; 2 - до обработки. Эксперименты: 3 - < 1, 4 - № 2, 5 - < 3

дели, в 4,5 раза по сравнению с сухой моделью. В остальной части модели коэффициенты фильтрационного сопротивления изменялись в меньшей степени. Это вполне объясняется тем, что в зоне, непосредственно прилегающей к выходу из модели, создавалась высокая насыщенность для воссоздания условий, характерных для процесса “динамического” накопления конденсата.

При отборе газа после обработки с небольшими скоростями (2,6-10^-5 и 4,0-10^-5 м/с - в опытах № 1 и 3) отмечалось восстановление фильтрационных характеристик модели пласта до значений, отличающихся всего на 1520 % от фильтрационных характеристик “сухой” модели (см. рис. 5.48). В опыте № 2 с высокой скоростью фильтрации (10,4-10^-5 м/с) наблюдалось худшее восстановление фильтрационных характеристик, и коэффициент фильтрационного сопротивления А был близок по значению к тому коэффициенту, который отмечался до обработки модели пласта пропаном.

Данные о зависимости результатов воздействия от скорости, полученные при физическом моделировании, позволили сделать вывод об определенном влиянии на процесс обработки призабойных зон скважин явления неравновесности массообменных процессов между газовой и жидкой углеводородной фазами. Известно, что во многих случаях одним из основных предположений, используемых при проведении теоретических исследований многокомпонентной фильтрации газоконденсатных смесей в пористых коллекторах, является предположение о равновесности сосуществующих фаз в данной точке пласта. Это предположение справедливо в том случае, когда скорости фильтрации в пластах достаточно малы и скорости массообменных процессов превосходят их. Однако фильтрация флюидов в призабойной зоне скважин может протекать при гораздо более значительных скоростях, чем те скорости, которые обеспечивают это условие. В этом случае массообменные процессы будут протекать в неравновесных условиях и реальные параметры процесса будут в значительной степени отличаться от прогнозируемых параметров, рассчитанных исходя из предположений равновесности процесса. Применительно к обработкам призабойных зон скважин углеводородными растворителями это может привести к следующему. При малых темпах отбора продукции из скважины после ее обработки (а следовательно, и малых скоростях фильтрации) закачанный в призабойную зону растворитель оттеснит конденсат на некоторое расстояние от скважины, прореагировав с ним соответствующим образом (в зависимости от типа растворителя). В этом случае в каждой точке призабойной зоны скважины газовая и жидкая фазы будут сосуществовать в условиях, близких к равновесным. При больших темпах отбора продукции (и больших скоростях фильтрации) в призабойной зоне пласта не успеет установиться равновесие между жидкой и газовой фазами после обработки. Это может привести к тому, что, в отличие от равновесных условий, некоторая часть углеводородных компонентов не успеет испариться из ретроградного конденсата в газовую фазу, т.е. эта часть углеводородов уже не поступит в скважину в газовой фазе, а будет находиться в “вале” жидких углеводородов. При достаточно значительном объеме этого “вала” (а также при достаточно близком расположении его у скважины) может произойти быстрое подтягивание конденсата к скважине. Кроме того, это явление усиливает повторное накопление ретроградного конденсата из-за неравновесности пластового газа и оставшейся после обработки углеводородной жидкости.

В качестве примера, иллюстрирующего механизм воздействия на ретроградный конденсат жидкими углеводородными растворителями, можно использовать результаты проведенных P.M. Тер-Саркисовым, А.Н. Шандрыги-ным, Н.А. Гужовым и В.Л. Вдовенко прогнозных расчетов обработки пропаном скв. 15 Западный Соплесск. Расчеты проводились на основе математической модели многокомпонентной фильтрации углеводородов в однородном пористом коллекторе.

Результаты расчета процесса показали, что нагнетание жидкого углеводородного растворителя (пропана) в призабойную зону скважин перераспределяет в ней жидкую фазу и увеличивает производительность скважины. На рис. 5.49 показано распределение насыщенности коллектора жидкой углеводородной фазой у забоя скважины после обработки ее 170 т пропана с продавкой его метаном в объеме 400 тыс. м³ (объем газа приведен к атмосферным условиям). На этом же рисунке показаны профили насыщенности в призабойной зоне скважины на различные моменты ее эксплуатации после обработки.

Сопоставление процессов обработки призабойной зоны скв. 15 оторочкой пропана и сухим газом показывает, что нагнетание жидких углеводородных растворителей в прискважинную зону пласта позволяет существенно “осушить” ее. Как видно из рис. 5.49, обработка призабойной зоны оторочкой пропана с последующей прокачкой метана (в указанных объемах) уменьшает насыщенность в зоне радиусом 10-12 м вокруг скважины. Процесс обработки протекает в условиях многоконтактного смешивающегося вытеснения пластовой газоконденсатной смеси пропаном и пропана сухим газом. В результате пропан полностью “подгребает” пластовую жидкость и сам, в свою очередь, полностью вытесняется газом. После обработки скв. 15 пропаном и газом в пласте образуется “вал”, состоящий из пропана и пластовой жидкости, занимающий зону примерно 17-27 м с максимальной насыщенностью жидкой фазой около 0,5. П редставленное на рис. 5.50 распределение компонентов углеводородов в жидкой фазе показывает, что внутри “вала” по его длине происходит постепенное замещение тяжелых компонентов С₅₊ пропаном.

$«,% _

10 20 30 40 R, м

Рис. 5.49. Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ после обработки пропаном:

1 - после обработки (закачки газа); 2 - через 2 мес; 3 - через 6 мес

50 -40 -30 -20 -10 -О -

Рис. 5.50. Кривые компонентного состава жидкой фазы в призабойной зоне скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ после обработки пропаном:

1 - С2 - С₂; 3 - С₃; 4 - С₄; 5 - С₅₊

В начальный момент после пуска скважины в эксплуатацию жидкостный “вал” начинает перемещаться в сторону скважины. Максимальная насыщенность в зоне “вала” понижается до значения пороговой подвижности. Как видно из рисунка, с течением времени “вал” занимает некоторое определенное положение (на расстоянии 15-22 м от скважины) и затем в течение длительного времени остается практически неподвижным. Распределение насыщенности в нем практически не изменяется во времени в течение

6 мес, и максимальное значение насыщенности при этом составляет 0,23-0,26.

В результате обработки скв. 15 пропаном продуктивность ее увеличивается в 2,4 раза и затем в течение длительного времени после обработки практически не изменяется. Увеличение перепада давления в этом случае приведет к соответствующему росту дебитов скважины даже без существенного увеличения интенсивности повторного накопления конденсата. Меньшая интенсивность повторного накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины после обработки ее жидкими углеводородными растворителями объясняется более существенными размерами осушенной области и отсутствием в этой области жидкости, неравновесной газовой фазе пластовой системы. Накопление конденсата в этом случае во многом уже определяется изменением фазового состояния пластовой газоконденсатной смеси, поступающей к забою скважины (в область пониженных давлений) из области с более высоким давлением. С этой точки зрения ограничивающими факторами к применению жидких углеводородных растворителей могут явиться факторы, указанные ранее при анализе эффективности обработок прискважинных зон сухим газом. В первую очередь, это значения среднего пластового давления и его соотношение с давлением максимальной конденсации.

ВЛИЯНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА ПРОЦЕСС ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН

Влияние пластового давления на процесс восстановления продуктивности скважин жидкими углеводородными растворителями изучалось автором с коллегами путем проведения соответствующих расчетов для различных термодинамических условий и начальных составов пластовых газоконденсатных смесей. Расчеты охватывали случаи разработки газоконденсатных пластов в области давлений как ниже, так и выше давления максимальной конденсации. В расчетах использовались различные модельные газоконденсатные смеси. В общем случае рассматривалась закачка различных объемов жидкого углеводородного растворителя и метана (сухой газ) с целью установления необходимого для обработки скважин количества газа, а также для точного определения значений текущего пластового давления, при которых обработка скважин оказывается неэффективной.

Результаты расчетов для вариантов, различающихся коллекторскими свойствами пластов и начальными составами смесей, носили во многом похожий качественный характер (при некоторых количественных расхождениях). Влияние пластового давления на процесс обработки прискважинной зоны пласта жидкими растворителями, как и обработки ее сухим газом, может быть продемонстрировано на примере результатов расчетов для условий, близких к условиям эксплуатации скважин Астраханского ГКМ. В рассматриваемой серии расчетов задавались коллекторские свойства пластов, соответствующие скв. 56 Астраханского ГКМ, и модельная смесь этого месторождения (смесь № 2). Расчеты проводились на модели однородного пласта. Коэффициенты проницаемости и пористости пласта принимались равными соответственно 0,013 мкм² и 10 %, эффективная толщина пласта -39 м. Исследовалась эксплуатация скв. 56 Астраханского ГКМ с понижением давления в районе скважины от 45 до 25 МПа (давление максимальной конденсации модельной газоконденсатной смеси составляет около 26-27 МПа). Серия расчетов обработок скважины при пластовых давлениях ниже давления максимальной конденсации осуществлялась для давления 25 МПа, а при пластовых давлениях выше давления максимальной конденсации - для 35 МПа.

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН ШИРОКОЙ ФРАКЦИЕЙ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ ДАВЛЕНИЯХ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОЙ КОНДЕНСАЦИИ

В качестве углеводородного растворителя для обработки призабойной зоны скв. 56 Астраханского ГКМ была выбрана широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) следующего состава (молярные доли): С₂ - 10 %, С₃ - 40 %, С₄ - 50 %. Рассчитывали процесс обработки скважины при нагнетании 170 т ШФЛУ с продавкой его сухим газом в объеме 450 тыс. м³. Дебит скважины по газу после обработки был задан постоянным и равным 100 тыс. м³/сут. Как видно из рис. 5.51, в результате обработки скважины вокруг нее “осушается” зона пласта радиусом до 7 м. В зоне радиусом от

7 до 37 м насыщенность возрастает от значений, близких к нулю, до своего среднего по пласту значения, равного 8 %. В отличие от рассмотренного выше варианта обработки пропаном скв. 15 Западно-Соплесского НГКМ, в данном случае к моменту завершения обработки не отмечается образования “вала” жидких углеводородов. Напротив, в этом случае в области изменяющейся насыщенности наблюдается колебание насыщенности при значениях ее ниже значения средней по пласту насыщенности. Это явление обусловлено особенностями взаимодействия пластовой системы и нагнетаемого агента, а также соотношением объемов нагнетаемых агентов. При заданных условиях обработки скважины образовавшаяся в призабойной зоне оторочка жидких углеводородов вытесняет ретроградный конденсат, смешиваясь с ним. Закачиваемый вслед за ШФЛУ сухой газ в свою очередь вытесняет жидкость в условиях многоконтактного смешивающегося вытеснения с интенсивным испарением углеводородных компонентов из “подгребаемой” в виде вала жидкости в газ. При заданном в расчетах соотношении объемов нагнетаемых ШФЛУ и метана к моменту окончания их закачки область с повышенной насыщенностью пласта жидкими углеводородами расформировывается. Вместо нее образуется зона с насыщенностью, меньшей средней по пласту насыщенности. В этой зоне содержится жидкость, неравновесная к пластовой системе. Жидкостный вал при данных термобарических условиях и заданном начальном составе газоконденсатной смеси можно сох ранить путем закачки в пласт несколько больших объемов ШФЛУ.

s,%

Рис. 5.51. Кривые насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки ШФЛУ (при пластовом давлении ниже давления максимальной конденсации пластовой

смеси):

1 - после обработки; 2 - через 30 сут; 3 - через 120 сут; 4 - через 180 сут

О 10 20 30 40 R, м

По мере отбора газа из скважины на границы этой зоны (ближе к скважине) начинается повторное накопление ретроградного конденсата. Однако этот процесс протекает медленно, и через 1 мес после обработки скважины максимальная насыщенность в этой области (на расстоянии 12-17 м от скважины) составляет около 12 %. Через 4 мес она возрастает до 16 % и далее уже не изменяется. Определенное возрастание насыщенности жидкой фазой отмечается непосредственно у скважины, на расстоянии до 1,5-2 м. Так, к исходу 4 мес эксплуатации скважины насыщенность в этой зоне возрастает до 6 %, а к 6 мес - до 9 %.

Данный пример наглядно показывает, что обработка прискважинной зоны пласта жидкими углеводородами может оказаться высокоэффективным процессом даже тогда, когда у забоя скважины не сохраняется жидкостный “вал”. Повторное накопление ретроградного конденсата у забоя скважины даже в этом случае может оказаться незначительным при условии, что пластовое давление ниже давления максимальной конденсации газоконденсатной смеси.

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОИ СКВАЖИН ШФЛУ ПРИ ДАВЛЕНИЯХ ВЫШЕ ДАВЛЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОЙ КОНДЕНСАЦИИ

Обработка призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями при давлении выше давления максимальной конденсации уже менее эффективна. Как и при обработке прискважинной зоны пласта сухим газом, в этом случае может отмечаться интенсивное повторное накопление ретроградного конденсата. Это видно из примера обработки скв. 56 Астраханского ГКМ, для которого на рис. 5.52 показано изменение насыщенности призабойной зоны пласта при обработке скважины 170 т ШФЛУ с последующей закачкой 450 тыс. м³ газа. Среднее пластовое давление было принято равным 35 МПа. Депрессия на скважине в фазе отбора продукции задавалась равной 5 МПа. Как видно из рисунка, после обработки достигается насыщенность жидкости, равная нулю в призабойной зоне скважины радиусом около 8 м. В зоне на расстоянии 8-12 м образуется “вал” жидких углеводородов с максимальной насыщенностью 20 %.

С началом отбора газа из скважины непосредственно у скважины в зоне пласта радиусом 2-2,5 м происходит интенсивное выпадение конденсата. Как и в случае обработки скважины сухим газом, это обусловлено поступлением обогащенной газоконденсатной смеси в зону, где резко уменьшается давление. Через 10 сут после обработки насыщенность в этой зоне возрастает до 12 %, а через 1 и 6 мес эксплуатации скважины она увеличивается соответственно до 48 и 62 %. Одновременно растет насыщенность пласта жидкой фазой и в той области, где располагается “вал” жидких углеводородов. К исходу 6 мес отбора продукции из скважины максимальная насыщенность

0 10 20 30 40 R, м

Рис. 5.52. Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины после обработки ШФЛУ (при пластовом давлении выше давления максимальной конденсации пластовой смеси):

1 - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 30 сут; 4 - через 180 сут

в этой области составляет около 40 %. Дебит скважины после ее обработки изменяется примерно так же, как и в случае обработки ее газом: довольно резко уменьшается уже по истечении 1,5-2 нед эксплуатации скважины. Уменьшение дебита скважины вызывается теми же причинами, что и при обработке скважины сухим газом.

ЗАВИСИМОСТЬ ПРОЦЕССА ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН ОТ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТА

Влияние коллекторских свойств пласта на эффективность обработок призабойной зоны пласта жидкими углеводородными растворителями устанавливалось на основе математического моделирования процесса обработки скважины в различных условиях. Рассматривалась схема обработки скважин, предполагающая последовательное нагнетание в скважину пропана (в качестве жидкого растворителя) и сухого газа. Основные параметры рассматриваемых вариантов обработки скважины представлены в табл. 5.4. В и х числе: номер модельной газоконденсатной системы, коэффициенты проницаемости пласта и вид фазовой проницаемости, среднее пластовое давление и депрессия на пласт, а также параметр О_г/(тН) для пропана и сухого газа. Для пропана этот параметр рассматривался как отношение объема, нагнетаемого при обработке пропана (приведенного к пластовым условиям) к произведению толщины пласта и коэффициента пористости. Расчеты проводились для различных депрессий на пласт (различных дебитов скважины и темпов отбора). В расчетах задавалось изменение относительного давления (отношение забойного давления к среднепластовому) от 0,65-0,75 до 0,950,98. Все расчеты проводились для пласта толщиной 10 м. Пористость пласта составляла по различным вариантам 10 и 15 %.

Результаты расчетов показали некоторое влияние коллекторских свойств на процесс обработки призабойных скважин жидкими углеводородными растворителями. Вместе с тем коллекторские свойства пласта не оказывают решающего влияния на эффективность обработок, а определяют характер распределения насыщенности в жидкостном “вале”, удаленном от скважины в ходе ее обработки. На это указывают результаты расчета процесса повышения продуктивности газоконденсатных скважин в вариантах

ТАБЛИЦА 5.4

Характеристика вариантов расчетов процесса обработки призабойной зоны скважины жидкими углеводородными растворителями (пропаном)

Номер вариан та	Модельная газоконденсатная смесь	Вид фазовых прони-цаемос-тей	Коэффициент проницаемости, 10^-¹⁵ м²	Среднее пластовое давление, МПа	Депрессия, МПа	Параметр Ог/(тН)
Номер вариан та	Модельная газоконденсатная смесь	Вид фазовых прони-цаемос-тей	Коэффициент проницаемости, 10^-¹⁵ м²	Среднее пластовое давление, МПа	Депрессия, МПа	для пропана, м²	для сухого газа, ₂ тыс. м²
1Ж	1	1П	15	15	5,8—7,0	135	265
2Ж	1	2П	15	15	5,9-6,8	175	315
3Ж	1	8П	25	15	5,9-7,4	135	265
4Ж	1	9П	35	15	4,8-5,8	135	265
5Ж	1	6П	35	15	2,0-3,0	135	265
6Ж	1	7П	15	15	3,0-4,4	135	265
7Ж	3	1П	60	10	1,3-2,0	140	275
8Ж	5	2П	50	10	1,4-1,7	160	295
9Ж	4	1П	40	13	1,3-2,5	140	265
10Ж	2	1П	20	23	2,6-4,5	175	315

1Ж-6Ж. Все эти варианты характеризовались одними и теми же основными исходными данными, кроме вида фазовых проницаемостей. В отличие от случая обработки скважин сухим газом, в некоторых из этих вариантов задавались фазовые проницаемости коллектора, зависящие от пластового давления, путем учета в них зависимости от давления поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Учет этого фактора при исследовании процессов обработки призабойных зон углеводородными растворителями представляется очень важным исходя из следующих предпосылок. Нагнетание жидких углеводородных растворителей в призабойную зону скважин сопровождается вытеснением ретроградного конденсата растворителем (на передней границе зоны смеси) в режиме многоконтактного смешивающегося вытеснения. На этом этапе в области пласта, занятой жидкостным валом, протекает двухфазная фильтрация газа и жидкости. Поэтому зависимость фазовых проницаемостей от поверхностного натяжения на границе раздела фаз может внести определенные изменения в распределение насыщенности призабойной зоны скважины жидкостью при обработке ее углеводородной жидкостью.

Влияние вида фазовых проницаемостей на динамику профиля насыщенности коллектора после обработки скважины пропаном прослеживания по рис. 5.53, на котором представлено изменение во времени профиля насыщенности после обработки в расчетных вариантах 3Ж-6Ж. Характерно для этих расчетных вариантов (как и для вариантов 1Ж-2Ж) образование в результате обработки жидкостного “вала” на некотором удалении от скважины. Во всех рассматриваемых вариантах жидкостный “вал” занимает примерно одно и то же положение - на расстоянии 10-35 м. Максимальная насыщенность жидкости в нем 0,23-0,28. Несколько большие значения насыщенности в жидкостном вале для варианта 5Ж объясняются большим количеством закачанного в скважину пропана. В зоне радиусом до 10 м от скважины конденсатонасыщенность коллектора в результате воздействия уменьшается до значений, равных нулю. В расчетах процесса накопления ретроградного конденсата у забоя скважины по вариантам 3Ж-6Ж отмечается образование зоны с повышенной насыщенностью радиусом около 9-10 м. Максимальные значения насыщенности наблюдаются непосредственно рядом со скважиной и составляют по вариантам 3Ж-6Ж соответственно до 45; 40; 25 и 22 %. Таким образом, нагнетание растворителей позволяет удалить конденсат из зоны, наиболее подверженной накоплению ретроградной жидкости.

Более значительное влияние оказывают фазовые проницаемости на динамику насыщенности коллектора в ходе последующей за обработкой эксплуатации скважины. Так, динамика профиля насыщенности в вариантах со слабой зависимостью фазовых проницаемостей от давления (варианты 3Ж и 4Ж) и вариантах с независимыми от давления фазовыми проницаемостями (варианты 1Ж и 2Ж) очень схожа. Для вариантов 1Ж, 2Ж и 4Ж, в которых фазовые проницаемости не зависят (или практически не зависят) от давления, перемещение жидкостного “вала” к скважине определяется испарением и переносом углеводородов в газовой фазе. В результате жидкостный вал перемещается на несколько метров от своего начального положения с небольшим изменением максимальных значений (см. рис. 5.53, б) для варианта 4Ж. В варианте 3Ж, в котором фазовые проницаемости в большей мере зависят от давления, перемещение жидкостной зоны обусловливается уже не только переносом компонентов в газовой фазе, но и фильтрацией жидкости. Однако значения насыщенности жидкости в этой зоне лишь ненамного пре-

S,%

О 10 20 30 40 R, м

5,%

Рис. 5.53. Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины

после обработки пропаном:

а - 3Ж, в - 5Ж, г - 6Ж (1 - после обработки; 2 - через 8 сут; 3 - через 30 сут; 4 - через 3 мес), • - 4Ж (1 - после обработки; 2 - через 8 сут; 3 - через 30 сут; 4 - через 4,5 мес)

0 10 20 30 40 R, м

восходят критические значения, в результате чего скорость перемещения жидкостной зоны оказывается очень низкой (около 1,5-10^-6 м/с при депрессии на скважине 5,9-7,4 МПа). Для всех рассматриваемых вариантов характерно повторное накопление ретроградного конденсата у забоя скважины. Оно обусловливается не совсем оптимальными условиями обработки скважины по величине пластового давления (которое составляло 70-75 % от давления максимальной конденсации газоконденсатной системы). Размеры зоны интенсивного повторного накопления вокруг скважины составляют 3-5 м. Повторного накопления конденсата у забоя скважины не отмечается практически для тех же условий, но при среднем пластовом давлении 10 МПа.

О 10 20 30 40 R, м

Повторное накопление конденсата непосредственно у скважины -основной фактор, вызывающий постепенное уменьшение продуктивности скважины после обработки. Продуктивность скважины в вариантах 1Ж и 2Ж после обработки возрастает до 8,7-8,8 тыс. м³/(сут-МПа). Затем в течение 3-4 мес эксплуатации скважины продуктивность скважин уменьшается до своих начальных значений (до обработки), равных для вариантов 1Ж и 2Ж соответственно 3,6 и 3,1 тыс. м³/(сут-МПа). В варианте 3Ж обработка скважины вызывает увеличение продуктивности скважины до 13,8 тыс. м³/(сут-МПа). В течение одного месяца эксплуатации скважины продуктивность ее уменьшается до 8,1 тыс. м³/(сут-МПа), что на 15 % превышает продуктивность скважины до ее обработки. Основное уменьшение продуктивности скважины вызывается повторным накоплением конденсата у ее забоя. В последующем продуктивность скважины сохраняется на этом уровне в течение длительного времени. В варианте 4Ж продуктивность скважины особенно значительно меняется в первые 7-10 дней ее эксплуата-

s,%

О 10 20 30 40 R, м

?,%

ции: от 19,8 до 15,9 тыс. м³/(сут-МПа). Затем в течение почти 3 мес она постепенно уменьшается до 13,1 тыс. м³/(сут-МПа). Основным фактором снижения продуктивности скважины в этом варианте также является повторное накопление ретроградного конденсата.

Для расчетных вариантов 5Ж и 6Ж основным механизмом переформирования жидкостного “вала” в ходе эксплуатации скважин оказывается фильтрация жидкости. Для фазовых проницаемостей коллектора в этих вариантах характерны критические значения насыщенностей для жидкости соответственно 0,19 и 0,13. Нас ыщенность коллектора жидкостью в области жидкостного “вала” на момент окончания обработки значительно больше критических значений. При отборе газоконденсатной смеси из скважины жидкостный “вал” начинает движение к скважине. Массообменные процессы между жидкостью и пластовым газом происходят с частичным испар ением углеводородов из жидкости в проходящий пластовый газ. Однако при рассматриваемых термобарических условиях пласта и объемах жидкости в “вале” при движении “вала” не происходит полного его “размазывания”, и он остается подвижным. Скорость перемещения его в варианте 5Ж составляет около 1,6*10^-6 м/с (при депрессии на скважине 2,0-3,0 МПа). В результате через 3 мес после обработки скважины передняя граница жидкостного вала приближается к скважине на расстояние около 7 м (см. рис. 5.53, в). В то же время за счет повторного накопления конденсата у забоя скважины насыщенность жидкостью в зоне радиусом 3-4 м возрастает до 0,10-0,12. Более значительная скорость перемещения жидкостного “вала” отмечается в варианте 6Ж. При депрессии на скважине 3,0 МПа “вал” перемещается со скоростью около 2-10^-5 м/с и уже через три недели после обработки достигает скважины.

Указанные особенности изменения во времени профиля насыщенности жидкостью призабойной зоны скважины определяют и динамику продуктивности скважины после обработки в этих расчетных вариантах (рис. 5.54). В варианте 5Ж продуктивность скважины после обработки возрастает до 21,5 тыс. м³/(сут-МПа). Затем в течение 3 мес она медленно понижается до

18,2 тыс. м³/(сут-МПа), оставаясь в конце этого периода времени в 1,4 р аза выше своих начальных значений. В варианте 6Ж продуктивность скважины после обработки возрастает до 22,1 тыс. м³/(сут-МПа). В течение трех недель эксплуатации (к моменту подхода жидкостного вала к скважине) она

5Ж

Я 25

6Ж

.................

^4Ж зж

о» 5

80 100 t, сут

Рис. 5.54. Кривые изменения во времени продуктивности скважины по газу

понижается до 16,2 тыс. м³/(сут-МПа), что на 10 % превосходит начальные (до обработки) значения.

Естественно, что поверхностное натяжение на границе раздела газ -ретроградный конденсат имеет наименьшие значения в области более высоких значений давления и увеличивается по мере понижения давления. Поэтому этот фактор будет оказывать большее влияние на процесс обработки скважины при более высоких пластовых давлениях, что является еще одним доводом в пользу применения для обработок скважин углеводородных растворителей в области давлений ниже давления максимальной конденсации пластовых газоконденсатных смесей. Что же касается коллекторских свойств, то они не являются ограничивающими факторами с точки зрения эффективности обработки газоконденсатных скважин углеводородными растворителями.

ВЛИЯНИЕ НАЧАЛЬНОГО СОСТАВА ПЛАСТОВОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СИСТЕМЫ НА ПРОЦЕСС ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН ЖИДКИМИ УГЛЕВОДОРОДНЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ

Для оценки влияния начального состава пластовой газоконденсатной системы на процесс обработки призабойной зоны скважины жидкими углеводородными растворителями проводились расчеты этого процесса в случае фильтрации в пластах различных смесей. Основные расчетные параметры по этим вариантам (7Ж-10Ж) представлены в табл. 5.4

Результаты этих расчетов показали, что, как и в случае обработки скважин газом, при определенных термобарических условиях состав пластовой газоконденсатной системы может влиять на эффективность обработки скважин жидкими углеводородами. В качестве примера на рис. 5.55, а, б показана динамика профиля насыщенности жидкостью призабойной зоны скважины для вариантов 7Ж-9Ж после ее обработки пропаном (с продавкой сухим газом). Эти варианты расчетов различались по начальному составу газоконденсатной смеси (смеси № 3-5), виду фазовых проницаемостей, значению текущего пластового давления, а также по значениям параметра Q_T/(mH) для нагнетаемых агентов. Расчеты показали, что в вариантах 7Ж и 8Ж характер распределения насыщенности в призабойной зоне скважины после ее обработки практически полностью совпадает. Это вполне объяснимо, поскольку пластовые смеси № 3 и 5 близки по своему начальному составу. Несколько большее удаление жидкостного “вала” от скважины в варианте 8Ж объясняется более значительными объемами нагнетаемых в этом случае углеводородных растворителей. Эксплуатация скважины после ее обработки в этих вариантах расчетов вызывает некоторое незначительное перемещение жидкостного “вала” в сторону скважины за счет испарения из жидкости части промежуточных и тяжелых углеводородов и переноса их в газовой фазе (движения жидкости не происходит вследствие меньших, чем критические, значений ее насыщенности). На протяжении длительного времени после обработки в этих вариантах практически не отмечается повторного накопления ретроградного конденсата у скважины, что вполне характерно для данного соотношения текущего пластового давления и давления максимальной конденсации смеси (около 0,65). В результате за счет обработки скважины дебит ее увеличился в 2,3-2,4 раза и незначительно уменьшился на протяжении длительного времени (более 5 мес) эксплуатации после обработки.

Иное изменение профиля насыщенности в варианте 9Ж (смесь № 4).

Рис. 5.55. Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скважины

после обработки ее пропаном:

а - 7Ж, 6 - 8Ж (1 - после обработки; 2 - через 1 мес; 3 - через 3 мес), в - 9Ж (1 - после обработки; 2 - через 10 сут; 3 - через 2 мес)

Эксплуатация скважины после ее обработки в этом случае вызывает определенное увеличение насыщенности коллектора жидкостью непосредственно в зоне пласта, занимаемой жидкостным “валом”, образовавшимся при нагнетании в скважину пропана (рис. 5.55, в). Однако даже после длительной эксплуатации скважины насыщенность не достигает значений критической насыщенности, и накопление жидкости в этой области пласта происходит из-за выпадения промежуточных и тяжелых углеводородов из фильтрующегося пластового газа. Второй областью конденсации этих углеводородов является область непосредственно у забоя скважины. Повторное накопление конденсата в ней оказывается основной причиной некоторого снижения продуктивности скважины в ходе ее эксплуатации. В результате обработки скважины ее продуктивность увеличивалась до 25-27 тыс. м³/(сут-МПа) при начальных значениях около 10 тыс. м³/(сут-МПа), но уже в течение первых 20 сут эксплуатации интенсивно уменьшалась до 15-18 тыс. м³/(сут-МПа). После этого темп уменьшения продуктивности скважины замедляется, и через 4-5 мес эксплуатации продуктивность скважины устанавливается на своих постоянных значениях - около 12 тыс. м³/(сут-МПа). Обработка скважины пропаном в этом варианте расчетов более эффективна, чем аналогичное воздействие на скважину сухим газом. Продуктивность скважины после длительной эксплуатации в 1,6-1,8 раза превышает начальные (до обработки) значения, в то время как уже через 2 мес после нагнетания в скважину газа продуктивность ее становится близкой к своим начальным значениям.

Достаточно эффективна обработка призабойной зоны скважин пропаном и для варианта 10Ж (смесь № 2). Как и в других вариантах расчетов, в этом случае последовательная закачка в скважину пропана и сухого газа приводит к полной осушке некоторой зоны вокруг скважины с образованием жидкостного “вала” за этой зоной. Последующее расформирование этого “вала” в ходе эксплуатации скважины обусловливается как фильтрацией жидкости в очень ограниченной зоне рядом с жидкостным “валом”, так и испарением из жидкости углеводородов в фильтрующийся пластовый газ. На это указывает динамика профиля насыщенности. Насыщенность жидкостью в зоне, занятой “валом”, уменьшается от своих исходных значений, превосходящих критические, до значений меньше критических. Это не могло не вызывать фильтрацию жидкости. В то же время конечные значения насыщенности жидкостью коллектора в зоне вала меньше на 6-8 % значений критической насыщенности. Кроме того, насыщенность за пределами области, занятой “валом” в его исходном положении, практически не изменяется (кроме как непосредственно у скважины). Это все может быть вызвано только испарением углеводородов из жидкости в фильтрующийся пластовый газ.

Таким образом, процесс обработки призабойных зон скважин жидкими углеводородными растворителями в значительной мере зависит от существующих в пласте термобарических условий, а начальный состав пластовой системы влияет на процесс только потому, что им определяется давление максимальной конденсации системы, т.е. уровень пластового давления, выше которого эффективность обработки резко уменьшается. В значительно большей мере от компонентного состава углеводородной смеси зависит обработка призабойных зон скважин в нефтегазоконденсатных пластах.

ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН ЖИДКИМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ В НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТАХ

Процесс обработки призабойных зон скважин в нефтегазоконденсатных пластах жидкими растворителями в большой степени определяется концентрацией наиболее тяжелых компонентов пластовой смеси. При значительном их содержании в пластовой смеси и соответствующих термобарических условиях пласта насыщенность коллектора жидкостью может достигать значений, близких к критическим, или даже превышать их. В этом случае жидкая фаза оказывается подвижной или находится в условиях, близких к началу ее подвижности. Поэтому эксплуатация скважины после закачки в ее призабойную зону жидких углеводородов может сопровождаться двухфазным притоком к скважине жидкости и газа.

Особенности обработки скважин в пластах, содержащих газоконденсатные смеси вместе с равновесной нефтью, могут быть рассмотрены на примере расчета обработки скв. 83 Западно-Соплесского НГКМ. Изучалась обработка скважин пропаном при тех же условиях, что и при обработке скважин газом. На рис. 5.56 показано распределение в призабойной зоне скважины насыщенности коллектора жидкой фазой после ее обработки пропаном в объеме около 160 т и газом в объеме 300 тыс. м³. В ходе нагнетания рабочих агентов происходит формирование “вала” жидких углеводородов, содержащего пропан и пластовую жидкость. Он располагается на расстоянии от 15 до 35 м от скважины, а максимальная насыщенность в нем жидкости составляет 0,75-0,77. После пуска скважины в эксплуатацию “вал” жидкости продвигается к скважине. Максимальная насыщенность в нем жидкой фазы по-

Рис. 5.56. Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 83 Западно-Соплесского НГКМ после обработки ее пропаном:

1 - после обработки газом; 2 - через 1 мес; 3 - через 2 мес; 4 - через 2,5 мес; 5 - через 3 мес

степенно уменьшается до значений, равных средней по пласту насыщенности. “Вал” жидкости достигает скважины за 3 мес, но незначительное увеличение жидкости непосредственно у забоя скважины в зоне радиусом 1-2 м (в области резкого уменьшения давления) начинает проявляться уже через

1 мес после обработки.

Продвижение “вала” жидкости к скважине после ее обработки неизбежно приводит к постепенному уменьшению продуктивности скважины по газу. В рассматриваемом примере продуктивность скважины после ее обработки составляет около 100 тыс. м³/(сут-МПа). За 7-8 сут она понижается до 27-30 тыс. м³/(сут-МПа), а затем постепенно уменьшается к концу четвертого месяца эксплуатации до начальных значений 15-18 тыс. м³/(сут-МПа). Средняя продуктивность скважины по жидкости 0,080,1 т/(сут-МПа) .

С увеличением интенсивности отбора флюидов из пласта после обработки скважины возрастает также и скорость продвижения “вала” жидкости к скважине. Так, при поддержании на забое скважины депрессии 4 МПа продуктивность скважины по газу в первые несколько суток после обработки уменьшается от 100 до 22-25 тыс. м³/(сут-МПа) и затем снижается до начальных значений за 1,5 мес. Суммарные отборы газа при этом приблизительно равняются отборам при депрессии 2 МПа.

Аналогичные качественные результаты были получены и для случая фильтрации в пластах других углеводородных смесей. Таким образом, обработка жидкими углеводородными растворителями призабойных зон скважин, расположенных в газожидкостных зонах нефтегазоконденсатных залежей, может в ряде случаев привести к кратковременным эффектам.

ВЛИЯНИЕ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА ЖИДКОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО РАСТВОРИТЕЛЯ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЦЕССА ОБРАБОТКИ

Эффективность обработки призабойных зон газоконденсатных скважин зависит не только от начального состава пластовой углеводородной системы, но и от компонентного состава жидкого углеводородного растворителя, используемого для обработки. В последнее время активно обсуждается возможность использования для обработки призабойных зон скважин стабильного и нестабильного конденсата, отбираемого из пласта данной залежи. Основным достоинством таких углеводородных растворителей является их доступность. Проведенные авторами с коллегами исследования показывают, что использование стабильного и нестабильного конденсата для удаления ретроградных углеводородов из призабойных зон газоконденсатных скважин, как правило, неэффективно. Низкая эффективность обработки призабойных зон скважин этими агентами объясняется интенсивным накоплением углеводородной жидкости у забоя скважины вслед за ее обработкой.

Как уже отмечалось, повторное накопление ретроградного конденсата у забоя скважины обусловлено особенностями фазового поведения газоконденсатных смесей. Наиболее значительное накопление вызывается поступлением обогащенной газоконденсатной смеси из области пласта с более высокими давлениями (вдали от скважины) в область пониженных давлений у забоя скважины. Вторым фактором, определяющим повторное накопление конденсата, является неравновесность той жидкой фазы, которая осталась в зоне обработки, по отношению к газовой фазе пластовой системы. При фильтрации газоконденсатной смеси к скважине может происходить выпадение промежуточных и тяжелых компонентов в оставшуюся в призабойной зоне жидкость. Даже поверхностный анализ физических явлений, происходящих при воздействии на призабойную зону скважин, показывает, что наличие в нагнетаемом стабильном и нестабильном конденсате фракций С₅₊ может привести к существенному утяжелению жидкой фазы в образующемся при обработке “жидком вале”. Это ухудшает условия повторного накопления жидкости у забоя скважины при эксплуатации ее после обработки.

Для определения возможности использования в качестве жидких углеводородных агентов стабильного и нестабильного конденсата были выполнены соответствующие аналитические исследования для ряда газоконденсатных месторождений России (Западно-Соплесского, Астраханского и Уренгойского), а также проведены промысловые испытания на Западно-Соплесском ГКМ. В качестве примера в данной работе приводятся результаты расчетов и промысловых исследований для скв. 17 Западно-Соплесского НГКМ. Результаты остальных расчетов по различным месторождениям имеют такой же качественный характер.

Результаты промысловых испытаний по повышению производительности скв. 17 легким конденсатом, а также обработки ее призабойной зоны сухим углеводородным газом подробно изложены в разд. 5. Для анализа результатов промысловых работ по восстановлению продуктивности скв. 17 различными углеводородными растворителями и определения механизма их воздействия на призабойную зону скважины было выполнено математическое моделирование. В расчетах принимались следующие основные параметры пласта: коэффициент абсолютной проницаемости пласта 0,075 мкм², коэффициент пористости 8,5 %, эффективная толщина пласта 28 м. Проводились серии расчетов соответственно для обработки скважины пропаном (с продавкой его сухим газом) и стабильным конденсатом (с продавкой его сухим газом). При этом состав стабильного конденсата, использовавшегося для обработки скважины, задавали исходя из условий сепарации добываемой газоконденсатной смеси.

Расчеты предшествующего периода эксплуатации (до воздействия на нее углеводородными растворителями) указали на накопление конденсата в призабойной зоне (рис. 5.57, а) и на возможное за счет этого уменьшение продуктивности скважины до 46 тыс. м³/(сут-МПа), т.е. почти в 2,5 раза от начального. Согласно результатам расчетов, обработка призабойной зоны скв. 17 (закачка 180 т пропана с продавкой его сухим газом объемом 400 тыс. м³) осушает пласт в призабойной зоне скважины в радиусе 10-11 м вокруг скважины. На расстоянии от 11 до 25 м образуется жидкостный “вал” (смесь ретроградного конденсата и нагнетаемого пропана) с максимальной насыщенностью пласта жидкостью. Эксплуатация скважины после обработки ее пропаном практически не вызывает изменений в распределении насыщенности даже по истечении 5-6 мес. Зона повышенной насыщенности смещается всего на 1-2 м в сторону скважины при некотором возрастании в ней значений насыщенности. В результате обработки скважины ее продуктивность увеличивается до 99 тыс. м³/(сут-МПа), а затем по истечении 6 мес эксплуатации незначительно уменьшается - до 90 тыс. м³/(сут-МПа).

В отличие от воздействия на призабойную зону скважины пропаном обработка ее стабильным конденсатом (с последующей продавкой его сухим газом) не только не увеличивает продуктивность скважин, но даже может и несколько уменьшить ее. Расчеты для условий скв. 17 Западно-Соплесского ГКМ показали, что после ее обработки “легким” стабильным конденсатом в

Рис. 5.57. Кривые изменения насыщенности коллектора жидкостью в призабойной зоне скв. 17 Западно-Соплесского НГКМ после ее обработки:

а - пропаном (1 - до обработки; 2 - после обработки; 3 - через 1 мес; 4 - через 6 мес); • -легким конденсатом (1 - после обработки; 2 - через 7 сут; 3 - через 3 мес)

объеме 210 м³ (с продавкой сухим газом объемом 400 тыс. м³) полностью “осушенной” оказывается только узкая зона вокруг скважины радиусом около 5-6 м (рис. 5.57, •). За этой зоной на расстоянии 6-30 м от скважины образуется “вал” жидкости с насыщенностью жидкости, значительно превышающей ее средние по пласту значения. Анализ компонентного состава жидкой и газовой фаз в этой зоне позволяет установить следующий характер распределения в ней углеводородов. При нагнетании в скважину углеводородных растворителей вокруг скважины возникают два фронта вытеснения. На границе “ретроградный конденсат - стабильный конденсат” отмечается многоконтактное смешивающееся вытеснение газоконденсатной смеси стабильным конденсатом с конденсацией промежуточных углеводородов из пластового газа в жидкость. На границе “стабильный конденсат - сухой газ” вытеснение стабильного конденсата происходит в режиме многоконтактного смешивающегося вытеснения с испарением промежуточных компонентов в сухой газ. По сравнению с вариантом обработки скважины пропаном, условия смешения углеводородной жидкости и газа ухудшаются, а следовательно, более значительной по размерам оказывается зона с высоким насыщением коллектора жидкостью. Усиливается неравномерность распределения фракций углеводородов С₅₊ по пласту: легкие фракции углеводородов С₅₊ переносятся дальше от скважины, чем тяжелые фракции, а последние оказываются преобладающими в жидкостном “вале”.

Неравномерное распределение различных фракций углеводородов С₅₊ вокруг скважины интенсифицирует повторное накопление жидкости у забоя скважины с началом отбора из нее газа. В начальный момент отбора газа в зоне пласта с высокой насыщенностью жидкостью развивается двухфазная фильтрация. В то же время перенос значительного объема промежуточных компонентов происходит в газовой фазе. Поэтому отмечается постепенное накопление ретроградной жидкости непосредственно у забоя скважины, т.е. в области наиболее резкого изменения давления. Кроме того, образуется еще один максимум насыщенности на некотором удалении от скважины на границе осушенной зоны пласта и жидкостного вала, т.е. в области пласта, содержащей жидкость, наиболее неравновесную к пластовому газу.

Подтягивание к скважине зоны высокой насыщенности, как и повторное накопление конденсата непосредственно у скважины, приводит к увеличению фильтрационного сопротивления и уменьшению продуктивности скважины. Увеличение фильтрационных сопротивлений дополнительно происходит вследствие прироста объема жидких углеводородов в призабойной зоне за счет той части закачанного стабильного конденсата, которая не испарилась в отбираемый из скважины пластовый газ. В результате этого в расчетах продуктивность скважины после ее обработки увеличилась всего до 66 тыс. м³/(сут-МПа) и довольно быстро уменьшилась затем по истечении

3 мес до 44 тыс. м³/(сут-МПа).

Обработка скв. 17 Западно-Соплесского НГКМ конденсатом не является единичным случаем в практике газодобычи. Имеется опыт обработки легким конденсатом ранее простаивавшей скважины W месторождения Contesti (Румыния). Обработка этой скважины оказалась более успешной, чем скв. 17 Западный Соплесск. Тем не менее скважина эксплуатировалась после воздействия всего около месяца, причем с постепенным возрастанием дебита в течение первых 2 нед и понижением его в течение еще 2 нед. Оценочные расчеты показывают, что обработка призабойной зоны скважины W-Contesti пропаном или ШФЛУ позволяла увеличить продолжительность эксплуатации скважины как минимум втрое.

Таким образом, исследования показывают, что для повышения продуктивности газоконденсатных скважин с успехом могут использоваться жидкие углеводородные растворители на пропан-бутановой основе (пропан, бутан или их смесь). Применение для обработки призабойных зон скважин стабильного и нестабильного конденсата неэффективно по ряду причин. В их числе следует указать: “осушку” недостаточно значительной по размерам зоны вокруг скважины (вследствие ухудшения условий оттеснения углеводородной жидкости сухим газом), а также увеличение объема углеводородной жидкости у забоя скважины и интенсивное в ней повторное накопление жидкости у забоя скважин (за счет закачки в составе конденсата дополнительного объема фракций углеводородов С₅₊).

ПРОМЫСЛОВЫЙ ОПЫТ ОБРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН РАСТВОРИТЕЛЯМИ

К настоящему времени обработка призабойной зоны скважин газовыми агентами уже апробирована как метод повышения продуктивности газоконденсатных скважин на ряде месторождений. Промысловые эксперименты по обработке призабойных зон скважин широкой фракцией легких углеводородов проводились на Вуктыльском НГКМ (Республика Коми). Имеется также опыт обработки жидкими углеводородными растворителями прискважинной зоны пласта на месторождении Contesti (Румыния).

РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН НА ВУКТЫЛЬСКОМ ГКМ

Работы по повышению продуктивности скважин Вуктыльского ГКМ выполнялись группой специалистов ООО “Севергазпром” ОАО “Газпром”, Се-верНИПИгаза и ВНИИГАЗа. К настоящему времени уже обработано около 20 скважин и в подавляющем большинстве случаев получены положительные результаты. В качестве примера воздействия на призабойную зону скважин можно привести результаты обработок некоторых скважин.

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение имеет сложное строение. В процессе разработки залежи было подтверждено наличие неравномерно развитой подгазовой нефтяной оторочки, которая хорошо развита на периклиналях и восточном крыле складки. В ядре складки отмечается наличие зоны смешанного флюидонасыщения (нефть, газ и вода) - “переходная зона”. В настоящее время фонд эксплуатационных скважин на залежи составляет более 150 скважин.

В ходе разработки залежи по отдельным скважинам отмечалось снижение их продуктивности. В качестве основных причин снижения продуктивности скважин были определены высокая начальная насыщенность пласта

на данном участке жидкой углеводородной фазой (рассеянные жидкие углеводороды - РЖУ типа остаточной нефти) либо блокирование призабойной зоны выпавшим углеводородным конденсатом. Поэтому первоочередными объектами для воздействия были выбраны скважины на крыльях структуры, где продуктивность скважин снижалась вследствие проявления обеих указанных причин. Технология обработки призабойной зоны скважины жидкими углеводородными растворителями в опытно-промышленном масштабе внедрялась с 1985 г. Апробация ее осуществлялась на скважинах, включаемых в несколько групп объектов воздействия:

I группа - скважины, расположенные на периферии структуры, где по-ровое пространство коллектора характеризуется повышенной насыщенностью жидкой углеводородной фазой (РЖУ типа остаточной нефти);

II группа - скважины, расположенные на склонах структуры, где содержится выпавший конденсат и некоторое количество РЖУ;

III группа - скважины купольных участков структуры, где пласт насыщен в основном только выпавшим конденсатом.

Под обработку сотрудниками ВНИИГАЗа совместно с СеверНИПИгазом и по согласованию с д/п “Севергазпром” были намечены скв. 177, 188

(I группа), 132 (II группа), 126, 154 (III группа). Анализ результатов газодинамических исследований, проведенный в 1987 г. Е.М. Гурленовым, показал, что прискважинная зона большинства из этих скважин имеет ухудшенные фильтрационные свойства по сравнению с удаленной от скважин зоной пласта. Все эти скважины подключены к УКПГ-3 и эксплуатируют продуктивные объекты в московских и серпуховских отложениях (средний и нижний карбон). Несколько ранее технология воздействия на прискважинную зону пласта была испытана на скв. 26 месторождения. В ходе обработки скважин проводился оперативный контроль за параметрами работы скважин после пуска, а также газоконденсатные исследования. Они осуществлялись сотрудниками ЦНИПРа Вуктыльского ГПУ и СеверНИПИгаза.

ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ № 126

Скв. 126 расположена в районе УКПГ-3 и занимает на структуре промежуточное положение между сводовой частью и восточным крылом. Скважиной вскрыт практически весь продуктивный разрез от I до VI литологоколлекторской пачки. Газоотдающие интервалы приурочены к коллекторам

III пачки (2841-2851 м, московские отложения) и V пачки (3047-3053 и 3095-3105 м, серпуховские и веневские отложения). Незначительный приток газа отмечается также из отложений VI пачки с глубины 3242- 3245 м.

Обработка скв. 126 углеводородными растворителями проводилась не впервые: в 1984 г. призабойная зона была обработана путем закачки 3,4 млн. м³ газов выветривания, в 1985 г. - ШФЛУ (565 т) с продавкой газом сепарации (1,14 млн. м³). Обе эти обработки заметного эффекта не принесли (подробный анализ результатов обработок представлен в материалах СеверНИПИгаза).

В 1988 г. обработка призабойной зоны была выполнена ЦНИПРом Вуктыльского ГПУ в период с 23 июня по 24 июля. Всего по утвержденному регламенту предусматривалось закачать: ШФЛУ - 2900 т, сухого газа для продавки - 4,060 млн. м³. Фактическое количество закачанных агентов составило: ШФЛУ - 3970 т, сухого газа - 4167 тыс. м³. Такие значительные объемы агентов задавались с учетом высоких значений толщины пласта в районе скважины. Суммарная эффективная толщина пласта составляла 116 м при общей вскрытой толщине 242 м. В то же время окончательная интерпретация материала в партии МИТИС указывала на суммарную толщину газоотдающих интервалов всего 29 м и, таким образом, обработка зоны фильтрации получилась существенно более глубокой, чем предусматривалось регламентом. Перед обработкой призабойной зоны был выполнен полный комплекс исследовательских работ. Глубинные исследования в скважине производили с использованием опытного образца комплексного прибора БДС (аппаратура “Глубина-2”), что позволило получить качественные данные об исходной характеристике скважины.

Динамика основных параметров работы скважины до и после обработки призабойной зоны приведена на рис. 5.58, 5.59. Анализ промысловых данных оперативного контроля за основными параметрами отбираемой из скважины продукции показывает, что отработка скважины от сухого газа, закачанного в ходе продавки ШФЛУ, продолжалась не менее месяца после пуска скважины в работу. На это указывают динамика конденсатогазового фактора (см. рис. 5.58, а), а также молекулярной массы конденсата и содержание в продукции углеводородов С_3-4 (см. рис. 5.58, •). Скважина работала с

Рис. 5.58. Динамика основных показателей эксплуатации скв. 126 - Вуктыл до и после обработки ее призабойной зоны: а - параметр kh/ц и конденсатогазовый фактор q; • - плотность р_к и молекулярная масса М_к конденсата, содержание ком-

¦s;

-к

1	1 1 kh	1
	Ч
1	н	1 1 1 1

Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь

ч:

М_к

0,75

120

Рис. 5.59. Динамика продуктивности скв. 126 —

Вуктыл в 1988 г. после обработки ее призабойной зоны:

I - май; II - сентябрь; III - ноябрь; 1- 3 - номера циклов исследований

pL-pLs ’ МП*²

0,50

S 0,25

	! Рк
	1 _
-	1
-	1 ! м_к —> "
1	1 1 1 1

105

Май

Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь

Дебит газоконденсатной смеси, тыс. м*/сут

несколько меньшим содержанием конденсата по сравнению с исходным (до обработки). Свойства конденсата (плотность и молекулярная масса) наблюдались практически на уровне исходных значений. В то же время уменьшилось содержание пропан-бутановой фракции. Поступления закачанной ШФЛУ из призабойной зоны не наблюдалось. Контрольные исследования в сентябре 1988 г. показали, что скважина работает с повышенной продуктивностью (отмечался прирост дебита в 14 тыс. м³/сут) и несколько меньшим содержанием конденсата по сравнению с исходным. Газоконденсатные исследования, проведенные 09.11.88, показали почти аналогичные результаты, за исключением более высокой плотности конденсата.

После воздействия на скважину наблюдалось увеличение газопроводно-сти (параметра kh/\х) в 1,3 раза (см. рис. 5.58, а). В ходе отработки скважины отмечалось постепенное ее уменьшение. Тем не менее газопроводность оставалась выше, чем до обработки скважины. Выше оказалась и продуктивность скважины (сопоставление результатов газодинамических исследований на различные даты, см. рис. 5.59). В дальнейшем происходило увеличение продуктивности скважины и, по данным исследований, проведенных в мае 1989 г., отмечались существенные изменения фильтрационных коэффициентов: коэффициент А уменьшился втрое, коэффициент В увеличился на порядок.

В конечном счете обработка призабойной зоны скв. 126 позволила отобрать из пласта дополнительно значительное количество газа. Уже по состоянию на май 1989 г. (менее чем через год после воздействия) из скважины было добыто дополнительно 3,2 млн. м³. Некоторое уменьшение содержания фракции С₅₊ в продукции скважины привело к снижению отбора конденсата (приблизительно на 45 т). Однако по сравнению с приростом добычи газа это снижение добычи конденсата оказалось незначительным.

ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ № 177

Скв. 177 расположена на восточном склоне средней части структуры. Введена в эксплуатацию 31.03.81. Перфорированные интервалы располагались на глубинах 3126-3131 и 3205-3330 м (работающие интервалы определены не были). Начальный технологический дебит скважины равнялся 220 тыс. м³/сут.

В феврале 1985 г. скважина была первый раз обработана жидкими углеводородными растворителями с целью извлечения выпавшего в призабойной зоне конденсата и улучшения продуктивной характеристики. Состав растворителей специально подбирался на пластовые давления около 10 МПа. Обработка дала эффект, который наблюдался длительное время.

Обработка призабойной зоны ШФЛУ проведена 06.04.88-13.04.88. В соответствии с регламентом в призабойную зону было закачано 1407 м³ (708 т) ШФЛУ и 1,12 млн. м³ сухого углеводородного газа для продавки ШФЛУ в пласт. Данные по контролю за параметрами работы скважины до и после закачки изложены в работе [5]. Состав продукции скважины до закачки ШФЛУ характеризовался повышенным содержанием конденсата (63 г/м³) из-за его дополнительного поступления в жидком виде. Превышение над значением потенциального содержания С₅₊ при текущих термобарических условиях пласта составляло 19 г/м³.

Отработка скважины от закачанных агентов хорошо прослеживается по кривым изменения дебита газа сепарации, содержания сырого конденсата, конденсатогазового фактора (КГФ) и коэффициента усадки. Судя по этим кривым, основное количество закачанного сухого газа отфильтровалось из призабойной зоны в течение первых 8-10 дней, после чего началось поступление конденсата повышенной плотности и молекулярной массы в смеси с пропан-бутановой фракцией.

Продуктивность скважины в начальный период заметно превышала исходную (видно из индикаторных линий, приведенных на рис. 5.60). По мере отработки от сухого газа продуктивность снижалась и через 20 дней работы скважины вернулась к исходной, которая наблюдалась до закачки. Вместе с тем в этот период содержание конденсата превысило исходную величину на 13 г/м³ при постоянной плотности и молекулярной массе. По содержанию сырого конденсата и коэффициенту усадки видно, что наиболее интенсивная отработка скважины от закачанной пропан-бутановой фракции продолжалась примерно до 20 мая 1988 г. Ориентировочный расчет показывает, что за э тот период из призабойной зоны поступило около 190 т ШФЛУ, что составляет четвертую часть от ее закачанного количества. В сентябре дополнительного содержания ШФЛУ в составе продукции уже не отмечалось. Вероятнее всего, растворитель, закачанный в ходе обработки в призабойную зону скважины, был частично добыт в период с июня по сентябрь, а частично остался в составе жидкого конденсата, оттесненного за пределы призабойной зоны.

Проведенными в сентябре 1988 г. исследованиями было установлено существенное улучшение продуктивной характеристики скважины. При прочих равных условиях дебит газа увеличился на 33 тыс. м³/сут и достиг 120 тыс. м³/сут, что составляет 38 % исходных добывных возможностей данной скважины. Если скважина до обработки работала в неустойчивом режиме и периодически требовала продувок или перевода на газлифт, то после обработки она стала работать в устойчивом режиме и эксплуатироваться самостоятельно. Геофизические исследования показывают, что после обработки углеводородным растворителем появился дополнительный

0 50 100 150

Дебит газоконденсатной смеси, тыс. м⁵ /сут

Рис. 5.60. График изменения продуктивности скв. 177 — Вуктыл после обработки ее призабойной

зоны:

I - ноябрь 1985 г.; II - март 1988 г.; III - июнь 1988 г.; 1-12 - последовательные исследовательские режимы после обработки скважины

газоотдающий интервал на глубине 3240-3260 м в московских отложениях, т.е. дополнительное улучшение продуктивности скважины было вызвано увеличением эффективной толщины пласта.

Обработка призабойной зоны скв. 177 позволила отобрать из пласта дополнительное количество газа и конденсата. Уже по состоянию на октябрь 1989 г. из скважины было добыто дополнительно 3,5 млн. м³ газа и 452 т конденсата.

ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ № 154

Скв. 154 расположена в районе УКПГ-3 севернее скв. 126 и вблизи от сводовой части структуры. Скважиной вскрыт весь продуктивный разрез от I до VI пачки. Основной приток газа в скважину до закачки наблюдался из интервалов 2594-2620 и 2629-2640 м (III пачка), перекрытых лифтовыми трубами. Исходная продуктивная и газоконденсатная характеристика скважины определена в ноябре 1987 г., в том числе и с привлечением данных геофизических исследований.

Закачка ШФЛУ с продавкой в пласт газом высокого давления проведена с 11 до 19 февраля 1988 г. Всего было закачано 1844 м³ (1051 т) ШФЛУ (регламентом предусматривалось закачать 925 т ШФЛУ) и 1,312 млн. м³ сухого газа (по регламенту - 1,295 млн. м³). Для оперативного контроля за параметрами работы после пуска в эксплуатацию осуществлялись контрольные исследования 13.04.88-26.04.88 и 22.08.88-28.08.88. Основные результаты всех исследований приведены на рис. 5.61-5.63.

Динамика параметров, показанная на рис. 5.61, показывает, что отработка скважины после воздействия происходила в два этапа. Первый этап продолжался около 2 мес с момента пуска в работу до середины апреля. Контрольные исследования в апреле показали, что продуктивность скважины заметно снизилась (рис. 5.62). Уменьшение дебита газа составило 46 тыс. м³/сут (т.е. 20 % от исходного). Одновременно понизилось содержание конденсата (до 36 г/м³). Данное явление объяснялось (согласно данным СеверНИПИгаза) тем, что часть вскрытых интервалов IV-V пачек, расположенных ниже основных газоотдающих, тоже отдавала газ. В результате закачки ШФЛУ эта часть интервалов оказалась блокированной, поскольку перед подачей ШФЛУ в скважину было закачано 12 м³ метанола для снижения устьевых давлений.

Дальнейшие наблюдения за характером работы скважины показали, что ее продуктивная характеристика постоянно восстанавливалась с одновременным ростом содержания конденсата и дополнительным поступлением пропан-бутановых компонентов (см. рис. 5.61, а и •). Уже в апреле 1988 г. при проведении контрольных исследований на термокривых стала отмечаться работа интервалов 2712-2730 и 2866-2930 м. Таким образом, на втором этапе отработки отмечалось подключение тех интервалов пласта, которые, по всей видимости, стали более интенсивно очищаться от закачанных агентов. Контрольные исследования 22.08.88-26.08.88 свидетельствовали о восстановлении продуктивности до исходного уровня. Тем не менее дальнейшего улучшения продуктивности скважины не отмечалось. Отсутствие эффекта от обработки призабойной зоны скв. 154 объяснялось, вероятнее всего, тем, что в ходе воздействия произошло блокирование части продуктивного разреза жидкостью, имевшейся на забое скважины до проведения обработки.

Рис. 5.61. Динамика основных показателей эксплуатации скв. 154 — Вуктыл до и после обработки ее призабойной зоны: а - температура сепарации t и конденсатогазовый фактор q; • - плотность и молекулярная масса конденсата (р_к, М_к), содержание компонентов 10С_3-4

Рис. 5.63. Результаты гидродинамических исследований скв. 26

обработки ее призабойной зоны:

1-6 - номера измерений

Вуктыл до (I) и после (II)

ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ < 188

Скв. 188 расположена севернее скв. 177 на восточном склоне средней части структуры. Газоотдающие интервалы отбивались на глубинах 3112-3126, 3156-3157, 3186-3190 м и составляли в сумме 70 м. По данным исследований, в июне 1988 г. при дебите 94 тыс. м³/сут коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В равнялись соответственно 0,146 МПа²-сут/тыс. м³ и 9,33-10^-5 (МПа-сут/тыс. м³)².

Обработку скважины проводили в августе 1988 г. После воздействия и пуска в эксплуатацию скважина в течение 2 мес увеличивала продуктивность с достаточно высоким темпом и сохранила ее до июня 1989 г. В среднем в этот период эксплуатации скважины продуктивность ее как по газу, так и по конденсату в 1,15-1,2 раза превосходила аналогичные значения до обработки скважины. Хотя и с меньшим темпом, но тенденция к увеличению дебитов сохранялась и в последующем, несмотря на уменьшение суммарной толщины работающих интервалов из-за блокирования метанолом (который подали в скважину при ее подготовке к обработке). После обработки скважины вплоть до июня 1989 г. в ее продукции отмечалось повышенное содержание пропана и бутанов. Содержание С₅₊ сначала заметно уменьшилось, но уже приблизительно через месяц вновь достигло фоновых значений (41 г/м³) и в дальнейшем постепенно возрастало до 45-50 г/м³ (июнь 1989 г.). Плотность и молярная масса дебутанизированного конденсата в течение этого периода времени изменялись с колебаниями вокруг фоновых значений, несколько превышая в среднем эти значения.

За 10 мес после обработки по скважине получена дополнительная добыча газа 1,4 млн. м³ и конденсата 64 т, а также извлечено 518 т ШФЛУ (28 % от закачанного количества).

ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ < 132

Скв. 132 расположена в присводовой части залежи и занимает на структуре положение, среднее между скв. 177 и 188 с одной стороны и скв.

154 и 126 - с другой. Характеризуется малой дебитностью. Замеренные перед обработкой коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В равнялись соответственно 0,266 МПа²-сут/тыс. м³ и 1,732-10^-4 (МПа-сут/тыс. м³)². Газоотдающие интервалы отбивались на глубинах 3147-3194 и 3203-3223 м.

Скважина после обработки в феврале 1989 г. проявила динамику продуктивности и основных параметров продукции, типичную для подвергнутых локальному воздействию скважин. В первые два месяца шла отработка скважины от газа продавливания, затем появились признаки ШФЛУ в продукции. Продуктивность скважины и основные параметры продукции в этот период времени были близки к фоновым значениям. К июню 1989 г. наметилось увеличение продуктивности: по данным исследований 05.06.89-08.06.89 увеличение в дебите составляло 11 тыс. м³/сут, или приблизительно 10 % от дебита скважины до обработки.

За счет обработки по скважине за 15 мес (на июнь 1989 г.) дополнительно было извлечено 580 тыс. м³ газа. Прироста в добыче конденсата не отмечалось.

ОБРАБОТКА СКВАЖИНЫ < 26

Скв. 26 расположена на южной периклинали месторождения и была пущена в эксплуатацию в 1973 г. Эксплуатационный горизонт - средний карбон, продуктивные отложения которого сложены плотными, крепкими известняками, глинистыми известняками и доломитами с прослоями глин. Пористость продуктивной толщи пласта колеблется в пределах 8-24 %, проницаемость (0,012— 1,512)-10^-12 м², карбонатность 5,1-99,2 %. Тип коллектора - трещиновато-поровый.

На Вуктыльском газоконденсатном месторождении обработка призабойной зоны эксплуатационных скважин углеводородными растворителями была впервые проведена именно на скв. 26 [49]. Работы были начаты в 1983 г. и в качестве углеводородного растворителя использовался обогащенный газ. Для осуществления воздействия на промысел была доставлена ШФЛУ, которая накапливалась в шлейфах, метанолопроводах и разделительных емкостях. Для приготовления обогащенного газа заданного состава - 50 % С₁ и 50 % С₂-С₄ - и подачи его в скв. 26 использовался газ другой скважины, вскрывшей отложения нижнего карбона с повышенным пластовым давлением.

С целью уточнения продуктивной характеристики перед закачкой углеводородного растворителя были проведены газодинамические исследования скважины на стационарных режимах, а также газоконденсатные исследования, показавшие, что содержание компонентов С₅₊ в пластовом газе составляет 62 г/м³ при пластовом давлении 10,9 МПа.

В скв. 26 было закачано за 3 сут 250 тыс. м³ обогащенного газа, для получения которого использовалось 170 т ШФЛУ. Такое количество обогащенного газа позволило охватить зону радиусом 15-20 м. По завершении закачки скважина была остановлена на 20 сут, после чего был начат отбор продукции. В начальный период отбора был проведен комплекс газодинамических исследований скважины. Контроль состава продукции проводили непрерывно в течение первых семи суток отбора и продолжали с периодичностью один раз в месяц в последующий период отбора.

Изменение продуктивности скважины по мере отработки призабойной зоны от смеси обогащенного газа с выпавшим в пласте конденсатом прослеживается по данным, приведенным на рис. 5.63. Изменение параметров работы скважины на первом режиме (от точки 1' к 1) объясняется возрастанием доли жидких углеводородов в фильтрационном потоке через 12-13 ч после ее пуска. Второй режим характеризуется двухфазной фильтрацией из-за поступления в скважину основного количества выпавшего в призабойной зоне и оттесненного обогащенным газом конденсата, содержащего тяжелые углеводородные фракции. На третьем режиме продуктивность скважины улучшилась, однако полная очистка призабойной зоны произошла лишь в начале четвертого режима, о чем свидетельствует как стабильный характер работы скважины на этом режиме, так и тот факт, что значение КГФ установилось на уровне, близком к наблюдавшемуся до проведения эксперимента.

Результаты анализа состава продукции показали, что в течение всего периода промысловых исследований скважины после ее обработки содержание пропан-бутановой фракции в продукции было ниже ее содержания в закачанном газе, что объясняется растворением пропана и бутана в пластовой жидкой фазе. В начальный период отбора наблюдалось изменение состава добываемого газа: возрастало содержание метана, снижалось содержание пропана и бутанов. Изменялись также содержание и состав добываемого конденсата.

Оценка значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений после полной очистки призабойной зоны выполнена по параметрам четвертого - шестого режимов, осуществленных обратным ходом в максимальном диапазоне дебитов. Воздействие на призабойную зону скважины обогащенным газом заметно улучшило ее характеристику, увеличило продуктивность, и эффект обработки отмечался в течение 2 лет.

РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КОНТЕСТИ

Промысловые исследования по повышению продуктивности газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями проводились на месторождении Контести (Contesti, Румыния). Для обработки была выбрана скважина W пласта Dogger 2 этого месторождения. Пласт залегает на глубине 4000 м. В эксплуатацию был введен в 1979 г. Начальное пластовое давление составляло 42,5 МПа, пластовая температура 130 °С. Максимальная суточная добыча газа и конденсата составляла соответственно 1,7 млн. м³/сут и 1,02 тыс. т/сут и отмечалась в 1984 г. К 1989 г. к моменту осуществления воздействия на скважину W она понизилась до 27,5 млн. м³/сут и

12,1 тыс. т/сут. Давление забрасывания было определено в 20 МПа.

Скважина W к моменту начала обработки ее призабойной зоны простаивала. При эксплуатации на газлифте скважина давала только воду. Максимальный дебит газа и конденсата по ней в свое время составлял 35 тыс. м³/сут и 12,1 т/сут (из продуктивного интервала толщиной 80 м). Скважину обрабатывали углеводородной жидкостью, близкой по составу к растворителю “В”, в объеме 56 м³. Этот объем выбирался исходя из необходимости обработки зоны пласта вокруг скважины радиусом 3 м. Продавка углеводородного растворителя осуществлялась азотом при давлении 24 МПа. Скважина выдерживалась после нагнетания агентов 24 ч и затем запускалась в эксплуатацию на газлифте. На рис. 5.64 представлена динамика дебитов скважины по пластовому 2 и газлифтному 1 газу. В первый момент после пуска скважины она работала с дебитом 20-30 м³/сут жидкости, состоящей из воды и закачанного в пласт растворителя. В течение трех недель после обработки дебит скважины по газу возрос до 20-21 тыс. м³/сут, а затем уменьшался до нуля на протяжении еще двух недель эксплуатации.

Рис. 5.64. Динамика дебитов газа на скв. W месторождения Contesti (Румыния) после обработки ее призабойной зоны углеводородным растворителем.

0 1 2 3 4 5 6 *,нед.

Таким образом, результаты промысловых испытаний метода воздействия на призабойную зону газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями, осуществленных на месторождении Контести (Румыния), показали следующее. Данный метод воздействия позволяет повысить продуктивность скважин не только за счет удаления ретроградного конденсата из призабойной зоны скважин, но и за счет удаления воды. Представляется, что эффективность обработки призабойной зоны скважины W Контести могла быть еще выше в том случае, если бы при закачке использовались более легкие растворители (типа пропана или ШФЛУ), не содержащие в относительно большом количестве фракции С₅₊, а объемы растворителя выбирали, исходя из требований обработки прискважинной зоны радиусом не менее 1 0 м.

5.3.3

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ЖИДКИМИ УГЛЕВОДОРОДНЫМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ

Эффективность проведения обработок призабойных зон скважин в значительной мере определяется точным соблюдением основных положений (правил) воздействия, которые составляют технологию обработки скважин. Основные положения обработки призабойных зон газоконденсатных скважин жидкими углеводородными растворителями практически не отличаются от описанных положений по обработке прискважинных зон пласта сухим газом. Это касается как выбора скважин для обработки, объемов нагнетаемых агентов, давления и темпов нагнетания, схемы обвязки скважин, так и последовательности операций при обработке призабойных зон скважин.

Определенные расхождения между положениями этих двух технологий отмечаются в некоторых разделах описанной выше технологии воздействия сухим газом. В части “Объемы нагнетаемых агентов” необходимо, чтобы при проведении обработки скважин жидкими углеводородными растворителями соотношение масс нагнетаемых в пласт жидкого растворителя и сухого газа было около 1:2. В разделе “Схемы обвязки скважин” необходимо дополнительно к скважине подключить линию от емкости с жидкими углеводородными растворителями и предусмотреть оборудование для их нагнетания в скважину. Одним из вариантов нагнетания жидкого растворителя в скважину является передавливание его в скважину тем же сухим газом. В разделе “Последовательность операций при обработке призабойных зон скважин” следует предусмотреть подключение к скважине вместе с источником газа высокого давления емкости с жидкими углеводородными растворителями и нагнетающих их агрегатов (как правило, в одной линии с источником газа высокого давления).

Рис. 5.62. Кривые изменения продуктивности скв. 154 — Вуктыл после обработки ее призабойной зоны:

1 - до обработки; 2 - после обработки (апрель 1988 г.); 3 - после обработки (август 1988 г.)

V РАЗРАБОТКА НЕФТЕГАЗОВЫХ

И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПЛАСТОВ ГЛАВА С АНОМАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ

§ 23. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ

Н е ф т е г а з о в ы е м е с т о р о ж д е н и я - это нефтяные месторождения с естественной газовой шапкой. Начальное пластовое давление в них значительно ниже давления насыщения, вследствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную газовую шапку.

Н е ф т е г а з о ко н д е н с а т н ые м е с т о р о ж д е н и я - нефтегазовые месторождения, в газовой части которых содержится значительное количество жирного газа-конденсата, представляющего собой в основном смесь углеводородов С₃ - С₈, а также более тяжелых газов. Считается, что если в 1 м³ газа, находящегося в естественной газовой шапке, содержится 150-200 г конденсата или менее при стандартных условиях, то такое месторождение относят к нефтегазовым. При содержании конденсата в газовой шапке на уровне 200 г на 1 м³ газа месторождение считают нефтегазоконденсатным со средним содержанием конденсата. Содержание конденсата в газе газовой шапки свыше 600 г на один кубометр считается высоким.

Условно принимают, что если 80-90 % углеводородов содержится в природных условиях в газе, а остальная часть в жидкой фазе, т.е. в нефти, то такое месторождение считают газовым или газоконденсатным. При большем содержании углеводородов в жидкой фазе месторождение относят к нефтегазовым или к нефтегазоконденсатным.

В нефтяной части нефтегазовых месторождений находятся нефть вместе с растворенным в ней газом, а также связанная вода. В газовой части этих месторождений имеются газ и связанная вода. Есть предположения, что в газовых частях некоторых нефтегазовых месторождений вместе с газом и связанной водой может содержаться и нефть при небольшой нефтенасы-щенности.

Основное требование, предъявляемое при разработке нефтегазовых месторождений как с воздействием на пласт, так и без такового, состоит в том, что нефть не должна перемещаться в сторону газовой шапки. Иначе говоря, разработка нефтегазового месторождения должна осуществляться таким образом, чтобы газонефтяной контакт не перемещался в сторону газовой шапки. Считается, что нефть, переместившаяся в газовую шапку, создаст в ней остаточную нефтенасыщенность, в результате чего возникают дополнительные потери нефти в газовой шапке, где нефть будет “размазываться” по пористой среде.

При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах предотвращение перемещения газонефтяного контакта в сторону газовой шапки осуществляется путем поддержания либо нулевого, либо отрицательного перепада пластового давления между нефтяной и газовой частями.

Такая разработка приводит или к недопущению отбора газа из газовой шапки, или к его существенному ограничению, если при этом допускается определенное падение пластового давления в нефтяной части залежи. Однако предотвратить полностью отбор газа из газовой шапки при разработке нефтегазовых месторождений трудно, так как при значительном распространении газовой шапки по площади месторождения образуются газовые конусы. Несмотря на принятие известных специальных мер для предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины, количество отбираемого газа из газовой шапки нефтегазовых месторождений ограничивают в основном путем значительного уменьшения дебитов нефтяных скважин, и особенно скважин, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Уменьшение же дебитов нефтяных скважин, с одной стороны, и необходимость по экономическим причинам поддержания достаточно высокого темпа разработки, с другой - приводят к потребности бурения повышенного числа скважин, что ухудшает экономические показатели разработки месторождения.

Для того чтобы лучше представить, что дебит нефтяных скважин должен быть действительно малым по причине недопущения подтягивания газовых конусов, рассмотрим упрощенную теорию образования газовых конусов. Допустим, что нефтяная часть нефтегазового месторождения снизу ограничивается подошвой пласта, т.е. не подстилается водой. Приток нефти в скважину, вскрывшую нефтяную часть нефтегазового месторождения по высоте h _c, отсчитываемой от подошвы пласта, происходит с образованием газового конуса (рис. 99). Высота столба

7777777777777777777777 q ////////у///////////////////| ^

z ⁿ

Рис. 99. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения:

1 - скважина; 2 - поверхность газонефтяного контакта; 3 - перфорированная часть

нефти на некотором расстоянии r от центра скважины равна

h = h (r). На условном контуре питания при r = r_K h = h _к. Будем считать фазовую проницаемость пласта для нефти кф_н равной к. Приток нефти Ад_нс, проникающей в скважину в радиальном

направлении по высоте A h , приближенно считая его происходящим горизонтально, можно определить следующим образом:

(V.1)

Aq_HC = 2nrAh — —

Для давления p(r, z) в точке Л (см. рис. 99), через которую проходит элементарный поток нефти, находящейся на расстоянии r от центра скважины и на высоте z, отсчитываемой от подошвы пласта, имеем следующее выражение:

p(r,z) = p_K + y„[h - h(г)] + yH[h(г) - z],

(V.2)

где p_к - давление в газовой части месторождения вблизи рассматриваемой скважины; у_н и у_г - удельные веса соответственно нефти и газа.

Дифференцируя давление p(r, z) по радиусу, на основе (V.2) получаем

(V.3)

Подставляя (V.3) в (V.1) и устремляя Ah ^ 0, имеем

Интегрируя (V.5) еще раз и соблюдая граничные условия h = h _к при r = r_K, h = h _с при r = г_с, получаем окончательную формулу для предельного безгазового дебита д_нс = q_нс, т.е. такого дебита, при котором высота столба нефти при r = г_с равна h _c и в скважину притекает только нефть:

Чн. = ~~^пкДу ^h ^~~. (V.6)

И н^1п — ^r.

Оценим предельный безгазовый дебит нефти по формуле (V.6). Имеем

Ду(h_K² - hC²) = 2Дуй_ср(h_K - h.), h_cp = (h_K - h.)/2. (V.7)

Следовательно, формулу (V.6) можно записать с учетом (V.7) в виде

= ^р ^Ду^Дй. (V.8)

. r„

И нШ —

^rc

От обычной формулы Дюпюи для напорной фильтрации нефти формула (V.8) отличается тем, что в нее входит ДуД h вместо Др_с = р_к - р_с.

Поэтому сравним ДуД h с встречающимися в практике разработки нефтяных месторождений величинами р _с.

Пусть Ду = 0,8 • 10⁴ Н/м³, Д h = 10 м. Тогда ДуДЬ = 0,8 х х 10⁴ • 10 = 0,8 • 10⁵ Н/м² = 0,08 МПа.

В практике же разработки нефтяных месторождений Др_с составляет, как правило, несколько мегапаскалей. Таким образом, предельный безгазовый дебит нефтяных скважин нефтегазовых месторождений оказывается меньше обычных дебитов нефтяных скважин чисто нефтяных месторождений в несколько десятков раз. Это обстоятельство и приводит к необходимости сильного уплотнения сетки скважин (до 3-4 • 10⁴ м²/скв.) с целью обеспечения заданного темпа разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт.

В некоторых особых случаях, например при необходимости отбора безводной продукции, если во время заводнения нефтегазового месторождения образуются стойкие водонефтяные эмульсии, в случаях весьма ценных нефтей, можно разрабатывать неглубоко залегающие нефтегазовые месторождения без заводнения при плотной сетке скважин. Однако такая разработка нефтегазовых месторождений во всех других случаях экономически не оправдана и, кроме того, ведет, по сути дела, к консервации газа в газовой шапке. Поэтому возникает необходимость разработки этих месторождений с воздействием на пласт.

Расчет процесса разработки нефтегазового месторождения без воздействия на пласт осуществляют по той же методике, что и расчет разработки нефтяного месторождения с вторичной газовой шапкой. Эта методика дана в гл. III.

Р а з р а б о т к а н е ф т е г а з о к о н д е н с а т н о г о м е с т о р о ж -д е н и я . Пусть имеем однопластовое месторождение (рис. 100), приуроченное к антиклинальной складке. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за водонефтяным контактом, так что месторождение можно считать замкнутым. В условиях природного залегания месторождение имеет первичную газовую шапку, в газе которой содержится большое количество конденсата. Кроме того, значительное количество углеводородов С₃ -С₈, т.е. по сути дела конденсата, имеется и в нефти в растворенном состоянии.

Рис. 100. Разрез нефтегазоконденсатного месторождения:

1 - добывающие скважины; 2 - нефтяная часть месторождения; 3 - газоконденсатная часть месторождения (первичная газовая шапка)

Рассматриваемое месторождение можно считать месторождением легкой нефти с газоконденсатной шапкой. Однако для краткости будем называть его нефтегазоконденсатным.

Приток газа и нефти к скважинам можно определять по формулам напорной или безнапорной радиальной фильтрации. Однако разработку месторождения в целом рассмотрим с использованием общих фазовых соотношений и формул многокомпонентного материального баланса.

Прежде всего разобьем углеводородный состав месторождения на три группы: газ, в который входит в основном метан; конденсат, состоящий главным образом из углеводородов C₃ - C₉, и нефть, содержащую углеводороды С₁₀ и выше.

Газ как компонент будем помечать индексом 1, конденсат -индексом 2 и соответственно нефть - индексом 3. Первый и второй компоненты находятся как в газовой фазе, так и в жидкой. Содержанием нефти в газе будем пренебрегать. Отсюда имеем следующие соотношения:

(V.9)

N1 = G1 + L_v N2 = G2 + L2; N3 = L3,

где N₁, N₂, N₃ - общие массы компонентов в месторождении в целом; G₁, G₂ и L₁, L₂, L₃ - массы компонентов соответственно в газовой и жидкой фазах.

Будем считать, что второй компонент, т.е. конденсат, неогра-ничено растворяется в третьем, т.е. в нефти, первый же компонент - газ - растворяется в третьем компоненте по закону Генри. Таким образом,

(V.10)

L / L3 _ ар .

Как и в гл. III, имеем соотношение для суммы объемов компонентов в жидкой фазе в виде

(V.11)

^{L /} PlK + ^L2 ^/ Р2к + ^L3^/p3 _ \^Von-

где s - средняя насыщенность пласта жидкими углеводородами Р₁к, Р₂к - кажущиеся плотности первого и второго компонентов, растворенных в третьем; р₃ - плотность третьего компонента; У_оп - объем пласта, охваченный процессом разработки.

Процесс разработки месторождения будем считать изотермическим. Уравнение состояния реального газа применительно к рассматриваемому месторождению имеет вид

где р- среднее пластовое давление.

Рг ат^р

Рис. 101. Схема выпадения конденсата в бомбе pVT:

1 - поршень; 2 - корпус бомбы; 3 - конденсатосодержащий газ; 4 - вентиль; 5 - жидкий конденсат

Система уравнений (V.9) - (V.12) незамкнутая. Для ее за

Рис. 102. Изотерма конденсации

мыкания необходимо учитывать соотношение, определяющее массовое содержание конденсата в газе газовой шапки.

Строго говоря, для определения фазового состояния углеводородов в продуктивном пласте следует использовать еще и более общие фазовые соотношения, нежели соотношения, определяемые законом Генри и уравнением состояния реальных газов в виде (V.12). К таким уравнениям относятся уравнения фазовых концентраций, равновесия и более общие уравнения газового состояния. Однако для приближенных расчетов разработки нефтегазоконденсатных месторождений можно пользоваться более простыми соотношениями (V.10), (V.12).

Чтобы понять характер процесса, происходящего в газовой шапке нефтегазоконденсатного месторождения со снижением пластового давления, используем бомбу pVT (рис. 101), в которую помещен газ с конденсатом при начальном пластовом давлении p = p₀ (рис. 101, а). Газ с растворенным в нем конденсатом в этом случае состоит из одной фазы. В момент времени t = 0 из бомбы извлекают некоторое количество газа вместе с конденсатом через вентиль 4. Кроме того, поршень 1 также может совершить движение вверх. В результате извлечения газа и конденсата и вследствие некоторого подъема поршня давление в бомбе снизится по сравнению с начальным и в нижней ее части появится слой конденсата (см. рис. 101, б). При дальнейшем извлечении этой смеси давление снизится в большей степени и увеличится количество конденсата, скопившегося в нижней части бомбы (см. рис. 101, в).

Образование жидкой углеводородной фазы в резервуаре со снижением давления за счет постепенного отбора из резервуара углеводородов называется д и ф ф е р е н ц и а л ь н о й к о н де н с а -ц и е й .

Отношение массы конденсировавшихся углеводородов к массе углеводородного газа, их содержавшего, зависит при изотермическом процессе от давления. Такая зависимость называется и з о т е р м ой к о н де н с ац и и . Она имеет вид, показанный на рис. 102. Некоторое снижение отношения массы конденсиро

вавшихся углеводородов к массе газа связано с обратным (ретроградным) испарением конденсата.

Для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения важно знать свойственную данному месторождению изотерму конденсации, которую получают в результате лабораторного моделирования процесса истощения нефтегазоконденсатных месторождений в бомбах pVT или на установках с пористой средой.

Для замыкания системы соотношений (V.9) - (V.12) необходимо знать зависимость

G2/G1 _ f (Ро - Р), (V.13)

которую строят с учетом изотермы конденсации для каждого конкретного месторождения.

Если зависимость (V.13) известна, то система соотношений для расчета разработки нефтегазоконденсатного месторождения (V.9) - (V.13) замкнутая, учитывая, что в V.9 даны три уравнения. В этих соотношениях а, р_1к, р_2к, р₃, V^, р_ат, ф_ср, р_гКат -константы. Если величины N₁, N₂, N₃ и функция f (р₀ - р) заданы, то имеем семь уравнений для определения семи неизвестных: G₁, G₂, L₁, L₂, L₃, §_ж, р. В зависимости от вида функции f (ро - р) эту систему уравнений можно решить либо в конечном виде, либо с использованием итераций. Величины N₁, N₂, N₃ необходимо знать на каждый момент времени. Любая из них равна ее начальному значению, за вычетом добытого компонента с учетом количества выпадающего конденсата в газонасыщенной части пласта.

П р и м е р . V. 1. Пусть имеем нефтегазоконденсатное однопластовое месторождение (см. рис. 100). Продуктивный нефтегазоносный пласт представляет

Рис. 103. Зависимость f (p - p₀)

^от p ^- p 0^:

f(p₀-p)

1 — экспериментальные точки;

2 - расчетная кривая

собой замкнутый резервуар. Объем пласта, охваченный разработкой, У_оп = = 600 • 10⁶ м³. Начальное среднее пластовое давление p₀ = 30 МПа. В газонасыщенной части содержалось при начальном давлении p = p₀ 800^ 10^-6 м³ конденсата на 1 м³ газа в стандартных условиях. Плотность газа в стандар тных условиях р_{г Кат} = 0,85 • 10^-3 т/м³, плотность жидкого конденсата р_2к = 0,7 т/м³, плотность компонента 3 (нефти) р₃ = 0,85 т/м³, кажущаяся плотность газа р_1к = 0,3 т/м³, коэффициент растворимости газа а = 10^-2 т/(т • МПа).

При начальном средневзвешенном пластовом давлении p ₀ в пласте содержалось: компонента 1 (газа) N₀₁ = 85 • 10⁶ т, компонента 2 (конденсата) N ₀₂ = = 112,73 • 10⁶ т, в том числе в газовой шапке G₀₂ = 50,07 • 10⁶ т, компонента 3 (нефти) N₀₃ = 30 • 10⁶ т.

Функция содержания конденсата в газе имеет следующий вид:

f (p₀ - p) = 0,6588^e^-0'³⁹¹¹⁽Р°^-p⁾ + 10,5 • 10^-3(p₀ - p)J.

Вид этой зависимости показан на рис. 103. В начальных условиях в пласте находилось нефти (жидкой углеводородной фазы) N_н = L ₀₂ + L ₀₃ = (N ₀₂ - G₀₂) + + L₀₃ = (112,73 • 10⁶ - 50,07 • 10⁶) + 30 • 10⁶ = 92,66 • 10⁶ т.

Текущая годовая добыча нефти изменяется со временем t следующим образом:

д_н = 0,3089 • 10⁶ t, т/год.

При этом

q₂ = 0,2089 • 10⁶ t, т/год, q₃ = 0,1 • 10⁶ t, т/год.

Текущая добыча газа также линейно нарастает со временем.

Требуется определить значения коэффициентов компонентоотдачи n i, П ₂, ^и П₃; количество выпавшего в пласте конденсата (компонента 2) после десятилетней разработки месторождения на естественном режиме и изменение со временем средней насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой §"_ж. При этом формулу закона изменения во времени t средневзвешенного пластового давления будем считать заданной в виде

p = p0 - 1,5t.

Расчет процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения п р и известном законе изменения во времени средневзвешенного пластового давления существенно упрощается.

Приступая к решению рассматриваемой задачи, вычислим вначале накопленную добычу компонента 3 (нефти) Q₃. Имеем

L₃ _ N₀₃ - Q₃ _ 30 • 10⁶ - 5 • 10⁶ _ 25 • 10⁶ т.

Через 10 лет имеем р _ р₀ - 1, 5 • 10 _ 30 - 15 _ 15 МПа.

По формуле (V.10)

L₁ _ Ь;ар _ 25 • 10⁶ • 10^-2 • 15 _ 3,75 • 10⁶ т.

Накопленная добыча компонента 2 за 10 лет

¹⁰ _t2

Q, _ | 0, 2089 • 10⁶ — _ 10, 445 • 10⁶ т.

² 0 2

Следовательно,

L₂ _ L₀₂ - Q₂ _ 62,66 • 10⁶ - 10,445 • 10⁶ _ 52,215 • 10⁶ т.

По формуле (V.11) можем установить ?_ж. Имеем

_ 1 ⁴ 3,75 • 10⁶ 52,215 • 10⁶ 25 • 10⁶⁷

s_ж _-|--+ —^:-+-1 _ 0,194.

₆ • ₁₀⁸ 5 0, 3 0,7 0, 85 J

По формуле (V.12) определим G₁ + G₂. Получим

+ G₂ _ ⁽¹^- иЧшРг ат ^р _ ⁰⁸⁰⁶ • ⁶ • ¹⁰⁸ • ⁰⁸⁵ • ^10-3 • ¹⁵ _ 6851 • 106 т.

¹² ратФ ср 0, 1 • 0,9

В то же время на основе приведенной в условии задачи зависимости f = = ^f^(
р 0 ^{- р)}

G₂/G₁ _ 0,6598[e^-0' ^391М5 + 10, 5 • 10^-3 • 15] _ 0,1056.

Таким образом,

G₁ + G₂ = 68,51 • 10⁶; G₂/G₁ = 0,1056.

Отсюда

G₁ = 61,97 • 10⁶ т; G₂ = 6,54 • 10⁶ т;

N₁ = L_l + G_t = 3,75 К- 10⁶ + 61,97К 10⁶ = 65,72^ 10⁶ т.

Количество добытого газа (компонента 1)

О_г = N₀₁ - N = 85 К 10⁶ - 65,72 К 10⁶ = 19,28^ 10⁶ т.

= ⁰ > ²²⁷; пэком =

0,167.

Л1к

19 , 28•10⁶ 85 • 10⁶

Из условия задачи известно, что добыча газа в течение 10 лет нарастает линейно. Примем, что добыча газа из газовой шапки также изменяется со временем по линейному закону.

При начальном пластовом давлении в растворенном в нефти состоянии находилось

L₀₁ = ар₀Ь₀₃ = 9 • 10⁶ т газа.

Вместе с нефтью добыто

(9 - 3 • 75)10⁶ = 5, 25 • 10⁶ т газа.

Q„

Из газовой шапки, следовательно, добыто (19,28-5,25) • 10⁶ = 14,03 • 10⁶ т

газа.

Текущая добыча газа из газовой шапки выражается следующим образом:

^q гш = ^at’

Тогда

Q_rm = ajtdt = at²/2; a = (14,03 • 10⁶)/50 = 0,2806 • 10⁶;

Q2r = / q„rn(t)f (р0 - р )dt = 0,1849 •Ю¹

+ 5,25 •Ю^-31³

(1 - e^-

-te

0, 5867

0,5867 ²

При t = 10 лет д_2г = 1,5 • 10⁶ т.

Количество выпавшего в газовой шапке конденсата G_2b = G₀₂ - G₂ - д_2г = (50,07 - 6,54 - 1,5) • 10⁶ = 42,03 • 10⁶ т.

Таким образом, конденсатоотдача из газовой шапки

15 106

Пкон = -¹-—₆ * 0,03 = 3%.

50,07 • 10⁶

Рис. 104. График изменения во времени пластового давления р и средней насыщенности пласта жидкостью:

1 - средневзвешенное пластовое давление р; 2 - средняя насыщенность э_ж пласта жидкостью

На рис. 104 показаны графики изменения в течение 10 лет средневзвешенного пластового давления p и средней насыщенности пласта углеводородной жидкостью.

§ 24. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ

Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений при естественных режимах приводит к целому ряду трудностей, связанных главным образом с невозможностью достижения высокого темпа отбора нефти из пластов без резкого уплотнения сеток скважин, высокими газовыми факторами в нефтяных скважинах, ограничением отбора газа из газовых шапок, выпадением конденсата в пористой среде пластов. Устранить эти трудности можно путем перехода на разработку месторождений с воздействием на пласт.

При разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений в основном используют следующие специальные системы разработки с воздействием на пласт:

1) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с законтурным заводнением;

2) система разработки, сочетающая барьерное заводнение с внутриконтурным и при необходимости с законтурным заводнением нефтяной части месторождения.

В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений можно применять также систему, предусматривающую сочетание барьерного заводнения с внутриконтурным заводнением нефтяной части месторождения и закачки газа

Рис. 105. Система разработки нефтегазового месторождения с сочетанием законтурного и барьерного заводнений:

1 - газонасыщенная часть месторождения; 2 - нефтяная оторочка; 3 - законтурные нагнетательные скважины;

4 - нефтедобывающие скважины; 5 -нагнетательные скважины барьерного заводнения; 6 - газодобывающие скважины; 7 - внутренний контур газоносности; 8 - внешний контур газоносности; 9 - внешний контур нефтеносности

Рис. 106. Система разработки нефтегазового месторождения с сочетанием барьерного, законтурного и внутриконтурного заводнений:

1 - законтурные нагнетательные скважины; 2 - внешний контур нефтеносности;

3 - скважины внутриконтурного заводнения; 4 - нефтедобывающие скважины;

5 - скважины барьерного заводнения;

6 - газодобывающие скважины; 7 - внешний контур газоносности

в его газоконденсатную часть или внутриконтурное заводнение этой части месторождения.

Первую из упомянутых систем используют при разработке нефтегазовых месторождений, имеющих сравнительно небольшую по размерам нефтяную часть, которую называют н е ф т я -н о й о т о р о ч к о й . На эту оторочку вследствие ее небольшой ширины можно пробурить только один-три ряда добывающих скважин. На рис. 105 показана в разрезе и в плане схема расположения скважин при использовании этой системы разработки. Водонагнетательные скважины барьерного заводнения 5 отсекают газовую часть месторождения от нефтяной части. После закачки воды в такие скважины снижается прорыв газа из газовой шапки в добывающие скважины, что препятствует перемещению газонефтяного контакта в газонасыщенную область пласта и в определенной степени позволяет осуществлять независимую разработку газовой и нефтяной частей месторождения.

Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор нефтяных скважин по сравнению с разработкой нефтегазовых месторождений без воздействия на пласт примерно в 1,2-1,5 раза.

Вторая из упомянутых систем предназначена для разработки крупных нефтегазовых месторождений, нефтяные части которых вследствие их значительных размеров нецелесообразно разрабатывать только путем барьерного заводнения. На рис. 106 показана система разработки нефтегазового месторождения второго типа. Нефтенасыщенная часть месторождения (см. рис. 106) имеет большую ширину, так что в этой части можно разместить много полос трехрядной системы разработки с расстоянием между скважинами 500-600 м. Как и в случае системы разработки нефтегазовых месторождений первого типа, при барьерном заводнении искусственно отделяется газонасыщенная часть месторождения от его нефтенасыщенной части, что способствует осуществлению их более независимой разработке с ограничением перемещения нефти в газонасыщенную часть и потери нефти в этой части.

В некоторых случаях с целью дальнейшего снижения прорывов газа из газовой шапки в нефтяные скважины бурят не один, а два барьерных ряда водонагнетательных скважин, отсекающие газонасыщенную часть месторождения от нефтенасыщенной. Это приводит к еще большему снижению газовых факторов нефтяных скважин по сравнению с этими показателями при однорядном барьерном заводнении.

Барьерное заводнение в определенной степени способствует снижению темпа падения давления в газонасыщенной части месторождения при умеренных отборах газа из нее. Если же разрабатываемое месторождение по соотношению пластовых углеводородов близко к газовому или газоконденсатному с нефтяной оторочкой, то главной продукцией такого месторождения будут газ или газ и конденсат, которые необходимо интенсивно извлекать из недр. Барьерное заводнение, если газовая или газоконденсатная часть месторождения обширна, может не обеспечивать компенсацию отбора углеводородов. Пластовое давление в газовой или газоконденсатной части будет падать, хотя и медленнее, чем при режиме истощения, а конденсат будет осаждаться в пористой среде. Для полного поддержания пластового давления в газоконденсатной части месторождения необходимо воздействие именно на эту ее часть путем закачки в нее воды, газа или газоводяных смесей. Заводнение газоконденсатной части нефтегазоконденсатного месторождения можно осуществлять с применением рядной схемы расположения скважин. На рис. 107 показана система разработки нефтегазоконденсатного месторождения с применением трехрядной схемы расположения скважин на нефтенасыщенной его части с барьерным заводнением и однорядной схемы на газоконденсатной части месторождения. При вытеснении как нефти, так и газа вместе с конденсатом из пласта водой, т.е. при разработке путем заводнения нефтегазоконденсатного месторождения в целом, конечный коэффициент вытеснения газоконденсатной смеси водой п_к1 достигает порядка 0,75.

Лабораторные опыты показывают, что вытеснение газоконденсатной смеси водой происходит почти поршневым образом, так что в заводненной области пласта остается практически неподвижный защемленный газ вместе с конденсатом, который трудно извлечь из пласта после заводнения. Известно, что га-зоотдача во время разработки газовых месторождений на режиме истощения достигает 0,92-0,95. Газоотдача же при разработке газоконденсатных месторождений на этом режиме составляет

Рис. 107. Система разработки нефтегазоконденсатного месторождения с внутриконтурным заводнением нефтяной и газоконденсатной частей:

1 - внешний контур нефтеносности; 2 - нагнетательные скважины внутрикон-турного заводнения нефтяной части; 3 - нефтедобывающие скважины; 4 - нагнетательные скважины внутриконтурного заводнения газоконденсатной части; 5 - внешний контур газоносности; 6 - элемент системы разработки газоконденсатной части; 7 - газодобывающие скважины

примерно указанную выше величину. Однако при этом вместе с газом из пласта извлекается только до 45-50 % конденсата от его первоначального содержания в газе. Остальной конденсат выпадает в пористой среде и остается неподвижным. Если рассматривать суммарное извлечение углеводородов из газоконденсатной части, включая газ и конденсат, при режиме истощения, то на один стандартный 1 м³ газа вместе с конденсатом, содержащимся в пласте до начала разработки, будет извлечено следующее количество углеводородов: газа Q_г = п_к1 Р₀₁, конденсата Q_K = Лк₂^о₂ Р₂. Здесь п_к1 - конечная газоотдача; р₀₁ - плотность газа в стандартных условиях; п_к2 - конечная конденсатоотдача; f₀₂ - начальное содержание конденсата в газе; р₂ - плотность конденсата.

Для количественной оценки извлечения газа и конденсата примем п_к1 = 0,9; р₀₁ = К0,85 кг/м³; п_к2 =К0,5; f₀₂ = К0,5 • 10^-3 м³/м³; р₂ = 0,6 • 10³ кг/м².

Тогда количество извлекаемых углеводородов, приходящихся на 1 м³ газа, первоначально содержащегося в пласте,

Q_n = Q_Ti + Q_K1 = 0,9 • 0,85 + 0,5 • 0,5 • 10^-3 • 0,6 • 10³ = 0,915 кг.

Оценим, какое количество углеводородов Q^, п риходящихся на стандартный 1 м³ газа, первоначально содержавшегося в пласте, будет извлечено при заводнении газоконденсатной части месторождения с учетом того, что конечный коэффициент вытеснения углеводородов при заводнении составит п_к1 = П_к2 = = Пк = 0,8. Имеем при тех же исходных данных, что и в случае

разработки газоконденсатной части пласта на режиме истощения,

Ру2 = ПкР01 + Пк /02Р2 = 0,8 • 0,85 + 0,8 • 0,5 • 10^-4 = 0,920 кг.

Таким образом, можно заключить, что при заводнении газоконденсатной части месторождения получают на 1 м³ газа, первоначально содержавшегося в пласте, дополнительно всего на 0,005 кг больше углеводородов, чем при режиме истощения. Из изложенного следует, что заводнение газоконденсатного месторождения или газоконденсатной части нефтегазоконденсатного месторождения не всегда однозначно способствует увеличению суммарного извлечения углеводородов - конденсатоотдача может быть увеличена, но газоотдача уменьшится.

Газоконденсатная часть месторождений может разрабатываться также с поддержанием пластового давления путем нагнетания в нее сухого углеводородного газа. Пусть при этом применена однорядная схема расположения скважин, элемент которой выделен на рис. 107 штриховкой. В таком элементе вытесняется жирный газ, содержащий конденсат, сухим газом, закачиваемым в нагнетательную скважину. Будем приближенно считать процесс вытеснения газа прямолинейным, непоршневым, так что на контакте газов будут происходить молекулярная и конвективная диффузии.

Молекулярная диффузия обусловлена хаотическим движением молекул смешивающихся газов, а конвективная - различием истинных скоростей движения частичек газа в порах пласта. Конвективная диффузия зависит от средней скорости движения контакта смешивающихся газов.

Уравнение молекулярной и конвективной диффузии получают аналогично уравнениям массопереноса в пористой среде с учетом баланса вещества, диффундирующего в элементарный объем пласта и из него, а также вещества, переносимого вместе с потоком газов. Для вывода этого уравнения в прямолинейном пласте рассмотрим элементарный объем bhdx (рис. 108). Через левую грань элементарного объема входит вещество с концентрацией c(x, t), а через правую грань оно выходит. За время dt за счет диффузии поступит количество вещества, равное v_Dbhdt (v_D - скорость диффузионного переноса вещества), а за счет фильтрационного потока - wcbhdt. Через правую грань за счет диффузии с фильтрационным потоком выносится следующее количество вещества:

v_Dbhdt + dxbhdt + w—dxbhdt + wcbhdt.

dx dx

Рис. 108. Схема элемента прямолинейного пласта

В элементарном объеме пласта за время dt накопится количество вещества, равное — dhdxdt.

дх

Рассматривая приращения вещества с концентрацией c(x, t) в элементарном объеме пласта, получаем дифференциальное уравнение

дС _ _ dV_D dt дх

dc -W —. dt

(V.14)

Скорость диффузии вещества в пористой среде можно определить по формуле закона Фика, если вместо коэффициента молекулярной диффузии D₀ использовать коэффициент эффективной суммарной диффузии D_E, учитывающий как молекулярную, так и конвективную диффузию. Получим

D_e = D₀ + D_K, (V.15)

где D_K - коэффициент конвективной диффузии.

Тогда формула закона диффузии примет следующий вид:

дс

(V.16)

^Vd _ _ ^DE

дх

Подставив (V.16) в (V.14), получим уравнение диффузии веществ в пористой среде прямолинейного пласта:

_ ^{д 4} D ^{дс 7} _w ^дс

---| ^De-| _ ^w —.

дt дх 6 ^E дх 8

дс

_ -| D_E -| _ W

дх

(V.17)

Введем так называемую подвижную систему координат, определяемую переменными

Ц = х - wt; т = t. (V.18)

На основе (V.18) имеем

дС _ дС _; дС _ _w дС + дС

дх дЦ ’ дt дЦ дт '

О х

Рис. 109. Кривые распределения концентрации с(х, t) сухого газа в его смеси с жирным:

1 - c(x, Kt)К2 - c(x, t₂);КЗ - c(x, Kt₃);

Подставив (V.19) в (V.17), получим уравнение диффузии в прямолинейном пласте в подвижной системе координат:

^dc = ± D_e —. (V.20)

Вт ВЦ ВЦ

Вытеснение газа газом из пористой среды пластов происходит таким образом, что вследствие диффузии первоначальный контакт газ - газ (рис. 109) размывается. Так, при вытеснении из пласта жирного газа сухим в момент времени t₁ концентрация сухого газа в его смеси с жирным изменялась таким образом, как это показано на рис. 109 (см. кривую 1). В этот момент времени длина зоны смещения равна 2Х₁. При t = t₂ распределение концентрации сухого газа в его смеси с жирным газом таково, что длина зоны смешения составит 2Х₂ и т.д.

Это означает, что при подходе к линии добывающих скважин зона смешения может стать достаточно большой и для полной замены в пласте жирного газа сухим понадобится прокачивать через пласт объем сухого газа, существенно превышающий по-ровый объем пласта. Технологически процесс вытеснения из пласта жирного газа сухим осуществляют таким образом, что на поверхности выделяют из газа конденсат, т.е. делают п ластовый газ газоконденсатного месторождения сухим, подают его в компрессоры, дожимают до необходимого давления и закачивают в пласт. Поэтому такая технология разработки газоконденсатных месторождений получила название циклического процесса (сайклинг-процесс).

П р и м е р V 2. Газоконденсатную часть нефтегазоконденсатного месторождения разрабатывают с использованием циклического процесса при однорядной схеме расположения скважин. Расстояние между рядами скважин l = 800 м, толщина пласта, охваченная процессом вытеснения газа газом, h = 10 м, ширина пласта b = 800 м, пористость m = 0,2. Расход сухого газа, нагнетаемого в скважину элемента однорядной системы разработки, q = 100 • 10³ м³/сут газа при стандартных условиях (р_ат = 0,1 МПа). Среднее пластовое давление p = =К 10 МПа.

Определим размер зоны смешения 2X, в момент времени t = t,, когда условный контакт газ - газ (сечение с концентрацией газа с = 0,5) подойдет к линии добывающих скважин. Пласт сильнонеоднородный, так что эффективный коэффициент диффузии D_E = 10^-5 м²/с. Решать задачи диффузии газа в газ можно методом интегральных соотношений Г.И. Баренблатта.

Распределение концентрации сухого газа в смеси с жирным запишем в виде

Выполним следующие граничные условия:

с (0, t) = 0,5; с (X, t) = 1; с (-X, t) = 0, dc(±X, t)/d'g = 0.

Выполняя эти условия, получаем систему уравнений А + В + С = 1; А - В - С = 0; В + 3С = 0.

Отсюда А = 0,5; В = 0,75; С = -0,25.

Таким образом,

Подставляя это выражение для концентрации с(^, t) в уравнение (V.20) и решая его методом интегральных соотношений, имеем

XdX = 4D_Edt.

Отсюда

2X = (32D_Et)^1/2.

Вычислим время t,. Имеем в условиях пласта

qп = qPii/ Р = 100 • 10³ • 0,1/10 = 10³ м³/сут;

w = q/bhm = 10³/(800 • 10 • 0,2 • 0,864 • 10⁵) = 0,723 • 10^-5 м/с;

t* = 800/(0,7234 • 10^-5 • 0,864 • 10⁵) = 1280 сут = 3,5 года.

Отсюда

2X(t,) = (32 • 10^-5 • 1280 • 0,864 • 10⁵)^1/2 = 188,1 м.

Таким образом, область смешения вытесняемого и вытесняющего газов будет занимать в пласте довольно значительный размер. Для полной замены в пласте жирного газа сухим потребуется закачать около 1,5 порового объема газа, приведенного к пластовым условиям.

§ 25. РАЗРАБОТКА ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕНЬЮТОНОВСКИХ НЕФТЕЙ

Нормальное начальное пластовое давление примерно равно гидростатическому. Если же начальное пластовое давление близко к вертикальному горному, т.е. геостатическому, то такое давление считают аномально высоким или аномальным. Создается такое давление чаще всего в замкнутых пластах, залегающих на глубинах свыше 3,5-4 км. В соответствии с соотношением (II. 64) при высоком средневзвешенном пластовом давлении р среднее нормальное напряжение о сравнительно низкое. Следовательно, породы пласта в течение длительного геологического времени оставались мало нагруженными и поэтому слабо уплотненными. При разработке нефтяного месторождения с аномально высоким пластовым давлением без воздействия на пласт пластовое давление быстро снижается. За весь период разработки изменение средневзвешенного пластового давления Ар может составить величину, сравнимую с начальным пластовым. При этом среднее нормальное напряжение, пористость и проницаемость пород пласта, особенно с учетом их первоначальной слабой уплотненности, изменяются нелинейно.

При нелинейной упругой и пластической деформациях пород в случае уменьшения пластового давления зависимость пористости m от среднего нормального напряжения можно представить в следующем виде:

m _ m₀e_^|3c(°_°^o). (V.21)

Масса нефти М_н, насыщающей деформирующийся пласт,

выражается таким образом:

Мн = Рн ^п(1-0, (V.22)

где р_н - плотность нефти; У_п - поровый объем пласта; 5_св -насыщенность пласта связанной водой. Имеем для текущей добычи нефти из месторождения в целом д_н(0 следующее выражение:

(kt _ _dM_s / dt _ _ dtL v_n + p_H dVLj (1 _ S_CB) (v.23)

Зависимость плотности нефти от давления имеет следующий вид:

Рн = Рн0 [1 + вн(р - P0)]- (V.24)

Учитывая соотношение (II. 64) между о и р, из (V.21) получаем

m = m₀ е^{вс(р-Ро)}. (V.25)

Поскольку У_п = mV_пл (У_пл - общий объем пласта), на основе (V.22)-(V.25) получаем при р = р

Ян(° = -f dPrV + рн dvrI (- ^Sc=) =

^{5 dt
dt} Г ’ _ (V.26)

= -Рно^тоЧы { не^{вс(р -
Ро)} + [1 + в н(р - Р₀)] в с е^{вс(р -
Ро)} | | (1

Интегрируя (V.26), имеем

1 - Д^-вс ^(Ро ^{- р)} + в_н(р_о - р )Д^-вс^(ро ^{- р)}

0_н(0 = Гq (t)dt = р _от_оУ (1 - s )

^н J ~н ^г но о пл св

(V.27)

Таким образом, по формуле (V.27), зная Р_н(0 и значения исходных параметров, можно рассчитать изменение во времени средневзвешенного пластового давления р.

Рассмотрим изменение дебитов скважин при разработке пласта, сложенного сильнодеформируемыми горными породами -коллекторами нефти, для чего получим аналог формулы Дюпюи для данных условий. При этом необходимо учитывать зависимость проницаемости пород-коллекторов от среднего нормального напряжения. Для терригенных пород эту зависимость принимают обычно в следующем виде:

k = k0 К**^(о-°о⁾, (V.28)

где Р_к - коэффициент изменения проницаемости горных пород за счет сжимаемости; k = k₀ при о = о₀.

Вообще говоря, Р_к отличен от в_с и, как правило, Р_к > в_с. Для радиального притока нефти к добывающей скважине в случае изменения проницаемости пород по закону (V.28) имеем следующее выражение:

q_н = ЪхкЪ д^в_к⁽р^-ро⁾_г Ф, (V.29)

u dr

¹ н

где q^ - дебит скважины.

Интегрируя (V.29), получаем следующую формулу для дебита скважины, эксплуатирующей сильнодеформируемый пласт:

_А-Р_К(Ро - р_с> _ _А-Р>о - Р_к>

-2лк h

(V.30)

Если задано изменение во времени текущей добычи нефти из месторождения в целом q_E = q_s(t), то после определения накопленной добычи нефти Q_s(t) в каждый момент времени можно по формуле (V.27) рассчитать изменение во времени средневзвешенного пластового давления р , а затем по формуле (V.30) - дебиты скважин.

При разработке замкнутых пластов с трещинной пористостью в случае значительного изменения пластового давления и, следовательно, сильной деформации пород происходит более резкое изменение продуктивности скважин вследствие смыкания трещин, чем при разработке сильнодеформируемых пластов, сложенных терригенными породами.

Трещинная пористость пород с изменением средневзвешенного пластового давления р составит

m_T = m_0T[1 -в_т(ро - р>]. (V.31)

Проницаемость k пород с трещинной пористостью с изменением пластового давления будет

кт = кот[1 -вт(Ро - Р)]³. (V.32)

В приведенных формулах в_т - коэффициент изменения трещинного пространства пород с изменением внутрипорового давления р; m_OT, k_OT - соответственно начальные значения трещинной пористости и проницаемости.

Для разработки пласта с трещинной пористостью можно за

писать выражение, аналогичное (V.26). Имеем

q_H(t> = -р_нототЧ_л{_н[1 - вт(Ро - Р) + [1 - в_н(Ро - Р) вт}¦ (V.33)

В результате интегрирования (V.33) получим t

Qh(0 = f qH(t)dt = РнототЧл [(в т + в н)(Ро - Р > + в нв т(Ро - Р >² /. (V.34)

о ^-
0

Соответственно для радиального притока нефти к скважине, эксплуатирующей сильнодеформируемый пласт с трещинной пористостью, имеем 2nk h

^dp. (V.35)

i+в _т(р _ Р₀)

Чнс

После интегрирования (V.35)

(V.36)

нс

^nko.^h\\ + ^в_т⁽Рк _ Р0⁾]⁴ _ f¹ + [⁽Рс _ ^р0⁾]⁴

2р ц 1п —

т н r

Кратко рассмотрим иной случай разработки пластов с аномальными свойствами, содержащих неньютоновскую нефть. Чаще всего к числу таких нефтей относятся нефти с начальным градиентом сдвига, фильтрация которых происходит по закону, предложенному А.Х. Мирзаджанзаде. Чтобы нефть, обладающая начальным градиентом сдвига, стала фильтроваться в пористой среде, необходимо к этой среде приложить градиент давления больший, чем это следует из закона Дарси. В тех областях пласта, где градиенты давления незначительны, нефть не будет двигаться, и в этих областях образуются застойные зоны. Такие зоны могут быть в неоднородных пластах, в областях с пониженной проницаемостью и даже в пластах с малой неоднородностью, где скорости фильтрации небольшие. Образование застойных зон ведет к уменьшению конечной нефтеотдачи пластов.

На рис. 110 показана схема элемента пятиточечной системы разработки пласта, содержащего нефть, обладающую начальным градиентом сдвига. При вытеснении такой нефти из пласта водой водонефтяной контакт по мере его продвижения будет последовательно занимать положения 1, 2, 3, 4. Как видно, водонефтяной контакт сильно деформируется, и к добывающим

Рис. 110. Схема элемента пятиточечной системы разработки:

1 - добывающие скважины; 2 - целики нефти;

3 - положение водонефтяного контакта в момент времени t₃; 4 - положение водонефтяного контакта в момент времени t₂ < t₃; 5 - положение водонефтяного контакта в момент времени t_x < <Kt₂; 6 - нагнетательная скважина; 7 - обвод-нившаяся область пласта скважинам подтягиваются языки обводнения, образуя целики нефти. В тех случаях, когда нефть является ньютоновской жидкостью и справедлив обобщенный закон Дарси для фильтрации нефти и воды, эти целики нефти в конце концов при так называемой бесконечной промывке пласта, т.е. при прокачке через пласт больших объемов воды, многократно превышающих его поровой объем, будут вымыты из пласта. Если же нефть обладает начальным градиентом сдвига, то целики нефти, образовавшиеся в областях пласта, где градиент давления меньше начального градиента сдвига, так и останутся в пласте неизвле-ченными.

Нефти некоторых месторождений даже в естественных гео-лого-физических условиях, существовавших в пластах месторождения до начала их разработки, могут обладать начальным градиентом сдвига. В других случаях нефти, особенно обладающие значительным содержанием парафина, приобретают свойства неньютоновских жидкостей в результате изменения фазового состояния углеводородов в пластах, например, выделения газа из нефти и изменения температурного режима во время закачки в пласты воды с температурой ниже температуры кристаллизации парафина, растворенного в нефти.

Если месторождение, содержащее высокопарафинистую

нефть, предполагается разрабатывать с применением только заводнения, то закачка воды в пласты с температурой ниже температуры кристаллизации парафина недопустима. В этом случае необходимо закачивать воду, подогретую до температуры, превышающей температуру кристаллизации парафина.

П р и м е р V.3. В разработку вводится однопластовое месторождение, залегающее на глубине 2200 м, но с аномально высоким начальным пластовым давлением р₀ = 50 МПа. Объем пласта, вводимого в разработку, V_M = 100 х х 10⁶ м³. Содержание связанной воды в пласте очень мало, так что можно полагать 5_св = 0. Пласт насыщен нефтью с начальной плотностью р_н0 = 0,85 т/м³. Сжимаемость нефти р_н = 10^-4 1/МПа. Пористость пласта изменяется с изменением пластового давления в соответствии с зависимостью (V.21), причем m₀ = = 0,33, p_c = 10^-2 1/МПа, вязкость нефти и_н = 2 • 10^-3 Па • с. Проницаемость изменяется с изменением пластового давления по формуле (V.28). При этом k₀ = 0,1 мкм², = 2 • 10^-2 1/МПа. Толщина пласта, охваченного разработкой,

h = 20 м, т_к = 800 м, г_с = 0,08 м. Определим, сколько нефти будет извлечено из пласта, если средневзвешенное пластовое давление р снизится от 50 до 10 МПа, и каким будет дебит одной скважины по сравнению с первоначальным. При этом принимаем, что перепад давления Др_с = р_к - р_с остается постоян

ным, равным 5 МПа.

Используя формулу (V.27), получим

f -2 -2 7

О_н = о, 85• о, 33 • 1о⁸|1 - е^-1° ' ⁴⁰ + 10^-4 • 4ое^-1° •⁴⁰ " """" '"^я" "" "00268) = 9,173 • 10⁶ т.

Начальное содержание нефти в пласте G_H„ = т_оУ_плр_но = о, 33 • 1о⁸ • о, 85 = 28, о5 • 1о⁶ т.

Следовательно, нефтеотдача за счет сжатия пористой среды 9 173 • Ю⁶

П = ~~^{9173 1о}~~ = о, 327.

28, о5 • 1о⁶

Дебит одной скважины определим по формуле (V.30). В начале разработки месторождения, т.е. при ро = Р_к

. е-^:м(г2-⁵8

qнс0 =-2-т-— = о, 325 • 1о^-2 м³ / сут = 281 м³ / сут.

2 • 1о^-2 • 2 • 1о^-3 • 9,2 • 1о^-6

Когда средневзвешенное пластовое давление снизится до р = 10 МПа, дебит скважины

6,28 • 1о^-13 • 2о6е' ’•^1о-2^^/о

q_нс =---- = 126 м³ / сут.

2 • 1о^-2 • 2 • 1о^-3 • 9,2 • 1о^-6

Как видно из данного примера, только за счет сжатия пород-коллекторов пласта при снижении средневзвешенного пластового давления с 50 до 10 МПа из пласта будет “выдавлено” 9,173 • 10⁶ т нефти, и нефтеотдача составит 0,327. При этом дебит добывающих нефть скважин уменьшится более чем в 2 раза.

П р и м е р V.4. Пусть имеем пласт с чисто трещинной пористостью, обладающий теми же параметрами, что и рассмотренный в примере V.3 пласт, сложенный терригенными породами. Будем считать р_т = р_с. При снижении средневзвешенного пластового давления от 50 МПа из пласта будет извлечено количество нефти, вычисляемое по формуле (V.34), а именно:

Q_H = о,85 • о,33 • 1о⁸[(1о^-8 + 1о^-1о)4о • 1о⁶ + 1о^-8(4о • 1о⁶)²] = 11,38 • 1о⁶т.

При этом нефтеотдача

П = Q_H /G_hC1 = 11,38 • Ю⁶/28, о5 • 1о⁶ = о, 4о6.

Дебит добывающей скважины, эксплуатирующей пласт с трещинной пористостью, определим по формуле (V.36).

Имеем вначале разработки пласта

3,14• 1о^-13 • 2о[1 - (1 - 1о^-2 • 5)⁴] ^ _ ₃.

qHd) = --~~_{8 3}~~-— = 273, 5 м³ / сут.

2 • 1о^-8 • 2 • 1о^-3 • 9,2

При снижении средневзвешенного пластового давления до 10 МПа

3,14• 1о^-13 • 2о[(1 - 1о^-2 • 4о)⁴ - (1 - 1о^-2 • 45)⁴] _3/

qнс0 =-₈-₃-= ^{56,17 м /с}у^т-

2 • 1о^-8 • 2 • 1о^-3 • 9, 2

Как видно из приведенных результатов, количество извлеченной нефти из пласта с трещинной пористостью будет более высоким, чем из пласта, сложенного терригенными породами, при аналогичном снижении средневзвешенного пластового давления. Дебит же скважин вследствие сильной деформации трещин снижается более значительно в пласте с трещинной пористостью, чем в пласте с терригенным коллектором.

§ 26. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНЫМИ СВОЙСТВАМИ

В Российской Федерации накоплен значительный опыт разработки нефтегазовых месторождений как на естественных режимах, так и с воздействием на пласты посредством заводнения.

Разработка, например, Анастасиевско-Троицкого месторождения в Краснодарском крае осуществляется с самого начала без воздействия на пласт. Такая разработка действительно, как и следует из теории, потребовала ограничения дебитов добывающих нефть скважин и, следовательно, разбуривания месторождения по плотной сетке скважин при S_c, равном порядка 24-10⁴ м²/скв, а также принятия мер по недопущению перемещения газонефтяного контакта в газонасыщенную часть месторождения.

Ряд нефтегазовых месторождений и отдельных горизонтов разрабатывается с использованием барьерного заводнения. Опыт показывает, что при таком заводнении газовые факторы нефтяных скважин уменьшаются почти в 2 раза по сравнению с газовым фактором при разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах.

Однако в результате приобретенного опыта разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений перед нефтяниками возникли две специфичные для этих месторождений проблемы.

Первая из них соответствует тем случаям, когда нефтяная часть месторождения представляет собой узкую область, т.е. нефтяную оторочку, и заключается в обеспечении эффективной ее разработки. На такой оторочке оказывается нецелесообразным располагать более одного ряда добывающих скважин. При активной законтурной воде добывающие скважины, разрабатывающие нефтяную оторочку, быстро обводняются. Если же законтурная вода не активна, то при отсутствии барьерного заводнения резко возрастают газовые факторы добывающих нефть скважин. При использовании барьерного заводнения такие скважины быстро обводняются. Во всех описанных случаях разработки нефтегазовых месторождений с узкими нефтяными оторочками нефтеотдача оказывается низкой. Она составляет 12-15 % даже при незначительной вязкости нефти. Нефтяные оторочки с повышенной вязкостью нефти эффективно разрабатывать еще труднее.

Вторая проблема связана, как уже упоминалось, с извлечением конденсата из нефтегазоконденсатных месторождений. Заводнение месторождений, позволяя в принципе повысить конденсатоотдачу и нефтеотдачу, не всегда приводит к увеличению общей углеводородоотдачи, так как газоотдача при этом снижается.

Количество извлекаемых углеводородов из нефтегазоконденсатных месторождений можно увеличить, используя методы комбинированного воздействия на газоконденсатную часть месторождений путем закачки в нее газа и воды. Однако проблема достижения наиболее полного извлечения конденсата при общем повышении углеводородоотдачи все еще остается до конца не решенной.

Опыт разработки глубокозалегающих коллекторов с аномально высоким начальным пластовым давлением, сильноде-формируемых в процессе извлечения из них углеводородов, еще невелик во всем мире. Однако число месторождений, продуктивные пласты которых залегают на больших глубинах, возрастает, и поэтому проблема разработки сильнодеформируемых пористых и трещиноватых коллекторов будет представлять с каждым годом все больший интерес для нефтяной промышленности.

Решение проблемы разработки месторождений нефтей с неньютоновскими свойствами во многом связано с использованием физико-химических и особенно тепловых методов разработки.

Контрольные вопросы

1. В каких случаях при разработке нефтегазовых залежей ограничивают дебит скважин? Выведите формулу для определения предельного безгазового дебита скважины.

2. Каким образом можно обеспечивать неподвижность газонефтяного контакта при разработке нефтегазовых залежей?

3. Какие системы и технологические методы разработки используют при воздействии на пласты нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений?

4. Выведите и объясните систему уравнений для расчета процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения методом многокомпонентного материального баланса.

5. Выведите формулу для притока нефти к скважине из сильнодеформируемого пласта при экспоненциальной зависимости проницаемости от перепада давления.

6. Какие осложнения возникают при разработке месторождений, содержащих жидкость с неньютоновскими свойствами?

eeeiaQeQoAeeeeQeO eAeei^eQAQaO

Противовыбросовое оборудование является герметизирующим устройством, которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при газонефтеводопроявлениях. При помощи противовыбросового оборудования выполняют:

герметизацию устья при наличии и отсутствии труб в скважине; расхаживание и проворачивание (вращающийся превентор) бурильного инструмента при загерметизированном устье с целью недопущения его прихвата;

восстановление циркуляции промывочной жидкости с противодавлением на пласт;

быстрое снижение давления в скважине; закачку раствора через затрубное пространство.

При ремонте скважин, в отличие от бурения, для предотвращения выбросов применяют только один плашечный превентор или ГУУС (герметизирующее устройство устья скважин) в зависимости от типа бурового станка, высоты расположения рабочей площадки. Так, на Краснодарском подземном газохранилище, где глубина скважин 1050 м и максимальное пластовое давление составляет 12 МПа, ремонт ведут при помощи установок А-50М, где высота рабочей площадки составляет 1,5 м. Здесь в основном применяют ГУУС. В отдельных ситуациях используют превентор плашечный гидравлический ППГ-156 х 320; размер резиновых уплотнений, устанавливаемых в нем, соответствует диаметру труб в скважине, т.е. 60 мм, 73 мм, 89 мм и 114 мм.

Превенторы типа ППГ всех размеров конструктивно исполнены одинаково, исключение составляют превенторы с рабочим давлением 70 МПа и выше, которые имеют разгрузочное устройство, позволяющее закрывать вручную превентор при давлении 20 МПа.

Корпус превентора ППГ-230 х 320БР (рис. 5.1) представляет собой стальную отливку коробчатого сечения, имеющую про-

Рис. 5.1. Плашечный превентор ППГ-230 х х 320Бр

А — вид прямо; А — вид сверху; 1, 7 — откидные крышки с гидроцилиндрами; 2 — корпус превентора; 3 — распределительный коллектор; 4, 10, 16, 17 — резиновые уплотнительные кольца; 5 —

винт; 6 — пробка;

8 — гидроцилиндр;

9 — поршень со

штоком; 11 — валик; 12 — вилка; 13 —

крышка гидроцилиндра; 14 — шпилька; 15 — втулка; 18 — корпус плашки; 19 — паропровод; 20, 23 — винты; 21 — рези

новое уплотнение плашки; 22 — сменный вкладыш; 24 — винт крышки; 25 — кольцо; 26 — ось;

27 — маслопровод;

$ — Г-образный паз замка плашки; b — полость, в которую попадает раствор, сигнализируя о нарушении уплотнения

ходное отверстие диаметром 230 мм и сквозную прямоугольную полость, в которой размещаются плашки. Полость корпуса с обеих сторон закрывается откидными крышками. Крышки крепятся к корпусу винтами, что позволяет сменить плашки без демонтажа превентора с устья скважины и наличия в ней инструмента. Высота превентора ППГ-156 х 320, как и ППГ-230 х 320, равна 310 мм. Управление — дистанционное гидравлическое и ручное с помощью штурвалов. Причем закрыть превентор можно вручную, но открыть — только при помощи гидроуправления. При ремонте на скважинах, где нет электроэнергии и нет возможности применить гидравлическое управление ГУП-100, давление масла в цилиндрах превентора можно создавать при помощи маслонасоса от установки А-50.

Конструкция превентора 230 х 500 Бр аналогична конструкции превентора 230 х 320 Бр. При давлении в скважине 40 МПа плашечный превентор ППГ-230 х 500 может не закрыться от системы гидроуправления по той причине, что выталкивающее давление флюида из скважины на плашку и шток плашки больше давления масла из системы на поршень гидроцилиндра. Для закрытия ППГ-230 х 500 от системы гидроуправления при давлении скважины больше 40 МПа необходимо установить рукоятку распределителя, управляющего данным превентором, в положение "закрыто" и одновременным вращением ручного управления по часовой стрелке поджимать плашки до полного закрытия превентора. Гидравлическая система управления ГУП-100 Бр входит в комплект превентора и предназначена для оперативного и дистанционного управления превенторами и гидравлическими задвижками манифольда. ГУП-100 состоит из двух взаимно сблокированных пультов: основного и вспомогательного. Основной пульт устанавливается на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Вспомогательный пульт устанавливается у поста бурильщика.

Основной пульт состоит из металлического корпуса, в котором расположены все основные узлы управления. За корпусом расположены пневмогидроаккумулятор и ручной насос. В верхней части корпуса установлена панель управления. На панели размещены гидравлический манометр, показывающий давление в аккумуляторе, и электроконтактный манометр, предназначенный для автоматического управления электродвигателем шестеренчатого маслонасоса, выключатель электродвигателя, ручное включение насоса, шесть рукояток маслораспределителей. Первая и вторая рукоятки от-50 крывают и закрывают гидравлические задвижки, третья только закрывает ПУГ (превентор универсальный гидравлический), четвертая, пятая и шестая рукоятки закрывают и открывают плашечные превенторы. Ниже распределителей расположены три вентиля. Левый — для отключения аккумулятора; средний — для отключения всех превенторов и задвижек; правый — для отключения вспомогательного пульта управления. Под панелью установлен масляный бак с щупом. Под баком с правой стороны — электропанель управления электродвигателем шестеренчатого насоса, шестеренчатый насос НШ-10, обратный клапан, предохранительный клапан, масляный фильтр и вентиль слива масла из аккумулятора в масляный бак.

Вспомогательный пульт состоит из металлического корпуса, в котором расположены два двухзолотниковых масло-распределителя, регулирующий клапан, масляный фильтр, блокировочный цилиндр и два гидравлических манометра.

Левый манометр показывает отрегулированное давление регулирующим клапаном, а правый — давление в гидросистеме. Первая рукоятка на панели закрывает и открывает ПУГ, вторая только закрывает нижний плашечный превентор, третья рукоятка закрывает только верхний плашечный превентор, и четвертая рукоятка только открывает одну гидравлическую задвижку на линии дросселирования. Гидросистема работает на масле индустриальном И-40 А. В табл. 5.1 приводится техническая характеристика гидросистем.

Т а б л и ц а 5.1

Техническая характеристика гидросистем управления превенторами

Показатели	ГУП-100 БР-1	ГУП-100 БР-1М	ГУП-100 БР-2
Число постов управления	6	6	6
Рабочее давление в гидросисте	10	10	10
ме, МПа
Вместимость масляного бака, л	200	250	250
Объем масла в аккумуляторе, л	68	71	163
Давление азота в аккумулято	6 — 6,5	5,5 — 6	5,5 — 6
ре, МПа
Производительность НШ-10	10 см³ за один оборот
Производительность ручного	15 см³ за двойной ход
насоса
Число баллонов с азотом для	3	3	6
заправки гидроаккумулятора,
если в каждом давление по
15 МПа

Рис. 5.3. Шаровый кран:

1 — корпус; 2 — гибкое кольцо; 3 —

сегментный упор; 4 — кольцо; 5 — верхнее седло; 6, 11—17 — кольцо "О"; 7 — кольцо, 2 шт.; 8 — сегментное кольцо; 9 — шар; 10 — пробка ма

неврирования; 12 — кольцо, 2 шт.; 13 — ограничитель; 14 — подшипник скольжения (кольцо); 15 — нижнее седло; 16 — пружина; 18 — кольцо,

2 шт; 19 — пробка; 20 — прокладка

Превенторы герметизируют затрубное пространство, если в скважине трубы. Трубное пространство герметизируют обратным клапаном или же шаровым краном.

Рис. 5.2. Обратный клапан тарельчатый

Клапаны изготавливают двух типов: клапан тарельчатый

(КОБТ); клапан конусный с резиновым уплотнением (КОБ).

Клапан тарельчатый (рис. 5.2) состоит из корпуса 1 с присоединительными резьбами, направляющего гнезда 4, штока 5 с тарелкой 6, пружины 3 с гайкой 2. Наворачивание обратного клапана на колонну труб при переливе раствора из скважины затруднено. Поэтому применяют приспособление, которое позволяет наворачивать клапан в открытом положении.

При интенсивном переливе скважины необходимо обратный клапан навернуть на квадратную штангу с вертлюгом для увеличения веса и затем уже наворачивать на колонну труб. После крепления клапана приспособление с квадратной штангой отворачивают, и клапан закрывается. Опрессовыва-ют обратный клапан с использованием воды при рабочем давлении в течение 30 с.

В табл. 5.2 приводится техническая характеристика обратных клапанов для труб малого диаметра в условиях работы в эксплуатационных колоннах диаметром 146 и 168 мм.

Шаровый предохранительный кран (рис. 5.3) состоит из корпуса 1, имеющего в верхней части муфту с резьбой, а в нижней части — ниппель с резьбой. Закрытие производят при повороте шара 7 при помощи ключа, который вставляется в пробку маневрирования 8. Верхнее седло 4 и нижнее 11 имеют сферические уплотнительные поверхности для соприкосновения с шаром 7. Герметизация давления под краном обеспечивается уплотнительными кольцами 16 и 18 и при помощи колец 13 и 5. Постоянный контакт между шаром и седлами обеспечивается кольцом (пружиной) 12. Верхнее седло 4 опирается на сегментное кольцо 6. Крепление верхней части седла осуществляется узлом, состоящим из сегментной опоры 2, кольца 3 и гибкого кольца 15. Для смазки контактных поверхностей между шаром и седлами предусмотрена пробка 19.

Т а б л и ц а 5.2

Техническая характеристика обратных клапанов

Дав ление опрес совки, МПа	Условный диаметр труб		Обо значе ние резьбы	^Диаметр наружный, мм	Длина, мм	_о^- _е^- _,а 'SgSSl Рд	Обозначение типоразмера
Дав ление опрес совки, МПа	выса женные внутрь, мм	выса женные наружу, мм	Обо значе ние резьбы	^Диаметр наружный, мм	Длина, мм	_о^- _е^- _,а 'SgSSl Рд	Обозначение типоразмера
19	60	_—	3 — 66	80	240	15	КОБТ 80-3 66
19	73	—	3—76	95	260	15	КОБТ 95-3 76
19	89	73	3 — 88	108	270	15	КОБТ 108 3 88
19	—	89	3— 1 02	1 20	290	15	КОБТ 120 3 102
19	102	—	3— 1 08	1 33	31 0	15	КОБТ 133 3 108

Краны выпускаются двух типов: кран шаровый верхний (КШВ), который устанавливается между вертлюгом и квадратной штангой (левая резьба); кран шаровый нижний (КШН) с правой резьбой — устанавливается между квадратной штангой и бурильными трубами.

При возникновении проявления кран закрывают поворотом ключа на 90°.

5.1. ПРЕВЕНТОР ПЛАШЕЧНЫЙ ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ППГ-156 х 320

Превентор ППГ-156 х 320 предназначен для герметизации устья скважин при наличии или отсутствии в скважине бурильных труб или НКТ с целью предупреждения проявления, выбросов и открытых фонтанов. Превентор (рис. 5.4) состоит из корпуса, крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Корпус — это стальная отливка коробчатой формы с вертикальным проходным отверстием круглого сечения для раз-

Рис. 5.4. Плашечный превентор ППГ-156 х 320:

1 — плашки; 2 — то рцовое уплотнение; 3 — крышка; 4 — гидроцилиндр; 5 — карданный вал; 6 и 7 — левая и правая трубки для гидропривода плашек; 8 — корпус

мещения бурильного инструмента и сквозной горизонтальной прямоугольной полостью, в которой расположены плашки. Верхняя часть имеет гладкую плоскость, нижняя часть плоскости имеет уклон для стока раствора и направляющие ребра для перемещения плашек. Верхний и нижний присоединительные фланцы превентора совмещены с корпусом. На фланцах имеются канавки под стальные уплотнительные кольца и отверстия с резьбой под шпильки. При температуре окружающей среды ниже —5 °С полость плашек обогревается паром или горячей водой, которые поступают в паропроводы, встроенные в корпус превентора.

Прямоугольная полость в корпусе превентора с обеих сторон закрывается откидными гидроголовками, шарнирно подвешенными на корпусе. Крепление гидроголовок к корпусу производится винтами (8 штук). Такая конструкция превентора позволяет быстро сменить плашки, не снимая превентор с устья скважины даже при наличии в ней труб.

Герметичность между корпусом првентора и крышкой осуществляется резиновым уплотнением, установленным в канавку на внутренней плоскости крышки. Внутри гидроцилиндра установлен рабочий поршень со штоком для перемещения плашки.

Шток выполнен за одно целое с поршнем. Плашки соединяются со штоком "Г"-образным замком. Поршень образует в гидроцилиндре две гидравлические камеры (полости) закрытия и открытия превентора. Для перемещения поршня в гидроцилиндре в камеры через коллектор, поворотное ниппельное устройство по маслопроводу от основного пульта гидросистемы поступает масло под давлением 10 МПа. Для предотвращения перетока масла из одной камеры в другую в канавки на поршне устанавливаются два резиновых уплотнительных кольца.

При износе уплотнений на поршне происходит падение давления в гидроцилиндре и частое включение масляного насоса гидросистемы, так как одна из камер постоянно связана с линией слива масла в масляный бак гидросистемы. Проконтролировать состояние уплотнений на поршне можно следующим образом. Отсоединить маслопроводную трубку от камеры открытия в гидроцилиндре и слить из нее масло. Перевести рукоятку на основном пульте в положение "ЗАКРЫТО". При поступлении масла от гидросистемы в камеру закрытия поршень в гидроцилиндре перемещается на закрытие превентора, а через поврежденные резиновые уплотнения на поршне масло под давлением в камере закрытия будет просачиваться в камеру открытия и течь через штуцер для присоединения маслопровода. При этом следует заменить резиновые уплотнения на поршне. В месте прохода штока через шейку крышки установлено уплотнение, герметизирующее камеру открытия в гидроцилиндре от внутренней полости превентора и среды скважины.

Уплотнение состоит из стальной и бронзовой втулок и четырех резиновых уплотнительных колец, установленных в канавке по наружному и внутреннему диаметрам втулок. Втулки фиксируются от осевого перемещения в шейке крышки двумя пружинными кольцами. Износ уплотнения штока в крышке приводит к понижению давления в гидросистеме и потере масла.

Гидроцилиндр закрывается крышкой, состоящей из стальной отливки с четырьмя отверстиями под шпильки для крепления к цилиндру и полого стакана для защиты фиксирующего винта от механических повреждений. Стакан имеет два продольных отверстия (135 х 70 мм) для визуального наблюдения за положением плашек в корпусе превентора. Для герметизации камеры закрытия в гидроцилиндре в крышке установлена бронзовая втулка с четырьмя резиновыми уплотнительными кольцами. Втулка в крышке гидроцилиндра фиксируется от осевого перемещения пружинным кольцом. Через отверстие во втулке проходит цилиндрическая часть фиксирующего винта ручного привода превентора.

Превентор комплектуется трубными и глухими плашками. Трубные и глухие плашки состоят из стального корпуса, стального сменного вкладыша и сменного резинового уплотнения. Корпус, вкладыш и резиновые уплотнения соединяются между собой болтами и контрятся проволокой. На вкладышах имеются два треугольных выступа, расположенные по диагонали, для принудительного центрирования труб при герметизации устья. Глухими плашками герметизируется устье при отсутствии труб в скважине. Превентор комплектуется плашками под бурильные и насосно-компрессорные трубы диаметром: 33,4; 42,2; 48,3; 60,3; 73; 88,9; 101,6; 114,3 мм.

При герметизации кольцевого пространства между трубой и обсадной колонной под давлением рабочего поршня происходит выдавливание части резины уплотнения между корпусом и вкладышем и поджатие ее к верхней гладкой плоскости плашек, обеспечивая при этом герметичность между трубой, плашкой и корпусом превентора. При монтаже превентора на устье скважины в перевернутом положении уплотнительная резина плашек будет поджиматься не к гладкой 56 верхней плоскости в корпусе превентора, а к направляющим ребрам, вследствие чего герметизации между резиновым уплотнением плашки и корпусом превентора не будет. Поэтому все плашечные превенторы герметизируют устье и держат давление скважины только в том случае, когда оно направлено снизу вверх.

Привод плашек не только гидравлический, но и ручной. Ручной привод предназначен для фиксации плашек в закрытом положении, когда превентор закрыт от гидросистемы, а в аварийном случае (при отсутствии электроэнергии, давления, масла в аккумуляторе и неисправной гидросистеме) и для ручного закрытия плашечных превенторов. Ручной привод плашечных превенторов одностороннего действия — индивидуальный для каждой плашки. Им превентор можно только закрыть — открыть невозможно.

Привод состоит из штурвалов, стоек, карданных валов, специальных полукарданных соединений и фиксирующих винтов, размещенных в гидроцилиндрах превентора. Фиксирующий винт имеет левую резьбу (диаметром 50 мм, длиной 150 мм, 15 витков), которой он вывинчивается из резьбового отверстия в рабочем поршне и штоке при закрытии превентора от ручного привода или фиксации плашек в закрытом положении, когда превентор закрыт от гидросистемы. Специальный буртик (диаметром 62 мм) удерживает резьбовую часть винта внутри гидроцилиндра, а цилиндрическая часть винта (диаметром 40 мм), горизонтально перемещаясь в защитном стакане, указывает на положение плашек превентора "ЗАКРЫТО-ОТКРЫТО".

Принцип действия превентора следующий: при закрытии превентора от системы гидроуправления масло под давлением сжатого азота из пневмогидроаккумулятора через масло-распределитель по трубопроводу подается в камеры закрытия в гидроцилиндрах, перемещая поршни со штоками и плашками к центру превентора, при этом герметизируя устье. Одновременно масло из камер открытия по трубопроводу поступает на слив в масляный бак гидросистемы. При открытии превентора от системы гидроуправления масло под давлением по трубопроводу подается в камеры открытия, перемещает поршни со штоками и плашками от центра превентора на его открытие, а масло из камер закрытия по трубопроводу поступает на слив в масляный бак гидросистемы. В случае выхода из строя системы гидроуправления для закрытия превентора применяют ручной привод. Для этого необходимо установить рукоятку соответствующего маслорас-пределителя на гидросистеме в положение "ЗАКРЫТО" и одновременным вращением обоих штурвалов по часовой стрелке на определенное число оборотов закрыть превентор.

5.2. МАЛОГАБАРИТНЫМ ПРЕВЕНТОР ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Для ремонта скважин, где пластовые давления не превышают 15 МПа, разработан и применяется малогабаритный превентор с ручным управлением. Он позволяет сэкономить время на монтаже противовыбросового оборудования со станцией гидравлического управления. Малогабаритный превентор ППР-180 х 210 имеет следующую характеристику:

Диаметр условного прохода, мм..........................................180

Рабочее давление, МПа..............................................................................21

Управление превентором................................... Ручное

Диаметр уплотняемых труб, мм:

насосно-компрессорных..............................................................33, 48, 73, 89, 102, 114

бурильных......................................................................................................................73, 89

Скважинная среда................................................ Некоррозионная (нефть, газ,

конденсат, пластовая вода)

Максимально допустимая температура

Превентор ППР-180 х 210 (рис. 5.5) состоит из корпуса 2, крышек 4 с размещенными в них плашками 3, механизма ручного управления и узла шпинделя. Механизм ручного управления и узел уплотнения шпинделя включают: крышку 5 с окнами обеспечения доступа к нажимной втулке 6, ходовую втулку 8, связанную резьбовым соединением со шпинделем 9. Крышки 4 превентора крепят к корпусу винтами 1. При вращении втулки с помощью закрепленного на ней штурвала 10 создается крутящий момент, сообщающий шпинделю и соединенной с ним плашке возвратно-поступательное движение. В крышке 12 установлены подшипники 11, уменьшающие усилие, которое необходимо для управления превентором. Винт 7 предотвращает самоотвинчивание крышки. Плашка выполнена цельной, что позволило уменьшить ее габариты и массу при обеспечении необходимых прочности и жесткости. Уплотнитель плашки выполнен из двух частей: уплотнителей трубы и корпуса, что обеспечивает легкую и быструю смену уплотнительных элементов, а также замену

? 5 6 7 8 9 10 Р^ис- 5.5. Малогабарит

ный превентор для ремонта скважин ППР 180 х 210

только изношенной его части. Проходное отверстие превентора перекрывается путем вращения штурвала по часовой стрелке, открывается — вращением против часовой стрелки.

5.3. ГЕРМЕТИЗИРУЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО УСТЬЯ

СКВАЖИНЫ

При ремонте скважин, пластовое давление в которых не превышает 12 МПа, применяют герметизирующее устройство устья скважины (ГУУС) (рис. 5.6), которое состоит из фланца, размеры которого соответствуют размерам фланца 1 трубной головки фонтанной арматуры, в том числе и размерам кольца фланца крестовины 2. В центральную часть фланца 2 встроен цилиндр 3, изготовленный из УБТ, диаметром 203 мм с ленточной резьбой внутри. Внутрь цилиндра вставляется пакет с двумя резиновыми элементами 5. В верхней части пакета — гайка 6 с наружной ленточной резьбой, идентичной резьбе в цилиндре 3, в нижней части — опорный неподвижный конус 4, который садится в седло в цилиндре 3. Неподвижный конус навернут на нижнюю часть патрубка 7, верхний конец которого соединен с задвижкой 8 или шаровым краном. Пакет резиновых элементов с гайкой крепления надет на патрубок 7. В верхней части задвижки или шарового крана ввернут патрубок с переходником 9 под элеватор, и заканчивается патрубок червячного типа ниппелем под быст-росоединяющую гайку 10.

Для герметизации устья скважины во время спускоподъемных операций насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливают в клинья, элеватором "ЭТА" зацепляют ГУУС за переходник, поднимают при помощи талевой системы и наворачивают на НКТ. Затем приподнимают ГУУС вместе с инструментом и, убрав клинья, опускают ГУУС в цилиндр герметизатора, разгрузив полностью талевую систему. При помощи трубного ключа "КТГУ" закручиванием гайки крепления с ленточной резьбой в цилиндре герметизатора распирают резиновые элементы, герметизируя затрубное пространство.

Трубное пространство перекрывается задвижкой 8 или шаровым краном. Вся операция занимает 3^4 мин. При герметизации устья во время бурения необходимо отвернуть квадратную штангу, выбросить ее на мостки, освободить квадрат от штропов, захватить элеватором ГУУС и загерметизировать устье, как в первом случае. Времени на гермети-

Рис. 5.7. Схема двух спаренных элеваторов ЭТА, позволяющих, не выбрасывая квадратной штанги, захватив ГУУС, загерметизировать скважину

зацию устья в этом случае уходит много, и в случае перелива загерметизировать устье будет сложно. Чтобы не допустить этого, соединяют между собой два элеватора "ЭТА” штро-пами так, чтобы их опорные плоскости были направлены в разные стороны (рис. 5.7). На нижнюю часть квадратной штанги наворачивают дополнительный переходник с проточенной шейкой под элеватор "ЭТА”. Таким образом исключается выброс квадратной штанги. Достаточно отвернуть квадратную штангу, один элеватор накинуть на ее шейку, а второй на ГУУС. Затем поднять талевым блоком квадратную штангу, ГУУС и загерметизировать устье. На герметизацию устья таким способом времени затрачивается до 5 мин.

Рис. 5.6. Герметизирующее устройство устья скважин (ГУУС)

Глава 5

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Наиболее распространен в мировой практике штанговый насосный способ добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

В России станки-качалки выпускаются по ГОСТ 5866-76, устьевые сальники - по ТУ 26-16-6-76, НКТ - по ГОСТ 63380, штанги - по ГОСТ 13877-80, скважинный насос и замковые опоры - по ГОСТ 26-16-06-86.

Скважинная штанговая насосная установка (УСШН) (рис. 5.1) состоит из станка-качалки 1, оборудования устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг 4, штангового насоса вставного 6 или невставного 7 типа. Вставной насос 6 крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры 5. Скважинный насос спускается под уровень жидкости.

Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность. При наличии парафина в продукции скважины на штангах устанавливают скребки, очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря.

5.1. Приводы штанговых насосов

ГОСТ 5866-76 предусматривает изготовление станков-качалок 13 типоразмеров. Основные параметры и их размеры приведены в табл. 5.1-5.4.

Каждый тип станка-качалки характеризуется максимальными допускаемыми нагрузками на устьевой шток, длиной хода устьевого штока и крутящим моментом на кривошипном валу редуктора, числом двойных ходов балансира в минуту.

За рубежом станки-качалки обычной конструкции произво-

Показатель	СК3-1,2- 630	СК5- 3-2500	СК6-2,1- 2500	СК12- 2,5-4000	СК8-3,5- 4000	СК8-3,5- 5600	СК10-3- 5600
Номинальная нагрузка (на устьевом	30	50	60	120	80	80	100
штоке), кН
Номинальная длина хода устьевого што	1,2	3	2,1	2,5	3,5	3,5	3
ка, м
Номинальный крутящий момент (на	6,3	25	25	40	40	56	56
выходном валу редуктора), кН-м
Число ходов балансира в минуту		5-15			5-	12
Редуктор	Ц2НШ-315	Ц2НШ-450		Ц2НШ-750Б		Ц2НШ-560
Габариты, мм, не более:
длина	4125	7380	6480	7450	8450	8450	7950
ширина	1350	1840	1840	2246	2246	2246	2246
высота	3245	5195	4960	5730	6210	6210	5835
Масса, кг	3787	9500	8600	14145	14200	14245	14120

Т а б л и ц а 5.2

Показатель	СКД3-1,5- 710	СКД4-2,1- 1400	СКД6-2,5- 2800	СКД8-3- 4000	СКД10- 3,5-5600	СКД12- 3,0-5600
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке),	30	40	60	80	100	120
кН
Номинальная длина хода устьевого штока, м	1,5	2,1	2,5	3,0	3,5	3,0
Номинальный крутящий момент (на выход	7,1	14	28	40	56	56
ном валу редуктора), кН-м
Число ходов балансира в минуту	5-	15	5-	14	5-	12
Редуктор	Ц2НШ-315		Ц2НШ-450	Ц2НШ-700Б	Ц2НШ-560
Габариты, мм, не более:
длина	4050	5100	6085	6900	7280	6900
ширина	1360	1700	1880	2250	2250	2250
высота	2785	3650	4230	4910	5218	4910
Масса, кг	3270	6230	7620	11600	12170	12065

Редуктор	Номинальный крутящий момент (на выходном валу), кН-м	Межосевое расстояние, мм			Передаточное число	Габариты,		мм	Масса, кг
Редуктор	Номинальный крутящий момент (на выходном валу), кН-м	суммар ное	быстроходной ступени	тихоходной ступени	Передаточное число	длина	шири на	высота	Масса, кг
Ц2НШ-315	7,1	515	200	315	39,868	1010	1140	685	680
Ц2НШ-355	14	580	225	355	40,35	1130	1400	760	1090
Ц2НШ-450	28	730	280	450	39,924	1475	1554	984	2090
Ц2НШ-750Б	40	750	300	450	37,18	1483	1930	960	2735
Ц2НШ-560	56	915	355	560	40,315	1775	1930	1125	3200

Т а б л и ц а 5.4

Техническая характеристика станков-качалок

Станок-качалка	Наибольшая допустимая нагрузка на устьевой шток, кН	Номинальная длина хода устьевого штока, м	Наибольший допустимый крутящий момент на ведомом валу редуктора, кН-м	Габариты (при горизонтальном положении балансира), мм			Масса комплекта, кг
Станок-качалка	Наибольшая допустимая нагрузка на устьевой шток, кН	Номинальная длина хода устьевого штока, м		длина	ширина без ограждения	высота	Масса комплекта, кг
СК2-0,6-250	20	0,3; 0,45; 0,6	2,5	3150	1150	2000	1600
СК3-1,2-630	30	0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1,2	6,3	4200	1350	3300	3850
СК4-2,1-1600	40	0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1	16	5900	1700	4800	7200
СК5-3-2500	50	1,3; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0	25	7400	1850	5550	9900
СК6-2,1-2500	60	0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1	25	6550	1850	5100	9600
СК8-3,5-4000	80	1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5	40	8500	2250	6650	15100
СК12-2,5-4000	120	1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5	40	7500	2250	6400	14800
СК8-3,5-5600	80	1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5	56	8500	2250	6650	15600
СК10-3-5600	100	1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0	56	8000	2250	6550	15450
СК10-4,5-8000	100	2,3; 2,7; 3,3; 3,9; 4,5	80	10550	2600	9000	24900
СК12-3,5-8000	120	1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5	80	9550	2600	8500	24800
СК15-6,0-12500	150	3,0; 3,5; 4,5; 5,2; 6,0	125	13200	3100	11500	34800 ₈,
СК20-4,5-12500	200	2,3; 2,7; 3,3; 3,9; 4,5	125	11700	3100	10700	34500 ⁸

дятся по спецификации 11Е стандарта АНИ. Диапазон показателей: грузоподъемность 2-20 т; длина хода 0,5-6,0 м; крутящий момент до 12000 кг-м. В России наиболее известны фирмы “Lufkin” (США), “Indystrial CA” (Румыния).

Станок-качалка (рис. 5.2) состоит: из рамы 13 с подставкой под редуктор и поворотной плитой 12; стойки 3; балансира 2 с головкой и опорой траверсы 15; двух шатунов 4; двух кривошипов 5 с противовесами 14 (при комбинированном или кривошипном уравновешивании); редуктора 6; тормозов 16; клиноременной передачи 7, 8; электродвигателя 9; подвески устьевого штока 1 с канатом; ограждения 11 кривошипно-шатунного механизма. Рама из профильного проката изготовлена в виде двух полозьев, соединенных поперечными связями. Стойка -из профильного проката четырехногая.

Балансир - из профильного проката двутаврового сечения; однобалочной или двубалочной конструкции. Головка балансира - поворотная или откидывающаяся вверх. Для ее фиксации в рабочем положении в шайбе головки предусмотрен паз, в который входит клин защелки.

Опора балансира - ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках. К средней части от квадратного сечения приварена планка, через которую опора балансира соединяется с балансиром.

Траверса - прямая, из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами.

Опора траверсы шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира.

Шатун - стальная трубная заготовка, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом - башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой. Палец кривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и затягивается с помощью гаек.

Кривошип - ведущее звено преобразующего механизма станка-качалки. В нем предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. На кривошипе установлены противовесы, которые могут перемещаться.

Редуктор типа Ц2НШ представляет собой совокупность

двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач, выполненных с зацеплением Новикова. Изготовление редуктора должно отвечать требованиям ОСТ 26-02-1200-75 (см. табл. 5.3).

Рис. 5.2. Станок-качалка типа СК:

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 -рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз

Валы цилиндрических зубчатых передач лежат в плоскости разъема корпуса и крышки редуктора. Для равномерного распределения нагрузок на валы и подшипники принято симметричное расположение зубчатых колес и опор. Опоры ведущего и промежуточного валов выполнены на роликоподшипниках с короткими цилиндрическими роликами, а ведомого вала на роликоподшипниках двухрядных сферических. На конце ведущего вала насаживаются шкивы тормоза и клиноременной передачи, положение которых после определенного срока эксплуатации необходимо менять для увеличения общего срока службы ведомого колеса редуктора. Для этого на обоих концах ведомого вала имеются по два шпоночных паза.

Смазка зубчатых колес и подшипников валов осуществляется из ванны корпуса редуктора.

Тормоз - двухколодочный. Правая и левая колодки прикреплены к редуктору. С помощью стяжного устройства колодки зажимают тормозной шкив, насаженный на ведущий вал редуктора. Рукоятка тормоза, насаженная на стяжной винт, вынесена в конец рамы, за электродвигатель.

Салазки поворотные под электродвигатель обеспечивают быструю смену и натяжение клиновых ремней. Выполнены они в виде рамы, которая шарнирно укреплена на заднем конце рамы станка-качалки.

К поворотной плите поперечно прикреплены болтами двое салазок, на которые устанавливается электродвигатель. Рама с салазками поворачивается вращением ходового винта.

Привод станка-качалки осуществляется от электродвигателя со скоростью вращения вала 750, 1000 и 1500 мин^-1. Электродвигатель - трехфазный короткозамкнутый, асинхронный с повышенным пусковым моментом во влагоморозостойком исполнении. На валу электродвигателя установлена конусная втулка, на которую насажен ведущий шкив клиноременной передачи.

Подвеска устьевого штока типа ПСШ грузоподъемностью 3,

5, 10 т состоит из верхней и нижней траверс, двух зажимов каната и зажима устьевого штока. Для установки в подвеске гидравлического динамографа в нее вставляют два винта, с помощью которых раздвигаются траверсы подвески.

Штоки сальниковые устьевые ШСУ предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки.

Для герметизации устья насосных скважин и подвески насосно-компрессорных труб предусмотрено оборудование устья насосных скважин. Наиболее распространенным оборудованием устья скважин на промыслах является устьевой сальник.

При однотрубной системе сбора и транспорта нефти и газа используется устьевое оборудование насосных скважин на давление до 4 МПа, имеющее шифры СУС1-73-31 и СУС2-73-31, соответственно обозначающие сальники устьевые с самоус-танавливающейся головкой с одинарным и двойным уплотнением для НКТ диаметром 73 мм (табл. 5.5).

Характерной особенностью устьевых сальников СУС является шарнирное соединение между головкой сальника и его тройником для поворота головки в пределах конусного угла (3°) и самоустанавливания по сальниковому штоку. Этим обеспечивается более полная загрузка уплотняющих элементов и повышается срок их службы.

Устьевой сальник СУС1 (рис. 5.3) состоит из шаровой головки, с помещенными в ней нижней и верхней втулками, направляющими втулками из прессованной древесины и уплотнительной набивки. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка с двумя скобами, с помощью которых подтягивают уплотнительную набивку.

Для герметизации узла шаровой головки 9 предусмотрено уплотнительное кольцо 5. Наличие в нижней части шаровой головки двух стопоров 4 не позволяет проворачиваться шаровой головке вокруг своей оси при затяжке крышки головки 12. Крышка шаровой головки 12 крепится к тройнику двумя откидными болтами 14.

Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.

Устьевой сальник СУС2А в отличие от СУС1 имеет двойные уплотнения и три ряда направляющих втулок. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет менять изношенные верхние уплотнительные элементы без разрядки скважины за счет нижнего уплотнения - буферной манжеты. Изношенные

Т а б л и ц а 5.5 Техническая характеристика устьевых сальников

Показатель	СУС1-73-31	СУС2-73-31
Рабочее давление, МПа:
при подвижном устьевом штоке	4,0	4,0
при неподвижном устьевом штоке и
затянутой сальниковой набивке	7,0	14,0
Диаметр присоединительной резьбы, мм	73	73
Диаметр сальникового устьевого штока, мм	31	31
Габариты, мм:
длина	350	350
ширина	182	182
высота	407	528
Масса, кг	21	24

Рис. 5.3. Сальник устьевой СУС1-73-31:

1 — тройник; 2 — втулка нижняя; 3 — вкладыш; 4 — стопор; 5 — кольцо уплотнительное; 6 — манжетодержатель; 7 — крышка шаровая; 8 — уплотнительная набивка; 9 — головка шаровая; 10 — вкладыш; 11 — грундбукса; 12 — крышка головки; 13 — шток; 14 — болт откидной; 15 — палец; 16 — шплинт; 17 — гайка накидная; 18 — ниппель; 19 — наконечник

направляющие втулки, как правило, меняют при текущем ремонте скважин.

При установке устьевых сальников на устье все резиновые кольца и уплотнительные набивки должны смазываться густой смазкой.

Разбирать шаровую крышку и отделять головку от тройника без необходимости не рекомендуется. При потере герметичности в шаровой опоре заменяют уплотнительные кольца в условиях мастерской.

Для оборудования устья скважин выпускаются: ОУ140-146/168-65А - оборудованные устья насосных скважин, периодически фонтанирующих, с концентрической подвеской колонны НКТ относительно оси скважины; 0У140-146/168-65Б -то же, для скважин с эксцентрической подвеской труб (рис. 5.4).

В состав оборудования ОУ входят устьевой сальник СУС2 с двойным уплотнением и пробковые краны КППС65-140. В качестве запорных устройств применяют пробковые краны от фонтанной арматуры с уплотнительной смазкой на 14 МПа. Подъемная колонна смещена относительно оси скважины. В трубной головке оборудования ОУ типа Б предусмотрен патрубок с задвижкой для установки лубрикатора и спуска исследовательских приборов в затрубное пространство. Для перепуска газа из затрубного пространства в выкидную линию в обвязке предусмотрен обратный клапан. Затвор обратного клапана (седло и шарик) использован от скважинного насоса.

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых с помощью погружных электронасосов ОУЭН, может быть использовано и на периодически фонтанирующих скважинах (табл. 5.6). При этом допускаются подвеска колонны насосно-компрессорных труб, а также профилактические, ремонтные и исследовательские работы на скважине. Колонну насосно-компрессорных труб подвешивают на разъемном конусе, в котором предусмотрен проход и для кабеля. Трубы и кабель уплотняют резиновыми разрезными прокладками, поджимаемыми разъемным фланцем.

Балансирный привод станка-качалки имеет недостаток -точка подвеса штанг совершает сложное движение, что вызывает рост динамических нагрузок на штанговую колонну. С целью их уменьшения применяется безбалансирный станок-качалка, в котором шатун и балансир заменяются гибкой связью - стальным канатом.

Приводная часть безбалансирного станка-качалки (включая редуктор) аналогична балансирному. Конструкция кривошипа V-образной формы, с углом 30°. Над устьем скважины, на наклонной стойке расположен ролик, через который переброшена гибкая подвеска, соединенная с шатунами. Нижняя головка

Т а б л и ц а 5.6

Показатель	ОУ140-146/168-65А	ОУ140-146/168-65Б	ОУЭН140-65
Габариты, мм: длина	2100	2100	1950
ширина	430	430	430
высота	1180	1026	1290
Масса, кг	473	468	548

Рис. 5.4. Оборудование устья ОУ140-146/168-65Б:

1 - крестовик; 2 - конусная подвеска; 3 - резиновые уплотнения; 4 - разъемный фланец; 5 - патрубок; 6 - тройник; 7 -задвижка; 8 - сальник устьевой СУС2; 9, 11 - обратный клапан; 10 - кран; 12 - пробка

шатуна соединена с кривошипом. Безбалансирные станки-качалки рассчитаны на нагрузку 30 и 60 кН, длину хода от 0,45 до 5 м и крутящий момент до 80 кН-м. Они имеют меньшие габариты и металлоемкости по сравнению с балансирным. Недостатком является малая надежность гибкой связи.

Гидро- и пневмопривод штанговых установок приводят в движение штанги через шток с поршнем, расположенным в цилиндре. Гидро- и пневмопривод позволяют получить более благоприятный закон движения точки подвеса штанг (ТПШ).

Вниз штанги движутся под действием сил тяжести.

Пневмопривод обычно используется малой мощности, т.е. для скважин с малой глубиной подвески и малой подачей. Гидропривод (гидрокачалка) более широко известен (рис. 5.5)

Приводной цилиндр 3 с поршнем крепится на фланце обсадной колонны скважины. С поршнем соединен полированный шток 2, проходящий через сальник 1. К штоку подвешена колонна штанг. Жидкость подается попеременно в рабочую полость цилиндра и уравновешивающий аккумулятор 5. Рабочая жидкость при ходе штанг вверх поступает на прием насоса системы гидропривода (А) над напором из аккумулятора, где поддерживается постоянное давление сжатым газом над уровнем жидкости в аккумуляторе. В конце хода вверх элементы управления 4 переключают систему на подачу рабочей

Рис. 5.5. Схема гидропривода штангового насоса фирмы “Викерс” (США) (¦?)

и типа АГТ ( •)

жидкости из рабочего цилиндра в аккумулятор. Под действием веса штанг жидкость поступает на прием силового насоса. Для поддержания давления жидкости и газа в аккумуляторе имеются компрессор 7 и насос 6. По схеме АГН уравновешивание происходит за счет веса НКТ. Для этого используется уравновешивающий цилиндр 8, в котором на поршень 9 подвешены НКТ. Установки с гидроприводом обеспечивают большие длины хода глубинного насоса, легкость регулирования режима работы и малую металлоемкость. Параметры установки АГН-Л: длина хода точки подвеса штанг 2,2 м; нагрузка до 60 кН; масса 1550 кг.

В последнее время гидрофицированный привод ЛП-114 предложен заводом “Мотовилиха” (г. Пермь). Такие приводы работают в Западной Сибири (г. Сургут). Уравновешивание производится гидроаккумулятором. Параметры установки ЛП-114: длина хода точки подвеса штанг 2,5 м; нагрузка до 80 кН; масса 1980 кг. Схема ЛП-114 соответствует схеме (см. рис. 5.5, а).

Станки-качалки с одноплечным балансиром

В связи с появлением на промыслах большого количества зарубежного оборудования можно встретить станки-качалки с одноплечным балансиром типа МАРК фирмы “Lufkin” (США), а также отечественных производителей (привод ПШГНО 6-2,5, Уралтрансмаш, г. Екатеринбург) (рис. 5.6). Особенностью подобных приводов является использование кинематической схемы с одноплечным балансиром. Подобное выполнение станков-качалок обусловлено рядом причин. Так, эти станки-качалки имеют более благоприятный закон движения точки подвеса штанг, позволяющий несколько уменьшить динамические нагрузки на штанговую колонну. Если сравнить два станка-качалки с одинаковыми длинами и соотношениями кинематических звеньев, один из которых обычный станок-качалка, а второй - с одноплечным балансиром, то у последнего максимальные нагрузки в точке подвеса штанг будут несколько меньше (около 8-10 %, по данным [2]). Одно-плечный станок-качалка имеет также более пологую кривую скорости точки подвеса штанг, позволяющую существенно (около 35 %) снизить амплитуду колебаний штанг, а следовательно, и их динамическое нагружение и тем самым увеличить срок работы штанговой колонны. Рассмотрим последний вывод более подробно.

Известно, что вследствие упругих деформаций штанг и труб, после начала движения точки подвеса штанг вверх, плун-

Рис. 5.6. Станок-качалка с одноплечным балансиром:

1 - ограждение; 2 - шатун; 3 - подвеска устьевого штока; 4 - стяжка; 5 - балансир с опорой; 6 - траверса; 7 - винт установочный; 8 - стойка; 9 - противовес; 10 - кривошип; 11 - электродвигатель; 12 - шкив ведущий; 13 -плитка поворотная; 14 - рычаг тормоза; 15 - рама; 16 - ремень; 17 - шкив

ведомый; 18 - редуктор

жер остается неподвижным относительно цилиндра. После того как произойдет вытяжка штанг и сокращение труб, движение от ТПШ передается плунжеру, причем за это время ТПШ успевает набрать определенную скорость. В р езультате плунжер резко страгивается с места и нагружается столбом жидкости в трубах в виде импульса силы, т.е. возникают продольные свободные колебания системы штанговая колонна -столб жидкости. У станков-качалок с одноплечным балансиром в сравнении с обычными станками-качалками ТПШ в момент страгивания плунжера успевает набрать меньшую скорость, что, как уже указывалось, позволяет существенно снизить амплитуду колебаний штанг и уменьшить их динамическое нагружение.

Интересно отметить, что у подобных станков-качалок направление вращения кривошипа обратное, т.е. против часовой стрелки (устье слева), что также позволяет несколько уменьшить динамические нагрузки.

Другим достоинством подобных станков-качалок является их компактность, а следовательно, и меньший вес, в результате чего их применение более предпочтительно при больших нагрузках на полированный шток.

Однако они имеют и недостатки, препятствующие их широкому распространению. Это, прежде всего, их малая боковая устойчивость, т.е. большая высота при малой ширине. У подобных станков-качалок кривошипы с грузами находятся в опасной близости от устья скважины, что затрудняет их техническое обслуживание и ремонт. При балансировке подобных станков-качалок требуется большой вес кривошипных грузов, так как вес самого кривошипа приложен к балансиру со стороны скважины по отношению к стойке балансира.

Станки-качалки с дезаксиалъным кривошипно-шатунным механизмом

Наряду с аксиальными (обычными) кривошипно-шатунными механизмами (станки-качалки типа СК), у нас в стране выпускаются станки-качалки с дезаксиальной схемой (типа СКД). За рубежом (в особенности в США) практически все станки-качалки выпускаются с небольшим дезаксиалом.

Дезаксиал n определяется местом расположения кривошипного центра (точки 0) относительно прямой В₁В₂ (рис. 5.7), где В₁ и В₂ - крайнее верхнее и нижнее положения кривошипа. Если точка 0 расположена на прямой В₁В₂, то механизм аксиальный (обычный), если справа от прямой В₁В₂, то механизм с отрицательным дезаксиалом, если слева, то механизм с положительным дезаксиалом. Основное их отличие в том, что у аксиального станка-качалки время хода ТПШ вверх и вниз равно. Поэтому такие станки-качалки называют симметричными. Однако нагружение ТПШ за время хода вверх и вниз

Рис. 5.7. Кинематическая схема преобразующего механизма дезаксиальных

станков-качалок

разное, что обусловлено работой штангового насоса. При ходе вверх станок-качалка производит работу по поднятию штанговой колонны и столба жидкости, при ходе вниз штанговая колонна идет под собственным весом, а вес столба жидкости передается на трубы. Очевидно, что если средняя скорость движения ТПШ при ходе вверх будет меньше, чем при ходе вниз, то это позволит уменьшить ускорения, а следовательно, и динамические нагрузки, действующие на штанговую колонну п р и ходе вверх, т.е. в тот период, когда она наиболее нагружена.

Исходя из этих соображений станки-качалки выполняют с небольшим отрицательным дезаксиалом, у которых время хода вверх больше времени хода вниз. Слишком большой дезаксиал также нежелателен, так как при этом происходит увеличение утечек через плунжер при ходе вверх, появляется возможность зависания колонны штанг в трубах при ходе вниз за счет большей скорости спуска, особенно при ее работе в наклонно направленных скважинах и скважинах с отклонениями парафина или гидратов.

5.2. Насосно-компрессорные трубы

Насосно-компрессорные трубы по ГОСТ 633-80 могут выпускаться четырех конструкций:

гладкие и муфты к ним;

с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В);

гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ);

безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами (тип НКБ).

ГОСТ 633-80 предусматривает изготовление труб по точности и качеству двух исполнений: А и Б. Трубы всех типов исполнения А выпускаются длиной 10 м, с возможными отклонениями ±5 %. Трубы исполнения Б изготавливают двух групп длин: группа 1 - от 5,5 до 8,5 м; группа 2 - от 8,5 до 10,0 м.

Трубы соединяют с помощью резьб конических с треугольным (НКТ) или трапецеидальным (НКМ, НКБ) профилем.

Колонна труб, свинченная из гладких труб, имеет прочность, не одинаковую по всей длине. Прочность резьбового соединения меньше прочности тела трубы. Такие трубы называют неравнопрочными. Равнопрочные трубы (с высадкой и НКБ) имеют прочность, одинаковую по всей длине.

При применении НКТ для обеспечения герметичности необходимо применять специальные смазки.

Трубы типов НКМ и НКБ относятся к высокогерметичным из-за выполнения специального уплотнительного пояска на ниппельной и муфтовой частях соединения.

Трубы типов НКМ и НКБ требуют специальной оснастки при проведении спускоподъемных работ, чтобы избежать износа уплотнительной поверхности ниппеля в момент укладки на мостки или, наоборот, в момент подачи трубы с мостков на устье. Целесообразнее работать с такими трубами с установкой их в вертикальное положение на мачте подъемного агрегата.

По механической прочности трубы разделяют по группам прочности. Предельная глубина спуска одноразмерной равнопрочной колонны труб (в вертикальных скважинах), исходя из расчета на растяжение от собственного веса, приведена в табл. 5.7. В табл. 5.8 приведены аналогичные данные для НКТ по стандарту Американского нефтяного института АНИ5СТ из наиболее известных групп прочности (при коэффициенте запаса прочности 1,3).

Для наклонных скважин указанные значения будут меньше.

Максимальный диаметр НКТ для эксплуатационной колон-

Предельные глубины спуска (в м) одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб (гладкие) отечественного производства по ГОСТ 633-80

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки трубы, мм	Группа прочности
Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки трубы, мм	Д	К	Е	Л	М
48	4,0	1986	2614	2874	3397	3920
60	5,0	2207	2904	3194	3775	4355
73	5,5	2308	3037	3341	3948	4555
	7,0	2484	3266	3593	4246	4899
89	6,5	2381	3133	3446	4073	4700
102	6,5	2192	2885	3173	3750	4327
114	7,0	2237	2944	3238	3827	4416

Т а б л и ц а 5.8

Предельные глубины спуска (в м) одноступенчатой колонны насосно-компрессорных труб (гладкие) по стандарту АНИ

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки трубы, мм	Группа прочности
Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки трубы, мм	Н-40	J-55	С-75	N-80 (L-80)	P-105
48	3,68	1620	2216	3017	3222	-
60	4,83	1866	2564	3502	3732	4900
73	5,51	1952	2687	3667	3911	5128
	7,82	-	-	4081	4359	5715
89	6,45	2059	2834	3855	4117	5400
102	5,74	1793	2462	3355	3580	-
114	6,88	1935	2677	3665	3912	-

ны 146 мм не должен превышать 73 мм, для колонны 168 мм -89 мм.

В настоящее время основная масса отечественных НКТ выпускается с группами прочности Д, К, Е.

За рубежом трубы НКТ изготавливают как по стандартам АНИ (5А, 5АХ, 5АС), так и по другим нормативным документам. Стандарт АНИ5А предусматривает выпуск труб групп прочности Н-40, J-55 и N-80, стандарт АНИ5АС - из высокопрочных сталей группы прочности Р-105, стандарт АНИ5АС -из коррозионно-стойких сталей групп прочности С-75 и L-80. Механические свойства сталей, используемых для НКТ, приведены в табл. 5.9. Выпускаются также нестандартизирован-ные трубы групп прочности С-90, Q-125, V-150.

Стандартами АНИ предусмотрены муфтовые (для гладких труб и с высадкой наружу) и безмуфтовые соединения. Применяют резьбы конические с треугольным (аналоги соединений для гладких труб НКТ по ГОСТ 633-80), или трапецеидальным профилем (аналоги соединений труб типов НКБ, НКМ

Показатель	Группа прочности стали
Показатель	Д	К	Е	Л	М
Временное сопротивление о,, кгс/мм²,	65	70	75	80	90
не менее
Предел текучести о_т, кгс/м², не менее	38	50	55	65	75
Относительное удлинение, %, не менее:
S5	16	12	12	12	12
S10	12	10	10	10	10

по ГОСТ 633-80). Могут применяться и специальные уплотнительные кольца из тефлона для увеличения герметичности соединения.

Стандартами АНИ [29] предусмотрены резьбовые соединения высадкой наружу (рис. 5.8, 1), гладкие (рис. 5.8, 2) и

безмуфтовые соединения, например, “Интеграл” (рис. 5.8, 3). Данные резьбовые соединения взаимозаменяемы с соединениями по ГОСТ 633-80. Из соединений других типов можно отметить соединения “Хайдрилл” (рис. 5.8, 8-15). Характерной особенностью таких соединений является двухступенчатая резьба, причем соединение может быть как муфтовое, так и безмуфтовое, с высадкой наружу и во внутрь. Данное соединение позволяет получить три уплотнительные поверхности -на концах труб и ступеньках резьб. Выполнение соединения “Хайдрилл” с высадкой (рис. 5.8, 11, 13, 14) позволяет получить прочное и герметичное соединение, прочность которого не менее прочности тела трубы.

Фирма “Атлас Брэдфорд” (США) в своих резьбовых соединениях широко применяет уплотнительные кольца из тефлона (рис. 5.8, 18-23), позволяющие получить высокогерметичное соединение, так как уплотнение осуществляется по двум поверхностям: по коническим уплотнительным поверхностям и уплотнительному кольцу. Фирмы “Маннесман” (ФРГ) и “Валурек” (Франция) (рис. 5.8, 16, 17, 24-26) применяют в своих соединениях резьбу “Батресс”, подходящую больше для обсадных труб. Фирма “Маннесман” широко использует соединение типа TDS, уплотнение которого осуществляется за счет выполнения специальной выпуклой поверхности на конце трубы, плотно входящей в цилиндрическую расточку муфты, а фирма “Валурек” - высокогерметичное соединение типа VAM, уплотнение которого осуществляется за счет выполнения конической поверхности на скошенном конце трубы, позволяющей при свинчивании получать две уплотнительные поверхности.

Рис. 5.8. Соединения труб НКТ зарубежного производства

В табл. 5.10 указаны характеристики насосно-компрессорных труб и соединений различных типов, выпуск которых предусмотрен стандартом АНИ. Характеристики представлены в английской системе мер и СИ.

В табл. 5.11, 5.12 дан перевод в миллиметры соответственно целых дюймов и их долей.

Например, труба диаметром 2 3/8" - это 2,3750 дюймов в десятичной записи или в СИ 50,8 + 9,525 = 60,325 мм.

Ниже представлен перевод с английской системы мер в СИ других величин, наиболее широко применяемых в нефтепромысловой практике.

Рис. 5.8. Продолжение

1 фут = 0,3048 м; 1 баррель = 158,98 л; 1 баррель = 42 галлона;

1 кубический фут = 28,6 л; 1 галлон (амер.) = 0,02381 барреля;

1 галлон = 0,003785 м³; 1 галлон = 3,785 л;

1 г = 0,0353 унции; 1 л.с. = 0,7457 кВт; 1 м³ = 6,289 барреля;

1 м³ = 264,172 галлона; 1 м³ = 35,3146 куб. фута;

1 м³ = 1,30795 куб. ярда; 1 галлон в минуту = 34,296 ба рреля в сутки; 1 см = 0,032808 фута; 1 см = 0,3937 дюйма; 1 см = = 0,010936 ярда;

1 м = 3,2808 фута; 1 м = 39,37 дюйма; 1 м = 1,0936 ярда;

Рис. 5.8. Продолжение

= 1,6093 км; 1 фунт = 0,4536 кг; 1

1 миля = 10,7639 кв. фута;

1 м² = 1,1959 кв. ярда; 1 т = 2204,622 фунта; 1 Вт = = 0,00134 л.с.; 1 ярд = 91,44 см; 1 ярд = 0,9144 м; 1 фунт/кв. дюйм = 0,0703 кг/см²;

1 фунт/фут = 1,486 кг/м.

За рубежом многие фирмы выпускают большую номенкла-

Наруж ный диа метр, дюйм (мм)	Удельный вес, фунт/фут			Тол щина стен ки, дюйм (мм)	Внут- рен- ний диа метр, дюйм (мм)	Данные по
	Трубы с муфтой без вы-садки (гладкие)	Трубы с муфтой с вы-садкой	Без- муф- то- вые тру бы			Внут ренний диа метр муфты, дюйм (мм)	Наружный диаметр муфты, дюйм (мм)
	Трубы с муфтой без вы-садки (гладкие)	Трубы с муфтой с вы-садкой	Без- муф- то- вые тру бы			Внут ренний диа метр муфты, дюйм (мм)	труб без вы садки	труб с высадкой обычные	труб с высадкой специальные
1,050 (26,7)	1,14	1,20		,113 (2,87)	,824 (21,0)	,730 (18,54)	1,313 (33,35)	1,660 (42,16)
1,315 (33,4)	1,70	1,80	1,72	,133 (3,38)	1,049 (26,6)	,955 (24,26)	1,660 (42,16)	1,900 (48,26)
			2,10	,125 (3,17)	1,410 (41,9)
1,660 (42,2)	2,30	2,40	2,33	,140 (3,56)	1,380 (35,1)	1,286 (32,66)	2,054 (52,17)	2,200 (55,88)
1,900 (48,3)			2,40	,125 (3,17)	1,650 (41,9)
1,900 (48,3)	2,75	2,90	2,76	,145 (3,68)	1,610 (40,9)	1,516 (38,50)	2,200 (55,88)	2,500 (63,50)
2,063 (52,4)			3,25	,156 (3,96)	1,751 (44,5)
	4,00			,167 (4,24)	2,041 (51,8)	1,947 (49,45)	2,875 (73,03)
2,375 (60,3)	4,60	4,70		, 1 90 (4,83)	1,995 (50,6)	1,901 (48,29)	2,875 (73,03)	3,063 (77,80)	2,91 0 (73,91)
	5,80	5,95		,254 6,45	1,867 47,4	1,773 45,03	2,875 73,03	3,063 77,80	2,910 73,91
	5,80	5,95

соединениям

Группа

прочнос

ти

Сминающее давление, фу^нт/ дюйм²х х10³

Внутреннее давление, при котором напряжение достигает предела текучести, ^фун₂^т/ ₃ дюйм²-10³

Осевая нагрузка, при которой напряжения достигают предела текучести, фунт-10³

Безмуфтовые соединения, дюйм (мм)

Для труб без высадки

Для труб с высадкой

Для

безмуф-

товых

труб

Внутренний диаметр

Наружный диаметр

Н-40

J-55

С-75

N-80

7,680

10,560

14,410

15,370

7,530

10,360

14,120

15,070

6,360

8,740

11,920

12,710

13,310

18,290

24,950

26,610

,955

(24,26)

1,550

(39,37)

Н-40

J-55

С-75

N-80

7,270

10,000

13,640

14,550

7,080

9,730

13,270

14,160

10,960

15,060

20,540

21,910

19,760

27,160

37,040

39,510

15,970

21,960

29.940

31.940

1,286

(32,66)

1,880

(47,75)

Н-40

J-55

5,570

7,660

5,270

7,250

22,180

30,500

1,286

(32,66)

1,880

(47,75)

Н-40

J-55

С-75

N-80

6,180

8,490

11,580

12,360

5,900

8,120

11,070

11,810

15,530

21,360

29,120

31,060

26,740

36,770

50,140

53,480

22,180

30,500

41,600

44,370

1,516

(38,51)

2,110

(53,59)

Н-40

J-55

4,920

6,640

4,610

6,330

26,890

36,970

1,516

(38,51)

2,110

(53,59)

Н-40

J-55

С-75

N-80

5,640

7,750

10,570

11,280

5,340

7,350

10,020

10,680

19,090

26,250

35,800

38,180

31,980

43,970

59.960

63.960

26,890

36,970

50,420

53,780

1,657

2,325

Н-40

J-55

С-75

N-80

5,590

7,690

10,480

11,180

5,290

7,280

8,920

10,590

35,690

49,070

66,910

71,370

Н-40

J-55

С-75

N-80

5,230

7,190

9,520

9,980

4,920

6,770

9,230

9,840

30,130

41,430

56,500

60,260

Н-40

J-55

С-75

N-80

Р-105

5,890 8, 1 00 11,040 11,780 15,460

5,600

7.700 10,500 11,200

14.700

35,960

49,450

67,430

71,930

94,410

52,170

71,730

97,820

104,340

136,940

С-75

N-80

Р-105

14,330

15,280

20,060

14,040

14,970

19,650

96,560

102,990

135,180

126,940

135,400

177,710

Наруж

ный

диа

метр,

дюйм

(мм)

Удельный

вес,

фунт/фут

Тол

щина

стен

ки,

дюйм

(мм)

Внут-

рен-

ний

диа

метр,

дюйм

(мм)

Данные по

Трубы с муфтой без вы-садки (гладкие)

Трубы с муфтой с вы-садкой

Без-

муф-

то-

вые

^тру

бы

Внут

ренний

диа

метр

муфты,

дюйм

(мм)

Наружный диаметр муфты, дюйм (мм)

труб

без

вы

садки

труб с высадкой обычные

труб с высадкой специальные

2,875

(73,0)

6,40

6,50

,217

(5,51)

2,441

(62,0)

2,347

(59,61)

3,500

(88,90)

3,668

(93,17)

3,460

(87,88)

8,60

8,70

,308

(7,82)

2,259

(57,4)

2,165

(54,99)

3,500

(88,90)

3,668

(93,17)

3,460

(87,88)

3,500

(88,9)

7,70

,216

(5,49)

3,068

(77,9)

2,943

(74,75)

4,250

(107,95)

9,20

9,30

,254

(6,45)

2,992

(76,0)

2,867

(72,82)

4,250

(107,95)

4,500

(114,30)

4, 1 80 (106,17)

10,20

,289

(7,34)

2,922

(74,2)

2,797

(71,04)

4,250

(107,95)

12,70

12,95

,375

(9,52)

2,750

(69,9)

2,625

(66,68)

4,250

(107,95)

4,500

(114,30)

4,180

(106,17)

4,000

(101,6)

9,50

,226

(5,74)

3,548

(90,1)

3,423

(86,94)

4,750

(120,65)

11,00

,262

(6,65)

3,476

(88,3)

3,351

(85,12)

5,000

(127,0)

4,500

(114,3)

12,6

12,75

,271

(6,88)

3,958

(100,5)

3,833

(97,36)

5,200

(132,08)

5,563

(141,3)

соединениям

Группа

прочнос

ти

Сминающее давление, фунт/ дюйм²х х10³

Внутреннее давление, п р и котором напряжение достигает предела текучести, ^фун₂^т/ ₃ дюйм²-10³

Осевая нагрузка, при которой напряжения достигают предела текучести, фунт-10³

Безмуфтовые соединения, дюйм (мм)

Для труб без высадки

Для труб с высадкой

Для

безмуф-

товых

труб

Внутренний диаметр

Наружный диаметр

Н-40

J-55

С-75

N-80

Р-105

5,580

7,680

10,470

11,160

14,010

5,280

7,260

9,910

10,570

13,870

52,780

72,580

98,970

105,570

138,560

72,480

99,660

135,900

144,960

190,260

С-75

N-80

Р-105

14,350

15,300

20,090

14,060

15,000

19,690

149,360

159,310

209,100

186,290

198,710

260,810

Н-40

J-55

С-75

N-80

4,630

5,970

7,540

7,870

4,320

5,940

8,100

8,640

65,070

89,470

122,010

130,140

Н-40

J-55

С-75

N-80

Р-105

5,380

7,400

10,040

10,530

13,050

5,080

6,980

9,520

10,160

13,340

79,540

109,370

149,140

159,090

208,800

103,610

142,460

194,260

202,220

271,970

Н-40

J-55

С-75

N-80

6,060

8,330

11,360

12,120

5,780

7,950

10,840

11,560

92,550

127,250

173,530

185,100

С-75

N-80

Р-105

14,350

15,310

20,090

14,060

15,000

19,690

230,990

246.390

323.390

276,120

294,530

386,570

Н-40

J-55

С-75

N-80

4,060

5,110

6,350

6,590

3,960

5,440

7,420

7,910

72,000

99.010

135.010

144.010

Н-40

J-55

С-75

N-80

4,900

6,590

8,410

8,800

4,590

6,300

8,600

9,170

123,070

169,220

230,750

246,140

Н-40

J-55

С-75

N-80

4.500 5,720 7,200

7.500

4,220

5,800

7,900

8,430

104,360

143,500

195,680

208,730

144,020

198,030

270.040

288.040

Т а б л и ц а 5.11 Перевод целых дюймов в миллиметры

Дюймы	Милли метры	Дюймы	Миллиметры	Дюймы	Милли метры
1	25,4	5	127,0	9	228,6
2	50,8	6	152,4	10	254,0
3	76,2	7	177,8	11	279,4
4	101,6	8	203,2	12	304,8

Т а б л и ц а 5.12 Перевод долей дюймов в миллиметры

Дюймы в записи дробью	Дюймы в десятичной записи	Миллиметр ы	Дюймы в записи дробью	Дюймы в десятичной записи	Миллимет ры
1/64	,015625	0,397	33/64	,515625	13,097
1/32	,03125	0,794	17/32	,53125	13,494
3/64	,046875	1,191	35/64	,546875	13,891
1/16	,0625	1,588	9/16	,5625	14,288
5/64	,078125	1,984	37/64	,578125	14,684
3/32	,09375	2,381	19/32	,59375	15,081
7/64	,109375	2,778	39/64	,609375	15,478
1/8	,1250	3,175	5/8	,6250	15,875
9/64	,140625	3,572	41/64	,640625	16,272
5/32	,15625	3,969	21/32	,65625	16,669
11/64	,171875	4,366	43/64	,671875	17,066
3/16	,1875	4,763	11/16	,6875	17,463
13/64	,203125	5,159	45/64	,703125	17,859
7/32	,21875	5,556	23/32	,71875	18,256
15/64	,234375	5,953	47/54	,734375	18,653
1/4	,2500	6,350	3/4	,7500	19,050
17/64	,265625	6,747	49/64	,765625	19,447
9/32	,28125	7,144	25/32	,78125	19,844
19/64	,296875	7,541	51/64	,796875	20,241
5/16	,3125	7,938	13/16	,8125	20,638
21/64	,328125	8,334	53/64	,828125	21,034
11/32	,34375	8,731	27/32	,84375	21,431
23/64	,359375	9,128	55/64	,859375	21,828
3/8	,3750	9,525	7/8	,8750	22,225
25/64	,390625	9,922	57/64	,890625	22,622
13/32	,40625	10,319	29/32	,90625	23,019
27/64	,421875	10,716	59/64	,921875	23,416
7/16	,4375	11,113	15/16	,9375	23,813
29/64	,453125	11,509	61/64	,953125	24,209
15/32	,46875	11,906	31/32	,96875	24,606
31/64	,484375	12,303	63/64	,984375	25,003
1/2	,5000	12,700	1	1,000	25,400

Характеристика нестандартных и тяжелых НКТ, выпускаемых за рубежом

Наружный диаметр, дюйм (мм)	Ч о~'н ?	Толщина стенки, дюйм (мм)	Внутренний диаметр, дюйм (мм)	Тип соединения	Данные по соединениям						Взаимо заменяе мость соеди нений труб
					Внутренний диаметр муфты		Наружный диаметр муфты обычного исполнения		Наружный диаметр муфты специального исполнения
					дюйм	мм	дюйм	мм	дюйм	мм
1,050 (26,7)	1,13	,113 (2,87)	,824 (20,93)	GST Streamline Hydril CS VAM	,687 ,807	17,45 20,49	1,310 1,327 1,299	33,27 33,71 32,99	1,300	33,02
1,050 (26,7)	1,47	,154 (3,91)	,742 (18,85)	Hydril CS VAM	,687 ,728	17,45 18,49	1,327 1,339	33,71 34,01
1,315 (33,4)	1,68	,133 (3,38)	1,049 (26,64)	Rucker Atlas Bradford DS-HT Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-3S GST Streamline Hydril CS VAM	,985 ,985 ,970 1,004	25.02 25.02 24,64 25,50	1.551 1,562 1.551 1,550 1.552 1,555	39.40 39,67 39.40 39,37 39,42 39,49	1,525	38,74
1,315 (33,4)	2,17	,179 (4,55)	,957 (24,31)	Rucker Atlas Bradford DSS Hydril CS VAM	,849 ,864 ,906	21,56 21,95 23,01	1,600 1,600 1,614	40.64 40.64 40,99
1,660 (42,2)	2,27	,140 (3,56)	1,380 (35,05)	Rucker Atlas Bradford DS-HT Rucker Atlas Bradford			1,889	47,98
	2,27	,140	1,380	DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-3S	1.301 1.301	33.05 33.05	1,893 1,889	48,08 47,98

Наружный диаметр, дюйм (мм)	Удель ный вес, фунт/ фут	Толщина стенки, дюйм (мм)	Внутренний диаметр, дюйм (мм)	Тип соединения	Данные по соединениям						Взаимо заменяе мость соеди нений труб
					Внутренний диаметр муфты		Наружный диаметр муфты обычного исполнения		Наружный диаметр муфты специального исполнения
					дюйм	мм	дюйм	мм	дюйм	мм
1,660 (42,2)		(3,56)	(35,05)	GST Streamline Hydril A-95 Hydril CS VAM	1.300 1.300 1,307	33.02 33.02 33,19	1,880 1,898 1,883 1,913	47,75 48,21 47,83 48,59	1.858 1.858	47.19 47.19	CS A-95
	2,99	,191 (4,85)	1,278 (32,46)	Hydril CS VAM	1,218 1,209	30,94 30,70	1,927 1,976	48,95 50,19			A-95
	3,09	,198 (5,03)	1,264 (32,11)	Hydril CS	1,200	30,48	1,927	48,95			A-95
1,900 (4,83)	2,75	,145 (3,68)	1,610 (40,89)	Rucker Atlas Bradford DS-HT Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-3S GST Streamline Hydril A-95 Hydril CS Mannesmann Omega	1.531 1.531 1.530 1.530 1,594	38.89 38.89 38.86 38.86 40,49	2.125 2,123 2.125 2,110 2,134 2,113 2,039	53.98 53,92 53.98 53,59 54,20 53,67 51,79	2.094 2.094	53.19 53.19	CS A-95
1,900 (48,3)	2,75	,145 (3,68)	1,610 (40,89)	VAM	1,535	38,98	2,142	54,40
	3,63	,200 (5,08)	1,500 (38,1)	Hydril CS VAM	1,440 1,429	36,58 36,29	2,162 2,220	54,91 56,38			A-95
	3,93	,219 (5,56)	1,462 (37,13)	Hydril CS	1,390	35,31	2,179	55,35			A-95
2,000 (50,8)	3,23	,165 (4,19)	1,670 (42,42)	National Buttress Pittsburgh 8 Acme			2.500 2.500	63.50 63.50	2.300 2.300	58.42 58.42

2,063 (52,4)	3,18	,156 (3,96)	1,750 (44,45)	Rucker Atlas Bradford DS-HT Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-3S GST Streamline	1.685 1.685	42.80 42.80	2.320 2,340 2.320 2,310	58.93 59,44 58.93 58,67
				Hydril A-95	1,700	43,18	2,325	59,06	2,300	58,42	CS
				Hydril CS	1,700	43,18	2,330	59,18	2,300	58,42	A-95
				VAM	1,677	42,59	2,331	59,20
	4,41	,225	1,163	Hydril CS	1,550	39,37	2,375	60,33			A-95
		(5,71)	(40,97)
2,375	4,43	,190	1,995	Rucker Atlas Bradford			2,700	68,58
(60,3)		(4,83)	(50,67)	DS-HT
				Rucker Atlas Bradford	1,930	49,02	2,710	68,63
				DSS-HT & IJ-3SS
				Rucker Atlas Bradford	1,935	49,15	2,700	68,58
				IJ-3S
				Rucker Atlas Bradford	1,945	49,40	2,750	68,85			TC-4S
				IJ-4S
				Rucker Atlas Bradford			2,875	73,03	2,750	69,85	IJ-4S
				TC-4S
				Rucker Atlas Bradford	1,926	49,92	2,375	60,32
				FL-3S & FL-4S
2,375				Armco Nu-Lock & Seal	1,950	49,53	2,875	73,03	2,700	68,58
(60,3)				Lock
				Extreme Line	1,935	49,15	3,000	76,20
				GST Streamline			2,700	68,58
	4,43	,190	1,995	Hydril A-95 & CS	1,945	49,40	2,700	68,58	2,630	66,80
		(4,83)	(50,67)	Hydril CFJ-P	1,945	49,40	2,525	64,14
				Hydril Super FJ	1,945	49,40	2,437	61,90	2,700	68,58	4,6 lb FJ
				Mannesmann Omega	1,988	50,49	2,551	64,80	2,618	66,49
				Mannesmann TDS			2,875	73,03
				Buttress & 8 Acme			2,875	73,03
				VAM	1,929	49,00	2,697	68,50

						Данные по		соединениям
Наружный диаметр, дюйм (мм)	Удель ный вес, фунт/ фут	Толщина стенки, дюйм (мм)	Внутренний диаметр, дюйм (мм)	Тип соединения	Внутренний диаметр муфты		Наружный диаметр муфты обычного исполнения		Наружный диаметр муфты специального исполнения		Взаимо заменяе мость соеди нений труб
					дюйм	мм	дюйм	мм	дюйм	мм
2,375 (60,3)	5,01	,218 (5,54)	1,939 (49,22)	Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril CS Hydril CFJ-P VAM	1,875 1,840 1.890 1.890 1,929	47,63 48.01 48.01 48.01 49,00	2,710 2,750 2,875 2,740 2,525 2,697	68,83 69,85 73,03 69,60 64,14 68,50	2,750 2,618	69,85 66,50	TC-4S IJ-4S A-95
		,254	1,867	Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S	1,805 1,820 1,823	45,85 46,23 46,30	2,910 2,800 2,875 2,375	73,91 71,12 73,03 60,33	2,800	71,12	TC-4S IJ-4S
	5,75	(6,45)	(47,42)	Armco Seal Lock	1,450	49,53	2,875	73,03
	5,75	(6,45)	(47,42)	Extreme Line Hydril PH-6 Mannesmann Omega Mannesmann TDS VAM	1,807 1,805 1,87 1.867 1.867	45,90 45,85 47.42 47.42 47.42	3,000 2,906 2,614 2,875 2,776	76,20 73,81 66,40 73,03 70,51	2,697	68,50
	5,89	,261	1,853	Rucker Atlas Bradford DSS HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S	1,791 1,806	45,49 45,87	2,910 2,800	73,91 71,12			TC-4S

		(6,63)	(47,07)	Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril PH-6	1,795	45,59	2,875 2,937	73,03 74,60	2,800	71,12	IJ-4S
2,375		,280 (7,12)	1,815	Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S	1,771	44,98
(60,3)	6,26		(46,06)	VAM	1,866	47,40	2,856	72,54
	7,3	,336 (8,53)	1,703 (43,24)	Rucker Atlas Bradford DSS HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril PH-6	1,641 1,656 1,645	41,68 42,06 41,78	3,135 2,900 3,000 3,125	79,63 73,66 76,20 79,38	2,400	73,66	TC-4S IJ-4S
				VAM	1,866	47,40	2,856	72,54
2,875 (73,0)	6,16	,217 (5,51)	2,441 (62,00)	Rucker Atlas Bradford DS-HT Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-3S Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S Armco Nu-Lock	2.379 2.379 2,394 2,372 2,396	60.43 60.43 60,81 60,25 60,86	3.218 3,230 3.218 3,250 3.500 2,875 3.500	81.74 82,04 81.74 82,55 88.90 73,03 88.90	3,250 3,220	82,55 81,79	TC-4S IJ-4S
				Armco Seal Lock	2,396	60,86	3,500	88,90	3,220	81,79
2,875 (73,0)	6,16	,217 (5,51)	2,441 (62,00)	Extreme Line GST Streamline Hydril A-95 Hydril CS Hydril CFJ-P	2,381 2.375 2.375	60,48 60.33 60.33	3,500 3.220 3.220 3.220 3,000	88,90 81.79 81.79 81.79 76,20	3.155 3.155	88.14 80.14	CS A-95
				Hydril Super FJ	2,375	60,33	2,968	75,39			6,4 lb FJ

						Данные по		соединениям
Наружный диаметр, дюйм (мм)	Удель ный вес, фунт/ фут	Толщина стенки, дюйм (мм)	Внутренний диаметр, дюйм (мм)	Тип соединения	Внутренний диаметр муфты		Наружный диаметр муфты обычного исполнения		Наружный диаметр муфты специального исполнения		Взаимо заменяе мость соеди нений труб
					дюйм	мм	дюйм	мм	дюйм	мм
				Mannesmann Omega Mannesmann TDS National Buttress Pittsburgh 8 Acme VAM	2,375	60,33	3,079 3.500 3.500 3.500 3,197	78,21 88.90 88.90 88.90 81,20	3.220 3.220 3,150	81.79 81.79 80,01
	6,48 (6,48)	,276 (7.01) ,276 (7.01)	2.323 (59.00) 2.323 (59.00)	Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S Hydril PH-6	2,261 2,276 2,279 2,265	57,43 57,81 57,89 57,53	3,385 3,375 3,500 2,875 3,437	85,98 85,73 88,90 73,03 87,30	3,375	85,73	TC-4S IJ-4S
				VAM	2,323	59,00	3,327	84,51	3,264	82,91
2,875 (73,0)	(8,44)	,308	2,259	Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-4SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S	2,197 2,212 2,215	55,80 56,18 56,26	3,510 3,375 3,500 2,875	89,15 85,73 88,90 73,03	3,375	85,73	TC-4S IJ-4S
		(7,82)	(57,36)	Armco Seal Lock Extreme Line	2,396 2,199	60,86 55,85	3,500 3,625	88,90 92,08

				Hydril PH-6	2,200	55,88	3,500	88,90
				Mannesmann Omega Mannesmann TDS VAM	2,260	57,40	3,154 3,500 3,327	80,11 88,90 84,51	3,264	82,91
	9,78	,340 8,64	2,195 55,75	Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril PH-6	2,133 2,148 2,130	54,18 54,56 54,10	3,635 3,450 3,500 3,625	92,33 87,63 88,90 92,08	3,450	87,63	TC-4S IJ-4S
2,875	9,69	,362 9,19	2,151 54,64	Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S	2,107	53,52	2,875	73,03
73				VAM	2,260	57,40	3,453	87,71
	10,39	,392 9,96	2,091 53,11	Hydril PH-6	2,030	51,56	3,687	93,65
	10,66	,405 10,28	2,065 52,46	Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril PH-4 Hydril PH-6	2,003 2,018 2,000 2,000	50,88 51,26 50.80 50.80	3,760 3,500 3,625 3.750 3.750	95,50 88,90 92,08 95.25 95.25	3,500	88,90	TC-4S IJ-4S
				VAM	2,205	56,0	3,453	87,71
2,875 (73)	(11,44)	,440 (11,18)	1,995 (50,67)	Rucker Atlas Bradford DSS HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril PH-4	1,933 1,948 1,945	49,10 49,48 49,40	3,760 3,550 3,625 3,750	95,50 90,17 92,08 95,25	3,550	90,17	TC-4S IJ-4S
	(7,57)	,216 (5,49)	3,068 (77,93)	Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S Mannesmann Omega VAM	2,968 3,067 2,972	75,39 77,90 75,49	3,500 3,701 3,803	88,90 94,01 96,60

Наружный диаметр, дюйм (мм)	Удель ный вес, фунт/ фут	Толщина стенки, дюйм (мм)	Внутренний диаметр, дюйм (мм)	Тип соединения	Данные по соединениям						Взаимо заменяе мость соеди нений труб
					Внутренний диаметр муфты		Наружный диаметр муфты обычного исполнения		Наружный диаметр муфты специального исполнения
					дюйм	мм	дюйм	мм	дюйм	мм
3,500 (88,9)	(8,81)	,254 (6,45)	2,992 (76,00)	Rucker Atlas Bradford DS-HT Rucker Atlas Bradford DSS HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-3S Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S Armco Nu-Lock Armco Seal Lock	2,920 2.932 2.932 2,917 2,947 2,927	74,16 74.47 74.47 74,09 74,85 74,35	3.875 3.875 3.875 3,950 4.250 3,500 4.250 4.250	98.43 98.43 98.43 100,33 107.95 88,90 107.95 107.95	3,950 3.865 3.865	100,33 98.17 98.17	TC-4S IJ-4S
3,500 (88,9)				Extreme Line GST Streamline Hydril A-95 & CS Hydril CFJ-P	2,907 2.920 2.920	73,84 74.17 74.17	4,250 3,865 3,905 3,609	107,95 98,17 99,19 91,67	3,805	96,65
	(8,81)	,254 (6,45)	2,992 (76,00)	Hydril Super FJ Mannesmann Omega Mannesmann TDS National Buttress Pittsburgh 8 Acme VAM	2,930 2.992 2.992 2,972	74,42 76.00 76.00 75,49	3,594 4.250 4.250 4.250 3,862	91,29 107.95 107.95 107.95 48,09	3.865 3.865 3,793	98.17 98.17 96,34	9,2 lb FJ
				Rucker Atlas Bradford DSS-HT&IJ-3SS	2,847	72,31	3,947	100,25

	(9.91) (9.91)	,289 (7,34)	2,922 (74,22)	Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S Hydril CS Hydril CFJ-P Hydril Super FJ Mannesmann Omega Mannesmann TDS VAM	2,862 2,847 2.878 2.878 2,860 2.921 2.921 2,925	72,69 72,31 73.10 73.10 74.10 72,64 74,19 74,30	3,950 4.250 3,500 3,955 3,609 3,594 4.250 3,917	100,33 107.95 88,90 100,46 91,67 91,29 107.95 99,49	3,950 3,852	100,33 97,84	TC-4S IJ-4S A-95 10,2 lb FJ
3,500 (88,9)	(12,31)	,368 (9,35)	2,764 (70,21)	Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S Hydril Super FJ Hydril PH-6	2,689 2.700 2.700	68,30 68.58 68.58	3,500 3,594 4,312	88,90 91,29 109,52			15,5 FJ/SFJ
				Rucker Atlas Bradford	2,675	67,95	4,260	108,20
				DSS HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford	2,690	68,33	4,100	104,14			TC-4S
	(12,52)	,375 (9,52)	2,750 (69,86)	IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S	2,675	67,95	4,250 3,500	107,95 88,90	4,100	104,14	IJ-4S
				Armco Seal Lock	2,927	74,35	4,250	107,95
	(12,52)	,375 (9,52)	2,750 (69,86)	Extreme Line Hydril PH-6 Mannesmann Omega Mannesmann TD VAM	2,687 2.752 2.752 2,925	68,25 69.90 69.90 74,30	4,312 4,250 4,035	109,52 107,95 102,49	3,957	100,51
	(13,6)	,413 (10,49)	2,673 (67,89)	VAM	2,835	72,01	4,138	105,11	4,026	100,26
	(14,62)			Rucker Atlas Bradford FL3S & FL-4S	2,527	64,19	3,500	88,90

						Данные по		соединениям
Наружный диаметр, дюйм (мм)	Удель ный вес, фунт/ фут	Толщина стенки, дюйм (мм)	Внутренний диаметр, дюйм (мм)	Тип соединения	Внутренний диаметр муфты		Наружный диаметр муфты обычного исполнения		Наружный диаметр муфты специального исполнения		Взаимо заменяе мость соеди нений труб
					дюйм	мм	дюйм	мм	дюйм	мм
3,500 (88,9)		,449 (11,40)	2,602 (66,09)	Hydril Super FJ	2,540	64,52	3,594	91,29			12,8 F.J/SF.J
				VAM	2,756	70,00	4,138	105,11	4,026	102,26
	(15,37)	,476 (12,09)	2,548 (64,72)	Rucker Atlas Bradford DSS-HT Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril PH-6	2,470 2,488 2,485	62,74 63,20 63,12	4,385 4,200 4,375 4,500	111,38 106,68 111,13 114,30	4,200	106,68	TC-4S IJ-4S
	(15,68)	,488 (12,40)	2,524 (64,10)	VAM	2,756	70,00	4,252	108,00	4,128	104,85
3,500	(16,28)	,510 (12,95)	2,480 (62,99)	Rucker Atlas Bradford DSS-HT Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Hydril PH-4 Hydril PH-6	2,391 2,420 2.406 2.406	60,73 61,47 61,11 61,11	4,525 4,250 4,375 4.562 4.562	114.94 107.95 111,13 115.87 115.87	4,250	107,95	TC-4S IJ-4S
(88,9)	(16,81)	,530 (13,46)	2,440 (61,98)	Extreme Line Hydril PH-4	2,398 2,375	60,91 60,33	4,374 4,562	111,10 115,87
4,000 (101,6)	(9,11)	,226	3,548	Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S	3,448	87,58	4,000	101,60
		(5,74)	(90,12)	Mannesmann Omega	3,547	90,09	4,209	106,91

				VAM	3,480	88,39	4,325	109,86
				Rucker Atlas Bradford DS-HT			4,412	112,06
				Rucker Atlas Bradford	3,401	86,39	4,385	111,38			TC-4S
		,262	3,476	DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford	3,401	86,39	4,412	112,06			IJ-4S
	(10,46)	(6,65)	(88,29)	IJ-3S Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford	3,416 3,401	86,77 86,39	4,450 4,500 4,000	113,03 114,30 101,60	4,450	113,03
4,000	(10,46)	,262 (6,65)	3,476 (88,29)	FL 3S & FL-4S Hydril A-95 & CS Hydril CFJ-P Hydril Super FJ Mannesmann Omega Mannesmann TDS	3.395 3.395 3.395 3.476 3.476	86.23 86.23 86.23 88.29 88.29	4,405 4,100 4,094 4,236 4,748	111,89 104,14 103,99 107.59 120.60	4,315	109,60	11,6 FJ/SFJ
(101,6)		,262 (6,65)	3,476 (88,29)	Pittsburgh 8 Acme National Buttress VAM	3,457	87,81	4.750 4.750 4,366	120.65 120.65 110,90	4.400 4.400 4,315	111.76 111.76 109,60
	(11,34)	,286 (7,26)	3,438 (87,08)	Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S Hydril Super FJ	3,353 3,350	85,17 85,09	4,000 4,094	101,60 103,99			11 FJ/SFJ
	(12,93)			Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S	3,265 3,280	82,93 83,31	4,572 4,525 4,625	116,13 114,94 117,48	4,525	114,94	TC-4S IJ-4S
		,330 (8,38)	3,340 (84,84)	Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S	3,265	82,93	4,000	101,60
				Hydril Super FJ	3,260	82,80	4,094	103,99			13,4 lb FJ

Наружный диаметр, дюйм (мм)	Удель ный вес, фунт/ фут	Толщина стенки, дюйм (мм)	Внутренний диаметр, дюйм (мм)	Тип соединения	Данные по соединениям						Взаимо заменяе мость соеди нений труб
					Внутренний диаметр муфты		Наружный диаметр муфты обычного исполнения		Наружный диаметр муфты специального исполнения
					дюйм	мм	дюйм	мм	дюйм	мм
4,000 (101,6)	(12,93) (8,38)	,330 (84,84)	3,340	Hydril PH-6	3,275	83,19	4,625	117,48
	(12,93) (8,38)	,330 (84,84)	3,340	VAM	3,457	87,81	4,468	113,49	4,356	110,64
	(14,66)	,380 (9,65)	3,240 (82,3)	VAM	3,346	84,99	4,614	117,20
	(16,36) (18,69)	,430 (10,92) ,500 (12,70)	3,140 (79,76) 3,000 (76,20)	VAM Hydril PH-4	3,346 2,920	84,99 74,17	4,614 5,000	117,20 127,00
	(22,08)			Hydril PH-4	2,700	68,58	5,187	131,75
4,500 (114,3)	(9,4)	,205 (5,21)	4,090 (103,89)	Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S	3,990	101,35	4,500	114,30
	(10,23)	,224 (5,69)	4,052 (102,92)	Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S	3,952	100,38	4,500	114,30
	(11,35)	,250 (6,35)	4,000 (101,60)	Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S	3,925	99,70	4,500	114,30
		,271 (6,88) (8,38)	3,958 (100,53) (84,84)	Rucker Atlas Bradford DS-HT Rucker Atlas Bradford DSS HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S VAM	3,883 3,898 3,457	98,63 99,01 87,81	4,88 4,940 4,960 5,000 4,468	123,95 125.48 125,98 127,00 113.49	4,960 4,356	125,8 110,64	TC-4S IJ-4S
				Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S	3,883	98,63	4,500	114,30

4,500

(114,3)

(12,24)

Hydril A-95 & CS Hydril CFJ-P

3.865

98.17

4,910

4,609

124,71

117,07

4,825

122,56

(13,04)

0,290

(7,37)

3,920

(99,57)

Rucker Atlas Bradford DSS-HT

Rucker Atlas Bradford IJ-4S

Rucker Atlas Bradford TC-4S

3,845

3,860

97,66

98,04

4,940

4,960

5,000

125,48

125,98

127,00

4,960

125,98

TC-4S

IJ-4S

(13,04)

,290

(7,37)

3,920

(99,57)

Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S Hydril CS Hydril Super FJ

Mannesmann TDS

3,845

3.840

3,921

97,66

97.54

99,59

4,500

4,935

4,594

5,201

114,30

125,35

116,69

132,11

A-95

12,6

FJ/SFJ

(14,98)

,337

(8,56)

3,826

(97,18)

Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S

Rucker Atlas Bradford TC-4S

3,751

3,766

95,28

95,66

5,060

5,200

5,250

128,52

132,08

133,35

5,200

132,08

TC-4S

IJ-4S

Rucker Atlas Bradford FL 3S & FL-4S Hydril PH-6

3,751

3,765

95,28

95,63

4,500

5,125

114,30

130,18

Mannesmann TDS

3,827

97,21

5,201

132,11

(16,44)

3,73

(9,47)

3,754

(95,35)

Rucker Atlas Bradford DSS-HT

Rucker Atlas Bradford IJ-4S

Rucker Atlas Bradford TC-4S

3.679

3.680

93,45

93,47

5,150

5,200

5,250

130,81

132,08

133,35

5,200

132,08

TC-4S

IJ-4S

(16,44)

3,73

(9,47)

3,754

(95,35)

Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S

3,679

93,45

4,500

114,3

(18,69)

Rucker Atlas Bradford DSS-HT & IJ-3SS Rucker Atlas Bradford IJ-4S

3,565

3,580

90,55

90,93

5,260

5,200

133,6

132,08

TC-4S

Наружный диаметр, дюйм (мм)	Удель ный вес, фунт/ фут	Толщина стенки, дюйм (мм)	Внутренний диаметр, дюйм (мм)	Тип соединения	Данные по соединениям						Взаимо заменяе мость соеди нений труб
					Внутренний диаметр муфты		Наружный диаметр муфты обычного исполнения		Наружный диаметр муфты специального исполнения
					дюйм	мм	дюйм	мм	дюйм	мм
(4,500)		,430 (10,92)	3,640 (92,46)	Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S Hydril PH-6	3,565 3,560	90,55 90,42	5,250 4,500 5,312	133,35 114,30 134,92	5,200	132,08	IJ-4S
(114,3)	(21,36)	,500 (12,70)	3,500 (88,90)	Rucker Atlas Bradford DSS-HT Rucker Atlas Bradford IJ-4S Rucker Atlas Bradford TC-4S Rucker Atlas Bradford FL-3S & FL-4S Hydril PH-4	3.425 3.425 3.425 3,420	86.99 86.99 86.99 86,87	5.375 5.375 5.375 4.500 5.500	136.53 136.53 136.53 114,30 139,70	5,300	134,62	TC-4S IJ-4S
	(23,56)	,560 (14,22)	3,380 (85,85)	Hydril PH-4	3,300	83,82	5,562	141,27
	(26,04)	,630 (16,00)	3,240 (82,29)	Hydril PH-4	3,160	80,26	5,687	144,45

туру труб, не соответствующую стандарту АНИ, причем, как правило, их технические характеристики не уступают стандартным показателям. В табл. 5.13 представлены технические характеристики подобных труб и их соединений.

В последние годы производители насосно-компрессорных труб в России расширили номенклатуру выпускаемых труб за пределы ГОСТ 633-80 и освоили выпуск труб-аналогов, выпускаемых по стандартам АНИ. Например, Синарский трубный завод, наряду с трубами НКТ по ГОСТ 633-80, освоил выпуск труб по ТУ 14-3-1534-87 (гладкие трубы с узлом уплотнения из полимера), ТУ 14-3-1588-88 и тУ 14-3-1282-84 (гладкие и гладкие высокогерметичные с повышенной пластичностью и хладостойкостью), ТУ 14-161-150-94 (гладкие и гладкие высокогерметичные и с высаженными наружу концами, коррозионно-стойкие в активных сероводородных средах, имеющие повышенную коррозиестойкость к соляным кислотам и хладостойкие до температуры минус 60 °С).

5.3. Штанговые скважинные насосы

В нашей стране штанговые насосы выпускаются по двум стандартам: ОСТ 26-16-06-86 (АО “Элкамнефтемаш”, г. Пермь) и стандарт АНИ11АХ (АО “Ижнефтемаш”, г. Ижевск, производство по лицензии австрийской фирмы “Шеллер Блекман” (SBS)). За рубежом для насосов применим стандарт АНИ11АХ.

5.3.1. Штанговые скважинные насосы по стандарту ОСТ 26-16-06—86

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкостей с температурой не более 130 °С, обводненностью не более 99 % по объему, вязкостью до 0,3 Па-с, минерализацией воды до 10 г/л, содержанием механических примесей до 3,5 г/л, свободного газа на приеме не более 25 %, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацией ионов водорода рН 4,2-8,0.

Стандарт предусматривает выпуск двух схем штанговых насосов: вставных и невставных. Основное принципиальное их отличие в том, что цилиндр невставного насоса встроен в колонну НКТ и для замены насоса необходим подъем колонны НКТ. Вставной насос опускается в трубы НКТ на штангах и крепится в нужном месте колонны с помощью специального фиксирующего устройства, называемого замковой опорой. Применение вставных насосов значительно ускоряет ремонт скважины, так как для его смены требуется подъем лишь штанговой колонны. В то же время невставной насос значительно проще по конструкции и не требует применения замковой опоры. Невставные насосы получили широкое распространение для подъема больших объемов жидкостей из относительно небольших глубин, вставные же насосы более удобны в глубоких скважинах.

Скважинные насосы по ОСТ 26-16-06-86 выпускают следующих типов: НВ1 вставной с замком наверху, НВ2 вставной с замком внизу, НН невставной без ловителя, НН1 невставной с захватным штоком, НН2 невставной с ловителем (рис. 5.9).

Принципиальное отличие насосов НВ1 от НВ2 в том, что в первом случае крепление осуществляется в верхней части насоса, а во втором - в нижней. Нижнее крепление насоса более предпочтительно при эксплуатации глубоких скважин, однако их применение нежелательно при откачке жидкостей с большим содержанием механических примесей. Верхнее крепление более надежно при добыче нефтей с большим содержанием механических примесей, однако условие нагружения цилиндра насоса не позволяет их использовать на больших подвесках.

Невставные насосы НН1 отличаются от насосов НН2 механизмом опорожнения колонны НКТ перед подъемом. Узел всасывающего клапана у невставных насосов выполняется съемным для того, чтобы при подъеме НКТ с цилиндром насоса избежать излива жидкости, находящейся в насосных трубах на устье скважины. Наибольшее распространение получили насосы НН2 вследствие большей надежности и простоты конструкции механизма опорожнения. Узел всасывающего клапана (конус) крепится к цилиндру посредством седла конуса за счет силы трения, в верхней части конуса выполнена крестовина (шток ловителя). В нижней части плунжера выполняется сам ловитель, как правило байонетного типа, позволяющий осуществлять захват и освобождение узла всасывающего клапана. Для извлечения узла всасывающего клапана и последующего опорожнения колонны плунжер опускается в крайнее нижнее положение и затем поворачивается по часовой стрелке с помощью штанговой колонны. При этом происходит захват байонета с крестовиной, и при последующем подъеме плунжера узел всасывающего клапана срывается с седла и извлекается на поверхность (рис. 5.10).

У насосов НН1 нагнетательный клапан выполнен в верхней части плунжера, во внутренней полости плунжера свободно

Рис. 5.9. Штанговые насосы обычного (t, •, ,, „ ) и специального (%, А, Е) исполнения, по ОСТ 26-16-06-86

размещен захватный шток, жестко закрепленный к узлу всасывающего клапана. При движении плунжера шток остается неподвижным. Во время подземного ремонта штанговой колонны с плунжером насоса головка штока упирается в упорную поверхность плунжера, и узел всасывающего клапана срывается с седла конуса.

Подобное выполнение узла всасывающего клапана позволяет производить его замену без подъема цилиндра насоса и обеспечивать слив жидкости в скважину из НКТ.

В настоящее время наибольшее распространение получила

Рис. 5.10. Байонетный захват узла всасывающего клапана невставного насоса:

1 - байонет; 2 - шток

технология сборки насосов НН1 и НН2, при которой осуществляется раздельный спуск 1 цилиндра и плунжера. При этом цилиндр опускают на трубах НКТ, а плунжер - на штангах. Это крайне отрицательно сказывается на качестве сборки насоса и последующем межремонтном периоде его работы, так как плунжер при прохождении внутри колонны НКТ до места установки насоса получает повреждения в виде царапин и рисок на полированной поверхности. Кроме того, механические частицы в виде песка, отложений, окалины срываются со стенок НКТ, попадают на внутреннюю поверхность зеркала цилиндра и забивают клапанные узлы, существенно снижая ресурс работы насоса. Поэтому ОСТ 26-16-06-86 предусматривает выпуск насосов ННБА, которые собирают на поверхности и спускают в скважину на трубах НКТ. Низ штанговой колонны оборудуется специальным сцепляющим устройством, и после спуска колонны штанг происходит сцепление его со штоком плунжера. Такие насосы, как правило, имеют сливное устройство, позволяющее опорожнять колонну ~ НКТ перед ее подъемом. Это устройство

размещено выше цилиндра. Узел всасывающего клапана выполняют несъемным. Рассмотрим пример обозначения насосов по ОСТ 26-16-06-86:

ХХХ Х - ХХ - ХХ - ХХ - Х

1 2 3 4 5 6

1. Тип насоса: НВ1, НВ2, НН, НН1, НН2.

2. Исполнение насоса по конструкции цилиндра и конструктивным особенностям самого насоса:

Б - безвтулочный, толстостенный цельный цилиндр;

С - втулочный, составной цилиндр;

И - износостойкое исполнение. Буква И ставится в конце обозначения насоса и означает, что насос предназначен для работы в средах с содержанием механических примесей от 1,3 до 3,5 г/л; если этой буквы нет, то насос предназначен для работы в средах с содержанием механических примесей до

1 ,3 г/л;

Т - насос с полым штоком. Данные насосы предназначены для работы с полыми штангами, причем подъем откачиваемой жидкости осуществляется по внутреннему каналу полых штанг;

А - насос с автосцепом колонны штанг с плунжером. Применяется только для насосов НН;

Д1, Д2 - специальные двухплунжерные насосы для откачки высоковязких, газированных жидкостей или для утяжеления низа штанговой колонны при ходе плунжера вниз.

3. Условный диаметр насоса в миллиметрах. Стандарт предусматривает выпуск насосов условным диаметром 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102 мм. Условный диаметр насоса определяется диаметром плунжера и может не совпадать с фактическим его значением. Например, насосы условным диаметром 32 мм будут иметь разброс фактических диаметров плунжеров от 31,9 до 32,425 с шагом 0,025 мм.

4. Максимальный ход плунжера в миллиметрах, уменьшенный в 100 раз.

5. Напор в метрах водяного столба, уменьшенный в 100 раз.

6. Группа посадки 0, 1, 2, 3 по степени увеличения зазора между плунжером и цилиндром.

Пример. Насос НН2Б-44-30-12-1 - насос невставной с ловителем, цилиндр цельный безвтулочный, условный диаметр 44 мм, максимальный ход плунжера 3000 мм, напор 1200 м, 1 группа посадки, нормальное исполнение.

Насос НВ1БТ-32-30-15-0И - насос вставной с замком наверху, цилиндр цельный безвтулочный, полый шток для подъема жидкости по полым штангам, условный диаметр 32 мм, максимальный ход плунжера 3000 мм, напор 1500 м, 0 группа посадки, износостойкое исполнение.

Насос НВ1БД1-38/57-25-12-2 - насос вставной с замком наверху, цилиндр цельный безвтулочный, насос двухплунжерный специальный, один плунжер - верхний с условным диаметром 57 мм, другой - нижний 38 мм, максимальный ход плунжера 2500 мм, напор 1200 м, 2 группа посадки, нормальное исполнение.

Насос ННБА-95-45-08-2 - насос невставной, цилиндр цельный безвтулочный, с автосцепом и сливным устройством, условный диаметр 95 мм, максимальный ход плунжера 4500 мм, напор 800 м, 2 группа посадки, нормальное исполнение по стойкости к среде.

Рассмотрим более подробно элементы штанговых насосов.

Цилиндры

Цилиндры могут быть цельными и составными. Цельные цилиндры изготовляют из высокоточных прецизионных труб по импортным (АО “Ижнефтемаш”) или отечественным технологиям, как правило заимствованным из технологий ВПК

России (АО “Элкамнефтемаш”, г. Пермь). В качестве материала цилиндра применяют сталь марки 38Х2МЮА. Внутренняя поверхность цилиндра подвергается азотированию на глубину от 0,3 до 0,5 мм для увеличения твердости и износостойкости. Твердость упрочненного слоя не менее HRC 80 и НВ 1000— 1200. Допуск на непрямолинейность оси цилиндра до 0,01 мм на 1 м длины. Шероховатость внутренней поверхности цилиндра R_a = 0,32 мкм. На концах цилиндров может быть предусмотрено рифление для захвата ключами при сборке-разборке насоса.

Цилиндры безвтулочного типа (рис. 5.11) получили наибольшее распространение во вставных насосах условным диаметром 29, 32, 38, 44 и 57 мм, с ходом плунжера 1200 и 3500 мм (см. рис. 5.11, а), в невставных насосах условным диаметром от 32 до 95 мм (см. рис. 5.11, б) и вставных насосах условным диаметром от 38 до 57 мм, с ходом плунжера 4500 и 6000 мм (см. рис. 5,11, ,).

Длина цилиндров L (см. рис. 5.11, а, б) изменяется от 3300

до 6600 мм в зависимости от хода плунжера соответственно 1200 и 3500 мм, а длина цилиндров (см. рис. 5.11, ,) - от 6600 до 8700 мм. Стандарт предусматривает выпуск цилиндров условным диаметром D 29, 32, 38, 44, 57, 70, 95 мм, при этом фактические внутренние диаметры d цилиндров могут отличаться от этих значений, но они должны быть кратны

0,05: 28,6-29,0 мм; 32,0-32,4 мм; 38,0-38,4 мм; 43,6-44,0 мм; 56,6-57,0 мм; 69,6-70,0 мм; 94,6-95,0 мм. Толщина стенки цилиндра составляет 6,5 мм для вставных и 6,5-8,0 мм для невставных насосов. Предельное отклонение внутреннего диаметра цилиндра - верхнее +0,03, нижнее - 0,01 мм.

Цельные цилиндры просты и надежны, следовательно, получили широкое распространение. Однако для их изготовления необходимы хорошая станочная база и высокие технологии, так как к внутренней поверхности предъявляются очень жесткие требования как с точки зрения ее геометрии, так и износостойкости.

Стандартом предусмотрен выпуск составных (втулочных) цилиндров (рис. 5.12), которые легче в изготовлении, но сложнее по конструкции. Внутреннюю поверхность втулок из стали марки 38Х2МЮА, как и цельные цилиндры, подвергают азотированию, а втулки из стали марок 50Т и 40Х закаливают током высокой частоты (ТВЧ) на глубину 0,7-1,5 мм. Для стали марки 50Т HRC 56-62, а для стали марки 40Х HRC 52-58. Предельное отклонение внутреннего диаметра втулки - верхнее +0,03 мм, нижнее -0,01 мм. Допуск на непрямолинейность оси цилиндра несколько больше, чем для цельных цилиндров (+0,03 мм на 1 м длины). Длина втулки 300 мм, тол щина стенки от 2,8 до 5,75 мм. Шероховатость внутренней поверхности втулки R_a = 0,32 мкм.

Втулочных насосов выпускается все меньше, так как они имеют существенные недостатки, такие как необходимость использования скалок различных диаметров для сборки

1 2 3 1

		ШЬ					/LLLLLi^
							/LLLLLi^
у	* >	S	с	7	S-
\\\\\' ту / / /	ш4	vm,			Ш*	b'fVtw

Рис. 5.12. Составной (втулочный) цилиндр:

1 - стяжная муфта; 2 - втулка; 3 - кожух

насоса, склонность к заклиниванию вследствие смещения втулок, возможность утечек по торцам втулок, наличие больших наружных диаметров. Однако они обладают и определенными, лишь им присущими достоинствами: ремонт цилиндра путем замены изношенных втулок, применение при их изготовлении специальных материалов с противозаклинивающими свойствами, позволяющими получить более оптимальную пару плунжер - цилиндр, особенно при откачке обводненной нефти.

Плунжеры

ОСТ 26-16-06-86 предусматривает выпуск плунжера обычного типа (рис. 5.13, а) и пескобрей (рис. 5.13, •). В последней конструкции отсутствует расточка на верхнем конце плунжера, поэтому при работе насоса в скважинах с большим содержанием песка подобный плунжер острой верхней гранью снимает механические примеси с зеркала цилиндра и не допускает их попадания в зазор между плунжером и цилиндром. Длина плунжера составляет 1200, 1500, 1800 мм соответственно для напора 1500, 2000 м и более. Чем длиннее плунжер, тем больший напор развивает насос. Однако, как показал опыт, плунжеры длиной более 1800 мм не получили распр остране-ния. В гораздо большей степени развиваемый насосом напор определяется значением зазора между плунжером и цилиндром, о чем более подробно будет сказано ниже.

Фактические наружные диаметры плунжера должны быть кратны 0,025 и изменяются в пределах 28,5-29,025; 31,9-32,425; 37,9-38,425; 43,5-44,025; 56,5-57,025; 69,5-70,025; 94,5-95,025.

Наружная поверхность плунжера имеет твердое износос-

той-кое покрытие, обычно это или хромирование с толщиной слоя не менее 0,07 мм и твердостью не менее HRC 64-65 или же покрытие из износостойкого порошка сплава ПН 70Х17С4Р4 методом газоплазменного напыления, с толщиной напыленного слоя не менее 0,35 мм и твердостью не менее HRC 79.

Плунжеры изготовляют из стали 45. На наружной поверхности плунжера обычно выполняются канавки. При определенных условиях (большая обводненность, малые зазоры, большая скорость откачки) пленка откачиваемой жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром начинает рваться, поэтому образуются местные зоны сухого трения и, как следствие, задиры плунжера. При этом откачиваемая жидкость, находящаяся в канавках при движении плунжера, восстанавливает пленку на внутренней поверхности цилиндра и улучшает условия трения пары плунжер - цилиндр. Кроме того, при откачке жидкостей с механическими примесями частицы, попадая в зазор, увеличивают трение, но, перекатываясь в зазоре, попадают в канавки и выходят из контакта.

На работоспособность насоса в большой степени оказывает влияние значение зазора между плунжером и цилиндром. Так как насосам приходится поднимать жидкость с больших глубин, то зазоры между цилиндром и плунжером изменяются в пределах 0,01-0,170 мм. Выполнение подобных зазоров при массовом производстве насосов осуществляется селективной сборкой плунжера и цилиндра.

По ОСТ 26-16-06-86 в зависимости от размеров зазора предусмотрены четыре группы посадки насоса: 0 - с зазорами до

0,045 мм, 1 - с зазорами от 0,01-0,07 мм, 2 - с зазорами от

0,06-0,12 мм и 3 - от 0,11-0,17 мм. Таким образом, насосы условным диаметром 32 мм и 1 группы посадки могут иметь фактические диаметры плунжера от 31,9 до 32,425 м с шагом

0,025 мм, но зазор лежит в пределах от 0,01 до 0,07 мм.

Клапанные узлы

К клапанным узлам штанговых насосов предъявляются высокие требования по надежности, так как от них зависит работоспособность насоса в целом. Клапан работает в тяжелых условиях, испытывая различные по характеру нагрузки, включая ударные, и, как следствие, подвержен быстрому износу.

Основным элементом клапанного узла является его запорный элемент. На практике наибольшее распространение получили шариковые клапанные узлы, у которых в качестве запорных элементов применяется пара седло - шарик. Длительный срок службы пары седло - шарик объясняется большой активной поверхностью шарика.

По ОСТ 26-16-06-86 пару седло - шарик изготовляют в трех исполнениях: К, КБ и КИ (рис. 5.14).

Клапанами К и КБ (клапан с буртом) комплектуют насосы обычного исполнения по стойкости к среде, а клапанами КИ -абразивостойкие насосы. Шарики для клапанов всех исполнений изготовляют из стали марки 95X18Ш (хромоуглеродистая нержавеющая) с термообработкой HRC 58-62. Седло клапанов К и КБ изготовляют из стали марок 30X13, 95X18 с термообработкой HRC 40-45, а седло клапанов КИ - из сплавов на основе карбидов хрома типа ВК6-В или ВК-15 или же из стали марок 30X13, 95X18, но с вставкой в виде кольца из твердых сплавов на основе карбидов хрома. Твердость шарика должна быть выше твердости седла, так как в процессе работы шарик должен сохранить свою форму и иметь способность к самопритирке.

На герметичность клапанной пары большое влияние оказывает форма посадочной кромки седла, которая должна повторять соответствующую форму шарика. Поэтому для достижения высокой герметичности пары седло - шарик их пр итир а ю т друг к другу. Герметичность пары определяют на вакуум-приборе.

Работа клапанного узла зависит от соотношения диаметров шарика и седла. Чем больше диаметр проходного отверстия седла клапана, тем меньше гидравлические потери на клапанном узле, что особенно важно при откачке вязких жидкостей. Однако в этом случае возможно залипание шарика в седле за счет упругой деформации последнего, поэтому соотношение ди-

d отв

Рис. 5.14. Пара седло - шарик, по ОСТ 26-16-06-86:

а - тип К; • - тип КБ; в - тип КИ; 1 - шарик; 2 - седло; 3 - кольцо из

твердого сплава

аметра отверстия седла d_OTB к диаметру шарика й_ш строго задано стандартом и установлено равным 0,865. Предусматриваются следующие диаметры шариков: 14,288; 15,875; 17,462; 19,05; 22,225; 23,813; 25,4; 26,988; 28,575; 31,75; 34,925; 38,1; 42,862; 50,8; 53,975; 60,0; 69,85; 73,025 мм.

Замковые опоры

Замковые опоры предназначены для закрепления насоса вставного типа в трубках НКТ с герметизацией полости всасывания от полости нагнетания. Замковые опоры встраиваются в колонну НКТ на глубине подвески и взаимодействуют с замком насоса, опускаемого на штангах, обеспечивая его фиксацию (рис. 5.15).

По ОСТ 26-16-06-86 предусмотрен выпуск замковой опоры пружинного типа как для верхнего, так и для нижнего крепления насоса. Основными элементами замковой опоры (рис. 5.16) являются пружинный якорь 3 и опорное кольцо 2. Пружинный якорь предназначен для удержания насоса в замковой опоре в начальный момент, когда уровни жидкости в затрубном пространстве и трубах НКТ равны. По мере работы насоса уровень жидкости в трубах начинает расти, и насос сильнее прижимается к опорному кольцу весом столба жидкости в трубах. Функция опорного кольца - это восприятие осевой нагрузки, действующей на насос, и разобщение области всасывания от области нагнетания. Опорное кольцо выполняют из коррозионно-стойкой стали и с конической фаской под углом 15°, которая взаимодействует с ответной конической поверхностью замка насоса (рис. 5.17). Замковые опоры выпускают для НКТ диаметром 60, 73, 89 мм. Минимально необходимое усилие срыва замка насоса с замковой опоры 3-3,5 кН.

Замок (см. рис. 5.17) является элементом штангового насоса вставного типа. Замок включает конус 4, обеспечивающий с конической фаской опоры герметичное соединение, и упорную поверхность, в которую упирается пружинный якорь замковой опоры с целью удержания насоса в начальный момент. Во внутренней полости направляющей клетки 1 установлена защитная втулка 2, которая препятствует осаждению песка на пару плунжер - цилиндр при длительных остановках. В верхней части направляющей клетки выполнен паз, который взаимодействует со специальной втулкой с соответствующим выступом. Втулка жестко связана со штоком плунжера. В верхнем положении плунжера втулка выходит из зацепления с

Рис. 5.16. Замковая опора:

1, 6 - переводники; 2 - опорное кольцо; 3 - пружинный якорь; 4 -опорная муфта; 5 - рубашка

пазом направляющей клетки, и при вращении штанги со штоком в ращается плунжер. В крайнем нижнем положении происходит фиксация штока в пазе направляющей клетки, и п р и вращении штанговой колонны крутящий момент передается на

Рис. 5.15. Взаимодействие замка насоса 1 с замковой опорой 2

Рис. 5.17. Замок насоса:

1 - направляющая клетка; 2 - защитная втулка; 3 -клетка; 4 - конус; 5 - упорный ниппель

нее, что позволяет развинтить колонну п р и необходимости. На верхнем конце направляющей клетки выполнена резьба для захвата насоса при ловильных операциях в случае аварии. Конус замка обычно изготовляют из коррозионно-стойкой стали марки 30X13 и подвергают термической обработке до HRC 40-45.

5.3.2. Штанговые скважинные насосы зарубежного производства

В отличие от ОСТ 26-16-06-86 стандарт AHffi1AX “Спецификация на глубинные штанговые насосы и соединительные детали” (издание 1983 г.) не предусматривает выпуск втулочных насосов. Втулочные насосы не приводятся в стандартах АНИ, начиная с 7-го издания 1978 г. Однако многие фирмы вследствие популярности втулочных насосов оставили их в своих производственных программах. Стандарт пересматривается каждые 5 лет или продляется, но не более чем на 2 года.

Стандарт предусматривает выпуск штанговых насосов классического типа и типов “неподвижный цилиндр - подвижный плун-жер” и “неподвижный плунжер - подвижный цилиндр”, у которых плунжер крепится в трубах НКТ, а цилиндр, жестко связанный со штангами, осуществляет возвратно-поступательное движение. Насосы могут быть вставные и невставные. По месту крепления вставные насосы могут быть с замком наверху и замком внизу. По типу цилиндра - с толстостенным и тонкостенным цилиндром. По типу плунжера - с металлическим плунжером и плунжером с мягким уплотнением (рис. 5.18, табл. 5.14).

Смысл обозначения следующий.

Первая буква R или Т означает тип насоса: вставной, т.е.

Рис. 5.18. Классификация штанговых насосов, по стандарту АНИ11АХ:

* - RHA, RLA; • - RWA, RSA; , - RHB, RLB; „ -RWS, RSB; I - RHT, RLT; А - RWT, RST; Ё - ТН, TL; А - ie

Т а б л и ц а 5.14 Основные тнны насосов

	Металлический плунжер		Плунжер с мягким уплотнением
Тип насоса	с толстостенным цилиндром	с тонкостенным цилиндром	с толстостенным цилиндром	с тонкостенным цилиндром
Вставной: неподвижный ци	RHA	RWA	Нет	RSA
линдр, верхнее крепление неподвижный ци	RHB	RWB	Нет	RSB
линдр, нижнее крепление подвижной рабочий	RHT	RWT	Нет	RST
цилиндр, нижнее крепление Невставной	ТН	Нет	TP	Нет

опускаемый на штангах (Rod - штанга), или невставной, т.е. опускаемый на трубах (Tube - труба). Вторая буква Н, W или S означает тип цилиндра; толстостенный Н (Hard - тяжелый), тонкостенный W (Weak - слабый); буква S означает тип плунжера с мягким уплотнением (Soft - мягкий). Третья буква А или В означает расположение замка для вставных насосов: А - верхнее расположение замка, В '- нижнее расположение замка. Буква Т означает, что насос вставной типа “неподвижный цилиндр” с нижним расположением замка. Их применение наиболее целесообразно в тех случаях, когда глубина подвески насоса большая, в продукции скважины содержится большое количество механических примесей и скважина работает в периодическом режиме. В подобных условиях применение классических вставных насосов с нижним креплением приводит к тому, что механические частицы попадают в кольцевую щель между корпусом насоса и НКТ и вызывают его прихват. В данном же случае движение цилиндра в трубах не позволяет механическим примесям прихватить цилиндр в трубах.

Обозначение штангового насоса по стандарту АНИ11АХ (рис. 5.19) включает в себя:

оптимальный условный диаметр НКТ для данного насоса;

условный диаметр насоса;

тип насоса (вставной или невставной);

тип цилиндра насоса и плунжера (толсто- или тонкостенный цилиндр, металлический плунжер или плунжер с мягким уплотнением);

t— Общая длина удлинителей, в полных футах

- Расположение замковой опоры: А — верхнее,

для металлического плунжера (Н — толстостенный, для плунжера с мягким уплотнением

- Тип насоса: Т — не вставной (опускаемый на трубах);

Рис. 5.19. Обозначение типов насосов

расположение замковой опоры (верхнее или нижнее), если насос вставной;

тип замковой опоры насоса (манжетная или механическая); длину цилиндра в футах или число втулок, если насос втулочный;

номинальную длину плунжера в футах;

общую длину удлинителей в полных футах, если есть удлинители цилиндров.

Пример. Насос 20-125-RHBC10-4-2.

20 (2³/₈) - номинальный диаметр НКТ; 125 (1¹//) - диаметр насоса (номинальный размер); RHBC - насос штанговый вставного типа, с толстостенным цилиндром, металлическим плунжером, с нижним креплением, с замковой опорой манжетного типа, для работы в трубах 2³/₈" (60,3 мм), условный диаметр насоса 1¹/₄" (31,8 мм); 10 - длина цилиндра 10 футов (3,048 м); 4 - длина плунжера 4 фута (1,22 м); 2 - общая длина удлинителей

2 фута (0,61 м).

Пример. Насос 120-125RHAM-12-4-3.

20(2³/₈) - номинальный диаметр НКТ; 125 (¹/₄") - диаметр насоса (номинальный размер); RHBC - насос штанговый вставного типа, с толстостенным цилиндром, металлическим плунжером, с верхним креплением, с замковой опорой механического типа, для работы в трубах 2³/₈" (60,3 мм), условный диаметр насоса 1¹/₄" (31,8 мм); 12 - длина цилиндра 12 футов (3,658 м);

4 - длина плунжера 4 фута (1,22 м); 3 - общая длина удлинителей 3 фута (0,914 м).

В технической документации к насосам должны быть следующие сведения:

материал цилиндра;

материал плунжера;

зазор в паре плунжер - цилиндр;

материал клапана;

длина каждого удлинителя.

Сведения о материалах деталей глубинных штанговых насосов, предназначенных для работы в нестандартных условиях окружающей среды, указаны в соответствии со стандартом NACE (Национальная ассоциация инженеров-коррозионистов) MR-01-76.

На рис. 5.20 - 5.23 представлены типичные штанговые насосы фирмы SBS (Австрия), широко распространенные в России. В производственной программе этой фирмы представлены популярные у потребителей втулочные насосы. Анализ конструкции насосов, выполненных по стандарту АНИ11АХ, показывает, что узел крепления вставных насосов унифицирован с узлом крепления всасывающего клапана невставного насоса. Если в ОСТ 26-16-06-86 всасывающий клапан невставного насоса крепится лишь за счет силы трения, то у насосов, выполненных по стандарту АНИ11АХ, крепление осуществляется с помощью манжетного или механического замка (см. рис. 5.22).

Интересно отметить, что механизм захвата и освобождения узла всасывающего клапана стандартом АНИ11АХ не регламентируется (так называемая факультативная конфигурация) и он может быть разработан фирмой-производителем самостоятельно. Так, у насоса SBS (см. рис. 5.23) данный узел выполнен байонетного типа.

Рассмотрим более подробно особенности конструкции штанговых насосов по стандарту АНИ11АХ.

Рис. 5.21. Штанговый насос вставного типа с нижним креплением по стандарту АНИ:

а - манжетная замковая опора; • -механическая замковая опора; 1 - шток; 2 - плунжер; 3 - цилиндр; 4 - нагнетательный клапан; 5 - всасывающий клапан; 6 - замок; 7 - замковая опора

Рис. 5.22. Штанговый насос невставного типа с втулочным цилиндром, по стандарту АНИ:

а - с манжетным креплением узла всасывающего клапана; б - с механическим креплением узла всасывающего клапана; 1 - муфта; 2 -удлинительный клапан; 3 - переводник; 4 - кожух; 5 - втулка; 6 -седло конуса; 7 - манжета; 8 - всасывающий клапан; 9 - шток ловителя; 10 - ловитель; 11 - нагнетательный клапан

Рис. 5.20. Штанговый насос вставного типа с верхним креплением, по стандарту АНИ:

а - манжетная замковая опора; • -механическая замковая опора; 1 -шток; 2 - замок; 3 - удлинительная муфта; 4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан; 6 - всасывающий клапан; 7 - толстостенный цилиндр

Рис. 5.23. Штанговый насос типа “неподвижный плунжер - подвижной цилиндр”, по стандарту АНИ:

а - манжетная замковая опора; • -механическая замковая опора; 1 -нагнетательный клапан; 2 - удлинительная муфта; 3 - всасывающий клапан; 4 - цилиндр; 5 - плунжер; 6 - замок; 7 - замковая опора

Цилиндры

Стандарт АНИ11АХ предусматривает выпуск трех основных типов цилиндров: толстостенных (рис. 5.24, а); толстостенных для плунжеров с мягким уплотнением (рис. 5.24, •); тонкостенных (рис. 5.24, ,).

Толстостенные цилиндры могут применяться для насосов как вставного RH, так и невставного ТН типа. Внутренняя поверхность цилиндров насосов типов RH и ТН выполняется с жесткими допусками (прецизионно-хонингована), так как уплотнение осуществляется в паре трения металлический цилиндр - металлический плунжер. Наружный диаметр цилиндра насоса типа ТН стандартом не устанавливается, так как он вставлен в колонну НКТ. Предельное отклонение на внутренний диаметр цилиндров: верхнее +0,05 мм, нижнее -0,00 мм. Толщина стенки толстостенного цилиндра 6,0-6,5 мм.

При эксплуатации вставных насосов наружный диаметр цилиндра должен быть как можно меньше для беспрепятственного его пропуска в трубах НКТ до места установки. Исходя из этого, стандарт АНИ предусматривает выпуск тонкостенных

Рис. 5.24. Типы цилиндров, по стандарту АНИ:

а - толстостенный цилиндр; • - толстостенный цилиндр для плунжеров с

мягким уплотнением; в - тонкостенный цилиндр

цилиндров для вставных насосов RW. Толщина стенки подобных цилиндров 3,0-3,5 мм. Например, для насосов условным диаметром 31,75 мм наружный диаметр толстостенного цилиндра составит 44,78 мм, а тонкостенного цилиндра 38,35 мм. Необходимо отметить, что многие фирмы за счет применения высокопрочных материалов могут выпускать цилиндры еще меньших наружных диаметров. Кроме того, выполнение тонкостенных цилиндров позволяет применять насосы больших диаметров, без перехода на другую колонну НКТ.

В последние годы, в связи с появлением новых уплотнительных материалов высокой износостойкости при работе в агрессивных средах, все большее распространение за рубежом получают насосы, у которых герметизация между плунжером и цилиндром осуществляется за счет применения различных уплотнений. При этом существенно снижаются требования к внутренней поверхности цилиндра и наружной поверхности плунжера, их изготовление значительно упрощается.

Стандартом АНИ предусмотрен выпуск толстостенных цилиндров для плунжеров с мягким уплотнением (см. рис. 5.24, •). Основное их отличие - это увеличение предельных отклонений на внутренний диаметр цилиндра: верхнее +0,16 мм, нижнее -0,06 мм. Материалы цилиндров стандартом АНИ не оговорены. Каждая фирма-производитель может выбирать материалы исходя из собственных сображений. Как правило, предлагается самый широкий спектр материалов, технологий упрочнений и покрытий. Длины цилиндров регламентированы и составляют 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 15, 16, 20, 24 фута (от 1,524 до 7,315 м).

Стандартом АНИ также предусмотрен для цилиндров насосов типа RH (вставной насос, с толстостенным цилиндром) выпуск удлинительных муфт. Это сделано для увеличения рабочей зоны цилиндра путем приближения длины хода плунжера к длине цилиндра, вплоть до незначительного выдвижения плунжера из цилиндра. При этом происходит равномерный износ цилиндра, на его внутренней поверхности не возникает буртов вследствие износа, отложения солей, которые могут привести к заклиниванию плунжера при последующем изменении длины его хода. Внутренний диаметр удлинительных муфт несколько больше, чем у цилиндра, например для насоса условным диаметром 31,75 мм внутренний диаметр удлинителя будет 32,5 мм, с предельным отклонением верхним +0,3 мм, нижним -0,0 мм.

Плунжеры

Плунжеры, выпуск которых предусмотрен стандартом АНИ11АХ, можно разделить на:

плунжеры с металлическим (рис. 5.25, 5.26, а) и мягким уплотнением (рис. 5.26, •);

плунжеры цельные (см. рис. 5.25, а, 5.26, а) и составные (см. рис. 5.25, •, 5.26, •);

плунжеры муфтового (см. рис. 5.26) и ниппельного (см. рис. 5.25) типов.

Выполнение различных форм поверхности плунжера остается за фирмой-производителем, поэтому стандарт не оговаривает плунжер с канавками, но оговаривает гладкий плунжер, у которого отсутствуют канавки.

В стандарте представлены составные плунжеры, хотя они и не получили большого распространения. В конструкциях плунжеров с мягким уплотнением не оговаривается механизм крепления элементов уплотнения на поверхности плунжера (так называемая факультативная конфигурация). Данный вопрос решается фирмой-производителем насосов самостоятельно. Стандартом также не оговариваются материал плунжера, требования к его поверхности и свойства применяемых уплотнений. Стандартными величинами являются наружный диаметр с предельным отклонением (верхним + 0,00 мм и нижним

Рис. 5.25. Плунжеры ниппельного типа с металлическим уплотнением, по стандарту АНИ:

а - плунжер цельный; • - плунжер сборной конструкции

Рис. 5.26. Плунжер муфтового типа, по стандарту АНИ, с металлическим (t) и мягким (•) уплотнением

- 0,013 мм), длина плунжера, диаметры присоединительных резьб. Стандарт предусматривает выпуск плунжеров наружными диаметрами 31,75; 38,1; 44,45; 45,2; 50,8; 57,15; 63,50; 69,85 мм.

Сравнение плунжеров по ОСТу и стандарту АНИ на примере насосов с условным диаметром 32,0 мм показывает, что диаметр плунжера насоса, выполненного по ОСТу, может оказаться в пределах от 31,9 до 32,425 мм с шагом 0,025 мм. По стандарту АНИ плунжер такого насоса будет иметь строго заданный диаметр 31,75 мм с верхним предельным отклонением +0,00 мм, нижним - 0,013 мм. Подобные отклонения означают, что все возможные размеры данных плунжеров должны укладываться в интервале от 31,75 мм до 31,75 - 0,013 = 31,737 мм (рис. 5.27). Таким образом, максимально возможный диаметр цилиндра 31,75 + 0,05 = 31,8 мм, минимально возможный диаметр плунжера 31,75 - 0,013 = 31,737 мм. Максимальный зазор между плунжером и цилиндром составит 31,8 - 31,737 =

Рис. 5.27. Допуски на цилиндр и плунжер насоса диаметром 32,0 мм, по стандарту Ани

Т а б л и ц а 5.15

Зазор, мм	Допуск, мм	Диапазон зазоров, мм
0,025	+0,063	0,025-0,088
0,050		0,050-0,113
0,075		0,075-0,138
0,100		0,100-0,163
0,125		0,125-0,188

= 0,063 мм, что соответствует 1 группе посадки по ОСТу. Стандарт АНИ11АХ не предусматривает группы посадки насосов, зазоры указываются покупателем индивидуально и изготовляются в любом диапазоне. Например, если в заказе указан зазор 0,025 мм, это значит, что у изготовленных насосов фактические зазоры будут изменяться в пределах от 0,025 до 0,025 + + 0,063 = 0,088 мм.

ОАО “Ижнефтемаш”, выпускающее насосы по лицензии австрийской фирмы SBS, предусмотрело 5 групп зазоров (табл.

5.15).

В стандарте указывается полезная (т.е. контактирующая с цилиндром) длина плунжера в полных футах. На выполнение присоединительных резьб предусмотрено 3 дюйма длины плунжера. Например, если плунжер имеет полезную длину

2 фута, то его полная длина составит 2 фута + 3 дюйма = = 27 дюймов.

По каталогам фирмы SBS [14] плунжеры изготовляют из различных материалов (незакаленная и закаленная углеродистая сталь, с покрытием хрома и др.), в качестве уплотнительных элементов могут быть использованы уплотнительные кольца или манжеты из кожи, прорезиненной ткани, а также различные полимеры.

Клапанные узлы

Пара шарик - седло (рис. 5.28) имеет следующие размеры по стандарту АНИ11АХ: диаметр шарика D, высота седла Н, наружный диаметр седла OD, диаметр фаски седла FZ.

Фаска 45° или скругление

гг

; „

у//А

<-1

Рис. 5.28. Пара шарик - седло, по стандарту АНИ11АХ

В отличие от ОСТа стандарт АНИ не регламентирует соотношение диаметра отверстия седла и шарика, данный параметр остается на усмотрение фирмы-изготовителя. Стандартные диаметры шариков 19,05; 23,83; 28,58; 31,75; 34,93

и 42,88 мм, высота седла для всех диаметров шарика 12,7 мм, наружный диаметр седла 23,32; 29,67; 35,26; 37,54; 43,69; 51,05 мм, с п редельными отклонениями: верхним + 0,00, нижним - 0,013 мм, диаметр фаски седла ограничивается по максимуму 22,66; 28,22; 33,81; 36,09; 41,43; 48,79 мм. На на ружной стороне седла стандарт АНИ допускает выполнение фаски под углом 45° или скругления радиусом по усмотрению изготовителя. Материал стандартом не указывается, но по данным каталогов фирмы SBS могут применяться как нержавеющие стали, так и стали из карбид-вольфрама в виде вставок или материала самого шарика и седла [14].

Стандарт АНИ предусматривает выпуск открытых и закрытых корпусов клапанов (рис. 5.29), причем цельнометаллических. На закрытых корпусах могут быть и лыски под ключ, но не обязательно, это остается на усмотрение изготовителя. Внутренние размеры корпусов, где движется шарик, стандартом не регламентируются, указывается лишь, что размеры и конфигурация их должны обеспечивать зазор для шарика и прохода жидкости. Стандартом задаются наружный диаметр

Рис. 5.29. Открытый и закрытый корпус клапана, по стандарту АНИ11АХ:

а, б - обычного исполнения; в - покрытые резиной; 1 - корпус; 2 - резиновое покрытие

корпуса и присоединительные размеры, причем тип резьбы не указывается.

Известно, что при работе клапанного узла корпус интенсивно изнашивается вследствие контакта с движущимся шариком, особенно при откачке жидкостей с большим содержанием механических примесей. Исходя из этого, изготовители могут покрывать внутреннюю поверхность корпуса резиной или же применять специальные коррозионно-стойкие вставки [14].

Стандартом АНИ, в отличие от отечественного стандарта, не предусматривается выпуск клеток, они выполняются заодно с корпусом.

Замковые опоры

Крепление вставных насосов по стандарту АНИ11АХ может быть двух типов: манжетного и механического. Первый тип крепления считается основным, его еще называют “замок с манжетами “плюс 30”. Такое название этот тип получил вследствие того, что наружный диаметр манжет в свободном состоянии больше внутреннего диаметра замковой опоры на

0,030 дюйма, или 0,76 мм (рис. 5.30, а).

Подобное выполнение манжет позволяет осуществлять предварительное крепление насоса в момент его пуска за счет

Рис. 5.30. Типы креплений вставных насосов и узла всасывающего клапана невставного насоса, по стандарту АНИ:

а - манжетное; б - механическое; 1 - переводник; 2 - посадочная манжета; 3 - замковая опора; 4 - опорное кольцо; 5 - гайка-манжета; 6 - конус; 7 -

плунжерный якорь

силы трения манжет о замковую опору. При этом манжеты являются элементом герметизации для разобщения области всасывания от области нагнетания. Манжетные замковые опоры могут выпускаться как для крепления насоса вверху (см. рис. 5.20), так и внизу (см. рис. 5.21).

Стандартом предусмотрены механические замковые опоры двух основных типов: для верхнего (см. рис. 5.20) и нижнего (см. рис. 5.30, б) крепления. Предварительное удержание насоса осуществляется за счет пружины, а уплотнение - за счет специального уплотнительного кольца из металла. Основное отличие механического замка верхнего крепления стандарта АНИ от ОСТа в том, что в первом случае пружина замка расположена на насосе, а во втором - на трубах НКТ. Расположение пружины на насосе позволяет осуществлять ее замену без подъема труб в случае слома перьев пружины, что достаточно часто встречается на практике.

5.4. Насосные штанги

Насосные штанги, свинченные в штанговую колонну, передают возвратно-поступательное движение от точки подвеса штанг поверхностного привода к плунжеру насоса.

Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12, 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании-развинчивании, и выполнена резьба метрическая специальная, причем резьба накатывается. Штанги соединяются между собой муфтами.

ГОСТ 13877-80 предусматривает изготовление штанг номинальной длиной 8000 мм. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготовляются укороченные штанги длиной 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм.

Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров - переводные муфты. Муфты каждого типа изготовляют в двух исполнениях: с лысками под ключ и без них.

Муфты из стали марок 40 и 45 подвергают поверхностной закалке током высокой частоты (ТВЧ). Для тяжелых условий эксплуатации муфты изготовляют из легированной стали марки 20Н2М.

Штанги поставляют с навинченными на один конец муфтами. Открытая резьба штанги и муфты защищается колпачками или пробками.

Для изготовления насосных штанг (табл. 5.16) используют сталь следующих марок:

40, нормализованная и нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ;

Т а б л и ц а 5.16 Характеристика материалов отечественных насосных штанг

Показатель			Сталь	марки
	40	20Н2М	30ХМА	15Н3МА	15Х2НМФ
Предел прочности при растяжении, МПа	570	630	610	650	700
Предел текучести, МПа	320	520	400	500	630
Относительное сужение, %	45	65	62	60	63
Твердость по Бринелю	217	260	229	229	255

20Н2М (никель-молибденовая), нормализованная, нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ или нормализованная с последующей объемной закалкой и высоким отпуском;

15Н3МА, нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ;

15Х2НМФ, закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск;

30ХМА, нормализованная с последующим высоким отпуском и упрочнением нагревом ТВЧ.

В начале 70-х годов разработаны стеклопластиковые насосные штанги (СПНШ) для использования в скважинах с коррозионно-активной средой. Конструкция их аналогична стальным. Основная особенность - при одинаковой прочности они в 3-4 раза легче стальных, но в 2-3 раза эластичнее. Обычно их используют (в сочетании со стальными) в глубоких скважинах (более 2000 м).

Производители - зарубежные фирмы, связанные с производством фибергласа, и отечественные заводы, выпускающие стекловолокна.

Полые штанги предназначены для передачи движения от головки балансира станка-качалки плунжеру скважинного насоса при непрерывной или периодической подаче в полость насосных труб ингибиторов коррозии, ингибиторов против отложения парафина, растворителей парафина, теплоносителей, деэмульгаторов, жидкости гидрозащиты насоса. Продукция скважины при этом может отбираться как по центральному каналу полых штанг, так и по кольцевому пространству между полыми штангами и НКТ.

Техническая характеристика полых штанг

Диаметр наружный, мм.........

Толщина стенки, мм.............

Диаметр наружной муфты, мм

полномерной

укороченной

6000

1000, 1500, 2000

Масса полномерной штанги, кг

Допускаемое поверхностное напряжение, МПа.

При применении полых штанг изменяется конструкция оборудования устья скважин, в состав которого входят устьевой сальник для полых штанг, устьевой полый шток, трубопровод шарнирный, рукав высокого давления и др.

Штанговая колонна работает в тяжелых условиях, на нее действуют агрессивная скважинная среда и переменные нагрузки, приводящие к накоплению усталостных явлений в штанговой колонне. Кроме этого, колонна штанг изнашивается вследствие трения об НКТ при эксплуатации в наклонно направленных скважинах.

На штанговую колонну действуют следующие нагрузки:

статические - вес штанговой колонны с учетом силы плавучести и вес столба жидкости над плунжером высотой от динамического уровня жидкости, за вычетом объема, занимаемого штанговой колонной;

динамические - силы инерции движущихся масс штанговой колонны и жидкости, так как их движение осуществляется с ускорением, а также силы вибрации, обусловленные волновыми явлениями, возникающими в штанговой колонне при работе насоса.

При работе штанговой колонны в наклонно направленных скважинах и при откачке высоковязких жидкостей, эмульсий необходимо учитывать силы трения штанговой колонны о трубы и жидкость, так как их значение может быть соизмерено с весом колонны.

Наибольшие растягивающие напряжения действуют в верхней части колонны, наименьшие - в нижней. Однако в нижней части колонны могут возникнуть и сжимающие напряжения при ходе вниз при откачке вязких жидкостей и эмульсий. Это отрицательно влияет на долговечность работы штанговой колонны, поэтому в этих условиях данный участок усиливают, т.е. применяют тяжелые штанги или штанги большего диаметра.

Возможно применение и специальных насосов с утяжелителем низа штанговой колонны.

Разрушение штанговой колонны носит усталостный характер. Промысловый опыт показал, что чаще всего штанга обрывается на участках 25-35 см, прилегающих к головкам, т.е. там, где максимальные концентраторы напряжений и где мо

жет возникнуть изгибающий момент от возможной несоосности тела и головки штанги.

Долговечность штанг снижается при работе в коррозионной среде.

За рубежом штанги и муфты к ним выпускаются по стандарту АНИ11В. Согласно данному стандарту насосные штанги различают лишь по показателям прочности на растяжение. Выбор материала, методов упрочнения, технологических приемов изготовления, повышающих надежность штанги, стандартом не оговорены и оставлены на усмотрение изготовителя. Последнее особенно сильно влияет на долговечность работы штанговой колонны, поэтому при приобретении штанг этому необходимо уделять особое внимание. По показателям прочности стандарт АНИ разделяет штанги на классы.

Класс АНИК. Предел прочности на растяжение - минимум 85 000 фунтов на квадратный дюйм (590 МПа), максимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790 МПа).

Класс АНИС. Предел прочности на растяжение - минимум 90 000 фунтов на квадратный дюйм (630 МПа), максимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790 МПа).

Класс АНИД. Предел прочности на растяжение - минимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790 МПа), максимум 140 000 фунтов на квадратный дюйм (969 МПа).

Обычно применяются углеродисто-марганцевые стали для класса С, никелемолибденовые улучшенные стали для класса К и хромомолибденовые улучшенные стали для класса Д.

Квадрат штанги маркируется твердым штампом, где указывается фирменный знак изготовителя, обозначение стандарта, класс АНИ, код идентификации расплава, месяц и год изготовления.

На рис. 5.31 представлен общий вид штанги, а в табл. 5.17 даны размеры штанги по стандарту АНИ11В [14].

Номинальный размер				Размер под ключ W_s, мм**	Длина лыски под ключ *W_t,* мм	*Диаметр бурта Df,* мм**	Номи наль ный *диаметр резьбы B_s,* мм**	*Длина ниппеля L_s,* мм**
Диаметр штанги d		Длина L	штанги
дюймы	мм	футы	мм
5 / / 8	15,9	25	7620	22,2	31,75	31,75	23,8	31,75
		или	или
		30	9140
³/ 4	19,0	25	7620	25,4	31,75	38,1	26,99	36,5
		или	или
		30	9140
⁷/8	22,2	25	7620	25,4	31,75	41,28	30,16	41,28
		или	или
		30	9140
1	25,4	25	7620	33,3	38,1	50,8	34,52	47,63
		или	или
		30	9140
1 ¹/ 8	28,6	25	7620	38,1	41,28	57,2	39,69	53,98
		или	или
		30	9140
* Допуск ± 2 дюйма (50,8 мм)
** Допуск ± 0,8 мм.

Стандартом предусмотрен выпуск штанг для подгонки колонны (pony rods) длинами 2, 4, 6, 8, 10 и 12 футов (61, 122, 183, 244, 305, 366 см).

Резьбы готовых для отгрузки штанг смазываются специальной смазкой и защищаются пластмассовыми колпачками и заглушками.

По стандарту АНИ предусмотрен выпуск муфт, которые могут выполняться с лыской под ключ или без нее (рис. 5.32, табл. 5.18).

Видно, что для штанг ⁵/₈, ³/₄, ⁷/₈ и 1,0 дюйма длина муфты одинакова - 101,6 мм (4 дюйма). Ниппельная же часть штанги при этом увеличивается. Поэтому при смазывании резьбовых соединений внутренняя полость муфты может переполниться смазкой, что препятствует свинчиванию соединения. Поэтому обильная смазка резьбовых соединений не рекомендуется .

На долговечность штанговой колонны большое влияние оказывает момент свинчивания резьбового соединения. Прочность резьбового соединения должна быть не меньше прочности тела штанги.

Правильно свинченное резьбовое соединение должно создавать на упорных торцах муфты и ниппеля такие сжимающие

Рис. 5.32. Муфта, по стандарту АНИ [14]

наиряжения, чтобы ири работе соединения в скважине максимально возможное растягивающее усилие в штангах не могло разжать и раскрыть стык. При сборке соединения необходимо очищать и смазывать резьбу. Как указывается в работе [14], это сильно влияет на иравильность сборки соединения, так как из 100 % крутящего момента лишь 10 % расходуется на создание сжимающих наиряжений, остальные - на трение.

Для иравильного свинчивания колонны необходимо ириме-нять сиециальные механические ключи. Свинчивание вручную штанговой колонны не иозволяет достичь требуемых моментов.

Т а б л и ц а 5.18 Размеры муфты, по стандарту АНИ [14]

Диаметр	штанги	Наружный диаметр W, мм	*Длина N.,* мм**	*Размер иод ключ W_s,* мм**	*Длина лыски иод ключ W.,* мм**	Масса муфты, кг
дюйм	мм	Наружный диаметр W, мм	*Длина N.,* мм**	*Размер иод ключ W_s,* мм**	*Длина лыски иод ключ W.,* мм**	Масса муфты, кг
V₈	15,9	38,1	101,6	34,9	31,8	0,60
/ 4	19,0	41,3	101,6	38,1	31,8	0,70
⁷/ 8	22,2	46,0	101,6	41,3	31,8	0,85
1	25,4	55,6	101,6	47,6	38,1	1,10
1 ¹/ 8	28,6	60,3	114,3	53,99	41,3	2,00

Например, для штанги ⁷/₈ дюйма необходимый крутящий момент составляет по данным [14] около 70 кг-м, или при длине рукоятки ключа 0,5 м усилие, прикладываемое рабочим, должно быть не менее 140 кг, что невозможно при серийных операциях.

Как уже указывалось ранее, на долговечность работы колонны большое влияние оказывает технология производства штанги и применяемые при изготовлении методы упрочнения, особенно состояние наружной поверхности тела штанги. Изготовление штанг без упрочнения может привести к образованию микротрещин на теле штанги, которые выступают концентратами напряжений и очагами коррозии.

Появление микротрещин может происходить вследствие неосторожного обращения со штангами в процессе их транспортировки, спускоподъемных операциях и др. Поэтому существуют специальные требования стандарта АНИ по обращению со штангами [14].

Правила обслуживания и обращения с насосными штангами.

1. При транспортировке и эксплуатации штанг необходимо, чтобы штанги и их концы не ударялись ни обо что, могущее вызвать вмятины или изгиб штанг. Повреждение резьбы предупреждается путем установки предохранительных колпачков и заглушек. Вмятины, искривления или изгиб штанг считаются неисправимыми дефектами и требуют забраковки штанг.

2. Штанги следует по возможности транспортировать и складировать в упаковке до момента установки их в скважине. Для распаковки штанг необходимо пользоваться подходящим инструментом, не повреждающим штанги. В особенности следует опасаться изгиба штанг.

3. Ни в коем случае нельзя бить молотком по предохранительным колпакам резьбы муфты или по самим муфтам, по высаженным концам или лыскам под ключ. Один-единственный удар может повредить любую часть штанги или муфты настолько, что возникает опасность ее преждевременного разрушения.

4. На эксплуатационную вышку или мачту агрегата штанги следует затаскивать поштучно, с особой внимательностью, следя, чтобы штанги не ударялись о землю, мостки либо другую часть вышки или мачты. Кроме того, необходимо предупредить чрезмерное изгибание штанг во время их затаскивания.

5. Для предотвращения неправильного свинчивания необходимо установить вышку или мачту агрегата таким образом, чтобы штанга находилась точно над центром скважины, когда она свободно висит на элеваторе.

6. Когда резьба ниппеля штанги попадает на муфту, штанга должна висеть совершенно прямо, чтобы предупредить косую посадку резьбы. В случае косой посадки необходимо разъединить соединение и обработать ниппель плашкой, а муфту -метчиком. Затем очистить резьбы, проконтролировать их состояние и вновь смазать.

7. Если для свинчивания или развинчивания штанговых соединений применяются ручные ключи, следует применять только ключи, пригодные для данной работы. Для свинчивания, например, рекомендуют применять два ключа с рукоятками соответствующей длины. Как правило, три или четыре сильных удара опытного рабочего дают достаточный крутящий момент.

8. С целью достижения наилучшего равномерного вращающего момента рекомендуется применять пневматические или гидравлические штанговые ключи. При помощи этих ключей удается прикладывать равномерный момент свинчивания. Не допускается многократная перестановка ключа после попадания опорных поверхностей друг на друга, потому что этим создаются вращающие моменты, значительно превышающие расчетные.

9. Для получения удовлетворительного свинчивания резьбовых соединений насосных штанг, резьбы должны быть чистыми, без повреждений и хорошо смазанными. Резьбы должны легко свинчиваться до упора, чтобы передаваемый вращающий момент создавал предварительную затяжку, предотвращающую разъединение контактных поверхностей во время работы насоса.

10. Важнейшее значение имеет техническое состояние автоматических ключей. Крайне важно периодически контролировать все моментомеры и общее состояние всего ключа в целом, потому что в ином случае могут получиться совершенно другие результаты.

11. При разъединении соединений (в особенности ручными ключами) ни в коем случае нельзя ударять молотком по штанге и муфте. Если не удается разъединить соединение обычным путем, следует пользоваться соответствующими ключами с рукоятками и удлинителями.

12. Каждую муфту, по которой ударяли молотком, следует отбраковать. Перекручивание соединения повреждает опорные поверхности муфты и штанги, кроме того, могут произойти срыв резьбы ниппеля и образование трещин на закаленных поверхностях.

13. При свинчивании следует обращать внимание на то, чтобы муфта илотно ирилегала к бурту штанги. В случае отсутствия илотного ирилегания необходимо разъединить соединение, очистить, ироконтролировать и вновь смазать.

14. Если штанговая колонна демонтируется, то иеред ио-вторным монтажом штанги следует тщательно ироконтролировать на дефекты. Штанги с насечками, искривленные или изогнутые, имеют неисиравимые дефекты и должны быть забракованы.

15. При развинчивании соединения нельзя иовреждать резьбы и бурты.

16. Если нет устройства для иодвески штанг на вышке или мачте, демонтаж ироизводится ио одной штанге с иоследующей укладкой без ировисания. При этом следует действовать с такой же осторожностью, что была указана выше относительно обращения с новыми штангами.

Для длительной работы штанговой колонны необходимо уметь иравильно ее рассчитать и иодобрать. За рубежом иолу-чили расиространение различные методы расчета штанговых колонн. За критерии выбора штанговой колонны берутся следующие иоказатели:

штанговая колонна должна быть легкой и ирочной и выдерживать иеременные нагрузки;

штанговая колонна не должна сильно растягиваться ири нагружении, так как это ведет к увеличению иотерь хода илун-жера, а также к увеличению динамических нагрузок, действующих на нее;

штанговая колонна с большой долей вероятности должна обесиечивать безаварийную работу в течение заданного срока эксилуатации.

Известно, что разрушение штанговой колонны носит усталостный характер, иоэтому большее расиространение иолучи-ли методы расчета, основанные на расчете на усталость.

Расчет на усталость с помощью диаграммы Смита

Диаграмму Смита иолучают ири исиытаниях рассчитываемых штанг в средах, близких к скважинным. Диаграмма (рис. 5.33) иредставляет собой замкнутый многоугольник и состоит из двух ломаных линий: A_1t B_1t С, соответствующей зависимости o_max от о_ср, и A₂, B₂, С, соответствующей зависимости o_min от о_Ср.

Принции расчета штанговой колонны с иомощью диаграммы Смита следующий. Для конкретной скважины и выбранного

^тах 4 < ^min

_г

л₂

Рис. 5.33. Диаграмма предельных напряжений (диаграмма Смита) для расчета штанговых колонн

режима эксплуатации ШСНУ рассчитываются максимальная P_max и минимальная P_min нагрузки в точке подвеса штанг по известным зависимостям или определяются по динамограммам. Затем задаются диаметр штанги и ее тип в интервале расчета. После этого определяются a_max = Р_тах//_шт (где /_шт - площадь поперечного сечения штанги); amin = Pmn/fm,; аср = (amax + + a_min)/2. Имеющиеся значения a_max, a_min, а_ср наносят на диаграмму Смита и получают две точки - i с координатами (a_max, a^) и у с координатами (a_min, a_cp). Если эти точки i и у оказываются внутри замкнутого многоугольника, то штанговая колонна подобрана верно. Если же обе точки или даже одна из них окажется вне многоугольника, то штанга выбрана неверно, т.е. необходимо или увеличить диаметр штанги, или же оставить тот же диаметр, но изменить тип (материал, методы упрочнения и так далее).

При расчетах может применяться диаграмма Фишера, представляющая собой упрощенную диаграмму Смита.

Расчет штанговой колонны по диаграмме MKJ (Мура - Коспера - Яспера)

Многие фирмы, производящие штанги, для расчета штанговых колонн представляют зависимость допускаемых напряжений a^ для штанг конкретных типов в функции от коэффициента асимметричности цикла (рис. 5.34)

Рис. 5.34. Максимальные допускаемые напряжения в зависимости от коэффициента асимметричности цикла для штанг различных типов при их работе во внекоррозион-ной среде (штанги производства SBS, Австрия)

[14]

О_доп, Н/мм²

300

250

200

150

S200h

ARD3

N2P УМ 125

Диаграммой пользуются следующим образом. Для конкретных скважинных условий находят (аналогично предыдущему случаю) P_max и P_min. Затем рассчитывается коэффициент г. На диаграмме для выбранного типа штанг определяется допускаемое напряжение а_доп. Затем рассчитывается a_max для выбранного диаметра штанг. Производится сравнение a_max и а_доп. Если a_max меньше а_доп, то выбор сделан правильно, если нет, то расчет следует повторить для другого диаметра или типа штанг.

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 г

Таким образом, при использовании штанг зарубежного производства и расчете колонн зарубежными методами необходимы вышеприведенные зависимости или другие аналогичного типа, содержащие информацию о предельных значениях допускаемой нагрузки а_доп в зависимости от a_max, a_min, амплитуды напряжений, а также о материале штанг, видах упрочнений и скважинных условий.

5.5. Выбор насосного оборудования и режима работы штанговых

установок

При эксплуатации штанговых насосных установок возникает ряд проблем, связанных с обеспечением, с одной стороны, максимального дебита скважин, а с другой - достаточной надежности в работе оборудования.

Один и тот же дебит скважины в общем случае можно обеспечить множеством различных режимов работы насосного оборудования. Среди этого множества существует и оптимальная область, индивидуальная для каждой конкретной скважины.

Задача выбора насосного оборудования и режима откачки сводится к максимизации дебита скважины.

Расчет максимально возможных отборов жидкости из скважины ири сохранении достаточной надежности работы насосного оборудования оиределяется условием совместной работы системы иласт - насос - лифт:

|?пл = ^Кир ⁽Рил ^- Рзаб⁾; (₅₁)

' Ри = f (H, А/, q п),

где Р_ил - ириток жидкости из иласта; К_ир - коэффициент иро-дуктивности скважин; р_ил - иластовое давление; р_за6 - забойное давление; - фактическая иодача насоса; Н - глубина сиуска насоса ио вертикали; А/ - удлинение ствола скважины в месте иодвески насоса (для наклонных скважин); q - теоретическая иодача насоса; п - коэффициент иодачи насоса.

Для ирогнозирования решают систему уравнений (5.1), иервое из которых оиисывает ириток жидкости из иласта, а второе - иодачу насосной установки. Основную сложность ири решении системы вызывает второе уравнение, несмотря на то, что имеется детерминированная математическая модель для ирогнозирования иодачи штанговой установки. В силу ряда иричин в настоящее время эта модель не может быть исиоль-зована для ироведения расчетов с ириемлемой для ирактики точностью. Так, наиример, для оиределения утечек жидкости в илунжерной иаре А.М. Пирвердяном разработана формула для ламинарной и турбулентной областей. Однако, как иравило, не известен зазор между илунжером и цилиндром насоса, а груи-иа иосадки, ириведенная в иасиорте насоса, зачастую не соответствует фактическому зазору, как установлено А. А. Ишмур-зиным. Эксиериментальных работ, вносящих ясность, что иро-текает через зазор - нефть, вода или эмульсия, в зависимости от обводненности и реологических свойств откачиваемой иро-дукции, не ироводилось. Также обстоят дела с расчетом утечек через клаианы, влияния деформации штанг, труб и т.д.

Поэтому для более надежного ирогнозирования иодачи глубинного насоса А.Н. Адонин рекомендует учитывать не иоддаю-щиеся расчету объемные иотери на основании статистических данных ио скважинам залежи. В иоследующем Ю.Г. Валишин иодтвердил эту рекомендацию, иолучив зависимость коэффициента иодачи для СШН на Арланском месторождении.

Исходя из этих иредиосылок, для оиисания зависимости коэффициента иодачи насоса от давления в ириеме исиользуют уравнение [25]

n = _^рпр—, (5.2)

^с + ^kP пр

где !_пр - давление на приеме насоса; с, k - эмпирические коэффициенты.

Для каждого месторождения определяют свои значения на основе обработки промысловых данных путем построения зависимости коэффициента подачи насоса от давления на его приеме.

Решая систему уравнений (5.1) с учетом (5.2), получаем

Рож -^пр⁽Рпл Рм Рщ) ,

где

^рм 0,¹⁽Яс_кб Я_н^)рсм;

_p -6^Ь² + /&к1рchp _;
(53)

^рпр ; ⁽⁵.³⁾

²^Кпр

⁶ = ^сКпр + Ят ^- ^пр;

Ар = Рпл - 0,1Шс_КВ - я_н)рсм - Ру;

Яс_КВ - глубина до верхних отверстий перфорации по вертикали; Р_у - давление на устье скважины; рсм - плотность откачи

ваемой жидкости ниже приема насоса;

Я =1440^Sn; (5.4)

Чт 4

D - диаметр плунжера насоса; S - длина хода полированного штока; n - число качаний головки балансира.

Значения параметров (5.4) определяют режим работы насосной установки.

На рис. 5.35 приведен пример графического решения уравнения (5.1) для трех гипотетических скважин с одинаковым пластовым давлением и различными коэффициентами продуктивности.

Выбор режима откачки и типа оборудования производится с учетом следующих основных требований:

при выборе типа приоритетом пользуются штанговые насосы вставного исполнения, а при наличии осложняющих условий (отложения парафина, гипса, солей, коррозионность среды) следует применять невставные насосы;

искривление ствола скважины в месте установки насоса не

Рис. 5.35. Диаграмма Q—H совместной работы пласта и насосной установки:

И_н - глубина подвески насоса; d_H - диаметр штангового насоса; Q_onT - дебит скважины для насосов разных диаметров; Q_max - максимальный дебит скважины; Q_n - потенциальный дебит скважины; И_ст - статический уровень жидкости; И_д - динамический уровень жидкости; И_скв - глубина продуктивного пласта

должно превышать 2° на 10 м; угол наклона должен быть не более 42°. В противном случае глубина подвески насоса должна быть уменьшена шагом, соответствующим шагу инклино-граммы;

заданная подача насоса обеспечивается наибольшей длиной хода станка-качалки, наименьшим диаметром насоса и числом качаний.

Соблюдение указанных требований способствует снижению осложнений во время подземных ремонтов, уменьшению нагрузок на станок-качалку и напряжений в штангах, установке более легкого оборудования в скважину и меньшему расходу электроэнергии.

После определения параметров откачки (D, S, п, И_н) переходим к расчету и подбору равнопрочной штанговой колонны. Расчет колонны производят с учетом сил вязкого и граничного трения. При отсутствии данных о вязкости откачиваемой продукции в полости насосно-компрессорных труб используют расчетный метод определения эффективной вязкости водогазонефтяных эмульсий по данным промысловых исследований. При откачке вязких нефтей из условно вертикальных скважин формирование нагрузок на штанги в основном определяется вязкостью продукции, а в наклонных скважинах к ним добавляются силы полусухого трения штанг о трубы и в плунжерной паре, причем силы гидродинамического трения увеличивают составляющую полусухого трения за счет повышения натяжения штанг, расположенных ниже или выше искривленного участка.

В наклонных скважинах силы трения в подземной части штанговой установки могут достигать больших значений, поэтому скорость нисходящего движения штанговой колонны уменьшается, и при больших скоростях откачки полированный шток отстает от головки балансира, что приводит к удару плунжера и снижает надежность колонны штанг. Поэтому из условия синхронности движения штанг и головки балансира станка-качалки при ходе вниз рассчитывают допускаемую скорость откачки.

По скважинам Самотлорского месторождения получена зависимость п = Ар_пр) для пяти групп скважин с различными дебитами. На рис. 5.36 построены графики по средневзвешенным статистическим значениям коэффициентов подачи и давлений на приемах насосов для разных дебитов скважин.

Графики аппроксимированы функциональной зависимостью

В настоящее время на нефтедобывающих предприятиях для подбора штанговых колонн используются различные таблицы и диаграммы. Очевидно, подбор колонн по таким таблицам правомерен только для условно вертикальных скважин, в которых нагрузка на штанги возрастает от насоса к дневной поверхности по линейному закону. В наклонно направленных и искривленных скважинах в зависимости от конфигурации и кривизны ствола скважины изменение осевых и изгибающих усилий носит нерегулярный характер. Поэтому по методике Баш-НИПИнефти расчет и подбор конструкции штанговой колонны выполняют для каждой конкретной скважины. С этой целью производят расчет нагрузок по отдельным ступеням колонны,

• .	•I
•		•
— _ • • •	0,4	- • • •
• /		• х
•/ • •• / •	0,3	••••X ^#
у •	0,2	г *
		/ •
- /		/ •
/ • 1 1 1 1 1	0,1	¦ 1 1 1 1

10 20 30 40 50 60 О

0,15

0,10

0,05

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

10 20 30 40 50 60

/V^а™

• •	л
- • •	0,9	~
•		• • _
" • • X • • •	0,7	• - • • •
- / • •	0,6	• • • * • * 1
/	0,5	• " / ^#^#
- / •	0,4
/ •	0,3	~ /
	0,2	- / •
1 1 1 1 1	0,1	1 1 1 1 1

10 20 30 40 50 60 О

10 20 30 40 50 60

/V ^а™

/V ^а™

Рис. 5.36. Зависимость коэффициента подачи насоса п от давления на его приеме р для скважин с различным дебитом жидкости Q:

а - 0-5 м³/сут, п = Р_пр/(10,47 + 5,02 p ); б - 5-10 м³/сут, п = Р_пр/(0,868+ +3,044 p ); в - 10-20 м³/сут, п = Р_пр/(0,36+2,042 p ); г - 2-40 м³/сут, п = Рпр/(0,232+1,161 Рп„)

дальнейший их анализ, комбинированный перебор числа штанг в каждой ступени и выбор наилучшей конструкции штанговой колонны.

Выбор места установки

При значительном отклонении штангового насоса от вертикали условия работы клапанов ухудшаются. В связи с этим определяют допустимый угол наклона, обеспечивающий устойчивую работу скважинного насоса. Если угол наклона ствола скважины в месте установки насоса превышает допустимый а_кр, то глубину подвески насоса необходимо уменьшить шагом, соответствующим инклинограмме скважины.

Надежность работы насосного оборудования в значительной степени зависит от сил, возникающих в паре трения плунжер - цилиндр, которые резко возрастают при изгибе насоса. В связи с этим необходимо определить радиус скважины R*, позволяющий располагать насос без деформации:

_R = 0,125/^ + (D₃ + ^_н)

(5.6)

^Rc ГГ j

где /_н - длина насоса, м; D _э - внутренний диаметр обсадной колонны, м; - наружный диаметр насоса, м.

Радиус оси ствола скважины в месте расположения насоса

2 sin а 0

(5.7)

где h - длина шага инклинограммы, м; а₀ - пространственный угол, градус,

(5.8)

здесь Да - разница зенитных углов на концах шага инклинограммы, градус; Дф - разница азимутальных углов на концах шага инклинометрии, градус; 2а - сумма зенитных углов, гра-

дус.

При углах отклонения оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12° искривление ствола скважины не должно превышать 30' на 10 м. Это ограничение вводится для предотвращения изгиба оси цилиндра насоса под собственным весом, так как из-за высокой гибкости корпуса насос при больших наклонах (выше 12°), располагаясь на нижней образующей обсадной колонны, повторяет профиль скважины.

Выше было показано, что силы гидродинамического трения возрастают пропорционально скорости откачки при прочих равных условиях. В результате скорость нисходящего движения штанговой колонны уменьшается, и при больших скоростях откачки происходит отставание полированного штока от головки балансира, что в дальнейшем приводит к удару и, как следствие, к снижению надежности колонны.

Кроме того, из результатов экспериментов (рис. 5.37) видно, что коэффициент подачи п насосной установки с увеличением скорости откачки v возрастает при подъеме как пластовой воды (кривая 1) и дегазированной нефти (кривая 2), так и водонефтяных эмульсий (кривые 3, 4). Таким образом, скорость откачки и эффективность работы насосной установки находятся в некоторой противоречивой связи. Исходя из описанного, можно заключить, что оптимальной является максимальная скорость откачки, не допускающая отставания полированного штока от головки балансира.

Используя зависимость А. С. Вирновского, можно получить равенство, при котором имеется значение нулевой нагрузки в точке подвеса штанг:

ф/ш v_K = Р_ш,

где ф = /_т/(/_т + /_ш); /_ш, /_т - площадь поперечного сечения соответственно штанг и труб; Е - модуль упругости материала штанг (Е = 2,1 *10⁷ Н/см²); а* - скорость звука в материала штанг; v_х - скорость точки подвеса штанг в конце начальной деформации; Р_ш - вес штанг.

Рис. 5.37. Зависимость коэффициента подачи п насоса штанговой установки от скорости откачки v

V, м/с 171

Скорость точки подвеса штанг в конце начальной деформации

v_x

30(1 - ф) ’

где n - число ходов в минуту; S - длина хода точки подвеса

штанг; ф =- - отношение времени периода разгона ко вре-

T/2

мени полуцикла работы глубинного насоса.

С некоторыми допущениями принимается

S '

где X - начальная деформация штанг.

При ходе вниз линия динамограммы может коснуться нулевой точки из условия W = q по зависимости

Р + р = ^Рш + ^РжW

^л ш ^J ж J

где Р_ж - вес жидкости.

Следовательно, максимальное ускорение может быть равным ускорению свободного падения.

Отсюда максимальная скорость

²•³⁰ * ф q 2•30•qX

v =-- =-—;

n nS

'ф « 1; v = nS/30.

Предельная скорость откачки

_v = 4 8*10^-3Р /f

^пр ^л ж/ /ш*

Однако существующие методики А.И. Адонина и В.У. Дали-мова применимы для расчета критического числа качаний лишь при откачке маловязких жидкостей.

Для определения допускаемой скорости откачки рассмотрим задачу нисходящего движения штанговой колонны при откачке вязких эмульсий, с реологической точки зрения ведущих себя как ньютоновские жидкости.

Соответствие рекомендуемого числа качаний необходимо проверять по условию

где

- aS + -у/(aS)²+ 8bS

' ^ди“ 0T21S '

здесь

г 5 49

a = 1,69-10^-⁴ ~~^^Lm'~~ ,

¹ шт

b = Я^(ХРшт ^{- р}т ^-^ркл ^-
Рг^{ДД - р}ин ⁾ р ' шт

Параметры, входящие в уравнения (5.9), вычисляли по следующим формулам.

Сила тяжести штанговой колонны, Н:

Ршт = 9,81уУ I/, (5.10)

i i

г=1

где у - плотность материала штанг, кг/м³; 1_г - длина i-й ступени штанговой колонны, м; /_г - площадь поперечного сечения г-й ступени, м²; г - число ступеней.

Сила Архимеда

Рт = 9,81у см 2 / (5.11)

г=1

где у_см - плотность силы, кг/м³.

Сила трения между плунжером и цилиндром

Рпл = 2500D,

где D - диаметр насоса, м.

Силы, возникающие за счет гидравлических сопротивлений в нагнетательных клапанах, вычисляют по формуле И.С. Степановой:

Р_кл = 3,43• 10^-⁴^kS²ⁿ²~~^D4(1)~~²~~^{- d0)}~~, (5.12)

И pdo

где k - число клапанов; n - число качаний головки в минуту; d₀ - диаметр отверстия в седле клапана, м; и_р - коэффициент расхода.

Сила вязкого трения штанговой колонны при ходе вниз

Р = av = 16,9^Lvm⁵'⁴⁹, (5.13)

где и - динамическая вязкость, МПа-с; L - длина штанговой колонны, м; v - скорость движения штанг, м/с;

Рис. 5.38. Кинематика движения головки балансира (/) и колонны штанг (2-6): ₁

/ - S = 3 м, n = 8 ; 2 -ц = 0,55 Па*с, а = 5°; 3 -ц = 0,77 Па*с, а = 5°;

4 - ц = 0,98 Па*с, а = 5°;

5 - ц = 1,18 Па*с, а = 5°;

6 - ц = 0,98 Па*с, а = 25°

О 0,75 1,50 2,25 3,00 Т, с

^Ш ^шт^/^нкт,

здесь ^_шт - диаметр штанг, м; d_KKJ - внутренний диаметр НКТ, м.

По изложенной выше методике были проведены расчеты для различных значений вязкости продукции скважин и режимов откачки.

Как видно из результатов расчета (рис. 5.38), при данной скорости откачки вязкости жидкости и угле отклонения оси скважины от вертикали отставание полированного штока от головки балансира резко возрастает.

Эффективная вязкость водонефтяной эмульсии по данным промысловых исследований

Вязкость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, основными из которых являются соотношение воды и нефти, их физико-химические характеристики, дисперсность фаз, температура и др. Определенная часть перечисленных факторов изменяется по мере продвижения эмульсии к устью скважины. При расчете системы пласт - насос - лифт и выборе оптимальных значений параметров этой системы необходимо знать вязкость эмульсий в полости насосно-компрессорных труб. Однако в настоящее время отбор глубинных проб из полости НКТ с помощью существующей техники затруднителен. Кроме того, в силу ряда причин невозможно замерить вязкость проб эмульсии в их первоначальном состоянии.

Поэтому предложен расчетный метод определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий по данным промысловых исследований.

Р _- Р^дин _- Р _- Р_- Р

О _ _^шт ^гmin т -*т_^гин__(5 14)

2,62 • 10^-³cSnD²(D² - d,2)d^-¹ + 16, 9pvLm^5,49 ’

где О - эффективная вязкость эмульсий, м²/с; Рт™- минимальная нагрузка по данным динамографирования, Н; с - число нагнетательных клапанов; d₀ - диаметр отверстия в седле клапана, м; р - плотность продукции в насосных трубах, кг/м³; v - скорость перемещения штанг в момент действия минимальной нагрузки, м/с.

Для расчета эффективной вязкости используются параметры предшествующего режима работы штанговой установки.

5.6. Расчет штанговой скважинной насосной установки по стандарту АНИ

Подробное описание метода расчета, предлагаемого АНИ, дано в тексте стандарта АНИРШ1Ь. Отечественные методы расчета основываются на математических моделях работы штанговой колонны. Вследствие этого данные формулы несколько громоздки и не совсем удобны для ручных расчетов, хотя исследованиями А.И. Адонина широко применяемые формулы А. С. Вирновского для расчета штанговых колонн были существенно упрощены. Тем не менее отечественные методики дают достаточно хорошую сходимость с действительностью.

У американских методов расчета принцип другой. Применяемые зависимости были получены на основе статистической обработки промысловых данных и носят эмпирический или по-луэмпирический характер. Для изображения результатов были получены зависимости, связывающие коэффициенты и безразмерные величины, которые определяются при помощи номограмм.

Для расчета максимальных и минимальных нагрузок в точке подвеса штанг в России наибольшее распространение и признание получили формулы А. С. Вирновского и А.И. Адонина.

В Европе большее применение нашли зависимости Миллса и Слонегера, носящие полуэмпирический характер.

Различные работы, проведенные как в России, так и за рубежом, критически рассматривают методы расчета Миллса и Слонегера.

По данным одних исследователей, проводивших сравнение расчетных данных с результатами динамометрических измерений, получено, что максимальная нагрузка на штангу в точке подвеса по Миллсу - Слонегеру занижена на 12,6 %, соответствующие же значения нагрузок, полученных по методу АНИ, завышены на 8,5 % [14].

При расчете УСШН по методу АНИ задаются параметры, затем они просчитываются, и полученный результат сравнивается с необходимым. Если результат сильно отличается от искомого, тогда вводятся коррективы и расчет проводится заново. Данный метод включает три этапа:

1. Предварительно задаются параметры установки, причем в расчетах используются символы и единицы измерения по АНИ:

динамический уровень жидкости Н, футы;

глубина подвески насоса L, футы;

число двойных ходов в минуту N;

длина хода полированного штока S, дюйм;

диаметр плунжера D, дюйм;

средняя плотность жидкости G в НКТ, т/м³;

номинальный диаметр труб НКТ, дюйм;

диаметр штанги и комбинация штанговой колонны (одноступенчатая или двухступенчатая);

применение якоря в нижней части колонны.

2. Определяются следующие величины: длина хода плунжера S_р, дюйм;

подача насосной установки PD, баррелей в сутки; максимальная нагрузка в точке подвеса штанг PPRL, фунты; минимальная нагрузка в точке подвеса штанг MPRL, фунты; максимальный крутящий момент ведомого вала кривошипа РТ, фунто-дюйм;

мощность СК PRHL, л.с.;

необходимый вес уравновешенного груза СВЕ, фунт.

3. Сравниваются расчетные объемы добычи и другие параметры с нужными значениями. При необходимости вводятся коррективы.

Пример. Известные величины: динамический уровень, ожидаемый

Н = 2953 фута (900 м); глубина подвески насоса L = 3937 футов (1200 м); число двойных ходов в минуту N = 8; длина хода полированного штока S = 71

дюйм (1,8 м); диаметр плунжера D = 1³/₄ дюйма (43 мм); колонна штанг, предлагаемая из рекомендаций АНИ: 37,5 % - ⁷/₈ дюйма (22 мм), 62,5 % -³/₄ дюйма (19 мм); плотность жидкости G = 0,9 т/м³; диаметр труб НКТ

2 ³/₈ дюйма (60 мм).

Пусть колонна НКТ не заякорена.

Для последующего расчета определим исходные данные из таблиц.

1. Вес 1 фута длины штанговой колонны в воздухе (табл. 5.20) W_rf = 1,855 фунт/фут. Данный вес указан с учетом ступенчатости колонны (для колонны номер 76).

Т а б л и ц а 5.20

Параметры штанговой колонны

Номер комби нации штанг	Диа метр плун жера D, дюйм	Вес штанг *Wrf,* фунт/ фут	Постоянная упругости E_r, 10^-6 дюйм/ фунт-сила-фут	Коэф-фици-ент частоты F_c	Колонна штанг,			% размеров
Номер комби нации штанг	Диа метр плун жера D, дюйм	Вес штанг *Wrf,* фунт/ фут	Постоянная упругости E_r, 10^-6 дюйм/ фунт-сила-фут	Коэф-фици-ент частоты F_c	1¹/₈-	1"	⁷/₈-	³ / / 4"	⁵ / ^/ 8"
55	Все	1,135	1,270	1,000	-	-	-	-	100
65	1,06	1,307	1,138	1,098	-	_-	_-	34,4	65,6
65	1,25	1,321	1,127	1,104	-	-	-	37,3	62,7
65	1,50	1,343	1,110	1,110	-	-	-	41,8	58,2
65	1,75	1,369	1,090	1,114	-	-	-	46,9	53,1
65	2,00	1,394	1,070	1,114	-	-	-	52,0	48,0
65	2,25	1,426	1,045	1,110	-	-	-	58,4	41,6
65	2,50	1,460	1,018	1,099	-	-	-	65,2	34,8
65	2,75	1,497	0,990	1,082	-	-	-	72,5	27,5
65	3,25	1,574	0,930	1,037	-	-	-	88,1	11,9
66	Все	1,634	0,883	1,000	-	-	-	100,0	-
75	1,06	1,566	0,997	1,191	_-	_-	27,0	27,4	45,6
75	1,25	1,604	0,973	1,193	-	-	29,4	29,8	40,8
75	1,50	1,664	0,935	1,189	-	-	33,3	33,3	33,3
75	1,75	1,732	0,892	1,174	-	-	37,8	37,0	25,1
75	2,00	1,803	0,847	1,151	-	-	42,4	41,3	16,3
75	2,25	1,875	0,801	1,121	-	-	46,9	45,8	7,2
76	1,06	1,802	0,816	1,072	_-	_-	28,5	71,5	_-
76	1,25	1,814	0,812	1,077	-	-	30,6	69,4	-
76	1,50	1,833	0,804	1,082	-	-	33,8	66,2	-
76	1,75	1,855	0,795	1,088	-	-	37,5	62,5	-
76	2,00	1,880	0,785	1,093	-	-	41,7	58,3	-
76	2,25	1,908	0,774	1,096	-	-	46,5	53,5	-
76	2,50	1,934	0,764	1,097	-	-	50,8	49,2	-
76	2,75	1,967	0,751	1,094	-	-	56,5	43,5	-
76	3,25	2,039	0,722	1,078	-	-	68,7	31,3	-
76	3,75	2,119	0,690	1,047	-	-	82,3	17,7	-
77	Все	2,224	0,649	1,000	-	-	100,0	-	-
85	1,06	1,883	0,873	1,261	_-	22,2	22,4	22,4	33,0
85	1,25	1,943	0,841	1,253	-	23,9	24,2	24,3	27,6
85	1,50	2,039	0,791	1,232	-	26,7	27,4	26,8	19,2
85	1,75	2,138	0,738	1,201	-	29,6	30,4	29,5	10,5
86	1,06	2,058	0,742	1,151	_-	22,6	23,0	54,3	_-
86	1,25	2,087	0,732	1,156	-	24,3	24,5	51,2	-
86	1,50	2,133	0,717	1,162	-	26,8	27,0	46,3	-
86	1,75	2,185	0,699	1,164	-	29,4	30,0	40,6	-

Номер комби нации штанг	Диа метр плун жера D, дюйм	Вес штанг Wf фунт/ фут	Постоянная упругости E_r, 10^-6 дюйм/ фунт-сила-фут	Коэф-фици-ент частоты F_c	Колонна штанг,			% размеров
Номер комби нации штанг	Диа метр плун жера D, дюйм	Вес штанг Wf фунт/ фут	Постоянная упругости E_r, 10^-6 дюйм/ фунт-сила-фут	Коэф-фици-ент частоты F_c	1¹/8-	1"	⁷/₈-	³ / / 4"	5 / ^/ 8"
86	2,00	2,247	0,679	1,161	-	32,8	33,2	33,9	-
86	2,25	2,315	0,656	1,153	-	36,9	36,0	27,1	-
86	2,50	2,385	0,633	1,138	-	40,6	39,7	19,7	-
86	2,75	2,455	0,610	1,119	-	44,5	43,3	12,2	-
87	1,06	2,390	0,612	1,055	_-	24,3	75,7	_-	_-
87	1,25	2,399	0,610	1,058	-	25,7	74,3	-	-
87	1,50	2,413	0,607	1,062	-	27,7	72,3	-	-
87	1,75	2,430	0,603	1,066	-	30,3	69,7	-	-
87	2,00	2,450	0,598	1,071	-	33,2	66,8	-	-
87	2,25	2,472	0,594	1,075	-	36,4	63,6	-	-
87	2,50	2,496	0,588	1,079	-	39,9	60,1	-	-
87	2,75	2,523	0,582	1,082	-	43,9	56,1	-	-
87	3,25	2,575	0,570	1,084	-	51,6	48,4	-	-
87	3,75	2,641	0,556	1,078	-	61,2	38,8	-	-
87	4,75	2,793	0,522	1,038	-	83,6	16,4	-	-
88	Все	2,904	0,497	1,000	-	100,0	-	-	-
96	1,06	2,382	0,670	1,222	19,1	19,2	19,5	42,3	-
96	1,25	2,435	0,655	1,224	20,5	20,5	20,7	38,3	-
96	1,50	2,511	0,633	1,223	22,4	22,5	22,8	32,3	-
96	1,75	2,607	0,606	1,213	24,8	25,1	25,1	25,1	-
96	2,00	2,703	0,578	1,196	27,1	27,9	27,4	17,6	-
96	2,25	2,805	0,549	1,172	29,6	30,7	29,8	9,8	-
97	1,06	2,645	0,568	1,120	19,6	20,0	60,3	-	-
97	1,25	2,670	0,563	1,124	20,8	21,2	58,0	-	-
97	1,50	2,707	0,556	1,131	22,5	23,0	54,5	-	-
97	1,75	2,751	0,548	1,137	24,5	25,0	50,4	-	-
97	2,00	2,801	0,538	1,141	26,8	27,4	45,7	-	-
97	2,25	2,856	0,528	1,143	29,4	30,2	40,4	-	-
97	2,50	2,921	0,515	1,141	32,5	33,1	34,4	-	-
97	2,75	2,989	0,503	1,135	36,1	35,3	28,6	-	-
97	3,25	3,132	0,475	1,111	42,9	41,9	15,2	-	-
98	1,06	3,068	0,475	1,043	21,2	78,8	_-	_-	_-
98	1,25	3,076	0,474	1,045	22,2	77,8	-	-	-
98	1,50	3,089	0,472	1,048	23,8	76,2	-	-	-
98	1,75	3,103	0,470	1,051	25,7	74,3	-	-	-
98	2,00	3,118	0,468	1,055	27,7	72,3	-	-	-
98	2,25	3,137	0,465	1,058	30,1	69,9	-	-	-
98	2,50	3,157	0,463	1,062	32,7	67,3	-	-	-
98	2,75	3,180	0,460	1,066	35,6	64,4	-	-	-
98	3,25	3,231	0,453	1,071	42,2	57,8	-	-	-
98	3,75	3,289	0,445	1,074	49,7	50,3	-	-	-
98	4,75	3,412	0,428	1,064	65,7	34,3	-	-	-
99	Все	3,676	0,393	1,000	100,0	-	-	-	-

2. Постоянная упругости для штанг (см. табл. 5.18) E_r = 0,795-10^-е дюйм/фунт-сила-фут. Данный коэффициент показывает, на сколько дюймов удлинится за счет сил упругости отрезок конкретной штанговой колонны дли-

ной 1 фут при действии на нее растягивающей силы в 1 фунт. Данный коэффициент указан с учетом ступенчатости колонны.

3. Коэффициент частоты (определяется конструкцией и типом штанговой колонны) (см. табл. 5.18) F,. = 1,088.

4. Постоянная упругости для труб (см. табл. 5.18) E_t = 0,307 х

х 10^-6 дюйм/фунт-сила-фут. Данный коэффициент показывает, на сколько дюймов удлинится за счет сил упругости отрезок конкретного НКТ длиной 1 фут при действии на нее растягивающей силы в 1 фунт.

Проведем расчет коэффициентов и безразмерных величин.

Для того чтобы определить искомые величины, в стандарте АНИ используются безразмерные параметры, характеризующие условия работы установки, в частности динамику работы штанговой колонны. Физический смысл данных параметров таков, что они показывают степень искажения законов движения головки балансира при передаче движения через штанговую колонну плунжеру насоса.

1. Вес столба жидкости над плунжером F₀ = 0,340GD²H = = 0,340-0,9-1,75²-2953 = 2767 фунтов (1255 кг).

2. Коэффициент, учитывающий упругость штанговой колонны 1/K_r = E_rL = 0,795-10⁶-3937 = 3,13Т0^-3 дюймов/фунт. Данный коэффициент показывает, на сколько дюймов удлинится вся штанговая колонна при действии на нее растягивающей силы в 1 фунт.

3. Коэффициент, учитывающий потерю хода плунжера насоса вследствие деформации штанговой колонны, SK_r = = S/(1/K_r) = 71/3,13-10^-3 = 22683 фунта. Данный коэффициент показывает, какая должна быть приложена к штанговой колонне растягивающая нагрузка, чтобы она упруго удлинилась на значение хода точки подвеса штанг.

4. Безразмерный коэффициент F₀/(SK_r) = 2767/22683 =

= 0,122.

5. Безразмерный коэффициент N/N₀ = NL/245000 =

= 8-3937/245000 = 0,129.

6. Безразмерный коэффициент N / N0 = (N / N0)/F_c = = 0,129/1,088 = 0,119.

Коэффициенты F₀/SK_r, N/N₀, N / N0 используются для нахождения параметров S_p/S, F₁/SK_r, F₂/SK_r, F₃/SK_rпо диаграммам для последующего расчета длины хода плунжера, максимальной, минимальной нагрузки в ТПШ, мощности на полированном штоке и расчета уравновешивающего груза.

7. Коэффициент, учитывающий упругость колонны НКТ, 1/K = E_tL = 0,307-10 ^-3937 = 1,209 10 ³ дюймов/фунт (табл. 5.21). Коэффициент показывает, на сколько дюймов удлинится

Т а б л и ц а 5.21 Параметры насосно-компрессорных труб

Диаметр НКТ, дюйм	Наружный диаметр, дюйм	Внутренний диаметр, дюйм	Площадь сечения, кв. дюйм	Постоянная упругости E_r, 10^-6, дюйм/фунт-сила-фут
1,900	1,900	1,610	0,800	0,500
2³/8	2,375	1,995	1,304	0,307
2⁷/8	2,875	2,441	1,812	0,221
3¹/ 2	3,500	2,992	2,590	0,154
4	4,000	3,476	3,077	0,130
4¹/2	4,500	3,958	3,601	0,111

вся колонна НКТ при действии на нее растягивающей силы в

1 фунт.

Определим длину хода плунжера и подачу установки.

1. Исходя из полученного значения безразмерных коэффициентов N/N0 и F₀/(SK_r), по рис. 5.39 коэффициент длины

1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2

F₀/SK_r = 0,05

,10 ,20 ¦

> 0

U,JU

0.40

у-

, 0

j .

У-

),0

—у

0,3

0,4

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

N/Nq —>

^ 0,9

^0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1

Рис. 5.39. Диаграмма определения коэффициента Э_р/Э для последующего расчета длины хода плунжера

хода плунжера S_p/S = 0,9. Данное соотношение показывает, на сколько изменилась длина хода плунжера за счет влияния упругости штанговой колонны и волновых явлений, происходящих в ней.

2. Длина хода плунжера с учетом упругости колонны НКТ S_p = ((S_p/S)S) - (F₀*1/K_r) = 0,9-71 - 2767*1,209*10^-3 = 60,6 дюйма (1,54 м). Первое слагаемое - это длина хода плунжера за вычетом потерь хода за счет упругости штанговой колонны и волновых явлений, происходящих в ней. Второе слагаемое -это потери длины хода за счет упругости колонны НКТ.

3. Подача насосной установки PD = 0,1166*S_pND² =

= 0,1166*60,6*8*1,75² = 173 баррелей/сут. Если получаемая подача насоса не удовлетворяет требуемой подаче, то необходимо изменить соответствующим образом исходные данные для ввода и повторить расчет.

Для того чтобы продолжить расчеты других искомых параметров, также необходимо определить безразмерные параметры и коэффициенты.

1. Вес штанговой колонны в воздухе W = W_rfL = 1,855*3937 = = 7303 фунта (3131 кг).

2. Вес штанговой колонны с учетом потерн ее веса в жидкости W_r = W[1 - (0,128-G)] = 7303 [1 - (0,128-0,9)] = 6462 фунта (2931 кг).

3. Безразмерный коэффициент W_r/SK_r = 6462/22683 = 0,285.

4. Безразмерный коэффициент (определяем в зависимости от N/N₀ и F₀(SK_r)) (рис. 5.40) F₁/SK_r = 0,2.

5. Безразмерный коэффициент (определяем в зависимости от N/N₀ и F₀/(SK_r)) (рис. 5.41) F₂/SK_r = 0,045.

6. Безразмерный коэффициент (определяем в зависимости от N/N₀ и F₀/(SK_r)) (рис. 5.42) F₃/SK_r = 0,14.

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

N/N₀->

Рис. 5.41. Диаграмма определения коэффициента F₂/SK_r для последующего расчета минимальной нагрузки в точке подвеса штанг

Рис. 5.42. Диаграмма определения коэффициента F₃/SK_r для последующего расчета мощности на полированном штоке

Таким образом, вышеприведенные найденные параметры позволяют рассчитать рабочие параметры штанговой скважинной насосной установки.

1. Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг PPRL = = W_r + (F₁/SK_r)SK_r = 6462 + 0,2-22683 = 11000 фунтов (4990 кг). Первое слагаемое - это вес штанговой колонны в жидкости, второе слагаемое - это вес столба жидкости над плунжером и нагрузки, обусловленные силами инерции и вибрации при ходе вверх.

2. Минимальная нагрузка в точке подвеса штанг MPRL = = W_r - (F₂/SK_r)SK_r = 6462 - 0,045-22683 = 5441 фунта (2968 кг). Первое слагаемое - это вес штанговой колонны в жидкости, второе слагаемое - это силы инерции и вибрации при ходе вниз.

3. Мощность на полированном штоке PRHP =

= (F₃/SK_r)SK_rSN-2,53-10^-e = 0,14-22683-71-8-2,53-10^-6 = 4,6 л.с.

4. Вес уравновешивающего груза СВЕ = 1,06 \W_r + — F₀> =

5.7. Исследование глубинно-насосных установок

Основой исследования глубинно-насосных штанговых установок является динамометрирование - метод оперативного контроля за работой подземного оборудования и основа установления правильного технологического режима работы насосной установки.

Суть метода заключается в том, что нагрузку на сальниковый (полированный) шток определяют без подъема насоса на поверхность с помощью динамографа. На бумаге в виде диаграммы записываются нагрузки при ходе вверх и вниз в зависимости от перемещения штока. Записанная диаграмма называется динамограммой.

Оперативный контроль за работой установки по динамограммам включает: определение причин, вызвавших снижение или прекращение подачи насоса; выбор и назначение нужного вида подземного ремонта; проверку качества произведенного ремонта.

При длительном наблюдении за работой установки с помощью динамометрирования подбирают режим работы, обеспечивающий необходимый отбор жидкости при наименьших затратах энергии и наибольшем коэффициенте эксплуатации.

Простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы скважинного насоса имеет форму параллелограмма. По оси ординат в масштабе откладываются нагрузки в точке подвески штанг, а по оси абсцисс - перемещения штока. В реальных условиях на форму динамограммы влияют инерционные силы, возникающие в системе штанга и труба - жидкость, и силы трения.

Расчет элементов теоретической динамограммы и ее совмещение с практической называют обработкой динамограммы.

Для измерения усилий и перемещений по динамограмме необходимо определить нулевую линию, масштабы усилий и перемещения.

Нулевой линией динамограммы называется линия, которую прочерчивает динамограф при отсутствии нагрузки на полированный шток.

Масштаб усилий - значение нагрузки (в кг) при отклонении пишущей точки самописца (пера или луча) по вертикали на 1 мм.

Масштаб перемещений - отношение длины хода полированного штока к длине записанной динамограммы.

Фактическое перемещение полированного штока - расстояние между заданными точками динамограммы, умноженное на масштаб перемещений.

Рассмотрим типовую динамограмму нормальной работы насоса, подготовленную для обработки (рис. 5.43).

Основные показатели, выявляемые при анализе динамограммы, - коэффициенты наполнения насоса и подачи насоса.

Коэффициент наполнения насоса - отношение высоты столба жидкости в рабочей части цилиндра к длине хода плунжера, т.е. отношение длины прямой АГ к длине прямой БВ. В данном случае он равен единице.

Коэффициент подачи насоса - отношение фактической подачи к теоретической или отношение полезной длины хода

р*		* ¹³ >	. 55 ^		в
			Б
А V© > 1	W		У х _
		У.	......		Bi ^	к г
		А 1		к. г	А > ©С 1	к г ^
		<-«->			W S

плунжера к длине хода полированного штока, т.е. отношение длины прямой Б₁В₁ к длине линии А„

ц = Б₁В₁/Аг = 55/68 = 0,87.

По динамограммам можно определить более тридцати различных характеристик работы глубинного насоса и подземного оборудования. На рис. 5.44 приведены типовые динамограммы работы насосов.

Известны динамографы гидравлические, механические и электрические. На рис. 5.45 приведена схема гидравлического карманного динамографа ИКГН-1 (ГДМ-3). Прибор состоит из двух основных частей: измерительной и самописца. Измерительная часть состоит из месдозы 11 и рычага 12. Полость мес-дозы 10, заполненная жидкостью (спиртом или водой), перекрывается латунной или резиновой мембраной, на которую опирается поршень 9.

Гидравлический карманный динамограф приспособлен для включения в нормальные узлы канатной подвески штанг типов ПКН-3, ПКН-5, ПКН-10. Измерительную часть прибора вставляют между траверсами канатной подвески штанг, в которой растягивающие усилия штанг преобразуются в усилия, сжимающие месдозу. При этом рычаг 12 нажимает на поршень 9 и в полости месдозы эти усилия преобразуются в давление жидкости, которое через капиллярную трубку 8 воспринимается манометрической геликоидальной пружиной 7. При увеличении давления пружина разворачивается, и прикрепленное к ней перо 6 чертит линию нагрузки.

Бланк диаграммы прикреплен к столику самописца 5. При движении динамографа вверх нить 1, прикрепленная одним концом к неподвижной части устьевого оборудования, сматывается со шкива 2, заставляя его вращаться вместе с ходовым винтом 3. При этом ходовая гайка вместе со столиком движется вверх по направляющей 4.

В полости винта расположена спиральная возвратная пружина. При ходе вверх пружина заводится, при ходе вниз она раскручивается и возвращает столик в первоначальное положение. Таким образом, столик с бланком повторяет движение сальникового штока в определенном масштабе. Сменные шкивы позволяют записывать перемещение в масштабе 1:15, 1:30, 1:45. Пределы измерения усилий 40, 80 и 100 кН.

В связи с развитием автоматизации и телеуправления в добыче нефти получают распространение различные системы те-лединамометрирования со стационарной установкой измерительных устройств.Существует несколько систем телединамо-

? ?

Рис. 5.44. Типовые динамограммы

I___I

Рис. 5.45. Схема динамографа ГДМ-3

метрирования, различающихся конструкцией датчиков, каналами их связи с динамоскопом и электрической схемой динамоскопа. При осуществлении любой из систем телединамометри-рования на каждом станке-качалке устанавливаются датчики усилий и хода, а на диспетчерском пункте - компьютер с программным обеспечением, позволяющим диагностировать техническое состояние скважинного оборудования.

Зарубежные аналоги динамографа представлены фирмой "Leutert" (Германия). Основным отличием является использование сильфонов вместо пружин измерительного элемента. Фирма "Ehometer" (США) предлагает динамограф, в котором измерения выдаются через (персональный компьютер) ПК типа ноутбук.

Для исследования насосных установок весьма важным является определение уровня жидкости в скважинах, в частности для соответствующего погружения насосного оборудования под уровень.

Статический уровень жидкости - уровень жидкости в остановленной скважине; при этом забойное и пластовое давления равны.

Динамический уровень жидкости - уровень жидкости в действующей скважине (в данном случае с глубинно-насосным оборудованием).

Для определения расстояния от устья до динамического уровня применяются методы звукометрии.

Наиболее распространены различные эхометрические установки, например, ЭП-1 для скважин с давлением в затрубном пространстве 0,1 МПа. Принцип действия этих установок заключается в том, что в затрубное пространство посылается акустический импульс из пневматической или пороховой хлопушки. Этот импульс, отразившись от уровня жидкости, подобно эху возвращается к устью, воздействуя на термофон, и после преобразования и усиления в электрический фиксируется перописцем на движущейся бумажной ленте.

Зная скорость распространения звука в затрубном пространстве, вычисляют расстояние до уровня жидкости Н_дин по формуле

H _ ^H р T _vT

^ндин _ т ^T ур _ УP^,

где Н_р - расстояние до репера, м; Т_р - время прохождения волны до репера, с; Т_ур - время прохождения волны до уровня, с; v - скорость распространения звука в затрубном

пространстве, м/с.

Репер представляет собой обрезки труб большего диаметра, чем НКТ, с целью перекрыть кольцевой зазор на 60-65 %, устанавливаемый на 50-100 м выше предполагаемого уровня. Длина такого отрезка (для скважин с глубиной до 300 м) составляет примерно 5 м. Глубину установки репера проводят по замеру длины НКТ с помощью рулетки.

В последнее время применяют безреперный способ эхоло-тирования насосных скважин. В этих условиях скорость звука определяют расчетными методами по газовому составу среды. Для замера уровней жидкости при избыточном давлении в за-трубном пространстве Ю.А. Балакировым разработан метод волнометрирования. Импульс создается специальным устройством, состоящим из термофона и корпуса с отверстиями, через которые возбудитель сообщается с затрубным пространством скважины.

Волнометрирование выполняется при помощи эхолота ЭМ-52, который позволяет определить динамический уровень в скважинах глубиной до 4000 м при давлении в затрубном пространстве до 7,5 МПа.

Динамо- и эхометры - основные приборы для целей исследования глубинно-насосных установок, кроме того, в затрубное пространство спускают приборы для замера давлений и температур.

На забое и по стволу скважины давление и температуру измеряют с помощью глубинных мано- и термометров, которые объединяют в одном приборе.

Наибольшее распространение получили максимальные глубинные манометры и глубинные манометры с непрерывной записью показаний. Манометры первой группы фиксируют только наибольшее давление в измеряемом интервале и поэтому называются максимальными. Манометры второй группы снабжены часовыми механизмами, обеспечивающими непрерывную запись давления.

Регистрирующие глубинные манометры изготовляют двух типов конструкции: поршневые манометры МГП (табл. 5.22) и геликсные МГГ (табл. 5.23).

В поршневом манометре давление передается исполнительному элементу через поршень, а в геликсном - через винтовую манометрическую пружину-геликс.

Принципиальная схема глубинного поршневого самопишущего манометра МГП приведена на рис. 5.46.

Измеряемое давление при прохождении жидкости через фильтр 5 и манометрическую камеру действует на поршень 3, движущийся в самоуплотняющемся сальнике. Давление, оказы-

Показатель	МГП-3М	МПМ-4	МГН-1
Пределы измерений, МПа	2,5-25	0,1-5	0,2-4
	4-40	0,5-12	0,3-6
		1-18	0,4-8
		1-25	0,8-18
			1 -20
			1,2-25
			1,5-30
Максимальная рабочая температура,	130	60	100
°С
Приведенная погрешность, %	±1,5	±0,5	±0,1+0,25
Габариты, мм:
длина	1658	1460	1800
диаметр	32	25	32
Масса, кг	7,0	2,9	15

Т а б л и ц а 5.23

Техническая характеристика геликсных скважинных манометров

Показатель

МГГ-63/250

МГН-2

Пределы измерений, МПа Максимальная рабочая температура, °С

Приведенная погрешность, % Габариты, мм: длина диаметр Масса, кг

6,3; 16; 25 +100

±0,5

1385

10; 16; 25; 40; 60; 80; 100 +160+250

±0,25-0,4

1500-1800

32-36

ваемое на поршень, уравновешивается натяжением винтовой цилиндрической пружины 4, работающей на растяжение. Один конец пружины укреплен неподвижно, а второй конец жестко соединен с поршнем. Перемещения поршня, пропорциональные воспринимаемому давлению, записываются пером 7 на диаграмме, вставленной в барабан 2, который приводится во вращение часовым механизмом 1. Осевое перемещение поршня с пером и вращательное движение барабана от часового механизма дают на диаграмме запись изменения давления во времени. В качестве рабочей жидкости, заполняющей внутреннюю полость манометрического блока, применяется спиртовой раствор жидкого мыла. Для контроля за температурой в скважине при измерении давления в корпусе прибора установлен максимальный ртутный термометр 6.

Глубинные манометры МГП выпускаются для различных пределов измерения давления, причем наибольший предел -от 0 до 35 МН/м². Предел измерения температур - от 10 до 100 °С.

Рис. 5.47. Схема глубинного гелик-сного манометра МГГ:

I - подвеска для проволоки; 2 -

часовой привод; 3 - ходовой винт;

4 - корпус; 5 - трубчатая пружина (геликс); 6 - стержень; 7 -

капилляр; 8 - сильфон; 9 -

термометр; 10 - входное отверстие;

II - ось (с пером); 12 - барабан (с

бумажным бланком)

Рис. 5.46. Схема глубинного поршневого манометра МГП

Т а б ли ц а 5.24 Техническая характеристика глубинных термометров

Показатель	ТГГ	"Сириус"
Пределы измерения, °С	0-30	0-60
	0-40	20-100
	0-60	40-140 80-180 120-220 150-250
Максимальное рабочее давление, МПа	30	До 100
Приведенная погрешность, %	1,5	0,2-1,0
Габариты, мм:
длина	1500	2000
диаметр	36	32
Масса, кг	6	10

Диаметр манометра 32 мм, поэтому его можно спускать в насосно-компрессорные трубы диаметром 60 мм.

Принципиальная схема глубинного геликсного манометра представлена на рис. 5.47.

Давление среды через отверстие 10 в корпусе прибора действует на сильфон 8, заполненный жидкостью. Внутренняя полость сильфона через канал в стержне 6 и капилляр 7 сообщается с внутренней полостью витой трубчатой (геликсной) пружины 5.

Для штанговой эксплуатации используются манометры МПМ-4, ДЛПМ-2М и термометры типа "Сириус", при этом НКТ должны быть расположены эксцентрично.

По давлению и температуре на забое и различных глубинах по стволу скважины можно судить о характере процесса добычи нефти и состояния скважин (табл. 5.24).

5.8. Обслуживание глубинно-насосных установок

Надежная работа глубинно-насосных установок возможна при правильном подборе оборудования, соответствии технологического режима эксплуатации скважины, качественном выполнении монтажных работ и точном уравновешивании, а также при своевременных профилактических ремонтах и смазках.

В начале эксплуатации станка-качалки необходим контроль за состоянием сборки, крепления подшипников, затяжки кривошипных и верхних пальцев на шатуне, а также за уравновешиванием, натяжением ремней и отсутствием течи масла в редукторе и т.п. Кроме того, следует проверять соответствие мощности и скорости вращения вала электродвигателя установленному режиму работы станка. При подключении электродвигателя необходимо, чтобы кривошипы вращались по стрелке, указанной на редукторе.

В процессе эксплуатации следует регулярно проверять и смазывать узлы станка-качалки и редуктора в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

После пуска в эксплуатацию нового редуктора через 1015 сут необходимо вылить из него масло и промыть керосином или соляровым маслом для удаления частиц металла. При повторном использовании слитого масла его необходимо профильтровать. Наличие масла в редукторе проверяют через контрольные клапаны или щупом. Уровень масла в редукторе должен быть между нижним и верхним контрольными клапанами.

Для механизированной смены смазки в редукторах и подшипниковых узлах станка-качалки следует применять агрегаты АРОК, АзИНМАШ-48 и МЭ-131СК.

Для повышения срока службы механизмов станка-качалки и улучшения энергетических показателей установки особое внимание необходимо уделять уравновешиванию. При работе неуравновешенного балансирного СК в течение каждого двойного хода электродвигатель нагружается неравномерно. Колебания нагрузок отрицательно влияют на прочность станка и приводят к преждевременному выходу из строя электродвигателя .

В редукторных станках-качалках для уравновешивания используются противовесы, установленные на кривошипе и балансире. Их поставляют со станком-качалкой. Число противовесов, необходимых для уравновешивания, определяют по графикам, прикладываемым к инструкции по монтажу и эксплуатации станка-качалки. Для установки противовесов на требуемом расстоянии на кривошипе имеются шкалы, нулевые отметки которых находятся против центра вала.

При кривошипном уравновешивании устанавливают от одного до четырех грузов на каждом кривошипе. Для определения числа грузов, а также нахождения положения этих грузов необходимо пользоваться графиками при кривошипном и комбинированном уравновешивании.

Уравновешивающий момент М_ур (в кН-м) в соответствии с графиками М_ур = f(R) ориентировочно определяется по формуле

^Мур = ^S(Pmx + О,⁵^,

где S - длина хода устьевого штока, м; Р_шт - вес штанг в жидкости, Н; Р_ж - вес жидкости в трубе, вычисленный на полную площадь плунжера скважинного насоса, Н.

Правильность уравновешивания проверяется замером тока электродвигателя на всех режимах откачки с помощью ампер-клещей.

В процессе эксплуатации станков-качалок возможны внеплановые ремонты, вызванные отказами и авариями.

Ремонты станков-качалок подразделяются на два вида: текущий и капитальный.

Текущий ремонт должен обеспечивать работоспособность станков-качалок до их капитального ремонта. При текущем ремонте проверяют состояние станка-качалки и при необходимости заменяют канатные подвески, головки балансира, серьги, шатуны, тормозной шкив и ленты, подшипники, втулки и пальцы, оси; крепежные и стопорные детали, смазку, исправляют погнутости; ликвидируют трещины и отколы; ремонтируют рамы, лестницы и ограждения; проверяют фиксаторы головки; регулируют СК и при необходимости его красят. Ремонт завершается уравновешиванием станка-качалки.

При текущем ремонте редуктора станка-качалки его частично разбирают; проверяют состояние валов, вала-шестерни, шкива, крышек подшипников и при необходимости заменяют изношенные подшипники; регулируют осевой зазор подшипников качения; заменяют изношенные манжеты, уплотнительные кольца, прокладки; исправляют шпоночные пазы валов и зачищают зубья шестерен; заменяют изношенные крепления и стопорные детали; после сборки и смены смазки регулируют легкость вращения редуктора.

Капитальный ремонт кроме работ, перечисленных при текущем ремонте, предусматривает полную разборку узлов и и х ремонт.

Капитальный ремонт станков-качалок выполняется специализированными ремонтно-монтажными бригадами по узловому методу. При этом узел, имеющий негодные детали, заменяют новым или отремонтированным. Замененный узел передают в ремонтную базу для восстановления. Посадочные и присоединительные размеры станков-качалок существующих типов выполняются в пределах допусков, а детали и иглы взаимозаменяемы.

Ремонтно-механические мастерские или базы для этой цели должны иметь запасные узлы всех типоразмеров, находящихся в эксплуатации.

Период работы оборудования между любыми очередными плановыми работами, называется межремонтным периодом (МРП). Для станков-качалок его продолжительность по текущему ремонту равна 2750 ч.

5.9. Техника безопасности при штанговой эксплуатации скважин

Основные положения по технике безопасности при штанговой насосной эксплуатации скважин - ограждение движущихся частей станка-качалок, обслуживание электрооборудования и выполнение требований при ремонте. Серьезные требования предъявляются к оборудованию устья скважины, принятому к серийному производству, к числу которого относятся устьевые сальники типа СУС.

При монтаже и эксплуатации станков-качалок основными требованиями по технике безопасности являются следующие.

1. С К необходимо монтировать под руководством опытного бригадира или мастера при помощи монтажных приспособлений или крана.

2. Все движущиеся части станка должны быть ограждены.

3. При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

4. Запрещается проворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его подкладыванием трубы, лома и других предметов.

5. Запрещается снимать клиновой ремень при помощи рычагов, устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижения электродвигателя.

6. При замене пальцев кривошипа шатун требуется надежно крепить к стойке станка.

7. Осмотр или замену отдельных частей станка следует выполнять при остановке и затормаживании СК.

8. Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что тормоз освобожден, ограждения установлены (закреплены) и нет посторонних людей в опасной зоне.

9. До начала ремонтных работ на установке привод должен быть отключен, а на пусковом устройстве укреплен плакат: "Не включать - работают люди". На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением пускового устройства должен быть укреплен щит с надписью: "Внимание! Пуск автоматический".

10. Устье скважины рекомендуется оборудовать клапаном для предотвращения разлива нефти через сальник при обрыве полированного штока.

Управление электродвигателем станка-качалки обычно проводится упрощенной системой блокировки и защиты. Разработан блок управления БУС-3М, с помощью которого можно осуществлять управление в ручном, автоматическом, дистанционном и программном режимах работы. Он также проводит самозапуск установки после случайного отключения электроэнергии. Блок управления позволяет отключать установку при обрыве клиновых ремней и полированного штока, при заклинивании плунжера насоса и редуктора, а также при резком изменении нагрузки электродвигателя. Отключение установки регулируется по времени срабатывания аппаратуры и отклонению контролируемых параметров.

При обслуживании электропривода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. Скважинная насосная установка перед пуском в эксплуатацию должна быть заземлена. В качестве заземлителя электрооборудования следует использовать кондуктор скважины. При этом кондуктор связывают с рамой станка двумя заземляющими проводниками (сечение каждого 50 мм²), приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для осмотра. Для заземления, кроме каната, используют стальной проводник различного профиля: круглого, полосового, углового и др. Для защиты от поражения электрическим током при обслуживании станка-качалки применяют изолирующие подставки.

EaAgA

••о ••••••о

\elaa a eOeOeAAeiaa EAaA а ае^^0^ёА1А

На современном этапе развития газ рассматривается не только как наиболее благородное и экономичное топливо. Продукция газовых, газоконденсатных и серогазоконденсатонефтяных месторождений является комплексным сырьем для многих отраслей. Из продукции скважин со сложным составом после переработки можно получить:

метан — топливный газ, технологическое сырье в металлургической промышленности и в промышленности строительных материалов;

этан — сырье для производства этилена; пропан — сырье для органического синтеза, хладагент, топливо;

бутан — сырье для органического синтеза, высокооктановая добавка к моторным топливам, топливо;

сжиженный газ (смесь пропана и бутана) — сырье для химической переработки, топливо;

пентан — высокооктановую добавку к моторным топливам;

стабильный конденсат — высокоэффективный аналог нефти;

серу — сырье для производства серной кислоты, удобрений;

сероорганику — растворители, одоранты и т.д.; гелий — стратегическое сырье, широко используемое в аналитической химии, космонавтике и т.д.

В зависимости от условий сбыта и требований потребителя можно получать и смеси различных компонентов, таких как широкая фракция легких углеводородов, нестабильный бензин, гелий-сырец и т.п. Все эти продукты и полупродукты получают на промысловых заводах по переработке продукции скважин. Хотя в основе промысловой переработки ле-

жат известные в нефтехимической технологии массо- и теплообменные процессы, работа промыслового газоперерабатывающего завода протекает в специфических условиях, связанных с особенностями разработки месторождения. К ним относятся изменения объемов переработки сырья в зависимости от периода разработки месторождения, а зачастую и времени года; состава сырья, поступающего на переработку; давления и температуры сырья; количества и состава примесей, поступающих с сырьем в процессе разработки месторождения.

Эти особенности предъявляют особые требования к проектированию промысловых заводов по переработке продукции скважин. Они должны обладать повышенной гибкостью, маневренностью и надежностью.

Промысловые перерабатывающие заводы должны быть естественным элементом системы эксплуатации месторождений газообразного и жидкого сырья. Целевая задача этой системы — максимальное извлечение и доведение до товарной кондиции всех компонентов пластовой смеси при условии соблюдения норм охраны недр и окружающей среды и минимально возможных затратах.

При переработке газоконденсатов с высоким содержанием нафтеновых углеводородов процессы платформинга можно осуществлять с последующей экстрактацией для получения ароматических углеводородов и выделения их концентратов. Один из вариантов такой схемы показан на рис. 5.1, J.

Газоконденсаты с незначительным содержанием нафтеновых углеводородов целесообразно использовать в качестве сырья для пиролиза (рис. 5.1, ). При пиролизе одинако

вых фракций прямогонного бензина из нефти и конденсата суммарный выход олефинов С₂—С₄ практически одинаков. Однако расход водяного пара на пиролиз газоконденсата при прочих равных условиях может быть на 10 % (по массе) ниже, чем при пиролизе нефтяного бензина, что указывает на значительную экономическую эффективность переработки газоконденсата или его фракций таким путем.

При других вариантах группового химического состава газоконденсата схемы переработки могут изменяться с целью максимального извлечения из сырья наиболее ценных продуктов. Возможна и комплексная схема переработки газов и газоконденсата (химического профиля), особенно для таких месторождений, как Оренбургское. В подобных случаях в схему желательно включать комплекс, утилизирующий се-

Рис. 5.1. Поточные с хемы переработки конденсатов с высоким ($) и невысоким (•) содержанием нафтеновых углеводородов (нефтехимический

профиль)

роводород из газа, и другие серосодержащие соединения из конденсата с целью производства элементарной серы высокой чистоты.

5.1. ТОВАРНЫЕ КОНДИЦИИ СУХОГО ГАЗА И СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА

При использовании природного газа и сопутствующих продуктов как топлива или сырья для химической и нефтехимической промышленности к ним предъявляются высокие требования по качеству и ограничению уровня возможного загрязнения окружающей среды при сбросе продуктов сгорания в атмосферу (табл.5.1).

Природный газ и продукты его переработки, направляемые промышленным потребителям, должны отвечать стан-

ТАБЛИЦА 5.1.

Допустимые нормы концентрации компонентов газа

	Допустимые нормы загрязнения воздушного бассейна, мг/м³
Компонент	Особо охраняемые территории		Прочие территории
	средняя за 24 ч	допустимый максимум	средняя за 24 ч	допустимый максимум
Аммиак	0,20	0,20	0,50	1,50
Бензин	1,50	5	80	240
Фенол	0,01	0,01	0,20	0,60
Фториды	0,01	0,03	0,03	0,10
Двуокись серы	0,15	0,50	0,50	1,0
Сероводород	0,008	0,008	0,15	0,30
Серная кислота	0,10	0,30	0,10	0,30
Хлор	0,03	0,10	0,30	0,60
Сажа	0,05	0,05	0,10	0,10
Двуокись азота	0,085	0,085	0,15	0,50
Свинец	0,0007	0,0007	0,001	0,002
Окись углерода	1,0	3,00	2,00	6,00

дартам или техническим условиям их транспортировки, хранения, поставки и использования. Прием товарных продуктов по качественным показателям производят в пунктах сдачи поставщикам. В случае несоответствия их качества установленным стандартам или ТУ обычно проводят повторные определения качества. Порядок разрешения спорных вопросов по показателям качества товарных продуктов устанавливается по договоренности между поставщиком и потребителем в соглашениях на поставку. При невозможности двустороннего разрешения спорные вопросы решают в арбитражном порядке.

Природный газ. Технические условия или стандарты на природный газ, подаваемый потребителям, должны отражать допустимое содержание сероводорода, воздуха или кислорода, углекислого газа, окиси углерода, допустимую влагонасы-щенность, содержание твердых примесей и других компонентов, теплотворную способность и т.д. Различают требования, предъявляемые к природным газам, подаваемым в магистральные газопроводы и коммунально-бытовым потребителям. Спецификации на поставку газа включают один или несколько показателей технических условий или стандартов, в основном теплотворную способность и плотность природного газа (табл. 5.2).

ТАБЛИЦА 5.2

Основные требования, предъявляемые к природным газам, используемым промышленными и бытовыми потребителями

	Газ
Показатели	подаваемый в газопроводы	для потребления
Теплота сгорания, кДж/м³	Регламентируется по	регионам. Допус-
	кается отклонение ±10 % от номинальной
	низшей теплоты сгорания
Содержание сероводорода, мг/м³, не более Точка росы, °C:	20	20
летом	5 _-1 •I- 0	—
зимой Объемная доля кислорода, %, не более	-5 ф —25
Содержание механических примесей, мг/м³, не более	1	1
Содержание окиси углерода,	1 — 3	1
мг/м³, не более		2
Запах	Должен ощущаться воздухе 1 % газа	при содержании в

При отборе проб газа для контроля качества должны быть соблюдены условия, исключающие попадание воздуха и посторонних примесей.

Содержание воды в газе определяют по точке росы для данного давления. С помощью номограммы влажности природных газов по значениям точек росы и давления можно определить содержание воды в газе.

Точку росы газа можно определить конденсационным методом. Приборы, основанные на этом методе измерения, состоят из камеры давления с термометром и зеркалом. При охлаждении камеры начало конденсации определяют визуально, а точку росы — по термометру. Указанным способом измеряют точку росы природных газов по воде и тяжелым углеводородам.

При непрерывном измерении точки росы природного газа по воде применяют приборы, основанные на определении электропроводности гигроскопической соли. Поглощенная влага электролитическим способом разлагается на водород и кислород. Сила тока электролиза (чем выше влажность, тем больше сила тока) является мерой содержания воды в анализируемом природном газе.

Содержание тяжелых углеводородов в природном газе можно рассчитать по составу газа, а также с помощью малых низкотемпературных конденсационных установок. Плотность газа определяют взвешиванием и сравнением его с массой того же объема воздуха.

Для оценки содержания кислых газов — сероводорода, двуокиси углерода, сероуглерода, меркаптанов — в природном газе используют сорбционные методы. Количество механических примесей определяют с помощью стандартных фильтров (пропуском анализируемой пробы газа через этот фильтр).

Конденсат. Конденсаты различных месторождений заметно отличаются по фракционному составу. Различают метановые (или парафиновые) конденсаты, нафтеновые и ароматические по преимущественному содержанию соответствующих углеводородов. Стабильность или нестабильность конденсата, содержащего наряду с С_{5 +} более легкие компоненты, определяют по упругости его паров и объему выкипания при температуре 323 К и атмосферном давлении (от 25 до 85 %). Температура конца кипения большинства конденсатов составляет 423 — 463 К, а иногда превышает 573 К (для месторождений с нефтяной оторочкой). Упругость пара стабильного конденсата должна обеспечивать возможность хранения его в жидком состоянии при температуре до 310,8 К и атмосферном давлении. Такие параметры конденсата, как плотность, концентрация примесей, цвет, содержание серы и парафина, определяют стандартными методами, используемыми для анализа нефти и нефтепродуктов. Содержание серы оценивают по коррозионной активности на медной пластинке. Количество воды в конденсате допускается в пределах 1—2 %.

Жидкие продукты газоперерабатывающих предприятий — этан, пропан, бутан, пропан-бутан, широкая фракция углеводородов — характеризуются такими показателями, как упругость паров, плотность, содержание легких фракций, цвет, содержание примесей и воды (табл. 5.3).

Товарный пропан — жидкость, содержащая 95 % пропана или пропилена, упругость паров которой при температуре

310,8 К не превышает 1,5 МПа. Допустимое содержание бута-нов 1—2 %; содержание этана ограничивается максимальным давлением паров. Предъявляемые к товарному пропану требования по коррозионной активности, содержанию серы, влажности и плотности регламентируются техническими условиями на его поставку. Если пропан используют в качестве моторного топлива, в нем ограничивают допустимое содержание пропилена.

Товарный бутан — жидкость, содержащая в основном бу-таны или бутены и имеющая упругость паров не более

0,5 МПа при температуре 310,8 К. При атмосферном давлении температура испарения 95 % (по объему) товарного бутана не должна превышать 274,2 К. Требования по ограничению примесей в товарном бутане аналогичны требованиям, предъявляемым к товарному пропану.

Пропан-бутановая смесь. Упругость паров пропан-бутано-вой смеси или сжиженного газа при температуре 310,8 К не должна превышать упругость паров пропана (см. табл. 5.3).

ТАБЛИЦА 5.3

Температура и давление хранения углеводородов в жидком состоянии

Этан		Пропан		Бутан
T, К	р, МПа	T, К	р, МПа	T, К	р, МПа
283	3,2	283	0,65	283	0,15
305,2	4,9	310,8	1,3	310,8	0,37
-	—	338,6	2,5	338,6	0,77
—	—	366,3	4,23	366,3	1,4
-	—	369,7	4,3	394,1	2,4
—	—	—	—	421,9	3,7
—	—	—	—	424,7	3,9

Температура испарения 95 % сжиженного газа близка к температуре испарения бутана. Сжиженный газ, используемый в качестве топлива для коммунально-бытовых потребителей, имеет упругость паров 0,9 МПа при температуре 310,8 К. При этом обеспечивается достаточная летучесть газового топлива.

Этан, извлекаемый из природных газов, используют в химической промышленности для получения этилена. Содержание метана в этане не должно превышать 2 %; в таком случае его выгодно применять в нефтехимии.

При извлечении товарных продуктов из природного газа обычно исходят из положения, что целесообразно получать индивидуальные углеводороды. Впоследствии в зависимости от технических условий на поставку товарных продуктов осуществляют необходимое смешение компонентов, добиваясь требуемого состава продукта поставки.

В зависимости от требуемой упругости паров к конденсату может быть добавлено определенное количество бутанов или пропана, чтобы обеспечить технические условия поставки конденсата потребителям. В тех случаях, когда упругость паров товарных продуктов недостаточна, производят их фракционирование для удаления более тяжелых компонентов.

5.2. МЕТОДЫ ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ И ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА

На промысле газ обрабатывают до определенной кондиции для обеспечения условий его транспортирования, извлечения углеводородного конденсата и других компонентов.

В практике распространены три промысловых способа обработки газа:

1) низкотемпературный, предназначенный для извлечения жидких углеводородов и влаги охлаждением пластового сырья;

2) абсорбция — для извлечения жидких углеводородов и воды поглощающими жидкостями (маслами, гликолями);

3) адсорбция — для извлечения жидких углеводородов и воды твердыми поглотителями.

Низкотемпературный способ разделения газов позволяет извлекать тяжелые углеводороды и осушать газ при транспортировании однофазного компонента до необходимой точки росы по влаге и углеводородам. На практике применяют одну из модификаций низкотемпературного способа — низкотемпературную сепарацию (НТС), при которой получают относительно невысокие перепады температур как за счет использования энергии избыточного пластового давления (путем дросселирования газа), так и искусственного холода. В то же время эффект дросселирования газа, как правило, недолговечен, так как давление по мере истощения залежи падает. Адиабатическое или политропическое расширение газа в детандерах (поршневых или турбинных) должно обеспечивать получение дополнительных источников холода и тем самым продлевать срок службы установок НТС, однако при наличии в газе воды и конденсата надежная их работа затруднена. В таких случаях устанавливают дополнительные газовоздушные, газоводяные и газоконденсатные теплообменники.

Применение искусственного холода (холодильных машин) в установках НТС позволяет обрабатывать газ в течение всего периода разработки месторождения, но при этом капиталовложения в обустройство промысла увеличиваются примерно в 1,5 — 2,5 раза.

Основной недостаток НТС — необходимость перестройки установок в процессе разработки и низкая степень извлечения жидкости.

Абсорбция — избирательное поглощение газов или паров жидкими поглотителями — абсорбентами. При этом происходит переход вещества или группы веществ из газовой или паровой фазы в жидкую. Абсорбция — избирательный и обратимый процесс. Переход вещества из жидкой фазы в паровую или газовую называется десорбцией. Обычно оба процесса объединяются в один производственный процесс.

При десорбции (проводимой после абсорбции) целевой компонент выделяется из жидкого поглотителя. Очевидно, что условия протекания абсорбции и десорбции прямо противоположны. В процессе абсорбции происходит растворение газа (пара) в жидкости; этому способствуют повышение давления и снижение температуры. При десорбции газ выделяется из раствора; этому способствуют понижение давления и повышение температуры. Абсорбент, поглотивший в процессе абсорбции целевые компоненты, называется насыщенным, или отработанным. Абсорбент, освобожденный в результате десорбции от целевых компонентов, называется регенерированным и после охлаждения может быть снова возвращен насосом на абсорбцию. Таким образом, получается замкнутая абсорбционно-десорбционная система.

Примером абсорбционного процесса может служить гликолевая осушка природного газа. В процессе абсорбции гликоль (ДЭГ, ТЭГ) поглощает пары воды из природного газа. В ходе десорбции из раствора гликоля удаляются пары воды, поглощенные им из газа. Регенерированный раствор снова возвращается в абсорбер.

Абсорбционный способ обработки газа широко применяют на установках гликолевой осушки, аминовой очистки газа от кислых газов (СО₂ и H₂S), а также на маслоабсорбционных установках ГПЗ, ГБЗ, ГФУ, установках стабилизации конденсата и т. д. Этот способ позволяет осуществлять более полное, чем НТС, извлечение тяжелых углеводородов с получением целевых продуктов.

Адсорбция — поглощение вещества поверхностью твердого поглотителя, называемого адсорбентом. Поглощающая способность поверхности объясняется особым состоянием молекул на границе раздела. Внутри фазы каждая молекула испытывает практически одинаковую по всем направлениям силу притяжения других молекул этой фазы. Молекулы же, расположенные на границе раздела фаз, испытывают неодинаковые силы притяжения молекул, находящихся в разных фазах. Если результирующая сила притяжения направлена внутрь данной фазы, то особое состояние ее поверхности проявляется в способности поверхностного слоя притягивать, поглощать молекулы из другой фазы, находящейся в контакте с этим слоем.

Адсорбция, сопровождающаяся образованием химической связи между молекулами адсорбируемого вещества (адсорба-та) и молекулами адсорбента, называется хемосорбцией (химической адсорбцией). Адсорбция, не сопровождающаяся образованием химического соединения, носит название физической адсорбции. Последняя обусловливается силами взаимного притяжения молекул. Эти силы часто называют Ван-дер-Ваальсовыми, а физическую адсорбцию — Ван-дер-Ваальсо-вой. При физической адсорбции связь адсорбата с адсорбентом менее прочна, чем при хемосорбции. Изменение внешних условий процесса (давления и температуры) приводит к нарушению связи между молекулами адсорбата и адсорбента, и начинается процесс десорбции — удаление молекул адсорбата с поверхности адсорбента.

В качестве адсорбентов (поглотителей) применяются твердые вещества, имеющие большую удельную поверхность, отнесенную обычно к единице массы вещества. Удельная поверхность адсорбентов колеблется от сотен до десятков сотен квадратных метров на грамм в зависимости от вида и сорта адсорбента. В технике широко применяются адсорбенты с удельной поверхностью 600 — 800 м²/г.

Адсорбционный способ разделения газов широко используют для осушки и отбензинивания газов в северных районах страны, где требуется минимальное значение точки росы обрабатываемого газа.

С помощью установок короткоцикловой адсорбции самостоятельно или в сочетании со схемой предварительной обработки газа на установке НТС осуществляют одновременно осушку и отбензинивание газа.

Ректификация — разделение бинарных или многокомпонентных жидких, а также паровых смесей на практически чистые компоненты или их смеси, обладающие определенными заданными свойствами. Процесс разделения осуществляется в колонных аппаратах в результате многократного контакта неравновесных потоков пара и жидкости. Характерная особенность ректификации — условия формирования неравновесных потоков пара и жидкости: они формируются из поступившего питания вследствие различной температуры кипения компонентов. Здесь не используется независимый от питания поток жидкости (абсорбента), как в процессе абсорбции.

При разделении паровых смесей неравновесный поток жидкости (жидкостное орошение) образуется в результате полной или частичной конденсации уходящего после контакта потока пара.

При разделении жидких смесей неравновесный паровой поток (паровое орошение) образуется частичным испарением уходящей после контакта жидкости. В результате контакта неравновесных потоков пар обогащается легколетучими, а жидкость — тяжелолетучими компонентами за счет взаимного перераспределения между фазами. Принципиальная схема процесса ректификации изображена на рис. 5.2.

Ректификационная колонна в отличие от абсорбера состоит из двух частей (секций). Питание F (сырьевой поток) подается не вниз колонны, как в абсорбере, а в среднюю часть — секцию питания. Сырье F может поступать в секцию питания в виде жидкости, паров или смеси паров и жидкости. Часть колонны, расположенная выше ввода сырья, называется концентрационной или укрепляющей секцией, часть колонны, расположенная ниже ввода сырья, — отгонной (отпаривающей) или исчерпывающей секцией.

Рис. 5.2. Принципиальная схема процесса ректификации

В обеих частях колонны пр отекает один и тот же процесс ректификации. Для его осуществления из верхней части колонны отводится (различными способами) теплота Q_d, пары подвергаются конденсации и частично возвращаются в колонну.

Это поддерживает в верхней части колонны определенную температуру и создает поток жидкости (флегма или орошение), контактирующей с парами, поступающими снизу колонны.

В нижнюю часть колонны подводится теплота Q _в, часть жидкости испаряется, и в отгонной части образуется поток паров. Паровой поток, поднимающийся снизу, оказывается более нагретым и обогащенным тяжелолетучими компонентами, чем жидкостный поток, идущий сверху. При взаимодействии этих неравновесных потоков происходит тепло- и массообмен. Тяжелолетучие компоненты переходят в жидкостный поток, а легколетучие — в паровой. В результате из верхней части колонны отводятся пары, обогащенные легколетучими компонентами, а из нижней — жидкость, обогащенная тяжелолетучими компонентами.

Экстракция — извлечение одного или нескольких растворенных веществ из одной жидкой фазы другой, практически не смешивающейся с первой. Примерами процесса экстракции могут служить отмывка водой метанола из конденсата, осушка углеводородных жидкостей гликолем, извлечение щелочью меркаптанов из конденсата и т.д.

Собственно процесс экстракции складывается из смешения исходной смеси с экстрагентом для создания тесного контакта между ними и отстоя и разделения двух несмеши-вающихся жидких фаз — экстракта и рафината.

Процесс экстракции проводят обычно при температуре окружающей среды.

Выбор метода обработки зависит от следующих факторов:

фракционного состава газа и наличия в нем конденсата

содержания воды в газе (насыщение газа парами воды и вынос пластовой воды);

содержания в газе неуглеводородных компонентов — сероводорода, углекислоты и органических кислот; давления и температуры газа на устье скважины; климатических и почвенных условий в районе данного месторождения и по пути транспортирования газа по магистральным газопроводам;

запасов газа и срока разработки месторождения; потребностей в различных компонентах газа.

Для обработки газа чисто газовых месторождений используют абсорбционный или адсорбционный метод осушки с целью предотвращения образования гидратов в магистральных газопроводах. При обработке газа газоконденсатных месторождений необходимо, кроме обеспечения точки росы по воде, извлекать конденсат и другие компоненты, являющиеся сырьем для химической и нефтеперерабатывающей промышленности.

С целью более полного извлечения конденсата, пропан-бу-тановой фракции и этана применяют абсорбционный и адсорбционный способы, а также метод низкотемпературной конденсации (до минус 90—120 °C). При содержании конденсата более 100 см³ в 1 м³ газа используют низкотемпературную абсорбцию с применением углеводородного конденсата в качестве сорбента.

На газовых и газоконденсатных месторождениях, в продукции которых содержится H₂S, методы промысловой обработки газа предусматривают очистку газа от сероводорода и углекислоты. Кроме того, в специальных установках из него извлекается сера, как правило, с помощью процесса Клаусса.

5.2.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПРОМЫСЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ГАЗА С ПОМОЩЬЮ НТС

Принципиальная технологическая схема низкотемпературной сепарации приведена на рис. 5.3. Сырой газ из скважины поступает на установку комплексной подготовки (УКПГ), где после предварительного дросселирования (или без него) направляется в сепаратор первой ступени 3 для отделения от капельной жидкости. Затем газ направляется в теплообмен-

ГР-ix*-ГРНХ1-ГР —JX~

ёЁЙ. 5.3. йх1Й1Й„Ё'АЙНй ОхАЙ Qie:

I — газ сырой; II — газ осушенный; III — конденсат нестабильный; IV — конденсат стабильный; V — газ топливный; VI — гликоль насыщенный; VII — гликоль регенерированный; VIII — клапан регулирующий; IX — штуцер регулирующий; X — диафрагма замерная; XI — счетчик;

XII — газ выветривания

ник 5 для охлаждения газом, поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного сепаратора 7. Оттуда газ через эжектор 6 или штуцер поступает в низкотемпературный сепаратор 7, в котором в результате понижения температуры в теплообменнике и на штуцере (эжекторе) из него выделяется жидкость. Осушенный газ поступает в теплообменник 5, охлаждает продукцию скважины и направляется в промысловый газосборный коллектор.

Нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора (например, диэтиленгликоля — ДЭГ), предотвращающий гид-ротообразование, из сепаратора первой ступени 3 поступают в конденсатосборник 4 и далее в емкость 10. Здесь происходит разделение конденсата и водного раствора ДЭГ. Затем конденсат под своим давлением через теплообменник 9 подается в поток газа перед низкотемпературным сепаратором, а водный раствор ДЭГ направляется через емкость 11 и фильтр 12 для очистки от механических примесей в регенерационную установку 13, после чего регенерированный гликоль из установки с помощью насоса 19 подается в шлейфы для предотвращения образования гидратов в них.

Поток нестабильного углеводородного конденсата и водного раствора ДЭГ направляется в разделительную емкость 15 через межтрубное пространство теплообменников, где ох -лаждает нестабильный конденсат, поступающий из емкости

10 для впрыскивания в газовый поток. Водный раствор гликоля через фильтр поступает в установку регенерации 14, после чего насосом 19 подается в газовый поток перед теплообменником 5. Конденсат из разделительной емкости 15 направляется через межтрубное пространство теплообменника 18 в деэтанизатор 16. Установка деэтанизации состоит из тарельчатой колонны, печи и теплообменника. Заданная температура в нижней части деэтанизатора поддерживается с помощью теплообменника 18, в котором стабильный конденсат (нижний продукт деэтанизатора), подогретый в печи 17 до температуры 160 °C, отдает тепло насыщенному конденсату, поступающему из емкости 15. Охлажденный стабильный конденсат подается в конденсатопровод. По схеме предусматривается также ввод части холодного нестабильного конденсата на верхнюю тарелку стабилизатора. В этом случае деэтанизатор работает в режиме абсорбционно-отпарной колонны.

Если предусматривается транспортирование конденсата в железнодорожных цистернах, то стабилизация его осуществляется в ректификационной колонне, работающей в режиме либо частичной, либо полной дебутанизации.

Газ выветривания (дегазации) из емкости 15 и газ деэтани-затора 16 через штуцер поступают в общий поток. Если давление недостаточно, то предусматривают установку компрессора 8. Газ дегазации из емкости 10 также возвращается в общий поток под своим давлением. Периодический контроль за дебитами газа и жидкости осуществляется с помощью сепаратора 1, на выкидной линии которого установлены замерная диафрагма и конденсатосборник-разделитель 2 со счетчиками.

Если на устье скважины температура газа достаточно высока и на его пути до газосборного пункта гидраты не образуются, то схема подготовки газа упрощается.

На период добычи, когда требуются дополнительные источники холода на установке НТС для обеспечения требуемой точки росы газа, в схеме вместо штуцера устанавливают турбодетандер, использование которого дает эффект по снижению температуры в 3 — 4 раза больше, чем при обычном дросселировании. В этом случае в схеме предусматривается сепаратор второй ступени, предназначенный для отделения жидкости от газа, поступающего в турбодетандер. Осушенный газ из межтрубного пространства теплообменника 5 поступает на прием компрессора, установленного на одном валу с турбодетандером, и далее в промысловый коллектор.

Возможны модификации описанной схемы в соответствии с конкретными условиями. В частности, дополнительно к теплообменнику 5 устанавливают воздушный или водяной холодильник.

По мере снижения пластового давления для поддержания постоянной температуры сепарации газа на установках НТС требуется последовательное увеличение поверхности теплообменников, что приводит к необходимости перестройки установки. Однако наступает такой период, когда это становится нерациональным. В таком случае вводят холод извне либо применяют другие способы подготовки газа.

Эффективность работы установок НТС любого типа определяется правильностью выбранного технологического режима эксплуатации скважины. В проектах разработки за оптимальное давление сепарации на газоконденсатных месторождениях принимают давление максимальной конденсации, которое для каждого состава газа находят экспериментальным путем. Для обеспечения однофазного движения газа по магистральным трубопроводам температура сепарации определяется условиями по трассе трубопровода, для извлечения конденсата — заданной степенью извлечения целевых компонентов.

Рис. 5.4. Схема экспериментальной установки для исследования низкотемпературной сепарации газа

Впервые в отечественной газовой промышленности установка НТС была сооружена на скв. 30 Шебелинского месторождения (рис. 5.4).

Газ из скважины проходит по внутренней трубе теплообменника системы "труба в трубе" 1 и попадает в циклонный сепаратор первой ступени 2. Оттуда газ поступает в регулируемый штуцер 3, где его температура и давление понижаются. Затем газ направляется в сепаратор второй ступени 4, откуда может поступать или в теплообменник 1, или по крайнему правому манифольду в сепараторы 7, в зависимости от того, какая из задвижек 5 в данный момент перекрыта.

Если перекрыта задвижка на манифольде, то холодный газ попадает в межтрубное пространство теплообменника 1 и понижает температуру газа, идущего со скважины к регулируемому штуцеру 3. Затем холодный газ, пройдя теплообменник и незначительно нагревшись в нем, поступает в сепараторы 7, а из них — в замерную линию. Удаление конденсата и воды из сепараторов 2, 4 и 7 производится открытием вентилей в отстойник 8, из которого конденсат сливается в емкость 9, а вода выливается на землю.

Для предупреждения образования гидратов после штуцера 3 в систему подают метанол из бачка 6.

В процессе исследований измеряли дебит газа, количество воды и конденсата, температуру и давление. Температура газа измерялась в шести точках: t_j —t₆, а давление газа в четырех точках: p_j — p₄ (см. рис. 5.4).

В дальнейшем установки НТС получили широкое распространение на газоконденсатных месторождениях Краснодарского края, однако технологический режим их работы часто нарушался при отрицательных температурах из-за образования гидратов.

5.3. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ПРИ ОБРАБОТКЕ ГАЗА,

И ЕГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

Для отделения от природного газа влаги, конденсата и частиц породы применяют различные сепараторы, которые можно подразделить по принципу их работы на следующие типы:

1) гравитационные, в которых главную роль при отделении примесей играет сила тяжести;

2) основанные на использовании сил инерции;

3) сепараторы с насадками, в которых используются силы адгезии;

4) смешанного типа, основанные на одновременном использовании сил инерции, тяжести и адгезии.

Наряду с механическими применяют гидравлические способы очистки газа, в которых частицы отделяются при пропускании газа через различные масла.

Наибольший интерес представляют комбинированные способы, основанные на сочетании различных принципов работы аппаратов. При этом степень очистки газа достигает 97 %.

Теория сепарации еще не разработана до такой степени, чтобы можно было определить эффективность работы сепараторов для конкретных промысловых условий. Поэтому расчет сепараторов обычно проводят для несколько упрощенных случаев. При этом следует учитывать, что жидкость в вертикальном и горизонтальном потоках движется в основном по стенкам труб. Если скорость газа значительна на поворотах труб, а также при входе в сепаратор, то часть жидкости, отрываясь от стенок, переходит в капельно-распыленное состояние. В последующем из капель на стенках труб снова может образоваться пленка. При движении газа с жидкостью в сепараторах объем капельной жидкости также существенно меняется из-за многочисленных изменений направления, а также наличия сужений и расширений газовой струи. Кроме того, необходимо учитывать неравномерность подачи жидкости в сепаратор при определенных структурах движения газожидкостных смесей по стволу скважины и в шлейфах.

5.3.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГРАВИТАЦИОННЫХ СЕПАРАТОРОВ

При технологических расчетах сепараторов скорость движения частиц примесей и газа в вертикальном направлении обычно принимают постоянной. Считают также, что все частицы, отделяемые в сепараторах, имеют шарообразную форму и что в процессе сепарации не происходит ни их дробления, ни коагуляции. При этом скорость газового потока считается пропорциональной отношению площадей сечения трубы и сепаратора.

Газ, входя в сепаратор, несет с собой частицы с определенной скоростью. В сепараторе и скорость газа, и скорость частиц изменяется.

В общем случае сила, действующая на частицу в стационарном потоке газа, может быть выражена зависимостью

P = G - Rcosa,

(5.1)

где P — сила, двигающая частицы, H; G — вес частицы, H; R — сила сопротивления, H; а — угол между направлениями

R и G.

Сила тяжести всегда направлена вниз. Сила сопротивления в зависимости от направления потока газа может иметь различные направления. В случае вертикального потока в зависимости от того, будет ли струя направлена вверх или вниз, cosa = ±1. При осаждении частиц важно знать скорость частицы относительно стенок сепараторов, так как этим определяется эффективность отделения. Частицы будут уноситься потоком газа, если скорость частиц w будет меньше скорости потока v. Причем частицы будут двигаться вверх со скоростью w,j = v — w. Если w = v, то w,j = 0, т.е. частицы находятся в газовом потоке во взвешенном состоянии. Выпадение частиц происходит, когда w > v, при этом скорость w, будет равна разности w — v.

Скорость движения частиц в сепараторах определяют по формуле Стокса

(5.2)

1,8[i(p, T)

где w — относительная скорость движения частицы, м/с; d — диаметр частицы, м; р_ч — плотность частицы, кг/м³; р_г — плотность газа при рассматриваемых давлениях p и температуре T, кг/м³; и — абсолютная вязкость газа при тех же условиях, Па • с; д — ускорение свободного падения (д = = 9,8 м/с²).

Для частиц размером от 0,3 до 0,8 мм скорость осаждения

И ' Рг'

(5.3)

Для частиц размером более 0,8 мм скорость осаждения согласно формуле Ньютона

(5.4)

Рис. 5.5. Зависимость скорости осаждения w от диаметра капель воды при разных давлениях

Формулы (5.1) — (5.3) справедливы для расчета скорости осаждения шарообразных частиц. На рис. 5.5 показан график зависимости скорости осаждения w от диаметра капель воды для разных давлений, построенный по этим формулам.

Для всего диапазона встречаемых на практике размеров частиц различной конфигурации скорость осаждения можно определить по формуле

% ^aV ⁽ + ⁴^d(p₄ ^-p_T⁾g ^а*и (55)

w =

2dp_rP*j ³Р_Гp* 2dp_rp*

где а* и в* — коэффициенты сопротивления, соответственно равные: для шаров а* = 24 и в* = 0,44, для круглых пластинок а* = 17,4 и в* = 1,1.

При конфигурации частицы, отличающейся от шара, в расчетах принимается эффективный диаметр частиц.

Приведенные формулы справедливы для установившейся скорости движения частиц. На практике при входе газа в сепаратор скорость газа и частиц меняется. За время пребывания в сепараторе скорость осаждения частиц не достигает постоянного значения. Это следует учитывать при расчетах сепараторов [см. формулу (3.2 J)].

5.3.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ИНЕРЦИОННЫХ СЕПАРАТОРОВ

При расчете сепараторов с учетом только массы осаждающихся частиц размеры аппаратов получают значительными, что обусловливает большой расход металла. Из инерционных сепараторов чаще применяют те, принцип действия которых основан на использовании центробежных сил. Такие сепараторы называют циклонными (рис. 5.6). Газ, тангенциально поступающий через входной патрубок, в сепараторе приобретает вращательное движение и направляется вниз по винтовой линии к вершине конуса. Жидкость со стенки циклона (устройство для отделения частиц от газа) стекает вниз. При выводе расчетных формул обычно принимают, что частицы газа вращаются с одинаковой угловой скоростью аналогично вращению твердого тела. Вращательное движение газа характеризуется тем, что в центральной части сепаратора статическое давление минимально. Чем выше скорость, тем больше разность давлений в этой части, а также на периферии. Газ и частицы, поступая в сепаратор, сохраняют первоначальное направление, прижимаются к стенкам цилиндра и закручиваются в нисходящую спираль. По достижении вершины конуса вращающиеся слои газа поворачиваются к оси сепаратора, меняя направление, и начинают двигаться к выходной трубе в виде вертикального восходящего вихря. Частицы примесей, двигаясь по стенкам сепаратора, достигают отстойника,

в котором осаждаются.

Рост скорости газа приводит к увеличению разряжения в центральной части циклонного сепаратора и появлению силы, тянущей осевшую пленку к выходной трубе. Таким образом, в подобных сепараторах, кроме вращательного, пр о-исходит движение, направленное вдоль его оси. Причем продольное движение у стенок цилиндра и конуса направлено вниз, а в центральной части — вверх.

Теория расчетов циклонных сепараторов основана на предположении, что центробежная сила, действующая на частицу, равна силе сопротивления, которое оказывает газ, препятствуя ее движению в радиальном направлении. Скорость движения частиц в циклоне w_ч в зависимости от размера их по аналогии с действием силы тяжести можно определить по следующим приближенным формулам: для мелких частиц

,2 2 d Р _ч^ r

1, 8^g

(5.6)

для средних частиц

п /тол 1,14 0,71 0,29

0,408d Р д

_ч_

w _ч =

0,43 0,29 И Р г

для крупных частиц

Здесь r — расстояние в радиальном направлении от оси циклонного сепаратора до частицы, м; w — угловая скорость газа, v"^J с; остальные обозначения те же, что и в формуле

(5.J).

Из формулы (5.7) следует, что скорость движения частиц в циклонном сепараторе зависит не только от его диаметра и состояния среды, но и от конструкции и размеров самого сепаратора. В этом состоит главное отличие центробежной сепарации от гравитационной.

При отделении жидкости в циклонных сепараторах не следует допускать больших скоростей движения газа, при которых происходит дробление жидкости на мелкие капли и ее вынос. Для каждого циклона имеется своя оптимальная скорость сепарации.

На практике гидравлический расчет циклонного сепаратора сводится к определению его диаметра. Остальные размеры конструктивно зависят от этого диаметра.

Диаметр определяют по формуле

(5.9)

где Q — дебит газа при стандартных условиях, тыс. м³/сут; р — плотность газа при стандартных условиях, кг/м³; (p_J —

— р₂) — потери давления в сепараторе, МПа; р_ср — абсолютное среднее давление, МПа; T — температура газа в сепараторе, К; z — коэффициент сверхсжимаемости, определяемый при р_ср и Т_ср в сепараторе; р_ст = 0,J0 J3 МПа; Т_ст = 293 К.

5.3.3. СЕПАРАТОРЫ С НАСАДКАМИ

Основной элемент этого вида сепаратора — насадка. На практике широко распространены жалюзийные насадки, конструктивно представляющие собой набор пластин различной конфигурации.

Частицы жидкости, содержащиеся в потоке газа, набегающем на пластины, ударяются о них и прилипают. По мере накопления на пластинах жидкость стекает в нижнюю часть сепаратора, откуда периодически удаляется через специальные патрубки.

Рис. 5.8. Зависимость w от p при коэффициенте vHOca жидкости K_v, %:

1 - 1,0; 2 - 0,1; 3 - 0,01; 4 - ^У0,001

Насадка, с одной стороны, не должна создавать больших гидравлических сопротивлений потоку, а с другой - иметь достаточно развитую поверхность для улучшения условий отделения жидкости от газа.

Рис. 5.7. Зависимость K_v от A

Технологический расчет такого сепаратора сводится к определению скорости набегания потока газа на жалюзи, при которой частицы жидкости интенсивно прилипают к пластинам, но при этом не происходит срыва и дробления капель жидкости, осевшей в насадке.

Расчет жалюзийной насадки выполняют с помощью приведенного на рис. 5.7 графика, на котором дана зависимость коэффициента уноса жидкости К_у от параметра Л:

(5.10)

g²6(р'

^G2

1 00,

(5.11)

G" + G2

К_у =

где w - скорость движения газа, м/с; 6 - поверхностное натяжение на границе раздела газа и жидкости, H/м; р', р" -плотность соответственно жидкости и газа, кг/м³; G” - массовый расход газа, кг/м³; G '₂ - массовый расход жидкости после сепаратора, кг/м³.

По графику, приведенному на рис. 5.8, определяют скорость потока газа как функцию давления в сепараторе и коэффициента уноса жидкости.

На газопроводах, а иногда и у скважины устанавливают водосборники, предназначенные для улавливания и удаления основной массы сконденсировавшейся влаги и других примесей. Они практически ничем не отличаются от горизонтальных сепараторов, но размещают их в зависимости от рельефа местности обычно в пониженных местах.

Одна из конструкций горизонтального водосборника, применяемая на первых отечественных газопроводах, приведена на рис. 5.9.

Водосборники горизонтального типа врезают в газопровод

1. Скапливающуюся в водосборнике 2 воду и другие примеси периодически продувают через рабочие вентили 4.

В холодное время года перепускной вентиль 6 должен быть все время открыт во избежание подъема жидкости в вертикальной выводной трубке и для предотвращения ее обмерзания. Во время продувки газопровода этот вентиль закрывают, а вентиль 4 открывают; после продувки открывают вентиль 6 и конец трубки просушивают сухим газом из газопровода. После этого вентиль 4 закрывают, а вентиль 6 оставляют открытым.

На практике широко применяют водосборники типа расширительной камеры. Степень очистки от примесей в расширительных камерах достигает 90 %.

5 4 6 5

Рис. 5.9. Горизонтальный водосборник:

1 — газопровод; 2 — водосборник; 3 — отключающая задвижка; 4 — ра

бочий вентиль; 5 — верхняя задвижка; 6 — перепускной вентиль

Конструкции сепараторов

На газовых промыслах применяют сепараторы различных конструкций: горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, шаровые с различным внутренним и наружным устройством.

Вертикальные сепараторы. Сепаратор (рис. 5.10) представляет собой вертикальный сосуд диаметром до 1 — 2 м, высотой до 4 — 5 м. Газ подают через боковой тангенциальный ввод. Для улучшения условий выделения примесей предусмотрено изменение направления потока газа. Отделившиеся частицы накапливаются в нижней части сепаратора, откуда периодически удаляются.

В верхней части сепаратора установлена жалюзийная насадка. Пространство ниже насадки и кольцевого ввода газа используется для гравитационного осаждения частиц в жидкости.

Горизонтальные сепараторы (длиной до 6 — 7 м, диаметром до 1,2 м) по устройству сходны с вертикальными. В них также изменяется направление потока газа. Эти сепараторы более удобны в монтаже и обслуживании, чем вертикальные.

Емкостью для отсепари-рованной жидкости чаще всего служит самостоятельный сосуд, расположенный вдоль сепаратора и связанный с ним сливными патрубками. На входе газа предусмотрен циклонный элемент.

Циклонные сепараторы подразделяют на одноступенчатые, двухступенчатые и многоциклонные (мультициклоны) открытого и закрытого типов, преимущественно с кожухом и с разрывом потока струи (см. рис. 6.7). Эффективность работы сепаратора

Рис 5.10. Вертикальный сепаратор

ТАБЛИЦА 5.4 Производительность циклонов, тыс. м³/сут

Диаметр циклона D, мм		Рабочее давление,		МПа
Диаметр циклона D, мм	2,5	6,4	10	16	25
100	50-80	100-200	200-300	300-500	650-750
150	100-170	250-450	400-700	600-1000	1000-1800
200	180-300	500-800	700-1200	1100-1900	2000-3500
250	300-500	800-1200	1200-1900	-	-

такого типа при отсутствии пульсации газожидкостного потока и дробления капель достигает 92-98 %. СтруИка пленоч-ноИ жидкости, поднимаемая газовым потоком, выбрасывается в камеру разрыва. При пульсации газожидкостного потока и образовании гидратов режим работы сепаратора нарушается. В мультициклонах с увеличением скорости возрастает интенсивность дробления капель, уносимых газовым потоком из сепаратора, до низкодисперсного состояния. В связи с этим циклоны, нашедшие практически повсеместное применение на промыслах в 60-х годах, в последующем были заменены на более эффективные.

В табл. 5.4 приведены ориентировочные значения производительности циклонов разных диаметров, работающих при различных давлениях. Нормальная работа сепараторов обеспечивается при отсутствии образования в них гидратов.

Для безопасности работы на корпусе сепаратора или на подводящих манифольдах устанавливают предохранительные клапаны.

Масляные сепараторы (пылеуловители диаметром 500; 800; 1000; 1200; 1400; 1600; 2400 мм). Этот вид сепараторов в основном применяют на магистральных газопроводах. Пылеуловитель состоит из трех секциИ: газопромывочноИ, осади-тельноИ и скрубберноИ. ОчищаемыИ газ поступает в нижнюю газопромывочную часть сепаратора, в котороИ оседают крупные твердые частицы и капли воды. Они скапливаются внизу сепаратора под слоем масла и периодически удаляются. По мере загрязнения масло заменяется свежим, а отработанное подвергается регенерации. При нормальноИ работе пылеуловителя расход масла не должен превышать 25 г на 1000 м³ очищенного масла.

Тонкая очистка газа проводится в верхнеИ части сепаратора.

5.3.5. ВЫБОР ТЕПЛООБМЕННИКОВ И ИХ РАСЧЕТ

Теплообменные аппараты составляют неотъемлемую часть установки по обработке газа. На установках низкотемпе-ратурноИ сепарации используют теплообменники типа "труба в трубе”, в которых охлаждающим агентом является от-сепарированныИ газ, поступающиИ в межтрубное пространство теплообменника. Широкое применение таких теплообменников объясняется простотоИ их конструкции, надежностью работы и несложноИ системой подачи в них ингибитора во избежание гидратообра-зования.

Кожухотрубчатые теплообменники по сравнению с теплообменниками типа "труба в трубе” менее металлоемки, более транспортабельны, занимают меньше места. Однако из-за отсутствия достаточно надежноИ системы защиты от образования гидратов эти теплообменники применяют только в тех случаях, когда газ в них охлаждается до температуры не ниже равновесноИ температуры образования гидратов или предварительно осушается. Одна из конструкциИ такого теплообменника показана на рис. 5.11.

При конструировании теплообменных аппаратов следует стремиться к минимальноИ разности температур на "теплом” конце теплообменника (недорекуперации холода). Эта разность температур представляет собоИ потерю х оло-да и в значительноИ степени определяет энергетические затраты в установке.

Рис 5.11. Кожухотрубный теплообменник:

1 - вход диэтиленгликоля; 2, 5 - вход и выход сырого природного газа; 3 -

выход сухого природного газа; 4 - вход сухого природного газа

Теплообменник должен обеспечивать минимальную разность температур на "теплом" конце и минимальные потери давления. С другой стороны, аппарат должен быть компактным. Уменьшать разность температур на "теплом" конце теплообменника можно до определенного предела, который должен соответствовать экономически обоснованным энергетическим затратам. Практика показывает, что разность температур на "теплом" конце теплообменника колеблется, составляя в среднем 10 °C.

5.3.6. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

Расчет процесса теплообмена в основном сводится к получению количественных соотношений теплоотдачи на основе обобщения экспериментальных данных и принципов теории подобия, в частности, зависимости между критериями подобия, характеризующими процесс теплопередачи.

Для определения поверхности теплообмена можно пользоваться формулой Ньютона-Фурье

F = ^Q, (5.12)

AtK

где Q - количество вводимой или отводимой теплоты, Дж/м³; At - средняя логарифмическая разность температур, °C; К — коэффициент теплоотдачи, Вт/(м² • К)

Количество теплоты, отдаваемой или получаемой газом в процессе теплообмена, определяют по формуле теплового баланса

^Q = ^Q1 = ^Q2 = ^q1^p1^cp1^(t1 ^-^t2⁾ = Ч2^p2^Cp2 ^(t4 ^-
t3⁾, ⁽⁵.¹³⁾

где Q₁ - количество теплоты, отдаваемой "теплым" газом в процессе охлаждения, Дж/м³; Q₂ - количество теплоты, получаемой "холодным" газом в процессе нагревания, Дж/м³; Ч₁, q₂ - расходы соответственно "теплого" и "холодного" газа, м³/ч; р₁, р₂ - плотность соответственно "теплого" и "холодного" газа; c_p1, c_p2 - удельная теплоемкость соответственно "теплого" и "холодного" газа, Дж/(моль • К); t₁, t₂ - температура "теплого" газа на входе и выходе теплообменного аппарата, °C; t₃, t₄ - температура "холодного" газа на входе и выходе теплообменного аппарата, °C.

В формуле (5.13) не учтено количество теплоты, выделяемой при конденсации водяного пара и тяжелых углеводородов. С учетом последних эта формула примет вид

^Q = ^Qj = ^q2 = qjP2^cpj^(ti ^-¹2⁾ + rqjq_K + rqjq, =

^q2^p2^Cp2^(t4 ^{- t}3⁾.

(5.14)

Здесь q_K — количество углеводородного конденсата, сконденсировавшегося из газа при снижении температуры от t_j до t₂, кг/м³; q, — количество воды, сконденсировавшейся из газа при снижении температуры от t_j до t₂, кг/м³; r_K и r, — скрытая теплота парообразования соответственно углеводородного конденсата и воды, Дж/м³.

Если на установке НТС имеется избыточное давление, то

¹2 _ ^t3 + ^ApDi,

(5.15)

где Ap — перепад давления на штуцере (дросселе), Па; D_t — коэффициент Джоуля — Томсона; температура t₃ всегда задается (температура сепарации).

Температура t₄ с учетом того, что разность температур на "теплом" конце принимается равной 10 °C, будет на 10 °С ниже t_j:

(5.16)

^q2^p2^cp2

В расчетах скрытая теплота парообразования для воды r_B и углеводородного конденсата r_K соответственно принимается 2095 и 330 — 380 кДж/кг.

Средняя логарифмическая температура зависит не только от начальных и конечных температур теплоносителей, но и от направления движения их потока. Обычно направлениями движения теплоносителей являются противоток, прямоток, перекрестный и смешанный ток. В зависимости от направления движения теплоносителей формула для вычисления логарифмической разности температур принимает вид: для прямотока

(5.J7)

At _ ^(tJ ^t3^{) (t}2 ^t4⁾_;

t₁ - t₄ 2,3lg —¹-⁴

^t2 ^-
t3

для смешанного и перекрестного тока

²2

At =----; (5.19)

t - t

2, 3lg-¹-⁴—

t - t

t -³-⁴

²2

Если отношение (t₂ - t₁)/(t₄ - t₃) < 2, то разность температур между средней логарифмической и средней арифметичес

кой их разностями не превышает 4 %. В этом случае можно пользоваться формулами для средней арифметической разности температур.

Средняя арифметическая разность температур:

для прямотока

At = ~~^{(t1 - t3)} + ^{(t2 - t4)}~~ ; (5.20)

для противотока

At = ~~^{(t1 - t4)} + ^{(t2 - t3)}~~ . (5.21)

Если температура одного из теплоносителей (например, аммиачного или пропанового испарителя) постоянна, то разница между температурами прямотока и противотока исчезает, и формула средней логарифмической разности температур принимает следующий вид:

At = —²-. (5.22)

t - t₁

2, 3lg-¹

^t - ^t2

Коэффициент теплопередачи для кожухотрубчатых теплообменников типа "труба в трубе" можно определить по следующим формулам:

при теплопередаче от нагревающей среды к нагреваемой

K =-; (5.23)

1 d2 - d_x 1 2d2

a i 2X

при теплопередаче от нагреваемой среды к нагревающей

K =-. (5.24)

Здесь a₁ — коэффициент теплоотдачи от нагревающей среды к стенке трубы, Вт/(м² • К); d₂ — наружный диаметр труб, м; d₁ — внутренний диаметр труб, м; X — коэффициент теплопроводности материала трубы, Вт/(м² • К); a₂ — коэффициент теплоотдачи от стенки к нагреваемой среде,

Вт/(м² • К).

Если толщина стенки незначительна по сравнению с внутренним диаметром и составляет меньше 1/20 диаметра, то коэффициент теплопередачи можно определить как для плоской стенки:

K =-, (5.25)

1 5 1

— + — + — a1 X a 2

где s — толщина стенки, м.

Для теплообменников с оребренными трубами формулы (5.23) и (5.24) примут вид:

K =-, (5.26)

+ —

a 2 F X F a 2 ² 1 1 ²

где F₁ — площадь поверхности с гладкой стороны трубки, м²; F₂ — площадь поверхности ребер и самой стенки между ребрами, м².

В формулах (5.23) и (5.26) коэффициенты теплоотдачи a₁, a ₂ можно определить на основе экспериментальных данных и критериев подобия:

^X ~ ,0,8г> 0,4.

a₁ = 0,023 — Re Pr ; (5.27)

Re = ^vdp; Pr = ^; (5.28)

vg ^X

, _N 0, 45

_X % D (

a₂ = 0,023 — I | Re^{0, 8}Pr^0,4. (5.29)

^d2 I ^d2 j

Здесь X — коэффициент теплопроводности газа, Вт/(м х х К); d₁, d₂ — внутренний и наружный диаметры внутренней трубы, м; Re — число Рейнольдса; Pr — критерий Прандтля; Ц- — внутренний диаметр наружной трубы, м; v — скорость

движения газа, м/с; р — плотность газа, кг/м³; ^ — коэффи

циент динамической вязкости, Па • с; c_p —удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, Дж/(моль • К).

При движении в межтрубном пространстве кожухотрубчатых теплообменников и при отсутствии поперечных перегородок

a 2 = 1,16^_KBRr)^0,6Pr^0,33. (5.30)

Эквивалентный диаметр межтрубного пространства (D₁ —

— d₂) определяем по формуле

4с

d_э = —, (5.31)

где П — периметр межтрубного пространства.

Для теплообменников типа "труба в трубе"

П = n(D₁ + d₂); (5.32)

для кожухотрубчатых теплообменников

П = n(D₁ + nd₂), (5.33)

где n — число теплообменных трубок в кожухотрубчатом теплообменнике.

При наличии перегородок

a₂ = 0,2 -^Re⁰’⁶Pr⁰’³³. (5.34)

Для расчетов кожухотрубчатых теплообменников чаще

всего пользуются уравнением (5.34), так как в них имеются

перегородки, которые улучшают теплообмен. После несложных математических преобразований это уравнение примет вид:

0,6, v 0, 33

* ц ₂^С.^-

q р

2 2

d²

d Хц

э 2

В результате исследований, проведенных на промышленных теплообменниках, получены формулы коэффициента теплопередачи K. При турбулентном режиме (10⁴ < Re < 10⁷) и содержании конденсата в газе до 300 см³/м³ используют следующие формулы для определения коэффициента теплопередачи в теплообменниках типа "труба в трубе”:

K = 0,03д^е^е₂;

(5.36)

K = 115(v v ₂)^0,4. скорость соответственно

(5.37)

Здесь V! и v₂ лодного” газа, м/с.

На установках искусственного холода кроме рекуперативных теплообменников предусмотрен теплообменник-испаритель (рис. 5.12) с хладагентом аммиаком или пропаном.

Для определения коэффициента теплопередачи в аммиач-

теплого и х о-

ных испарителях применяют следующую приближенную формулу:

K = 52v. (5.38)

На месторождениях с температурой газа на входе УКПГ выше 40 °С для предварительного охлаждения можно использовать водяные или воздушные теплообменники, которые конструктивно не отличаются от газовых. В качестве хладагента применяют воду, подаваемую самотеком в межтрубное пространство теплообменника.

Расчет водяных теплообменников подобен расчету газовых теплообменников.

Формула теплового баланса для водяных теплообменников имеет следующий вид:

qp?pi^(ti ^- У + ^гк?1?_к + rqq, = ^G,^cp,^(t3 ^- U. ⁽⁵.³⁹⁾

где G_в — массовый расход воды, кг/ч; c_pB — удельная теплоемкость воды, Дж/(моль • К); t₃, t₄ — температура воды соответственно на входе и выходе теплообменника, °С; остальные обозначения те же, что и в формуле (5.13).

Коэффициент теплоотдачи воды

а, = 42 • 10^-5

(5.40)

^иb^(D1 ^d2^{) X}в

Расчет воздушных теплообменников проводят так же, как и газовых.

Упрощенную формулу для коэффициента теплопередачи воздушных теплообменников можно записать в следующем виде:

K =-—. (5.41)

d₂ - d₁ 1 2d

Такое упрощение справедливо, если коэффициент теплоотдачи газа в 10 раз и более выше коэффициента теплопередачи воздуха. Если воздушные теплообменники оребренные, то формула для коэффициента теплопередачи имеет вид

K =-. (5.42)

При любых климатических условиях воздушные теплообменники более удобны в эксплуатации, чем водяные.

5.4. СОРБЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ГАЗА

Абсорбционный способ осушки и отбензинивания углеводородных газов. Абсорбцией называется процесс проникновения газа или пара в массу жидкого поглотителя (абсорбента) путем диффузии через разделительную поверхность. Обратный процесс называется десорбцией.

Этот процесс осуществляется в абсорбере — вертикальном цилиндрическом сосуде, имеющем тарелки или насадки, обеспечивающие контакт между газом и жидкостью-абсорбентом.

По технологической схеме абсорбционного способа осушки газа (рис. 5.13) влажный газ поступает в нижнюю скруб-берную секцию абсорбера 1, где предварительно отделяется от капельной жидкости и контактирует с абсорбентом. Газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается, а затем проходит в верхнюю секцию, где отделяется от капель абсорбента, уносимого с верхней тарелки контактора. Осушенный газ из абсорбера поступает в магистральный газопровод.

Насыщенный раствор абсорбента из контактора проходит теплообменник 9, выветриватель 3, фильтр 4, затем паровой подогреватель (ребойлер), установленный в нижней части де-сорбера, где нагревается до установленной температуры. Затем раствор поступает в выпарную колонну (десорбер) 5.

Водяной пар, выделившийся из абсорбента, попадает в холодильник 6, где основная часть его конденсируется, а затем в сборник конденсата 7. Часть воды из этого сборника на-

Выход газа U

Рис. 5.13. Технологическая схема установки осушки газа гликолями:

1 — газ сырой; II — газ сухой; III — ДЭГ регенерированный; IV — насыщенный ДЭГ; V — конденсат; VI — пар

правляется обратно в верхнюю часть колонны, чтобы понизить температуру. В результате пары абсорбента конденсируются и сливаются вниз, что сокращает потерю абсорбента.

Раствор абсорбента, регенерированный до заданной концентрации, сначала проходит через теплообменник 9, где охлаждается насыщенным водой абсорбентом, затем дополнительно охлаждается водой в теплообменнике 8 и поступает в контактор для орошения.

В качестве абсорбента для осушки природного газа широко применяют гликоли, преимущественно диэтиленгликоль и триэтиленгликоль. Если требуется осушка природного газа, в котором содержится углеводородный конденсат со значительным количеством ароматических углеводородов, то при выборе абсорбента предпочтение отдается этиленгликолю. В этих условиях этиленгликоль может оказаться экономичнее диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, так как он менее растворим в углеводородном конденсате, содержащем ароматические углеводороды.

Широкое применение гликолей для осушки природного газа обусловлено их высокой гигроскопичностью, стойкостью к нагреву и химическому разложению, низким давлением пара и доступностью при сравнительно невысокой стоимости.

Этиленгликоль или, как принято называть, гликоль (СН₂ — OH — CH₂ — OH) — простейший двухатомный спирт. Бесцветная густоватая жидкость сладкого вкуса без запаха. Молекулярная масса 62,07, плотность 1,115 г/см³, температура кипения при атмосферном давлении 197,5 °С, удельная теплоемкость 2,3 кДж/(кг • К).

Этиленгликоль смешивается с водой в любых отношениях. Водные растворы имеют низкую температуру замерзания и широко применяются в качестве незамерзающей жидкости для охлаждения двигателей автомашин в зимнее время.

Диэлитенгликоль (CH₂OH — CH₂ — O — CH₂ — CH₄OH) представляет собой неполный эфир этиленгликоля. Бесцветная жидкость. Молекулярная масса 106,12, плотность 1,117 г/см³, температура кипения при атмосферном давлении 244,5 °C. Диэтиленгликоль также смешивается с водой в любых отношениях и гигроскопичнее этиленгликоля.

Из гликолей наиболее эффективным абсорбентом является триэтиленгликоль (CH₂OH — CH₂ — O — CH₂ — CH₂ — O — CH₂ — CH₂OH). Молекулярная масса 150,17, плотность 1,1254 г/см³, температура кипения при атмосферном давлении 287,4 °C. Упругость паров несколько меньше, чем у диэтиленгликоля.

Для триэтиленгликоля существенным недостатком является то, что его концентрированные растворы способны поглощать в небольшом количестве тяжелые углеводороды. Поэтому при осушке газов со значительным содержанием тяжелых углеводородов применяют растворы пониженной концентрации.

Так как осушка используется для предотвращения конденсации воды из газов при их охлаждении, точка росы — более удобный критерий оценки ее эффективности, чем абсолютное влагосодержание. Эффективность любого абсорбента можно оценивать по разности между точкой росы осушенного газа и температурой контактирования (депрессии точки росы).

Использование графиков значений точки росы газов, находящихся в равновесии с диэтиленгликолем и триэтиленгли-колем, при различных температурах контакта и концентрациях абсорбента (рис. 5.14, 5.15) значительно упрощает расчет абсорбентов (осушительных колонн). По этим графикам можно непосредственно определить требуемую концентрацию поглотителя и температуру контакта, при которых достигается заданная степень осушки газа. При проектировании абсорберов для осушки природного газа необходимо учитывать, что эти графики отражают условия, которые на практике полностью не достигаются. Это объясняется тем,

Рис. 5.14. Равновесные точки росы Рис. 5.15. Равновесные точки росы га-газов при контактировании с раст- зов при контактировании с раство-

-20 0 20 40 60

Температура, °С

-20 0 20 40 60

Температураг, ^СС

ворами диэтиленгликоля

рами триэтиленгликоля

Рис. 5.17. График влияния концентрации гликоля на депрессию точки росы, достигаемую в промышленных абсорберах.

Содержание гликоля, %: 1 — 99,5; 2 —

99; 3 - 98; 4 - 96

что гликоль, стекая по колонне, разбавляется, а число фактических тарелок, на которых происходит контакт между газом и абсорбентом высокой концентрации, недостаточно для установления равновесия.

Содержание воды в регенерированном ТЭГ, %

Рис. 5.16. График депрессии точки росы

Опыт эксплуатации установок осушки природного газа позволил установить следующие практические правила для расчетов и проектирования абсорберов: а) в системе должно циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды; б) в абсорбере должно быть не менее четырех фактических тарелок.

Из графика депрессии точки росы, достигаемой на пр о-мышленных установках, запроектированных с учетом указанных правил и теоретической депрессии (рис. 5.16), видно, что между фактическими показателями и теоретическим максимумом имеются расхождения. Однако достигаемая депрессия точки росы во всех случаях превышает 33 °C, что достаточно для газопроводов подземной прокладки. Поэтому на большинстве установок осушки природного газа гликолями применяют абсорберы с четырьмя тарелками, КПД которых обычно лежит в пределах 25-40 %. Производительность такой колонны приблизительно эквивалентна производительности одной равновесной ступени контактирования.

Более глубокая осушка природного газа может быть достигнута путем увеличения количества циркулирующего абсорбента на 1 кг абсорбируемой воды.

С увеличением количества циркулирующего абсорбента более чем 75 л на 2 кг воды депрессия точки росы не повышается (рис. 5.17).

Одним из основных критериев, определяющих экономичность работы установки осушки газа, являются потери гликоля, вызываемые главным образом механическим уносом. Небольшие количества гликоля неизбежно теряются в результате испарения и утечек. Возможны также потери при регенерации, т.е. потери с парами, выделяющимися в десорбере. Если установка осушки работает в отлаженном режиме, то потери гликоля обычно не превышают 8 мг на 1 м³ осушенного газа. Однако потери возрастают, если в осушаемом газе содержится конденсат, в состав которого входят ароматические углеводороды или другие компоненты, способные растворять гликоли, и т. д. Чрезмерный унос гликоля обычно является результатом его вспенивания в абсорбере. Пенооб-разование может быть вызвано загрязнением гликоля тяжелыми углеводородами, тонкодисперсными твердыми взвесями или соленой водой, поступающей в систему. Поэтому перед подачей газа в абсорбер следует направлять его в эффективно работающий сепаратор. Пенообразование обычно удается уменьшить добавкой противопенных веществ. Для этой цели применяют триоктилфосфат-2; добавка его в количестве 0,05 % снижает потери гликоля, например, с 240 до 8 мг на

1 м³ и менее.

Для уменьшения потерь за счет механического уноса нередко после абсорбера устанавливают отбойники для улавливания уносимого гликоля.

5.4.1. АБСОРБЦИОННЫЙ СПОСОБ ОТБЕНЗИНИВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Одна из технологических схем отбензинивания углеводородных газов с помощью абсорбции приведена на рис. 5.18. Сырой газ поступает в нижнюю часть абсорбера 1. Двигаясь снизу вверх, газ барботирует через абсорбент, стекающий сверху вниз и поглощающий тяжелые углеводороды. Из абсорбера отбензиненный газ поступает в сепаратор 2, где очищается от капель сорбента. Далее он направляется в газопровод через регулятор давления, поддерживающий постоянное давление в абсорбере.

Насыщенный абсорбент из абсорбера стекает в емкость

3. Во избежание прорыва газа в эту емкость в нижней части абсорбера с помощью регулятора уровня поддерживается постоянный уровень насыщенного абсорбента. В емкости 3 насыщенный абсорбент частично освобождается от летучих углеводородов в результате снижения давления.

Рис. 5.18. Технологическая схема абсорбционных газобензиновых установок:

1 — газ сырой; II — газ сухой; III — вода; IV — пар

Далее насыщенный абсорбент поступает в теплообменник

4, где за счет теплообмена с регенерируемым абсорбентом нагревается и направляется в подогреватель 5. Нагретый до температуры выпарки насыщенный абсорбент из подогревателя направляется в десорбер 6.

В верхнюю часть десорбера вводятся жидкие углеводороды, получаемые из отгоняемых паров, а в нижнюю часть поступает водяной пар.

Пары углеводородов и воды, отгоняемые из десорбера, направляются в холодильник 7, где охлаждаются, превращаясь в жидкую фазу. Из холодильника жидкость поступает в разделительную емкость 8, где происходит отделение газового бензина от воды. Вода из емкости удаляется, а газовый бензин поступает в конденсатосборник 9, откуда часть газового бензина с помощью насоса 10 подается в верхнюю часть десорбера для орошения.

Восстановленный абсорбент из нижней части десорбера направляется через теплообменник 4 в масляный холодильник

11 и далее в емкость 12, из которой с помощью насоса подается в абсорбер. Свежий абсорбент в случае необходимости добавляется из емкости 14. Для смены отработанного абсорбента, которую производят через определенный промежуток времени, на абсорбентопроводе от десорбера предусмотрен отвод к емкости. Если абсорбент меняют без остановки процесса, то по этому отводу отрегенерированный абсорбент сливают в емкость 13, а в абсорбер из емкости 14 насосом подают свежий абсорбент.

Установка полностью автоматизирована. Уровень жидкости в абсорбере, десорбере и во всех емкостях поддерживается регуляторами уровня. Поддержание постоянного давления на выходе паров или газов из емкостей осуществляется с помощью регуляторов противодавления. Подача пара в подогреватель и холодного орошения в десорбер регулируется терморегуляторами, которые поддерживают заданную температуру. Автоматически поддерживается также соотношение между абсорбентом и газом.

В качестве абсорбента используются стабильный углеводородный конденсат, керосин, солярка, лигроин и другие фракции тяжелых углеводородов.

5.4.2. АППАРАТЫ АБСОРБЦИОННЫХ УСТАНОВОК И ИХ РАСЧЕТ

Основными аппаратами абсорбционных установок по извлечению любых компонентов из газа являются колонные аппараты — абсорберы и десорберы.

Абсорбер оборудован тарелками с круглыми и желобчатыми колпачками (рис. 5.19). В нижней его части расположен каплеотделитель с глухой тарелкой или нижняя скрубберная секция.

В нижней скрубберной секции улавливаются масло, вода, углеводородный конденсат, в верхней — капельки концентрированного раствора абсорбента (гликоля), уносимого очищенным газом. Иногда перед верхней скрубберной секцией устанавливают сетчатые или уголковые отбойники.

Пропускную способность абсорбера по газу определяют по формуле

(5.43)

где K = 0,818; p — избыточное давление в абсорбере, Па; d — диаметр абсорбера, м; Т₀ = 273 К; Т_ср — температура контакта, К; р — плотность газа в рабочих условиях, кг/м³.

Рис. 5.19. Схема абсор- Рис. 5.20. Схема десор- Рис. 5.21. Испаритель:

бера: бера: 1 — вход гликоля; 2 —

1 — жалюзийная на- 1 — вход гликоля; 2 — выход конденсата; 3 —

садка; 2 — люк; 3 — выход гликоля из испа- вход пара; 4 — выход

вход газа; 4 — выход рителя; 3 — вход гли- гликоля

гликоля; 5 — вход гли- коля в испаритель; 4 — коля; 6 — выход газа выход гликоля; 5 — на

орошение; 6 — выход паров воды; 7 — люк

Из схемы десорбера, оборудованного тарелками (рис. 5.20), видно, что нагретый насыщенный ДЭГ поступает на среднюю тарелку или на 2 — 4 тарелки выше нее. Исследования показали, что в десорберах, имеющих 14—18 тарелок, концентрация раствора повышается на 2,8 —3,5 %. При наличии шести тарелок концентрация раствора возрастает всего на 0,6 %. Поэтому было предложено число тарелок в десорберах принимать не менее 14. При этом скорость паров 0,1—0,12 м/с обеспечивает удовлетворительную отпар-ку раствора.

Испаритель-ребойлер (рис. 5.21) используют для подогрева насыщенного раствора ДЭГ. Тепловой его расчет производят по методике расчета теплообменников.

На установках осушки газа теплообменники применяют для нагревания насыщенного влагой абсорбента и охлаждения концентрированного раствора водой. На установках небольшой производительности (до 1,5 млн. м³ газа в сутки) применяют теплообменники типа "труба в трубе", на установках большой производительности — кожухотрубчатые.

Для создания нормального перетока жидкости из абсорбера в десорбер между секциями теплообменников устанавливают выветриватель. В последнем насыщенный абсорбент дегазируется, что исключает возможность образования газовых пробок в коммуникациях.

Вакуум-насос, необходимый для понижения концентрации ДЭГ выше 98 %, устанавливают после десорбера на сборнике конденсата. При расчете производительности вакуум-насоса необходимо учитывать наличие газа в парах воды.

Расчет абсорбера. Технологический расчет абсорбционной установки осушки газа заключается в определении числа тарелок, количества сорбента, его исходной и конечной концентрации, диаметра аппарата. Чтобы рассчитать эти параметры, необходимо знать степень осушки газа, температуру и давление процесса, которые определяются исходя из условий работы магистрального газопровода. Важно знать также изменение температуры абсорбции. В практике принимают, что температура абсорбции остается постоянной по высоте колонны и равной температуре газа на входе, так как теплосодержание газа, подаваемого в абсорбер, во много раз больше теплосодержания абсорбента.

Количество концентрированного свежего раствора ДЭГ (или ТЭГ), необходимого для осушки газа до определенной точки росы,

Q =-, (5.44)

X1 ^- х 2

где W — количество извлекаемой влаги; х₁, х₂ — массовая доля абсорбента (ДЭГ, ТЭГ) соответственно в свежем и насыщенном растворах, %.

Число тарелок в абсорбере определяют по графику построением ступенчатой линии между оперативной линией и

Рис. 5.22. Зависимость парциального давления воды от температуры.

Цифры на кривых — содержание воды, %

кривой равновесия. Оперативную линию строят на основе уравнения материального баланса абсорбера

V(Y - Y₂) = L(X_l - X2),

где V — число молей сухого газа; L — число молей свежего абсорбента; Y₁ и Y₂ — число молей воды на 1 моль сухого газа на входе и выходе из абсорбера; Х₁ и Х₂ — число молей воды на 1 моль абсорбента на входе и выходе из абсорбера.

Так как оперативная линия является прямой, то для ее построения достаточно определить координаты двух точек (y₁x₂ и y₂^x1⁾.

Для построения кривой равновесия берут ряд растворов различной концентрации и находят координаты точек x и у. Для этого сначала определяют парциальное давление воды в растворе в зависимости от его концентрации. Затем исходя из условия равновесия двухфазной системы находят равновесную концентрацию водяного пара в газе:

(5.46)

У =

или Y =

^р общ

общ

где p — парциальное давление воды в растворе, определяемое по рис. 5.22; p^ — общее давление в колонне; y — молярная концентрация водяного пара в газе, принимаемая как число молей воды на 1 моль газа, что не вносит заметной погрешности вследствие небольшого количества влаги по сравнению с массой газа.

Число долей воды на 1 моль абсорбента (ДЭГ, ТЭГ) определяют по формуле

где X — массовая доля воды в регенерированном абсорбенте; 1 — X — массовая доля абсорбента в регенерированном растворе; М_в, М_а6с — молекулярная масса соответственно воды и абсорбента.

По найденным координатам х и у строят кривую равновесия. Между точками х₁у₁ и х₂у₂ проводят ломаную линию, число ступеней которой соответствует числу теоретических тарелок Ы_т.

Рабочее число тарелок

(5.48)

N р_а6 = N т/ п

где п — КПД тарелок, равный 25 — 40 %.

Высоту абсорбера находят по типу рабочих тарелок и их числу, диаметр абсорбера — по допустимой скорости в свободном сечении колонны и уточняют по расчету тарелки, по которому проверяют подпор Ah, скорость жидкости в сливном пространстве и скорость газа в прорезях тарелки.

Допустимая скорость паров

^{0 305C}VРп⁽рж ^- Рп⁾

(5.49)

где C — коэффициент, зависящий от расстояния между тарелками и поверхностного натяжения абсорбента; р_п и р_ж — плотность соответственно газа и абсорбента, кг/м³.

Учитывая склонность гликоля к пенообразованию, скорость принимают ниже расчетной по формуле (5.49). Для ее

оценки используют формулу вида w = 0,818/-у/р, где р — плотность газа в рабочих условиях, кг/м³.

Высота слоя жидкости на тарелке (подпор)

где q — расход жидкости, стекающей с тарелки, м³/ч; l — периметр слива тарелки, м.

Значение Ah находится в пределах 20 — 30 мм.

Расчет десорбера. Десорбер рассчитывают по аналогии с расчетом абсорбера.

в б

О 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Молярная доля ДЭГ, % Молярная доля ТЭГ, %

Рис. 5.23. Изобары для построения кривой равновесия:

а — ДЭГ-вода, б — ТЭГ-вода. Давление, МПа: 1 — 0,06; 2 — 0,03; 3 — 0,01

Кривую равновесия (водяной пар — раствор ДЭГ или ТЭГ) можно построить по изобарам, приведенным на рис. 5.23, или рассчитать по законам Рауля и Дальтона.

На установках сравнительно малой производительности регенерационную колонну часто монтируют непосредственно на нагревателе и заполняют кольцами Рашига. Высота слоя

1,8 — 4,6 м.

В десорберах большого диаметра (610 мм и более) часто применяют колпачковые тарелки. Число фактических тарелок в регенераторах промышленных установок изменяется в пределах 10 — 20; насыщенный раствор абсорбента обычно подают в середину колонны.

5.5. АДСОРБЦИОННЫЙ СПОСОБ ОСУШКИ И ОТБЕНЗИНИВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Адсорбционный метод разделения газовых смесей основан на избирательном поглощении углеводородов (или влаги) твердыми сорбентами, которые хорошо адсорбируют высшие углеводороды и практически не поглощают метан.

Твердые сорбенты (адсорбенты), применяемые на адсорбционных установках, обладают способностью адсорбировать влагу и углеводороды из газа при одних условиях и отдавать при других. Количество адсорбируемых газа и пара зависит от свойств адсорбента и сорбируемого вещества.

Одна из важнейших характеристик абсорбента — его адсорбционная емкость, т. е. количество вещества, которое может быть поглощено единицей массы или объема адсорбента при данных условиях адсорбции. Единицы измерения адсорбционной емкости — %, г/г, г/100 г и т. д. Адсорбционную емкость иногда называют активностью адсорбента. Один и тот же адсорбент по отношению к различным веществам обладает разной активностью. Адсорбционная (поглотительная) активность адсорбентов зависит также от внешних условий адсорбции (давления, температуры и концентрации адсорбата в потоке).

Количество вещества, поглощаемое адсорбентом, определяется состоянием равновесия. Процесс адсорбции в условиях равновесия количественно принято представлять изотермой адсорбции, выражающей связь количества вещества, адсорбированного единицей массы или объема адсорбента, с концентрацией адсорбата в газовой или жидкой фазе при постоянной температуре процесса.

Промышленные адсорбенты должны удовлетворять следующим требованиям: иметь большую адсорбционную емкость и высокую механическую прочность, обладать высокой селективностью, способностью к регенерации и стабильностью адсорбционных свойств в условиях длительной эксплуатации, быть нетоксичными и некоррозионно-активными, иметь низкую стоимость.

При выборе адсорбента для промышленного использования приходится отдавать предпочтение тем или иным из перечисленных требований.

В газовой промышленности для осушки газов и жидкостей применяются активированная окись алюминия, алюмогели, силикагели и цеолиты (молекулярные сита); для очистки от кислых компонентов — цеолиты; для извлечения из газа углеводородных компонентов — активированные угли и силикагели. Адсорбционные свойства адсорбентов существенно зависят от способа их приготовления и активации.

Примером применения процесса адсорбции может служить извлечение жидких углеводородов из потоков газа, содержащих мало тяжелых компонентов, активированным углем, удаление воды из газа силикагелем или алюмогелем, удаление меркаптанов молекулярными ситами и т.п.

При контакте с поглощаемым веществом адсорбент постепенно насыщается. Полное его насыщение в статических условиях обычно называют статической активностью, а в динамических условиях — динамической активностью. Динамическая активность всегда ниже статической и является одним из основных параметров адсорбента при технологических расчетах.

Адсорбционные способы имеют ряд преимуществ по сравнению с абсорбционными, а в условиях, где требуется глубокая осушка газа, становятся незаменимыми. К преимуществам адсорбционных способов осушки газа относятся: возможность получения точки росы до минус 50 °С и ниже; незначительное влияние температуры и давления на процесс извлечения; относительная простота аппаратуры; малые эксплуатационные расходы.

Недостатки адсорбционных способов — большие перепады давления, относительно высокие затраты тепла и истирание адсорбента.

В качестве адсорбентов применяют следующие пористые вещества со значительной внутренней поверхностью пор: силикагель, алюмогель, боксит, синтетические цеолиты (молекулярные сита). Эти адсорбенты изготавливают в виде гранул и шариков для уменьшения гидравлического сопротивления в слое, через который пропускается осушаемый газ. Для от-бензинивания газов применяют также активированный уголь.

Рассмотрим схему адсорбционной установки (рис. 5.24). Сырой газ высокого давления поступает в сепаратор 1, где очищается от капельной жидкости и механических примесей, и направляется в адсорбер 2 для осушки и отбензинивания. В это время адсорбер 3 находится в цикле регенерации и охлаждения. Осушенный и отбензиненный газ из адсорбера поступает в магистральный газопровод. Газ для регенерации адсорбента отбирается после сепаратора до регулируемого штуцера 4 и направляется в печь 5. Такая схема позволяет поддерживать достаточное давление для течения регенерирующе-

Рис. 5.24. Технологическая схема адсорбционной установки для осушки и отбензинивания углеводородных газов

го газа через печь, адсорбер, холодильник 6 и сепаратор 7, после чего этот газ возвращается в общий поток через штуцер. Конденсат, выделившийся в холодильнике за счет ох-лаждения регенерационного газа, поступает в сепаратор.

Продолжительность периода осушки изменяется в широких пределах. На практике чаще всего цикл длится 8 ч. Имеются также установки с продолжительностью цикла 16 и 24 ч. Переключение адсорбента проводят согласно графику, при этом не полностью используют адсорбционную емкость осушителя, т.е. оставляют некоторый резерв, что повышает надежность работы.

Для осушки и отбензинивания углеводородных газов применяются также установки с укороченным циклом (короткоцикловые).

Возможны различные модификации схемы адсорбционных установок.

По схеме, приведенной на рис. 5.25, сырой газ поступает в сепаратор-каплеотделитель 1, откуда, очищенный от капельной жидкости, направляется в силикагелевую колонну 6(7 или 8), где силикагель частично поглощает пары воды и тяжелых углеводородов. Далее для более полного извлечения паров воды из колонны 6(7 или 8) газ поступает в колонну

Выход газа

Рис. 5.25. Технологическая схема видоизмененного процесса короткоцикловой адсорбции для глубокого извлечения из конденсатного газа углеводородов и влаги

Вход газа -

с активированным углем 9(10 или 11), а сухой газ — в газопровод.

Для регенерации адсорбента часть сырого газа отбирается после каплеотделителя и направляется в нагреватель 4, где его температура повышается до 200 — 300 °С, а затем подается в силикагелевую колонну. Нагретый газ десорбирует поглощенные углеводороды и влагу и после охлаждения в теплообменнике поступает в сепаратор 2. В последнем выделяется жидкость, а газ забирается газодувкой 5 и направляется сначала в нагреватель 4, а затем в адсорбер. Таким образом, получается замкнутый цикл регенерации.

Регенерация активированного угля проводится аналогично регенерации силикагеля также по замкнутому циклу. Разница лишь в том, что газ регенерации перед сепаратором 3 охлаждается до более низкой температуры (минус 5—15 °С и ниже), чем перед сепаратором 2. Охлаждение адсорберов после регенерации осуществляется газом адсорбции, который, выходя из адсорбера, также поступает в газопровод.

Технологическая схема короткоцикловой установки обычно бывает трехадсорберной. Если необходимо вести адсорбцию через два слоя разных адсорбентов, то эти адсорбенты

Рис. 5.26. Технологическая схема установки короткоцикловой адсорбции для извлечения конденсата и влаги из газов газоконденсатных месторождений:

I, II, III — адсорберы: 1 — нагреватель; 2, 5 — теплообменники; 3, 4 — газодувки; 6 — сепаратор (p = 1 МПа, t = 60 — 70 °С); 7 — воздушный холодильник; 8 — адсорбция; 9 — десорбция; 10 — охлаждение; 11 — для

открытого цикла регенерациии влаги из газов газоконденсатных месторождений

помещают в одну колонну. В таком случае схема значительно упрощается (рис. 5.26).

Необходимое количество адсорбента в зависимости от расхода газа и содержания влаги в нем определяют по формуле

G = ~~^QWt~~ , (5.50)

2,4 • 10⁷а

где Q — расход газа, м³/сут; W — содержание влаги в газе, г/см³; t — продолжительность цикла поглощения, ч; а — рабочая активность адсорбента, %.

Допустимые скорости определяют по формуле Леду где u — массовая скорость газа, кг/с; р_г и р_а — плотность соответственно газа при рабочих условиях и адсорбента, кг/м³; D — средний диаметр частиц, м; g — ускорение свободного падения, м/с².

Фактическую скорость газа принимают несколько ниже расчетной вследствие неоднородности частиц промышленных адсорбентов.

Потери давления при движении газа через гранулированный адсорбент

Др = (5.52)

йэдт

где f — коэффициент трения; р_г — плотность газа, кг/м³; а — высота слоя, м; v — скорость, отнесенная ко всему сечению аппарата, м/с; ё_э — эквивалентный диаметр частиц, м; g — ускорение свободного падения, м/с²; m — пористость.

Коэффициент трения f определяют как функцию от числа Рейнольдса. Для пористых сред

Re = V^Pi

m|i

где ^ — абсолютная вязкость газа.

При Re = 0,1; 1,0; 10; 100 и 1000 коэффициент трения равен соответственно 4500; 500; 50; 10 и 5,3. Если число Рейнольдса больше 1000, коэффициент трения можно принимать постоянным и равным 5,3.

Эквивалентный диаметр ё_э зависит от фракционного состава частиц и размеров свободного пространства. Соотношение между диаметром и высотой адсорбера принимают от 2 : 1 до 5 : 1. Если высота слоя адсорбента большая, то его засыпают на полки, установленные на расстоянии 1,2—1,5 м. Это позволяет уменьшить нагрузку на нижние частицы адсорбента, исключить образование в слое каналов и получить более равномерное распределение потока газа по сечению колонны.

5.6. ОБРАБОТКА ГАЗА НА ГАЗОВОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ МЕДВЕЖЬЕ

Выбор технологии и оборудования для обработки газа обусловлен точкой росы, объемами обрабатываемого газа, а также необходимостью перехода на индустриальные методы строительства УКПГ с тем, чтобы сократить срок их сооружения. Сбор газа со скважин осуществляется в основном по индивидуальным шлейфам условным диаметром 250 — 300 мм. Прокладка газопроводов выполнена в траншеях с теплоизоляцией, а на отдельных участках наземно.

Температура газа, поступающего в систему обработки на всех УКПГ, в течение года колеблется от 13 до 20 °C.

Адсорбционные установки, применяемые на месторождении, имеют однотипные оборудование и технологию. Номинальная пропускная способность 24 млн. м³/сут. Каждая установка состоит из четырех технологических цехов осушки газа пропускной способностью 6 млн. м³/сут при давлении 7,7 МПа. Технологическая схема одного цеха, в основу кото-

Рис. 5.27. Технологическая схема цеха осушки газа, применяемая на месторождении Медвежье (адсорбция)

рой положена двухсорберная система с открытым циклом регенерации, представлена на рис. 5.27. Газ от эксплуатационных скважин по теплоизолированным шлейфам с температурой 18 — 24 °С и давлением 6,8 — 8,8 МПа поступает на входные манифольды, перед которыми установлена распределительная гребенка.

Из блоков входных ниток газ поступает в первичный сепаратор 1, в котором отделяются пластовая жидкость и механические примеси, а затем в один из адсорберов 2, находящийся в цикле адсорбции. Другой адсорбер находится в цикле регенерации или охлаждения адсорбента. Точка росы осушенного газа не выше —30 °С. Осушенный газ из адсорберов проходит индивидуальный для каждой технологической линии узел замера и поступает затем в общий коллектор. Каждая установка подключается к двум ниткам промыслового коллектора.

Регенерация адсорбента производится осушенным газом. В адсорбере 2 газ регенерации насыщается парами воды и углеводородов, поглощенными селикагелем в цикле адсорбции, и поступает в воздушные холодильники 5, где охлаждается. Выделившиеся при охлаждении газа вода и конденсат отделяются в сепараторе 6, а газ возвращается в газопровод перед первичным сепаратором. Процесс осушки газа и регенерации силикагеля полностью автоматизирован.

Управление установки ведется с центрального диспетчерского пульта, где сосредоточены все основные регулирующие и контролирующие приборы, ключи управления технологическими запорными органами и аварийная сигнализация. Система контрольно-измерительных приборов и средств регулирования предусматривает работу системы осушки в автоматическом режиме с поддержанием основных технологических параметров. Для контроля за работой скважин на установке осушки предусмотрен контрольный сепаратор, газ из которого может быть направлен на осушку в любую технологическую линию.

Отсепарированная жидкость из первичных сепараторов, сепаратора газа регенерации и контрольного сепаратора поступает в разделительную емкость установки сжигания промышленных стоков.

Расчетный срок службы загрузки адсорбента при работе на параметрах, указанных в табл. 5.5, составляет два года. При этом динамическая емкость адсорбента по воде снижается с 20 — 24 до 6,8 %. Наличие в газе тяжелых углеводородов увеличивает длительность процесса регенерации адсорбента и

ТАБЛИЦА 5.5

Проектные параметры работы системы адсорбционной осушки

Параметр

Адсорбция

Десорбция

Охлаждение

Номинальный расход газа, 10³ м³/ч Направление потока газа

Давление, МПа Температура газа, °C Длительность процесса, ч

250

Сверху вниз

7,7

35-12

8,1

Снизу вверх

7,85

180-210

20-8

8,1

Сверху вниз

7,85 До 50 6-4

уменьшает динамическую емкость силикагеля; точка росы уменьшается с —30...35 до —20...25 °C.

Особенность работы адсорбционных установок на месторождении — совместное извлечение из газа силикагелем воды и тяжелых углеводородов. Количественные изменения адсорбционной способности силикагеля при совместной адсорбции воды и углеводородов определялись на экспериментальных установках при атмосферном давлении и в промысловых условиях при рабочих параметрах системы.

Адсорбционную емкость силикагеля устанавливали по индивидуальным углеводородам — гомологам метана нормального строения (от гептана до декана включительно) и по изооктану. Динамическая емкость силикагеля типа А по индивидуальным углеводородам С₇ = С₁₂ при адсорбции из воздуха приведена ниже.

^К°^мп°Н^еН^т........^C7^H16 ⁱ^C8^H18 ^C9^H20 ^C10^H22 ^C11^H22 ^C12^H26

Масса, %..........................24,6 23,21 29,7 32,9 5,2 2,8

Влияние водяного пара в газовой фазе на емкость адсорбента по углеводородам исследовали при различных соотношениях концентрации воды и углеводородов. Установлено, что с ростом влажности газа динамическая емкость силикагеля по углеводородам снижается. При соотношении концентраций воды и углеводородов, равным единице, что соответствует промысловым данным, емкость силикагеля по гомологам метана C₇ = C₁₂ составляет 3 — 6 %.

В процессе совместного адсорбционного извлечения воды и тяжелых углеводородов в промысловых условиях стадия адсорбции считается законченной при влажности газа, соответствующей точке росы по воде —30 °C, и давлении 7,5 МПа.

Регенерация насыщенного адсорбента проводится горячим газом с температурой на входе 210 — 230 °C, степень извлечения тяжелых углеводородов составляет около 80 % их содержания в отсепарированном газе. При этом более легкие углеводороды с температурой кипения ниже 190 °С вытесняются водой и более тяжелыми углеводородами и отводятся из адсорбера с сухим газом. Тяжелые углеводороды с температурой кипения выше 290 °С сорбируются силикагелем.

5.6.1. АБСОРБЦИОННАЯ ОСУШКА ГАЗА

Установка комплексной подготовки газа к дальнему транспорту (рис. 5.28) включает в себя технологические линии абсорбции газа, установку регенерации абсорбента, насосы для его перекачки и емкости со вспомогательным оборудованием.

Природный газ, пройдя узел входных манифольдов, поступает в сепаратор 3, где отделяется выделившаяся на участке забоя скважины капельная жидкая фаза, после чего попадает в нижнюю часть абсорбера 2, на верхнюю ступень которого насосом 4 подается регенерированный диэтиленгликоль. При противоточном движении газа и абсорбента по высоте абсорбера происходит поглощение паров воды гликолем, после чего осушенный газ, содержащий капли унесенного абсорбента, с верха абсорбера направляется в фильтр улавливания гликоля. Затем осушенный и очищенный газ, пройдя регулируемый штуцер, поступает в промысловый коллектор сухого газа.

Насыщенный влагой абсорбент с глухой тарелки, расположенной в нижней части абсорбера 2, подается за счет избыточного давления в выветриватель 6, где при давлении 0,3 —

0,6 МПа происходит разгазирование раствора гликоля. Насыщенный абсорбент из выветривателя через теплообменник 7, где он нагревается регенерированным абсорбером, поступает на тарелку питания десорбера 13.

Тепловой режим работы установки регенерации поддерживается за счет подвода тепла в испаритель 11. Разрежение в испарителе и десорбере создается вакуум-насосом 10, на который поступают пары и неконденсирующиеся газы из десорбера, предварительно пройдя воздушный холодильник 8 и распределительную емкость 9.

Регенерируемый гликоль из испарителя отводится на насосы 12 и подается через теплообменник 7 "гликоль — гликоль" в накопительную емкость 5; отсюда насосами высокого давления 4 он перекачивается на верхнюю контактную тарелку абсорберов 2.

Рис. 5.28. Технологическая схема абсорбционной осушки газа на месторождении Медвежье

С пуском дожимной компрессорной станции (ДКС), которая устанавливается перед УКПГ, технология осушки и основные рабочие параметры остаются неизменными, но перед ДКС размещается узел предварительной сепарации, а после ДКС - воздушные холодильники, которые в условиях северных месторождений большую часть года могут обеспечивать оптимальную температуру газа, поступающего на абсорбционную осушку. При давлении газа на выходе из ДКС 7,5 МПа эта температура равна 10-12 °C, что исключает возможность образования гидратов в воздушных холодильниках и позволяет стабильно получать точку р осы по воде осушенного газа -25 °C (p = 5,5 МПа). При этом в абсорберы подается ДЭГ, массовая доля которого составляет 99-99,2 %.

Система абсорбционной осушки оснащена средствами контроля и регулирования в объеме, предусматривающем комплексную автоматизацию управления системой с выводом основных параметров на диспетчерский пульт управления.

5.7. ОБРАБОТКА ГАЗА НА ОРЕНБУРГСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Сбор и обработка газа и конденсата на Оренбургском месторождении осуществляются по следующей схеме: пласт — скважина — шлейф — УКПГ — газоперерабатывающий завод (ГПЗ) — магистральный газопровод.

Газ из скважин поступает по шлейфам под давлением 13 — 17 МПа на УКПГ, где происходит осушка и первичная подготовка к транспорту на ГПЗ, на котором он подвергается дальнейшей очистке от сероводорода и углекислого газа; в результате получают жидкие углеводороды, серу и гелий. Очищенный газ с ГПЗ поступает в магистральный газопровод. Подготовку газа рассмотрим на примере работы одного из УКПГ. Установка предназначена для осушки и предварительной подготовки газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС). При осушке и подготовке газа выделяются конденсат и водный раствор метанола, используемого как ингибитор гидратообразования. Углеводородный конденсат направляется на ГПЗ для дальнейшей стабилизации. Для предотвращения коррозии оборудования применяется ингибитор, который подается в скважины и шлейфы в смеси с метанолом.

Газ из скважин поступает по шлейфам на установку к входному манифольду, где потоки из каждых шести шлейфов объединяются в один общий и поступают в технологическую линию установки НТС.

На каждом шлейфе на входном манифольде установлены запорный, обратный и редуцирующий клапаны, запорные краны для продувки шлейфов и замера дебита любой из 24 скважин на контрольном сепараторе. Кроме этого, на каждом шлейфе манифольда предусмотрены разрывные пластины. Для контроля за давлением на входе в манифольд после обратного клапана установлен электроконтактный манометр, аварийный сигнал от которого поступает на контрольный пункт диспетчера.

Для контроля за давлением в технологической линии установлен пневмоприводной отсекатель, управляемый с контрольного пункта диспетчером. Положение отсекателя "открыто — закрыто" выведено на щит диспетчера на световое табло. Для визуального наблюдения за давлением в линии после отсекателя установлен манометр. После регулирующего клапана газ проходит через аппарат контроля за коррозией.

Контрольное устройство расположено в части, наиболее подверженной воздействию коррозии, т.е. между манифольдом и сепаратором I ступени. В этом сепараторе (гравитационном горизонтального типа с встроенными перегородками) происходит отделение свободной жидкости от газа в результате уменьшения скорости его движения. Давление в нем контролируется манометром и преобразовывается в пневматический сигнал датчиком с регистрацией на вторичном приборе, установленном на щите диспетчера. Температура в сепараторе контролируется термометром и регулируется на щите диспетчера датчиком, установленным на сепараторе. Уровень жидкости в сепараторе регулируется клапаном. Для контроля за уровнем служит индикатор с выдачей сигнала на щит диспетчера. Для визуального наблюдения предусмотрен зеркальный уровнемер. Жидкость обогревается при помощи змеевика, куда подается горячий 60 %-ный ДЭГ.

Отделившаяся в сепараторе I ступени жидкость скапливается в трехфазном сепараторе, а газ направляется в теплообменник, перед которым впрыскивается метанол. В теплообменнике пластовый газ проходит по трубному пространству, холодный - по межтрубному. Температура пластового газа от +10 до -10 °C, отсепарированного - 22 °C. Газ после теплообменника дросселируется клапаном до давления

7 МПа. В результате эффекта дросселирования газ охлаждается до температуры -22 °C и поступает в сепаратор II ступени. При охлаждении его происходит конденсация тяжелых углеводородов. Отделение капельной жидкости осуществляется инерционными силами, возникающими при изменении направления движения газа. Конструкция нижней части сепаратора II ступени обеспечивает разделение метанола и конденсата. Вся жидкость с помощью змеевика подогревается до температуры +15 °C. Метанол составляет нижний слой, конденсат - верхний. Температура газа в этом сепараторе поддерживается -22 °C, давление 7 МПа. Конденсат, количество которого учитывается счетчиком, направляется через конден-сатопровод на ГПЗ. На конденсатопроводе установлен пнев-моприводной отсекатель, который перекрывает конденсато-провод в аварийных случаях.

Сухой газ из сепаратора II ступени через теплообменник (или минуя его в зависимости от температуры) направляется на замер. Давление после этого сепаратора регистрируется манометром, преобразуется датчиком и передается на щит диспетчера. Температура контролируется на месте термометром, преобразовывается датчиком и также регистрируется на щите диспетчера с выдачей звукового сигнала при превышении допустимых значений. Расход газа, вычисляемый с помощью ЭВМ, регистрируется на диспетчерском пункте.

В помещении зала счетчиков установлена хроматографическая колонна для контроля за составом газа. Здесь также находится гигрометр, контролирующий точку росы по влаге и углеводородам. Показания этих приборов выведены на щит диспетчера. Точка росы по влаге и по углеводородам принимается не выше —20 °C.

Отделившиеся в сепараторе I ступени жидкости (конденсат и насыщенный метанол) поступают в трехфазный сепаратор, в котором путем отстаивания при температуре —10 °С происходит разделение жидкости по плотности. Количество конденсата, выходящего из трехфазного сепаратора, замеряется счетчиком и регистрируется на щите диспетчера. Конденсат после замера направляется в конденсатопровод. Для регулирования уровня метанола в трехфазном сепараторе предусмотрены уровнемер и регулирующий клапан, установленный на линии сброса метанола в блок выветривателя на складе метанола. Пневмосигнал с уровнемера подается на щит диспетчера.

Для контроля работы одной скважины параллельно четырем технологическим линиям установлен контрольный сепаратор, к которому можно подключить любую скважину. Контрольный сепаратор работает так же, как и сепаратор I ступени, за исключением того, что уровень метанола регулируется отдельно от уровня конденсата.

Количество проходящего через сепаратор газа замеряется с помощью диафрагмы, сигналы с которой поступают на пневматический датчик, а затем на щит диспетчера и на ЭВМ.

Рассмотрим новейшие технологии подготовки газа к дальнему транспорту, находящиеся в стадии промышленного внедрения и разработки, а также современные технические достижения в промысловой подготовке и обработке газа (как природного, так и нефтяного). Следует особо отметить разработанный Французским нефтяным институтом процесс ИФПЕКСОЛ, позволяющий на одной установке полностью обрабатывать газ, включая его осушку, извлечение конденсируемых углеводородов и кислых газов. Процесс основан на физической абсорбции всех извлекаемых компонентов одним агентом — водным раствором метанола с использованием любого источника холода (внутреннего и внешнего), т.е. на низкотемпературной абсорбции.

Процесс ИФПЕКСОЛ обеспечивает точку росы по влаге и углеводородам до —100 °С. Вложения в модернизацию любой установки подготовки газа с введением блока ИФПЕКСОЛ окупаются менее чем за год. Процесс внедрен на ГПЗ в Канаде. Аналогичные технологии применяются и в России (УКПГ-1 Ямбургского ГКМ), хотя и в несколько отличающемся от французского варианте.

Крупнейшим в мире проектом, реализованным в последнее время, является завод по переработке нефти и нефтяного газа компании "Эльф Конго", смонтированный на барже (платформе) на морском месторождении Н'Косса (Конго). Общая стоимость проекта (скважины, баржа, трубопроводы, хранилища и т.п.) составляет 1,7 млрд. долл., из них 833 млн. долл. (49 %) приходится на баржу и ее оборудование. Для РАО "Газпром" определенный интерес представляет опыт строительства таких сооружений в связи с предстоящим освоением шельфовых месторождений.

Анализ расчетов на перспективу по системам подготовки газа на примерах месторождений Медвежье и Уренгойское, опыт работы установленного оборудования и его модернизации показывают, что оно обеспечит необходимое качество газа до конца промышленной разработки. Огромные остаточные запасы газа после компрессорного периода эксплуатации месторождений-гигантов ставят задачу их утилизации на месте, так как местных потребителей в районах их расположения нет и не будет. В связи с этим вызывает несомненный интерес технология переработки низконапорных газов в моторные топлива (дизельное и реактивное), которые могут быть потреблены в регионе или транспортированы на значительные расстояния с созданием баз хранения и распределения рассредоточенным потребителям. Такая технология разработана в Институте высоких температур РАН и основана на комбинированной конверсии (р = 1—2 МПа, t = 650 — 750 °С) газа с получением синтез-газа (СО + И₂) и синтезе Фишера — Тропша (р = 1—2 МПа, t = 180 — 200 °С) с получением в однопроходном процессе высокого выхода моторных топлив (фракции С₈—С₁₈) с последующим разделением на дизельное и реактивное топливо.

Известно, что качество подготовки газа к дальнему транспорту напрямую зависит от проектного и фактического состояния разработки и эксплуатации месторождения. Темпы отборов и их распределение по зонам, размещение и режимы работы ДКС непосредственно отражаются на режимах работы УКПГ. На заключительной стадии разработки основными проблемами в работе УКПГ являются увеличение удельного влагосодержания газа и суммарной нагрузки по влаге на установке, повышение массовой и линейной скоростей в аппаратах, линейных скоростей и гидравлических сопротивлений в схемах регенерации (адсорбция) и другие проблемы, возникающие в связи с падением давления и повышением температуры газа при вводе ДКС перед установками подготовки газа.

Для оптимизации добычи и подготовки (переработки) газа в течение всего срока разработки месторождения в виде единого целого в ГАНГ им. И.М. Губкина разработан алгоритм решения задачи. Главным здесь является выбор универсальных моделей (пакетов программ ПП) для всех звеньев системы пласт - газопровод - перерабатывающий завод с увязкой расчетных параметров, т.е. моделей (ПП), у которых выходные данные предыдущей модели соответствуют входным параметрам последующей, а базы данных и основные уравнения моделей не противоречат друг другу.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 5

1. Коротаев Ю.П., Лутошкин Г.С., Нам Н.К. К вопросу о борьбе с гидратами методом вымораживания//Газовая промышленность.- 1959. - № 4.

2. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Недра, 1984. - С. 487.

3. Гриценко А.И. Научные основы промысловой обработки углеводородного сырья. - М.: Недра, 1977. - С. 239.

4. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. - М.: Недра, 1988. - С. 248.

5. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1979. - С. 319.

6. Кабанов Н.И. Фазовое распределение и экологические вопросы использования метанола в качестве антигидратного реагента. - М.: РАО "Газпром", 1996.

7. Основные направления реконструкции и технического перевооружения объектов добычи и подготовки к транспорту газа и газового конденса-та//Анализ работы модернизированного оборудования на действующих промыслах и использование современных технологий и оборудования на новых месторождениях Западно-Сибирского региона/Н.И. Кабанов, Ю.А. Кашицкий, А.М. Сиротин и др. - Материалы Научно-технического совета РАО "Газпром". - Саратов, октябрь 1995. - С. 3-8.

8. О возможности использования триэтиленгликоля на установках осушки газа: Науч.-техн. сб. Природный газ в качестве моторного топли-ва/Т.М. Бекиров, Н.И. Кабанов, А.С. Кузьмина и др. — 1995. — Вып. 9 — 10. - С. 17 - 29.

9. Очистка раствора диэтиленгликоля от примесей дистилляционным способом. — Там же. — 1996. — Вып. 1-6.

10. Коротаев Ю.П., Тагиев В.Г., Гергедава Ш.К. Системное моделирование оптимальных режимов эксплуатации объектов добычи природного газа. — М.: Недра, 1989. — С. 264.

oAo 11Ё iaExAnEEA dA^e i u YEN 1Ё6А0А6ЁЁ ЙЁАА^Ё I

5.1. n iadA iAiiuA иАайОААётхёв i oAo 1Ё iaExAnE i i dA^E iA YEN 1ёоАоАоёё AAg iAuo nEAA^E i

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин (ТРЭС) понимается режим работы скважин, при котором поддерживается определенное соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяет граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважинам.

Технологический режим работы газовых скважин — это заранее запрограммированные определенные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значением дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые некоторыми естественными ограничениями [9, 17]. Например, энергосбережением, эксплуатацией без осложнений и аварий, недопущением разрушения пород забоя при высоких депрессиях или поступления пластовой воды на забой и др.

Технологический режим эксплуатации газовых скважин при оптимальных нормах прибыли должен обеспечивать наивыгоднейший дебит газа, а также весь комплекс работ, необходимых для нормальной эксплуатации скважины, присква-жинного оборудования и сооружений, без осложнений и аварий в течение всего срока разработки месторождения, получения максимальной газоотдачи при условии охраны недр и окружающей среды [10—12].

ТРЭС является комплексной характеристикой, а не чисто гидродинамическим и термодинамическим параметром пласта и скважины, и определяется деформационными и прочностными характеристиками призабойной зоны пласта. На его установление влияют многие факторы: геологические, технологические, технические, экологические, экономические, неопределенность имеющейся информации, потребности в газе и конденсате, количество и расположение скважин на структуре, охрана прав каждого собственника недр и др. [1, 3, 13, 17].

Правильно установленный технологический режим эксплуатации газовых скважин обеспечивает получение наибольшего количества газа при энерго- и ресурсосберегающих технологиях с наименьшими гидравлическими и тепловыми потерями, исходя из геолого-промысловых, технических, экономических и экологических условий.

Для каждой эксплуатационной скважины по данным исследования и эксплуатации устанавливают основные показатели ее работы на квартал, полугодие или более продолжительный срок в зависимости от характеристики пласта и потребностей в газе. ТРЭС учитывает сезонную неравномерность в потреблении газа. Технологический режим в основном характеризуется рабочим дебитом скважины, давлением и температурой на устье при этом дебите.

В паспорте и деле, которые составляют для каждой скважины, отражается весь период жизни скважины, начиная с бурения, опробования, эксплуатации и кончая ее ликвидацией.

При эксплуатации в паспорте записывают технологический режим работы скважины по месяцам, результаты ее исследований, капитальные и текущие ремонты и другие работы.

Конструкция и состояние подземного и наземного оборудования скважины также влияют на установление технологического режима.

При составлении технологического режима следует учитывать и порядок обслуживания скважины, который заключается (предпочтительно в непрерывном) контроле за ее работой, за дебитом газа, конденсата и воды, давлением и температурой на устье скважины, выносом частиц породы, за разрушением пласта, состоянием забоя, образованием песчаноглинистых пробок, подтягиванием воды, эффективностью работы всего вскрытого интервала пласта, деформацией призабойной зоны пласта НКТ и обсадных труб, нарушением их 211 целостности и т.д. Чтобы правильно установить технологический режим работы, проводят анализ ее предыдущей эксплуатации и регулярно не реже 1 раза в год исследуют скважину при различных режимах, включая энергосберегающие режимы работы. На основании этих материалов выбирают рациональный для данной скважины режим ее работы, в том числе предельный энергосберегающий технологический режим.

Причиной, вызывающей движение газа из пласта к забою скважины, является депрессия на пласт. Чем больше депрессия на забое, т.е. чем больше разность между пластовым и забойным давлениями, тем больше дебит скважины. Дебит газа, кроме того, зависит от характера и степени вскрытия пласта, его коллекторских свойств и пропускной способности фонтанных труб и подземного оборудования.

При выборе технологического режима скважины для нее устанавливают такой дебит, при котором исключена возможность разрушения призабойной части пласта, приводящее к образованию песчаной пробки на забое, смятию колонны обсадных труб, повреждению самой скважины или установленного наземного и подземного оборудования. Укрепление призабойной зоны применением, например, гравийных фильтров, одновременно увеличивающих значительно предельные энергосберегающие дебиты скважины.

Чтобы узнать, какие условия работы скважины являются оптимальными, необходимо при исследовании и эксплуатации скважины изучить условия упругонапряженного состояния призабойной зоны, начало и характер сдвиговых деформаций в ней, интенсивность разрушения пластов и выноса частиц породы, жидкости, а также влияние других факторов при отборе из нее различных количеств газа.

Ю.П. Коротаев предложил различать практический и расчетный технологический режимы эксплуатации скважин. Практический технологический режим эксплуатации устанавливается на ограниченный период времени в пределах до года и часто поддерживается в виде неизменного, предпочтительно энергосберегающего, дебита за этот период. При этом на современном этапе для решения технологических задач необходимо в первую очередь решить техническую проблему инструментального осуществления автоматического контроля поддержания режима работы скважин с необходимой заданной степенью периодичности и точности измерения устьевых и забойных параметров, обеспечивая эксплуатацию скважин без разрушения призабойной зоны и подтягивания языков (конусов) пластовой воды.

Практический технологический режим работы скважин устанавливает геологическая служба промысла ежеквартально или один раз в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин.

Расчетный технологический режим работы скважин, выполненный в проектах разработки, представляет, как правило, осредненную прогнозную оценку для залежи в целом или отдельных ее частей и позволяет выбрать ориентировочный прогноз разработки залежи на длительный период.

Газовая залежь представляет собой сложную динамическую систему, функционирующую в условиях частичной неопределенности вследствие неполноты информации о процессах, происходящих в ней.

Степень неопределенности зависит в основном от таких факторов, как отсутствие или невозможность повсеместного измерения гидродинамических, термодинамических, деформационных, прочностных, гидрохимических и других характеристик флюида и пласта, а также дискретности получаемой информации со значительными пространственными и временными интервалами. В связи с неточностью получаемой информации, отсутствием надежных методов прогнозирования влияния комплекса этих факторов в нашей практике проектирования для расчетного технологического режима рабочие дебиты исходя из опыта разработки мы принимали значительно ниже предельно допустимых дебитов, полученных в результате кратковременных гидродинамических исследований. Практические технологические режимы могут быть ниже расчетных, принимаемых в проектах ОПЭ, основанных на результатах кратковременных гидродинамических исследований, проведенных до начала разработки, по которым, как правило, негативных последствий не наблюдается. Ярким примером могут служить первые разведочные скважины на Медвежьем и Уренгойском месторождениях, по которым были получены рабочие дебиты 3 —4 млн. м³/сут без разрушения призабойной зоны пласта, в последующем при эксплуатации картина резко изменилась, и разрушение пласта наблюдается при значительно более низких дебитах.

Как показал ретроспективный анализ многолетней эксплуатации по многим месторождениям, фактические дебиты и депрессии часто из-за отставания буровых работ и обустройства промыслов были значительно выше энергосберегающих режимов, что приводило к негативным последствиям, таким как разрушение пласта, пусководопроявления, деформации 213 колонн и НКТ и др. Чтобы их избежать, необходимо не выходить за пределы энергосберегающих режимов, тем самым обеспечивая снижение числа капитальных ремонтов скважин и их избирательного обводнения, а как следствие, повышение газоотдачи пластов.

Рассмотрим основные и исторические аспекты, условия и факторы, влияющие на технологический режим эксплуатации газовых скважин.

В отечественной и зарубежной литературе практически отсутствуют крупные исследования по технологическим режимам эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Особенно их мало по практике эксплуатации скважин и их методологической связи с проектными и прогнозными расчетами технологических режимов разработки месторождений.

Исследование вопросов, связанных с ТРЭС, началось на втором этапе развития научных основ проектирования систем разработки месторождений, изложенных в книге И.Н. Стрижова и Н.Е. Ходановича [1], и было продолжено в работе [18].

Первые предложения установления ТРЭС исходя из предельно допустимого дебита газа без разрушения пласта содержались в проекте разработки Султангуловского месторождения. Там в качестве критерия было предложено соблюдение ТРЭС постоянной скорости фильтрации на забое скважин и рассматривались различные способы измерения количества песка, в том числе и путем установки специальных сеток и фильтров при исследовании скважин, которые не нашли применения. В последующем широко использовался породоуловитель, предложенный Е.В. Левыкиным, основанный на использовании центробежных сил [6]. Гидродинамические расчеты в этом проекте выполнялись по закону Дарси. Тогда же И.Н. Стрижов поставил проблему исследования ТРЭС и поручил ее решение Е.В. Левыкину.

В этот период началось создание третьего этапа — традиционных научных основ разработки как комплексной науки, объединяющей промысловую геологию, гидродинамику и отраслевую экономику, которое сопровождалось, как нам сегодня представляется, излишней эмоциональностью и политичностью (А.Л. Козлов и др.) при критике основных постулатов, изложенных в книге И.Н. Стрижова [1]. В этой книге изложен опыт разработки, полученный к тому времени на месторождениях США, и содержится ряд оригинальных идей, некоторые из которых не потеряли своей значимости и сегодня.

Установление рабочего дебита по проценту от 0_ас или 0_св представляет некоторую статистическую величину, основанную на опыте эксплуатации скважин [1, 13].

Б.Б. Лапуком, Е.М. Минским, Е.В. Левыкиным и другими были предложены новые подходы к установлению технологического режима работы скважин. При этом утверждалось, что необходимо отказаться от метода установления рабочего дебита как некоторой доли от Q_3X или 0_св, назначая дебит с учетом всех особенностей работы скважины: кривой дебит — давление, устойчивости продуктивного горизонта, возможности подтягивания воды и пр.

Б.Б. Лапук писал [2]: "Таким образом, эксплуатация газовых скважин при постоянном проценте отбора 0 сопровождается непрерывным уменьшением скорости фильтрации у забоя скважины, а следовательно, и по всей призабойной зоне. Если в начальный момент эксплуатации скорость фильтрации у забоя скважины была равна V_max, то с течением времени она будет составлять все меньшую и меньшую долю от V_max. Ясно, что в этих условиях мы отбираем из пласта непрерывно уменьшающееся количество газа по сравнению с возможным дебитом газа. Из этого следует, что поддержание неизменного процента отбора является нерациональным".

В работе [4] Б.Б. Лапук писал: "Рациональным технологическим режимом является такой, при котором градиент давления на поверхности забоя скважины не превышает некоторой максимально допустимой величины, при которой начинается интенсивный процесс частичного разрушения забоя".

Расчет показателей системы разработки газового месторождения при нелинейном законе фильтрации газа при постоянном градиенте давления на поверхности забоя скважины выполнил в 1957 г. А.И. Ширковский [5].

Начиная с середины 50-х годов во ВНИИГАЗе при проектировании разработки газовых месторождений все расчеты ТРЭС проводились исходя из двучленного закона притока газа к забою скважины. При этом большое внимание уделялось определению начальных рабочих дебитов и депрессий. Они выбирались по результатам исследований скважин, специально и регулярно проводимых сотрудниками ВНИИГАЗа. Тогда на основе этих исследований были составлены проекты разработки первых крупных месторождений — СевероСтавропольского, Шебелинского, Газлинского и др. Отметим, что и в последующем на первом этапе освоения крупнейших месторождений Западной Сибири, таких как Медвежье и

215

Уренгойское, специальным гидродинамическим исследованиям разведочных и эксплуатационных скважин уделялось чрезвычайно большое внимание. Была создана специальная экспедиция ВНИИГАЗа в Лабытнанге, которая успешно установила очень высокие добывные возможности скважин, что позволило вести разработку с помощью сверхмощных скважин. Кроме того, во ВНИИГАЗе создается лаборатория комплексных исследований пластов и скважин.

В 1960 г. Ю.П. Коротаев и Г.А. Зотов, исходя из двучленного закона и метода последовательной смены стационарных состояний, обобщили научные и практические результаты по выбору технологических режимов эксплуатации скважин [17]. Были рассмотрены ТРЭС: постоянного дебита Q = const, постоянной депрессии А р = const, постоянного градиента на забое ф = const, постоянного забойного давления р_з = const и постоянного устьевого давления р_г = const. Именно такой подход нашел повсеместное широкое применение в течение 35 лет (1951 —1986 гг.). На этой основе были выполнены проекты разработки всех отечественных газовых и газоконденсатных месторождений, в том числе и таких уникальных, как Уренгойское, Медвежье, Вуктыльское, Оренбургское, Карачаганакское и др. Практика эксплуатации показала, что ограничения на дебит, которые вводились при проектировании разработки месторождений в виде расчетных технологических режимов, связывались в основном с возможностью разрушения призабойной зоны и абразивным изнашиванием скважинного и поверхностного оборудования. Серьезные специальные теоретические и экспериментальные исследования по этому вопросу отсутствовали, и не было контроля за работой каждой скважины. На практике это, как правило, приводило к эксплуатации скважин с некоторым количеством песка, скапливающимся на забое скважин и в сепараторах, а практические ограничения дебита вводились лишь при интенсивном выносе песка и нарушениях в поверхностном оборудовании. При этом гидродинамические исследования часто сводились к формальному определению коэффициентов фильтрационного сопротивления, а не к вскрытию физической сущности процесса фильтрации с учетом условий работы ствола и забоя скважин. Роль и значимость проведения регулярных серьезных исследований скважин была принижена и в течение 20 лет (с 1966 по 1986 г.) практически не было новых значимых теоретических и экспериментальных исследований. Такой подход привел к относительно жестким технологическим условиям эксплуатации

216 скважин. Этому способствовала и концепция, когда, теоретически исходя из двучленного закона, не существовало ограничений на дебит при отсутствии явного выноса породы и пластовой воды с забоя скважин. В результате, по существу, перестало быть жизненной необходимостью регулярное проведение исследований скважин.

В 1986 г. вместо двучленной формулы притока газа к забою скважины Ю.П. Коротаев обосновывает теоретически и экспериментально путем проведения прецизионных акустико-гидродинамических исследований пористых сред и специальных гидродинамических исследований скважин на Уренгойском и других месторождениях существование двух режимов фильтрации по закону Дарси и трехчленному закону с точкой перехода между ними, соответствующей критическому дебиту 0_кр. Исходя из этого, им предложен новый предельный энергосберегающий ТРЭС 0_кр = const [8, 10, 12, 21]. (Подробнее этот ТРЭС изложен ниже в 5.3.)

Двучленный закон является асимптотическим приближением к реальной фильтрации при О_кр = 0. Во всех других случаях, когда О_кр > 0, он принципиально не справедлив для плоскорадиальной или сферической фильтрации из-за роста зоны нарушения линейного закона с увеличением дебита при

Q > 0_Кр.

Авторы работы [22] в последующем также подтвердили существование О_кр вместо двучленной формулы, но приняли для расчетов постоянное значение Ие_кр = 4. По существу, это частный случай предложенного Ю.П. Коротаевым [12] энергосберегающего ТРЭС. Такой подход не отвечает реальным условиям, так как каждой скважине соответствует свое, только ей характерное критическое значение Ие_кр. Все попытки многих авторов получить одно-единственное критическое значение Ие_кр, справедливое для всех или многих пористых сред, при строгой проверке оказались несостоятельными.

В своей диссертационной работе [19] И.С. Немировский пишет: "Выполненный анализ результатов исследования скважин показал, что для сеноманских отложений Медвежьего, Ямбургского и Уренгойского месторождений индикаторная кривая часто имеет точку излома при некотором дебите q₀. Результаты измерения и их стандартная интерпретация с использованием общепринятой двучленной формулы притока не всегда применимы при исследовании высокоскоростного фильтрационного потока в слабосцементированной разрушающейся пористой среде".

Работа И.С. Немировского также подтверждает концепции Ю.П. Коротаева на существование двух законов фильтрации газа, но в предлагаемых формулах не учитывает рост зоны нарушения линейного закона с увеличением дебита при Q >

> Q^.

5.2. oAEoidu, iadAiExEAApCkA AAAEou AAgiAuo ё AAgiEi iAA iNAo I'uo nEAA^E i

Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические, технологические, технические и экономические. Использование ретроспективного анализа и опыта эксплуатации месторождения уже на втором этапе развития науки разработки позволило вывести вероятностно-статистические закономерности поведения как различных категорий скважин, так и газовых месторождений.

Aaieiae^aneea oneiaey

Р а з р у ш е н и е п р и з а б о й н о й з о н ы . При эксплуатации газовых скважин с высоким дебитом может происходить разрушение призабойной зоны. До начала разбуривания залежь находится в упругонапряженном состоянии. При входе долота в пласт в призабойной зоне в радиусе до 5 диаметров ствола забоя создается концентрация напряжений, приводящая к изменению первоначального напряженного состояния. Это может приводить из-за упругих и сдвиговых деформаций к снижению (иногда на порядок) проницаемости и прочности призабойной зоны. В процессе разработки растет разность между горным и пластовым давлением, что усиливает деформационные процессы сдвигового характера, приводящие к разрушению призабойной зоны пласта. Возникновение акустических колебаний при Q > Q^ в значительной мере усугубляет этот процесс, приводя к расшатыванию зерен скелета породы и способствуя их отрыву. При значительном снижении р_пл отмечается оседание земной поверхности в целом по площади залежи.

Разрушение призабойной зоны пласта фиксируется по выносу частиц песка и цементирующего материала породы на поверхность. В литературе обычно разрушение призабойной зоны объяснялось лишь тем, что силы сцепления между частицами, слагающими пористую среду, разрушаются под действием больших градиентов давления, возникающих при движении газа к забою скважины.

Если этот градиент давления превышает некоторое максимально допустимое значение, происходит разрушение призабойной зоны. Твердые частицы, попадая на забой скважины, смешиваются с находящейся там жидкостью и при недостаточной скорости выноса образуется непроницаемая песчаная пробка, которая перекрывает часть вскрытого интервала пласта (до 80 % вскрытого перфорированного участка пласта). В результате возрастает депрессия на работающий интервал, наступает режим Q > Q , тем самым усиливая процесс разрушения пласта.

Опыт показывает, что в среднем ниже башмака фонтанных труб работает интервал пласта не более 15 м. Эксплуатация скважин с разрушением призабойной зоны, образованием песчаных пробок на забое и выносом песка на устье недопустима никакими экономическими соображениями. Их следует относить к разряду аварийных и подлежащих ремонту, если не удается обеспечить эксплуатацию без разрушения призабойной зоны пласта.

Если скорости восходящего потока газа в стволе скважины достаточно высоки, происходит вынос частиц на поверхность. Вынос твердых частиц из пласта может приводить к образованию песчаных пробок, а также к истиранию подъемной колонны труб и поверхностного оборудования движущимися в потоке газа частицами породы. В некоторых случаях это приводит к разрушению оборудования, а большие утечки газа к открытому фонтанированию или грифо-нообразованию. Вот почему вопросу об эксплуатации продуктивных пластов, представленных слабосцементированны-ми рыхлыми, разрушающимися коллекторами, должно уделяться особое внимание, предотвращать их, оборудуя специальными фильтрами или укрепляя смолами и т.п.

Практика разработки месторождения показывает, что небольшие количества песка, выносимого в процессе кратковременного исследования скважин или кратковременных продувок скважин, как правило, существенного вреда не оказывают, если они проводятся при надлежащем контроле за примесями и опыте исследователей.

Однако длительная эксплуатация скважин при дебитах, приводящих к разрушению призабойной зоны, сопровождается большими опасностями, создает аварийные ситуации и недопустима.

Разрушению призабойной зоны пласта, как было сказано выше, способствует эксплуатация при Q > 0_кр, сопровождаемая акустическим шумом на забое, приводящим к колебаниям газа и породы. При росте дебитов интенсивность шума растет и достигает критического значения, при котором начинается разрушение пласта.

Дебит газа, при котором начинают выноситься частицы породы, и интервал пласта, который начинает разрушаться наиболее четко, определяют по результатам глубинных акустико-гидродинамических исследований. АГДМ довольно четко можно фиксировать вплоть до выноса песка из каждого перфорационного канала путем исследований скважин на разных режимах, а также по характеру и количеству примесей, собираемых в сепараторах в процессе эксплуатации. Если дебит газа ограничивается вследствие разрушения призабойной зоны в процессе эксплуатации данной скважины, следует устанавливать дебит не выше верхней границы закона Дарси, т.е. энергосберегающий режим работы скважины. В процессе разработки значения как предельного энергосберегающего дебита Q_K^ так и минимального дебита, при котором начинается разрушение пласта, снижаются.

Для увеличения предельного значения допустимой депрессии в рыхлых коллекторах и предотвращения их разрушения предусматриваются работы по креплению призабойной зоны и установка специальных фильтров, а также работы по увеличению Q_K^

О б р а з о в а н и е я з ы к о в к о н ус о в о б в о д н е н и я. В месторождениях с активным водонапорным режимом и особенно, когда газоводяной контакт находится близко от нижней отметки перфорационных отверстий, дебит газа ограничивают вследствие опасности обводнения, что главным образом зависит от перепада давления и состояния призабойной зоны и режима фильтрации. Как показали исследования, возникновение акустических колебаний на забое при притоке газа по трехчленному закону способствует подтягиванию воды к забою скважины, в первую очередь, по высокопроницаемым пропласткам.

Образование конусов подошвенной воды и прорыв краевой воды в скважины могут привести к существенному снижению проницаемости призабойной зоны и даже к практическому прекращению поступления газа в скважину.

Техника эксплуатации газовых скважин не позволяет добывать газ со значительным содержанием воды, так как возникающая при этом необходимость транспортировки по 220 промысловым газопроводам и сепарации значительного количества воды приводит к усложнению и удорожанию системы обустройства газопромысла.

Возможность преждевременного обводнения скважины определяется в основном расстоянием от забоя до зеркала подошвенных вод или до контура краевых вод, проницаемостью пласта по вертикали и горизонтали, степенью неоднородности коллекторов и режимов эксплуатации скважины. Существуют некоторый оптимальный режим и определенная степень вскрытия пласта, позволяющие обеспечить так называемый предельный безводный дебит скважины.

Следует отметить, что прорвавшийся уже на забой конус подошвенной воды, или поступление контурных вод, т.е. их прорыв, как показывает опыт, не может быть ликвидирован простым закрытием скважины. Обычно в этом случае приходится в скважине проводить специальные работы по изоляции обводнившихся пропластков.

Ретроспективный анализ работы скважин на Уренгойском месторождении показал, что фильтрация при нарушении закона Дарси способствует избирательному продвижению воды.

Эксплуатация газовых скважин, имеющих подошвенную воду, приводит к уменьшению дебита газа и увеличению количества воды, что способствует и коррозии оборудования. Поэтому при эксплуатации таких скважин, как правило, следует установить дебит, а следовательно, и депрессию, при которой скважины не обводняются. Обнадеживающие результаты по прогнозу обводнения скважин Оренбургского месторождения получены применением С.Л. Критской и К.Р. Маргуловой метода распознавания образов.

Дебит газа и максимальную депрессию, при которых не происходит прорыв подошвенных вод, оценивают расчетным путем [15, 20] и проверяют очень осторожно опытным путем, эксплуатируя скважину на различных режимах и контролируя при этом поступление жидкости на забой скважины.

Предельный безводный дебит, позволяющий вести эксплуатацию без прорыва конуса воды в газовую скважину, можно оценить по формуле

Q = ~~^{2пк/)2рвРпл}~~ q*, (5.1)

ИРст

где Q — предельный безводный дебит газа, см³/с; к — проницаемость в горизонтальном направлении, мкм²; h — толщина газоносной части, считая от кровли продуктивного пласта до контакта газ —вода, см; р_в — плотность воды в пластовых условиях, кг/см³; р_пл — абсолютное давление на контуре R_K, МПа; R_K — радиус контура питания, см; ц — вязкость газа, Па-с; р _ст = 0,103 МПа; q * — безразмерный предельный безводный дебит, который определяется из рис. 5.1

в зависимости от величины р = — ^к и степени вскрытия

hjk / к,

h = h_вск / h; h_вск — вскрытая толщина пласта, см; к, — проницаемость в вертикальном направлении.

Зная предельный безводный дебит, из (5.1) определяем предельно допустимую депрессию.

При Q ^ Q_Kp

^АР = pк - л/pl ^-^aQ.

При Q > Q^

^АР = Рк ^- т[р[^аО^БО^р + БО^^,

здесь а, b — коэффициенты фильтрационного сопротивления; Q^ — критический дебит, определяемый по данным исследований скважин,

Q = Q - Q™ in

^кр Q^ ¦

Условность оценки предельного безводного дебита связана обычно с неопределенностью информации о неоднородности

пласта, в результате их точность не более 50 %, о чем свидетельствуют полученные промысловые проверки.

В процессе разработки месторождения при общем подъеме контакта газ — вода предельные безводные дебиты и депрессии по скважинам будут уменьшаться. Для этих условий также технологический режим предельного безводного дебита не должен превышать значение энергосберегающего дебита.

Oaoiieiae^aneea onieiaey

К этим условиям, влияющим на выбор режима работы скважины, можно отнести следующие:

скопление жидкости в стволе и на забое; образование гидратов в стволе в призабойной зоне пласта; обеспечение оптимальных условий при обработке газа; необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц;

обеспечение минимума пластовых потерь давления. Природные газы в условиях пласта насыщены парами влаги. При изменении термодинамического равновесия во время эксплуатации месторождения на забое в стволе скважины могут создаваться условия, благоприятные для образования кристаллогидратов. Особенно это относится к месторождениям, пластовая температура в которых близка к равновесным условиям гидратообразования.

Например, в газовых месторождениях в районах западной и восточной Сибири пластовые температуры относительно низкие.

Образование кристаллогидратов создает серьезные трудности при эксплуатации скважин, вызывая изменение их производительности и даже прекращая подачу газа из скважин вследствие формирования гидратных пробок, обмерзания оборудования и т.д.

При установлении технологического режима эксплуатации скважин приходится считаться с возможностью образования кристаллогидратов, предусматривать меры по предотвращению их образования и разрушению образовавшихся гидратов.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений одним из факторов, ограничивающих дебиты скважин, может являться необходимость получения вместе с газом максимально возможного количества конденсата.

Необходимость добычи конденсата из скважин может

приводить к уменьшению депрессий на пласт с целью недопущения преждевременного выпадения конденсата в пласте. Может также возникнуть необходимость уменьшения диаметра фонтанных труб для обеспечения выноса конденсата с забоев скважин, а также получения более высокого давления на входе в установки низкотемпературной сепарации.

Oao le^aneea oneiaey

К этим условиям, влияющим на дебит газа, можно отнести: неудовлетворительное состояние забоя и подземного оборудования, в частности, образование песочно-глинистых пробок. В ряде случаев забой засоряется грязью, которая устраняется продувкой или промывкой забоя. Улучшить условия выноса жидкости и твердых частиц с забоя можно увеличением глубины спуска НКТ;

недоброкачественность цементажа колонн, что может привести к прорыву верхних или нижних вод. В этом случае проводятся работы по изоляции притока вод;

ограниченная пропускная способность НКТ газосборных сетей и промысловых сооружений по подготовке газа к транспорту. В этом случае эксплуатация скважин ведется при ограниченных дебитах, принимая меры к увеличению дебита газа путем увеличения диаметров НКТ. Могут также прокладываться шлейфы большего диаметра или параллельные шлейфы рядом с существующими, увеличиваться пропускная способность сепарационных сооружений и т.д. В некоторых случаях применяют специальные покрытия внутренней поверхности труб для уменьшения коэффициента гидравлического сопротивления;

негерметичность обсадной колонны, что может вызвать приток воды или утечку газа. В таких скважинах необходимо проводить ремонтные работы;

смятия НКТ и обсадных колонн или нарушения их сплошности могут быть вызваны растеплением ММП при эксплуатации, деформацией и разрушением призабойной зоны пласта при высоких депрессиях, оседанием земной поверхности при снижении пластового давления;

опасность разрыва колонны обсадных труб, что может иметь место в разведочных скважинах при неожиданном наличии аномально высокого пластового давления выше расчетного, в которых ошибочно установлено устьевое оборудование или спущены эксплуатационные колонны, рассчитанные на давление меньше фактического, эти скважины подле-

224 жат ремонту. В таких скважинах при исследовании снижать дебит меньше допустимого и останавливать их для измерения пластового давления нельзя. Пример организации перетока газа в одной из таких скважин на месторождении Ян-Чаа-Си в КНР был приведен в гл. 2.

Эксплуатационную колонну и другое скважинное оборудование рассчитывают на прочность и сохранение устойчивости при снижении давления в ней до атмосферного, чтобы скважину можно было надежно эксплуатировать в течение всего периода разработки месторождения;

опасность вибрации наземного и подземного оборудования, установленного на устье скважины, вследствие пульсации газового потока при изменении давления. Наблюдающаяся иногда при больших дебитах газа вибрация фонтанного оборудования и башмака НКГ может привести к усталости материала и разрушению устьевой арматуры и забоя. Для устранения вибрации фонтанной арматуры следует изменить частоту ее собственных колебаний путем уменьшения высоты арматуры или увеличения ее массы. Снижение дебитов газа также прекращает вибрацию оборудования и башмака НКТ;

опасность разрушения эксплуатационной колонны, НКТ и наземного оборудования из-за коррозии или эрозии. На некоторых месторождениях вследствие присутствия в газе СО₂, Н₂8 и других возбудителей коррозии при определенных влажности газа, температуре и скоростях потока возможно интенсивное разрушение труб и оборудования.

Для этих месторождений рабочие дебиты скважин необходимо назначать с учетом специальных исследований, проводящихся противокоррозийной службой, и с применением соответствующих ингибиторов.

Установление того или иного дебита газа также определяется потребностью в газе. Обычно летний период характеризуется сокращением потребления, а следовательно, дебит газа по скважинам летом уменьшается, и иногда часть скважин отключают.

В условиях ММП значительное снижение дебитов и длительная остановка скважин могут приводить к изменению теплового режима, замерзанию криолитозоны, смятию колонн и образованию гидратов в стволе скважин.

Таковы основные факторы, ограничивающие дебиты газовых скважин. Естественно, что все указанные ограничения не действуют одновременно на каждом месторождении. В зависимости от конкретных геолого-промысловых условий, со-

225 става и свойств газа и т.д. на каждом месторождении могут быть главные и второстепенные факторы, которые ограничивают дебиты скважин. Руководствуясь этими факторами, а также потребностью в газе в данный момент назначаются технологические режимы эксплуатации газовых скважин.

5.3. yiAdainAAdAaAp Сёе dA^Ei y?nieoA6A6EE

Ю.П. Коротаевым предложен энергосберегающий технологический режим работы скважин, обеспечивающий надежную их эксплуатацию без осложнений и аварий и повышение га-зо- и конденсатоотдачи в течение основного срока разработки залежи. Этот режим обеспечивает получение максимального дебита при минимальных потерях пластовой энергии и соответствует верхней границе закона Дарси, т.е. Q^ = const [12].

Критический дебит Q — максимальный дебит, при котором фильтрация осуществляется по линейному закону, т.е. соответствует максимальному энергосберегающему дебиту, когда потери давления пропорциональны Q. При дебитах Q > Q^ потери давления растут более интенсивно за счет влияния Q². Таким образом, установление технологического режима работы скважин при Q = const обеспечивает экономию пластовой энергии, позволяет осуществлять эксплуатацию скважин без разрушения призабойной зоны пласта и предотвращает в значительной мере избирательное продвижение пластовых вод из-за отсутствия упругих акустических колебаний на забое скважин.

Энергосберегающий режим эксплуатации скважин при Q основан в отличие от ранее применяемых на принципиально новой основе. Величина Q^ сама является интегральным гидродинамическим параметром скважины, часто в значительно большей степени определяющая условия фильтрации, чем коэффициенты фильтрационного сопротивления, и, более того, величина Q уменьшается с падением р_пл, обеспечивая тем самым надежность добычи газа без осложнений и аварий в процессе разработки. Для обоснованного применения Q^ на весь срок разработки необходимо инструментально определять характер его изменения во времени. Как показывают наблюдения, скважины на завершающем этапе разработки месторождений автоматически работают в пределах справедливости закона Дарси. При отсутствии данных о характере изменения Q^f) для проектируемого месторождения эта ве-

226 личина берется по аналогии с известными выработанными месторождениями.

Режим Q^ = const рекомендуется не только в качестве расчетного прогнозного, но и в качестве практического технологического режима работы скважин. В последнем случае он подлежит инструментальному уточнению путем проведения ежегодных исследований скважин в широком диапазоне дебитов, включая закон Дарси и трехчленный закон. Таким образом, значения Q^ должны ежегодно уточняться и устанавливаться их изменения во времени в процессе разработки, т.е. регулярные ежегодные исследования становятся жизненной необходимостью для каждой скважины. Одновременно уточняются значения коэффициентов фильтрационного сопротивления а, в и НФС. В этом внешнее сходство с ТРЭС определенного процента от Q_3X, так как его значение со временем по мере падения р_пл также уменьшается. До достижения предельно допустимой депрессии на пласт на этот промежуток времени при оценочных расчетах можно принять энергосберегающий дебит постоянным во времени, что упрощает все расчеты. Режим Q^ = const пригоден принципиально для любых коллекторов и обеспечивает наиболее благоприятные условия пласта.

По мнению авторов, причиной, усугубляющей разрушение призабойной зоны, является достижение критических колебаний породы, имеющих место при режимах работы скважин при Q > Q^ и сопровождаемых ультразвуковой эмиссией горных пород. По существу, на разрушение призабойной зоны расходуется та часть энергии, которая связана с нарушением закона Дарси⁴⁷. Таким образом, для практического обеспечения надежной эксплуатации скважин без разрушения призабойной зоны следует рекомендовать эксплуатацию скважин на режиме Q^ = const.

Обратим внимание на резкое различие (более чем в 30 раз) между эксплуатационным фондом скважин США, где он составляет 293 тыс. скважин и у нас порядка 9 тыс. скважин при добыче газа, практически большей до 2 раз. Наряду с историческими условиями более раннего развития газовой промышленности США, где более 25 тыс. скважин эксплуатируются с дебитами до 1000 м³/сут, режим работы скважин в США не выходит за пределы энергосберегающего режима

Q^ = const, который обоснован многолетним ретроспективным анализом скважин.

Основной причиной наличия в США огромного числа скважин, считает Ю.П. Коротаев, является практически отсутствие там крупнейших газовых месторождений с высокими продуктивными характеристиками и значительная роль принадлежит низкопроницаемым коллекторам.

Ниже приводятся расчетные формулы для различных технологических режимов эксплуатации скважин, модифицированные с учетом наличия Q^ и двух режимов фильтрации согласно закону Дарси и трехчленному закону.

Повсеместная экономия энергии давления — одна из основных особенностей рациональной энергосберегающей эксплуатации месторождений. Движение газа в пласте, стволе скважины, оборудовании устья скважины, манифольдах, шлейфах, промысловых газосборных коллекторах, установках комплексной подготовки газа (УКПГ) сопровождается потерями давления. Общие потери давления Др_о = р_к — р_пк для каждой скважины. Они складываются из потерь

^ДРо ^ДРпл + ^ДР с + ^ДРоу + ^Дрман + ^ДРшл + ^ДРпк.

В разных географических, климатических, геологических условиях, на различных месторождениях потери давления в пласте Др_пл, в скважине Др_с, оборудовании устья Др_оу, мани-фольде Др_ман, шлейфе Др_шл, в промысловом коллекторе Др_пк будут иметь различное значение. Не всегда потери давления в пласте Др_пл = р_к — р_з существенны по сравнению с потерями давления на других участках движения газа. Например, на Медвежьем месторождении Др_пл = (0,28+0,4) МПа, тогда как потери в стволе скважины Др_с составляют (1+2) МПа. На Астраханском ГКМ Д р _пл составляет (10+15) МПа, Д р_с = = (3+4) МПа. Необходимо стремиться в течение всего периода эксплуатации к минимуму общих потерь давления — Др₀ mm- Поэтому наряду с предельным энергосберегающим ТРЭС при Q^ = const целесообразно проведение исследований по обоснованию общего энергосберегающего ТРЭС, при котором обеспечивается минимум общих потерь давления от контура области питания до входа в промысловую ДКС.

Завершающая стадия компрессорного периода эксплуатации газовых месторождений характеризуется низкими давлениями, небольшими дебитами, появлением пластовой воды в продукции скважин, отложением солей на забое, в НКТ, оборудовании скважин, шлейфах, образовании песчаноглинистых пробок на забое скважины. В этот период газ выносит больше конденсационной и пластовой воды, механических взвесей, солей [19, 20]. При этих условиях вряд ли возможно найти однозначное условие отбора газа на забое скважины. В компрессорный период падающей добычи газа особое внимание на многих газовых месторождениях уделяется всемерному сокращению потерь давления на всех участках пути движения газа от контура области питания в пласте до приема промысловых ДКС, осушке газа и его очистке от механических взвесей, подбору компрессорных машин различных типов и их компоновке на промысловых ДКС. В тех же случаях, когда режим эксплуатации месторождения оказался газовым, нет продвижения краевой или подошвенной воды в пласт, условия отбора газа на забое скважины, установленные для периода разработки с постоянным темпом отбора газа, сохраняются и на компрессорный период с падающим темпом отбора газа.

В начале завершающего этапа разработки месторождений рекомендуем применять энергосберегающий ТРЭС в пределах верхней границы закона Дарси. При дальнейшем падении дебитов эксплуатация будет осуществляться согласно закону Дарси на одном из режимов р_г = const или Q = const с осуществлением мероприятий по удалению жидкости с забоя скважин.

Наряду с гидродинамическими ТРЭС большое значение имеют термодинамические ТРЭС, на которые было впервые обращено внимание в работах [8, 21, 23]. Особое значение эти режимы приобрели при разработке месторождений, приуроченных к криолитозоне, обеспечению безгидратных режимов скважин, шлейфов и т.п. Эти режимы имеют принципиальное значение и для газоконденсатных месторождений.

5.4. EiiodiEu 6dyc n iiiicup AEonOEEi-aEadiaEiAiExAnEEo EiiieAEnia

Оптимизация показателей разработки месторождений, таких как технологический режим эксплуатации скважин, регулирование разработки при естественных режимах и поддержании пластового давления, контроль за движением границы раздела газ —вода, сайклинг-процесс и т.п., требует, во-первых, решения сложных гидродинамических и оптимизационных задач, во-вторых, создания и использования технических средств и методов, позволяющих оперативно контролировать результаты управляющих воздействий на залежь.

Скважина, гидродинамически связанная с пластом, является на стадии разведки и эксплуатации залежи практически единственным для наблюдения информационным каналом, используемым для проведения газо- и акустико-гидродинамических, термодинамических, геофизических и других исследований и наблюдений. На ситуацию, сложившуюся в современных условиях в отечественной газовой промышленности, повлияла также высказанная ранее ошибочная концепция, что якобы скважина не является объектом автоматизации и нет необходимости непрерывного контроля за устьевыми параметрами ее работы.

Эффективная эксплуатация месторождений природных газов в значительной степени зависит от надежной работы основного объекта газового промысла — скважины. Работа скважин определяется выбором, установлением и поддержанием технологического режима. В связи с этим весьма актуальной является задача создания и внедрения на промыслах и надежных методов и средств контроля за технологическими режимами работы газовых скважин.

За время существования газовой промышленности методы и средства оперативного контроля за работой газовых скважин фактически принципиально изменялись по мере перехода от индивидуальной к групповой системе сбора и подготовки газа. При этом на начальном этапе на каждой скважине измерялись давление, температура, расход газа и количество воды непосредственно оператором.

По существу, контроль за режимом работы каждой скважины на начальном этапе развития газовой промышленности, относящийся к концу 40-х — началу 50-х годов, был неизмеримо эффективнее и надежнее, чем в настоящий период. Переход к групповой системе сбора газа через УКПГ сопровождался снижением контроля за режимом работы каждой скважины.

После перехода на групповую систему сбора контроль за устьевыми параметрами скважин стал эпизодическим — возобладала тенденция, что скважина не является объектом автоматизации. Проведение контроля за работой скважин в ряде случаев связано с трудоемкими и громоздкими операциями. К тому же при существующих на промыслах методах контроля при постоянной нехватке транспортных и других средств осуществляется крайне редко. При кустовой добыче газа, когда несколько скважин работают в один шлейф, в

230 процессе работы вообще затруднительно точно определять условия работы и дебиты газа по каждой скважине. Часто работает скважина или стоит, определяют по температуре газа, приложив руку к выкидному манифольду, или по шуму движущегося газа.

Такое положение не удовлетворяет потребностям отрасли и не способствует повышению эффективности и надежности работы газовых скважин.

Сложившаяся система контроля технологическими параметрами ориентирована в основном на периодические измерения на устье давления, температуры и дебита скважины.

Основными причинами такого положения являются: отсутствие четкой идеологии в необходимости постоянного контроля за режимом работы каждой скважины, обеспечивающей надежную безаварийную эксплуатацию, приемлемых по затратам и удовлетворяющих эксплуатационным требованиям, в том числе в сложных климатических условиях, компактных измерительных средств, разбросанность фонда эксплуатационных скважин на большой территории; отсутствие круглогодично функционирующих подъездных путей, линий электропередач и т.п. Еще более сложные экологические условия возникают при освоении месторождений на полуострове Ямал и Арктическом шельфе.

Состав продукции скважин может меняться при эксплуатации практически от сухого до сильно обводненного газа. Это означает, что создание универсального скважинного расходомера традиционными методами представляет сложную задачу. Однако в связи с тем, что учет товарного газа и конденсата, подготовленного на УКПГ, осуществляют на выходе технологической линии с допустимой точностью, то требования к технологическим характеристикам скважинного расходомера могут быть снижены. Кроме того, характеристики измерительных средств, создаваемых на основе акустического метода, могут быть адаптированы к условиям конкретной эксплуатации скважины, что позволяет повысить точность измерений. При этом не требуется создавать сужений потока, приводящих к гидравлическим потерям и образованию гидратов.

Современное состояние радиоэлектроники позволяет резко снизить энергопотребление датчиков и преобразующих устройств и дополнительно измерять такие нетрадиционные параметры, как вибрация оборудования и НКТ, деформации призабойной зоны пласта, НКТ и колонны, загазованность,

231 межколонное давление, влагосодержание газа, содержание пластовой воды в газе и т.д. [8, 12, 21].

Низкое энергопотребление позволяет создавать малогабаритные устройства, монтируемые на выкидной линии устья скважины, питающиеся от внутренних аккумуляторов и альтернативных источников, использующих солнечную и тепловую энергию.

Технологическая реализация системы контроля за эксплуатацией газовых скважин должна отвечать требованиям, обеспечивающим высокую надежность их работы в течение основного срока эксплуатации и реализацию энергосберегающей технологии добычи с использованием пластовой энергии. Этому способствует полный учет специфических особенностей конструкции и условий эксплуатации скважин.

Для решения указанных выше задач на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина совместно с производственным объединением "Уренгойгазпром" под руководством проф. Ю.П. Коротаева разработан принципиально новый подход, который заключается в создании информационно-измерительных систем для сбора и передачи данных со скважин на УКПГ⁴⁸. Основная идея состоит в разработке компактного измерительного модуля, позволяющего автоматически проводить измерения технологических параметров на скважине и передачу информации по радиоканалу в пункт управления, где поступающая информация обрабатывается. Предусматривается автономная система электропитания

скважинного модуля.

На основе нового подхода был создан скважинный измерительный комплекс для контроля за технологическим режимом работы газовых скважин. Комплекс предназначен для измерения давления и температуры на устье скважины и дебита, регистрации твердых примесей в газовом потоке, что позволяет выбирать, устанавливать и контролировать практический технологический режим работы газовых скважин. Выбор и контроль за технологическим режимом осуществляются по результатам эксплуатации и исследований скважин, проводимых с использованием данного комплекса. Таким образом, применение новых средств контроля позволяет по-новому подходить к установлению и контролю практического ТРЭС, исходя из обеспечения их надежной эксплуатации и энергосберегающего дебита.

Разработаны следующие схемы контроля:

1) измерительный узел с переносным вторичным блоком индикации, питаемые от аккумулятора автомобиля;

2) измерительный узел с автономным питанием от аккумулятора с запоминанием определенного числа замеров, например, за месяц или за несколько предыдущих дней;

3) измерительные узлы на каждой индивидуальной скважине куста при числе скважин от 9 до 24 со сбором данных на общий приемо-передающий узел со связью с УКПГ по радиоканалу;

4) измерительные узлы, устанавливаемые на скважинах морских месторождений, расположенных на эксплуатационной платформе, а также скважинах, где имеется стационарная электрическая сеть, например, на ПХГ.

С учетом характеристик крупных месторождений газа севера Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское, Бованен-ковское и др.) и проектов их обустройства предлагается снабдить каждую скважину автономным малогабаритным узлом контроля, позволяющим по заданной программе, например, один раз в сутки, измерять контролируемые параметры.

Особое значение имеет контроль за режимами работы и техническим состоянием скважинного устьевого оборудования на месторождениях природных газов с высоким содержанием сероводорода и углекислоты. В этом случае необходим контроль не только за межколонным давлением, но и за герметичностью соединений акустическими методами, а также контроль за содержанием сероводорода в окружающей среде.

По нашему предложению на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина при участии С.П. Сибирева, В.Ф. Семененко, А.А. Епифанова, М.Г. Требина, Д.И. Иванова и О.В. Ермолкина создан и внедрен скважинный акустикогидродинамический комплекс (АГДК) для контроля за технологическими режимами работы и исследования скважин (рис. 5.2).

АГДК предназначен для измерений давления, температуры, дебита газа и регистрации механических примесей в потоке газа. Он включает два самостоятельных блока: скважинный измерительный узел и вторичный прибор. Измерительный узел длиной 500 мм устанавливается на выкидной линии на горизонтальном участке, на котором установлены датчики давления, температуры, расхода, регистратор твердых примесей в потоке газа, а также платы электронных преобразователей. 233

Рис. 5.2. Радиофицированный комплекс дистанционного контроля и управления режимом работы скважин:

а — скважинный измерительно — управляющий модуль (СИУМ); б — центральный диспетчерский пункт на УКПГ; 1 — антенна; 2 — задвижка с электроприводом; 3 — автономный источник питания; 4 — защитный кожух; 5 — датчики расхода газа и конденсата, давления, температуры; 6 — блок электронной аппаратуры; 7 — пульт опроса скважин; 8 —

ПЭВМ

С целью термостабилизации режима работы датчиков и электронных преобразователей и для защиты от внешних климатических условий на измерительном участке закрепляется разъемный металлический кожух с теплоизоляцией (рис. 5.3). Комплекс включает измерительный блок, устанавливаемый на выкидной линии каждой скважины, а также блок приема и обработки информации на УКПГ.

Измерительный блок представляет собой вставку в технологическую обвязку скважины обычно на фланцевых соединениях. Содержит группу датчиков, устройства предварительного преобразования и передачи информации и автономную систему энергоснабжения. Система энергоснабжения построена с использованием

преобразователей естественных источников энергии — солнечной и тепловой.

Для работы комплекса не требуется электрификации скважин и проводных линий связи. Передача измерительной информации осуществляется по радиоканалу на УКПГ.

Максимальное расстояние между пунктом (УКПГ) и контролируемой скважиной составляет 50 км, а максимальное количество контролируемых скважин с одного пункта управления — 256.

Скважинный измерительный модуль имеет 16

информационных измерительных каналов, из них в

настоящее время пять являются рабочими. Применяемые

датчики позволяют проводить измерения применительно к Уренгойскому, Ямбургскому и Медвежьему месторождениям в следующих диапазонах: давления 0,5 — 30 МПа; температуры 0 — 50 °С; дебита 100 — 2500 тыс. м³/сут. Наличие твердых примесей регистрируется при концентрации последних в потоке газа более 3 г/м³. Для других условий диапазон измеряемых параметров выбирается заказчиком исходя из особенностей месторождения и скважин. Скважинный

модуль способен надежно работать в широком диапазоне температур окружающей среды минус (60 — 35) °С.

В состав измерительного комплекса входят (рис. 5.4) пункт управления (ПУ), устанавливаемый на УКПГ, и скважинные измерительные модули (СИМ), устанавливаемые на скважинах. Взаимодействие ПУ и СИМ осуществляется по линиям радиосвязи. В состав ПУ входят аппаратура линии передачи информации (ЛПИ) и пульт опроса скважин (ПОС). Аппаратура линии передачи информации на ПУ и СИМ организует линию связи (радиоканал) ПУ—СИМ — ПУ.

Скважинный модуль включает группу датчиков Д1 — Д5, усилители датчиков У1— У5, устройство подготовки

инфор-235

450

Рис. 5.3. Измерительный блок для контроля за технологическим режимом работы скважин:

1 — датчик расхода; 2 — датчик твердых частиц; 3 — датчик температуры; 4 — датчик давления; 5 — блок электрон ных преобразователей; 6 — семиштырьковый разъем; 7 — замки; 8 — теплоизолирующий кожух

Рис. 5.4. Структурная схема АГДК

мации, линию передачи информации (ЛПИ) и автономную систему электропитания.

Пульт опроса скважин осуществляет управление аппаратурой ЛПИ, контроль за достоверностью принятой информации. Устройство подготовки информации осуществляет коммутацию сигналов с усилителей, усреднение и преобразование результата усреднения в цифровой код, хранение информации и управление аппаратурой ЛПИ в измерительном узле.

В процессе работы комплекса происходит обмен информацией между всеми скважинными модулями и пунктом управления.

Возможна организация различных циклов работы комплекса:

автоматический или осуществляемый по инициативе оператора опрос скважинных модулей по всем или нескольким параметрам;

опрос скважинных модулей по выбранному параметру с последующим повторением цикла по следующему параметру и т.п.;

индивидуальный опрос скважинных модулей.

Информация со скважин, поступающая в пункт управления, записывается в память пульта опроса скважин, отображается на мониторе по требованию оператора и выводится на печать. Информация с пульта опроса может 237 быть передана с УКПГ в компьютер верхнего уровня, например, в объединение для дальнейшей обработки и хранения.

Основным элементом скважинного измерительного комплекса является скважинный модуль. К модулю предъявляются следующие требования: механическая

прочность; удобство в монтаже, демонтаже и обслуживании; пылевлагонепроницаемость; надежная теплоизоляция, обеспечивающая работоспособность при температуре окружающей среды до —60 °С; защита от несанкционированного доступа; минимальное

энергопотребление; искро- и взрывобезопасность.

В конструктивном отношении модуль подразделяется на механическую часть, измерительный блок, электрическую и радиотелеметрическую части. Скважинный модуль выполнен в виде теплоизолированного узла с высокой степенью защиты от климатических факторов. Размещается модуль на выкидной линии газовой скважины (рис. 5.5). Корпус модуля представляет собой цилиндрическую оболочку, состоящую из двух полуцилиндров, соединенных друг с другом шарниром.

Взрывобезопасность модуля обеспечена работой электрических цепей в искробезопасных режимах. Теплоизоляция модуля обеспечивается за счет покрытия внутренней поверхности корпуса литым вспененным пенополиуретаном. Источником тепла внутри корпуса модуля является газовая труба, по которой течет теплый газ. Для увеличения теплосъема на трубе установлены радиаторы. Проведенная экспериментальная проверка в промысловых условиях подтвердила работоспособность СИМ при крайне низких температурах окружающей среды.

Источник электропитания и радиоэлектронная аппаратура размещены в контейнерах, которые крепятся на манифольде устья скважины. Измерительный блок состоит из датчиков, при помощи которых проводятся непосредственные измерения технологических параметров.

Дебит газа определяется оригинальным акустическим датчиком, измеряющим звуковое давление. Количественные соотношения для дебита обеспечиваются полуэмпирической корреляцией между значением звукового давления и количеством протекающего в трубе газа.

В спектре выходного сигнала акустического датчика выделены информативные частотные области, в которых в широком динамическом диапазоне существует устойчивая корреляционная связь между среднеквадратическим значением

Рис. 5.5. Схема размещения АГДК контроля за технологическим режимом работы газовых скважин:

1 — газовая скважина; 2 — скважинный измерительный модуль; 3 — антенна; 4 — солнечная батарея; 5 — термогене

раторы; 6 — приемная антенна; 7 — приемный пульт

сигнала и расходом газа. Такие частотные области определены и использованы при построении измерительного канала расхода.

В АГДК использованы первичные преобразователи датчика давления и датчика температуры.

Для определения дебита и регистрации механических примесей в измерительном узле применены акустические датчики, также разработанные на кафедре.

Регистрация информации об измеряемых параметрах производится с помощью вторичного прибора.

Отсутствие электрических сетей в труднодоступных районах Крайнего Севера поставило перед необходимостью разработки автономной системы электропитания скважинного измерительного модуля. В качестве источника электропитания выбрана аккумуляторная батарея емкостью 11 А-ч и напряжением 12 В. Энергопотребление скважинного модуля в течение суток — 0,045 А-ч.

Аккумуляторная батарея может работать без подзарядки около 3 мес. Скважинный модуль может работать без обслуживания в течение года. Для восполнения емкости аккумуляторной батареи разработано подзарядное устройство на базе возобновляющихся источников — солнечной батареи (СБ) и термоэлектрического генератора (ТЭГ).

Указанные источники не нуждаются в эксплуатационном обслуживании, экологически чисты, надежно работают в условиях Крайнего Севера. Разработка СБ производилась на основе солнечного кадастра Уренгойского месторождения, согласно которому СБ эффективна в летние месяцы — с мая по август. На скважинном модуле используются две СБ мощностью 1,5 Вт каждая, которые установлены на корпусе модуля и ориентированы в противоположные стороны. Средняя мощность солнечных батарей имеет кратный (2 — 4) запас по сравнению со средней мощностью, расходуемой измерительным модулем.

В условиях полярной ночи основным источником тока является термоэлектрический генератор, использующий перепад температур между газовой трубой и окружающей средой. Температура газа на устье скважины находится в пределах 15 — 20 °С, а температура окружающей среды меняется в широких пределах. При температуре окружающей среды —10 °С ТЭГ может развивать мощность, превышающую 1 Вт. Электрические характеристики СБ и

ТЭГ зависят от освещенности и температуры окружающей среды и изменяются в широком диапазоне.

Автоматизированный АГДК с передачей данных по радиоканалу на УКПГ был испытан на Уренгойском месторождении. Для этого были использованы портативные радиостанции на приемной и передающей стороне. Мощность передатчика составляла 3 Вт на антенне.

Испытания показали устойчивость связи и надежность передачи данных на расстоянии от 6 до 15 км между скважиной и УКПГ.

Расчет дебита акустическим способом производился по формуле

( \ 2 _Р

Tz) '

где О — дебит газа; Y — уровень звукового давления в информативном диапазоне частот; z — коэффициент сверхсжимаемости; р, Т — давление и температура газа в точке замера, измеренные АГДК.

Широкое внедрение предложенных автоматизированных АГДК позволяет обеспечить надежный контроль за технологическими режимами работы скважин, обеспечивая безаварийную их эксплуатацию, не допуская разрушения пласта и выноса песка, подтягивания конусов и языков воды, а при необходимости — контроль за их количеством.

Возникновение аварийных ситуаций предусматривает отключение скважин.

Таким образом, внедрение предлагаемых средств контроля за режимами скважин позволяет существенно снизить неопределенность в системе управления разработкой и эксплутацией газовых месторождений, повысить надежность подачи газа и конденсата, безопасность и экологическую защищенность окружающей среды.

Наличие АГДК позволяет четко устанавливать и поддерживать технологический энергосберегающий режим эксплуатации скважин.

В последующем на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по предложению А.Д. Седых АГДК был модернизирован Ю.П. Коротаевым и Д.И. Ивановым, что позволило не только выполнять функции контроля, но и управляющие функции, автоматическое открытие и закрытие скважины и поддержание заданного ТРЭС.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 5

1. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. — М.: Гостоптехиздат, 1946.

2. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. — М.: Гостоптехиздат, 1948.

3. Левыкин Е.В. Установление рационального режима эксплуатации газовых скважин. Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторожде-ний. — М.: Гостоптехиздат, 1953.

4. Лапук Б.Б. Некоторые вопросы научных основ разработки газовых месторождений. О технологическом режиме эксплуатации газовых скважин. Развитие газовой промышленности СССР. — М.: Гостоптехиздат, 1960.

5. Смирнов А.С., Ширковский А.И. Добыча и транспорт газа. — М.: Гостоптехиздат, 1957.

6. Полянский А.П., Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых скважин. — М.: Гостоптехиздат, 1956.

7. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1981.

8. Коротаев Ю.П. Избранные труды: В 3 т. — М.: Недра, 1996. — Т. 1.

9. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы газовых скважин. — М.: Недра, 1978.

10. Коротаев Ю.П. Методика определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и критического дебита скважин // Газовая промышленность. — 1989. — № 6.

11. Савченко В.В., Жиденко Г.Г., Коротаев Ю.П., Олексюк В.И., Криворучко Е.П., Фоменко К.Я. Энергосберегающий режим надежной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. — М.: Изд. ВНИИЭГАЗПРОМ, 1989.

12. Коротаев Ю.П. Исследование и режимы эксплуатации скважин. — М.: изд. ВНИИЭГАЗПРОМ, 1991.

13. Mc.Cay T.F., Fetkovich M.T., Needham R.B. Analysis of the Kansas Hugoton Infile-Drilling Program. J.P.T., June, 1992, pp. 714 — 723.

14. Жиденко Г.Г. Проблемы герметичности скважинных систем // Газовая промышленность. — 1992. — № 3.

15. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1953.

16. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. — М.: Недра, 1980.

17. Коротаев Ю.П., Зотов Г.А. Расчеты технологических режимов работы газовых скважин по методу последовательной смены стационарных состояний // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1960. — Вып. 9(17).

18. Коротаев Ю.П. О расчете технологических режимов эксплуатации и обработки результатов исследования скважин по степенной формуле // Экспресс-информ. — 1992. — Вып. 5.

19. Немировский И.С. Совершенствование технологии проведения газодинамических и теплофизических исследований скважин и шлейфов газовых месторождений Севера Тюменской области: Дис.

20. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах // Газовая промышленность. — 1961. — № 2.

21. Коротаев Ю.П. Избранные труды: В 3 т. — М.: Недра, 1996. — Т. 1.

22. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермолов О.М. Немировский И.С. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. — М.: Недра, 1991.

БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

Бурильная колонна представляет собой спущенную в скважину сборку из бурильных труб, предназначенную для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, для создания осевой нагрузки на долото, а также для управления траекторией бурящейся скважины.

Являясь совместно с долотом и забойным двигателем буровым инструментом, бурильная колонна выполняет следующие функции: передает вращение от ротора к долоту; воспринимает от забойных двигателей реактивные моменты; подает к забою промывочный агент; подводит гидравлическую мощность к долоту и погружному гидравлическому двигателю; вдавливает долото в горные породы на забое, действуя своей силой тяжести; обеспечивает замену долота и погружного двигателя посредством транспортирования их к забою или на дневную поверхность; позволяет вести аварийные и другие специальные работы в стволе скважины.

Бурильная колонна (рис. 5.1) включает в себя следующие элементы: бурильные трубы; утяжеленные бурильные трубы; ведущую (рабочую) бурильную трубу; переводники; отклонитель; центраторы, протекторы и другую оснастку.

Ведущая труба 2 соединена верхним концом с вертлюгом при помощи переводника ствола вертлюга и верхнего переводника ведущей трубы 1, а нижним концом — с колонной бурильных труб, спущенных в скважину, при помощи нижнего 3 и предохранительного 4 переводников ведущей трубы. Ведущая труба вращается ротором и через бурильную колонну передает вращение долоту при роторном бурении, а при турбинном — не позволяет при замкнутом стволе ротора вращаться бурильной колонне в противоположном направле-

Рис. 5.1. Конструкция бурильной колонны:

1 — верхний переводник ведущей трубы; 2 — ведущая труба; 3 — нижний переводник ведущей трубы; 4 — предохранительный переводник ведущей трубы; 5 — муфта замка; 6 — ниппель замка; 7 — бурильные трубы; 8 — протектор; 9 — переводник на УБТ;

10 — УБТ; 11 — центратор; 12 — наддолот-ный амортизатор

нии под действием реактивного момента погружного двигателя.

Бурильные трубы соединены друг с другом при помощи замков, которые состоят из муфты 5 и ниппеля 6.

Нижняя часть бурильной колонны составлена из УБТ 10, которые соединены друг с другом при помощи замковых резьб, нарезанных в виде ниппеля с одной стороны и в виде муфты — с другой. Посредством переводника нижний конец УБТ соединяется либо непосредственно с долотом, либо с погружным двигателем.

5.1. ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ ВЕДУЩИЕ

На верхнем конце бурильной колонны находится ведущая труба, предназначенная для передачи вращения от привода через ротор бурового станка бурильной колонне, состоящей из бурильных труб, замков и утяжеленных бурильных труб. На нижний конец бурильной колонны навернуто долото или другой инструмент. В отличие от бурильных труб, замков и УБТ ведущая труба, как правило, имеет форму квадратного, иногда шестигранного сечения. Другие формы сечений (крестообразная, желобчатая, круглая) в нефтепромысловой практике применяются редко.

Ведущая труба предотвращает возможность реверсивного вращения бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя (турбобура, винтобура, электробура).

В практике бурения ведущие трубы применяются сборной конструкции, состоящие из трубы, верхнего и нижнего переводников, а также цельной (неразъемной).

Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются в основном квадратного сечения, включают собственно трубу, верхний переводник ПШВ для соединения с вертлюгом и нижний переводник ПШН для присоединения к бурильной колонне.

Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются по ТУ 14-3-126 — 73 размерами 112x112, 140x140, 155x155 мм и по ТУ 14-3-755 — 78 размерами 65x65 и 80x80 мм.

Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции приведены в табл. 5.1 и на рис. 5.2. На концах ведущей трубы нарезается трубная коническая резьба (профиль по ГОСТ 631 —75) — правая на нижнем и левая — на верхнем.

На нижний конец трубы навинчивается (горячим способом на прессовой посадке) переводник ПШН (рис. 5.3, ?), а на верхний — переводник ПШВ (рис. 5.3, ).

Для защиты от износа замковой резьбы переводника ПШН между замком бурильной трубы и переводником ведущей трубы устанавливается переводник ПП.

Ведущие трубы (горячекатаные) изготовляются из стали групп прочности Д и К, переводники — из стали марки 40ХН (ГОСТ 4543-71).

Трубная резьба на концах ведущей трубы не стандартизирована, за исключением профиля (рис. 5.4). На теле трубы допускаются дефекты глубиной не более 18 % толщины стенки на расстоянии более 500 мм от концов, и не более 12,5 % на остальной части трубы. Точность трубной конической резьбы должна соответствовать требованиям ГОСТ 631-75. При контроле трубной резьбы резьбовым калибром-кольцом натяг (расстояние между измерительной плоскостью калибра и концом сбега резьбы трубы) должен быть 9 ± 3,175 мм. На цилиндрической поверхности каждой трубы у левой резьбы или на грани должна быть нанесена маркировка: размер трубы, номер, номер плавки, марка стали, дата выпуска, клеймо ОТК завода-изготовителя. На буровую трубы поступают с навинченными предохранительными кольцами.

Технические требования для переводников к ведущим

Услов ный размер	Сторона квадрат а	Диа метр канала	Диаметр проточ -ки под	Диамет р цилинд ричес кой	Длина эезьбы G (вклю	Длина трубы L, м, не менее		Замковая резьба переводни -ков (ГОСТ 5286-75)		Наружный диаметр переводника, мм		Масса (теоретическая), кг
трубы, мм	а, мм	d, мм	элеватор D_1P	проточки d₂,	чая сбег), мм	рабоче й	общая	верх-	ниж	верх	ниж-	1 м трубы без	перевод ника
			мм	мм		части		него	него	него	нег о	пере водни -ков	верх него	ниж него
					По ТУ 14-3-126		-73
112	112+5	74±4	114	110±0,5	95	-	13-2,5	-	-	-	-	65,6	-	-
140	140±2	85 ±5	141	135±0,5	1 05	-	14+2,5	-	-	-	-	106,6	-	-
155	155+2	100±5	168	150±0,5	1 20	-	14+2,5	-	-	-	-	124,3	-	-
					По ТУ 14-3-755		-78
65	65	32	73	63	65	9,3	10,0+2, 5	З- 76Л	З- 76	95	95	27	10	9
80	80	40	89	75	75	9,3	10,0+2, 5	З- 88Л	З- 88	108	108	38	12	12

		¦—^!-н
ч]	—^—1" > ч¹ J	-¦>	¦а-
	= 1 —> О		4-

Рис. 5.2. Ведущая труба сборной конструкции:

I - резьба замковая (правая) по ГОСТ 5286-75; II -3-126-73; IV - то же, левая

\ IV

R не менее R не менее 8 мм 5 мм

270

к-^-Н

то же, левая; III - резьба 8 ниток х 25,4 мм (правая) по ТУ 14-

Рис. 5.3. Переводники ведущей трубы:

t — нижний; • — верхний; I — резьба замковая; II — то же, левая; III-резьба по ТУ 14-3-126 — 73; IV — то же, левая; D_H — наружный диаметр переводника; L — длина переводника; d — диаметр проходного отверстия; d ₀ — диаметр цилиндрической выточки; d_r — внутренний диаметр резьбы в плоскости торца; Ij — расстояние от торца до конца резьбы с полным профилем; 1₂ — длина конуса под резьбу

трубам должны соответствовать ТУ 26-02-652 — 75, а требования к резьбовым соединениям — ГОСТ 631—75 и ГОСТ 5286-75.

С целью увеличения сроков эксплуатации и повышения сопротивления усталости резьбовых соединений ведущих бурильных труб их конструкции усовершенствованы: АзНИ-ПИнефтью (трубы ТВБ) и ВнИИБТ (трубы ТВКП).

Рис. 5.4. Резьбовое соединение ведущих труб:

1 - линия, параллельная оси резьбы штанги; 2 - основная плоскость; 3 - переводник; 4 - штанга

Трубы ТВБ (рис. 5.5) имеют цилиндрический блокирующий поясок, который усиливает и герметизирует коническую резьбу. Его протачивают на стандартной горячекатаной ведущей трубе квадратного сечения 112, 140, 155 мм. Переводники на трубу навинчивают в горячем состоянии после их нагрева до 400-430 °С.

Трубы ТВКП (рис. 5.6) отличаются коническими стабилизирующими поясками и переводниками. Прочность и герметичность резьбового соединения обеспечиваются трапецеидальной резьбой профиля ТТ с углом 30° (ГОСТ 631-75) и коническим стабилизирующим пояском конусностью 1:32. Поясок протачивают по стандартной горячекатаной ведущей трубе квадратного сечения за резьбой профиля. ТТ. Трубы ТВКП изготавливают по ТУ 51-276-86. Переводники изготавливают из стали марки 40ХН или 40ХН2МА. Верхний переводник снабжен левой резбой для предотвращения его самопроизвольного отвинчивания от ствола вертлюга. Размеры соединений приведены на рис. 5.7. Сборка переводников с трубой по резьбе профиля ТТ должна производиться горячим способом с нагревом переводников до температуры 380-450 °С. После свинчивания соединения должно быть обеспечено сопряжение торца трубы и внутреннего упорного торца переводника по всему периметру стыка упорных поверхностей. Резьбы профиля ТТ ведущей бурильной трубы контролируются резьбовыми и гладкими калибрами. В верхнем ТВВК и нижнем ТВНК переводниках контролируется внутренняя резьба профиля ТТ и кониче-

Не менее L

Рис. 5.5. Ведущая труба с блокирующим пояском ТВБ:

1 - труба квадратного сечения; 2 - переводник

Рис. 5.6. Ведущая труба с коническими стабилизирующими поясками ТВКП:

t - труба; • - резьбовое соединение; I - резьба замковая по ГОСТ 5286-75; II - то же, левая; III - резьба ТТ; IV -то же, левая

Рис. 5.7. Резьбовое соединение ведущих труб ТВКП:

t — переводник; • — труба; I — расчетная плоскость конических поверхностей; II — основная плоскость

ская расточка, а также внутренняя и наружная замковые резьбы.

Промышленностью осваиваются ведущие бурильные трубы цельной конструкции квадратного и шестигранного сечений в соответствии со стандартом СЭВ 1384-78, аналогичные стандарту АНИ-7.

5.2. ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ С ВЫСАЖЕННЫМИ КОНЦАМИ И МУФТЫ К НИМ

Для увеличения толщины стенок и прочности бурильных труб в нарезанной части концы их высаживаются внутрь или наружу (ГОСТ 631-75). Бурильные трубы соединяются в колонну с помощью замков. На конец трубы (типов

1, 2, по ГОСТ 631-75) навинчивается на резьбе треугольного профиля муфтовая или ниппельная часть замка. С целью упрочнения и исключения возможности усталостного разрушения трубы по трубной резьбе применяются бурильные трубы (типов 3, 4, по ГОСТ 631-75) с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками. В практике бурения их называют соответственно ТБВК, ТБНК.

Короткие трубы (6 м) с резьбой треугольного профиля предварительно соединяются между собой соединительными муфтами.

Размеры и массы труб типа 1 и муфт к ним должны соответствовать рис. 5.8 и табл. 5.2, типа 2 - рис. 5.9 и табл. 5.3, типа 3 - рис. 5.10, Ф и табл. 5.4, типа 4 - рис. 5.10, • (см. табл. 5.4).

Трубы типов 1, 2 изготовляются с правой и левой резьбами, трубы типов 3, 4 - с правой резьбой и по соглашению потребителя с изготовителем - с левой.

Трубы всех типов изготовляются длиной: 6,8 и 11,5 м при условном диаметре труб 60-102 мм; 11,5 м- при условном диаметре труб 114-168 мм.

В поставляемой партии допускается до 25 % труб длиной

8 м и до 8 %- длиной 6 м. С согласия потребителя допускается изготовление труб диаметром 114 мм, длиной 6 и 8 м. Длина трубы определяется расстоянием между ее торцами, а при наличии навинченной муфты - расстоянием от свободного торца муфты до последнего витка резьбы другого конца трубы.

Рис. 5.8. Трубы типа 1 с высаженными внутрь концами и муфты к ним:

t — труба; • — муфта

Кривизна труб на концевых участках, равных одной трети длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Общая кривизна трубы (стрела прогиба) на середине длины трубы не должна превышать 1/2000 длины трубы. Кривизна конца трубы — частное от деления стрелы прогиба на расстояние от места измерения до ближайшего конца трубы. Длина вы-садки в расчет не принимается.

Примеры условных обозначений бурильных труб и муфт к ним.

Труба В-114х9-Д ГОСТ 631 — 75 — труба бурильная типа 1, условный диаметр 114 мм, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности.

Труба ВП-114х9-Д ГОСТ 631 — 75 — то же, повышенной точности.

Муфта В-114-Д ГОСТ 631 — 75 — муфта к трубе типа 1, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д.

Рис. 5.9. Трубы типа 2 с высаженными наружу концами и муфты к ним:

t — труба; • — муфта

Труба Н-114х-Д ГОСТ 631—75 — труба бурильная типа 2, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности.

Труба НП-114х9-Д ГОСТ 631 — 75 — то же, повышенной точности.

Муфта Н-144-Д ГОСТ 631 — 75 — муфта к трубе типа 2, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д.

Труба ВК-114х9-Д ГОСТ 631—75 — труба бурильная типа

3, далее то же.

Труба НК-114х9-Д ГОСТ 631 — 75 — труба бурильная типа

4, далее то же.

Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении после слов "труба” или "муфта” ставится буква Л.

На наружной и внутренней поверхностях труб и муфт не допускаются плены, раковины, закаты, расслоения, трещины и песочины.

Рис. 5.10. Трубы с коническим стабилизирующим пояском:

t — конец трубы типа 3 с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками; • — конец трубы типа 4 с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками

Допускаются вырубка и зачистка указанных дефектов только вдоль оси трубы при условии, что глубина этих вырубок не выводит толщину стенки за предельные минусовые отклонения. Заварка, зачеканка или заделка дефектов не допускается.

Поверхность высаженной части трубы и место перехода ее к телу трубы не должны иметь резких уступов. На внутренней поверхности переходной части высаженных наружу концов бурильных труб типа 4 всех диаметров допускается одно пологое кольцевое незаполнение шириной не более 40 мм, причем наименьшая толщина стенки в этих местах должна быть на 2 мм больше номинальной толщины стенки

Услов ный диа метр ^тРУ бы	Труба							Муфта					Масса, кг
	На- руж^- ный диа метр D	Толщина стенки S	Внутренний диаметр d	Высадка				Наруж ный диа метр Dm	^ДлЁ- на Lm	Расточка		Ширина торцовой плоскости Q	1 м гладкой трубы	двух выса док (для одной трубы)	муф ты
				Длина до пере ходной части ^-3min , ^не менее	Длина пере ходной части L4	Диаметр прохода				^ДИ^а метр ^d0	Глуби^{на -}0
				Длина до пере ходной части ^-3min , ^не менее	Длина пере ходной части L4	^d1	^d;			^ДИ^а метр ^d0	Глуби^{на -}0
60	60,3	7	46,3	90	40	32	40	80	140	63,5	3	5	9,15	1,2	~2,7
		9	42,3			24	32						11,3	1,4
73	73,0	7	59,0	100	40	45	54	95	166	76,2	3	6	11,4	1,6	-4,2
		9	55,0			34	43						14,2	2,4
		11	51,0			28	37						16,8	2,2
89	89,0	7	75,0	100	40	60	69	108	166	92	3	6	14,2	2,4	-4,4
		9	71,0			49	58						17,8	3,4
		11	67,0			45	54						21,2	3,2
102	101,6	7	87,6	115	55	74	83	1 27	184	104,8	3	7	16,4	3,0	-7,0
		8	85,6			70	79						18,5	3,4
		9	83,6			66	75						20,4	3,8
		10	81,6			62	71						22,4	4,0
114	114,3	7	100,3	130	55	82	91	140	204	117,5	3	7	18,5	4,6	-9,0
		8	98,3			78	87						20,9	5,8
		9	96,3			74	83						23,3	6,0
		10	94,3			70	79						25,7	6,6
		11	92,3			68	77						28,0	6,4
127	127,0	7	113,0	130	55	95	104	1 52	204	130,2	3	7	20,7	5,8	-10,0
		8	111,0			91	100						23,5	6,4
		9	109,0			87	96						26,2	7,0
		10	107,0			83	92						28,9	7,6

1 40	139,7	8	123,7	1 30	55	105	114	171	21 5	144,5	3	8	26,0	7,0
		9	121,7			1 01	110						29,0	7,6
		10	119,7			1 00	106						32,0	8,2
		11	117,7			91	100						35,0	9,6
169	168,3	9	150,3	130	55	1 28	137	197	229	171,5	3	8	35,3	9,8
		10	145,3			1 24	133						39,0	10,8

П р и м е ч а н и я: 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/см³. 2. Размер l_t (длина переходной части) является справочным. 3. Размер d| может быть равен d_r 4. По соглашению изготовителя с потребителем допускается изготовление труб с меньшими толщинами стенок. 5. Наружный диаметр конца трубы с условным диаметром 140 мм на длине не менее l_s_m_m должен быть не менее 141,3 мм.

Та б ли ц а 5.3

Размеры (в мм) труб с высаженными концами и муфты к ним

Услов ный диа метр трубы	Труба						Муфта					Масса, кг
	? ^1 ^Нр нде м	Толщина стенки S	Внутренний диаметр d	Высадка			Нару жный диа метр Ом	^ДЛИ на L,	Расточка		Ширина торцовой плоскости Q	1 м гладкой трубы	двух выса док (для одной трубы)	муф ты
	? ^1 ^Нр нде м	Толщина стенки S	Внутренний диаметр d	На- руж- ный диа метр D1	Длина до переход-ной части ^\|3тш' ^не менее	Длина переходной части l₄	Нару жный диа метр Ом	^ДЛИ на L,	^ДИ^а метр ^d0	Глубина l0	Ширина торцовой плоскости Q	1 м гладкой трубы	двух выса док (для одной трубы)	муф ты
60	60,3	7	46,3	67,46	110	65	86	140	70,6	3	5	9,15	1,5	_,7 2^,
		9	42,3									11,3
73	73,0	7	59,0	81,76	1 20	65	105	1 65	84,9	3	6	11,4	2,5	_,7 4^,
		9	55,0									14,2
		11	51,0									16,8

89	89,0	7	75,0	97,13	120	65	118	1 65	100,3	3	7	14,2	3,5	-5,2
		9	71,0									17,8
		11	67,0									21,2

П р о до лж е н и е т аб л. 5.3

Услов ный диа метр трубы	Труба						Муфта					Масса, кг
	На- ру^ж- ный диаметр D	Толщина стенки S	Внутренний диаметр d	Высадка			Нару жный диа метр Dм	^Дли на L,	Расточка		Ширина торцовой плоскости Q	1 м гладкой трубы	двух выса док (для одной трубы)	муф ты
	На- ру^ж- ный диаметр D	Толщина стенки S	Внутренний диаметр d	На- руж- ный диа метр D1	Длина до переходной части ^ ^не менее	Длина переходной части 1₄	Нару жный диа метр Dм	^Дли на L,	^ДИ^а метр ^d0	Глубина l0	Ширина торцовой плоскости Q	1 м гладкой трубы	двух выса док (для одной трубы)	муф ты
102	101,6	8	85,6	114,30	145	65	140	204	117,5	3	7	18,5	4,5	-9,0
		9	83,6									20,4
		10	81,6									22,4
114	114,3	8	98,3	127,00	145	65	152	204	130,2	3	7	20,9	5,0	-11,0
		9	96,3									23,3
		10	94,3									25,7
		11	92,3									28,0
1 40	139,7	8	123,7	154,00	145	65	185	21 5	157,2	3	8	26,0	7,0	-15,0
		9	121,7									29,0
		10	119,7									32,0
		11	117,7									35,0
П р и м е ч а		н и я: 1.	При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/см³. 2. На внутренней полости
участка высадки (1з_т,„			+ 1₄) допускается технологическая				конусность до 6 мм,			т.е. размер dj может быть больше
размера d на 6 мм.

Размеры (в мм) труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками

Условный диаметр трубы	Наружный диаметр трубы D	Толщина стенки S	Внутренний диаметр d	Высадка					Масса, кг
Условный диаметр трубы	Наружный диаметр трубы D	Толщина стенки S	Внутренний диаметр d	Диаметр прохода dj (предельное отклонение ±1,5)	Наруж ный диаметр ^D6min	Длина механической обработки ^Lmn	Длина до переходной части ^lmin	Длина высадки \|1	1 м гладкой трубы	Увеличение массы одной трубы вследствие высадки обоих концов
			С высаженными внутрь концами
89	89,0	9	71,0	57				—	17,8	3,9
		11	67,0	54	89,9	150	145		21,2	3,4
102	101,6	9	83,6	68	101,9	150	1 45	—	20,4	5,1
		10	81,6	66					22,4	5,0
114	114,3	9	96,3	78					23,3	7,3
		10	94,3	76	115,2	160	1 55	—	25,7	7,1
		11	92,3	74					28,0	6,9
127	127,0	9	109,0	92	130,2	160	1 55	—	26,2	7,8
		10	107,0	90					28,9	7,6
1 40	139,7	9	121,7	1 02	140,2	1 60	1 55	—	29,0	11,0
		10	119,7	100					32,0	10,2
		11	117,7	1 00					35,0	9,2
			С высаженными наружу концами
73	73,0	9	55,0	52,0	85,9	150	—	155	14,2	3,7
		11	51,0	48,0					16,8
89	89,0	9	71,0	68,0	101,9	150	—	155	17,8	4,5
		11	67,0	64,0					21,2
102	101,6	9	83,6	80,6	115,2	160	—	165	20,4	5,7
		10	81,6	78,6					22,4

114,3	9	96,3	93,3					23,3
	10	94,3	91,3	130,2	160	—	165	25,7
	11	92,3	89,3					28,0

П римечания: 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/м³. 2. Размер D_6mn указан для механически обработанной поверхности высаженных концов труб на длине L^.

данного типоразмера труб. На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб типа 2 допускаются следы исправления дефектов и отдельные пологие незаполнения металлом глубиной до 2 — 3 мм, шириной до 20 мм и протяженностью по окружности до 25 — 50 мм (меньшие размеры для труб диаметром 60—102 мм, большие — для труб диаметром 114 — 140 мм).

Профиль резьбы труб типов 1, 2 и муфт к ним (рис. 5.11) имеет следующие размеры:

П р и м е ч а н и я: 1. Шаг резьбы должен измеряться параллельно оси резьбы трубы и муфты. 2. Размеры r и r₁ приведены в качестве справочных для проектирования разьбонарезного инструмента.

Соответствующие размеры резьбовых соединений бурильных труб типов 1, 2 приведены на рис. 5.12.

Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3, 4 и их резьбовые соединения приведены соответственно на рис. 5.13 и 5.14.

К высаженному концу труб ВК, НК предъявляются следующие требования.

Торец трубы должен быть перпендикулярен к оси резьбы. Неперпендикулярность не более 0,06, неплоскостность — не более 0,1 мм. Оси резьбы и конического стабилизирующего пояска должны совпадать. Допустимое отклонение от соосности не более 0,04 мм. Разностенность в плоскости торца трубы должна быть не более: 4 мм для труб диаметром 73 мм; 4,5 мм для труб диаметром 89, 102 мм; 5 мм для остальных диаметров труб 114, 127, 140 мм. Поверхности конического стабилизирующего пояска и торца трубы должны быть гладкими, без заусенцев, рванин и других дефектов. На наружной поверхности высаженной части трубы, подвергающейся механической обработке, допускается выполнять переход с конического стабилизирующего пояска на цилиндрическую поверхность под углом не более 15° к оси трубы. Место перехода механически обработанной поверхности трубы к необработанной поверхности наружного диаметра высадки

Рис. 5.11. Профиль резьбы бурильных труб типов 1, 2 и муфт к ним с треугольной резьбой:

1 - муфта; 2 - труба; I - линия, параллельная оси резьбы; II - линия среднего диаметра резьбы

Рис. 5.12. Резьбовое соединение бурильных труб типов 1, 2:

Рис. 5.13. Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3, 4:

I — линия, параллельная оси резьбы трубы; II — ось резьбы трубы

Рис. 5.14. Резьбовое соединение бурильных труб типов 3, 4:

I — основная плоскость; II — расчетная плоскость конического стабилизирующего пояска; III — ось резьбы

допускается вышолнять под углом не более 15° к оси трубы. Наружный диаметр вы1садки должен допускать прохождение гладкого калибра-кольца диаметром на 2,5 мм меньше диаметра высадки.

Трубы и муфты в зависимости от групп прочности изготовляются из углеродистых (сталь марки 45) и легированных сталей марок 38ХНМ, 36г2с, 35Г2СВ и др. Трубы групп прочности К, Е изготовляются из легированных сталей путем нормализации с отпуском или из углеродистых сталей (закалка, отпуск) группы прочности Л, а трубы групп прочности выше Л (М, Р) — из легированных сталей (закалка — отпуск).

Трубы и муфты должны изготовляться из сталей групп прочности, приведенных в табл. 5.5.

Муфты для труб типов 1, 2 диаметром 114 мм и менее должны изготовляться из сталей группы прочности с более высокими механическими свойствами. По соглашению изготовителей и потребителя допускается изготовление труб и муфт одной группы прочности.

Трубы диаметром выше 114 мм и муфты к ним изготовляются одной группы прочности.

На каждой бурильной трубе на расстоянии 0,4 —0,6 м от ее конца наносится маркировка клеймами: номер трубы, группа прочности, толщина стенки, наименование или товарный знак завода-изготовителя, месяц и год выпуска.

Та б ли ц а 5.5

Механические свойства материала труб и муфт

Показатель		Группы прочности стали
	Д	К	Е	Л	М	Р	Т
Временное сопротивление о_п, МПа, не менее	637	687	735	784	882	980	1078
Предел текучести о_т, МПа, не менее	373	490	539	637	735	882	980
Относительное удлинение S, %,	16	12	12	12	12	12	12
не менее	12	10	10	10	10	10	10
Относительное сужение после разрыва %, не менее	40	40	40	40	40	40	40
Ударная вязкость KCV, Дж/м², не менее	39,2	39,2	39,2	39,2	39,2	29,4	29,4
П р и м е ч а н и я: 1. Трубы групп прочности Р и				Т изготовляются по со-
глашению изготовителя с потребителем. 2. При переводе					плавок из группы
прочности К в Д в маркировке и сопроводительном документе должны быть указаны обе группы.

Клеймо должно быть обведено светлой краской. На каждой муфте должен быть выбит товарный знак заво-да-изготовителя. Все клейма на трубе и муфте наносятся вдоль образующей. Рядом с клеймами на каждой трубе вдоль образующей наносится маркировка устойчивой светлой краской.

5.3. ЗАМКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ С ВЫСАЖЕННЫМИ КОНЦАМИ

Замки для бурильных труб служат для соединения в колонны бурильных труб типов 1—4. Замок состоит из двух деталей — ниппеля и муфты, соединяемых конической замковой резьбой.

Замки для бурильных труб изготовляются по ГОСТ 5286 — 75 пяти типов (табл. 5.6). Замки изготовляются: правые с правой замковой резьбой и резьбой для соединения замка с трубой и левые с левой замковой резьбой и резьбой для соединения замка с трубой.

Основные размеры и масса замков должны соответствовать указанным в табл. 5.7.

Пример условного обозначения замков с нормальным проходным отверстием и наружным диаметром 108 мм с правой (ЗН-108 ГОСТ 5286-75) и левой (ЗН-108Л ГОСТ 5286-75) резьбой.

Т а б л и ц а 5.6

Типы бурильных замков

Область применения

Обозначение

типов

Наименование

Замок с нормальным проходным отверстием Замок с широким проходным отверстием Замок с увеличенным проходным отверстием Замок с широким проходным отверстием с конической расточкой

ЗН

ЗШ

ЗУ

ЗШК

ЗУК

Замок с увеличенным проходным отверстием с конической расточкой

Для соединения труб с высаженными внутрь концами Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами

Для соединения труб с высаженными внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками

Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками

Типоразмер замка	Диаметр труб по ГОСТ 631-75		Замковая резьба	D	L	Масса, кг
Типоразмер замка	с высаженными внутрь концами	с высаженными наружу концами	Замковая резьба	D	L	Масса, кг
ЗН-80	60,3	_—	З-66	80	404	12
ЗН-95	73,0	—	З-76	95	431	16
ЗН-108	89,0	—	З-88	108	455	20
ЗН-113	89,0	—	З-88	113	455	23
(ЗН-140)	114,3	—	З-117	140	502	35
(ЗН-172)	139,7	—	З-140	172	560	58
(ЗН-197)	168,3	—	З-152	197	603	76
ЗШ-108	73,0	—	З-86	108	431	20
ЗШ-118	89,0	—	З-101	118	455	23
ЗШ-133	101,6	—	З-108	133	496	37
ЗШ-146	114,3	101,6	З-121	146	508	38
ЗШ-178	139,7	—	З-147	178	573	61
ЗШ-203	168,3	—	З-171	203	603	73
ЗУ-86	—	60,3	З-73	86	404	15
ЗУ-108	—	73,0	З-86	108	431	20
ЗУ-120	—	89,0	З-102	120	468	25
ЗУ-146	114,3	101,6	З-122	146	496	37
ЗУ-155	127,0	114,3	З-133	155	526	39
ЗУ-185	—	139,7	З-161	185	553	53
ЗУК-108	—	ТБНК-73	З-86	108	431	17
ЗШК-113	ТБВК-89	—	З-101	118	454	22
ЗШК-133	ТБВК-102	—	З-108	133	506	32
ЗШК-178	ТБВК-140	—	З-147	178	573	61
ЗУК-120	—	ТБНК-89	З-102	120	468	20
ЗУК-146	ТБВК-114	ТБНК-102	З-122	146	506	36
ЗУК-155	ТБВК-127	ТБНК-114	З-133	155	536	38
П р и м е ч	н и я: 1. Типор	азмеры замков,	указанные в	скоб	ках,	1риме-
нять не рекомендуется. 2. Обозначение замковой резьбы				состоит из		буквы
З и целого значения большего диаметра основания конуса ниппеля.

Технические требования к замкам

Замки изготовляются из стали марки 40ХН по ГОСТ 4543 — 71 со следующими механическими свойствами после термообработки:

При необходимости получения более высоких механических свойств (а_в, а_т) рекомендуется использовать замки размером свыше 120 мм из стали марок 40ХМ1ФА и З8ХНЗМФА (а_т = 882+1078 МПа).

На наружной и внутренней поверхностях замка не должно быть трещин, волосовин, плен, раковин и расслоений. Вырубка, заварка и заделка дефектных мест не допускаются.

Поверхности упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты должны быть гладкими, без заусенцев, рванин, забоин и других дефектов. Маркировка на этих поверхностях не допускается. Отклонения от перпендикулярности упорных торцов ниппеля и муфты к оси замковой резьбы не должны быть более 0,10 мм, а отклонения от плоскостности на ширине этих поверхностей — не более 0,07 мм.

Отклонения от перпендикулярности торцов к оси резьбы профиля ТТ не должны быть более 0,06 мм, а отклонения от плоскостности на ширине этих торцов — 0,06 мм.

Замковая резьба, резьба профиля ТТ и трубная резьба треугольного профиля должны быть гладкими, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев, рванин, продольных углублений вдоль образующей резьбы и других дефектов, нарушающих непрерывность, прочность и герметичность резьбы.

Несоосность осей замковой и трубной резьбы должна быть не более 0,06 мм в плоскости торца и 1,75 мм на длине 1 м. Несоосность осей конической выточки замковой резьбы и цилиндрической выточки трубной треугольной резьбы не должна быть более 0,6 мм. Несоосность осей резьбы профиля ТТ и конической расточки концов замков ЗШК, ЗУК, предназначенных для соединения с трубами, не должна быть более 0,04 мм.

На ниппелях и муфтах протачивается поясок для маркировки, а на левых замках — второй опознавательный поясок. Правые и левые ниппели и муфты замков ЗУ-120, ЗУ-155, ЗУК-120 и ЗУК-155 должны иметь опознавательную лунку. Замок ЗУК-155 заменен на ЗУК-162 (по ТУ 26-02-1026 — 86).

На ниппеле и муфте каждого замка на поясках для маркировки должна быть нанесена маркировка: товарный знак за-вода-изготовителя, типоразмер замка, дата выпуска (месяц, год), ГОСТ 5286 — 75.

Резьба замков, поверхности конических расточек и упорные уступы (торцы) для предохранения от коррозии покрываются смазкой по ГОСТ 9.014 — 78. Резьба и упорные торцы при транспортировке должны быть предохранены от повреждений.

Каждая партия замков, а также ниппелей и муфт сопровождается документом, удостоверяющим их соответствие ГОСТ 5286 — 75.

Для повышения износостойкости и прочности применяются высокопрочные замки ЗШК-178В с пределом текучести 980 МПа, с резьбой повышенной износостойкости МК148х7,257х1:6 — ЗШК-178М (ТУ 26-02-989-84).

5.4. ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ С ПРИВАРЕННЫМИ ЗАМКАМИ

Трубы бурильные с приваренными замками выпускаются по ТУ 14-3-1293-84 и по ТУ 14-3-1187-83. Условное обозначение труб по ТУ 14-3-1293-84: ПК114х8,56; ПК127х9,19.

Размеры, предельные отклонения, масса труб по ТУ 14-31293-84 должны соответствовать указанным на рис. 5.15 и в табл. 5.8.

Овальность и разностенность не должны выводить размеры труб за предельные отклонения по наружному диаметру и толщине стенки. На поверхности труб не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин.

Механические свойства труб после высадки и термообработки должны соответствовать указанным в табл. 5.9.

Размеры труб по ТУ 14-3-1187-83 приведены на рис. 5.16 и в табл. 5.10.

Механические свойства труб должны соответствовать группе прочности Д. Наружная и внутренняя поверхности высаженной части труб и места перехода от высаженной части к гладкой части труб не должны иметь резких уступов и складок; переход от высаженной части к гладкой должен быть плавным по всей длине. На внутренней поверхности высаженной части труб (до приварки замков) на длине 40 мм от торца незаполнение металлом не допускается; на длине более 40 мм допускается одно пологое незаполнение металлом шириной не более 40 мм.

Наружная поверхность высаженных концов труб перед приваркой должна подвергаться обработке с целью удаления облоя; торцы труб должны быть механически обработаны.

Трубы и замки после приварки должны быть соосны; смещение осей трубы и замка в плоскости сварного стыка не должно превышать 1,2 мм, перекос осей не должен превышать 3,0 мм на 1 м длины.

Зона сварного соединения после удаления наружного и внутреннего грата необходимо подвергать термообработке.

1293-84

fCSSVrTTT-y/y/^ih Рёс- 5.15. Труба бурильная с Х\ Л//////приваренными замками по ТУ 14-3-

Рис. 5.16. Труба бурильная с

приваренными замками по ТУ 14-31187-83

Условный наружный диаметр трубы	Наруж ный диаметр D	Толщина стенки s	Наружный диаметр высадки Dj	Внутренний диаметр высадки d	Теоретическая масса, кг
Условный наружный диаметр трубы	Наруж ный диаметр D	Толщина стенки s	Наружный диаметр высадки Dj	Внутренний диаметр высадки d	1 м гладкой трубы	увеличение массы трубы за счет высадки обоих концов
73	73,0	9,19	81,0	50,8	14,48	2,8
89	88,9	9,35	98,4	65,1	18,34	4,63
102	101,6	8,38	106,4	68,3	19,26	4,0
114	114,3	8,56	119,1	76,2	22,31	3,95
114	114,3	10,92	119,1	69,8	27,84	7,99
127	127,0	9,19	130,2	88,9	26,71	7,63
127	127,0	12,70	130,2	76,2	35,79	6,99

Та б ли ц а 5.9

Механические свойства металла труб

Группа прочности	Временные сопротив ления разрыву, МПа	Предел текучести, МПа, не менее	Относительное удлинение, %, не менее	Ударная вязкость, кДж/м³, не менее	Относительное сужение после разрыва, %, не менее
Д	655	379	16	690	50
Е	689	516	14	690	50
Л	723	655	14	690	50
М	792	723	12	690	45
Р	999	930	12	690	45

Грат при сварке должен быть полностью удален с наружной и внутренней поверхностей.

Требования к прямолинейности труб, проверке химического анализа, проверке механических свойств стали, к испытанию на растяжение и сплющивание приведен в ГОСТ 631 -75.

Временное сопротивление разрыву сварного соединения и твердость в зонах сварного шва и термического влияния должны быть проверены на одной трубе из партии.

Результатом испытания считается среднеарифметическое значений, полученных при испытании трех образцов от каждого конца. Допускается снижение результатов испытаний для одного образца на 10 % ниже нормативного требования.

Замки (ниппели и муфты) для приварки к трубам по ТУ 14-3-1293-84 изготовляются по ТУ 39-10-082-84, а к трубам по ТУ 14-3-1187-83 согласно ТУ 26-02-964-83.

				Высаженная часть трубы
Условный наруж ный диаметр	Наруж ный диаметр	Толщина стенки s	наруж ный диаметр D,	внут ренний диаметр d₂	длина цилиндрической части Ij	длина переходной части I₂	длина цилиндрической части I₃
114	114,3	9	123	92	30	25	30
127	127	9	135	104	30	25	30
Предельное отклонение	±1,0 %	—12,5 %	±1	±1

П р о д о л ж е н и е т а б л . 5.10

Условный

наруж

ный

диаметр

Длина готовой трубы после приварки замков L

Расчетная масса, кг

1 м гладкой трубы

увеличение массы трубы вследствие высадки концов

комплекта

замков

114

127

Предельное отклонение

П р и м кой части скается по заказа.

12700 12700 — 900

е ч а н и е : 1. Допу трубы до 1 мм за ставка труб длино

23,3

26,2

скается увели высаженной й 8700—700 м

6,8

7,0

чение наружного д гастью на длине 125 м в количестве не б

51.5

62.5

иаметра глад-мм. 2. Допу-олее 20 % от

Для труб групп прочности Д и Е допускается изготовление замков из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286 — 75. Замки к трубам по ТУ 14-3-1187 — 83 выпускаются по ТУ 26-02-964 — 83.

Требования к замковой резьбе, допускаемым отклонениям элементов, чистоте поверхности, методам контроля должны соответствовать ГОСТ 5286 — 75. Правила приемки и методы испытаний замков также должны соответствовать требованиям ГОСТ 5286 — 75.

Замки изготавливаются из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286 — 75.

На наружной цилиндрической поверхности ниппеля и муфт допускаются местные черновины от окалины, на внутренней поверхности черновины допускаются местные увеличения диаметра до 3 мм и не более 1 мм на участке резьбы. Разностенность ниппеля в плоскости торца малого основания конуса замковой резьбы не должна превышать 1,5 мм для замков ЗП —114 и 2,0 мм для замков ЗП— 127 мм.

Перекос осей замковой резьбы и наружной цилиндрической поверхности муфты или ниппеля не должен быть больше 1,75 мм на длине 1 мм.

Несоосность наружной и внутренней поверхностей хвостовика муфты или ниппеля относительно наружной цилиндрической поверхности муфты или ниппеля не должна превышать 0,4 мм в плоскости торца.

На торцах хвостовиков окалина не допускается. Средний ресурс до списания 500 циклов свинчивания-развинчивания. Каждая партия замков поставляется комплектно, резьба замковая покрывается антикоррозионной смазкой (например, К-17, по ГОСТ 10877 — 76).

Партия замков сопровождается сертификатом, удостоверяющим соответствие качества замков требованиям технических условий. Замковые детали подвергаются проверке механических свойств — на растяжение и ударную вязкость. Испытание на растяжение производится по ГОСТ 10006 — 80, а испытание на ударную вязкость по ГОСТ 9454 — 78.

Эксплуатация замков должна вестись согласно инструкции по эксплуатации. В процессе эксплуатации допускается до трех ремонтов замковой резьбы.

5.5. ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ

ТРУБЫ

Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) применяются в структурном, разведочном и эксплуатационном бурении, а также при капитальном ремонте скважин.

В ыпускаются ЛБТ сборной конструкции (рис. 5.17, t) гладкие и с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. ЛБТ сборной конструкции гладкие и с протекторным утолщением изготовляются в соответствии с ГОСТ 23786 — 79; ГОСТ 23786 — 79

ТБ — с внутренними утолщениями (рис. 5.17, •);

ТБП — с внутренними концевыми утолщениями и протекторным утолщением (рис. 5.18).

Размеры ЛБТ с внутренними концевыми утолщениями, поставляемых без резьбы, приведены в табл. 5.11.

Рис. 5.17. Труба легкосплавная:

Ф - сборной конструкции; • - труба с внутренними утолщениями; 1 - муфта; 2 - труба; 3 - ниппель

ч-

«—1

>Н--—>

¹ -4

У///,

⁷///////////У777777/

V////S/Z//

^5 1 Г

>//////

л г

СЧ

5*5

1 J

л т

лг

У/////

у//

'Л

У/

'У/////,

У//

^у/л

A i.

A i

5000 ±

. ч

0—

Г^//

А к

5000±350

1'г 4—* ->

h ч—>

J L

Рис. 5.18. Труба с внутренними и наружными протекторными утолщениями

Т а б ли ц а 5.11

Размеры (в мм) труб без резьбы с внутренними концевыми утолщениями

Наружный диаметр D		Толщина стенки концевого утолщения		Толщина стенки основного сечения s₁±0,1± ±^S1	Длина концевого утолщения
номиналь ный	предель ное отклоне ние	номиналь ный	предель ное отклоне ние		+200 ¹ 1-50	+1 00 ¹ 2-50
54	±0,6	13	+ 1,3	7,5	150	150
64 73 90	+ 1,5 -0,5		+ 1,5 -1,0	8,0	200	200
		16	+ 2,0 -1,0	9,0
103 108	+ 1,5 -1,0	15			250	250
		25	с№ +-		1000

Размеры труб с внутренними концевыми утолщениями, выпускаемых с нарезанной резьбой и навинченными стальными замками, приведены в табл. 5.12, а труб с протекторным утолщением - в табл. 5.13.

По согласованию с потребителем допускается изготовление труб без резьбы и замков. Номинальная длина труб без протекторного утолщения: диаметром 54 мм - 4,5 м, 64 мм - 5,3 м, от 64 до 110 мм - 9,0 м и свыше 110 мм -

12,0 м. ЛБТ с протекторным утолщением поставляются длиной 12 м всех диаметров. Отклонения по длине +150 мм -

Размеры (в мм) труб с навинченными замками и внутренними концевыми утолщениями

Наружный диаметр D +^2,0 -1,0	Толщина стенки утолщения s		Толщина стенки основного сечения s 1±0, 1 s 1	Длина концевого утолщения
Наружный диаметр D +^2,0 -1,0	номиналь ная	предельное отклонение	Толщина стенки основного сечения s 1±0, 1 s 1	+200 ¹ 1-50	+100 ¹ 2-50
114	15	+ 2,0	10	1300	250
		— 1,0	9
129	17	+ 2,5	11
		— 1,5
	15	+ 2,0	9
		— 1,0
147	17	+ 2,5	1 1	1300	250
	20	— 1,5	13
	22	+ 2,8	15
	24	— 1,7	17

Та б ли ц а 5.13

Размеры (в мм) труб с протекторным утолщением

Наруж ный диаметр D +^2,0 ^D-1,0	Диаметр протек торного утолще ния +3,0 ^-2,8	Толщина стенки			Длина утолщения		Длина протекторного утолщения _I ±5,0 ¹ п
Наруж ный диаметр D +^2,0 ^D-1,0	Диаметр протек торного утолще ния +3,0 ^-2,8	конце вого утолще ния +2,5 ^s -1,0	основного сечения Si + 0,1 s 1	протек торного утолще- +0,15 ^ния -0,2	+200 ¹ 1-50	+1 00 ¹ 2-50	Длина протекторного утолщения _I ±5,0 ¹ п
129	150		11	21,5
147	172	17		23,5	1300	250	300
170	197			24,5
170	197			26,5
			13

200 мм. Допускается 5 % труб в партии с предельным отклонением по длине + 300 мм, — 350 мм.

ЛБТ изготовляются из алюминиевого сплава Д16 (табл. 5.14) с химическим составом по ГОСТ 4784 — 74 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Д16Т) (табл. 5.14). Механические свойства труб нормальной прочности при растяжении должны соответствовать следующим требованиям:

Кривизна на средней трети длины трубы не должна превышать 1,5 мм на 1 м, а на остальных участках, исключая

	Наружный диаметр труб, мм
	64	73	90	114	129				147			170
Параметр				Толщина стенки тела трубы s,					мм
	8	9	9	10	9	11	9	11	13	15	17	11
Площадь сечения, см²:
тела трубы	14,1	18,1	22,5	32,6	33,9	40,8	39,0	47,0	54,7	62,1	69,5	54,9
канала в теле трубы	18,1	23,7	42,7	69,4	96,6	90,0	130,6	122,7	114,9	107,4	100,2	171,9
Растягивающая нагрузка, ^Н:
1ЧП. допустимая	390	500	650	11 70	1210	1460	1070	1290	1 500	1710	1910	1510
предельная	460	600	750	1 53	159	1920	1390	1680	1 950	2170	2430	1980
Внутреннее давление,
МПа:
допустимое	55	54,2	43	38,5	30,7	37,5	27	33	39	45	50,9	28,5
предельное	71,4	70,5	60	51,5	41,5	50,5	36,5	44,5	52	59,3	66,5	38,5
Внешнее допустимое	57,5	47	50	30	20,5	29,5	14	24	32	38	42	17,5
давление, МПа
Крутящий момент, Нм:
допустимый	4840	71 00	12500	21$500	26180	30500	34 900	40 900	46 350	51 340	55 80 п 0	56 400
предельный	5750	8450	14900	25_$550	31 100	36 250	41 500	48 650	55 1 50	61 000	66 350	67 100
П р и м е ч а н и е . Предельная		нагрузка допускается в аварийной ситуации.

протекторное утолщение и места переходов от основного сечения трубы к утолщениям — 1,3 мм.

На наружной и внутренней поверхностях труб не допускаются раковины, трещины, расслоения, неметаллические включения, пятна коррозионного происхождения. Не допускаются плены, отслоения, пузыри, забоины, царапины, риски, задиры, вмятины, запрессовки, если глубина их залегания, определяемая контрольной зачисткой, превышает предельные отклонения по толщине стенки. Допускаются цвета побежалости, темные и белые пятна и следы технологической смазки.

На наружной поверхности протекторного утолщения и в местах переходов к нему не допускаются продольные расслоения глубиной до 2 мм, определяемые контрольной зачисткой. В месте перехода от утолщения к основному сечению трубы допускается один кольцевой пережим при условии соответствия толщины стенки и внутреннего диаметра. При этом пережим не должен выводить наружный диаметр за предельные отклонения: +1,0 мм и —2,0 мм для труб диаметрами 54 и 64 мм; +2,5 и —5,0 мм для труб остальных диаметров.

Допускаются отслоения глубиной: от наружной поверхности не более 1,5 мм и от внутренней — не более 3,0 мм.

Длина переходных зон от концевого утолщения к основному сечению трубы должна быть не более 300 мм, а от протекторного утолщения до основного сечения трубы — не более 1800 мм.

Овальность и разностенность труб должны быть в пределах допусков по наружному диаметру и толщине стенки.

Несоосность протекторного утолщения с осью трубы предусматривается не более 7 мм.

Технические требования к замкам ЛБТ должны соответствовать ГОСТ 5286 — 75, а требования к трубной резьбе треугольного профиля — ГОСТ 631—75 (для труб 147 мм используется резьба труб 146 мм, по ГОСТ 632 — 80).

Условное обозначение трубы из алюминиевого сплава марки Д16 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Т), нормальной прочности, с внутренними концевыми утолщениями, диаметром 147 мм и толщиной стенки 11 мм — труба Д16Т147х11 ГОСТ 23786 — 79. То же, с протекторным утолщением — труба ПД16Т147х11 ГОСТ 23786 — 79.

С целью улучшения механических свойств труб используется сплав 01953Т1 с пределом текучести 490 МПа, а для работы в условиях повышенных температур — АК4Т1. Работа

Диаметр труб, мм	Масса 1 м труб, кг	Растягивающая нагрузка, кН		Давление внутреннее, МПа		Крутящий момент, кН-м
Диаметр труб, мм	Масса 1 м труб, кг	допус тимая	пре дельная	допус тимое	пре дельное	допус тимый	пре дельный
146	16,5	1400	1680	29,5	44,5	25	30
127	11,4	1150	1400	35	52,0	20	25
108	13,1	830	1000	40	59,5	10	13
90	6,7	600	700	52	77,0	5	6

с трубами из сплава Д16Т1 при температуре выше 150 °С не рекомендуется.

По типу конструкции труб ВК типа 3 (ГОСТ 631—75) разработаны конструкции труб ЛБТВК — 103, 114, 129,

140, 147 мм. В соединении использована трубная трапецеидальная резьба профиля ТТ (ГОСТ 631—75), соответствующая диаметрам стальных бурильных труб с коническими стабилизирующими поясками; для труб ЛБТВК-147 применена резьба ТТ138х5,08х1:32. Предел выносливости труб с резьбой треугольного профиля 29 — 32 Н/мм², для труб ЛБТВК-147 — 53 Н/мм². Высокопрочные замки ЗЛК-178В (о_т = 980 МПа) и замки ЗЛК-178 изготовляют по ТУ 26-021001-85.

Кроме труб с навинченными замками изготовляют также трубы беззамковой конструкции, концы которых имеют значительное наружное утолщение, на которых нарезается замковая резьба. Прочность этих труб выше прочности труб сборной конструкции (табл. 5.15).

Стальные замки навинчивают на ЛБТ на специальном стенде с приложением определенного крутящего момента. Резьбу бурильных труб и замков тщательно очищают, промывают и обезжиривают. На резьбу бурильных труб наносят соответствующую смазку на основе эпоксидной смолы с наполнителями и вручную навинчивают замковые детали, подобранные по натягам (сумма натягов резьбы замка и трубы должна составлять 22-25 мм). Наибольший крутящий момент на шпинделе стенда — 25 кН-м. Применяется также навинчивание замков в нагретом состоянии. Замок предварительно нагревают до 380 — 400 °С; навинчивание на трубу осуществляют при одновременном охлаждении внутренней поверхности трубы водой.

Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2

Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2 изготовляются по ТУ 51-774 — 77 из хромони-кельмолибденовых сталей и подвергаются термообработке только по концам на длине 0,8—1,2 м. Концы труб под термообработку нагревают с помощью специальных индукторов. Канал в УБТ получают сверлением, а механическая обработка обеспечивает необходимую балансировку труб. Условное обозначение: УБТС-2-178/3-147, ТУ 51-774-77 (труба с наружным диаметром 178 мм и резьбой 3-147). Длина труб 6,0 м.

Утяжеленные бурильные трубы УБТС-2 (рис. 5.19 и табл. 5.16) изготовляют диаметрами 178, 203 и 229 мм.

Соединения ниппельного и муфтового концов труб выполняются с правой замковой резьбой, по ГОСТ 5286-75, а для диаметров 254, 273 и 299 мм — с резьбой 3-201, по ГОСТ 20692-75.

Для повышения сопротивления усталости резьбовых соединений на них протачиваются зарезьбовые разгружающие канавки 3РК. Применяются обкатка роликами и другие упрочняющие методы обработки.

Кривизна канала трубы относительно ее теоретической оси в середине трубы не должна превышать: 4,5 мм для труб диаметром 120 и 133 мм; 3,0 мм — 146 и 178 мм; 2,0 мм для труб остальных диаметров.

Биение наружной поверхности трубы относительно теоретической оси канала в середине трубы не должно превышать:

L—6500_ 4оо

Условное обозначение трубы	Наружный диаметр D±1	Резьба	Внутренний диаметр d±1,5	Диаметр проточки под элеватор Dj	Теоретическая масса 1 м гладкой трубы, кг
УБТС2-120	120	З-101	64	102	63,5
УБТС2-133	133	З-108	64	115	84,0
УБТС2-146	146	З-121	68	136	103,0
УБТС2-178	178	З-147	80	168	156,0
УБТС2-203	203	З-161	80	190	214,6
УБТС2-229	229	З-171	90	195	273,4
УБТС2-254	254	З-201	100	220	336,1
УБТС2-273	273	З-201	100	220	397,9
УБТС2-299	299	З-201	100	245	489,5

6,0 мм для труб диаметром 120 и 133 мм; 4,0 мм — 146 и 178 мм; 2,0 мм для труб остальных диаметров.

При проверке биения на меньшем расстоянии от торцов труб допустимое биение пропорционально уменьшается.

Допускается холодная правка труб (без подогрева) диаметром 120, 133 и 146 мм до нарезания резьбы.

Разностенность тела трубы не должна превышать: 5,0 мм для труб диаметром 120, 133 и 146 мм; 3,5 мм для труб остальных диаметров.

Разностенность на длине резьбовой части допускается не более 1 мм.

Утяжеленные бурильные трубы должны изготовляться из стали марки 38ХН3МФА, по ГОСТ 4543 — 71 со следующими механическими свойствами после термообработки:

Твердость НВ..............................................................................................................................................................................285 — 341

Допускается изготовление труб из других легированных сталей, например 40ХН2МА, с механическими свойствами после термообработки:

На наружной и внутренней поверхностях труб не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин и песочин. Заварка и заделка дефектных мест не допускаются. Обнаруженные дефектные места на наружной поверхности могут быть вырублены, при этом глубина вырубки не должна превышать 5 % номинальной толщины стенки, а протяженность вырубленных мест — 100 мм в продольном направлении и 25 мм в поперечном. Количество вырубленных мест должно быть не более двух в разных сечениях, вырубка должна быть тщательно зачищена и иметь пологие края.

На участке менее 400 мм от конца трубы вырубка не допускается.

По наружному диаметру труб допускаются проточки отдельных мест, требуемые технологией механической обработки труб, на глубину не более 1 мм и общей протяженностью не свыше 400 мм. Проточки должны заканчиваться плавными, без подрезов, переходами.

С целью предохранения от коррозии наружные поверхности каждой трубы должны быть окрашены.

Упорные поверхности ниппельного и муфтового концов трубы должны быть без заусенцев, рванин, забоин и других дефектов, нарушающих плотность соединений. Не допускается наносить на них какие бы то ни было знаки маркировки.

Резьба должна быть гладкой, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев, рванин и других дефектов, нарушающих непрерывность резьбы. Резьба должна быть фосфати-рована.

Резьба, зарезьбовые канавки и поясок обкатываются роликом в соответствии с инструкцией ВНИИБТ.

На каждой требе на расстоянии 0,4 мм от ее ниппельного конца должна быть нанесена маркировка: товарный знак или наименование предприятия-изготовителя, условное обозначение трубы, порядковый номер трубы, марка стали, порядковый номер плавки, длина трубы, дата выпуска, клеймо ОТК завода-изготовителя. Маркировка должна быть произведена четко клеймами. Все клейма должны быть выбиты вдоль образующей трубы и обведены светлой краской.

При транспортировании наружная и внутренняя резьба труб и упорные поверхности должны быть надежно защищены предохранительными пробками и кольцами.

При навинчивании пробок и колец резьба и упорные поверхности должны быть смазаны антикоррозионной смазкой.

Каждая поставляемая партия труб должна сопровождаться документом (сертификатом), удостоверяющим соответствие их качества требованиям технических условий, в котором указываются: дата выпуска, номера плавок, порядковые номера труб (от — до для каждой плавки), наружный и внутренний диаметры, обозначения резьбы, длина труб, содержание серы и фосфора для труб каждой плавки, результаты механических испытаний металла труб.

При погрузке на автомобили трубы следует укладывать на брусья и привязывать к ним цепью с двух сторон.

Перед разгрузкой труб необходимо установить, что предохранительные пробки и кольца находятся на месте и затянуты.

Трубы должны храниться на стеллажах уложенными в один ряд, причем расстояние от поверхности земли должно быть не менее 0,5 м, с тем чтобы уберечь их от влаги и грязи.

Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные)

Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) диаметром 146, 178, 203, 219 и 245 мм поставляются по ТУ 14-3-385 — 79, а трубы (заготовки для УБТ) диаметром 73, 89, 108 мм — ТУ 14-3-839 — 79. Утяжеленные бурильные трубы изготовляются гладкими по всей длине: 146x74x8000,

178x90x12 000, 203x100x12 000, 219x112x8000 и 245x135x7000 мм. Допускается поставка труб диаметром 146 мм, длиной 6 м и диаметром 203 мм, длиной 8 м до 30 % объема заказа, а диаметром 178 мм, длиной 8 м — до 10 %.

Размеры, отклонения и масса труб приведены в табл. 5.17.

Та б ли ц а 5.17

			Отклоне	Минимальная толщина стенки по
Диаметр трубы, мм	Резьба	Отклонение по	ние по кривизне, мм	Минимальная толщина стенки по	Масса 1 м труб,	Примеча ние
Диаметр трубы, мм		длине, м	на 1 м длины	резьбе ниппеля, мм	кг
146±4	3-121	±1	2	4	97,6	_-
178±3	3-147	±1	2	7	145,4	—
203+2	3-171	±1	2	7	193,0	—
2 19+2	Без резь-	По ГОСТ	3	-	225,1	Рекомен
2 19+2	бы	8732 - 78				дуется резьба 3-171
245±3	То же	По ГОСТ 8732 - 78	3		267,4	Рекомен дуется резьба 3-201

Группа

прочности

Временное сопротивле ние разрыву, МПа

Предел

текучести,

МПа

Относите

льное

удлинение,

Относительное сужение, %

Ударная

вязкость,

кДж/м²

637

686

373

441

392

Допуск по толщине стенки для труб диаметром 146, 178, 203 мм — минус 12,5 %. Внутренний диаметр (канал) трубы d_KaH контролируется шаблоном наружным диаметром, равным 10 мм. Разностенность труб диаметром 219, 245 мм в одном сечении не должна превышать 10 мм.

На поверхности труб не должно быть дефектов в виде плен, трещин, закатов, расслоений. Допускаются дефекты, обусловленные условиями производства, глубина залегания которых не должна превышать 12,5 % толщины стенки. На концах труб на длине 300 мм дефекты не допускаются. Разрешается запиловка дефектных мест.

Утяжеленные бурильные трубы изготовляются групп прочности Д и К.

Механические свойства металла труб после нормализации должны соответствовать данным, приведенным в табл. 5.18.

Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) рекомендуется применять при бурении скважин средних глубин в несложных геологических условиях.

Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ

В некоторых случаях при бурении скважин с целью повышения износостойкости резьбы и прочности резьбового соединения, облегчения процесса ремонта применяют утяжеленные бурильные трубы с замками с коническими стабилизирующими поясками (рис. 5.20). Замок УБТСЗ изготовляется высокопрочным с механическими свойствами, по ГОСТ 5286-75, из стали марок 40ХН, 40ХН2МА. Изношенный замок может быть легко заменен непосредственно на буровой с использованием установки, размещенной на автомобиле (трубы с замком собирают горячим способом).

ВНИИБТ разработаны конструкции УБТСЗ диаметром 146, 178, 203 и 229 мм. Трубы соединяются с замком при помощи

15° 15°

Рис. 5.20. Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ

трапецеидальной резьбы профиля ТТ. Отношение большего диаметра посадки к длине стабилизирующего пояска принято

1,1 —1,5, а диаметра охватывающей детали (замка) к охватываемой детали (трубе) — 1,2.

Для повышения износостойкости и прочности резьбовых соединений и экономии легированных сталей применяют УБТ с приваренными высокопрочными концами. Приварка может быть выполнена дуговым методом под слоем флюса или контактной электросваркой. Резьбовые концы длиной 500 — 1500 мм изготовляют из легированной стали с механическими свойствами, по ГОСТ 5286 — 75, т.е. 3-102 вместо 3-101 и 3-122 вместо 3-121. Использование такого профиля повышает

Т а б ли ц а 5.19

Тип

резьбы

Конус

ность

21дф

Элементы профиля замковой резьбы

Высота теоре-тичес-кая остро-угольного п р о-филя Q

Высота п р о-филя ^h 1

Рабочая высота п р о-филя h

Высота среза вершин 1

Ширина среза вершин b

Радиус закругления вершин г

3азор по вершинам z

МК

СК-90

П р и

резьбы

1:4

1:6

1:8

1:4

1:6

1:8

м е ч а н ] е (при р<

0,8615

0,8640

0,8649

0,4922

0,4965

0,4980

и е . При] 1счете ис

0,5001

0,5016

0,5021

0,3431

0,3461

0,3472

веденные

:тинных

0,4278

0,4290

0,4294

0,2990

0,3016

0,3025

значен

значений

0,2169

0,2173

0,2177

0,0966

0,0975

0,0978

!я необх I профил

0,2507

0,2514

0,2517

0,1933

0,1950

0,1956

одимо у я).

0,1445

0,1449

0,1451

0,1266

0,1277

0,1281

множить

0,0724

0,0725

0,0726

0,0442

0,0446

0,0447

на шаг

на 20-30 % износостойкость и прочность резьбовых соединений.

Для повышения динамической прочности и износостойкости при бурении в особо тяжелых условиях рекомендуется применять профили резьб МК и СК-90 с увеличенным шагом 7 и 8 мм, основные размеры которых приведены в табл. 5.19. Так, износостойкость резьбы МК-90 с крупным шагом 8 мм повышается на 60-65 %, а предел выносливости — на 25 %.

Резьбу СК-90 с углом профиля 90° рекомендуется применять в нижней части колонны при роторном способе бурения.

5.7. ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ

КОЛОНН

Переводники предназначены для соединения между собой частей бурильной колонны и присоединения ее к вертлюгу, забойному двигателю, долоту и т.д. Для бурильных колонн изготовляют переводники следующих типов: П — переходные, М — муфтовые, Н — нип

пельные.

В зависимости от соотношений диаметров замковых резьб на концах переводники каждого типа могут быь различной конфигурации: цилиндрической, ступенчатой.

Переводники каждого типа и исполнения изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Размеры резьбы и требования к ее качеству должны соответствовать ГОСТ 5286 — 75 для бурильных замков.

Переводники для бурильных колонн изготовляются в соответствии с требованиями ГОСТ 7360 —82Е. Указанный стандарт предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения (табл. 5.20, 5.21), (рис. 5.21).

В условное обозначение переводников входит типоразмер переводника, а переводников с резьбами левого направления нарезки — буква Л.

Пример условного обозначения переводника типа М с резьбами З-147/171: М-147/171 ГОСТ 7360 — 82Е. То же, типа П: П-147/171 ГОСТ 7360 — 82Е. То же, с резьбами левого направления нарезки: П-147/171—Л ГОСТ 7360 — 82Е.

Переводники переходные

	Замковая резьба		Габариты, мм		Соединяемая часть бурильной колонны
Перевод ники	Муфто вый конец	Ниппельный конец	L	D	верхняя	нижняя
П-76/88	З-76	З-88	395	113	ЗН-95	УБТ-108
П-86/66	З-86	З-66	356	108	ЗШ-108	Ловильный
П-86/73	З-86	З-73	356	108		инструмент ЗУ-86
П-86/76	З-86	З-76	369	108	УБТ-108	Турбобур-104
П-86/88	З-86	З-88	395	113	ЗШ-108	Ловильный
П-88/88	З-88	З-88	395	113	ЗН-108	инструмент УБТ-108
П-88/101	З-88	З-101	420	118	УБТ-108	Турбобур-127
П-88/121	З-88	З-121	500	146	ЗН-113	УБТ-146
П-101/88	З-101	З-88	420	118	ЗШ-118	Ловильный
П-101/117 П-101/121	З-101 З-101	З-117 З-121	500 497	140 146		инструмент УБТ-146
П-102/88	З-102	З-88	430	120	ЗУ-120	Ловильный
П-102/101	З-102	З-101	430	120	ЗУ-120	инструмент Ловильный
П-102/121	З-102	З-121	496	146		инструмент УБТ-146
П-108/88	З-108	З-88	451	133	ЗШ-133	Ловильный
П-108/101	З-108	З-101	459	133		инструмент ЗШ-118
П-108/102	З-108	З-102	465	133		Ловильный
П-108/121	З-108	З-121	490	146		инструмент УБТ-146
П-117/121	З-117	З-121	457	146	Турбобур-	Долото-190;
П-117/147	З-117	З-147	523	178	127; -195 ЗН-140	-215 УБТ-178
П-121/86	З-121	З-86	489	146	ЗШ-146	ЗШ-108, ЗУ-
П-121/101	З-121	З-101	490	146		108 ЗШ-118
П-121/102	З-121	З-102	496	146		ЗУ-120
П-121/108	З-121	З-108	502	146		ЗШ-133
П-121/121	З-1 21	З-121	457	1 46	Ведущая	ЗШ-146
П-121/122	З-121	З-122	469	146	бурильная	ЗУ-146
П-121/133	З-1 21	З-133	484	1 55	труба	ЗУ-155
П-121/147	З-121	З-147	524	178	УБТ-146	УБТ-178
П-121/161	З-121	З-161	537	203		УБТ-203
П-122/101	З-122	З-101	490	146	ЗУ-146	ЗШ-118
П-122/102	З-122	З-102	496	146		ЗУ-120
П-122/117	З-122	З-117	463	146		Ловильный
П-122/121	З-122	З-121	457	146		инструмент УБТ-146
П-122/133	З-122	З-133	484	155		Ловильный
П-122/147	З-122	З-147	524	178		инструмент УБТ-178

	Замковая резьба		Габариты, мм		Соединяемая чаеть бурильной колонны
Перевод	Муфто	Ниппель		D
ники	вый конец	ный конец	L	D	верхняя	нижняя
П-133/108	3-133	3-108	506	155	3У-155	3Ш-133
П-133/117	3-133	3-117	497	155		Ловильный инструмент
П-133/121	3-133	3-121	482	155		3Ш-146
П-133/140	3-133	3-140	510	172		Ловильный инструмент
П-133/147	3-133	3-147	520	178		УБТ-178
П-147/121	3-147	3-121	516	178	3Ш-178	3Ш-146
П-147/133	3-147	3-133	524	178		3У-155
П-147/140	3-147	3-140	510	178		Ловильный инструмент
П-1 47/1 47	3-1 47	3-147	51 7	178	Ведущая бурильная труба	3Ш-178
П-147/152	3-147	3-152	517	197	3Ш-178	Ловильный инструмент
П-147/161	3-147	3-161	517	185	3Ш-178	УБТ-203
П-147/171	3-147	3-171	521	203	УБТ-178	УБТ-229
П-152/121	3-152	3-121	526	197	Турбобур-172; -195	Долото-245
П-161/147	3-161	3-147	517	185	УБТ-203	Турбобур-215
П-161 /171	3-161	3-171	538	229	УБТ-203	УБТ-229
П-171/147	3-171	3-147	538	203	3Ш-203	3Ш-178
П-171/171	3-171	3-171	517	203	УБТ-229	Электробур- 290
П-171/177	3-171	3-177	523	229		Долото-445
П-171/201	3-171	3-201	518	254		УБТ-254
П р и м е	ч а н и е. Ци	фры, стоящ	;ие по	еле н	азвания элемет	ттов бурильной
колонны (УБТ, долото		, турбобур), указывают значение				их наружного
диаметра в мм.

Переводники изготовляютея из етали марки 40ХН и по ГОСТ 4543 — 71 или из других никельеодержащих марок ета-лей ео еледующими механичеекими евойетвами поеле термообработки:

На наружной цилиндричеекой поверхности каждого переводника протачиваетея пояеок для маркировки шириной 10 мм и глубиной 1 мм. На переводниках иеполнения цилиндричеекой конфигурации этот пояеок находитея поередине

Переводники муфтовые и ниппельные

Перевод	Замковая резьба		Габариты, мм		Соединяемая часть бурильной колонны
ники	Верхний конец	Нижний конец	L	D	верхняя	нижняя
М-86/88	3-86	3-88	325	113	УБТ-108	Долото-132 — 187
М-108/88	3-108	3-88	366	133	УБТ-133
М-121/88	3-121	3-88	398	146	УБТ-146
М-121/117	3-121	3-117	356	146	УБТ-146	Долото-190
М-147/152	3-147	3-152	391	197	УБТ-178	Долото-245 — 295
М-171/152	3-171	3-152	400	229	УБТ-229	Долото-245 — 295
Н-147/152	3-147	3-152	550	197	3Ш-178	Ловильный
Н-147/171	3-147	3-171	707	203		инструмент
Н-171/201	3-171	3-201	671	254	Турбобур-290	Долото-490

цилиндрической части; на переводниках ступенчатой конфигурации — на цилиндрической поверхности большого наружного диаметра на расстоянии 20 мм от переходной фаски.

На переводниках с левыми резьбами рядом с маркировочным пояском протачивается опознавательный поясок шириной 5 и глубиной 1 мм.

Рис. 5.21. Переводники для бурильных колонн ступенчатой конфигурации:

t — муфтовый; • — ниппельный; , — переходный

Технические требования к переводникам для бурильных труб, а также требования к ним в части правил приемки, методов испытаний, маркировки, упаковки, транспортирования и хранения идентичны соответствующим требованиям по ГОСТ 5286-75.

5.8. РЕЗИНОВЫЕ КОЛЬЦА

ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Для предохранения бурильных и обсадных колонн от истирания при бурении скважин используют резиновые кольца. Они работают в среде буровых промывочных растворов с добавками нефти при температуре до 150 °С.

Конструктивно резиновые кольца для бурильных труб могут быть выполнены разъемными или неразъемными. Отечественная промышленность выпускает резиновые кольца неразъемной конструкции по ГОСТ 6365-74.

Форма и размеры колец, предусмотренных указанным стандартом, даны в табл. 5.22 и на рис. 5.22.

Пример условного обозначения кольца типа А: кольцо А ГОСТ 6365-74.

По физико-механическим показателям резина для изготовления колец должна соответствовать следующим нормам:

Разработанные различными научно-исследовательскими организациями более совершенные разъемные конструкции колец пока еще не нашли в практике широкого применения.

Для надевания неразъемных резиновых колец на бурильные трубы применяют специальные пневмомашины. Кольцо непосредственно перед надеванием на трубу подогревают в горячей воде при температуре 80-90 °С в течение 10- 15 мин.

Во избежание повреждения резиновых колец при надевании на трубы очищают заусенцы и острые кромки замков

Рис. 5.22. Протекторное резиновое кольцо для бурильных труб

Т а б ли ц а 5.22

Размеры (в мм) резиновых колец

Тип коль ца	D	d	L	I1	1₂	D1	^d1	Размер бурильной трубы, для которой предназна-чаетея кольцо	Наружный диаметр кольца, надетого на трубу
Тип коль ца	D	d	L	(еправочные)				Размер бурильной трубы, для которой предназна-чаетея кольцо	Наружный диаметр кольца, надетого на трубу
А	90	50	155	135	149	85	56	73	115
Б	115	75	150	130	144	103	81	89	128
В	142	90	195	1 65	185	125	100	114	162
В1	150	95	195	1 65	185	132	105	114, 127	170
Г	165	1 00	200	170	190	147	110	140	200
Д	190	1 20	210	180	200	173	130	168	225

Для предотвращения перемещения колец по трубе иеполь-зуют клей или другие полимеризующиеея еоетавы. Применение емазок, облегчающих надевание колец, не допуекаетея.

Для предохранения колец от повреждения при работе об-еадная колонна не должна иметь техничееких повреждений. Центрование буровой вышки и ротора отноеительно уетья екважины при епуекоподъемных операциях должно обеепе-чивать прохождение через ротор колец и замков бурильных труб без поеадок и ударов.

5.9. ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Обратные клапаны для бурильных колонн предназначены для предотвращения газонефтеводопроявления плаетов через бурильные трубы в процееее бурения. При бурении скважины клапаны, установленные в колонне бурильных труб под нижним переводником ведущей трубы, работают в среде бурового промывочного раствора.

Серийное производство обратных клапанов для бурильных колонн осуществляется ПО "Азернефтемашремонт" по ОСТ 39-096 — 79, в соответствии с которым предусмотрено изготовление 10 типоразмеров клапанов, включающих: тип

1 — клапаны тарельчатые — КОБ Т (рис. 5.23, $), тип 2 — клапаны конусные с резиновыми уплотнениями — КОБ (рис. 5.23, ), (табл. 5.23).

Клапаны могут изготовляться с правыми или левыми замковыми резьбами.

Условное обозначение клапана: КОБ — клапан обратный

Типоразмер клапана	Условный диаметр труб (ГОСТ 631—75)		Замковая резьба (ГОСТ 5286 — 75)	Габариты		Масса, кг
Типоразмер клапана	с высаженными внутрь концами	с высаженными наружу концами	Замковая резьба (ГОСТ 5286 — 75)	D	L	Масса, кг
КОБ Т80-3-66	60	_—	З-66	80	240	8
КОБ Т95-3-76	73	—	З-76	95	260	9
КОБ Т108-3-88	89	73	З-88	108	270	12
КОБ Т120-3-102	—	89	З-102	120	290	25
КОБ Т133-3-108	102	—	З-108	133	310	32
КОБ 146-3-121	114	102	З-121	146	350	40
КОБ 155-3-133	127	114	З-133	155	375	43
КОБ 178-3-147	140	—	З-147	178	410	45
КОБ 185-3-161	—	140	З-161	185	430	55
КОБ 203-3-171	168	—	З-171	203	450	65

бурильный; Т — тарельчатый тип; двух- или трехзначное число — наружный диаметр клапана; двух- или трехзначное число с буквой З — условное обозначение замковой резьбы по ГОСТ 5286 — 75, а в случае левой резьбы к обозначению замковой резьбы добавляется буква Л.

Примеры условного обозначения клапанов в технической документации или при заказе: клапана с наружным диаметром 108 мм тарельчатого типа — КОБ Т 108-3-88 ОСТ 39-096 — 79; клапана с наружным диаметром 178 мм конусного типа с резиновым уплотнением — КОБ 178-3-147 ОСТ 39-096 — 79.

Рабочее давление, выдерживаемое при запирании, для клапанов тарельчатого типа диаметрами 80 — 133 мм — 15 МПа, а для конусных клапанов с резиновыми уплотнениями диаметрами 146 — 203 мм — 35 МПа. Максимальная температура рабочей среды при эксплуатации клапанов — не более 100 °С.

Корпус клапана изготовляют из хромо-никелевой стали марки 40ХН по ГОСТ 4543 — 71 с механическими характеристиками (после термообработки), аналогичными переводникам для бурильных колонн.

Технические требования к конструкции клапана, правила приемки, методы контроля, а также требования по маркировке, упаковке, транспортированию и хранению приведены в ОСТ 39-096 — 79.

5.10. ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИЕ ЭЛЕМЕНТЫ

К чиелу опорно-центрирующих элементов отноеят: центраторы, етабилизаторы и промежуточные опоры.

Центраторы выполняются как е прямыми, так и ео епи-ральными ребрами, обычно е наружным диаметром, равным диаметру долота.

Центраторы предназначены для управления иекривлением екважины и раеполагаютея от одного до трех в компоновке УБТ в завиеимоети от интенеивноети иекривления. Как правило, центраторы для предотвращения иекривления екважины уетанавливаютея на длине УБТ до 25 м.

Оеновные техничеекие требования к центраторам и ета-билизаторам предуемотрены ОСТ 39-078 — 79.

3начительная длина УБТ приводит к иекривлению труб в результате потери их уетойчивоети, что ухудшает передачу нагрузки на долото, приводит к неравномерному вращению колонны и породоразрушающего инетрумента и др. Кроме того, значительная длина УБТ еоздает большую площадь контакта труб ео екважиной, что епоеобетвует прихвату колонны под дейетвием дифференциального давления.

С целью улучшения работы УБТ, повышения их уетойчивоети и ограничения площади контакта труб ео етенками екважины применяют промежуточные опоры. Форма и размеры опор должны обеепечить ограничение поперечной деформации УБТ, выное разбуренной породы, наименьший контакт ео екважиной.

На рие. 5.24 изображена промежуточная опора квадратного еечения (ОП) конетрукции АзНИПИнефти. Опоры для долот диаметром 139,7 — 212,7 мм изготовляют по ТУ 39-01388 — 78 из етального проката; для долот диаметром 244,5269,9 мм — по ТУ 39-146 — 75 из етального литья. Ребра опор ар-мируютея штырями из твердого еплава. Диаметр опиеанной окружноети промежуточных опор примерно равен 0,95 D^_v

Ниже приводятея наибольшие поперечные размеры промежуточных опор и еоответетвующие диаметры долот.

Диаметр до-
лота, мм........	139,7	149,2
	244,5	269,9
Наибольший
размер опо-
ры 0, мм	1 33	1 43
ры 0, мм	230	255

1 165,1 187,3-190,5 212,7-215,9

1 53 1 81 203

Рис. 5.24. Опора промежуточная квадратная (ОП)

Промежуточные опоры устанавливаются на сжатом участке УБТ, если нагрузка на долото выше критической.

Расстояние между опорами может быть увеличено на 10 %; при бурении забойными двигателями расстояние принимается согласно табл. 5.24 для п = 50 об/мин.

Количество опор

_m = ¹⁰³Q ^- gQ_K _ 1, agq 0

но при этом их должно быть не менее двух.

Здесь Q — нагрузка на долото, кН; Q_K — масса наддолот-ной части комплекта УБТ в КНБК, кг; g — ускорение силы тяжести, м/с²; q₀ — масса 1 м УБТ, кг.

Бурение с применением промежуточных опор (ОП) должно проводиться непосредственно после разбуривания башмака предыдущей промежуточной колонны. Если интенсивность искривления скважины малая, то бурить можно без наддо-лотной компоновки с центраторами, используя для этого только промежуточные опоры.

Опоры квадратного сечения изготовляются ПО "Азернефтемашремонт".

Для борьбы с желобными выработками, ограничения площади контакта со скважиной и уменьшения искривления ствола применяется упругий стабилизатор (СУ) конструкции АзНИПИнефти. Стабилизатор (рис. 5.25) состоит из каркасной втулки 2, армированной резиной и свободно вращающейся на коротком полом вале 1, на обоих концах которого нарезана замковая резьба для присоединения к бурильной колонне. Поверхность втулки имеет желобчатую форму.

Наружный диаметр профильной втулки для работы с долотами диаметрами 215,9; 244,5; 269,9 мм соответственно равен 212, 241, 266 мм. Особенность упругого стабилизатора —

Та б ли ц а 5.24

Расстояние между промежуточными опорами Ф, м

Диаметр УБТ, мм	Частота вращения		колонны, об/мин
Диаметр УБТ, мм	50	90	120	150
108-114	20	16	13,5	12
121	22	16,5	14	13
133	23,5	17,5	15	13,5
146	25	18,5	16	14,5
169	31	21,5	18,5	17
178	33	23,5	21	19

вращение вала стабилизатора вместе с колонной при практически невращающейся втулке.

Устанавливается стабилизатор как в компоновке УБТ, так и на бурильной колонне. Выпускается упругий стабилизатор по ТУ 39-066 — 74 ПО "Азернефтемашремонт".

При бурении с долотами больших диаметров 295,3 — 393,7 мм для повышения устойчивости УБТ и ограничения поперечной деформации колонны используются промежуточные опоры (ОВ), состоящие из вала и вращающейся профильной втулки, изготовленной из алюминиевого сплава. Отношение диаметра втулки к диаметру скважины « 0,97. При вращении бурильной колонны втулка получает ограниченное вращение, в основном выполняя функцию опоры, поступательно перемещающейся вдоль скважины. Изношенные втулки заменяются на новые.

Установка вращающихся опор способствует также предупреждению образования желобных выработок.

В компоновке УБТ рекомендуется устанавливать две вращающиеся опоры ОВ с расстоянием между ними 20 — 28 м, при этом первая опора должна находиться от долота (или от конца наддолотной компоновки для борьбы с искривлением) на расстоянии 20 — 25 м.

Изготовляются вращающиеся опоры ПО "Азернефте

машремонт".

279

О ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ

МАГИСТРАЛЬНЫХ Г Л А В А НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. СТРУКТУРА И ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

В состав линейной части магистральных нефтепроводов в соответствии со СНиП 2.05.06 — 85 и ВИГИ

2 — 86 входят: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств, а также блокировочные трубопроводы, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопроводов;

линии электропередач, предназначенные для обслуживания трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;

противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, нефтепродуктов, конденсата и сжиженных углеводородов;

здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопроводов;

пункты подогрева нефти и нефтепродуктов; указатели и предупредительные знаки.

Линейная часть в отношении выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе определения толщины стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии со СНиП 2.05.06 — 85.

К основным характеристикам конструкции линейной части относятся следующие группы данных:

конструктивная схема прокладки трубопровода; координаты, определяющие ориентацию продольной оси трубопровода на всем протяжении трассы;

основные пространственные характеристики конструктивных элементов с указанием допустимых отклонений от номинальных размеров, включая искажения формы изделий (номинальный наружный Ю_н и внутренний Д_вн диаметры труб, толщина стенки 6; допустимый нормативный разброс этих значений, допустимое отклонение поперечного сечения трубы от круговой формы, геометрические характеристики формы сварных швов и т.п.);

физико-механические характеристики, включая прочностные свойства применяемых материалов и аналогичные характеристики металлов в зоне сварных швов. Состав и объем необходимой информации должен быть составлен или скорректирован с учетом выбранных для реализации расчетных схем;

данные о начальной и (или) текущей дефектности материала труб, включая перечень возможных дефектов, данные о плотности и размещении дефектов в теле трубы.

Диаметр трубопроводов линейной части определяется расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования.

При отсутствии необходимости в транспортировании продукта в обратном направлении трубопроводы проектируют из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.

Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях определяют расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств составляет не менее пяти его диаметров.

Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. В обвязочных трубо-94 проводах НПС допускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при диаметре их не более 530 мм.

На трассе трубопровода предусматривается установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5 — 2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписями-указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более, чем через 500 м, а также дополнительно на углах поворота. Определение категорий участков нефтепроводов производится по СНиП 2.05.06 — 85.

5.2. ТРУБЫ ДЛЯ НЕФТЕПРОВОДОВ

Основной вид труб для нефтепроводов — стальные трубы. Большая несущая способность, высокая стабильность механических и технологических свойств достигнуты благодаря совершенствованию технологии их изготовления и внедрения в нее разнообразных испытаний, а особенно 100%-ного неразрушающего контроля качества сварных швов и металла. Это также позволило сделать трубы наиболее надежными и долговечными.

Одним из важных факторов металлургического производства, влияющего на качество сталей, является их раскисление. Под раскислением сталей понимают снижение концентрации растворенного в них кислорода. Это достигается путем введения в жидкую сталь элементов, вступающих в реакцию с кислородом — раскислителей (марганца, кремния, алюминия и др.). В результате реакции образуются неметаллические включения, которые в ходе технологического процесса удаляются из стали.

Хорошо раскисленную сталь называют спокойной (СП), в которой содержание кислорода не более 0,003 %.

При выплавке кипящей стали (КП) по ходу плавки вводят лишь марганец, а кремний и другие раскислители не применяют. В результате этого содержание кислорода увеличивается до 0,025 — 0,035 %. Свойства кипящей стали хуже, чем у спокойной, но ее производство обходится дешевле. Обычно кипящую сталь применяют для ненагруженных элементов конструкций.

Кроме этих двух видов, производят полуспокойные стали (ПС), которые по технологии выплавки и разливки занимают промежуточное положение между спокойной и кипящей сталями. Структура слитка полуспокойной стали близка к структуре слитка спокойной стали. Содержание в ней кислорода до 0,012 %.

Химический состав сталей определяет свойства и качество труб, а также технико-экономическую целесообразность их применения.

Зная химический состав стали, можно ориентировочно оценить некоторые ее свойства, например, свариваемость. При этом исходят из того, что углерод в значительной большей мере ухудшает свариваемость по сравнению с другими элементами. Оценку свариваемости проводят по углеродному эквиваленту С_э, значение которого должно быть ниже 0,46 %. Значение углеродного эквивалента для конкретной стали можно определить расчетным путем по формулам:

для углеродистых сталей (а также для низколегированных кремнемарганцовых — 17ГС, 17Г1С, 09Г2С и др.)

С_э = C +

где C, Mn, Cr, Mo, V, Ti, Nb, Cu, Ni, B — содержание в % массы в составе металла трубной стали соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, бора.

По химическому составу стали подразделяют на углеродистые и легированные. В свою очередь углеродистая сталь в зависимости от содержания углерода делится на низкоуглеродистую (с содержанием углерода до 0,25 %), среднеуглеродистую (с содержанием углерода 0,25 — 0,6 %) и высокоуглеродистую (с содержанием углерода 0,6 — 2 %).

Легированной называется сталь, в которой кроме обычных примесей содержатся специальные, вводимые в определенных сочетаниях, легирующие элементы (хром, никель, молибден, вольфрам, ванадий, алюминий, титан и др.), а также марганец и кремний в количествах, превышающих обычное их содержание (1 % и выше). Легированная сталь в зависимости от содержания легирующих элементов делится на низколегированную (с содержанием легирующих элементов не более 2,5 %) и высоколегированную (с содержанием легирующих элементов свыше 10 %).

По своему состоянию сталь может поставляться горячекатаной, кованой, термически обработанной и нагартованной.

В частности, углеродистая сталь для строительных конструкций и деталей машин подразделяется на несколько видов:

сталь углеродистая обыкновенного качества (группы А, Б и В в горячекатаном состоянии);

сталь углеродистая качественная конструкционная (в горячекатаном и кованом состоянии);

сталь углеродистая обыкновенного качества термически упрочненная.

При маркировке углеродистой стали обыкновенного качества указывается группа, маркировка (Ст), условный номер (от 0 до 6), степень раскисления и категория по гарантируемым характеристикам. Например, сталь группы А обозначается СтЗкиЗ, группы Б — БСт5сп2, группы В — ВСт6пс6. Увеличение условного номера в обозначении марки стали указывает на повышение прочности и уменьшение пластичности. При повышенном содержании марганца в марку стали вводится буква Г. Например, ВСт5Гпс4.

Стали группы А обычно применяют для несварных нагруженных деталей машин и конструкций; группы Б — для термически обрабатываемых, кованых, сварных и других неответственных деталей машин и конструкций; группы В — для сварных ответственных строительных конструкций.

Сталь углеродистую качественную конструкционную поставляют в виде листового и полосового проката из горячекатаной и кованой стали следующих марок: спокойная — 08, 10, 15, 20, 25, 35, 40, 45, 50, 55, 58, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 60Г, 70Г (в марке индекс "СИ" не ставят); кипящая и полуспокой-ная — 05ки, 08ки, 10пс, 10ки, 11ки, 15ки, 15пс, 18ки, 20ки, 20пс.

Двухначная цифра в марке стали обозначает среднее содержание углерода в сотых долях процента. Учитывая, что с увеличением содержания углерода прочность стали повышается, сталь с более высоким номером применяется для более ответственных деталей. Например, сталь марок 05ки, 08ки, 10ки применяют для производства листов, лент, проволоки и неотвественных конструкций, а сталь марок 10, 15, 20 и 25 — для бесшовных горячекатаных труб диаметром до 500 мм, а также муфт, поршней насосов и др. Из стали марок 30, 35 изготовляют стропы, вертлюги, крюки, талевые блоки и др., а из стали марок 40 и 45 — муфты, валы насосов, шестерни и т.д.

Сталь углеродистая термически упрочненная изготовляется из углеродистой стали обыкновенного качества путем закалки (до 930 — 950 °С) и отпуска. В этом случае в марке стали добавляется буква Т. Например, БСт3Тсп2.

Для изготовления и ремонта резервуаров, газгольдеров, га-зонефтепроводов применяется низколегированная конструкционная сталь. Она обладает рядом преимуществ по сравнению с углеродистой сталью обыкновенного качества: ее предел текучести Oj выше на 50 % и более, меньше чувствительность к старению, меньше склонность к хладноломкости, хорошо сваривается, коррозионная стойкость выше в 1,5 раза, чем, например, у стали ВСт3.

Марки легированных сталей отличаются большим разнообразием: марганцовистая, кремнемарганцовистая, хромкрем-немарганцовистая и т.д. Каждая марка стали обозначается буквами, соответствующими определенным элементам по классификации металлургического производства. Условно все элементы по процентному содержанию их в стали можно разделить на несколько групп:

первая Г — марганец, Х — хром, Н — никель и С — кремний. Цифры в марке стали после этих букв обозначают процент содержания данного элемента в стали. При отсутствии цифр содержание элемента менее 1 %. Например, 09Г2, 14ХГС и т.д.;

вторая Т — титан, Ц — цирконий, Ф — ванадий, И — фосфор, Ю — алюминий, Ч — редкоземельные металлы, Д — медь, М — молибден. Содержание меди и молибдена в стали обычно до 0,6 %, остальных элементов этой группы — до 0,2 %, т.е. в десятых долях процента;

третья А — азот (до 0,015 %), Б — ниобий (до 0,05 %), т.е. содержание их в стали в сотых долях процента;

четвертая Р — бор, (до 0,006 %), т.е. содержание его в стали в тысячных долях процента.

Цифры перед маркой стали обозначают процент содержания углерода в сотых долях. Например, сталь марки 09Г2С содержит 0,09 % углерода, 2 % марганца и около 1 % кремния.

Низколегированную сталь высокой прочности можно получить путем нормализации или закалки с высоким отпуском или микролегирования, т.е. введением карбидообразующих элементов (ванадия, ниобия и др.) в очень незначительных количествах.

По способу изготовления трубы делятся на бесшовные горячекатаные и сварные с продольным прямым швом (прямошовные), спиральным швом (спиральношовные), многослойные и др.

В зависимости от назначения и гарантируемых характеристик стальные трубы поставляют по группам А, Б, В, Г и Д. Соответственно каждая группа имеет свои определенные гарантируемые характеристики: Ф — механические свойства; Б — химический состав; В — механические свойства и химический состав; Г — химический состав, контроль механических свойств на термически обработанных образцах; Д — только прочность при испытании гидравлическим давлением. Соответственно каждая группа имеет свои определенные гарантируемые характеристики (табл. 5.1.).

Для строительства магистральных трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и других специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых сталей диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированных сталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии для труб диаметром до 1420 мм (табл. 5.2, 5.3).

Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ 8731—74, ГОСТ 8732-78 и ГОСТ 8733-74, ГОСТ 8734-75 - группы В и при соответствующем технико-экономическом обосновании по ГОСТ 9567-75, трубы стальные электросварные - в соответствии с ГОСТ 20295-74 для труб диаметром до 800 мм включительно и техническими условиями, утвержденными в установленном порядке - для труб диаметром свыше 800 мм с выполнением при заказе и приемке труб требований, изложенных в СНиП 2.05.06-85*.

T а б л и ц а 5.1

Деление труб по группам

	Гарантируемые характеристики
Группа	Механические свойства	Химический состав	Прочность при гидравлическом испытании
А	+	_-	+
Б	-	+	+
В	+	+	+
Г	Контроль за механическими свойствами на термически обработанных образцах	+	+
Д	-	-	+
П р и м е ч а н и е. Знак " + " означает, что это свойство гарантируется.

Поставщик труб, ТУ (рабочее давление, МПа)	Наружный диаметр труб, мм (марка стали)	Толщина стенки, мм	Временное со-противление разрыву о,, МПа	^ат_, ^-	Относительное удлинение, %
Харьковский трубный
завод
ТУ 14-3-1512-87 (7,4)*	1 420	15,7	588	461	20
ТУ 14-1434-87 (7,4)*	1420	15,7	588	441	20
	(10Г2ФБ)	18,7	588	441	20
ТУ 14-3-1450-87 (7,4)*	1420 (Х70)	18,7	588	441	20
ТУ 14-3-995-81 (7,4)*	1420 (Х70)	15,7	588,7	441,3	20
ТУ 14-3-741-78 (7,4)*	1 420	16,8	588,7	421,7	19
	(09Г2ФБ,
	08Г2ФЮ)
Челябинский трубо
проводный завод
ТУ 14-3-1698-90	1020 и	9,6	509,2	360	20
(5,4-7,4)***	1 220
	(17Г1С-У)
ТУ 14-3-1425-86	820	8	51 0	363	20
(только для нефте	(13Г2АФ)	9	530	363	20
проводных труб)		10	530	363	20
		11	530	363	20
		12	530	363	20
	720	8	530	363	20
	(13Г2АФ)	9	530	363	20
		10	530	363	20
ТУ 14-3-1270-84	530 (17ГС)	7	510	353	20
(7,4)***		7,5	510	353	20
		8	510	353	20
		9	510	353	20
		10	510	353	20
Новомосковский
трубный завод
ТУ 14-3-1344-85	1020(13ГС)	10	510	363	20
(5,4)***		11,1	510	363	20
		9,5	539	422	20
		10,5	539	422	20

Ударная вязкость			Процент волокна в изломе об	Экви валент угле	Заводское испытательное давление, МПа		Конструкция трубы и состояние поставки
KCU		KCV	разцов ДВТТ, %	рода, %	без осевого подпора	с осевым подпором	металла
49		78,4	80	0,43	9,6	9,1	Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки
49 (-60	С)	78,4 (-15 °С)	80 (-15 °С)	0,43	9,4	8,9	То же
49 (-60	С)	78,4 (-15 °С)	80	0,43	11,3	10,7
53,9 (-60	°С)	78,4 (-15 °С)	80 (-15 °С)	0,43	11,3	10,7	“
53,9 (-60	°С)	78,4 (-15 °С)	80 (-15 °С)	0,43	9,2	8,7	“
49 (-60	С)	78,4 (-15 °С)	80 (-15 °С)	0,43	9,2	8,8
39,2 (-40	°С)	39,2 (0 °С)	50-60 (0 °С)	0,46	6,2	5,7	Прямошовные трубы из низколегированной стали и стали контролируемой прокатки
29,4 (-60	°С)	29,4 (-5 °С)	_-	0,45	6,5	5,9
29,4 (-60	°С)	29,4 (-5 °С)	-	0,45	7,1	6,5
29,4 (-60	°С)	29,4 (-5 °С)	-	0,46	7,9	7,3
29,4 (-60	°С)	29,4 (-5 °С)	-	0,46	8,8	8,1
29,4 (-60	°С)	29,4 (-5 °С)	-	0,46	10,6	9,6
29,4 (-60	°С)	29,4 (-5 °С)	-	0,45	6,9	6,2
29,4 (-60	°С)	29,4 (-5 °С)	-	0,45	8	7,4
29,4 (-60	°С)	29,4 (-5 °С)	-	0,45	9	8,3
29,4 (-40	°С)	29,4 (0 °С)	-	0,46	8,3	7,6
29,4 (-40	°С)	29,4 (0 °С)	-	0,46	8,9	8,6
29,4 (-40	°С)	29,4 (0 °С)	-	0,46	9,4	8,6
29,4 (-40	°С)	29,4 (0 °С)	-	0,46	10,7	9,9
29,4 (-40	°С)	29,4 (0 °С)	-	0,46	12,1	11,2
39,6 (-40	°С)	29,4 (0 °С)	50 (0 °С)	0,43	6,4	6,1	Прямошовные
39,6 (-40	°С)	29,4 (0 °С)	50 (0 °С)	0,43	7,2	6,9	трубы из лис
39,6 (-40	°С)	29,4 (0 °С)	50 (0 °С)	0,43	6,7	6,4	товой стали
39,6 (-40	°С)	29,4 (0 °С)	50 (0 °С)	0,43	7,5	7,2	контролируемой прокатки

Поставщик труб, ТУ (рабочее давление, МПа)	Наружный диаметр труб, мм (марка стали)	Толщина стенки, мм	Временное со-противление разрыву о,, МПа	^м а ^а т CD CD ^-	Относительное удлинение, %
ТУ 14-3-1424-86	1020	9,6	510	363	20
(5,4)**	(17Г1СУ)	10	51 0	363	20
		11	510	363	20
		11,4	510	363	20
		12	510	363	20
		14	510	363	20
		14,2	510	363	20
		14,9	510	363	20
	1020	9,2	530	363	20
		9,7	530	363	20
		11	530	363	20
		11,5	530	363	20
		12	530	363	20
		13,7	530	363	20
		14,3	530	363	20
Волжский трубный
завод
ТУ 14-3-1363-85	1420	16,8	549,2	421,4	19
(7,4)*	(09Г2ФБ)
	(Х70)	15,7	588,7	441,3	20
ТУ 14-3-721-78	1220	10,5	588,7	412	20
(5,4 — 6,3)**	(17Г1С)	12	588,7	412	20
		12,5	588,7	41 2	20
ТУ 14-3-721-78	1 220	12	510	362	21
(5,4 — 6,3)***	(17Г1С)
	нетер-
	мооб-
	работана
ТУ 14-3-721-78	1020	9	588,7	412	20
(5,4 — 6,3)**	(17Г1С)	10	588,7	412	20
	тер-	10,5	588,7	41 2	20
	мооб-	11	588,7	41 2	20
	работана	12	588,7	412	20

со со со со со (О (О to to to	со (О	со со со
00000	to	to to to	1	1
00000 00000	0	ООО ООО	0 0	0 0
О О О О О	О	О О О	О	О

1>0 1>0 1>0 1>0 1>0 1>0 1>0

<OtO<OtOtOtOtOtOtOtOtOtOtOtOtO ^ ^ ^ ^ ^ ^ р р р р р р р р

,_,,_,,_,,_,,_,,_,,_, rfb.rfb.rfb.rfb.rfb.rfb.rfb.rfb.

I I I I I I I 'о'о'о'о'о'о'о'о

Сл Сл Сл Сл Сл Сл Сл _{0 0 0 0 0 0 0 0}

n n n n n n оЛЛЛЛЛЛЛЛ

ооооооооооооооо

ттттттттттттттт

Сл

Сп

nnnnnnnnnnnnnnn

Сл Сл Сл Сл Сл О О О О О

60 (

ООО

СО

Сл О Сл Сл Сл Сл Сл

ОООООООСлСлСлСлСлСлСлСл _______ ОООООООО

1 1 1 1 1 Сл Сл Сл Сл Сл

п п п п п

Сл

о°

-15 °С) -15 °С) -15 °С)

-15 °С)

1 1 1 1 1 1 1 ’о’о’о’о’о’о’о’о

СлСлСлСлСлСлСл _{0 0 0 0 0 0 0 0}

Л°Л°Л°Л°Л°Л°Л°““““““““

g о Д

1°° I я^д

в о о ^& в Сй н

о о о о о

rfb. rfb. rfb. rfb. rfb.

rf^

ООО

rfb. rfb. rfb.

rf^

000000000000000 rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. rfb. СлСлСлСлСлСлСлОООООООО

H ⁰ n r,

о н ф 9

V ⁰ ? w

CD > О

n W

н Й

f o>

CO -tj «tj «tj О

со To cd To со

sj 4] G Nj rfb. CO

⁴tJ⁴tJ⁴tJOCn<OtOtO'tJ'tJ'tJOO

•'tJrfb.H-H-'NJCOrfb.tO'tJrfb.H-rfi.H-

^§§

н-1

& 0) к в

СП

CO nJ sj G) О СО О СО To

sj 4] G Сл "to "to

т _0 Сл - lO СО СО ч] _ Jbjjco To О rf^

. О О Сл ^J "с ~Н- "со

2 сп

н В Ъ

го « Е

о в н

Н П‘

Р о ет п .

* Й ы о ^ а

2 > к W

0 О о о

^н‘з

& в ^п ч

01 о ^ о О В^с

WHHHWHOE

?h^uEBEhS

| U _ф

П >1

Н В О Щ

Я о о св Вс си ^ К

и Я ^ ^фьЭ 2 О О *3 и н ч ^и

з а! и н I н g -§ § ^Е “ Э g

в ° к ^м 2 I * ¦ о ? 2

м. И

н ^йи®^и

В ^П О V в w о ^ я н 2

О Н Р

> ^ ¹ СП п

О "

н н

CD CD

в ч

103

Поставщик труб, ТУ (рабочее давление, МПа)	Наружный диаметр труб, мм (марка стали)	Толщина стенки, мм	Временное со-противление разрыву о,, МПа	Предел текучести о_т, МПа	Относительное удлинение, %
	1020	10	510	326	21
	(17Г1С)	11	510	326	21
		12	510	326	21
	820	8	588,7	412	20
	(17Г1С)	9	588,7	412	20
	тер-	10	588,7	41 2	20
	мооб-
	работана
* Данные для труб с коэффициентом надежности по материалу k = 1,34.
** Для k = 1,4.
*** Для k = 1,47.
П р и м е ч а н и я: 1	Рабочее давление, указанное			в первом столбце от
труб рабочее давление определяют по СНиП 2.05.06 — 85. 2.					Х70 — им

Процесс изготовления бесшовных горячекатаных труб включает две стадии: изготовление заготовки трубы в виде прошитой гильзы (стакана); последующее формирование трубы до заданной формы и размеров горячей прокаткой.

Сварные прямошовные трубы диаметром 530—1420 мм изготовляют из листовой заготовки холодным формованием на прессах (прессованием) или вальцеванием (гибкой). Трубы диаметром 1020 мм и выше собирают из двух полуцилиндри-ческих заготовок. В этом случае такие заготовки формуют на тех же гидравлических прессах, что и цилиндрические заготовки. Меняют лишь формующий инструмент. Подготовительные операции листов остаются прежними.

Спиральношовные трубы изготовляют из стальной рулонной ленты путем сворачивания ее по спирали в непрерывную трубу. Спиральношовные трубы малых (до 530 мм) и средних (530 — 820 мм) диаметров формуют с двухсторонним сварным швом на специальном трубном стане, включающем в себя

Экви

валент

угле

рода,

Ударная вязкость

KCU

KCV

осевого подпора

Процент волокна в изломе образцов ДВТТ, %

Заводское испытательное давление, МПа

без

с осевым подпором

Конструкция трубы и состояние поставки металла

39.2 (-40 °С)

29.4 (-60 °С)

29.4 (-5 °С)

29.4 (-15 °С)

29.4 (-15 °С) 50 (-5 °С) 50 (-5 °С) 50 (-5 °С)

(-15 °С) (-15 °С) (-15 °С)

0,46	6,4	6,1
0,46	7,1	6,7
0,46	7,7	7,4
0,46	7	6,9
0,46	7,9	7,8
0,46	9	8,7

Спиральношовные трубы из рулонной горячекатаной низколегированной стали с локальной термообработкой швов Спиральношовные термически упрочнен

ные трубы из рулонной низколегированной стали

носится к газопроводным трубам. Для нефте- и нефтепродуктопроводных портная марка стали по API.

линию подготовки полосы и формовочно-сварочное устройство, в котором смонтированы вместе формовочная машина и сварочные головки.

Спиральношовные трубы дешевле прямошовных, так как стальная лента на 20-35 % дешевле широколистовой стали. При этом достигается экономия металла (примерно на 10 %) за счет снижения его расхода на обрезку после прокатки, уменьшения допусков по толщине и отходов при обрезке концов труб. За счет спирального шва труба становится более жесткой, лучше сохраняет цилиндрическую форму при транспортировке. При эксплуатации трубопровода из спиральношовных труб главные напряжения располагаются под углом к направлению прокатки ленты, что повышает работоспособность металла.

Преимуществом спиральношовных труб также является то, что в процессе их изготовления металл труб практически не изменяет своих пластических и вязких свойств, а сам

Основные требования ГОСТов и технических условий к качеству сварных таллургического завода (ВМЗ), Челябинского трубопрокатного завода (ЧТПЗ)

Завод-изготовитель, ГОСТы и ТУ	Марка стали	Длина труб, м	Отклонение наружного диаметра торцов труб, мм	Смеще ние кро мок, %	Высота усиления сварных швов, мм		Допус тимая глубина подреза, мм
Завод-изготовитель, ГОСТы и ТУ	Марка стали	Длина труб, м	Отклонение наружного диаметра торцов труб, мм	Смеще ние кро мок, %	наруж ного	внут- рен- него	Допус тимая глубина подреза, мм
ВТЗ, ТУ-721-78	17ГС 17Г1С 17Г1С-У	10,5 11,6	Для диаметров 720-1020 ± ± 1,6 1220 ± 2,0	15 не более 1,6 мм	0,5-3,0	Не менее 0,5	До 0,5
ТУ 35702-96	17Г1С 17Г1С-У	10,6 11,6	Для диаметров 720-1020 ± ± 1,6 1220 ± 2,0	10	0,5-3,0	Не менее 0,5	До 0,4
Имеется возмож ность	17Г1С 17Г1С-У	11,2 11,6 70 %	720- 1020± ± 1,0-70 % 1220± 1,870 %		Смещение осей швов не более 1 мм, перекрытие швов не менее 1 мм
ВМЗ, ТУ-14-31573 - 88	17ГС 17Г1С 10Г2БТЮ 10Г2ФБЮ	10,5 11,6	630-1020 ± ± 1,6	10	0,5-3,0	Не менее 0,5	До 0,5
ЧТПЗ, ТУ-14-31270 - 84	17ГС 17Г1С 08ГБТЮ	10,0 11,6	530-820 ± ± 1,6	10	0,5-3,0	Не менее 0,5	До 0,5
ХТЗ ТУ-14-31464-87	10Г2ФБ 13ГС-У 13Г1С-У 08Г2Т-У	10,0 11,6	1220 ± 2,0	10	0,5-3,0	Не менее 0,5	До 0,5

процесс производства труб легко поддается механизации и автоматизации. Кроме того, металл спиральношовных труб работает в более благоприятных условиях, чем металл прямошовных труб, так как волокна его катаной структуры направлены под углом навивки к продольной оси трубы. Недостатком спиральношовных труб считают большую протяженность сварных швов по сравнению с прямошовными трубами, спиральношовные трубы нельзя гнуть, они плохо копируют местность.

Несущая способность металла труб снижается пропорционально ослаблению толщины стенки различными дефектами металлургического, технологического и строительного характера, повышающими склонность метала к хрупкому разрушению.

Из-за строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов в различных климатических условиях трубы делают в разном исполнении. В обычном исполнении изготовляют 106

труб большого диаметра Волжского трубного завода (ВТЗ), Выксынского меи Харцызского трубного завода (ХТЗ)

Косина реза торцов труб, мм	Кри визна труб, %	Допус тимое значе ние овала, %	Угол фаски торца трубы, градус	Снятие усиления внутреннего шва, мм	НМК	Допустимое значение ремонтируемого участка шва, %
2,0	0,2	1,0	25-30 25-30	До высоты не более 0,5 До высоты не более 0,5	100 % УЗК расшифровка РТК 100 % УЗК расшифровка РТК	10
Не более 1,6	0,2	1,0				5 недопус-кается ремонт швов на длине 300 мм от конца трубы
	0,180 %	0,8 70%				5 недопус-кается ремонт швов на длине 300 мм от конца трубы
Не более 1,6	0,2	1,0	25-30	До высоты не более 0,5	100 % УЗК расшифровка РТК	5
Не более 2,0	0,15	1,0	25-30	До высоты не более 0,5	100 % УЗК расшифровка РТК	8
Не более 2,0	0,2	1,0	30-40	До высоты не более 0,5	100 % УЗК расшифровка РТК	5

трубы для трубопроводов, прокладываемых в средней полосе и южных районах России, для которых температура эксплуатации принимается от 0 °С и выше и температура строительства — 40 °С и выше. В северном исполнении изготовляют трубы, для которых температура эксплуатации принимается от —20 до —40 °С, а температура строительства —60 °С и выше.

За температуру эксплуатации принимают минимальную температуру стенки труб при эксплуатации под рабочим давлением; за температуру строительства — температуру стенки труб или воздуха (для наиболее холодной пятидневки) при строительно-монтажных работах или остановке нефтепровода, определяемую в соответствии со СНиП по строительной климатологии и геофизике.

Основные физические характеристики стали для труб: плотность р = 7850 кг/м³, модуль упругости Е₀ =

= 206000 МПа, коэффициент линейного расширения а =

= 0,00001212 град^-1, коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла упругой ц₀ = 0,3, а пластической ^ принимается по п. 8.25 СНиП 2.05.06-85*.

5.3. КАМЕРЫ ПРИЕМА И ПУСКА ПОТОЧНЫХ СРЕДСТВ

На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для их очистки в период эксплуатации, которые также можно использовать для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и поточных средств диагностики.

Устройства приема и пуска скребка размещаются на нефтепроводе на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с НПС. Эти устройства должны предусматриваться на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км, а также на отводах протяженностью более 5 км.

Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск,

прием и пуск; только пуск; только прием.

Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС в процессе очистки нефтепровода.

В состав устройств приема и пуска входят: 1) камеры приема и запуска очистных устройств; 2) трубопроводы, арматуры и соединительные детали; 3) емкость для дренажа из камер приема и пуска; 4) механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств; 5) сигнализаторы прохождения очистных устройств; приборы контроля за давлением.

Трубопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

На участках переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема поточных устройств.

Трубопровод и узлы пуска и приема поточных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение устройств.

5.4. АРМАТУРА

Нормальная эксплуатация трубопровода невозможна без арматуры - неотъемлемой части любого трубопровода. Расходы на арматуру составляют около 10-12 % капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Трубопроводная арматура представляет собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Запорная арматура линейной части трубопроводов, устанавливаемая через каждые 10-30 км, предназначена, в основном, для отсекания участка трубопровода при аварии или ремонтных работах. Практически арматура линейной части срабатывает редко (несколько раз в год). Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более;

на нефтепроводах при пересечении водных преград в одну нитку - место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;

на обоих берегах болот типа III протяженностью свыше 500 м;

в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии не менее 15 м;

на одном или обоих концах участков нефтепроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий - на расстоянии, устанавливаемом проектном в зависимости от рельефа местности.

Требования, предъявляемые к арматуре, чрезвычайно разнообразны. Основные из них - длительный срок службы, надежность и долговечность арматуры всех видов. Правильный выбор того или иного конструктивного типа арматуры в значительной степени предопределяет безаварийную работу магистральных трубопроводов.

По условиям работы к арматуре предъявляют следующие требования: прочность, герметичность и надежность работы, взрывобезопасность и коррозионная стойкость. Требуемая прочность арматуры диктуется, в основном, рабочим давлением и температурой. С целью стандартизации и унификации арматуры принята система условных давлений. По значению условного давления арматуру подразделяют на три основные группы: низкого (р_у < 1 МПа), среднего (р_у = 1,6+ +6,4 МПа) и высокого (р_у = 10+100 мПа) давления.

Основной параметр арматуры - диаметр условного прохода D_y - номинальный внутренний диаметр трубопровода, на котором устанавливают данную арматуру. Различные типы арматуры при одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения. Не следует смешивать диаметр условного прохода с диаметром проходного сечения в арматуре, последний часто меньше D_y (арматура с сужением прохода) или больше D_y (затворы с кольцевым проходным сечением). В то же время условный проход арматуры не совпадает и с фактическим проходным диаметром трубопо-ровода.

Основное назначение запорной арматуры - перекрывать поток рабочей среды по трубопроводу и снова пускать среду в зависимости от требований технологического процесса, обслуживаемого данным трубопроводом. Кроме того, запорную арматуру применяют:

для переключения потока или его части из одной ветви системы в другую;

для дросселирования потока среды, т.е. изменения его расхода, давления и скорости. Отметим, что данное применение запорной арматуры нежелательно, так как в условиях дросселирования запорная арматура быстрее изнашивается из-за эрозии, вибрации и других причин.

К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили. На линейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются задвижки. К задвижкам относят запорные устройства, в которых проход перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном к движению потока транспортируемой среды.

В сравнении с другими видами запорной арматуры задвижки имеют следующие преимущества: незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом про-110 ходе; отсутствие поворотов потока рабочей среды; возможность применения для перекрытия потоков среды большой вязкости; простота обслуживания; относительно небольшая строительная длина; возможность подачи среды в любом направлении.

Недостатки, общие для всех конструкций задвижек, следующие: невозможность применения для сред с кристаллизующимися включениями; небольшой допустимый перепад давлений на затворе (по сравнению с вентилями); невысокая скорость срабатывания затвора; возможность получения гидравлического удара в конце хода; большая высота; трудности ремонта изношенных уплотнительных поверхностей затвора при эксплуатации. К недостаткам задвижек также следует отнести их относительно большую высоту.

Существуют самые разнообразные конструкции задвижек. Наиболее целесообразной является классификация задвижек по конструкции затвора. По этому признаку многочисленные конструкции задвижек могут быть объеденены по основным типам: клиновые и параллельные. По этому же признаку клиновые задвижки могут быть с цельным, упругим или составным клином. Параллельные задвижки можно подразделять на одно- и двухдисковые. Однодисковые задвижки также называются шиберными.

В ряде конструкций задвижек, предназначенных для работы при высоких перепадах давления на затворе, для уменьшения усилий, необходимых для открывания и закрывания прохода, площадь прохода выполняют несколько меньшей площади сечения входных патрубков. По этому признаку задвижки могут быть классифицированы на полнопроходные (диаметр прохода задвижки равен диаметру трубопровода) и с суженным проходом. В зависимости от конструкции системы винт - гайка и ее расположения (в среде или вне среды) задвижки могту быть с выдвижным и невыдвижным шпинделем.

АК "Транснефть" оснащает линейную часть нефтепроводов шиберными задвижками отечественных производителей.

Для регулирования давления на приеме и выходе нефтеперекачивающих насосных станций методом дросселирования потока на выходе могут применяться регулирующие заслонки с электроприводом. Заслонки имеют характеристику, близкую к равнопроцентной при изменении угла поворота от 0 до 75°. В основном заслонки выпускаются зарубежными фирмами (рис. 5.1).

Все задвижки магистральных нефтепроводов с электро-

приводом должны иметь электрооборудование во взрывозащищенном исполнении.

Для предотвращения движения транспортируемой по трубопроводу среды в направлении, обратном заданному, применяют обратные клапаны. По конструкции их делят на подъемные и поворотные. Обратные поворотные клапаны с D_y = 700 + 1000 мм во избежание больших ударных нагрузок при быстром закрытии клапана снабжаются гидротормозами (демпферами). Наиболее часто используются масляные поршневые (гидравлические) демпферы с качающимся цилиндром, реже применяются пневматические.

5.5. НОРМАТИВНАЯ МЕТОДИКА РАСЧЕТА НЕФТЕПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ

Принятый СНиП 2.05.06-85* узаконивает прочностной расчет по предельному состоянию конструкции на основе предела прочности материала а,

Основные формулы прочностного расчета по СНиП 2.05.06-85* базируется на безмоментной теории тонкостенных оболочек, т.е. не учитывается воздействие в сечениях оболочки изгибающих моментов.

Магистральные стальные трубопроводы и все составляющие их конструктивные элементы следует рассчитывать на нагрузки и воздействия по методу предельных состояний. Для всех видов и конструктивных схем прокладки магистральных трубопроводов принимают два предельных состояния работы материала:

предельное состояние, за которое принимают условие прочности металла труб на разрыв (достижение временного сопротивления о_в);

предельное состояние, за которое принимают условие появления пластических деформаций (достижение предела текучести о_т).

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений Rj¹¹ и R 2 следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по ГОСТам и ТУ на трубы.

Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R₁ и R₂ следует определять по формулам:

R1 = -гг; (5.1)

^k1^k н

R 2 = ЦТ, (5.2)

^к 2^к н

где m - коэффициент условий работы трубопровода; k₁, k₂ - коэффициенты надежности по материалу; к_н - коэффициент надежности, учитывающий внутреннее давление, диаметр трубопровода и его назначение, к_н = 1 1,05.

Коэффициент m зависит от категории трубопровода и его участка:

Категория В I II III IV

m..................................................0,6 0,75 0,75 0,9 0,9

Для обычной линейной части при диаметре 700 мм и больше m = 0,9, а при прокладке по территории распространения вечномерзлых грунтов m = 0,75. Для особо ответственных участков (переходы через судоходные реки с диаметром трубопровода 1000 мм) m = 0,6.

Коэффициент надежности по материалу к₁ учитывает качество материала труб с учетом реальной технологии их изготовления, допуска на толщины стенки, степени контроля за сварными соединениями и лежит в пределах 1,34- 1,55.

Коэффициент надежности по материалу к₂ учитывает спо-

соб изготовления трубы и ее прочностные характеристики: для бесшовных труб из малоуглеродистой стали к₂ = 1,11; для прямо- и спиральношовных сварных труб из малоуглеродис той и низколегированной стали с отношением R н/R н - 0,8 к₂ = 1,15; для сварных труб из высокопрочной стали с

R^н/ R^н > 0,8 к₂ = 1,20.

Расчетная толщина стенки трубопровода

₅ = ~~^пр1)н~~ (5.3)

2(R 1+np)

где n - коэффициент надежности по внутреннему рабочему давлению в нефтепроводе (для нефтепроводов диаметром 700-1200 мм с НПС без подключения емкостей n = 1,15, при работе с подключенной емкостью n = 1,10; для нефтепроводов диаметром менее 700 мм n = 1,10); p — рабочее нормативное давление; D_н - наружный диаметр трубопровода.

Расчетная толщина стенки трубопровода при наличие в нем продольных осевых сжимающих напряжений

₅ = ~~^пр1)н~~—, (5.4)

2(^₁R ₁+np)

где W₁ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние трубы

(5.5)

здесь а_прЫ - абсолютное значение продольных (осевых) сжимающих напряжений от расчетных нагрузок и воздействий.

Толщину стенки труб, определенную по формулам (5.3) и (5.4), следует принимать не менее 1/140 D_№ но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее и не менее

4 мм - для труб условным диаметром свыше 200 мм.

Увеличение толщины стенки при наличии продольных осевых сжимающих напряжений по сравнению со значением, полученным по формуле (5.4), должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающим конструктивные решения и температуру транспортируемого продукта.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большого значения, предусмотренного ГОСТом или ТУ. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывается.

Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы следует проверять на прочность, деформацию и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.

Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении производят из условия:

^2S н

где Д_вн — внутренний диаметр трубы; 6_н — номинальная толщина стенки.

Продольные напряжения о_прМ от воздействия температуры и внутреннего давления для прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопровода определяются с учетом условий работы и взаимодействия его с грунтом:

:«Р^вн

(5.9)

26 н

где а — коэффициент линейного расширения металла трубы; At — расчетный температурный перепад (положительный при нагревании); Е — переменный параметр упругости (модуль Юнга),

Е = -'±^1-; (5.10)

	^оi^/еi _;
1 +	^1-2ц 0 °!
1 +	^3Е 0 ^е1
1	^1-2ц 0 ^о1
2^-	^3Е0 ^е1
1 +	^1-2ц 0 ^о i

ЗЕ0

где ц — переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона); о, — интенсивность напряжений, определяемая через главные напряжения; для данного частного случая по формуле

(5.12)

е, —интенсивность деформаций, определяемая по интенсивности напряжений в соответствии с диаграммой деформирования, рассчитываемой по нормированной диаграмме растяжения а — е по формулам

а,- = а;

(5.13)

И₀ — коэффициент поперечной деформации в упругой области; Е₀ — модуль упругости.

Абсолютное значение максимального положительного At(₊₎ или отрицательного At— температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления по формуле (5.3), определяется для рассматриваемого частного случая сооотвественно по формулам

и ^Ri

аЕ

R i(i-и)

At(

(5.14)

Для трубопроводов, прокладываемых в районах горных выработок, необходимо учитывать дополнительные продольные осевые растягивающие напряжения, вызываемые горизонтальными деформациями грунта от горных выработок.

Проверка пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов производится в неявном виде по условиям:

(5.15)

(5.16)

где ан_ц — кольцевые напряжения от рабочего нормативного давления

W ₃ — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние трубы, причем, если о_прн > 0, то W₃ = 1, если

пр.н

кц

W₃ = |1 - 0,75

^m кИ

09k н ²

тк₂^н

^кн

05—(5.18)

^К2^н

Напряжения о_прн определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. При определении жесткости и напряженного состояния отвода следует учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннего давления.

Для случая одновременного действия в трубопроводе внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба используется следующая зависимость:

О пр.н = ^нц - aEAt ± (5.19)

²Р

где р — минимальный радиус упругого изгиба.

Общая устойчивость трубопровода проверяется по формуле

S < mN_кр, (5.20)

где S — эквивалентное продольное (осевое) усилие при отсутствии компенсаторов и изменений свойств грунта

S = (0,26_кц + aEAt)F; (5.21)

F — площадь поперечного сечения стенки трубы; N^ — продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Продольное критическое усилие следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физикомеханических характеристик грунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.

Если оболочка подвержена осевому равномерному сжатию, то при незащемленных контурах критическая сила

^_Кр = ~~2^Ж~~^В^Ь² ' (⁵-22) Л/3(1 - И²)

Если длина оболочки l > (10+15) -JrE , то это же выражение справедливо при любых способах закрепления контуров оболочки.

Если оболочка теряет устойчивость как стержень, то

_п ² EJ

N _Кр = , (5.23)

(И l)²

где J = лЛ²6; И — приведенная длина, зависящая от способа концевых закреплений.

Если цилиндрическая тонкостенная оболочка находится под действием внешнего равномерного распределенного давления p, то для длинной трубы (R<< 1)

— E S ³

Ркр = ~~^E6~~ ₂₃. (5.24)

4(1 - и )R³

Используя выражение (5.18), связывающее радиус изгиба трубопровода, толщину стенки и температурный перепад, из условий (5.15) и (5.16) можно определить минимальный радиус оси изгиба.

Надземные (открытые) трубопроводы следует проверять на прочность, продольную устойчивость и выносливость (колебания в ветровом потоке).

Проверку на прочность надземных трубопроводов следует производить из условия

|° пр| ^? Ф 4^ ⁽⁵.²⁵⁾

где о_пр — максимальные продольные напряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий, МПа; ф₄ — коэффициент при растягивающих продольных напряжениях (о_пр > 0) ф₄ = 1, а при сжимающих (о_пр < 0)

) ,²

Ф ₄ = 1 - 0,75| -°^| - 0,5-°^; (5.26)

У i ^R2 ^j^R2 ' '

R₂ — расчетное сопротивление, МПа; при расчете на выносливость (динамическое воздействие ветра) значение R₂ понижается умножением на коэффициент v, определяемый согласно СНиП II-23 — 81*.

Расчет многопролетных балочных систем надземной прокладки при отсутствии резонансных колебаний трубопровода в ветровом потоке, а также однопролетных прямолинейных переходов без компенсации продольных деформаций допускается производить с соблюдением следующих условий: от расчетных нагрузок и воздействий

1°ebn| < ФЛ; (5-27)

|°прм| < 0,635^R2⁽¹ + Ф 4^)sin⁽~~°+ ^R^”~~; ⁽⁵-²⁸⁾

¹¹ (1 + Ф 4R

от нормативных нагрузок и воздействия

о^н < ф 3-9^R н, (5.29)

пр 09k_н

где о_пр_М — продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок и воздействий (без учета изгибных напряжений), принимаемые положительными при растяжении, МПа; о_пр_М — абсолютное значение максимальных изгибных напряжений от расчетных нагрузок и воздействий (без учета осевых напряжений) .

Расчет компенсаторов на воздействие продольных перемещений трубопроводов, возникающих от изменения температуры стенок труб, внутреннего давления и других нагрузок и воздействий, следует производить по условию

°комп * °м| < ^R2 ^-⁰⁵⁰кц ⁽⁵-³⁰⁾

где о_комп — расчетные продольные напряжения в компенсаторе от изменения длины трубопровода под действием внутреннего давления продукта, а также от изменения температуры стенок труб, МПа; о_м — дополнительные продольные напряжения в компенсаторе от изгиба под действием поперечных и продольных нагрузок (усилий) в расчетном сечении компенсатора, определяемые согласно общим правилам строительной механики, МПа.

При расчете компенсаторов на участках трубопроводов, работающих при мало изменяющемся температурном режиме (на линейной части нефтепроводов), допускается в формуле (5.30) вместо расчетного сопротивления R₂ принимать нормативное сопротивление R н.

Значение расчетных продольных напряжений в компенсаторе о_комп определяется в соответствии с общими правилами строительной механики с учетом коэффициента уменьшения жесткости отвода к_ж и коэффициента увеличения продольных напряжений m_k.

5.6. НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ

Нормативными нагрузками и воздействиями называются установленные нормативами или проектом наибольшие внешние нагрузки и воздействия, допустимые при нормальной эксплуатации конструкций.

Расчетные нагрузки и воздействия, возникающие при со

оружении, испытании и эксплуатации трубопроводов, равны произведению нормативных нагрузок на соответствующий коэффициент надежности по перегрузке n при наиболее неблагоприятных сочетаниях. Коэффициенты надежности по нагрузке n учитывают возможное их изменение при эксплуатации, приводящее к превышению нормативных нагрузок и воздействий.

Нагрузки и воздействия по продолжительности приложения классифицируют на постоянные, временные длительные, кратковременные и особые.

Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания

должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85.

К постоянным перегрузкам относятся масса (вес) трубопровода n = 1,1 (0,95), давление (вес) грунта трубопровода n = 1,2 (0,8) и др.; к временным длительным — вес транспортируемой нефти д_прод, температурные воздействия.

Вес транспортируемой нефти в 1 м трубопровода

-П ²

q прод = 10^-⁴Рн g=,

где р_н — плотность транспортируемой нефти, кг/м³; g — ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с².

К кратковременным нагрузкам относятся снеговая (n = = 1,4), ветровая (n = 1,2) и гололедная (n = 1,3); нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств (n = 1,2) и испытании трубопроводов (n = 1,0).

Нормативные нагрузки от обледенения 1 м трубы д_лед, выталкивающей силы воды q_B, а также ветровую нагрузку на

1 м трубопровода д_вет в Н/м определяют по соответствующим формулам:

П 7-\ 2

^qв ^нн Y в ^g;

^q вст ^(q н +^q н⁾^нн,

где 6 — толщина слоя гололеда, определяемая согласно

СНиП 2.01.07 — 85; при этом для одиночно прокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода С_с = 0,4; Ю_н — наружный диаметр трубы; Б_нн наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки; у_в — плотность воды с учетом растворенных в ней солей; qH — нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки; qH — нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки.

Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и пучениями грунта, оползнями, перемещением опор, и другие должны определяться на основании анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации трубопровода.

Обвязочные трубопроводы и НПС следует дополнительно рассчитывать на динамические нагрузки от пульсации давления, а для надземных трубопроводов, подвергающих очистке полости, следует дополнительно проводить расчет на динамические воздействие от поршней и других очистных устройств.

Расчетная интенсивность землетрясения для наземных и надземных трубопроводов назначается согласно СНиП II-7 — 81.

Расчетная сейсмичность подземных магистральных трубопроводов и параметры сейсмических колебаний грунта назначаются без учета заглубления трубопровода как для сооружений, расположенных на поверхности земли.

Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации трубопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемого продукта, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

Принятые в расчете максимальная и минимальная температура, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода, максимально и минимально допустимая температура продукта на выходе из НПС должны указываться в проекте.

При расчете нефтепровода на прочность, устойчивость и выборе типа изоляции следует учитывать температуру нефти, поступающей в трубопровод, и ее изменение по длине трубопровода в процессе транспортировки продукта.

Нормативный температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (свариваются захлесты, привариваются компенсаторы, проводится засыпка трубопроводов и т.п., т.е. когда фиксируется статически неопределимая система). При этом допустимый температурный перепад для расчета балластировки и температуры замыкания должен определяться раздельно для участков категорий I, II, III и IV.

Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту, перед газогидродинамическим исследованием оборудуется лубрикатором, образцовыми манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для факела. В зависимости от намеченной программы возможны некоторые изменения отдельных узлов указанной схемы. В частности, если предполагается проведение глубинной дебитометрии или измерения забойного давления и температуры приборами с дистанционной регистрацией, то вместо обычного лубрикатора устанавливается лубрикатор для спуска приборов на кабеле. При этом машина с лебедкой заменяется одной нз имеющихся геофизических каротажных станций А КС-64, АПЛ-64, АКСЛ-7. Если в добываемом газе не ожидается значительного количества влаги и нет необходимости спуска глубинных приборов, то забойное и пластовое давления можно определить по устьевым замерам расчетным путем и тэгда нет необходимости оборудовать устье скважины лубрикатором. Как правило, названный случай на практике встречается на неглубоких газовых месторождениях небольшой мощности при отсутствии подошвенной воды, условий эбразовапия жидкостной или песчаной пробки, при незначительном содержании тяжелых компонентов в составе пластового газа и т. д.

Наиболее распространенная схема обвязки устья скважин, подключенных к промысловому газосборному пункту, предусматривает индивидуальное испытание каждой из них. Такая схема требует оборудования устья скважины лишь лубрикатором, образцовыми манометрами, термометрами и подключения исследуемой скважины к линии испытания. Расход газа определяется по данным расходомера, установленного на линии испытания. Для проведения намеченного исследования вход в общий коллектор I закрывается задвижкой а и на линии испытания i открывается задвижка в (см. рис. 1.2). На обустроенных и введенных в разработку месторождениях необходимость подачи ингибитора в скважину предусматривается проектом разработки. Большинство газогидродинамических и комплексных (с промыслово-геофизическими) исследований проводится в скважинах, подключенных к промысловому газосборному пункту. Основное преимущество испытания подключенных скважин — возможность проведения исследовательских работ без выпуска газа в атмосферу.

Однако прн исследовании с выпуском газа в газопровэд разница между пластовым и устьевым Гпосле сепаратора) давлениями должна компенсировать потери давления при дгижонии газа в пласте до забоя, по стволу скважины, а также потери в сепараторе на всех 5—6 режимах, предусмотренных методикой исследований. В некоторых случаях, т. е. когда скважины вскрывают пласты с низким давлением, и практически на всех месторождениях на завершающей стадии их разработки, исследования с выпуском газа в газопровод встречают определенные трудности. Это связано с тем, что небольшая разница между давлением в газопроводе и устьевым давлением после сепаратора ограничивает число режимов исследования. С целью обеспечения достаточного диапазона изменения устьевого давления на общей схеме оборудования скважины, подключенной к газосборному пункту, предусмотрена факельная линия для проведения части иссле-доваиий с выпуском газа в атмосферу.

ГЛАВА II

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА

II. 1. СОСТАВ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Добываемые на газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождениях ирнродные газы представляют собой многокомпонентные системы, состоящие из предельных углеводородов и неуглсводородньгх компонентов. Предельные углеводороды имеют формулу С,,Н₂,,₊₂ и в зависимости от числа атомов углерода в молекуле мотут находиться при нормальных условиях в двух агрегатных состояниях: газы— углеводороды, содержащие в молекуле до четырех атомов углерода (от СН₄ до QHjo); жидкости—углеводороды, имеющие пять и больше атомов углерода (C₅H_U+ в). Тяжелые углеводороды в зависимости от температуры и давления могут быть растворены в легких, либо находиться в жидком состоянии.

Из неуглсводородных компонентов природные газы содержат азот К₂, углекислый ras СОо, сероводород H₂S и др., г также инертные газы Аг, Cr, Хе, Ne, Не. Кроме того, природные газы, как правило, насыщены парами воды, содержание которых зависит от давления, температуры, а также состава газа и воды.

Состав природного газа обычно выражается в объемных или массовых долях единицы или процентах. Объемный состав газовьх смесей является и молярным составом, так как объем одного моля любого газа при 0° С и 760 мм рт. ст. равен 22,4 л/моль...

Объемный (молярный) состав газа можно пересчитать в массовый для каждого компонента смеси по формуле

gi =XiM₍/ 2 XiM_h (II.I)

/ f=i

- _/ tieUfWU Pcsuz

т v

где gi — массовая доля /-го компонента в газе; — объемная доля t-ro компонента; Mi — молекулярная масса t'-го компонента, определяется из табл. II.I.

Если состав природного газа задан в массовых долях, то для пересчета его в объемные (молярные) единицы используется формула

Xi = gijМ/? m_tx (II.2)

где m* — числе молей i-ro компонента в смеси.

Поскольку = ?//М/, формулу (П.2) можно представить в виде

*-*/*« ^(1ЬЗ)

Основные гараметры компонентов гриродьыг газов, необходк мые для расчетов, приведены в табл. 11.1.

Отбензинивание - извлечение из газа тяжелых углеводородов. Использование этого термина связано с развитием газовой промышленности. На первых установках по переработке нефтяного газа основной задачей было извлечение из газа углеводородов, содержащих преимущественно легкие фракции нефти. Так как извлекаемый продукт по своим свойствам был близок к бензиновым фракциям, эти процессы были названы от-бензиниванием. В широком смысле слова этот термин предполагает извлечение из газа тяжелых углеводородов.

1.2. СОСТАВЫ ПРИРОДНЫХ И НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ

Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно можно разделить на газовые и газоконденсатные.

В продукции газовых месторождений содержание конденсата минимально; при подготовке к транспорту таких газов не требуется их обработка с целью извлечения тяжелых углеводородов, Подготовка к транспорту продукции газовых месторождений включает в себя извлечение не только влаги из газа, но в случае необходимости и кислых компонентов. Общим для всех схем является также очистка газа от механических примесей и остатков различных ингибиторов, используемых в системе добычи и сбора газа.

Продукция газоконденсатных месторождений перед подачей в магистральные газопроводы должна подвергаться обработке для извлечения из нее наряду с влагой конденсата (пентана и более тяжелых углеводородов).

Одним из основных факторов, характеризующих газоконденсатные месторождения, является конденсатный фактор. Газоконденсатные месторождения в зависимости от количества в пластовой продукции углеводородов С_5+в условно подразделяются на следующие группы: а) с содержанием до 50 г/м³; б) с содержанием от 50 до 200 г/м³; в) с содержанием свыше 200 г/м³ [1].

На практике часто встречаются многопластовые газоконденсатные месторождения, продукция пластов которых отличается по концентрации в них как легких углеводородов, так и С_5+в. Например, в неокомских отложениях Уренгойского ГКМ на глубинах залегания 1700-3000 м выявлено 13 газоконденсатных месторождений, отличающихся конденсатным фактором. Содержание пентанов и более высококипящих углеводородов в

пластовых газах объектов южного купола значительно больше, чем в объектах центральной зоны и северного купола. Фракционный состав конденсата с глубиной залегания меняется незначительно.

Газовый конденсат практически состоит из светлых нефтяных фракций и в стабильном состоянии отвечает требованиям отраслевого стандарта ОСТ 51.65-80.

В зависимости от фракционного и группового химического состава конденсаты могут быть переработаны как для производства моторных топлив, так и для получения из них сырья для нефтехимического синтеза.

Важными топливными ресурсами и источниками сырья для нефтехимического синтеза являются также газы, выделяемые из нефти при ее добыче и обработке.

Основной компонент природных и нефтяных газов - метан. В составе природных и особенно нефтяных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутаны, пен-тан и более тяжелые углеводороды. Свойства этих углеводородов приведены в табл. 1.1 и 1.2.

В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода, а также гелий.

В составе природных и нефтяных газов и газового конденсата наряду с сероводородом встречаются также другие сернистые соединения. Сернистые соединения газа и конденсата разделяются на две группы - активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т.д. К неактивным соединениям - сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозионное действие сероводорода и других кислых компонентов. Основные физические свойства кислых компонентов природного и нефтяного газов приведены в табл. 1.3.

Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав.

Метан при обычных условиях (атмосферном давлении и температуре 20 ^вС) ведет себя как реальный газ. Этан находится на границе состояния газ - пар. Пропан и бутаны при обычных условиях находятся в парообразном состоянии, так как их критические параметры весьма высоки.

Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях (0,1 МПа и 0 ^вС) находятся в жидком состоянии.

электроны внешних оболочек свободно переходят от атома к атому. При этом в химическом составе газа может совсем не быть металла, но вещество ведет себя как металл Некоторые исследователи считают его пятым состоянием вещества. Некоторые предполагают, что этим объясняются летающие тарелки — долгоживущие облака металлизированного газа.

Горючие газы разделяются на две группы: газы, встречающиеся в природе, и газы, полученные искусственным путем.

Газы, встречающиеся в природе, можно разделить на следующие категории:

природный газ, который добывается из естественных его скоплений, из газовых и газоконденсатных месторождений. Проф. И.Н. Стрижов [1] природными газами считает газы различного химического состава и разного генезиса, заключенные или циркулирующие в породах земной коры и выделяющиеся из естественных выходов, скважин, шахт, вулканов и т. п.;

нефтяной (попутный) газ, который встречается в свободном состоянии в виде скопления над нефтяной залежью ("газовая шапка'¹) или в растворенном виде в нефти, добывается вместе с нефтью и выделяется при ее разгазировании. Углеводородные газы, залегающие в пластах, не содержащих нефть, называют природными (свободными), а месторождения — чисто газовыми; углеводородные газы, растворенные в нефти и выделяющиеся из нее в процессе добычи, называются нефтяными, или попутными;

растворенный газ в пластовых водах в недрах земной коры, в промышленных масштабах в настоящее время практически, кроме Японии и Китая, не добывается, но обсуждается проблема его добычи из водяных пластов, имеющих высокое давление, а также из обводненных газовых залежей после их основного периода разработки, путем совместной добычи газа и воды. Растворенный газ может использоваться для создания малой газовой энергетики для сельского хозяйства и небольших поселков, когда она предпочтительнее строительства местных отводов от газопроводов. В этом случае растворенный газ может быть конкурентоспособен с традиционным природным газом. Предполагается, что в дальнейшем экономически целесообразным будет комплексное использование как газа, растворенного в воде, так и ценных, как правило, бальнеологических компонентов, содержащихся в пластовых водах;

гидраты, которые представляют собой физико-химические соединения, состоящие из углеводородов и воды, и образуют -ся в условиях избытка влаги при высоком давлении и пониженной температуре. Гидраты могут находиться и в недрах земной коры в виде гидратных или газогидратных залежей. При этом основная трудность разработки гидратных залежей природного газа состоит в необходимости перевода гидратов в газообразное состояние, что требует больших энергетических затрат. Имеются различные предложения добычи газа из гидратов, в том числе и из придонного слоя морей и океанов. Примером газогидратного месторождения является Мессоях-ское месторождение под г. Норильском.

В табл. 1.1, 1.2, 1.3. приведены составы природных газов некоторых чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

Горючие газы, производимые человеком, в зависимости от способа их производства и состава разделяются на следующие категории:

сжиженный природный газ получают путем сжижения природного (СПГ) или нефтяного газа (СНГ). Для сжижения метана необходима температура минус 161,3 "С при атмосферном давлении. В последнее время СПГ находит все большее применение при морском транспорте природного газа с помощью метановозов. К 1994 г. объем перевозок СПГ

ТАБЛИЦА 1.1

Состав природных газов чисто газовых месторождений

Месторож дение		Объемная		доля компонента в газе			%		Отно- си- та\ь- ная плот ность по возду ху
Месторож дение	СН₄	с₂н₆	с₃н₈	с₄н₁₀		N₂ + R”	со₂	H,S
Северо-Став-	98,90	0,29	0,16	0,050	—	0,40	0,20	—	0,56
ропольское
*!мрезовское**	95,10	1,10	0,30	0,070	0,03	3,00	0,40	—	0,58
Медвежье*	98,78	0,10	0,02	0,00	-	1,00	0,10	—	0,56
иполярное'	98,60	0,07	0,02	0,01	0,01	1.11	0,18	—	0,56
Уренгойское'	97.84	0,10	0,03	0,02	0,01	1,70	0,30	—	0,56
Шптлыкское	95.58	1,99	0,35	0,100	0,05	0,78	1,15	—	0,58
‘Сеноманская залежь.
**R — инертные газы (гелий				аргон	криптон, ксенон		>•

экспериментальные данные Л. А. Эпштейна и расчетные данные, полученные по формулам § 1 этой главы [72].

Экспериментальные и расчетные данные для шара и конуса удовлетворительно согласуются.

рис. V.16 данные получены путем экстраполяции на условия обтекания шара безграничным потоком.

Рис. V.18. Зависимость угла Ро ^от числа кавитации %.

1 — по формулам § 3 гл. V;

2 — по формулам § 1 гл. V; 3 — эксперимент [72].

ИСКУССТВЕННАЯ

КАВИТАЦИЯ

§ 1. Физические основы искусственной кавитации

пограничного слоя кавитатора, по крайней мере в некотором районе вблизи кромки кавитатора. В работе [47 ] для улучшения устойчивости предлагается отсос жидкости из пограничного слоя в районе кавитатора. При определенной степени отсоса, независимо от положения щели отсоса, все коротковолновые возмущения поверхности каверны исчезают и она становится зеркально гладкой.

Рис. VIЛ. Воздушная каверна за диском, имеющая гладкую прозрачную

поверхность.

При определенных условиях нестационарность проявляется весьма существенно в концевой части каверны. При конечных числах Фруда и малых числах кавитации течение в концевой части носит упорядоченный установившийся характер, а каверна заканчивается двумя вихревыми шнурами.

Рис. VI.2. Воздушная каверна за диском при повышенной турбулентности потока, имеющая волны на поверхности, при Fr^ = 5,5, Cq = 3,7-10^-3.

Однако при увеличении чисел Фруда и постоянном числе кавитации течение в концевой части каверны становится беспорядочным. Тогда форма каверны становится осесимметричной, образуется обратная струйка и каверна заполняется газоводяной смесью, которая затем периодически выбрасывается из каверны, длина каверны при этом периодически меняется.

Таким образом, существуют две формы уноса газа из каверны:

первая — по вихревым шнурам;

вторая — периодически отрывающимися порциями (по кольцевым вихрям).

Первая форма уноса газа при постоянном числе Фруда наблюдается в тех случаях, когда числа кавитации % малы, и происходит следующим образом. Воздух из каверны поступает в области пониженного давления вихревых шнуров, образующихся в концевой части каверны из-за всасывания каверны под действием силы тяжести. Полость каверны при этом свободна от пены, поверхность каверны прозрачна.

Для второй формы уноса газа (периодически отрывающимися порциями) характерно заполнение значительной части каверны пеной.

Переход от первой формы уноса газа ко второй происходит непрерывно. Кинокадры при частоте съемки 24 кадра/с и времени экспозиции около 10~⁵ с показывают, что иногда возникают режимы, при которых унос газа происходит по двум формам одновременно. Однако эти переходные режимы неустойчивы и непродолжительны.

Важными факторами, характеризующими искусственную кавитацию, являются количество газа Q, необходимое для образования и поддержания каверны, и сила сопротивления кавитирующего тела.

В качестве параметра, характеризующего потери газа, примем безразмерный коэффициент расхода C_Q:

для осеимметричных кавитаторов (дисковых, круглых, сферических)

c_Q-y^-, (VI.1.1)

для несимметричных кавитаторов (дисковых эллиптических, крыльев)

_r Q

'Q V^ab ’

где Q — расход воздуха, м³/с; V» —• скорость потока на бесконечности, м/с; d — диаметр кавитатора, м; а, Ь — оси эллиптического кавитатора или размеры крыла в плане (размах и хорда).

Безразмерный расход C_Q для стационарной каверны согласно теории размерностей зависит от трех безразмерных параметров: относительного погружения

^Н- d

числа кавитации

pvi

Кроме того, безразмерный расход зависит также и от коэффициента сопротивления, определяемого формой кавитатора

^?гу°ь у_g
v-_b

= — для дисковых эллиптических кавитаторов.

числа Фруда

Fi\y =

Vgd

¦ для круглых дисковых и сферических кави-таторов;

(конус, диск, шар, эллипсоид).

При относительных погружениях Н > 4 безразмерный расход не зависит от глубины погружения:

Cq = Cq (х, Fr, С_х).

Для кавитаторов определенной формы расход Cq зависит только от двух параметров: х

и Fr.

На рис. VI.3 даны зависимости C_Q (х) при разных числах Fr, полученные JL А. Эпштейном [73 ] для дисков.

Там же нанесены экспериментальные точки — результаты работы Клайдена и Кокса [108].

Как видно, результаты испытаний дисков разных диаметров хорошо согласуются между собой.

Для выявления влияния формы кавитатора на безразмерный расход газа C_Q на рис. VI.4 приведены результаты экспериментов с конусами, имеющими различный угол раствора |5 = 45, 90 и

Рис. VI.3. Зависимости коэффициента расхода газа Cq от числа кавитации к при постоянных числах Фруда, полученные для диска.

• — d = 12,7 мм; О — d — 19 мм; О — d = 25,4 мм.

180° (диск). Видно, что с увеличением угла р при постоянном числе кавитации х расход C_Q резко возрастает.

При исследовании искусственных каверн, образованных за кавитаторами, сделано много замеров силы сопротивления и определена зависимость С_х (х).

На рис. VI.5 дана зависимость С_х (х) для конусов при вариации угла р. Из рис. VI.5 видно, что в диапазоне чисел кавитации 0 ^ х 0,3 для диска С_х (х) — линейная зависимость. Результаты экспериментов [84] в диапазоне чисел 0 х ^ 1,5 показывают, что с возрастанием числа кавитации, начиная с х = 0,5, зависимость С_х (х) становится нелинейной, она хорошо аппроксимируется формулой:

С_х = С_Хш (1 + х) при х < 0,5,

С_х = C*₀ (1 -[- х + 0,028х²) при х^1,5

0,8053 — коэффициент сопротивления при х = 0).

(где С

л О

Рис. VI.4. Зависимость коэффициента расхода газа Cq от х для каверны, образованной за конусом при различных р.

Рис. VI. 5. Зависимость коэффициента сопротивления С_х от числа кавитации х при различных углах р.

1 — Р — 180°, пластинка; 2 — |3 — = 90°,— конус; 3 —- (5 = 45®, — конус. • — d = 100 мм; О — d = 35 мм.

---Р = 45?; ------|3 = 90°;

- 3 = 180°.

витаторов была экспериментально исследована И. Т. Егоровым. Результаты испытания (паровая и воздушная каверны) приведены на рис. VI.6.

Как видно, для насадков этого типа функция С_х (х) так же, как в рассмотренном выше случае при значениях х ^ 0,5 имеет .зависимость, близкую к линейной, а при значениях х > 1,5 коэффициент сопротивления остается постоянным.

Эксперименты показывают, что при осесимметричном кавитационном обтекании полуэллипсоидов вращения коэффициент со-лротивления возрастает с увеличением отношения alb, где а длина большой полуоси; b — длина малой полуоси.

Такие эксперименты были проведены М. Ю. Цейтлиным [65] с насадками, имеющими различные значения alb (рис. VI.7),

при числах Фруда Fr_d = 6,52; 7,83, 9,13 и погружении

V gJ

оси эллипсоида на глубину около пяти его диаметров. На рис. VI.7 даны экспериментальные зависимости С_х (х) при отношениях alb — 0,25; 0,50; 1,0; 2,0. Эти кривые показывают, что с увеличением чисел Фруда коэффициент сопротивления падает. Эксперименты на эллипсоидах позволили также приближенно установить положение точки отрыва струй.

Влияние гравитационных сил при кавитационных течениях проявляется в том, что ось каверны деформируется и ее хвостовая часть всплывает; Сила плавучести каверны уравновешивается

Рис. VI.6. Зависимость коэффициента сопротивления от числа кавитации для эллиптических плоских кавитаторов.

—--расчет для пластины бесконечного размаха. Значения Ь/а:

О — 1; Д — 2; ? — 3; X — 4; # — 1 (с поддувом воздуха).

подъемной силой, обусловленной циркуляцией, и поэтому деформация и всплывание каверны зависят от скорости потока.

Эксперименты с искусственной каверной хорошо иллюстрирует это явление.

На рис. VI.8 даны различные стадии образования каверн за круглым диском при изменении скорости потока. Как видно, при малых скоростях потока в результате подачи воздуха за диск образуются всплывающие пузыри; с увеличением скорости формируется каверна, несимметричная относительно оси диска; при дальнейшем увеличении скорости несимметрия каверны уменьшается.

Некоторые способы позволяют уменьшить всплывание каверны, обеспечить бесциркуляционное кавитационное обтекание тела: например, дифферентовка его на нос, установка кавитатора на горизонтальной разделительной пластине.

На рис. VI.9 приведены результаты экспериментов с плоскими кавернами, образованными на пластинке при различном ее положении по отношению к направлению силы тяжести. Влияние

Рис. VI.7. Зависимость коэффициента сопротивления от числа кавитации для различных соотношений осей полуэллипсоида вращения (а/Ь).

О — 1⁷оо = ⁵ м/с, Fr — 6,25; • — V „ = 6 м/с, Fr — 7,83; Д — =

= 7 м/с, Fr = 9,13.

8 В. В. Рождественский

217

Рис. VI.8. Влияние скорости потока на образование каверны за круглым диском: а — Frj = 1,9, Cq = 10,5-10“^; б — Fr^ = 4,3, Cq = == 4,6-10-³; б—Fr^-6,8, Cq = 3,0 • 10"³.

весомости хорошо иллюстрируется зависимостью числа кавитации от угла наклона кавитирующей пластинки к направлению линии горизонта к (7) при разных расходах газа Cq и числе Фруда Fy_h, _s отнесенном к высоте выступа Я.


*Fr_H=8_tJ*	5 .		*s^^Cq*	= *0,066 [ 0,09* 4 . 0,120
\\\	*Кадерна* *сверху*	/ *Кадер* *CHU3L*	*на \SS* 1 \
				\х\ V^s

0,15

0,10

0,05

15 45 75 105 135 у град

Рис. VI.9. Зависимость числа кавитации и от угла

наклона кавитирующеи пластинки при Fr/j =

VgH_K

8,35,

Как следует из рис. VI.9, наибольшие числа кавитации получаются при у = 90°, что соответствует вертикальному положению пластинки. Для горизонтальных ее положений (каверна сверху

F г_н*	*¦¦8,35*			_/ /
	Cq = L J	1,120 . 0,094	0.066/ / У)

120 у, град

длины ка-

О J0 60 Рис. VI .10. Зависимость верны I

относительной

1к

от угла V.

Нк

и каверна снизу) число кавитации уменьшается. Это же подтверждает и визуальное наблюдение эксперимента.

На рис. VI. 10 даны зависимости относительной длины каверны

I = IJH_K от угла у. Как видно, каверна наименьшей длины 8* 219

образуется при у = 90°, что соответствует максимальному числу кавитации. Благоприятное распределение давления на контуре кавитирующего тела приводит к уменьшению всплытия каверны.

§ 2. Приближенные формулы для определения параметров искусственной кавитации

Чтобы оценить величину циркуляции скорости, возникающей вокруг каверны при небольших числах Фруда (для случая развитой каверны с вихревыми шнурами), составим уравнение Бернулли для верхней и нижней границы каверны (рис. VI. 11):

I ^pF” | Р^Н , . Р^в , /VI0 1\

Poo + -J- = р_к + -J- + р gy_u = р_к + 2 + (VI.2.1)

где рос, р_к — давление на бесконечности и в каверне соответст- , венно; V*,, V_B — скорость потока на бесконечности, на ниж-

Рис. VI. 11. К выводу формулы циркуляции скорости, возникающей вокруг каверны.

ней и верхней границах каверн соответственно; у_п, у_в — ординаты нижней и верхней границ каверны.

После преобразования получим:

vl - vl =. (Ун - V_B) (V„ + Vo) = 2g (ув - у_ш).

Принимая приближенно, что V_H + V_B ^ 2V_K> найдем:

2V_K(V„-V_B) = 2 g(y_B-y_H). (VI.2.2)

Из курса гидромеханики известно, что циркуляция Г по замкнутому контуру L определяется формулой

Г = §VdS, (VI.2.3)

где V — проекция скорости в точке на направление элемента контура dS.

В рамках линейной теории, если считать каверну тонкой и снести граничные условия с поверхности каверны на ось Ох, то формула (VI.2.3) примет вид:

'к

Г = J (V_H~V_E)dx.

После подстановки в нее (VI.2.2) получим

^/к

Г = ¦?-f (у_а - у_я) dx = 4-’

^V* О ^Ук

где 5* — площадь диаметрального сечения каверны; V_K — средняя скорость на границе каверны.

Или принимая во внимание формулу (III.3.6), напишем:

Г =--(VI.2.4)

Систему диск — развитая каверна можно рассматривать как П-образную вихревую линию, где расстояние между вихрями равно расстоянию между наблюдаемыми вихревыми трубками каверны Ь. Тогда на основании теоремы Жуковского подъемную силу находим по формуле

Y =-pTV„b.

Приравнивая ее силе плавучести каверны, найдем:

_PTV«>b = yV*₉ (VI.2.5)

где У* — объем каверны.

Подставляя затем в (VI.2.5) выражение для циркуляции по формуле (VI.2.4), после промежуточных преобразований получим расстояние между вихревыми трубками:

Если приближенно считать, что форма каверны близка к эллипсоиду вращения с длиной /_к и диаметром D, то

b =-t-DVT+x. (VI.2.6)

Один из существенных факторов, определяющих образование и поддержание каверны (за плоским диском) — это расход газа Q, Существуют полуэмпирические методы, позволяющие оценить Q для развитой каверны с вихревыми трубками, в частности имеют практическое значение методы Эпштейна, Клайдена и Кокса. На основании наблюдений за каверной в процессе эксперимента

Л. А. Эпштейн предположил, что процесс уноса газа состоит в том, что по мере движения тела образовываются все новые участки вихревых трубок, содержащие газ, покоящийся относительно частиц жидкости. Давление в каверне и вихревых трубках одинаково и равно р_к. Силы трения стремятся только уравнять скорость газа и жидкости.

Согласно предположениям Кокса ц,Клайдена унос газа происходит по вихревым трубкам вследствие ^дростатического перепада давлений.

Рассмотрим сначала метод Эпштейна. Предположим, что скорость образования трубок равна скорости потока, тогда расход газа найдем по формуле

<2 = 2 V,

В безразмерной форме согласно (VI. 1.1) найдем:

где а — диаметр вихревого шнура.

С другой стороны, применяя уравнение Бернулли для абсолютного движения жидкости, пренебрегая квадратами малых скоростей и считая размеры вихревых трубок малыми по сравнению с расстоянием между ними, получим:

Ро* =* Рк + PS^h 4

р Г²

2 я²а²⁹

(VI.2.8)

где h — высота всплытия оси вихря в месте его сформирования над осью тела.

Третий член (VI.2.8) содержит квадрат скорости, индуцированной полубесконечным вихревым шнуром.

Из (VI.2.8) легко найти отношение

(VI.2.9)

где х — число кавитации.

Высота всплытия оси вихря h возрастает при уменьшении чисел х и Fr настолько, что возможны такие их малые значения, при которых скобка в знаменателе формулы (VI.2.15) обращается в нуль, а диаметр вихревого шнура а — в бесконечность. В этом случае формула (VI.2.9) неприменима. Кроме того, когда диаметры вихревых трубок становятся соизмеримыми с расстоянием между ними, трубки взаимодействуют и деформируются. Поэтому формула (VI.2.9) рекомендуется для значений а ^ Ь/2. В случае невыполнения этого условия, т. е. при использовании формул в большем диапазоне значений а, необходимо вводить поправочный коэффициент (3!, учитывающий деформацию сечений [72].

На оснований вышеизложенного, а также формул (VI.2.4), (VI.2.7), (VI.2.9) напишем после промежуточного преобразования следующее выражение для безразмерного расхода газа:

Сг

1	К d )	i’tf
2л (1 + и) \|

Для выполнения расчетов (VI.2.10) необходимо знать величину h (см. рис. VI.11). Известно несколько приближенных оценок этой величины: в частности, если рассматривать каверну как крыло малого удлинения,то согласно линейной теории подъемная сила этого крыла равна

(VI.2.10)

рУ²

Q. г оо rt

-ца —S,

где а —- угол атаки (всплытия), т. е. угол, образованный вектором скорости и прямой линией, соединяющей середины тела и области замыкания каверны; Су — позиционная производная коэффициента подъемной силы; 5 — площадь каверны в плане.

Угол атаки определяется исходя из условия равновесия каверны. Приравнивая подъемную силу крыла силе плавучести каверны, найдем:

Q V* А/I 9 1П

С_уа —2~S = pgV . (VI.2.11)

Для крыла малого удлинения производная по углу атаки может быть представлена в виде

С? = АяАЛ (VI. 2.12)

где коэффициент k зависит от удлинения крыла X* (каверны) и угла атаки.

Для крыла при Х* = 5-~6 и а = 3-^-6° k ~ I. Примем, что каверна имеет форму эллипсоида вращения. Полагая Я* = D//_K получим из (VI.2.11):

ГУ - — — — ^ё1к

(VI.2.13)

“ /к 3* 2V²

ОО

Откуда находим

Результаты экспериментов с кавитирующими дисками позволяют установить ряд приближенных зависимостей размеров каверны от числа кавитации. В частности,

отношение диаметра каверны к диаметру диска

= <^vi-²¹⁵>

где а_х —эмпирический коэффициент, равный 0,8—1,0. Отношение длины каверны к диаметру

и₌ ~~х + °д)°⁸~~ (VI.2.16)

D_K 1,7х (х + а₂) ^v '

где по опытам Рейхардта а₂ = 0,066; по данным Эпштейна а₂ = 0,040.

Необходимо подчеркнуть, что приведенные выше формулы справедливы лишь для развитой каверны с вихревыми шнурами.

Область появления режимов, при которых прекращается образование вихревых шнуров, может быть оценена эмпирической формулой

^пред “ ^min 0,06,

где

^min

Если следовать теории Кокса и Клайдена, т. е. считать что унос газа происходит по вихревым трубкам, то (VI.2.9) скорость Уоо должна быть заменена скоростью газа V_r. Скорость газа V_r определяется исходя из потери давления газа при его движении по трубопроводу:

А Р = (VI.2.17)

где I — длина вихревого шнура до свободной поверхности; а — угол всплытия каверны; р_г — плотность газа; к — коэффициент сопротивления вихревых трубок движению газа; Ар — перепад давления между точками в начале вихревого шнура и на свободной поверхности. Откуда находим, что

₇2 2аА р

Х/Рг

Если предположить, что угол всплытия вихревых шнуров а постоянный, то на основании (VI.2.13), (VI.2.15) и (VI.2.16), учитывая результаты исследований И. Т. Егорова, можно получить

0,646 l/cT"

а (VI.2.18)

KFr_d

Перепад давлений в формуле (VI.2.17) ^АР = Рк ~ (Рос - рgH) = pgH — к

(VI.2.19)

pvl

где Н — глубина погружения насадка.

Подставляя (VI.2.18), (VI.2.19) в (VI.2.17), после преобразований получим:

xFr²

2 —

Кг\² V.

Ах Fr^

С_а=0Щ5

I I 1 I 1 __ l I I 1 * I_1_L_1—J, U

0,01 0,04 0M 0,0b 0,10 0,12 0_ч1Ч % Со-сю

(VI.2.20)

?П=11,0

(?)(-?)

Рис. VI. 12. Диаграмма для расчета характеристик каверны, образованной за диском в безграничной жидкости.

Если учесть, что Cq = -у- (-j-)²^то после подста

новки в это выражение (VI.2.20) найдем:

0,0525

Г1 V п

^Cq⁼ КХх¹'⁷⁵ Fr² [х³ Fr⁴, - 2,38С,_оI¹'²⁵• (VI.2.21)

Для случая кавитационного обтекания круглых дисков, при С_Хо = 0,82 коэффициент сопротивления вихревых трубок в формуле (VI.2.21) аппроксимируется зависимостью

. X = [0,194 (Fr_d— 1,35) I².

Расход воздуха C_Q в условиях безграничной жидкости определяем по (VI.2.20) при Я = оо:

_г
=_6Л2_____

^Q^Frd (^Frd ~ 1.35) х¹'⁷⁵ (x^:i Fr^ — 1,955)^l'²⁵ ‘

В работе [27] построена диаграмма для расчета характеристик каверны, образованной за диском в безграничной жидкости (рис. VI.12). По оси абсцисс отложены числа кавитации, а по оси ординат — числа Фруда, определенные по объему каверны

с- У»

Fr_K = —-¦ = г .

Vg/v*

В расчетах за объем каверны принят объем эллипсоида вращения. В качестве параметров на диаграмме приняты числа Фруда по диаметру диска Fr_d и безразмерный расход газа C_Q.

§ 3. Структура кавитационных потоков

Физическое представление о структуре кавитационных течений, о структуре пограничного слоя, а также о природе гидродинамических сил дает экспериментальное исследование поля- скоростей и давлений.

Если исходить из задачи исследовангя, то наиболее общей оказывается частичная кавитация, при которой каверн; замы-

85 мм	X Z со V—	S) %
		- ^v°% *Юимм*	и~>

*^85 мм*		*J+Q5 мм*

Рис. VI. 13. Клиновидные кавитаторы, использованные при замерах

давлений.

кается на теле. В этом случае рассмотрим три участка на поверхности тела: кавитатор (насадок), каверну, смоченную часть тела за каверной. Эксперимент с искусственными кавернами — наилучший и доступный способ исследования поля скоростей и давлений на каждом из этих участков.

Такие исследования были выполнены рядом авторов на простых телах (пластинах и крыльях). При экспериментах с искусственными кавернами существенно проявляется весомость, поэтому ниже приведем некоторые результаты исследований поля скоростей и давлений кавитационного течения, образованного под горизонтальной пластиной (длиной 2,5 м, шириной 0,6 м). Пластину буксировали в бассейне со скоростью 3 м/с [20].

Были применены два клиновидных кавитатора, размеры которых даны на рис. VI. 13.

Распределение давлений по длине на нижней поверхности пластинки при кавитационном и бескавитационном обтекании даны на рис. VI. 14, а (кавитатор А) и рис. VI.14, б (кавитатор Б). Там же указаны длины каверны /_к, отстояния линии замыкания каверны от передней кромки пластины 1_г.

Как видно из рисунков, есть три характерные области распределения давлений по длине пластины. Левая область — это распределение давлений на клиновидном кавитаторе; в средней области в пределах длины каверны давление постоянно; правая область — давление за каверной, для этой области характерен пик давления сразу же за каверной.

Коэффициент давления в каверне С_р возрастает при уменьшении ее длины в диапазоне его значений: —0,15 ч—0,05. Эти результаты соответствуют уже рассмотренным нами зависимостям между числами кавитации и длиной каверны.

В эксперименте было выявлено два случая замыкания каверны на пластине: а) при сравнительно большой высоте выступа (кавитатор А) замыкание каверны сопровождается появлением развитой обратной струйки и большцм расходом газа; б) при относительно малой высоте выступа (кавитатор Б) замыкание происходит без обратной струйки и сравнительно малом расходе газа.

Характер изменения давления в конце каверны определяется формой замыкания каверны на пластине (с обратной струйкой или без нее). В первом случае изменение давления при переходе от каверны к смоченной части пластины происходит сравнительно плавно. В то же время при использовании кавитатора Б наблюдается резкое изменение давления в районе замыкания каверны.

Характеристику структуры пограничного слоя позволяют получить экспериментальные исследования скоростей за каверной. На рис. VI. 15, а, б приведены эпюры местных относительных скоростей v (y)IVao в пограничном слое за каверной в сечении на расстоянии 1250 мм от передней кромки пластины при различных длинах каверны /_к.

Как видно, профили скоростей по форме соответствуют турбулентному режиму течения. Однако для кавитатора А эпюры скоростей вблизи района замыкания каверны имеют перегибы, характерные для местного отрыва пограничного слоя. По мере удаления от района замыкания эпюры скоростей для кавитационного и бес-кавитационного режимов обтекания практически совпадают (рис. VI.15, б).

На рис. VI. 16 приведены кривые коэффициентов местного трения Cf, определенные по замеренным касательным напряжениям в функции от местного числа Рейнольдса для двух случаев кавитационного обтекания (кавитаторы А и Б). В первом случае измерения производились в одной точке на расстоянии 1250 мм от передней кромки пластины, во втором — в трех точках на расстояниях 850, 1250 и 1650 мм.

о)

Рис. VI. 14. Распределение давлений подлине на нижней поверхности пластинки при кавитационном обтекании:

а — кавитатор А;

1 — без каверны; 2 1₁ = 1080 мм, /_к = 595 мм; 3 — 1^ = 1 i 50 мм, /_к = 665 мм; 4~ ^ — 1250 мм, 1_К = 765 мм.

б — кавитатор Б;

1 — без каверны; 2 — — 650 мм, 1_К = 165 мм; 3 — 1^ — 750 мм, 1_К =265 мм; 4 — = 850 мм, 1_К = 365 мм;

^ 5 — 1 ₁= 950 мм, /_к = 465 мм; 6 — I ~ 1050 мм, 1_К — 565 мм; 7 — ~ 1150 мм; /_к = 665 мм; 8 — ^ ~ мм,

1_и = 735 мм; 9 — L = 1550 мм, /_и. = 1065 мм.

СО к 1 к

Во время эксперимента варьировалась длина каверны так, что расстояния от точки замера до конца каверны и соответственно

местные числа Рейнольдса Re* = — изменялись. При замыкании каверны с обратной струйкой (кавитатор Л) касательные напряжения растут плавно от нулевых значений до напряжений турбулентного трения, а при замыкании каверны без обратной струйки (кавитатор Б) наблюдается резкое возрастание напряжений. Это позволяет предположить, что при плавном замыкании

Рис. VI .15. Эпюры скоростей движения жидкости в пограничном слое за каверной для двух случаев обтекания: а — с обратной струйкой (кавитатор А);

а)

1 — без каверны; 2 ~~~ 1_Х =

— 650 мм, 1_К — 165 мм, х =

= 600 мм; 3 — — 1150 мм;

/_к = 665 мм, х = ИЮ мм,

б — без обратной струйки (кавитатор Б);

1 —- без каверны; 2 — 1_х --= 650 мм, 1_К = 165 мм, х =

— 600 мм; 3- — 1_Х — 1220 мм, / == 735 мм, х = 30 мм.

(кавитатор Б) за каверной зарождается новый турбулентный пограничный слой, в котором касательные напряжения определяются местным числом Рейнольдса (с характерной длиной — отстоянием рассматриваемой точки х от места замыкания каверны). Что же касается случая замыкания с обратной струйкой (кавитатор Л), то вывод о появлении нового турбулентного пограничного слоя можно сделать, если предположить, что в зоне замыкания каверны наблюдается местный отрыв пограничного слоя.

Большинство задач о кавитационных течениях решается с учетом основных положений теории струй, в которой внутреннее движение газа в каверне не рассматривается и предполагается разрыв скоростей на границе каверны.

Ниже приведены результаты [115] экспериментального определения профиля скоростей течения газа в каверне, образованной за клиновидным насадком под горизонтальной пластиной. Опре-

IW
	Vs.	\\ V \	2 / ч	т \ \ \	ч
	N>		Ч. \	1	\ \ ч	:т
	N>					:т
					V	г-

			. 0	0,5-	10⁴⁹ 1,0-	10⁶ 15-
-600 Л 1		- 200 0 л		200 Ш 600 600 i 1 ........
		1 ¹		1,5'10⁶, 25-10⁶ Re_X9 i ⁵⁰ I i ⁷ i ^2
-зоо -100 I		100 500 700 300 1100 Х₂ . I ..... 1 . *

^ьхз

гоо Ш 600 800 1000 1200 1Ш 1600

X, мм

5.0 %0

3.0

2.0 1,0

Рис. VI. 16. Зависимость касательных напряжений от чисел Re* при кавитационном обтекании нижней части пластинки: а — кавитатор Л;

1—при кавитационном обтекании; 2—при турбулентном обтекании пластины (эксперимент); 3 — Cf при турбулентном обтекании пластины (расчет); 4 — — при ламинарном обтекании пластины; 5 — Су при

переходе от ламинарного к турбулентному режиму движения при

1,510^е; 2,5 * 10^Б; 3,5- 10⁶

Re.

кр

деление производилось при скорости потока V* == 1,02 м/сJ что соответствует числу Фруда по высоте выступа насадка

Fv_Hk •= = 3,3

Vо

VWk

в трех сечениях по длине каверны: вблизи кавитатора, посредине длины и в районе замыкания каверны (рис. VI.17); h — высота каверны в данном сечении; и = u_h/V_cо — местная скорость течения газа на данной высоте. Вследствие малого перепада по длине каверны для измерения давления использовали микроманометр с уравновешенной каплей. Опыты проводили при постоянных безразмерных расходах газа, отнесенных к высоте выступа и ширине клина C_Q = 2,23.

Результаты эксперимента в виде профилей скорости, построенных в прямоугольных координатах h и и_у даны на рис. VIЛ7.

В гидромеханике рассматривается течение Куэтта — плоское течение между двумя параллельными стенками, из которых одна движется вместе с потоком. Считая границу каверны подвижной, течение газа внутри можно рассматривать как течение Куэтта. Сравнение результатов эксперимента с расчетными данными по теории Куэтта показывает удовлетворительное их совпадение [115].

Мы предполагаем, что параметры искусственной каверны, образованной на каком-либо теле, при постоянном числе кавитации и постоянной длине каверны такие же, как и для естественной каверны. Однако эксперименты показывают, что от расхода воздуха зависит не только число кавитации, но и форма границы каверны.

Экспериментально было установлено [95], что при определенных условиях подтверждается известная зависимость между параметрами, характеризующими каверну: при увеличении расхода газа C_Q давление в каверне возрастает, а число кавитации падает. Однако при этом для значения х существует некоторый предел, после которого при увеличении расхода воздуха число кавитации остается постоянным. На поверхности каверны образуется одна волна (первая стадия), и каверна начинает пульсировать, сокращаясь и увеличиваясь в длину.

При дальнейшем увеличении расхода воздуха длина каверны и давление в ней скачком увеличиваются, число кавитации соответственно падает. Каверна продолжает пульсировать, а на ее поверхности по длине образуются две волны (вторая стадия). Если расход воздуха продолжает увеличиваться, то число волн возрастает и возможно появление трех, четырех и пяти волн.

Таким образом, существуют два типа каверн: стационарные и пульсирующие. Стационарные каверны возникают при малых расходах воздуха, по своим параметрам они подобны естественным кавернам.

CL)

«=3

*=C

g<4.

§ II

С о*

о „

ECO

geo.

&II. s *

IL,

^t€h

Оч

Он

Для иллюстрации на рис. VI. 18 показаны пульсирующие искусственные каверны, образовавшиеся за пластинкой, установленной в вертикальной гидродинамической трубе [95].

Для того чтобы получить представление о поведении и пара-мет рах каверны в различных стадиях ее развития целесообразно рассмотреть схематизированную зависимость C_Q (к), приведенную на рис. VI.19. Она построена на основании экспериментальных данных [95] и позволяет составить представление о механизме образования различных стадий каверны.

Представим себе, что начиная с некоторого критического числа кавитации возрастает расход газа, каверна, имеющая одну волну, удлиняется, а число кавитации падает. Когда расход достигает некоторого порогового значения Cq,, каверна удлиняется (без изменения расхода) при уменьшении числа кавитации, и ее поверхность имеет уже две волны (вторая стадия). Переход от первой стадии ко второй сопровождается изменением частоты колебаний.

Дальнейшие увеличения подачи воздуха в каверну приводят опять при некотором пороговом значении Cq₂ к внезапному изменению длины каверны, сопровождаемому уменьшением числа ка-Рис. VI. 18. Различные формы витации, а на поверхности кавер-

пульсирующих каверн: а — ста- _ны образуется три волны. Таким

ционарная каверна; о — одна вол- ^J *

на; в — две волны; г — три волны; образом, в эксперименте можно

д — четыре волны. получить четыре, пять и более

волн.

При увеличении количества воздуха до некоторого предела пульсирующие явления пропадают. Если затем расходы воздуха уменьшать в обратной последовательности, то пороговые Cq при переходе от стадии к стадии получают меньшие значения. На рис. VI.19 видно, что Cq, < Cq, и Cq₂ < Cq₂. Таким образом, схематизированная диаграмма Cq (к) характеризуется некоторой петлей типа петли гистерезиса,

Представляет значительный интерес исследование искусственной каверны при движении вблизи свободной поверхности. Рассматриваются два случая: движение вблизи невозмущенной поверхности, движение при волнении. Как показывают экспериментальные исследования [27], возможны три вида деформации каверны, обусловленной влиянием свободной поверхности и весомости, каждый из которых проявляется в зависимости от чисел Фруда.

При малых числах Фруда весомость жидкости проявляется весьма существенно: каверна сильно всплывает, а подаваемый в каверну воздух за насадком прорывается в атмосферу и не позволяет создать замкнутую кавитационную полость (рис. VI.20, а).

При умеренных числах Фруда каверна формируется достаточно хорошо: влияние весомости жидкости проявляется весьма существенно и приводит к образованию волнового бугра над кавитационной полостью (рис. VI.20, б).

При движении с очень большими числами Фруда влияние весомости жидкости практически отсутствует, каверна может оказаться несимметричной относительно горизонтальной плоскости (рис. VI.20, в).

Рис. VI. 19. Схематическая зависимость расхода воздуха от числа кавитации для пульсирующих каверн.

1 — одна волна; 2 — две волны; 3 — три волны.

Для судостроительной практики наибольший интерес представляет режим движения при умеренных числах Фруда. Поэтому все дальнейшие результаты относятся к этому случаю.

Близость свободной поверхности вызывает искажение формы каверны и оказывает влияние на механизм подачи воздуха за насадок.

Наблюдаются два режима поступления воздуха в каверну: принудительная подача с избыточным давлением и поступление самотеком из атмосферы. Первый режим наблюдается при большом погружении каверны или при малом погружении и малой

„ Fco

относительной скорости Fr_w = ~~у__~~ .

Второй режим наблюдается при больших числах Fr_w. Количество подаваемого воздуха определяется площадью сечения, через которое воздух поступает в каверну. Практически воздух из атмосферы может поступать: либо по вихревым жгутам за каверной, либо вдоль вертикальных стоек (у катеров на крыльях), находящихся в отрывном режиме обтекания, либо по внутренним трактам системы подачи воздуха. Для определения числа кавитации в этом случае необходимо принять давление р_м = р_& + + рgH, а р_к = р_л.

Рис. VI.22. Зависимость коэффициента сопротивления С_х = X

0,10 0,08 0,06 0,04 0,02

0_____

0,3 0,4 0,5 Dq

Рис. VI .21. Зависимость числа кавитации от расхода воздуха и относительной глубины погружения.

Рис. VI. 20. Виды деформации каверны вблизи невзволнованной свободной поверхности: а — при малых числах Фруда; б — при умеренных числах Фруда; в — при больших числах Фруда.

=-7^2- от числа кавитации при различных относитель-

р —s„

ных глубинах погружения диска Я.

Такое значение число кавитации принимает при неограниченном поступлении в каверну воздуха из атмосферы. Зависимость (VI.3.1) не учитывает особенности подачи воздуха из атмосферы по внутреннему тракту, один из концов которого находится за насадком в зоне разряжения, а другой сообщается с атмосферой. В этом случае скорость воздуха, поступающего в каверну, зависит от перепада давления между этими концами, что, в свою очередь, зависит от глубины погружения, скорости движения и формы насадка.

Начало прорыва воздуха из атмосферы в каверну соответствует резкому увеличению количества подаваемого в каверну воздуха и приводит к существенному снижению числа кавитации. На рис. VI.21 дана экспериментальная зависимость числа х (C_Q) при разных значениях относительного заглубления H = Hld.

Зависимость коэффициента сопротивления диска С_х, отнесенного к площади миделевого сечения каверны, от числа кавитации х для разных относительных погружений Н дана на рис. VI.22. Как следует из рисунка, коэффициент С_х при одном и том же числе кавитации возрастает при уменьшении глубины погружения, что объясняется волновыми эффектами, приводящими к увеличению площади миделевого сечения каверны, а также к появлению дополнительной волновой составляющей сопротивления.

РЕМОНТ ГЛ А В А СКВАЖИН

При строительстве скважин основным критерием качества является обеспечение герметичности скважины для транспортировки нефти, газа и (или) воды от продуктивного пласта до ее устья. Это достигается спуском в ствол скважины обсадной колонны и созданием сплошного равностенного затрубного цементного кольца.

Качество цементного кольца зависит от степени вытеснения и смешения цемента с буровым раствором, химической обработки цемента, геологических факторов месторождения, конструкции скважины, температуры, давления, коррозионной среды, наклона скважины, наличия установленных с определенным интервалом центраторов и турбулизаторов, а также оперативности и правильности проведения тампонаж -ных работ, использования буферной жидкости при цементировании и др.

Некачественное цементирование скважины, износ обсадных колонн инструментом при бурении и эксплуатации, а также другие причины приводят к преждевременному выходу из строя скважин вследствие нарушения герметичности обсадных колонн, что требует проведения ремонтно-изоляционных работ. В комплекс этих работ входят технологические операции, направленные на ограничение гидравлической связи внутриколонного и заколонного пространства в регламентированных пределах.

Несмотря на возросший уровень техники и технологии строительства скважин, затраты на ремонтно-изоляционные работы в отрасли продолжают расти.

Рост общего фонда скважин с учетом их возраста приводит к значительному увеличению количественного и процентного соотношения скважин, нуждающихся в ремонте.

В общем комплексе ремонтно-изоляционных работ большая доля затрат приходится на операции, связанные с изоляцией перфорированных обсадных колонн.

Затраты времени и средств при строительстве нефтяных и газовых скважин, связанные с восстановлением герметичности обсадных колонн, остаются неоправданно большими.

Очевидно, что проблема ремонта скважин в процессе бурения и эксплуатации в будущем еще более обострится, если не будут приняты неотложные практические меры.

Виды и причины нарушения герметичности обсадных колонн

Все основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, можно разделить на четыре группы: геологические, технико-экономические, физико-механические и субъективные.

Первая группа факторов характеризуется обвалами стенок, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятием промежуточных и эксплуатационных колонн аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы, пробкообразованием пород и продуктивных пластов, высокой сейсмической активностью.

Главнейший фактор второй группы — не соответствующие условиям конструкция скважин, способ бурения, качество и компоновка применяемых обсадных труб, скорость и способ спуска, технология цементирования обсадной колонны, продолжительность работы в обсадной колонне, технология оборудования устья скважин, освоение, эксплуатация, ремонтные работы, угол искривления и азимут ствола скважины.

К основным параметрам третьей группы факторов относятся: прочность, проницаемость, коэффициент линейного расширения, пластичность тампонажного камня; прочность, коррозионная и абразивная стойкость материала труб; коэффициент линейного расширения горных пород; технологические свойства фильтрационной корки.

Четвертая группа факторов в основном зависит от организации производства, опыта и квалификации исполнителей. Однако их роль в потере герметичности обсадных колонн велика. К ним относятся нарушение организации процесса спуска обсадной колонны, подача на буровую некачественных труб, неточный расчет обсадной колонны, несвоевре-294 менный долив промывочной жидкости, недовинчивание труб и др.

По М.Л. Кисельману, схема классификации повреждений обсадных колонн выглядит следующим образом:

1-я группа — дефекты металлургического производства (нарушения обсадных труб при изготовлении);

2-я группа — дефекты, возникающие при нарушениях правил погрузки, разгрузки, перевозки и хранения труб (нарушения обсадных труб при транспортировке и хранении);

3-я группа — дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации (нарушения обсадных труб при эксплуатации).

А. А. Федоров предложил классификацию повреждений обсадных колонн и их причин, приведенную в табл. 6.1.

Так как по мере накопления опыта и данных исследований виды и причины нарушения герметичности будут дополняться, то и классификация их будет изменяться.

Из анализа причин нарушения герметичности обсадных колонн следует, что некоторые факторы, приводящие к аварийному состоянию скважины, могут быть устранены в процессе ее бурения, цементирования и эксплуатации.

К типовым (часто встречающимся) видам нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах можно отнести:

Т а б л и ц а 6.1

Классификация повреждений обсадных колонн при бурении, креплении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин

А. Смятие обсадных колонн

Б. Разрыв колонн (продольный или поперечный)

В. Нарушение герметичности колонны

1. Неправильный расчет колонн на прочность

1 . Не учтено аномально высокое давление нефти, воды или газа в пластах, вскрытых скважинами

2. Не учтено горное давление соленосных пород

3. Не учтено горное давление пластичных пород

I. Неправильный расчет колонн на прочность

1. Не учтено максимальное внутреннее давление, создаваемое при проведении различных работ в колонне

2. Не учтено увеличение осевых нагрузок при изменении температурного режима скважины, избыточного наружного и внутреннего давления

3. Применены неточные формулы для определения допустимых нагрузок

I. Неправильный расчет колонн на прочность

1. Не учтены дополнительные осевые усилия, возникающие при изменении температурного режима, наружного и внутреннего давления

2. Не учтено максимальное внутреннее давление, создаваемое при проведении различных работ в колонне

3. Не учтены максимальные осевые нагрузки

А. Смятие обсадных колонн

Б. Разрыв колонн (продольный или поперечный)

В. Нарушение герметичности колонны

4. Не учтено давление, возникающее при набухании пород

5. Использованы не по назначению источники формулы для определения прочностных характеристик

6. Не учтено снижение прочности труб при действии осевых усилий от собственного веса колонны

7. Не учтено снижение прочности труб при изменении температурного режима наружного и внутреннего давления

8. Не учтено снижение прочности труб при перфорации

II. Нарушение технологии

1. Спуск обсадных труб с заводским дефектом

2. Неправильная маркировка труб

3. Гидравлическое давление при спуске колонны с большой скоростью

4. Недолив колонны при спуске с обратными клапанами

5. Некачественное цементирование обсадных колонн

6. Спуск на клиньях тяжелых обсадных колонн

7. Свинчивание при неконтролируемом крутящем моменте или "через нитку"

III. Стихийные явления

1. Землетрясения

2. Тектонические смещения пластов

3. Оползни и осыпи пород

4. Не учтены максимальные осевые нагрузки

II. Нарушение технологии

1. Спуск труб с заводским дефектом

2. Гидравлический удар при цементировании колонны

3. Некачественное соединение секций обсадных колонн

4. Разгрузка колонны на забой в скважинах

5. Внутреннее давление в колонне выше допустимого

6. Отсутствие контроля крутящего момента при свинчивании резьбовых соединений

7. Некачественное цементирование колонны

III. Стихийные явления

1. Землетрясения

2. Тектонические смещения пластов

3. Оползни и осыпи пород

II. Нарушение технологии

1. Спуск труб с дефектами резьбовых соединений

2. Резьба смазочный материал не соответствуют условиям скважины

3. Конструкция муфт для двухступенчатого цементирования несовершенна

4. Колонна некачественно зацементирована

5. Колонна спущена в скважину, имеющую резкие перегибы ствола

6. Колонна разгружается на забой в скважинах, имеющих большие каверны

7. Крутящий момент при свинчивании резьбовых соединений не контролируется

III. Стихийные явления

1. Землетрясения

2. Тектонические смещения пластов

3. Оползни и осыпи пород

раковины коррозионного и эрозионного износа (отверстия); продольные, поперечные, полые порывы, порезы (трещины); некачественную геометрию и пр.

Количество и номенклатуру нарушений обсадных колонн можно значительно уменьшить, если строго соблюдать технологический процесс бурения скважин; применять обсадные трубы с антикоррозионным и термостойким покрытием; использовать предохранительные кольца, центраторы на бурильных и насосно-компрессорных трубах; применять защитные оболочки для долот при спуске их в забой; периодически проворачивать незацементированную часть колонны при ее одностороннем износе; с помощью специальных устройств уменьшить абразивность бурового раствора.

Определить местоположение и характер нарушения герметичности в обсадных колоннах можно при помощи дебито-меров, резистивиметров, электротермометров и манжетных желонок; широкое распространение получили также геофизические и акустические методы.

В настоящее время применяются новые прогрессивные способы определения местоположения, а также характера и размеров нарушения герметичности колонн фотоаппаратами, телекамерами и гидравлической печатью.

6.1. СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

В практике бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются различные способы восстановления герметичности обсадных колонн.

Существующие способы восстановления герметичности можно разделить на три основные группы:

1) не уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны;

2) незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны;

3) существенно уменьшающие внутренний диаметр.

К первой группе относятся:

герметизация резьбовых соединений колонны путем до-крепления их в скважине;

цементирование межтрубного пространства через устье скважины;

замена поврежденной части колонны новой.

Во вторую группу входят:

цементирование через внутритрубное пространство;

установка металлических накладок;

установка гофрированных пластырей.

Третья группы включает:

спуск насосно-компрессорных труб с отсекающими пакерами;

установку колонн-летучек;

спуск дополнительной колонны.

Рассмотрим кратко физическую сущность и последовательность основных операций указанных способов восстановления герметичности.

Возможность применения способа довинчивания обсадных труб оценивают по результатам предварительного расчета параметров операции, а крутящий момент на устье скважины контролируют по углу упругого закручивания довинченной колонны. Однако широкое применение этого метода сдерживает отсутствие надежных технологических средств контроля за крутящим моментом.

Повторное цементирование включает в себя следующие операции: определение места нарушения герметичности;

перфорацию обсадной трубы; установку цементного моста-пробки для отделения от продуктивного горизонта (пласта); закачивание тампонирующего материала в затрубное пространство; разбуривание тампонирующего материала и мостовой пробки; опрессовку.

Замена поврежденной части колонны новой производится по существующей технологии и не представляет трудностей.

Особый интерес представляют способы второй группы.

Цементирование внутритрубного пространства применяется в том случае, когда не получены положительные результаты после докрепления колонны обсадных труб.

При установке металлических накладок на поврежденный участок наружный диаметр накладки должен быть равен внутреннему диаметру обсадной трубы в интервале повреждения, края наладок имеют эластичное уплотнение. Спуск, ориентацию и установку наладок осуществляют на канате специальным устройством.

Сущность ремонта обсадных колонн стальными пластырями заключается в том, что продольно-гофрированный пластырь, изготовленный из тонкостенной стальной трубы и покрытый снаружи герметизирующим составом, спускают в скважину, в интервал ремонта, на специальном устройстве и расширяют дорнирующим узлом этого устройства до полного 298 контакта с обсадной колонной. Этот способ включает в себя следующие операции: определение признаков и ориентировочного места нарушения герметичности электротермометрами, резистивиметрами и др.; шаблонирование и ликвидацию смятий при их наличии с применением шаблонов, справок; определение более точного места и характера нарушения герметичности с помощью гидравлических боковых печатей; установку пластыря с использованием транспортных устройств, снабженных необходимыми узлами и элементами; опрессовку при помощи сдвоенных пакеров.

6.2. ПОВЫШЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ

РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ

ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Все типы резьбовых соединений обсадных труб в силу конструктивных особенностей имеют общий существенный недостаток. Независимо от профиля резьбы и типа соединения в резьбовом соединении после свинчивания остается винтовой канал между сопрягаемыми поверхностями нарезки. Наличие дополнительных конструктивных элементов в соединениях повышенной герметичности, таких как поясковые гладкие поверхности на ниппеле и муфте, упорные торцы, значительно повышают надежность резьбовых соединений, но не обеспечивают их достаточной герметичности для жидкостей и газов при реальных перепадах давлений на резьбовых соединениях. Кроме того, отрицательное влияние допусков на геометрические размеры резьб и дефектов изготовления лишь частично снижается при закреплении соединений за счет локальных упругих и упругопластических деформаций и притирания сопрягаемых поверхностей.

Герметичность резьбовых соединений обсадных труб зависит от размеров и формы винтового канала и от свойств смазки, заполняющей этот канал. На герметичность конического резьбового соединения влияют следующие факторы: точность выполнения нарезок резьб на муфте и трубе; длина рабочей части резьбы; значение натяга при свинчивании; нагружение резьбового соединения наружным или внутренним давлением, а также осевым растягивающим усилием; продолжительность действия нагрузок и давления; вязкость создающего давление агента (жидкость или газ) и степень его разрушающего действия на смазку и металл резьбы.

При наличии рассмотренных выше дефектов резьб и при отсутствии достаточно надежного критерия для определения оптимального значения крутящего момента осевое растяжение значительно влияет на герметичность соединений. Давление, при котором нарушается герметичность, в этом случае иногда снижается наполовину.

Герметичность резьбовых соединений обеспечивается за счет применения смазочно-уплотнительных составов и закрепления соединений с необходимым крутящим моментом как при навинчивании муфт на трубы, так и при свинчивании труб в процессе спуска колонны.

Значения крутящих моментов и указания по визуальному контролю за степенью закрепления резьбовых соединений каждого типоразмера (тип резьбы, диаметр и толщина стенок труб, марка стали труб) регламентируются техническими условиями на их изготовление.

Ряд передовых фирм-изготовителей поставляют трубы с заранее нанесенным уплотнителем на ниппели труб или предлагают постановку фирменного уплотнителя с партиями труб с указанием области применения.

Во всех остальных случаях для обсадных труб отечественного и импортного производства выбор и применение уплотнительных составов необходимо осуществлять в соответствии с табл. 6.2.

К примеру, из существующих способов уплотнения резьбовых соединений труб в газовых скважинах на Краснодарском ПХГ применяются: закачка герметизирующих составов (полимеров) как с наполнителями, так и без них, закачка СБС (соляро-бентонитовая смесь), КОФС (кубовый остаток фурфуролового спирта) с соляной кислотой, а также спуск пакеров на НКТ ниже места установки ПДМ и перевод скважин на пакерную эксплуатацию.

При закачке герметизирующих составов в качестве основного сырья применяется омыленный таловый пек (ОТП) в виде раствора концентрацией от 18 до 25 % (по массе) и водный раствор хлорида кальция или магния. Механизм обработки заключается в том, что при контакте герметизирующего состава с солевым раствором мгновенно протекает реакция высаливания ОТП с образованием герметика, который за счет сил адгезии покрывает поверхности пор и трещин (Ю.М. Басарыгин и др.).

Полученный продукт химически устойчив до температуры 280 °С. Реализация способа проводится следующим образом: открывают задвижку межколонного пространства и стравли-300

Уплотнительные составы и материалы для резьбовых соединений обсадных труб

Наименование, шифр, ГОСТ, ТУ	Изготовитель (б. СССР)	Область применения, особенности*
УС-1 ТУ 38-101440-74	Казанский опытный завод синтетических смазок	При температуре до 120 °С: для всех типоразмеров труб в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах При температуре воздуха ниже 10 °С смазку подогревать в водяной бане до 20-25 °С, при отрицательной температуре - дополнительно подогревается резьбовой конец трубы до 510 °С Крутящий момент на 40-60 % выше, чем при несамоотверждающих смазках
Р-402 ТУ 38-101708-78	Ленинградский завод им. Шаумяна	При температуре до 200 °С: для труб с резьбами повышенной герметичности (ОТТГ, ОТТМ и др.) в газовых и газоконденсатных скважинах; для труб по ГОСТ 632-80 в нефтяных скважинах (как правило, при избыточных давлениях до 15,0 МПа) Не требуется подогрев резьбового конца при температуре до -30 °С
Р-2 МВП ТУ 38-101332-73	Ленинградский завод им. Шаумяна	При температуре до 100 °С: для труб с резьбами повышенной герметичности (ОТТГ; ОТТМ и др.) в газовых и газоконденсатных скважинах; для труб по ГОСТ 632-80 в нефтя ных скважинах
Лента ФУМ (Фторопластовый уплотнительный материал) ТУ 6-05-1388-76	Завод им. "Комсомольской правды" (г. Ленинград) Охтинское НПО "Пластполимер" (г. Ленинград)	При температуре до 200 °С: для труб по ГОСТ 632-80 диаметром до 245 мм в газовых и газоконденсатных скважинах с избыточным внутренним давлением до 20,0 МПа; для труб по ГОСТ 632-80 всех диаметров в нефтяных скважинах Крутящий момент на 18-20 % ниже, чем при несамоотверждающихся смазках
Г рафитная (УСсА) ГОСТ 3333-55	Ленинградский завод им. Шаумяна	В скважинах с избыточным внутренним давлением не более 13,0 МПа кроме: газовых и газоконденсатных скважин, морских скважин, любых скважин, на которых предусмотрена установка противовыбросового оборудования и скважин с градиентом пластового давления 1,3 и более

Наименование, шифр, ГОСТ, ТУ

Изготовитель (б. СССР)

Область применения, особенности*

Резьбовой отверждаемый герметик РОГ ТУ 51-0015862339-97

* Указана темп

кая.

ература, большая

При температуре до 300 °С и любых избыточных давлениях: для всех типоразмеров труб и переводников, спускаемых в газовые, газоконденсатные и нефтяные скважины, в том числе с наличием агрессивных сред В наклонно направленных скважинах, начиная с участка интенсивного набора искривления, применение обязательно

из двух — динамическая или статичес-

вают давление за сутки до обработки. Приготавливают водный раствор талового пека 25%-ной концентрации. После полного растворения в подогретой до 40 — 80 °С воде цементировочным агрегатом отбирают 300 л ОТП. После 3 — 4 мин ожидания продувают затрубное пространство и закачивают в него водный раствор хлористого кальция в количестве 500 л. Через каждые 15 — 20 мин продувают скважину через затрубное пространство до появления вязкоупругого продукта на устье. Закрывают задвижки на затрубном и межколонном пространстве и ведут наблюдение за межколонным давлением. Если же определено, что газ поступает в межколонное пространство в верхнем части колонны и расход газа составляет 30 м³/сут и более, то готовят ОТП как и в первом случае, но в приготовленный раствор ОТП вводят наполнитель (мел) в количестве 1 % (по массе). Для образования вязкоупругого продукта в верхней части колонны закачку жидких компонентов ведут агрегатами одновременно. Через сутки на скважине производят продувку до появления на устье следов вязкоупругого продукта.

Тем не менее, как показали результаты экспериментальных исследований на натурных образцах труб и промысловый опыт, применение рекомендуемых уплотнительных составов и крутящих моментов при свинчивании резьбовых соединений является необходимым, но не всегда достаточным условием обеспечения их герметичности в скважинах, особенно газовых.

Снижение стойкости к утечкам и потеря герметичности обусловлены совместным действием осевых растягивающих и сжимающих нагрузок и изгибающих моментов. Особенно этому воздействию подвержены безупорные конические 302

резьбовые соединения с резьбой треугольного профиля. При этом наименее стойкими к утечкам оказываются соединения труб, спускаемых с применением элеваторов, когда коэффициенты запаса прочности на расстройство резьбовых соединений составляют 1,5 и менее.

При опоре торца муфты на элеватор муфта по всей высоте деформируется в поперечных и продольных сечениях, и уже после снятия с элеватора под действием обратных упругих деформаций резьбовое соединение оказывается ослабленным.

Экспериментальными исследованиями на образцах 146-мм обсадных труб установлено, что после свинчивания труб на элеваторе, снятия колонны и вторичной посадки ее на элеватор, резьбовые соединения начинают дополнительно довинчиваться при крутящем моменте значительно меньше, иногда на 25 — 30 %, максимального момента при первичном свинчивании. Для труб, свинчиваемых с подвешенной на клиновом захвате (спайдере) колонной, также имеет место уменьшение этого значения на 10—15 % и не более.

В связи с этим непременным условием повышения герметичности резьбовых соединений является применение для спуска обсадных колонн клиновых захватов или спайдеров на роторе и талевой системе, полностью исключающих применение элеваторов, особенно в процессе допуска верхних, наиболее нагруженных секций колонн.

В особо ответственных случаях оправдал себя опыт спуска обсадных труб с треугольными резьбами ГОСТ 632 — 80, когда верхняя часть колонны спускается с двухкратным закреплением резьбовых соединений: первое закрепление — по обычной технологии, повторное — после взятия колонны "на вес" и повторной посадки на захватное устройство.

Вынужденным, эффективным способом восстановления герметичности резьбовых соединений обсадной колонны на верхнем, незацементированном участке является довинчивание их в скважине на любой стадии после опробования или эксплуатации.

Расчет и порядок проведения операций по довинчиванию обсадной колонны следующий.

Если обсадная колонна перфорирована, устанавливается отсекающий цементный мост и демонтируется колонная головка. Одним из известных методов, например, с помощью магнитного локатора, определяется длина незащем-ленной цементным кольцом и неперехваченная верхняя часть обсадной колонны. Устанавливается ротор или, при его наличии, верхний привод. К колонне присоединяется рабочая труба.

Довинчивание осуществляется путем передачи импульсов вращающего момента на резьбовые соединения. При прочих равных условиях довинчиваются в первую очередь резьбовые соединения, находящиеся под нулевой и минимальной осевой нагрузкой. С учетом этого, начиная с положения полностью разгруженной или натянутой на вес свободной части, колонна ступенями натягивается (разгружается) на значении веса 100 — 150 м труб и путем вращения с устья с заданным вращающим моментом а довинчивается. Значение а принимается равным максимальному значению вращающего момента для первичного крепления резьбовых соединений данного типоразмера с учетом типа уплотнительного состава или на 10—15 % выше.

В случае наличия роторного моментомера или моментомера верхнего привода контроль за значением вращающего момента осуществляется по моментомеру. В этом случае при заданном значении а к верхней трубе колонны на каждой ступени довинчивания должен прикладываться вращающий момент а_к, вычисляемый по формуле

1 + (0,010 + 0,015)

(6.1)

М„ = М

1 00

где 1_р — длина растянутой части колонны на каждой ступени довинчивания.

Формула (6.1) справедлива для случаев условновертикальных или незначительно искривленных (5 — 7°) скважин на верхнем участке, что имеет место в большинстве случаев.

В промысловой практике ввиду отсутствия или ненадежности моментомеров широкое распространение получил способ контроля за значением вращающего момента по углу упругого закручивания колонны. При этом учитывается, что при одном и том же вращающем моменте на устье угол упругого закручивания колонны тем меньше, чем больше длина разгруженной части колонны, а передаваемый вращающий момент постепенно затухает на сжатом участке ввиду изгиба труб и прижимания их к стенкам скважины.

Для определенного сочетания диаметров скважины и колонны и толщины стенок труб существует критическая длина разгруженной колонны 1_кр, ниже которой вращающий момент не передается. Такой длиной является абсцисса, соответствующая точке пересечения двух кривых на совмещенном графике, изображающем функции

f (I c) = th(klc)

(6.2)

W(lc) = kI Ic - ^V

где 1_с — длина сжатого (разгруженного) участка колонны; q — масса единицы длины колонны на участке 1_с; r — наружный радиус труб.

Значение к вычисляется по формуле

^k ^ ж. (⁶.³)

где ф — коэффициент трения труб о стенки скважины, принимаемый равным 0,25 — 0,30 (по М.М. Александрову); р — радиальный зазор между колонной и скважиной; EI — жесткость труб при изгибе.

Чем больше длина разгруженной части колонны 1_с при общей длине L, тем меньше угол упругого закручивания всей колонны при одном и том же вращающем моменте, приложенном к верхней трубе.

Таким образом, чтобы обеспечить постоянство прикладываемого вращающего момента к резьбовым соединениям в переходной зоне от растянутой к сжатой части колонны, необходимо по мере загрузки колонны уменьшать угол ее упругого закручивания, а при натяжении от разгруженного положения соответственно увеличивать его.

Разбив обсадную колонну на условные участки длиной 100—150 м и приняв в качестве контролирующего параметра за значением передаваемого вращающего момента довинчиваемым резьбовым соединениям угол упругого закручивания труб а, выраженный в количестве поворотов верхней трубы, вычисляют значения а для исходного и всех промежуточных положений из выражения

- lnch(kl_c

(6.4)

2nGI р Лфв1 р

IVLL 2EI_r

где С1_р — жесткость труб при кручении.

При вычислении а необходимо руководствоваться следующим. В случае 1_с < 1_кр в (6.4) подставляются величины L и 1_с. В случае 1_с > !_кр вместо L подставляется величина L — ( l_c— !_кр), а

вместо 1_с величина !_кр.

Для руководства операциями по довинчиванию колонны выдаются дискретные величины а, соответствующие величинам 1_с от величины L до 0.

Резьбовые соединения считаются довинченными, если при каждом положении колонны после нескольких попыток поворота верхней трубы на а оборотов и снятия вращающего момента реактивный возврат трубы составит а оборотов.

6.3. ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИ ПЛАСТЫРЯМИ

Анализ отечественного и зарубежного опыта ремонта обсадных колонн при восстановлении герметичности скважин показал, что из применяемых в отечественной практике методов установка тонкостенных продольно-гофрированных стальных труб (пластырей) в большинстве случаев является наиболее перспективной, экономичной и простой (В. А. Юрьев).

Суть этого метода заключается в том, что продольно-гофрированный пластырь, изготовленный из тонкостенной цилиндрической трубы и покрытый герметизирующим материалом, спускают в подготовленный участок скважины на специальном устройстве и расширяют дорнирующим элементом этого устройства до сопряжения с обсадной колонной в месте ее дефекта.

6.3.1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ РЕМОНТЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИ ПЛАСТЫРЯМИ

Основные требования к технологическому

процессу.

1. Изоляция продуктивного пласта от ремонтируемого участка обсадной колонны.

2. Проверка ствола обсадной колонны на проходимость инструмента.

3. При наличии смятия обсадной колонны его ликвидация.

4. Определение местонахождения негерметичности (дефекта) обсадной колонны с точностью ±500 мм.

5. Очистка внутренней поверхности обсадной колонны в интервале дефекта.

6. Определение характера, формы и размеров дефекта.

7. Установка на дефект пластыря.

8. Нанесение на наружную поверхность пластыря герметизирующего материала.

9. Устройство, предназначенное для установки пластыря и снабженное гидравлической дорнирующей головкой, должно обеспечивать ее заход в пластырь без давления, а прочность его элементов на разрыв должна удовлетворять условию

[N_y] > 1,6[Np] > 400 кН,

где [N_y] — допустимая прочность устройства на разрыв,

кН; [N_p] — допустимое рабочее усилие протяжки дорнирую-щего элемента при расширении пластыря, кН, [N_p] =

= 250 кН.

10. При расширении пластыря в момент захода в него гидравлической дорнирующей головки для зацепления его с обсадной колонной при наличии упора создаваемое давление в головке должно быть в 1,3—1,5 раза выше, чем при последующей протяжке после снятия упора.

11. При использовании устройства с якорем как упора для пластыря создаваемое первоначальное избыточное давление на якорь для "сцепления" его с колонной должно быть в 1,5—1,7 раза выше, чем при протяжке дорнирующей головки для расширения пластыря.

12. При калибровке (повторной протяжке) пластыря давление в гидравлической дорнирующей головке должно создаваться в 1,3—1,5 раза выше, чем оно было при первой протяжке после снятия упора пластыря.

13. Определение качества установки пластыря опрессовкой скважины различным по значению и виду давлением согласно техническим данным паспорта, а также в зависимости от характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны.

Последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями

Ремонт обсадных колонн при восстановлении герметичности методом установки стальных пластырей включает в себя три группы и 11 технологических операций (рис. 6.1).

Первая группа — подготовительные работы

Операция I. Установка цементного моста для отсечения продуктивного пласта.

Операция II. Шаблонирование в целях проверки проходимости инструмента.

Операция III. Ликвидация смятия при его наличии

(восстановление проходимости).

Операция IV. Определение местоположения дефекта

(негерметичности).

Операция V. Подготовка (очистка) внутренней поверхности обсадной колонны в интервале дефекта.

Операция VI. Уточнение места дефекта.

Операция VII. Определение характера, формы и размера дефекта и более точного его местоположения.

Операция VIII. Определение (измерение) внутреннего

периметра (диаметра) обсадной колонны в интервале дефекта.

Вторая группа — основные работы

Операция IX. Транспортировка и установка пластыря в зоне нарушения герметичности обсадной колонны.

Третья группа — завершающие работы

Операция X. Испытание (опрессовка) на герметичность и прочность отремонтированного участка.

Операция XI. Разбуривание пробки-моста.

В полном объеме выполнение всех операций требуется не всегда, это зависит от технологических и геологических условий работы скважины, ее технического состояния и других обстоятельств.

Операции I, II, IV, VI, X, XI являются традиционными для всех ранее применявшихся в отечественной практике методов ремонта скважин.

Операция II (шаблонирование) контрольная, выполняется в отдельных (при необходимости) случаях.

Операция III (ликвидацию смятия) проводят только при наличии смятия обсадной колонны.

Операции II и III можно совмещать при использовании универсального (комбинированного) устройства, позволяющего производить шаблонирование и при наличии смятия — его ликвидацию.

Измерение внутреннего периметра ремонтируемого участка обсадной колонны (операция VIII) является контрольным процессом, осуществляемым в исключительных случаях. Это обусловлено тем, что, во-первых, конструкция скважины и диаметр (периметр) обсадной колонны известны и указаны в проектной и исполнительной документации. Во-вторых, при износе внутренних стенок обсадных колонн устройство, с помощью которого устанавливается пластырь при наличии гидравлической дорнирующей головки, позволяет увеличить его периметр по диаметру за счет пластичности материала пластыря до сопряжения с обсадной колонной при увеличении радиальных нагрузок в головке; осевые усилия при протяжке не изменяются.

Точное определение места дефекта геофизическим способом (операция IV) исключает применение операции VI. А если операция II выполняется методом фото- или телеметрии, то не имеет смысла выполнять как операции VI и VII.

Операция VII (определение характера и формы дефекта) может быть совмещена с VIII (измерение периметра) или V (очистка).

Операция X может быть совмещена с IX. В этом случае опрессовывают всю колонну после установки пластыря, не поднимая устройство на поверхность.

Операция VI (уточнение места дефекта) может быть совмещена с IX (установка пластыря).

Опыт показал, что в большинстве случаев при ремонте обсадных колонн стальными пластырями выполняются, как правило, операции IV, V, VII и IX.

В рассматриваемом методе ремонта обсадных колонн стальными пластырями новыми являются операции V, VII и IX, для выполнения которых предназначены следующие устройства:

для очистки внутренней поверхности обсадной колонны — скребок гидромеханический (СГМ);

для определения формы и размеров дефекта обсадной колонны — печать боковая гидравлическая (ПГ);

для транспортировки и установки стального пластыря на дефект ремонтируемого участка обсадной колонны в целях восстановления герметичности скважины — ДОРН.

ДОРН, скребок, печать и пластырь входят в комплект устройств и серийно изготовляются для ремонта обсадных 310 колонн диаметром 146 и 168 мм, как наиболее часто применяемых в отрасли при строительстве скважин.

Технологический процесс восстановления герметичности обсадных колонн стальными пластырями осуществляется при наличии на скважине:

спускоподъемного агрегата с высотой подъема инструмента над устьем не менее 15 м;

насосно-цементировочного агрегата при максимальном давлении не менее 20 МПа и подаче до 10 л/с;

комплекта устройств и пластыря согласно установленному плану работ (проводимых технологических операций);

комплекта насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, нагнетательной системы.

6.3.2. КОНСТРУКТИВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ,

МАТЕРИАЛ ПЛАСТЫРЯ

Основным материалом для восстановления герметичности обсадных колонн методом установки заплат служит пластырь — тонкостенная продольно-гофрированная стальная труба.

С целью повышения качества герметизации пластырь покрывают пластичным герметизирующим материалом.

Для герметизирующего покрытия применяют следующие материалы:

полимерный состав на основе эпоксидной смолы ЭД-5, ЭД-6;

гуммировочный состав на основе наирита НТ (ТУ 38-10518-77).

Полимеры на основе эпоксидных смол более прочны и надежны для герметизации при заполнении раковин и пустот между пластырем и обсадной колонной, но менее удобны при приготовлении и нанесении на поверхность пластыря, так как быстро схватываются (твердеют).

Для качественного восстановления герметичности скважин при ремонте обсадных колонн важно правильно выбрать оптимальную форму, периметр поперечного сечения и материал пластыря. Он должен свободно проходить в обсадной колонне с зазором 6-10 мм с последующим плотным прижатием без механического нарушения к внутренней поверхности ремонтируемого участка трубы. Для этого поперечному сечению пластыря придают вид фигуры, состоящей из сопряженных участков выступов и впадин (рис. 6.2).

Рис. 6.2. Поперечный профиль пластыря:

1 — обсадная колонна; 2 — гофрированный пластырь

Периметр пластырей может быть рассчитан по методике, применяемой для звездообразных труб. Для пластырей с п гофрами длину периметра 1_п определяют по формуле

!_п = — (R + kh)(2e + а),

180°

где п — количество гофр; R — радиус выступов и впадин; к — коэффициент, учитывающий положение нейтрального слоя при изгибе; h — толщина стенки пластыря; а — угол между соседними выступами; в — угол, определяющий длину дуги впадины.

При расчете геометрии поперечного сечения пластыря, примененного для обсадных колонн диаметром 146 мм, количество гофр было принято равным 6. Для других размеров труб форма выступов и впадин принимается равной или близкой пластырю с шестью гофрами, их количество изменяется в соответствии с диаметром обсадной колонны и определяется по формуле

n = 0,049 D_B,

где п — расчетное число гофр пластыря; D_в — внутренний диаметр обсадной колонны.

Ниже приведены принятые количества гофр (лучей) для труб разного диаметра.

Наружный диаметр обсадной колонны, мм..........140 146 168 178 194 219 245 273 299 325

Число гофр пластыря (выступов и впадин), не

не менее..............................................................6 6 8 8 8 10 12 12 14 14

Следовательно, для решения поставленной задачи необходимы продольно-гофрированные тонкостенные стальные трубы, обладающие требуемыми конфигурацией, размером поперечного сечения, механическими и прочностными свойствами.

Для изготовления таких труб в качестве заготовки можно использовать тонкостенные цилиндрические стальные трубы, выпускаемые промышленностью по ГОСТ 8734 — 75 и 8732-78.

Гофрированные пластыри изготавливаются на роликовых установках протягиванием труб (НПО "Бурение").

6.3.3. ПОИСК ДЕФЕКТА В ОБСАДНЫХ КОЛОННАХ

Эффективность ремонта негерметичных обсадных колонн методом установки металлического пластыря на дефект зависит от качества обследования скважины с целью выявления дефекта, его местонахождения, формы и размера.

В отечественной и зарубежной практике поиск негерме-тичности колонны осуществляется разнообразными методами и техническими средствами, имеющими свои преимущества и недостатки.

Эффективными техническими средствами для поиска дефекта являются пакеры и самоуплотняющиеся манжеты многоразового действия различных конструкций. К недостаткам этих устройств относится то, что они не позволяют определить характер (форму и размер) дефекта.

Такие приборы, как фото- и телекамеры, дают информацию не только о глубине расположения, но и о характере дефекта. Однако их широкое практическое применение — дело будущего.

Пакеры

Пакер типа ПШ (рис. 6.3), применяемый в основном при гидравлических разрывах пласта и изоляционных работах, состоит из штока 4, на который надеты конус 7, дюралиминевые кольца 2, 5, 6 и резиновые манжеты 3. На

Рис. 6.3. Пакер ПШ168 Рис. 6.4. Пакер гидравлический мо

дернизированный ПГ500

верхний конец штока навинчена головка 1, на нижний — короткий хвостовик 10. На хвостовике укреплен фонарь 9, имеющий плашки 8, пружины 11 и замок 13. Положение фонаря на хвостовике фиксируется замком 13 при помощи штифта 12.

Пакер спускают в скважину на трубах. Для удержания его в колонне над ним устанавливают гидравлический якорь. Спустив пакер на необходимую глубину, проворачивают трубы вправо на один-два оборота. Вследствие этого штифт 12 попадает в длинную прорезь замка 13. Затем трубы спускают вниз. При этом фонарь 9 удерживается пружинами 11 в эксплуатационной колонне в верхнем положении.

Конус 7 распирает плашки 8, удерживает пакер в эксплуатационной колонне. При сжимающей нагрузке до 10 т, создаваемой массой колонны труб, резиновые манжеты 3 расширяются и герметизируют кольцевое пространство скважины. Резиновые манжеты пакера устроены так, что в сжатом виде они принимают грушеобразную форму. С повышением давления под пакером края манжет плотно прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, создавая дополнительное уплотнение, что является основным преимуществом пакера типа ПШ.

Пакер извлекают на поверхность при подъеме труб, при этом конус пакера выходит из-под шлипсов и контакт их со стенкой колонны нарушается, уплотнительные манжеты разгружаются и принимают размеры, близкие к первоначальным.

Промежуточный пакер ППГМ1 (табл. 6.3) с гидромеханическим управлением состоит из уплотняющего и заякорива-ющего узлов, устройства гидропривода и шарикового клапана.

Пакер без шарика спускают в скважину на колонну насосно-компрессорных труб на необходимую глубину. Затем

Т а б л и ц а 6.3

Техническая характеристика пакеров ППГМ1

Показатель	ППГМ1- 114-160	ППГМ1- 122-160	ППГМ1- 133-160	ППГМ1- 142-160
Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм Максимальный перепад давлений на пакера, МПа	146	146	168 16	168
Максимальная температура рабочей среды,°С	50	150	150	150
Диаметр присоединительной резьбы гладких насосно-компрессорных труб, мм Габаритные размеры, мм:	73	73	89	89
наружный диаметр	114	122	133	142
диаметр канала	62	62	76	76
длина канала	1655	1655	1880	1880
Масса, кг	43	47	63	70

колонну труб приподнимают на определенную высоту, сбрасывают в нее шарик и подают давление. Под давлением цилиндр гидропривода перемещается вверх, плашки находят на конус, и пакер заякоривается в стволе скважины. Затем колонну насосно-компрессорных труб спускают, под действием массы труб уплотнительные элементы сжимаются и герметично разобщают два пространства в стволе скважины.

При дальнейшем увеличении давления срезаются винты клапана. Клапан с шариком падает на забой скважины.

Пакер извлекают из скважины при подъеме колонны насосно-компрессорных труб без проведения дополнительных работ.

Гидравлический модернизированный пакер ПГ500 (рис. 6.4) состоит из головки 1, к верхней части которой присоединены гидравлический якорь и колонна заливочных труб, а к нижней — шток 5 и опорное дюралюминиевое кольцо 2. На шток надеты ограничитель 4 с ограничительной манжетой

3, упор 6 и гидравлическая манжета 7.

К нижней части штока присоединен корпус фонаря 8 закрытого типа. Фонарь имеет три башмака, расположенные под углом 120° по окружности корпуса. Каждый башмак подпирается изнутри тремя цилиндрическими пружинами, находящимися в глухих отверстиях корпуса фонаря. Верхнее и нижнее упорные кольца предотвращают выпадение башмаков 9. К нижней части корпуса крепится клапан пакера с дроссельным штуцером 10.

Для уплотнения пакера ПГ500 в колонну заливочных труб закачивают жидкость с расходом 2 — 2,5 л/с. При этом в штуцере возникает перепад давления 0,3 — 0,5 МПа. Через отверстия в корпусе фонаря жидкость проходит во внутреннюю полость гидравлической манжеты 7 и расширяет ее до соприкосновения со стенкой колонны. Под влиянием перепада давления сжимается пружина клапана, открываются его прямоугольные окна, и жидкость проходит в пространство под пакером. При дальнейшем повышении давления под пакером гидравлическая манжета расширяется и окончательно уплотняет затрубное пространство. В результате создания высокого давления под пакером он выталкивается вверх вместе с колонной заливочных труб, вследствие чего нарушается его уплотнение. Для удержания пакера на месте применяют гидравлический якорь, который устанавливают непосредственно над пакером. На промыслах нашей страны наибольшее распространение получили гидравлические якоря конструкции ОКБ по бесштанговым насосам.

Для определения места дефекта эксплуатационной колонны применяют также самоуплотняющийся гидравлический пакер (рис. 6.5).

Пакер спускают в скважину с открытой манжетой 1 при крайнем нижнем положении корпуса 2 в цилиндре 4.

Поинтервальную опрессовку эксплуатационной колонны ведут сверху вниз, закачивая жидкость в кольцевое пространство между обсадными и насосно-компрессорными трубами. Под действием избыточного давления, создаваемого над пакером, резиновая манжета 1, расширяясь, изолирует кольцевое пространство в колонне. Место дефекта в эксплуатационной колонне обнаруживается по падению давления или уровня в кольцевом пространстве скважины. Для извлечения пакера из скважины в колонну насосно-компрессорных труб бросают шар 5 и закачивают жидкость.

Шар садится на седло заглушки 6, а жидкость, протекая через отверстия в нижней части патрубка 7, давит на поршень снизу. Кожух и пор -шень поднимаются вверх. При этом кожух надевается на манжету 1,

предохраняя ее от истирания при подъеме пакера. Ход поршня 8 вверх прекращается, когда нижняя уплотнительная манжета поднимается выше отверстий в верхней части цилиндра, и давление в трубах упадет. При полном подъеме поршня срабатывает стопорное устройство 3, благодаря чему предотвращается произвольное освобождение резиновой манжеты 1 при подъеме пакера.

Устройство для опрессовки обсадных колонн (рис. 6.6) состоит из корпуса 3 с верхним 4 и нижним 11 отверстиями. На наружной поверхности корпуса расположена самоуплотняющаяся манжета двустороннего действия 9; выше манжеты напротив отверстия 4 зафиксирована уплотняющая срезная втулка 5 с седлом под шар 2. Ниже вутлки размещено с зазором гнездо 6 и шпилевая опора 7 с перфорацией. Устройство опускается в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 для опрессовки обсадной колонны 10 и поиска ее дефектов 8.

После спуска устройства в скважину без шара 2 создается поочередно гидравлическое давление соответственно по колонне и НКТ.

В случае герметичности выше манжеты или ниже ее стрелка манометра стабильно показывает заданное опрессо-вочное давление, созданное насосным агрегатом.

Если давление падает, то, соответственно, выше манжеты или ниже ее колонна негерметична. В этом случае давление снимают, а устройство поднимают или, соответственно, опускают в заданный интервал. Процесс опрессовки повторяют.

Таким образом, при шаговом спуске или подъеме устройства опрессовывают колонну и определяют место ее дефекта.

По окончании процесса опрессовки колонны в НКТ спускают шар 2, создают избыточное давление. Втулка 5 с помощью шара 2, залегшего в ее седло, срезается и открывает отверстие 4. Шар 2, проталкивая втулку 5, остается на шпилевой опоре 7, а втулка падает в гнездо 6. Так при подъеме устройства обеспечивается переток жидкости в колонне через отверстие 4, перфорационное отверстие шпилевой опоры 7 и отверстие 11.

Для определения характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны, а также уточнения места его нахождения применяют фото- и телекамеры, резиновые баллоны, прижимные рычажные плашки с оттискным слоем (печати).

Устройство для снятия оттисков с внутренней поверхности обсадных колонн

Устройство предназначено для снятия оттисков с внутренней поверхности негерметичных обсадных колонн. Его применяют при обследовании негерметичного интервала колонн. Спуск, подъем и управление работой устройства осуществляются с помощью каротажного кабеля.

Устройство (рис. 6.7) помещено в корпус 1, в верхней части которого расположены реверсивный электродвигатель 2 и редуктор 3, связанный с составным (из двух частей) валом 5, соосно установленным в нижней части корпуса. На обоих концах вала установлены раздвижные узлы, состоящие из ползунов 6, 10 с левой и правой резьбой, сочлененные с соответствующими резьбами вала 5. На ползунах имеются шарнирные рычаги 7, попарно связанные с опорами 8 прижимных лыж 9 через прорезные окна 12 корпуса. Прижимные лыжи покрыты пластичным материалом 11. Устройство в нижней и верхней части снабжено центрирующими элементами 4.

Работает устройство следующим образом. В транспортном положении его спускают в скважину на каротажном кабеле в обследуемый интервал колонны. Подают постоянное напряжение (по каротажному кабелю) к электродвигателю 2. При этом вращение через редуктор 3 передается валу 5. Вращение вала (благодаря наличию левой и правой резьбы) вызывает сближение ползунов 6, 10, которые с помощью шарнирных рычагов 7, раздвигая лыжи 9, приводят их в рабочее положение, т.е. прижимают к внутренней поверхности обсадной ко-

Рис. 6.7. Устройство для снятия от- Рис. 6.8. Боковая гидравлическая пе-

тисков с внутренней поверхности _чать:

обсадных колонн а - типа ПГ-2; б - типа ПГ-3

лонны. В результате на пластичном материале 11 остается оттиск с внутренней поверхности обсадных колонн. После этого к электродвигателю подается постоянное напряжение другой полярности, что позволяет возвратить прижимные лыжи в первоначальное транспортное положение. После подъема устройства по полученному оттиску на пластичном материале судят о характере негерметичности или повреждения обсадных колонн.

Техническая характеристика устройства для снятия оттисков

В б. ВНИИКРнефти разработана боковая гидравлическая многосекционная печать ПГ-2 по ТУ 39-1106 — 86 (рис. 6.8, а). Секция гидравлической печати ПГ состоит из перфорированной штанги, наконечников, резинового баллона с оттиском слоев. Печать снабжена заливным и сливным клапанами и центраторами. Длина резинового баллона ограничена техническими возможностями его изготовления.

Принцип работы печати. Для определения характера, формы, размеров и уточнения точного места нахождения дефекта гидравлическую печать опускают на НКТ или бурильных трубах в интервал нарушения герметичности обсадной колонны.

В печати создается избыточное гидравлическое давление, под действием которого резиновый баллон расширяется от-тискным слоем и прижимается к стенке обсадной колонны. Затем после выдержки во времени увеличивают давление, которое обеспечивает срез штифтов и смещение втулки сливного клапана, для слива жидкости при подъеме инструмента. Давление снимают, печать поднимают на поверхность. При этом резиновый баллон возвращается по диаметру в исходное (транспортное) положение.

Дефект обсадной колонны отпечатывается на оттискном слое в виде четкой линии, повторяющей контуры негерметичности (отверстие, щель и т.п.).

Отпечатки негерметичности муфтового соединения имеют вид колец от торцов труб и резьбы между ними.

При необходимости печать может быть выполнена из двух и более секций с повторным расширением резиновых баллонов и смещением печати на 1 м для перекрытия "мертвой" зоны между секциями.

В настоящее время в гидравлической печати ПГ для от-тискного слоя применяется на клею сырая резина марки 7-3826, изготовляемая по ТУ 38-005-204 — 84. Недостатком такой резины является быстрое естественное старение, в результате чего она теряет пластичность и неспособна проявлять (оставлять) отпечатки дефектов со стенки обсадной трубы.

Процесс старения (вулканизация) ускоряется при использовании резины в средах с температурой выше 30 °С.

Операция по определению характера, формы, размеров и более точного местонахождения негерметичности осуществляется гидравлической печатью ПГ.

Длина рабочей части печати

L = Ьд + 2L₃,

где Ь_д — длина дефекта (ориентировочно находят геофизическим методом, см. рис. 6.1, операция IV); Ь_з — длина запаса для перекрытия дефектов, Ь_з = 1 + 1,5 м.

Процесс получения отпечатка. Печать ПГ в сборе, соответствующую типоразмеру обсадной колонны, после профилактики и зарядки клапанов спускают в скважину к месту дефекта на насосно-компрессорных трубах со скоростью до 6 м/с.

Колонна спущенных труб соединяется через нагнетательную систему с насосным агрегатом.

После спуска в скважину на заданную отметку в печати создается избыточное гидравлическое давление в пределах 4 МПа, при этом резиновый баллон расширяется и своей рабочей поверхностью, покрытой тонким эластичным слоем мягкой (сырой) резины, плотно прижимается к внутренним стенкам обсадной колонны.

Время выдержки печати под давлением составляет 10 — 15 мин, после чего его снимают. При этом края дефекта оставляют отпечатки на поверхности эластичного слоя резинового баллона.

Заполнение жидкостью полости инструмента при его спуске производится через отверстие заливного клапана печати. Слив происходит при подъеме инструмента на устье через отверстия сливного клапана, которые открываются при смещении втулки после среза штифтов расчетным давлением 3 — 9 МПа (после спуска шара в седло клапана).

После подъема на устье печать демонтируют, промывают и тщательно осматривают ее рабочую поверхность. Размер дефекта несколько меньше реального четко выделяется на эластичной поверхности оттискного слоя баллона.

Если дефект герметичности находится в резьбовом соединении муфты, то отпечаток выглядит как два кольца, между ними — резьбовые следы муфты.

В случае дефектов (длинных трещин, порывов, перфораций), отпечатки которых в полном объеме не могут быть получены на баллоне из-за его короткой длины, печать собирают из двух (или более) секций или производя дополнительный спуско-подъем другой печати для снятия отпечатка соответственно выше или ниже того места, откуда уже получен отпечаток дефекта.

В б. ВНИИКРнефти разработана гидравлическая печать типа ПГ-3 (рис. 6.8, б) с резиновыми баллонами длиной 2,4 и 6 м, что позволяет устранить недостатки, присущие печати типа ПГ-2.

Для оттискного слоя используется герметизирующая самоклеющаяся лента ГЕРЛЕН-Д, которая наносится на резиновый баллон без применения клея, дублированным нетканым синтетическим материалом наружу.

6.3.4. РАЗОБЩЕНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Как правило, при ремонтных или исследовательских работах, проводимых в скважинах, низ обсадной колонны (продуктивный пласт) изолируют.

Существует несколько способов изоляции низа обсадной колонны:

установка цементного моста с цементировочными разбуриваемыми пробками;

закачка песка с последующим вымыванием;

установка разбуриваемых пакеров.

Разбуриваемые пакеры делятся на гидравлические, гидромеханические и с использованием энергии взрыва.

В настоящее время ведутся работы по созданию извлекаемых пакеров многоразового действия.

Наиболее эффективный метод разобщения обсадной колонны — установка взрывных пакеров, разработанных Раменским отделением ВНИИгеофизики по ТУ 41-03-1164 — 83.

Пакеры ВП разработаны нескольких типоразмеров для установки в обсадных колоннах диаметром 114, 127, 140, 146 и

1 68 мм.

Взрывной пакер (рис. 6.9) состоит из полого металлического корпуса 1 с зарядом пороха 2. Корпус пакера закрыт пробкой 4 и накидной гайкой 5. Для облегчения спуска пакера в скважину корпус через переходник 6 с помощью двух шариков 7 соединен с корпусом перфоратора 10. При этом для корпусов взрывных пакеров типов ВП88, ВП92 и ВП102 применяют одну или две секции корпуса перфоратора типа

ПК85, а для корпусов взрывных пакеров типов ВП100, ВП118 и ВП135 — одну или две секции корпуса перфоратора типов ПК105.

Корпус перфоратора соединен с кабельной головкой типа КГ60. Центральная жила кабеля при помощи изолированного электропровода 9 связана с электровводом 8 в пробке. Пробка снабжена двумя герметизирующими кольцами. К внутреннему электровводу пробки подсоединен электровоспламенитель 3.

Работает пакер следующим образом.

На заданной глубине по кабелю подается электрический импульс, от которого срабатывает электровоспламенитель 3 и дает луч огня, воспламеняющий заряд пороха 2. Под действием давления образовавшихся газов корпус пакера 1 необратимо деформируется до прочного сцепления со стенками скважины. Одновременно начинает выдвигаться пробка 4, которая может перемещаться на 10 м до упора в торец накидной гайки 5. Выдвинувшись на 4 мм, пробка упрется в торец переходника, при этом кольцевая выточка в пробке встанет напротив шариков 7. Дальнейшее движение пробки еще на 6 мм происходит совместно с переходником. Имеющиеся в кольцевой выточке переходника скосы утапливают шарики в отверстия накидной гайки. В результате резкого удара, полученного при соприкосновении торцов пробки и переходника, после утапливания шариков груз с переходником отсоединяется от корпуса взрывного пакера. Груз с кабельной головкой и переходником извлекается на поверхность и используется повторно.

Все детали — корпус, пробка и накидная гайка — выполнены из алюминиевых сплавов, что позволяет в случае необходимости ликвидировать взрывной пакер в скважине разбу-риванием.

Для более эффективного и безопасного ведения работ по разобщению обсадных колонн предложена пробка-мост (рис. 6.10). Принцип действия этой пробки основан на увеличении объема (набухание) материала, заполняющего полость пробки перед пуском в скважину. При этом через определенное время после спуска в пробке происходит тепловой эффект и возникают силы, обеспечивающие расширение ее корпуса до сопряжения с обсадной колонной.

6.3.5. ШАБЛОНИРОВАНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ СМЯТИЯ

ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Для ликвидации смятия обсадных колонн существуют различные по конструкции приспособления.

Наибольшее распространение получило приспособление

Н. Родненского (рис. 6.11). Оно состоит из полого стержня 7, на нижнем конце которого закреплена полая головка (цилиндр) 8 с цилиндрическим отверстием для поршня 3, плотно уложенного в головке и снабженного каналом 9. На

Рис. 6.11. Приспособление для выпрямления сжатых обсадных труб в скважине:

а — общий вид; б — с плашками прямой по длине формы; в — с плашками конусной книзу формы; 1 — край головки; 2 — обсадная колонна; 3 — поршень; 4 — плашки; 5 — сужение колонны; 6 — хомут; 7 — стержень; 8 — головка; 9 — канал; 10 — пружины

верхний конец стержня насажен хомут 6, с которым шар -нирно связаны верхние концы плашек 4; нижние их концы находятся под действием пружины 10, постоянно стремящейся их сблизить, и прилегают к головке 8 и выступающему из нее концу поршня 3.

Приспособление на бурильных или насосно-компрессорных трубах спускают в скважину к месту сужения 5 обсадной колонны 2 и создают давление в его полости. Вследствие этого поршень 3 выдвигается из головки до тех пор, пока направленное к низу отверстие канала 9 не выйдет из края 1 головки 8. После этого давление на поршень 3 сразу понижается, автоматически прекращая раздвигать плашки 4 за нормальный диаметр обсадной колонны, что фиксируется падением давления на манометре насосного агрегата и расширением колонны в этом месте до нормального диаметра. Таким образом, канал 9 является своего рода предохранителем, исключающим возможное расширение колонны сверх нормального диаметра, что могло бы повлечь за собой разрыв колонны. Затем приспособление спускают ниже на длину выровненного участка колонны, и операцию повторяют.

Если сечение трубы имеет сложную форму (в результате деформации), то целесообразно изготавливать плашки 4, суживающимися к низу.

С целью использования приспособления для ликвидации смятия колонн различных диаметров плашки 4 снабжают накладками, имеющими одинаковую толщину и перекрывающими всю рабочую поверхность плашек. Имея соответствующий набор накладок различной толщины, легко скрепляемых с плашками, можно применять приспособление для выпрямления труб, диаметры которых значительно отличаются друг от друга.

Оправка для выпрямления смятых обсадных колонн (рис. 6.12, а) содержит корпус 1, на котором эксцентрично установлены ролики 2, кулачковый механизм 4 с замком 5 и конусным наконечником эллипсной формы 6.

Оправку через переходник соединяют с УБТ и бурильными (насосно-компрессорными) трубами и спускают к месту смятия колонны 3. После фиксации инструмента бурильные трубы вращаются с частотой 30 — 80 об/мин. При этом конусный наконечник 6 вступает в контакт со смятым участком обсадной колонны. Благодаря эллипсной форме наконечник не вращается, что обеспечивает надежную работу кулачкового механизма без создания значительных осевых нагрузок. При вращении бурильных труб и постоянной осевой нагрузке кулачковый механизм 4 совершает удары по конусному наконечнику 6. Выпрямление смятой колонны достигается воздействием осевых ударных нагрузок на смятый участок конусного наконечника 6 и радиальных нагрузок эксцентриковых роликов 2 при интенсивной промывке скважины. После прохода смятого участка эксцентриковыми роликами, ликвидации посадок и затяжек инструмента процесс выправления заканчивается, и оправку извлекают на поверхность.

Рис. 6.12. Оправка для выпрямления смятых обсадных колонн:

а — эксцентриковая; б — гидравлическая с подвижными секторами; шарнирная

На рис. 6.12, б показана оправка, состоящая из полой перфорированной штанги 1, фигурных вкладышей 2, упругих цилиндрических диафрагм 3, ограничителей 4, радиальных подвижных секторов 5 и конусного пуансона 6.

Штанга 1 соединяется с колонной УБТ определенного веса для создания осевой нагрузки на смятый участок трубы. При этом подвижные секторы 5 сжимаются и опираются на упругие диафрагмы 3, а фигурные вкладыши 2 уменьшают удельное давление на диафрагмы 3 и предохраняют их торцовые уплотнения от разрушения при создании радиальных нагрузок. После создания соответствующей осевой нагрузки создают перепад давления, и жидкость через каналы штанги 1 направляется в полость упругой диафрагмы 3, раздвигая подвижные секторы 5, которые в свою очередь разжимают смятый участок колонны. Этот участок получает форму цилиндра, так как подвижные секторы имеют ограничители и, если один сектор радиально переместится до ограничителя 4 раньше других, то он будет находиться там до тех пор, пока остальные секторы не дойдут до своего ограничителя.

При выпрямлении смятой колонны оправку спускают вниз постепенно, воздействуя радиальными усилиями секторов сначала нижней ступени, а потом верхней, наружный диаметр которой соответствует номинальному внутреннему диаметру обсадной колонны. Когда оправка начнет двигаться вверх и вниз по колонне без затяжек и посадок, процесс выпрямления смятой колонны заканчивают. Давление в трубах снижают до нуля, и устройство извлекают на поверхность.

Оправка ша рнирного типа (рис. 6.12, ,) содержит корпус

1, наконечники 3, 8, радиальную опору 4, шарнир 5 и резьбовые пробки 6, 7.

Оправку спускают на трубах в скважину до места смятия обсадной колонны 2. Наконечник 8 упирается в смятый участок и, поворачиваясь на шарнире, проходит свободно; поперечный изгибающий момент в теле устройства не возникает. В результате резко уменьшается опасность перегрузки и возникновения разрушающих напряжений, а следовательно, повышается надежность работы устройства.

Кроме того, происходит расклинивание наконечника 8 в смятой стенке колонны. Возникающие при этом распорные усилия в плоскости контакта наконечника со стенкой колонны не имеют тенденции к ее продавливанию или прорыву, так как наконечник перемещается почти параллельно стенке смятой колонны. Таким образом, исключается возможность самопроизвольного выхода наконечника 8 и всей оправки за колонну.

После того как обсадная колонна выправлена нижней частью наконечника, в нее свободно входит верхняя часть, имеющая сечение меньшее, чем внутреннее сечение выпрямленного участка колонны.

Оправку через смятый участок спускают неоднократно до тех пор, пока затяжки и посадки при движении оправки вверх или вниз не исчезнут. После этого устройство поднимают на поверхность.

В зарубежной практике применяются оправки для выпрямления труб аналогичной конструкции.

Для сокращения времени при обследовании скважин на проходимость инструмента целесообразно шаблонирование и выпрямление смятого участка обсадной колонны совмещать в одну спускоподъемную операцию. При этом необходимо вместо простой оправки использовать оправки (приспособления), применяемые для ликвидации смятия обсадных колонн.

6.3.6. ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Для качественного ремонта скважин методом установки пластырей технологический процесс предусматривает в интервале ремонта очистку внутренней поверхности обсадной колонны от глинистой и цементной корки, парафина, заусенцев, застрявших пуль перфоратора, ржавчины и других отложений.

К наиболее распространенным методам очистки можно отнести гидроструйный, пескоструйный, химический и механический.

При механическом методе очистки обсадных колонн применяют щетки, ерши, скребки различных конструкций.

Устройство типа "Скрепер" (рис. 6.13, а), обеспечивающее очистку внутренних стенок обсадных колонн диаметром от

2 ⁷/₈ до 11 ³/₄\ разработано и серийно выпускается американскими фирмами "Бейкер", "Хомко", "Трай-Стейн", "Секьюрити", "Боуэн" и др., причем различных конструкций.

Компания "Пан-Америкен" очистку обсадных колонн производит набором стальных щеток, смонтированных на колонне труб (рис. 6.13, б).

Скребки типов 2ИК и СК для очистки внутренней поверхности стенок обсадных колонн диаметром 140, 146, 168, 178, 219 и 273 мм выпускаются бакинским заводом

"Нефтебурмашремонт".

Такие скребки, как и устройства американских фирм, очищают колонну при контакте подпружиненных в окнах корпуса режущих плашек с ее поверхностью в процессе расхаживания инструмента сверху вниз или снизу вверх. Это обусловлено конструкцией устройства и направлением режущих элементов. Плашки расположены в два-три ряда и смещены относительно друг друга так, чтобы полностью охватить колонну по периметру.

Скребок спускают в скважину на бурильных или насоснокомпрессорных трубах.

Интервал очистки определяют по формуле

L = 1п + 21д,

где L — длина очищаемого участка; L_п — длина устанавливаемого пластыря; L_д = 10+20 м.

Очистку обсадных колонн проводят также скребками гидромеханического действия типов СГМ-1 и СГМ-2 (рис. 6.14).

Отличие этих скребков от механических заключается в том, что режущие плашки, расположенные в окнах корпуса, в транспортном положении не выступают за пределы корпуса, а усилие при контакте их с очищаемой поверхностью в процессе очистки регулируется гидравлическим давлением с поверхности.

Рис. 6.13. Устройства для очистки внутренних стенок обсадных колонн:

а — устройство типа "Скрепер” фирмы "Бейкер”; б — устройство с набор ом стальных щеток компании "Пан-

Америкен”

Рис. 6.14. Скребки гидромеханического действия типов СГМ-1 (а), СГМ-2 (а)

Скребок типа СГМ-1 (см. рис. 6.14, а), разработанный в б. ВНИИКРнефти, изготовляется по ТУ 39-1105 — 86 в опытном производственном объединении "Карпатнефтемаш" и предназначен для очистки обсадных колонн диаметром 140, 146 и 1 68 мм.

Скребок типа СГМ-2 (см. рис. 6.14, б) состоит из корпуса 4 с перфорационными отверстиями 7, против которых между ограничительными обоймами 1 размещены самоуплотняющиеся манжеты 3 с кожухом 2 и режущими плашками 6 в кольцевых пружинах 5.

Лезвия плашек могут быть выполнены к оси скребка как наклонно, так и перпендикулярно, при этом плашки монтируются с наклоном лезвий по винтовой спирали в одном направлении одного яруса и в противоположном направлении другого яруса, а также в противоположном с периодическим чередованием в каждом ярусе.

Смещение плашек верхнего яруса по оси относительно нижнего на ¹/₂ их ширины обеспечивает надежную и качественную очистку за два-три прохода.

По окончании операции очистки колонны давление в скребке снимают, плашки 6 под действием пружин 5 возвращаются в исходное (транспортное) положение и инструмент извлекают на поверхность.

6.3.7. КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП РАБОТЫ СРЕДСТВ ДЛЯ СПУСКА И УСТАНОВКИ ПЛАСТЫРЕЙ В ОБСАДНЫХ КОЛОННАХ

Предложены различные устройства для расширения гофрированных труб в скважине, среди них: использующие энергию взрыва; включающие в конструкцию эластичный резиновый баллон, расширяющийся под воздействием внутреннего давления; основанные на протаскивании через трубы расширяющей металлической оправки.

Ряд устройств, используемых для расширения гофрированного патрубка, спускают в скважину на трубах, тросе или каротажном кабеле.

Для протаскивания металлической расширяющей оправки предложены устройства с использованием силы гидравлических цилиндров, талевой системы буровых установок, электроэнергии, энергии сжатого газа, образующегося непосредственно в них в результате химических реакций.

Для заполнения неровностей между стенками обсадной колонны и пластырем с целью герметизации, а также для изоляции обсадных колонн от металла пластыря во избежание возникновения электролитической коррозии гофрированную трубу перед спуском в скважину обматывают снаружи стеклотканью, пропитанной эпоксидной смолой. Гофрированные патрубки изготовляют из труб с толщиной стенки 1,65 мм для НКТ диаметром 70 мм и с толщиной стенки 3,125 мм — для всех остальных размеров обсадных труб, при этом уменьшение внутреннего диаметра составляет соответственно 4,3 и 7,6 мм с учетом толщины стеклопластика. Степень восстановления прочности обсадных колонн зависит от размеров повреждения. При установке пластыря на перфорированный участок и изоляции отверстия диаметром до 25 мм прочность обсадной колонны при воздействии внутреннего и внешнего давления восстанавливается полностью. Этот способ успешно используют при ремонте обсадных колонн на глубине до 4000 м и с температурой в зоне установки пластыря до 115 °С.

Широкое промышленное применение на промыслах и при бурении скважин в США получили способ и устройство для ремонта обсадных колонн, разработанные специалистами фирмы "Пан-Америкен петролеум корпорейшн".

Основными частями устройства являются пружинная расширяющаяся головка и двойной силовой цилиндр с гидравлическим якорем, между которыми перемещается металлическая гофрированная труба. Устройство спускают в скважину на НКТ или бурильных трубах, внутри силовых цилиндров создают давление в пределах 15 — 20 МПа, и силовые цилиндры протаскивают расширяющуюся головку через гофрированную трубу. Ход цилиндров равен 1,5 м, поэтому расширение ведется ступенями.

После первого хода цилиндров дальнейшую протяжку расширяющейся головки можно выполнить с помощью талевой системы, когда усилия протяжки, равные в среднем 140 — 160 кН, но достигающие иногда 250 кН, будут действовать на обсадную колонну.

Ведущими американскими фирмами по производству устройств для спуска и установки стальных гофрированных пластырей в обсадных колоннах являются "Лайенс" и "Хомко".

К недостаткам устройств фирмы "Лайенс" (рис. 6.15) необходимо отнести возможность порыва трубчатого эластичного баллона 2 при его расширении, неплотное прилегание пластыря 3 до необходимого контакта с поверхностью ремонтируемого участка обсадной колонны 1, отсутствие технологической возможности изготовления трубчатого баллона достаточной длины (5 м и более). Технология установки пластыря этим устройством включает калибровку пластыря роликовой или какой-либо другой оправкой 4 с дополнительной спускоподъемной операцией в скважине.

Рис. 6.15. Устройство для установки пластырей “Лайенс"

обсадной колонне фирмы

Устройства фирмы "Лайенс" можно использовать также как гидравлическую печать для определения характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны. С этой целью на наружную поверхность трубчатого эластичного баллона наклеивают оттискной слой (3 — 4 мм) из материала, обладающего деформацией и пластичностью (сырая резина).

К недостаткам устройств фирмы "Хомко" (рис. 6.16) относится то, что для каждой толщины стенки ремонтируемого участка обсадной колонны предусмотрены индивидуальный пластырь по периметру поперечного сечения и своя пружинная цанга с калибрующими (дожимными) плечиками. После выхода цанги из зацепления с конусным пуансоном не обеспечивается возврат калибрующих плечиков в исходное (транспортное) положение без подъема устройства на поверхность. В результате исключается возможность повторных проходов головкой в целях усиления контактного сопряжения пластыря с поверхностью обсадной колонны.

Недостатком применяемого фирмами "Лайенс" и "Хомко" пластыря является то, что используемая в качестве герметика стеклоткань с пропиткой на основе эпоксидной смолы не обеспечивает качественной прослойки между пластырем и обсадной колонной. Это обусловлено тем, что эпоксидная смола в готовом для нанесения на пластырь виде обладает "жизнеспособностью" в пределах 24 ч, а затем твердеет, становится хрупкой и не может заполнить раковины и поры в обсадной трубе. Кроме того, при спуске пластыря в скважину раствор эпоксидной смолы стекает с пластыря. Все это снижает качество ремонта скважин.

Стальные пластыри успешно применялись в тех случаях, когда все другие известные способы ремонта (цементаж под давлением и т.п.) не давали положительных результатов. По данным американской печати, из 83 случаев установки пластырей на 47 площадях США в 1962 г. 73 (или 89 %) были успешными. Средние затраты времени на один ремонт составили 26,2 ч, средняя стоимость одного ремонта — 1742 дол. Эффективность ремонта по 100 случаям применения способа в 1966 г. — 96 %.

Для ремонта обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм стальными пластырями разработаны, испытаны и серийно выпускаются Краснодарским опытным заводом "Нефтемаш-ремонт" и заводом "Электрон" (г. Тюмень) по ТУ 39-01-08466 — 79 устройства ДОРН-1 (Д-146-1 и Д-168-1), позволяющие транспортировать и устанавливать пластырь на участке дефекта обсадной колонны.

Устройства типа ДОРН являются основными элементами в комплексе устройств для ремонта обсадных колонн пластырями.

Рис. 6.16. Устройство для установки пластырей в обсадных колоннах фирмы "Хомко":

а — общий вид устройства; б — механическая цанговая дорнирующая головка с гладким конусом; , — механическая цанговая дорнирующая головка с профильным конусом; 1 — головка; 2 — аварийный отворот; 3 — пластырь; 4 — штанга; 5 — упор; 6 — силовой цилиндр; 7 — якорь; 8 — сливной клапан; 9 — пружинный управляющий орган сливного клапана

Устройство ДОРН-1 (рис. 6.17, а, б, а) состоит из гидравлической дорнирующей головки, полой связующей штанги, силовых гидравлических цилиндров и циркуляционных клапанов. Упор пластыря обеспечивается в устройстве типа ДОРН. Пластырь расширяют дорнирующей головкой снизу вверх с предварительной запрессовкой заданного отрезка силовыми цилиндрами.

Принцип работы устройства Д-146-1 (Д-168-1) заключается в следующем.

Устройство в сборе с пластырем, расположенным между дорнирующей головкой и упором, спускают в скважину с ориентацией середины пластыря против дефекта ремонтируемого участка обсадной колонны. Затем в системе создают избыточное гидравлическое давление, обеспечивающее необходимые радиальные усилия на подвижные калибрующие секторы дорнирующей головки и осевые усилия на поршни в силовых цилиндрах.

На первом этапе заданный отрезок пластыря запрессовывают в стенку обсадной колонны протягиванием дорнирующей головки за счет осевых усилий под действием гидравлического давления на поршни силовых цилиндров, с которыми посредством полых штанг соединена головка.

Предварительное выпрямление пластыря осуществляется конусным пуансоном, а окончательная запрессовка к стенке обсадной колонны до контакта, обеспечивающего удерживающую силу сцепления, — подвижными калибрующими секторами головки, причем радиальные усилия на секторы создаются в момент захода их в пластырь.

Второй этап запрессовки пластыря на всей оставшейся длине осуществляется подъемом устройства с помощью талевой системы при сохранении давления в дорнирующей головке, после прохода которой через пластырь снимают давление в системе и устройство поднимают на поверхность.

Заполнение жидкостью устройства и труб при спуске и слив ее при подъеме происходят через обратный и срезной клапаны циркуляционной системы. Отверстия сливного клапана открываются при смещении вниз втулки клапана от удара стержнем по крестовине. Стержень спускают по трубам перед подъемом устройства на поверхность.

К недостаткам ДОРН-1 относятся громоздкость, большая металлоемкость, высокая трудоемкость и сложность сборки и эксплуатации, зависимость между собой осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря на первом этапе.

В устройстве ДОРН-2 (рис. 6.17, а) упор пластырН обеспе-

Рис. 6.17. Устройство для транспортировки и установки пластырей в обсадных колоннах типа ДОРН:

а — модификация Д-1 первого исполнения: 1 — упор, 2 — пластырь, 3 — конус, 4 — разделительная камера, 5 — манжета, 6 — калибрующие секторы, 7 — штанга, 8 — силовой телескопический гидравлический цилиндр, 9 — обратный клапан; б — модификация Д-1 второго исполнения: 1 — упор, 2 — пластырь, 3 — конус, 4 — калибрующие секторы, 5 — манжета, 6 — штанга, 7 — силовой гидравлический цилиндр, 8 — обратный клапан; , — модификация Д-1 третьего исполнения: 1 — сливной клапан, 2 — заливной клапан, 3 — силовой гидравлический цилиндр, 4 — пластырь, 5 — штанга, 6 — гидравлическая дорнирующая головка; „ — модификации Д-2: 1 — циркуляционный клапан, 2 — гидравлический якорь, 3 — пластырь, 4 — гидравлическая дорнирующая головка

чивается на обсадную колонну через якорь устройства, а установку пластыря осуществляют протяжкой дорнирующей головки при подъеме инструмента снизу вверх без разрыва во времени между этапами предварительной и окончательной запрессовки.

Это устройство значительно меньше по длине и массе, менее трудоемко в изготовлении, несложно в эксплуатации и сборке, исключает взаимозависимость осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря.

Принцип работы ДОРН-2 заключается в следующем.

После спуска пластыря в зону ремонтируемого участка обсадной колонны в устройстве создается избыточное гидравлическое давление, которое через самоуплотняющуюся эластичную диафрагму обеспечивает радиальные усилия на подвижные калибрующие секторы дорнирующей головки.

Одновременно через диафрагму якоря создается давление на плашки якоря, которые, радиально перемещаясь, контактируют со стенками обсадной колонны.

Первый этап установки пластыря в ремонтируемом участке обсадной колонны осуществляется подъемом инструмента при протягивании дорнирующей головки через пластырь. При этом якорь остается на месте, удерживая пластырь от осевого смещения при его запрессовке. Освобождается якорь от обсадной колонны снятием давления на плашки при перетоке жидкости из напорной камеры в разгрузочную (или за пределы устройства в отверстие) по пазам перемещающейся вверх полой штанги, изолируя каналы в ней от напорной камеры и сохраняя давление в дорнирующей головке.

Таким образом, в процессе подъема устройства после первого этапа запрессовки пластыря якорь автоматически отключается от стенок колонны и без разрыва во времени продолжается второй этап запрессовки пластыря по всей его длине. После прохода дорнирующей головки через пластырь снимают давление в системе, и устройство поднимают на поверхность.

Для повышения надежности предварительного сцепления пластыря с обсадной колонной в ДОРН-2 предусмотрено повторение первого (предварительного) этапа запрессовки пластыря без снятия его с упора. В таком случае подъем инструмента останавливают после протяжки дорнирующей головки на длине 1300 мм, т.е. на 200 мм меньше полного хода (1500 мм) предварительной запрессовки, что необходимо для сохранения давления на плашки якоря.

После остановки подъема инструмента давление в системе снимают и инструмент опускают в исходное (первоначальное) положение. Затем создают давление и проводят протяжку дорнирующей головки по всей длине пластыря. Якорь в этом случае отключают (устанавливают в транспортное положение) после прохода головкой 1500 мм.

Недостатком ДОРН-2 является то, что под действием радиальных усилий в местах контакта плашек якоря не исключается возможность повреждения стенок обсадной колонны.

В целях повышения надежности работы, а следовательно, и качества ремонта скважин устройства для установки пластырей постоянно совершенствовались.

Так, компоновка узлов ДОРН-1 имеет три варианта. В первом варианте (см. рис. 6.17, а) силовые цилиндры с гидравлической дорнирующей головкой располагались под пластырем, а циркуляционные клапаны с упором — над ним. Гидравлическая головка имела свою разделительную камеру с поршнем, а силовые цилиндры были выполнены по телескопической схеме. Во втором варианте (см. рис. 6.17, б) была аннулирована разъединительная камера, а телескопическая схема силовых цилиндров заменена двумя последовательно расположенными и синхронно действующими силовыми цилиндрами. Недостатком такой компоновки является то, что в момент заклинивания головки с пластырем в обсадной колонне в скважине оставалось в основном все устройство, и как следствие, осложнялась ликвидация аварии. Кроме того, отсутствовала возможность спускать пластырь до забоя на длину силовых цилиндров. ДОРН-1 в первом и втором вариантах не обеспечивал достаточных осевых усилий для предварительного расширения и предварительного сцепления пластыря со стенками обсадной колонны на первом этапе запрессовки пластыря.

Эти недостатки были устранены в третьем варианте (см. рис. 6.16, а) введением приспособления для аварийного отворота ниже силовых цилиндров. Кроме того, силовые цилиндры с упором расположили над пластырем. Дорнирующую головку конструктивно оформили в самостоятельный узел и закрепили на полой связующей штанге под пластырем. Рабочий ход силовых цилиндров для предварительного протягивания дорнирующей головки через пластырь на первом этапе запрессовки составляет 1500 мм вместо 500 мм. Количество силовых цилиндров увеличено с двух до трех. Давление в дорнирующую головку поступает при заходе ее подвижных калибрующих секторов в пластырь, что значительно снижает осевые усилия.

В устройстве ДОРН-2 усовершенствована работа якоря (рис. 6.18), благодаря чему дорнирующую головку можно вводить в пластырь без давления, а также производить его повторную калибровку без подъема устройства на поверхность с сохранением давления в головке при транспортном (отключенном) положении якоря.

Определяющую роль в работе устройства выполняет дор-нирующая головка, функции которой заключаются в предварительном расширении и окончательном сопряжении пластыря с обсадной колонной.

Проведены исследования и разработано несколько типов дорнирующих головок, которые по принципу действия разделяются на гидравлические, механические и гидромеханические (рис. 6.19). Механическая дорнирующая головка от разработки до внедрения в серийное производство претерпела ряд изменений. В первом (см. рис. 6.19, а) и втором (см. рис. 6.19, б) исполнениях была составной частью силовых цилиндров и имела ряд конструктивных и эксплуатационных недостатков; коэффициент успешности этих головок был низким.

После совершенствования и модернизации гидравлическая головка конструктивно оформилась в самостоятельный узел (см. рис. 6.19, а, а). Она состоит из корпуса, конусного пуансона, самоуплотняющейся упругой диафрагмы (манжеты) и подвижных калибрующих секторов.

Существенным преимуществом усовершенствованной гидравлической дорнирующей головки, в отличие от механических, в том числе и американского производства, является то, что она позволяет с помощью подвижных калибрующих секторов, не меняя их, устанавливать пластырь как с положительным, так и с отрицательным натягом в обсадной колонне для всех толщин стенок одного типоразмера, причем не только с цилиндрическим, но и с овальным поперечным сечением колонны. Кроме того, она дает возможность осуществлять многоразовую калибровку пластыря под давлением без подъема устройства на поверхность и регулировать с поверхности радиальные усилия на нее.

Конструктивным изменением и существенной доработке подвергалась манжета (рис. 6.20).

В настоящее время продолжается совершенствование и модернизация отдельных узлов и деталей в целях повышения надежности работы устройства типа ДОРН и улучшения качества ремонта скважин. Так, в конструкцию введен шламо-сборник для улавливания песка и других посторонних предметов в жидкости, поступающей в устройство. Ведется раз-

Рис. 6.18. Схема работы ДОРН-2:

t — этап I — спуск устройства к дефекту обсадной трубы в скважине и якорение; а- — этап II — заход фо рмирующей головки в пластыре без давления и автоматическая подача давления в головку; , — этап III — окончание рабочего хода головки для сцепления пластыря и отключения якоря; „ — этап IV — протяжка головки на выход из пластыря при его расширении;

I — длина захода головки в пластырь без давления; \_х — рабочий ход головки при наличии упора

Рис. 6.19. Дорнирующие головки к устройствам типа ДОРН:

t — механическая: 1 — корпус, 2 — цанговые калибрующие плечики с упругими свойствами материала; а —

механическая: 1 — комбинированный конус с цанговыми калибрующими плечиками, 2 — расширяющий конус; , —

механическая: 1 — калибрующие плечики "ласточкин хвост”, 2 — конус с направляющими "ласточкиного хвоста”; „ — гидравлическая с гладким конусом: 1 — корпус, 2 — гладкий конус, 3 — манжета, 4 — калибрующие секторы; % — Гидравлическая с профильным конусом: 1 — профильный конус, 2 — корпус, 3 — манжета, 4 — калибрующие секторы; А — гидромеханическая; Ё, А — гидравлические

Сравнительная характеристика технического уровня зарубежных (США) и отечественных (б. ВНИИКРнефть) устройств для установки пластырей в обсадной колонне

	Модель устройства
Показатель	фирмы "Хомко"	ДОРН-1	ДОРН-2	фирмы "Лайенс"
Максимальные осевые усилия, развиваемые при давлении 15 МПа, кН	179 (334 при 28 МПа)	231	300
Максимальное избыточное давление в рабочей полости устройства, МПа	28	15	25	1 4—21
Число рабочих цилиндров	2	3	—	—
Рабочий ход дорнирующей головки, мм	1500	1500	1500
Радиальный рабочий ход дожимных элементов дорнирующей головки, мм	2,5	6,5	6,5	15,5
Число сменных комплектов (дожимных элементов) на один типоразмер обсадной трубы	5	1	1	1
Способность управлять радиальными нагрузками дожимных элементов дорнирующей головки		+	+	+
Способность захода дожимных элементов дорнирующей головки в пластырь без создания на них осевой (радиальной) нагрузки		+	+	+
Способность дорнирующей головки к повторным операциям при дожатии пластыря увеличением радиальных нагрузок на до-жимные элементы без подъема инструмента на поверхность		+	+
Количество спускоподъемных операций инструмента при установке пластыря Масса, кг:	1 (при необходимости для калибровки производится вторая операция — роликовой оправкой)	1	1	2 (первая операция — эластичным баллоном, вторая — роликовой оправкой)
без учета пластыря	570	513	350	192
с учетом пластыря длиной 12 м Габаритные размеры:	690	633	370	312
диаметр, мм	116,78	116	118	108
длина с учетом пластыря длиной 12 м, м	21,5	22,2	16	4,54

Рис. 6.20. Конструкции манжет

работка гальванического покрытия (хромирования) штоков, наносимого на внутреннюю поверхность силовых цилиндров, что значительно увеличит срок службы устройств.

Усовершенствована циркуляционная система. Разработан комбинированный клапан, который позволяет перекрывать сливное отверстие при создании давления в системе и откры-вать его после сброса избыточного давления. Клапан прост в изготовлении, меньше по габаритам и массе в сравнении с применяемым в ДОРН-1.

Сравнительная характеристика технического уровня зарубежных и отечественных устройств для установки пластырей в обсадной колонне приведена в табл. 6.4.

Транспортировку пластыря в скважину и установку его на дефект обсадной колонны производят устройством типа ДОРН.

Контроль качества установки пластыря осуществляют оп-рессовочной головкой без подъема устройства типа ДОРН на устье.

Выбор и подготовка пластыря

Пластырь, предназначенный для восстановления герметичности осадной колонны, выбирают по длине и диаметру в зависимости от размера дефекта и внутреннего диаметра обсадной колонны.

Длина пластыря

L = 1_А + 21,

где 1_д — длина дефекта по образующей обсадной колонне; 1 — длина отрезка от торца пластыря до дефекта,

1 > 3(1 - ц²)

здесь R — радиус срединной поверхности пластыря после придания ему цилиндрической формы; ц — коэффициент Пуассона; h — толщина стенки пластыря.

С учетом накопленного опыта и технических возможностей при изготовлении трубных заготовок длину пластыря без сварки встык принимают от 3 до 9 м. Периметр пластыря в поперечном сечении берут равным внутреннему периметру обсадной колонны в месте ее негерметичности или несколько больше его, так как натяг не должен превышать +3,5 %. При этом осевые усилия запресовки будут не более 200 кН.

При установке пластыря с применением гидравлической дорнирующей головки натяг пластыря рекомендуется применять от —3,5 до +3,5 % по периметру поперечного сечения внутреннего диаметра ремонтируемого участка обсадной колонны. В случае применения пластыря с отрицательным натягом давление в головке повышается до 30 — 50 %.

Перед спуском в скважину наружную поверхность пластыря покрывают герметизирующим составом толщиной не более 1 мм. На нижний конец пластыря, надеваемый на конус дорнирующей головки на участке длиной 300 мм, покрытие не наносят. Этот участок обеспечивает достаточно надежное предварительное сцепление с обсадной колонной.

Выдержка перед нанесением герметизирующего покрытия до спуска пластыря в скважину определяется временем схватывания (затвердевания) герметизирующего материала.

Так, гуммировочный состав на основе наирита (НТ) по ТУ 30-10518 — 77 рекомендуется наносить за несколько суток и освежать последним слоем за 2 — 3 ч до спуска в скважину; применение полимерного состава на основе эпоксидных смол ЭД5, не должно превышать 2 — 4 ч.

Подготовка устройства типа ДОРН к работе

Перед спуском в скважину устройства типа ДОРН расконсервируют, укомплектовывают штангами с учетом длины пластыря, собирают и испытывают на герметичность и на рабочий ход поршней в ДОРН-1 и штанги в ДОРН-2.

После проверки, устранения неисправностей и испытания устройство разбирают на узлы для транспортировки, сборки и монтажа на скважине.

Узлы ДОРН-1: дорнирующая головка, набор штанг, силовые цилиндры, клапанная циркуляционная система.

Узлы ДОРН-2: дорнирующая головка, набор штанг, якорь, клапанная циркуляционная система.

Монтаж устройства перед спуском в скважину

Устройство ДОРН-1 (см. рис. 6.17, в) первоначально собирают на мостках двумя секциями.

Первую секцию комплектуют дорнирующей головкой, набором штанг, переводчиком, пластырем и технологическим хомутом, который вставляют между пластырем и переводником, а вторую — силовыми цилиндрами и циркуляционными клапанами.

Затем первую и вторую секции последовательно спускают в скважину, свинчивают между собой, убирают технологический хомут. При этом в каждую секцию заливают жидкость (воду).

После этого устройство в комплекте с пластырем готово к спуску в скважину.

Устройство ДОРН-2 (см. рис. 6.17, г) собирают на мостках в комплекте с пластырем в полном объеме, затем с помощью консольного крана или талевой системы поднимают и спускают в скважину. Допускается циркуляционные клапаны (комбинированный клапан) монтировать непосредственно над устьем.

В устройстве заливают воду, и оно готово к спуску в скважину.

Спуск пластыря в интервал нарушения

Устройство в сборе с пластырем спускают в скважину плавно, без рывков, со скоростью не более 6 м/с, на насосно-компрессорных трубах, опрессованных гидравлическим давлением на 20 МПа.

Пластырь спускают в скважину так, чтобы его середина была размещена против дефекта. Для предотвращения заклинивания спуск устройства контролируют индикатором массы.

Заполнение инструмента жидкостью при спуске осуществляется через заливной клапан.

Глубину спуска пластыря к месту его установки контролируют набором труб (свечей), длина которых заранее известна.

Индикатором массы фиксируются показания нагрузки веса инструмента после спуска к месту дефекта.

К колонне труб, спущенных в скважину с устройством, подсоединяют нагнетательную систему, напорный шланг которой позволяет поднимать инструмент на высоту Н = L + + 2 м, где L — длина пластыря, м.

Установка пластыря

При установке пластыря по первой схеме (рис. 6.21) в системе создается избыточное гидравлическое давление до 15—18 МПа. При достижении давления 3 — 9 МПа в устройстве срезаются транспортные штифты, а при 15 — 18 МПа начинается первый предварительный этап установки пластыря протягиванием дорнирующей головки через пластырь силовыми цилиндрами на длину хода 1500 мм.

При этом в дорнирующую головку давление поступает после захода ее секторов в пластырь. Длина захода 200 мм. Инструмент разгружается от собственного веса (стрелка индикатора веса становится на 0).

Первый предварительный этап запрессовки обеспечивает удерживающую силу сцепления пластыря с обсадной колонной, позволяет освободить упор пластыря. Об окончании первого предварительного этапа запрессовки пластыря свидетельствует быстрый рост давления на манометре насосноцементировочного агрегата.

После выдержки под давлением 8—10 мин давление снимается. Первый этап протяжки дорнирующей головки окончен.

Второй этап запрессовки пластыря на всей оставшейся длине осуществляется подъемом устройства с сохранением давления 15 — 18 МПа в дорнирующей головке со скоростью не более 6 м/мин. После прохода дорнирующей головки через пластырь снимается давление в системе. Операция установки пластыря окончена.

При установке пластыря по второй схеме (рис. 6.22) в системе создается избыточное гидравлическое давление до 20 — 25 МПа для сцепления якоря. Через 5—10 мин оно снижается до 15 — 18 МПа и начинается плавный подъем (скорость не выше 6 м/мин) инструмента, который продолжается до момента выхода дорнирующей головки из пластыря.

В момент создания давления в системе якорь контактирует своими плашками со стенкой обсадной колонны, а в дорни-348

Рис. 6.21. Установки пластыря устройством ДОРН-1:

а — спуск устройства с пластырем к дефекту (этап I); б — заход головки в пластырь без давления на отрезке — протяжка силовыми цилиндрами (этап II); в — расширение пластыря головкой на отрезке — предварительное сцепление пластыря с обсадной колонной протяжки силовыми цилиндрами (этап III); г — расширение пластыря головкой при подъеме инструмента (этап IV); 1 — гидравлическая дорнирующая головка; 2 — штанга; 3 — упор пластыря; 4 — силовые цилиндры; 5 — циркуляционные клапаны; 6 — обсадная колонна; 7 — пластырь; 8 — обсадная труба

; ; < ^ 7 1

: <

ЧЬ :

•ib ^ 6 '

I¹ 1

: :

IJ: |

П ~ : ¦Л \^1,1

A ij

¦Г 1

Ягр-З ^4 : 55

U--³ 'Л

И⁵ пт

I ; Г

l'^{5 :} ®

] У;

тт Т

И щ

у'

Рис. 6.22. Установка пластыря устройством ДОРН-2:

а — спуск устройства с пластырем к дефекту и якорение (этап I); б — заход головки в пластырь без давления на отрезке (этап II); в — расширение пластыря и отключение якоря — снятие упора (этап III); г — расширение пластыря на выход головки без упора (этап IV); 1 — гидравлическая дорнирующая головка; 2 — штанга; 3 — пластырь; 4 — упор; 5 — якорь; 6 — циркуляционные клапаны; 7 — обсадная труба; 8 — дефект; 9 — цанговые ограничители

рующую головку давление поступает после захода секторов в пластырь. Ход головки без давления равен 260 мм.

Момент якорения фиксируется на индикаторе веса увеличением нагрузки при подъеме инструмента (протяжки дорнирующей головки через пластырь), а момент создания давления в дорнирующей головке — колебаниями стрелки манометра. Якорь автоматически отключается от обсадной колонны после рабочего хода 1,5 м с сохранением давления в дорнирующей головке до полного выхода ее из пластыря. После этого давление снимается. Операция установки пластыря окончена.

В целях усиления контакта пластыря с обсадной колонной и повышения надежности герметизации ремонтируемого участка производят один-три раза калибровку пластыря дорнирующей головки под давлением. Для этого дорнирующую головку спускают без давления в системе до первоначальной отметки и протягивают под давлением до выхода ее из пластыря. При этом допускается увеличивать давление на дорнирующую головку до 50 % к первоначальному; осевое усилие при протяжке будет значительно ниже.

Подъем устройства на поверхность

Устройство поднимают на поверхность после калибровки пластыря в том случае, если испытание (опрессовка) отремонтированного участка обсадной колонны осуществляется двойным пакером.

Перед подъемом внутрь сливного клапана по колонне труб спускают стержень диаметром 25 мм и длиной 2 м, от удара которого по крестовине ниппель перемещается вниз и открывает отверстия клапана для слива жидкости. Об открытии отверстий свидетельствует подъем уровня жидкости в трубах и отсутствие жидкости в поднятой трубе (свече) при ее отвинчивании.

После открытия отверстий сливного клапана производят подъем инструмента со скоростью до 6 м/с.

Подъем и разборку устройства на секции по первой схеме осуществляют в последовательности, обратной сборке и спуску.

По второй схеме устройство поднимают полностью и укладывают на мостки.

После подъема устройство разбирают на узлы, промывают и отправляют в цех для профилактики и ремонта, затем консервируют.

6.3.8. ОПРЕССОВКА ОТРЕМОНТИРОВАННОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Качество ремонта колонны определяют как наружным, так и внутренним давлением. Время выдержки 30 мин.

Наружная опрессовка обеспечивается снижением уровня в колонне (опорожнением) до расчетной по техническим условиям эксплуатации отметки.

Внутренняя опрессовка обеспечивается созданием избыточного расчетного давления как всей колонны, так и локально отремонтированного ее участка.

Опрессовка колонны без подъема устройства на поверхность через опрессовочную головку. Такой способ опрессовки сокращает одну спускоподъемную операцию, экономит время и снижает стоимость ремонта.

В случае негерметичности операцию "калибровка пластыря дорнирующей головкой" повторяют один-три раза, повышая в ней давление до 18 — 20 МПа. Опрессовку повторяют.

Опрессовка отремонтированного участка обсадной колонны двойным пакером (операции X). Двойной пакер спускают в скважину к месту опрессовки участка и устанавливают так, чтобы пластырь находился между резиновыми баллонами пакера. Длину штанг между ними принимают на 500 мм больше длины пластыря. Трубы заполняют жидкостью при спуске в скважину через обратный клапан пакера.

Через опрессовочную головку создается гидравлическое давление в трубах до 10(15) МПа. При этом осуществляется распакеровка резиновых баллонов и параллельно создается давление через отверстия штанги между баллонами на стенки и торцы установленного пластыря.

В случае появления расхода жидкости и падения давления пакер поднимают и повторяют операцию калибровки пластыря, спуская в скважину дорнирующую головку с циркуляционными клапанами без силовых цилиндров (якоря) и повышая давление до 18(20) МПа.

При положительных результатах опрессовки ремонт скважины заканчивают и ее сдают в эксплуатацию, оформив соответствующий акт.

Для локальной опрессовки обсадной колонны можно использовать устройство, показанное на рис. 6.23.

Устройство состоит из корпуса 14 с переливными 1, 4 и напорными 12 отверстиями. Внутри корпуса размещены верхняя 9 и нижняя 16 подвижные втулки с уплотнительными

Рис. 6.23. Устройство для локальной опрессовки обсадной колонны

элементами 17 и срезными штифтами 5. Верхняя втулка снабжена пружиной 8, а ниже ее расположена шпилевая опора 10 под шар 7. На седле нижней втулки 16 размещен шар 15, а самоуплотняющиеся манжеты 11 закреплены на корпусе воронками друг к другу.

В скважину устройство спускают на насосно-компрессорных трубах 6 к установленному пластырю 13 на дефект 3 обсадной колонны 2.

При спуске устройства в скважину заполнение инструмента жидкостью и перелив ее, минуя верхнюю манжету, осуществляется через переливные 4 и напорные 12 отверстия.

После ориентации устройства для опрессовки заданного участка создается избыточное опрессовочное давление, при этом отверстие 4 перекрывается втулкой 9, сохраняя прямой канал связи на манжеты за счет наличия пружины 8 и шпилевой опоры 10.

После опрессовки заданного участка на шар 15 создается избыточное давление несколько выше оп-

рессовочного, и втулка, перемещаясь вниз, открывает переливное отверстие 1. При этом происходит перелив жидкости в колонне, минуя нижнюю манжету, и слив ее при подъеме инструмента.

6.4. ЗАКОЛОННЫЕ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ

Газопроявления, возникающие за колоннами после крепления скважин, остаются серьезным видом осложнений на большом числе газовых и газоконденсатных площадей России и стран СНГ.

На ряде месторождений, особенно с аномально высокими пластовыми давлениями, отмечаются многочисленные случаи затрубных водогазопроявлений после цементирования обсадных колонн, на ликвидацию которых затрачивается много времени.

Большие затраты средств и времени на ликвидацию проявлений могли бы быть значительно снижены или сведены к нулю при правильном установлении природы газопроявлений, их причин, проведении ряда организационно-технических и профилактических мероприятий.

Отмечают следующие возможные пути продвижения газа и других флюидов в затрубном пространстве:

по каналам, образованным вследствие негерметичности резьбовых соединений;

по каналам, из-за негерметичности соединения частей колонной головки;

по нарушениям целостности обсадных колонн;

по каналам при негерметичном цементном камне.

Анализ многочисленных случаев по газопроявлениям показывает, что в процессе ОЗЦ и вскоре после него газ может поступать в заколонное пространство и далее к устью скважины независимо от ряда технологических факторов, которые считают способствующими этому процессу или его тормозящими.

1. Тип цемента. Газовые проявления были отмечены в различных геолого-технических условиях при использовании самых разнообразных цементов.

2. Конструкция скважин. При прочих равных условиях газопроявления прослеживались в скважинах разнообразных конструкций и с различными диаметрами колонн.

3. Искривление скважин. Газопроявления одинаково часто происходили как в практически вертикальных скважинах, так и в скважинах, имеющих значительные зенитные и азимутные углы ствола.

4. Высота подъема раствора. Можно привести немало примеров, когда газ прорывался при большой и малой высоте подъема цементного раствора в заколонном пространстве.

5. Плотность раствора. Безотносительно к плотности там-понажного раствора и даже разнице плотностей цементного бурового растворов газ появлялся на устье скважин через довольно короткое время после цементирования.

Еще более тривиальные выводы получаются, если ставить зависимость газопроявлений только от наличия центраторов 354 или только от скорости восходящего потока цементного раствора.

Тем не менее практика показывает, что газопроявления в процессе ОЗЦ или после него чаще наблюдаются там, где мало обращается внимания на вопросы технологии цементирования, применяют только чистый цемент, наряду с недостаточным вытеснением бурового раствора обеспечиваются большие высоты подъема цементного раствора и т.д.

Вместе с тем замечено, что газопроявления при прочих равных обстоятельствах значительно реже прослеживаются при использовании цементно-песчаных, цементно-бентонитовых и шлаковых растворов, расхаживании колонн в процессе цементирования и обеспечении проведения определенного комплекса цементировочных работ и т.д.

Изучение причин, способствующих возникновению газопроявлений в скважинах при цементировании обсадных колонн, и разработка условий, необходимых для их предотвращения по ряду различных нефтегазовых районов СНГ, позволили наметить классификацию факторов, приводящих к газопроявлениям (рис. 6.24). При составлении классификации учитывалось, что одни факторы, способствующие возникновению газопроявлений, в одинаковой мере относятся к двум классификационным группам, другие могут считаться весьма сомнительными, но они рассмотрены, так как некоторые из них, как отмечают исследователи и производственники, возможно, играют какую-то роль в газопроявлениях.

В основу классификации положено разделение всех факторов, способствующих газопроявлениям, на пять групп: геологические, технические, технологические, физико-химические и механические.

Данная градация обусловливается тем, что она охватывает весь процесс крепления скважин от начала прокачивания тампонажного раствора в скважину до окончания времени его затвердевания с последующим пребыванием в заколонном пространстве.

Вместе с тем следует учитывать, что для возникновения и развития газопроявления должны существовать два условия: наличие перепада давления и реальность образования канала, по которому возможно движение газа (или другого флюида).

Для оценки этих факторов необходимы анализ и оценка их значимости и удельного веса в каждом конкретном случае с учетом прогресса в решении указанной проблемы.

Газопроявления — проблема, бесспорно, сложная. Их природа во многих случаях пока еще не установлена. Объяс-

Рис. 6.24. Классификация газопроявлений при креплении скважин

нение причин их возникновения иногда неубедительно, а иногда ошибочно и основано на недостаточном понимании механизма процессов, протекающих в скважине. Немалую роль при этом играет использование ошибочных терминов.

Часто причиной газопроявлений считают "слабое сцепление" цементного камня с породой или обсадной колонной, недостаточный контакт, непрочное сцепление или непрочный контакт и т.д.

В скважине, как было доказано практикой и многочисленными экспериментальными работами, сила сцепления металла труб и пород стенок скважины с цементным камнем в большинстве случаев равна нулю. Причиной этому является

Рис. 6.25. К понятию о контакте цементного раствора со стенкой скважины:

а — контакт цемента с породой обеспечен; б — контакт цемента с породой отсутствует

наличие глинистой корки или слоя бурового раствора между ними. Для сцепления, как известно, при прочих благоприятных условиях необходимо в первую очередь соприкосновение (контакт) этих тел.

То же следует сказать и по поводу контакта. Контакт между телами может быть, если между ними при отсутствии контакта будет зазор. Однако следует различать ненапряженный и напряженный контакт (рис. 6.25).

При определенном давлении (например, создаваемое водой или газом) две соприкасающиеся поверхности могут быть разъединены. В скважине глинистая корка или прослойка бурового раствора, как правило, является тем разделяющим телом (прослойкой), которое не обеспечивает контакта между стенкой скважины (или колонной) и цементным раствором.

Глинистая корка (прослойка) находится под действием избыточного давления, т.е. напряжена. Однако это не значит, что она способна пропускать флюиды. Для этого нужен канал.

Как показали экспериментальные работы, глинистая кор -ка может быть нарушена под действием давления или физико-химических процессов, протекающих на контакте цементный раствор — корка или в цементном растворе — камне.

Если глинистая корка (прослойка) отсутствует, возникает напряженный контакт цементный раствор (камень) — стенка скважины.

Следовательно, речь может идти не о "плохом" контакте между цементным камнем, породой и колонной, а об его отсутствии в связи с наличием прослойки (корки) бурового раствора.

При наличии контакта между указанными поверхностями появляется возможность проявления сил сцепления между ними. Последние определяются сродством материалов, чистотой поверхности, природой материалов, условиями твердения и т.д.

Приведенное указывает на то, что "слабое сцепление" или "недостаточный контакт" — понятия, несовместимые с объяснением природы газопроявлений.

Иногда при объяснении продвижения газа пытаются использовать термины, природа которых сомнительна (сверх-мицеллярная структура, сверхдиффузия и др.) или к рассматриваемому вопросу не имеет прямого отношения.

6.4.1. НЕГЕРМЕТИЧНОСТЬ РЕЗЬБОВЫХ

СОЕДИНЕНИЙ И УЗЛОВ КОЛОННОЙ ГОЛОВКИ

Анализ многочисленных случаев появления газа в межколонном пространстве показывает, что осложнения, возникшие из-за пропусков газа резьбовыми соединениями и узлами колонной головки, происходят чаще, чем вследствие действия других причин.

Однако, учитывая очевидность указанных путей движения газа по зазорам, более детально рассматривать данный фактор нецелесообразно.

6.4.2. РАДИАЛЬНАЯ ДЕФОРМАЦИЯ

ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ФОРМИРОВАНИИ

ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ

При креплении газовых скважин вопросы контакта цементного камня с обсадной колонной приобретают весьма серьезное значение.

Предположим, что буровой раствор вытеснен из заколон-ного пространства и цементный камень контактирует непосредственно с наружной поверхностью обсадной колонны. Внешнее давление на колонну остается гидростатическим, соответствующим весу составного столба бурового и цементного растворов.

Цементный камень (особенно в первые сроки) формируется при неравновесном состоянии, что связано с необратимыми деформациями и позволяет считать, что цементная оболочка неупруго деформируется. Тогда "свободную” радиальную упругую деформацию 6 обсадной колонны рассчитывают следующим образом:

6 = Up + U_t,

(6.5)

где U_p — силовая деформация, определяемая решением известной задачи Лямэ для толстостенной трубы; U_t — деформация, определяемая температурными изменениями.

В большинстве районов (а совсем недавно во всех районах) после фиксации посадки на стоп-кольцо верхней цементировочной пробки на обсадную колонну создается некоторое избыточное давление.

Пусть р₀ — максимальное давление, создаваемое на устье, а р_х — давление, до которого оно снижается (давление столба воды или глинистого раствора) (рис. 6.26).

В результате при изменении давления внутри колонны радиальное перемещение наружной поверхности трубы

-Ap,

Up = ¦

(6.6)

E b² - a

где a, b — соответственно внутренний и наружный диаметры обсадной колонны. Знак "минус” — указывает на то, что перемещение направлено к оси трубы.

После спуска обсадной эксплуатационной колонны, как правило, проводят не менее одного-двух циклов промывки скважины. Это приводит к охлаждению колонны и стенок нижней части скважины и нагреванию ее верхней части. При

Рис. 6.26. К расчету радиальной деформации

обсадной колонны:

П — порода; Ц — цемент; р_н — наружное давление на колонну; р ₀, р j — давления, создаваемые в колонне; a, b — соответственно внутренний в внешний диаметр колонны; d — диаметр деформируемой части

породы

прокачке цементного раствора и продавочной жидкости температура ствола изменяется. Таким образом, после проведения указанных операций температура по стволу скважины претерпевает изменения. Причем с увеличением глубины скважины степень охлаждения призабойной зоны увеличивается.

Распределение температуры восходящего потока бурового раствора по стволу скважины можно определить по формуле

2лкГ

(L - z)²

(6.7)

1 + k 1 + k 16Rt

1 + k

^VcpY p^ln—y

где t_z — текущая температура пород на глубине по геотермическому градиенту; к — коэффициент, зависящий от времени промывки скважины, при длительной промывке к ^ 1; t^ = = Lr + t₀ — первоначальная температура забоя по геотермическому градиенту; t₀ — среднегодовая температура пород на поверхности; X — коэффициент теплопроводности; Г — средний геотермический градиент пород по стволу скважины; V — подача насосов; с_р — теплоемкость раствора; у_р — удельный вес раствора; в — коэффициент температуропроводности раствора; т — продолжительность промывки; d, L — соответственно диаметр и глубина скважины; z — осевая координата, т.е. расстояние от устья до рассматриваемого сечения.

Во время циркуляции температура стенок скважины практически равна температуре омывающего бурового раствора. В результате значительного притока из массива горных пород и выделения теплоты от экзотермической реакции гидратации цемента повышается температура рассматриваемой системы, обсадных труб, цементной оболочки и окружающих горных пород в радиусе теплового влияния.

Поэтому в первом приближении считаем, что в период ОЗЦ наблюдается увеличение температуры не более чем на 15 — 20 °С от температуры окружающих горных пород на рассматриваемой глубине:

tz = rz + to. (6.8)

Тогда приращение температуры обсадных труб определится как разность (6.8) и (6.7), плюс 15 — 20 °С:

At = t_z — tAz. (6.9)

Радиальное перемещение наружной поверхности обсадной трубы от последующего снижения температуры на At

Подставляя (6.6) и (6.10) в (6.5), определяем радикальную деформацию обсадной колонны. Заметим, что U_t > 0, а и_р < < 0. Характерно, что при прочих равных условиях U_t зависит от глубины. Из формул (6.7) и (6.9) следует, что температурная деформация будет увеличиваться по мере уменьшения z, т.е. по мере приближения к устью скважины. Поэтому по мере удаления от устья и_р по абсолютному значению будет немного больше U_t. Зазор между цементным стаканом и обсадной колонной в призабойной зоне может достичь такого значения, что приведет к нарушению сплошности соединения (контакта).

Однако пока нет существенных оснований считать, что образовавшийся зазор может явиться каналом для движения флюида и даже газа.

Как показывают расчеты, даже без учета упругого перемещения цементного камня зазоры могут изменяться в зависимости от условий (Ар = 5,0+20,0 мПа, At = 10+25 °С) в пределах 0,01—0,1 мм.

Однако, несмотря на небольшие размеры зазора, следует считать необходимым после цементирования, когда цементный раствор еще не превратился в камень, снижать в колонне давление, т.е. стремиться к такому положению, когда Ар = 0.

6.4.3. ВЛИЯНИЕ ВОЗДУХА, ВОВЛЕЧЕННОГО ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН,

НА ВОЗМОЖНОСТЬ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ

Недостаточно обоснованным следует считать мнение, что цементный камень имеет повышенную проницаемость вследствие захваченного им при затворении цемента воздуха. Практика показывает, что соединения труб и цементировочной головки герметичны. При затворении цемента захватывается ничтожное количество воздуха. Так, плотность (теоретическая) цементного раствора р_ц с водоцементным отношением 0,5 составляет 1,83 — 1,85 г/см³. При затворении чистого цемента (при том же водоцементном отношении) плотность раствора р_р, как правило, не падает ниже 1,81 —

1,80 г/см³ (за счет воздуха). Объем воздуха в растворе, приведенный к атмосферным условиям

П = 100 ^Рц
-р0 = 100²1 - ^ = 2,7 %.

рц 3 1,85⁷

Уже при 10 МПа этот объем воздуха уменьшится в 100 раз (pV = const). Естественно, что такое количество не оказывает существенного влияния на плотность цементного камня. Вместе с тем наличие некоторого объема воздуха, попавшего в буровой раствор, находящийся выше цементного раствора, может при определенном объеме создать видимость начала движения газа в затрубном пространстве, а иногда способствовать и снижению давления на пласты.

Однако для обеспечения последнего условия необходима существенная аэрация глинистого раствора, чего на практике обычно не происходит.

6.4.4. О СНИЖЕНИИ ДАВЛЕНИЯ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПРИ ПОСАДКЕ ВЕРХНЕЙ ЦЕМЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОБКИ НА СТОП-КОЛЬЦО

Применительно к цементированию скважины вопросы возможного понижения давления в заколонном пространстве при вхождении верхней цементировочной пробки в стоп-кольцо впервые были рассмотрены Р.И. Шищенко.

Согласно его расчетам, значения давления гидравлического удара в колонне при этом составляют 0,4 —0,6 МПа. В заколонном пространстве в то же время возникает гидравлический удар. Давление падает; абсолютное его значение меньше, чем значение повышения давления в колонне вследствие меньшей скорости в затрубном пространстве, меньшей жесткости стенок скважины, изменения профиля ствола и т.д.

Позже А.А. Мовсумовым был рассмотрен случай схождения пробки со стоп-кольцом при большой скорости движения цементного раствора в колонне и высказано предположение о более существенном падении давления в заколонном пространстве.

В.К. Коморин полагает, что в результате посадки верхней цементировочной пробки на стоп-кольцо в заколонном пространстве скважины давление понижается. Указанное может быть одной из причин поступления газа в скважину и привести к газопроявлениям. Экспериментальные работы не проводились, так как моделирование процесса вызывает существенные трудности.

Попытаемся оценить значения снижения давления и время воздействия его в затрубном пространстве в процессе схождения верхней цементировочной пробки со стоп-кольцом.

В рассматриваемом случае для определения понижения давления в затрубном пространстве воспользуемся формулой

Н.Е. Жуковского:

где Н — напор, возникающий в результате остановки потока жидкости, м; a — скорость распространения волны напора в жидкости, м/с; c₀, c₁ — соответственно начальная и конечная (составляющая) скорости течения, м/с; g — ускорение силы тяжести, м/с².

Для конкретных условий скважины уменьшение давления, возникающее при посадке пробки

Р = a_K пОУц р/lOgS* п, (6.11)

где a_{K п} — скорость распространения волны давления в цементном растворе в затрубном пространстве, м/с; Q — производительность агрегатов в момент посадки пробки, м³/с; у_{ц р} — плотность цементного раствора, г/см³; S_{K п} — площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м².

Если известна скорость движения цементного раствора в обсадных трубах с_{о т}, то формулу (6.11) можно записать так (В.И. Бондарев):

p = °_КпУ ц рС от^{/ 10}g—^тт. ⁽⁶.¹²⁾

1 - (d /D²)

Скорость распространения волны давления a_{K п} в заколон-ном пространстве можно определить по формуле

¹ (6.13)

^акп

1 ⁽¹ + И гп⁾² 1 1

цр

-А

^E гп (d ²/ D ²) ^E ц р

где и _{г п}, Е_{г п} — соответственно коэффициент Пуассона и модуль упругости горных пород, слагающих стенки скважины; Е_{ц р} — модуль упругости цементного раствора; Е_{о т} — модуль упругости материала обсадной трубы; d, D — соответственно наружный диаметр обсадных труб и диаметр скважины (долота); А — безразмерный коэффициент, учитывающий изменение размеров обсадной колонны при гидравлическом ударе,

_d2

г D ² - d ^{2 5} 1 + Km-

⁽¹ И от⁾ ₂ + ⁽¹ + И от⁾

А =-

d₀²

_d2

(d²/d2 - 1) (D²/d² - 1)

здесь К = у_{г р}/Y_{ц р}; m = а_о_т/a_{к п}; d₀ — внутренний диаметр обсадных труб.

Анализируя формулу (6.13), нетрудно установить, что a_{K п} принимает максимальное значение, когда

Jyцр,ц_гп,d/D - min;

I E , E , E , d/D - max.

I г п ' ц р ' о т ' 0

Если допустить, что обсадная колонна постоянного диаметра спущена в скважину, пробуренную долотами одного размера, то время действия первой фазы пониженного давления, подсчитанного по формулам (6.11) и (6.12), т = 2Lс_KB/а_к п, (6.14)

где L^ — глубина скважины или длина спущенной обсадной колонны.

Следует учитывать, что пользоваться этой формулой можно тогда, когда колонна спущена до забоя скважины. В противном случае в открытом стволе возникнут колебания давления, которые будут искажать картину; время действия пониженного давления при этом изменится.

То же произойдет и тогда, когда цементный раствор не будет поднят в затрубном пространстве до устья, если обсадная колонна составлена из труб различного диаметра, если ствол скважины ступенчатый или сложен из пород, значительно отличающихся своими упругими свойствами Е_{г п}. Во всех этих случаях приведенный выше способ оценки ожидаемых давлений не даст точных результатов. При необходимости следует прибегнуть к более подробным расчетам, где будут учтены все перечисленные выше факторы.

Из формулы (6.13) можно определить время понижения давления в течение первой фазы гидравлического удара. Во второй, третьей и последующих фазах пониженное давление будет возникать вновь, чередуясь с повышенным давлением. Значения этих колебаний можно определить путем соответствующих расчетов.

Итак, наибольшее понижение давления наступает при максимальной скорости волны давления. Но при этом время действия этого давления снижается. Так, если глубина скважины L = 1200 м, то при p_max = 4,8 МПа время действия фазы т = 2-1200/1080 = 2,2 с. При p_min = 0,3 МПа время действия фазы т = 2-1200/416 = 5,8 с.

Поэтому эффект действия пониженного (повышенного) давления на пласт может быть следовало бы оценить значением рт.

Для реального случая при L = 2000 м время действия фазы пониженного давления (1,02 МПа) т = 2-2000/816 = 4,9 с.

Бесспорно, за столь непродолжительное время понижение давления на 1,02 МПа в заколонном пространстве не сможет возбудить пласт и вызвать газопроявления.

6.4.5. РОЛЬ ДИФФУЗИИ В ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯХ, ВОЗНИКАЮЩИХ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Поступление газа в цементный раствор и камень иногда связывается с явлениями диффузии. Рассмотрим три случая диффузии газа.

1. Газ диффундирует из пласта в цементный раствор, контактирующий непосредственно с газовыми объектами.

2. Газ диффундирует в воду, находящуюся в цементном камне в результате ее избытка.

3. Газ диффундирует в глинистую корку (или буровой раствор), находящуюся между цементным раствором (или камнем) и породой. Этот случай рассматривался ранее.

Явление диффузии газа из пласта в скважину изучено недостаточно. Р.И. Шищенко показано, что скорости диффузии и количество диффундирующего газа в единицу времени в заглинизированной скважине весьма невелики и поэтому за короткое время процесса схватывания цементного раствора не могут быть причинами возникновения быстрых заколон-ных проявлений после цементирований. Кроме того, к концу цементирования пласт часто подвергается еще большему гидростатическому давлению за счет превышения удельного веса цементного раствора над глинистым (обратные случаи не рассматриваем).

С известными допущениями цементный раствор можно представить как пористую среду, заполненную водой. Однако если подходить строго к начальным условиям задачи, то следует отметить, что поры до известной степени заполнены водой, которая, являлась иммобилизованной, в большей степени абсорбирована поверхностью цементного камня. С течением времени твердения количество "свободной воды” несколько уменьшается.

С целью определения дальности и продолжительности диффузии газов в обводненные пески (скелет), взятые из района г. Люберцы, были поставлены специальные экспериментальные работы.

Такое решение задачи о проникновении газа в воду, находящуюся в пористой среде, весьма сложное.

Вычисления показывают, что из газового ("метанового”) пласта с давлением метана 10,0 МПа через поверхность объемом 1 см³ внутрь обводненного цементного камня (при D = = 3,3-10^-6 см²/с и в = 9-10^—3) за год может продиффундиро-вать всего несколько кубических сантиметров газа.

Весьма интересны расчеты по диффузии газа в законтурные обводненные песчаники, проведенные ВНИИГНИ. Расчеты проводились по формуле

(6.15)

где Q — полное количество газа, продиффундировавшего из залежи в обводненную породу через сечение площадью 21 см² за время t; С_к — приконтурная концентрация.

Из газовой залежи с давлением метана 10,0 МПа через поверхность площадью 1 см² за 1 млн. лет внутрь обводненного пласта (с приведенными выше значениями D и в (в действительности в и D имеют меньшие значения) может продиф-фундировать 10 тыс. см³ метана. При этом в обводненной породе на границе с залежью возникает концентрация этого газа, равная 0,9 см³ на 1 см³ породы.

При решении задачи принималось, что газоотводящая поверхность залежи плоская и вертикальная, а процесс горизонтального перемещения газов из залежи в обводненную зону — одномерная диффузия.

При этом предполагались однородность диффузионной среды и постоянство концентрации мигрирующего газа в залежи.

Диффузия более тяжелых газов будет проходить медленнее, так как коэффициент диффузии обратно пропорционален корням квадратным из плотностей газов.

Резюмируя сказанное, можно считать, что диффузия газа в содержащуюся в цементном камне воду чрезвычайно мала и не представляет никакой опасности с точки зрения газопроявлений.

6.4.6. СЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ

В литературе седиментационные процессы не

связываются с возможностью образования каналов в цементном растворе при его твердении в заколонном пространстве. Однако этот вопрос является предметом полемики.

Седиментационные процессы в цементном растворе и их влияние на возможность газопроявлений должны рассматриваться исходя из следующих условий:

возможности происхождения седиментационных процессов как таковых в конкретных реальных условиях проводки скважин;

понижения давления на пласт в процессе формирования цементного камня до значений ниже пластового;

возникновения и формирования каналов в заколонном пространстве (в предположении, что оно полностью заполнено цементным раствором).

Если седиментационные процессы могут проходить по глубине скважины, то возможно понижение давления на пласт до гидростатического в результате того, что активным составляющим в системе цемент — вода останется вода, а раствор "проницаем".

Опыты показывают, что чистый цементный раствор с водоцементным отношением 0,5, залитый в длинные стеклянные трубки (длиной до 2 м) диаметром 20—130 мм, твердеет без ярко выраженных седиментационных процессов. В верхней части наблюдается водоотстой цементного раствора.

Водоотстой цементного раствора определяется рядом факторов, главными из которых являются водоцементное отношение, природа цемента, его водоудерживающая способность, удельная поверхность.

При водоцементном отношении, равном 0,5, осаждения цемента в цементном растворе, залитом в стеклянные трубки различных диаметров и длины, практически не наблюдалось (цемент Новороссийского завода). Однако отмечено немало случаев значительной фазовой неустойчивости цементных растворов.

Весьма часто цементирование скважин осуществляется цементно-песчаными растворами, седиментация частиц которых выше.

Проведенные работы показали, что газопроявления не могут объясняться седиментационными процессами, так как они в тампонажных растворах практически весьма слабо проявляются вследствие возникновения структуры раствора, не способствуют образованию каналов и не являются причиной понижения противодавления на пласты, если используются цементы с высокой удельной поверхностью (типа новороссийского цемента). Однако цементы относительно более грубого помола приводят к возникновению каналов, частью значительных, которые могут быть причиной газовых перетоков и движения газа даже до устья скважины.

После окончания затворения возникает ранняя структура цементного раствора, имеющая незначительную прочность, что и является первым фактором, обусловливающим начало процесса образования каналов.

6.4.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА

При сплошном заполнении заколонного пространства с полным замещением бурового раствора цементным переток газа может происходить только через цементный камень, если проницаемость его высока и перепад давления достаточный.

Известно, что в результате действия различных температур и давлений при твердении цементного раствора проницаемость камня изменяется. Большое значение при этом имеют водоцементное отношение, количество и природа наполнителей и срок твердения камня (табл. 6.5).

На основании данных (см. табл. 6.5) построены зависимости проницаемости цементного камня от температуры, давления и срока твердения (рис. 6.27).

Из анализа данных следует, что с увеличением возраста наблюдается снижение проницаемости цементных образцов, твердевших при температуре 22 и 75 °С, причем темп снижения проницаемости у образцов, твердевших при 22 °С, больше, чем у образцов, твердевших при 75 °С.

С повышением температуры от 75 до 100 °С и с увеличением давления до 30,0 МПа проницаемость образцов несколько возрастает. К 4 — 7 сут проницаемость стабилизируется. Дальнейшее повышение температуры и давления приводит к интенсивному росту проницаемости. Так, при температуре 140 °С и давлении 40,0 МПа проницаемость цементного камня с увеличением срока твердения возрастала.

При температуре 200 °С и давлении 50,0 МПа проницаемость образцов из цементного камня оставалась приблизительно постоянной и равной 0,06 — 0,07 мкм² для конкретного цемента и различных сроков твердения.

Т а б л и ц а 6.5

Изменение проницаемости цементных образцов, твердевших при различных температурах t и давлениях р

Время твердения, ч		Проницаемость, 10		— 3 2 ³ мкм²
Время твердения, ч	t = 22 °С, р = 0,1 МПа	t = 75 °С, р = 0,1 МПа	t = 110 °С, р = 30,0 МПа	t = 140 °с, р = 40,0 МПа	t = 200 °С, р = 50,0 МПа
6			4,00	15,20	75,00
12	44,50	1,40	2,50	34,00	68,00
24	19,00	0,46	1,50	38,00	63,00
48	7,20	0,44	1,45	40,00	65,00
96	2,53	0,37	1,39	45,60	66,00
168	1,70	0,29	1,44	46,45	68,20

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Время, ч

Рис. 6.27. Изменение проницаемости цементных образцов при различных сроках и условиях твердения:

Номер кривой.... 1 2 3 4 5

t, °С..................................................22 75 110 140 200

р, МПа......................................0,1 0,1 30 40 50

« 70 §

* ^ § 60

ГГ)

2 50

| 40 1 30 i20 k и

Таким образом, при температуре до 100—110 °С порт-ландцементные растворы затвердевают в камень с низкой проницаемостью, что не может быть причиной перетока газа из одного объекта в другой.

При более высоких температурах (> 130 °С) и давлениях проницаемость портландцементного камня резко возрастает (0,03 — 0,08 мкм²). В последнем случае, если перепады давления достаточны, а расстояния между газовым объектом и горизонтами-резервуарами небольшие, вполне возможно начало развития движения газа. При установившемся движении размеры каналов увеличиваются.

На изменение проницаемости портландцементного камня существенное влияние оказывают водоцементное отношение, введение добавок и наполнителей.

В табл. 6.6 сведены данные о влиянии водоцементного отношения на проницаемость цементного камня, твердевшего при различных условиях.

Из данных следует, что через 2 сут твердения при температуре 130 °С и давлении 40,0 МПа проницаемость камня из новороссийского цемента (по воздуху) составляла всего

0,00225 мкм² (при водоцементном отношении 0,5); с увеличением температуры до 150 и 170 °С проницаемость увеличива-

Состав раствора, кг				Проницаемость, 10 ³			2 мкм²
Цемент	Песок	Вода	Т = 130 °С		Т = 150 °С		Т = 170 °С
Цемент	Песок	Вода	Время твердения, сут
			2	7	2	7	2	7
100	—	35	1,20	1,93	6,10	6,35	_—	7,70
100	—	45	2,20	2,55	12,80	14,6	21,6	21,6
100	—	50	2,25	3,13	25,5	24,2	32,3	37,0
100	33	50	—	—	—	—	—	3,75
100	50	50	—	—	—	—	—	1,87
100	—	55	3,50	5,95	29,3	32,1	41,7	41,4
100	100	55	—	—	—	—	—	1,40
100	—	60	4,35	9,48	56,3	—	51,4	69,5
100	—	70	6,22	12,7	78,4	64,0	79,5	86,3
100	—	80	10,7	22,2	86,0	92,4	100,6	83,2
100	-	90	20,3	—	98,40	145,6	158,9	158,2
П р и м е ч а н и е. Давление составляет 40 МПа.

ется до 0,06 — 0,08 мкм², что указывает на необходимость более тщательного контроля за удельным весом в случае использования чистых портландцементов для цементирования глубоких высокотемпературных скважин.

При более высокой температуре и содержании значительного количества воды в растворе (80 — 90 %) проницаемость камня достигала 0,10 — 0,15 мкм². Бесспорно, цементный камень с указанной проницаемостью не может быть тампоном. Газ по нему, как по каналу, может перемещаться в соседние горизонты.

6.4.8. ВЛИЯНИЕ ПЛАСТОВЫХ ВОД НА ВОЗМОЖНОСТЬ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ (КОРРОЗИЯ, СУФФОЗИЯ)

Плотный непроницаемый цементный камень, качества которого не снижаются под действием различных факторов (температуры, давления и т.д.), очень устойчив к агрессивным водам вследствие необъемного (поверхностного) разрушения и отсутствия суффозии, выщелачивания и т.д. Обсадные трубы, обычно корродируемые пластовыми водами, в таких случаях лучше сохраняются.

При определенных условиях проницаемость цементного камня является причиной обводнения скважин, перетока нефти и газа из продуктивных горизонтов. При установлении через него фильтрации вод или газа разрушение камня интенсифицируется.

Фильтрация 5%-ного водного раствора сернокислого натрия при температуре несколько более 100 °С не вызывала закупорку пор цементного камня. С увеличением времени прокачивания проницаемость камня повышалась. При низких температурах (22 °С) после возобновления прокачивания 5%-ного водного раствора сернокислого натрия через 24 ч количество фильтровавшейся жидкости снизилось от 24 до 3 см²/см² (перепад 2,5 МПа), что указывало на увеличение плотности портландцементного камня.

Твердение цементно-бентонитовых смесей состава 3:1 при температуре 60 °С способствует уменьшению проницаемости образцов в коррозионной среде (близкой по составу к пластовым водам) в течение 3 — 6 мес. Проницаемость образцов состава 2:1 увеличилась, а из шлаковых смесей при этом уменьшилась. Известь за весь срок твердения выщелачивалась незначительно (около 10 %) по сравнению с исходными концентрациями СаО в смесях.

При температуре порядка 130 °С и давлении 20,0 — 30,0 МПа проницаемость возрастает и достигает сотых значений квадратного микрометра, что бесспорно, может способствовать прохождению газа при соответствующих перепадах давления и высоте столба цементного раствора между продуктивным горизонтом и коллектором.

Однако времени на образование таких каналов (если они могут являться каналами для движения газа) требуется значительно больше, чем срок ожидания затвердевания цементного раствора в затрубном пространстве.

Цементно-бентонитовые смеси составов 3:1 и 2:1 в условиях длительного твердения при температуре 100 °С в коррозионной среде имеют проницаемость в пределах (1,5 — 2,3) 10^-3 мкм², водопроницаемость при перепаде давления

0,2 МПа равна нулю.

Цементно-песчаные смеси после твердения в условиях коррозионной среды при высоких температурах и давлениях показывают проницаемость, близкую к нулевому значению.

Резюмируя сказанное, можно сделать вывод, что проницаемость тампонажного камня не может быть причиной газопроявлений в процессе цементирования, ОЗЦ или сразу после него даже при ее увеличении вследствие воздействия коррозийных вод.

Контракция является функцией минералогического состава испытуемого цемента и водоцементного отношения.

Разряжение, возникающее на поверхности цементного камня, способствует всасыванию воды, нефти и газа.

В.В. Некрасов считает, что при подсчетах и оценке наблюдаемой контракции для большинства обычных портландце-ментов можно с достаточной степенью точности принимать расчетное значение контракции равным 7 — 9 мл, в среднем 8 мл на 100 г цемента; графики нарастания контракции, построенные по данным, полученным в процессе твердения портландцементов, показывают, что для цементов высших марок контракция к 28 сут при водоцементном отношении

0,5 достигает 50 — 65 % предельного значения и в дальнейшем ее нарастание существенно замедляется.

Пример. Определим количество поглощаемой воды столбом цементного кольца, ограниченного 146- и 273-мм обсадными колоннами. Площадь кольцевого пространства составит

0,785[(0,273 - 2-0,012)² - 0,146²] = 0,032 м².

Объем по длине 1 м равен 0,032 м³. В этом объеме содержится 1220-0,032 = = 39 кг цемента.

Для данного количества цемента в смеси контракция составит 39-0,08 = = 3,12 л. Соответственно для объема по длине 10 м она будет равна 31,2 л, для 100 м — 312 л и для 1000 м — 2120 л.

Подсчитанные значения контракции допускаются при полной гидратации цемента без учета скорости прохождения ее в зависимости от минералогического состава цемента и условий окружающей среды (температуры, давления, химического состава воды и пр.).

Проведенные исследования по определению количества поглощенной воды тампонажными смесями при значениях температуры от комнатной до 125 °С позволяют определить количество поглощенной воды объемами цементных растворов, заключенных в кольцевое пространство между трубами, диаметры которых указаны ниже.

Диаметр труб, мм 114; 168 168; 219 219; 273 146; 245 168 146; 273

Количество поглощаемой воды, м³... 0,007 0,008 0,011 0,022 0,027 0,032

Соотношение вяжущее: наполнитель принято 3:1 с целью возможности сопоставления влияния добавок-наполнителей на подсасывающую способность смесей.

Введение добавок-наполнителей в растворы (песок, бентонитовая глина) снижает контракционную (поглотительную) способность цементов.

При введении песка контракционный эффект снижается меньше, чем при добавке бентонитовой глины (с некоторым повышением водоцементного отношения). В равных объемах растворов соотношения 3:1 содержится различное количество цемента, наполнителя и воды.

Результаты экспериментальных работ показывают, что контракция тем больше для смесей, чем выше содержание цемента в смеси.

Изучение промысловых данных и результатов лабораторных исследований дает возможность сделать вывод о наличии в скважине глинистой корки и "языков" бурового (глинистого) раствора после окончания цементирования.

В практике работ предприятий капитального ремонта скважин наблюдается подъем цементного раствора, закачиваемого под давлением в заколонное пространство, где ранее произошел прорыв верхних вод на высоту до 150 — 200 м и более. Это указывает на то, что в зацементированном стволе скважины остаются каналы, заполненные буровым раство-!ом.

Эксперименты, проведенные в лабораторных условиях и на натурных скважинах, дают представление о характере формирования и структуры цементного камня. В частности, характерным было состояние цементного кольца под муфтой трубы, где скапливались корка и остатки бурового раствора, из-за которых цементный раствор в интервале, равном примерно половине длины муфты, обтекал трубу; толщина корки равнялась высоте выступа муфты над телом трубы. На всей поверхности контакта колонна — цемент обнаружены пленки и тонкие прослои начавшего загустевать бурового раствора. При эксцентричном расположении колонны в общей массе цементного кольца было обнаружено линзовидное включение рыхлой смеси цемента и бурового раствора. Поверхность стенок скважины была покрыта коркой раствора.

Наличие включений бурового раствора в заколонном пространстве после цементирования подтверждается теоретически и практически.

В условиях скважины наличие каверн и эксцентричное расположение колонны способствуют образованию застойных зон, заполненных буровым раствором.

В процессе бурения скважин в условиях газоводопроявле-ний иногда необходимо утяжелять буровые растворы до весьма высоких плотностей.

При равных объемах фильтрата при использовании утяжеленных растворов образуется более толстая корка, чем при использовании растворов нормальной плотности. Если породы высокопроницаемые, могут образоваться весьма толстые корки.

Изучение изменения влажности корок в зависимости от характера обрабатывающих реагентов показывает, что наименьшую влажность с наиболее интенсивным снижением ее во времени от 45 до 34 % имеет корка, сформированная из натурального бурового раствора без добавок реагентов. Влажность корки бурового раствора, обработанного углещелочным реагентом, сохраняется на протяжении всего времени фильтрования наибольшей (72-61 %), а влажность корки бурового раствора, обработанного сульфитно-целлюлозным экстрактом, находится в пределах 47-41 %.

Проанализируем кратко приведенные здесь данные о состоянии глинистых корок и свойствах растворов, остающихся перед цементированием.

Глинистые корки и буровой раствор остаются: на стенках скважин, стенках колонн, в застойных зонах (кавернах), под замками и муфтами и в виде языков и включений собственно в цементном растворе во время цементирования.

Цементный раствор, обладая свойством контракции, развивает в процессе твердения на своей поверхности вакуум.

Твердеющий цементный раствор засасывает воду из контактирующих с ним глинистых корок, отлагающихся на стенках скважины после цементирования, "языков" и включений, защемленных зон бурового раствора. Корка на контакте с цементным раствором обезвоживается, при этом образуется сеть каналов, по которым из пласта может двигаться газ. Обезвоживание корок и включений бурового раствора происходит во всех случаях, так как развитие контрактационного эффекта — непременное свойство вяжущих.

Вследствие обезвоживания "языков" бурового раствора и глинистой корки за счет процессов контракции возникают каналы, через которые после перфорации часто восстанавливается циркуляция бурового раствора.

На процесс гидратации цемента затрачивается больше времени, чем на образование каналов в глинистой корке, вследствие чего твердеющий цементный раствор будет продолжать поглощать воду. Эта вода (газ, нефть) поступает из водяного пласта (если он имеется) через каналы в глинистой корке.

Размеры каналов при прочих равных условиях зависят от количества твердеющей фазы в буровом растворе: чем ее меньше, тем больше возможность образования трещин.

1. Интенсивность поглощения воды (газа, нефти) цементными растворами зависит от контракционной активности вяжущих веществ. Одновременно создаются благоприятные условия для прохождения газа по образующимся каналам в обезвоживающейся корке.

2. При отсутствии глинистой прослойки и наличии сплошного качественного цементного кольца каналы не образуются.

На основании результатов экспериментальных работ, анализа промыслового материала и теоретического изучения можно представить следующую схему возникновения каналов в заколонном пространстве скважин и продвижения газа. Если в скважине после цементирования остался буровой раствор или глинистая корка в отличие от случая полного вытеснения бурового раствора, то сразу же при установлении контакта начинается обезвоживание бурового раствора или корки. Однако интенсивность их дегидратации неодинакова по глубине скважины и зависит в первую очередь от температуры окружающей среды. Практически скважина на момент окончания цементирования может быть разбита на три температурных интервала, протяженность каждого из которых составляет примерно ¹/₃ глубины. В нижней части скважины температура максимальная, в верхней — минимальная.

В нижней зоне вследствие более высоких температур твердение цементного раствора наступает быстрее, чем в верхних. При схватывании и твердении раствора на его поверхности развивается вакуум. Вода засасывается из бурового раствора (корки), контактирующего с цементным. Газ (или другой флюид), не встречая преграды, заполняет освободившийся объем с пониженным давлением и поднимается по образовавшейся щели вверх. Давление в канале может быть значительно ниже давления столба воды. При отсутствии водяных пластов оно всегда меньше гидростатического. К этому моменту начинается интенсивное обезвоживание глинистой корки (раствора) в верхних участках. Газ устремляется вверх. Давление газа равно или почти равно полному пластовому, однако он поднимается на значительную от пласта высоту. Если этого давления будет достаточно, чтобы начался перелив, то время обезвоживания верхних участков бурового раствора не играет никакой роли. Если давление ниже проти-376 водавления, то процесс движения газа и жидкости, находящейся в верхней части скважины, не начнется, пока газ не поднимется выше и не достигнет уровня неустойчивого равновесия. Начинается перелив жидкости из скважины с последующим нарастанием интенсивности работы газом (или другим пластовым флюидом).

Значительно проще и быстрее устанавливается перемещение флюидов между пластами с различными давлениями, особенно если расстояние между пластами невелико. Естественно, чем выше пластовое давление, тем быстрее газ прорвется к устью, однако он проникает и при низком пластовом давлении. При этом времени потребуется несколько больше.

Действие различных факторов (технико-технологических, геологических и др.) может интенсифицировать возникновение каналов в заколонном пространстве или, наоборот, не допустить их проявления.

Так, глинистая корка и языки бурового раствора существуют в скважине практически всегда. Однако газопроявления возникают далеко не во всех скважинах (о пластовых перетоках нет существенных оснований говорить в столь категоричной форме).

Препятствием для газопроявлений на устье являются небольшие участки контактирующего с породами и колонной цементного раствора (следовательно, удаление глинистой корки хотя бы на некоторых участках скважины необходимо), обвалы породы в местах обезвоживания глинистой корки в результате снятия давления на пласты и др.

Некоторые из ранее рассмотренных факторов могут в известной степени также тормозить или ускорять движение газа вверх к устью скважины в различные периоды ее строительства и эксплуатации; водоотстой цементного раствора, растрескивание камня при различных работах, возможная усадка или расширение, неравномерность схватывания цементного раствора по глубине скважины и др.

Для предупреждения возникновения каналов в оставшемся буровом растворе и корке их необходимо вытеснять из за-колонного пространства, обеспечивая контакт цементного раствора со стенками скважины и обсадной колонной. Следует понижать контракционный эффект цементов введением в них наполнителей.

6.5. ТРЕБОВАНИЯ К ТАМПОНАЖНЫМ СМЕСЯМ

Операции по изоляции зон негерметичности тампонажными смесями проводят через открытый конец бурильных труб или по стволу скважины. Если устье скважины оборудовано превентором или на бурильные трубы установлен пакер, то смесь задавливается в зону поглощения. Во всех случаях успех операции по изоляции в скважинах зависит как от свойств применяемой тампонажной смеси, так и от технологического процесса проведения операции.

Использование тампонажных смесей с высокими пластическими свойствами вызывает необходимость создания большого перепада давления на пласт. При этом смесь проникает в пласт в основном по каналам с большими эффективными сечениями, в то время как каналы с малыми сечениями оказываются не заполненными тампонажной смесью. Кроме того, в каналах с большими проходными сечениями предельное равновесие наступает при гораздо большей глубине проникновения, что приводит к образованию в пласте языков из затвердевшей смеси, т.е. неравномерному заполнению смесью приствольной зоны.

Для успешного проведения изоляционных работ следует использовать такие жидкости, которые обладают дополнительными сопротивлениями при движении в пористой среде и вязкость которых сильно увеличивается при высоких скоростях сдвига.

При движении вязкоупругих жидкостей в каналах с большим эффективным сечением сопротивление резко возрастает по степенному закону, что приводит к уменьшению глубины проникновения в эти каналы и более равномерному заполнению пор в приствольной зоне.

Повышение скорости закачки вязкоупругих жидкостей также дает положительные результаты, так как глубина их проникновения с ростом интенсивности закачки не может сильно увеличиваться вследствие роста вязкости по степенному закону. Последнее особенно важно, поскольку при движении структурированных вязкопластичных смесей, обладающих высокой тиксотропией, при больших скоростях продавливания разрушается их структура, что приводит к снижению вязкости.

Таким образом, одним из необходимых требований, предъявляемых к тампонажным смесям, используемым для

Аэрированные с помощью взрыва в тампонажной среде

Den. 6.28. ЁёапПёбёёабёу oaiiiia^iuo nianae аёу ё?1ёуоёё ?ii 11аё1иа1ёу

изоляции зон поглощения, являются вязкоупругие и дила-тантные свойства.

Вязкоупругие свойства тампонажным смесям можно придать не только путем ввода в них в небольших количествах некоторых макромолекулярных соединений. Обработка там-понажных смесей взрывом позволяет получить высокостойкие эмульсии, в которых "вмороженные" пузырьки газа продуктов взрыва обеспечивают вязкоупругие свойства обработанным смесям. При вводе в цемент алюминиевого порошка и при затворении смеси водой выделяется газ, при этом образуется цементогазовая смесь с высокими закупоривающими свойствами.

На рис. 6.28 приводится классификация тампонажных смесей, применяемых для изоляционных работ в скважинах.

Для выполнения технологических операций и обеспечения качественной изоляции зон поглощения промывочной жидкости к тампонажным смесям предъявляются следующие требования:

смесь должна обладать хорошей текучестью и сохранять это свойство в течение времени, необходимого для закачки и продавливания ее в зону изоляции; к моменту достижения поглощающих каналов изолируемого участка ствола скважины и движения по ним смесь должна обладать максимально большой прочностью;

сроки схватывания, а также изменения загустевания и пластической прочности смеси должны легко регулироваться, начало схватывания и загустевания смесей должно превышать время, необходимое для проведения операции по закачке ее в пласт, на 20 — 25 %;

смесь должна обеспечивать малые сопротивления при движении в затрубном пространстве и резкое увеличение сопротивлений при движении в поглощающем пласте;

смесь должна быть устойчивой к разбавлению пластовыми водами, иметь высокие значения структурно-механических свойств и плотность, близкую к плотности промывочной жидкости, находящейся в скважине;

смесь должна сохранять стабильность при температуре и давлении, существующих в скважине;

смесь должна обеспечивать надежность и долговечность перекрытия поглощающих каналов; прочность затвердевшего камня из тампонажной смеси должна быть достаточной, чтобы обеспечивать выполнение различных операций в скважине при дальнейшем ее углублении;

смесь должна быть нетоксичной и недефицитной.

ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫШЕ 9Я ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Вскрытие продуктивных пластов проводится дважды: первичное - в процессе бурения, вторичное - перфорацией после крепления скважины обсадной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах -одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания и получения притока пластового флюида.

В общем случае при вторичном вскрытии пластов перфорацией необходимо преодолеть слой скважинной жидкости (5-10 мм), стенку стальной трубы (6-12 мм), толщину цементного камня (в зависимости от фактического диаметра скважины 25-50 мм и более), а также толщину зоны призабойной закупорки коллектора, которая в зависимости от типа коллектора и влияния на него отрицательных факторов вскрытия бурением может находиться в пределах от 40-50 до 100-150 мм и более. Таким образом, главное предназначение процесса перфорации - преодолеть указанные препятствия и установить гидродинамическую связь со скважиной, а также обеспечить эффективность проведения различных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению проницаемости призабойной зоны. Для перфорации используют стреляющие и гидропескоструйные перфораторы. За последние годы находят все более широкое применение сверлильные перфораторы и различные прорезающие приспособления, позволяющие образовывать в обсадных колоннах и цементном камне разные щели. В практике находит применение химическое растворение алюминиевых или медных втулок, устанавливаемых в той части обсадной колонны, которая размещается в интервале залегания продуктивных отложений.

6.1. ПУЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Пулевые перфораторы представляют собой короткоствольные пушечные системы, в которых пули разгоняются по стволу за счет энергии расширения пороховых газов и, получив достаточную кинетическую энергию на выходе из нее, пробивают препятствие. В перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ, еще недавно применявшихся, оси стволов направлены перпендикулярно оси перфоратора, а следовательно, и скважины. В этих перфораторах длина ствола, в котором пули разгоняются под давлением пороховых газов, очень ограничена, поэтому кинетическая энергия пули на выходе из отверстия ствола недостаточна для получения в породе каналов большой длины. Новыми среди пулевых перфораторов являются перфораторы с вертикальнокриволинейными стволами типа ПВН, в которых пули разгоняются по стволам значительной длины, размещенным вдоль оси корпуса. При такой конструкции длина ствола увеличивается до 400-500 против 60-70 мм в перфораторах с горизонтальным размещением стволов, а скорость пули на выходе из дула достигает 900-1000 м/с. Поскольку масса пули в перфораторах типа ПВН в 4-5 раз выше массы пуль, применяемых в перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ, то кинетическая энергия, которую получает пуля на выходе из ствола, больше в 10 раз и достигает 4000 кН. Поэтому указанные перфораторы имеют пробивную способность, которую можно сравнить с пробивной способностью кумулятивных перфораторов такого же поперечного размера при отстрелах в породах средней прочности.

Для вторичного вскрытия применяются пулевые перфораторы залпового действия с вертикально-наклонными стволами ПВН90, ПВН90Т, ПВТ73, ПВК70 (диаметры 90, 73, 70 мм), которые могут спускаться в обсадную колонну с минимальным внутренним диаметром 117,5 и 98 мм. В перфораторах типа ПВН в двух взаимно перпендикулярных плоскостях попарно расположены четыре ствола. Для взаимного уравновешивания сил реакции парные стволы идут от общих пороховых камер навстречу друг другу.

Перфоратор ПВТ73 отличается двухствольной конструкцией, в которой пули разгоняются по противоположным направлениям. В одноканальном многосерийном перфораторе ПВК70 ствол проходит вдоль оси перфоратора и в нем используются пули с увеличенными диаметром и массой.

Длина канала, пробиваемого пулей в породе средней прочности, составляет 140 мм для ПВН90 и ПВН90Т, 180 мм для ПВТ73 и 200 мм для ПВК70. Учитывая, что пробивная способность пуль в значительно большей степени зависит от прочности породы, чем у кумулятивных струй, длина каналов в породах низкой и средней прочности, создаваемых пулевыми перфораторами, больше длины каналов, создаваемых кумулятивными перфораторами, а в породах выше средней прочности (50 Мпа) - наоборот, меньше. Поэтому целесообразнее применять пулевые перфораторы для вскрытия пластов, составленных слабосцементированными, непрочными породами. Кроме того, благодаря интенсивному трещинообразованию при вхождении в породу пули эффективность вскрытия будет во многом зависеть от количества и длины трещин. С этой точки зрения большее предпочтение пулевым перфораторам следует отдавать при вскрытии сыпучих пород. Поскольку воздействие пулевого перфоратора на обсадную колонну несколько больше кумулятивного корпусного, применение его нежелательно при качественном цементировании обсадной колонны, при наличии близких водоносных горизонтов. Следует также учесть, что продуктивность работ с пулевыми перфораторами несколько ниже, чем с кумулятивными, так как за один спуск они могут вскрыть лишь до 2-3 м пласта с плотностью до пяти отверстий на 1 м.

6.2. КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Механизм образования кумулятивной струи следующий. При взрыве вещества в виде цилиндрического заряда происходит почти мгновенное превращение его в газоподобные продукты, которые разлетаются во все стороны в направлениях, перпендикулярных поверхности заряда. Суть эффекта кумуляции в том, что газоподобные продукты детонации части заряда, называющиеся активной частью и движущиеся к оси заряда, концентрируются в мощный поток, который называется кумулятивной струей (рис. 6.1). Если углубление в заряде облицовано тонким слоем металла, то при детонации заряда вдоль ее оси образуется кумулятивная струя, состоящая не только из газоподобных продуктов, но и из размягченного металла, который выделяется из металлической облицовки. Имея очень высокую скорость в главной части (6-8 км/с), при ударе о твердую перепонку струя развивает такое давление, под воздействием которого наиболее прочные материалы разрушаются. Для большинства зарядов давление кумулятивной струи на перепонку составляет 20-30 ГПа, в то время как граница прочности горных пород в 400600 раз меньше.

По гидродинамической теории кумуляции (М. А. Лаврентьев и Г.И. Покровский) длина пробитого канала в перепонке 1_к не зависит от механической прочности материала перегородки, а определяется только соотношением плотностей материала струи р_с и перегородки р_п:

I _к = i_c, (6.1)

где 1_с - длина кумулятивной струи, для большинства зарядов равна длине образовавшегося кумулятивного углубления.

Н.Г. Григорян уточнил эту формулу и привел ее к виду

!_к = ic I*" , (6.2)

#Р п Р _nVc '

где а_д - динамическое значение прочности перепонки; v_с - скорость встречи струи с перепонкой.

Таким образом, длина канала в перегородке при проникновении в нее кумулятивной струи почти не зависит от прочности перегородки, благодаря чему кумулятивные перфораторы могут применяться для вскрытия пластов с наиболее прочными породами.

Формирование перфорационных каналов в пласте носит следующий характер. При разрушении металлической облицовки от детонации заряда в

Рис. 6.1. Схема распределения кумулятивной струи:

1 - заряд; 2 - продукты детонации; 3 - металлическая облицовка; 4, 5 - кумулятивная струя; 6 - порода

кумулятивную струю переходит лишь 10 % ее массы. Остальная ее часть формируется в стержне сигароподобной формы, который называется пестом и двигается со скоростью около 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем главная часть струи, пест может застрять в уже образовавшемся канале и частично или даже полностью закупорить его. Лабораторные эксперименты показывают, что около 15 % всех перфорационных каналов полностью закупорены застрявшим в обсадной колонне пестом. При проникновении струи в перепонку расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно больше диаметра собственно струи. Но за счет этих процессов происходит изменение структуры порового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. При этом в зависимости от свойств породы и условий в скважине в момент перфорации может иметь место как уплотнение породы вокруг канала, так и его разрыхление. Это объясняется тем, что после прохождения волны сжатия в породе происходит смыкание порового пузыря в образовавшемся перфорационном канале. Вследствие этого обратная волна (волна растяжения) может вызвать зону разрушения породы, которая значительно превышает первичный размер канала, если прочность породы на растяжение мала. Так, при отстрелах по слабосцементированным песчаникам при среднем диаметре отверстия в породе 10 мм зона разрушения породы может достигать 20-35 мм. В случаях, когда порода имеет большой предел прочности на растяжение, происходит уплотнение породы вокруг канала с той или иной степенью уменьшения прочности.

Хотя кумулятивная струя имеет высокую температуру (900-1000 °С) плавления горной породы не происходит из-за чрезвычайно короткого времени образования канала (менее 100 мкс). Поэтому стенки канала не имеют следов плавления.

Для образования кумулятивной струи при взрыве заряда необходимое условие - отсутствие в кумулятивной полости заряда любой жидкости, иначе от взрыва заряда вместо кумулятивного эффекта будет иметь место фугасное действие. Поэтому кумулятивные заряды перфораторов изолируют от скважинной жидкости путем размещения их в индивидуальные герметические оболочки (бескорпусные перфораторы) или в общие герметические корпусы (корпусные перфораторы).

Корпусные кумулятивные перфораторы обеспечивают наименьшее нежелательное воздействие на обсадную колонну и затрубное цементное кольцо, так как основную часть энергии взрыва заряда воспринимает на себя корпус перфоратора. При этом в зависимости от особенностей корпуса перфораторы делятся на корпусные многоразового (ПК) и корпусные одноразового (ПКО) использования. В перфораторах типа ПК корпус воспринимает не только гидростатическое давление, но и многократные взрывные нагрузки, поэтому толщина его должна быть больше, чем в перфораторах типа ПКО. Это приводит к тому, что при одних и тех же габаритах перфоратора в ПК масса заряда меньше, чем в ПКО. Из перфораторов типа ПК наиболее распространены перфораторы ПК105ДУ, ПК85ДУ, ПК95Н, а из перфораторов типа ПКО - перфораторы ПКО89, ПКО73.

Бескорпусные кумулятивные перфораторы с зарядами в индивидуальных оболочках позволяют значительно ускорять проведение прострелочно-взрывных работ, так как за один спуск перфоратора может быть вскрыто 30 м пласта. Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно выполнить вторичное вскрытие пластов, спуская их внутрь насоснокомпрессорных труб. Однако степень действия этих перфораторов на обсадную колонну и цементное кольцо значительно больше, чем при использовании корпусных перфораторов. Кроме того, после взрыва зарядов на забое остаются обломки от корпусов заряда и соединяющих деталей, которые позже могут привести к осложнениям при эксплуатации скважины.

Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на промыслах наиболее распространены перфораторы в стеклянных оболочках ПКС80, ПКС105, ПКС65, из разрушающихся - перфораторы с зарядами в вылитых алюминиевых оболочках КПРУ65, ПР54.

Размеры перфорационных каналов, которые образуются при отстр еле зарядов наиболее распространенных кумулятивных перфораторов в поверхностных условиях и при давлении 30 МПа по одинаковым целям с породой прочностью на одноосное давление 45 МПа, показаны на рис. 6.2.

В табл. 6.1-6.3 приведены классификация типов кумулятивных перфораторов, области применения стреляющих перфораторов и комплекс стр е-ляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов.

Рис. 6.2. Размеры перфорационных каналов при давлении атмосферном ( $) и 30 МПа ( •)

Класс	Тип	Марка	Особенности
Корпусные Бескорпусные	Многоразового использования Одноразового использования Частично самораз-рушающиеся	ПК	С зарядами в бумажных оболочках
		ПК-10x4	Четырехстороннего действия
		ПКДУ	С повышенной термобаростойкостью
		ПКН	С зарядами повышенной пробивной способности и проходимости в цинковых оболочках
		ПКО	Секционные с корпусной трубой
		ПКОТ	С опорными трубами и повышенной термобароустойчивостью
		ПКОС	С опорными втулками
		ПКН	Спускаются на НКТ
		ПНКТ ПКС	То же с повышенной термобаростойкостью С зарядами в стеклянных оболочках
	Ленточные	ПКС-Т	С зарядами в стеклянных упрочненных или стальных оболочках (с повышенной термобаростойкостью)
	Штанговые	ПРВ	Для водяных скважин большого диаметра
	Штанговые	ПРГ	То же для газовых скважин
	Полностью разрушающиеся нерас-крываемые	КПРУ	С зарядами в алюминиевых оболочках, усовершенствованные
	Полностью разрушающиеся нерас-крываемые	ПР	То же с вмонтированной системой детонации, спускаются через НКТ или бурильные трубы с минимальным внутренним диаметром 50-62 мм
	Полностью разрушающиеся раскрываемые	ПКР

Т а б л и ц а 6.2

Области применения стреляющих перфораторов

Класс	Тип	Шифр	Области и условия применения
Корпусные кумулятивные перфораторы	Многоразового использования	ПК, ПКДУ, ПКН, ПК-10x4	Вскрытие пластов: 1) сравнительно небольшой толщины на средних глубинах; 2) при угрозе недопустимого повреждения обсадной колонны и затрубного цементного камня; 3) когда нежелательно оставлять в скважине остатки от перфоратора и зарядного комплекта; 4) при высоких температурах и давлениях, при которых бескорпусные кумулятивные перфораторы не применяются
	Одноразового использования	ПКО ПКОТ, ПКОС	Вскрытие пластов: 1) при угрозе недопустимого повреждения обсадной колонны и затрубного цементного камня; 2) когда нежелательно оставлять в скважине остатки от перфоратора и зарядного комплекта; 3) при высоких температурах и давлениях, при которых бескорпусные кумулятивные перфораторы не применяются Вскрытие пластов большой толщины на средних глубинах Вскрытие пластов на больших глубинах при значительных давлениях
	Одноразового использования	ПКОС-38, ПКОС-48	Прострел бурильных, обсадных или насосно-компрессорных труб при необходимости восстановления цирку-ляции жидкости в скважине

Класс	Тип	Шифр	Области и условия применения
		ПНК, ПНКТ	Вскрытие пластов при созданной депрессии на пласт и герметизированном устье скважины (без применения кабеля и лубрикаторов)
	Многоразового использования с зарядами четырехстороннего действия	ПК103-10х4 ПК85х10х4	Прострел густой сетки отверстий в обсадной колонне при проведении изоляционных работ в скважине
Бескорпусные кумулятивные перфораторы	Частично разрушающиеся: ленточные штанговые	, н 0°6(Ц[_ ПППП	Вскрытие пластов: 1) мощных, когда допускаются деформации (без разрушения) обсадной колонны и затрубного цементного камня; 2) под колонной НКТ или п р и герметизированном устье скважины (с лубрикатором); 3) при искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб; 4) с низкими температурами и давлениями
	С поднимающимся каркасом	ПКС, ПКС-Т	Вскрытие пластов: 1) мощных; 2) когда нежелательно оставлять в скважине стекла оболочек, зарядов и другие детали перфораторов
	Полностью разрушающиеся: нераскрывающиеся раскрывающиеся		Вскрытие пластов: 1) мощных, когда допускаются деформации (без разрушения обсадной колонны и затрубного цементного камня; 2) под колонной НКТ или п р и герметизированном устье скважины (с лубрикатором); 3) при искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб; 4) с низкими температурами и давлениями
		КПРУ, ПР ПКР	Прострел бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб с целью восстановления циркуляции жидкости в скважине
Пулевые перфораторы	С вертикальнокриволинейными стволами	ПВН, ПВК, ПВТ	Вскрытие пластов: 1) представленных малопроницаемыми породами ниже средней прочности; 2) с сильно загрязненной призабойной зоной
	С горизонтальных размещением стволов	ППБ <сс	Вскрытие пластов: 1) представленных слабосцементироанными песчанками, через одну колонну труб при нормальной толщине затрубного цементного камня (при отсутствии заполненных цементом каверн); 2) вскрытие после прострела стенок скважины кумулятивными перфораторами пластов, представленных породами средней твердости, особенно перед ГРП, солянокислотной обработкой, так как дополнительная стрельба пулями может привести к образованию в породе трещин, которые объединят каналы, созданные пулями и кумулятивными струями
Торпедные перфораторы	С горизонтальным размещением стволов залпового действия	ТПК, ТПМ	Вскрытие пластов, составленных малопроницаемыми породами средней прочности, в которых целесообразно создать каверны и трещины с целью повышения проницаемости прискважинной зоны пласта

Т а б л и ц а 6.3

Основные технические характеристики стреляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов

Кумулятивные перфораторы

Пулевые

перфо

раторы

ПВКТ70,

ПВТ73

Корпусные

Бескорпусные

ПК85ДУ,

ПК105ДУ

Параметры

ПК80Н,

ПК95Н

ПНКТ73

ПНКТ89

ПК073,

ПК098

ПК0Т73,

ПК0Т879

ПКСУЛ80,

ПКСУЛ80-1,

ПКС105У

ПР43,

ПР54

КПРУ65

45(сталь Е”) 70 180; 200 20(ЗПК073) 10ОПК073Е) 20(ЗПК089) 10(ЗПК089Е) 96 118

50; 80

100; 150 10 10

Максимальное давление, МПа Максимальная температура, °С Минимальное гидростатическое

давление в скважине, МПа

80 180; 200

120

200

100

170

120 (сталь Е”) 180; 200 40 50

100

200

гидростатическое

150

Минимальный внутренний метр обсадной колонны

118

диа-Сили пер -

НКТ) для малогабаритных фораторов, мм Число труб в интервале пер -форации Репрессия (“+”)

Депрессия (“-”)

Максимальное число зарядов, отстреливаемых на спуск

1 -3

1 -3 + 250*

1-3

60(100 °с)

20(100 °С)* 45(100 °С)* 15(100 °С)

1 -3 +

40(100 ‘ 20(100 ‘

1-3

1 00^*

1-2

300

1-3

1-2

1 -2 + 100

30(Т 100 15(Т 100 10

Максимальная спуск, отверстие/

1 65 1 65 275

плотность

за

6(ЗПК089) '10(ЗПК0089Е) 155 250

Полная длина” канала в комбинированной мишени при твердости породы (не менее) 700 МПа, мм

145

185

255

155

250

155

250

120

150

200

мм (не породы

Средний диаметр канала, менее), при твердости 700 МПа

‘Максимальное число зарядов, отстреливаемых за спуск, для перфораторов типа ПКСУЛ, ПКС, ПНКТ, ПК0 и ПК0Т должно устанавливаться в зависимости от геолого-технических условий в скважине, состояния колонны и цементного камня, качества корпусов и средств взрывания. При минимально допустимых зазорах между перфоратором и обсадной колонной и (или) низком качестве корпусов и средств взрывания максимальное число одновременно отстреливаемых зарядов должно быть уменьшено и устанавливается в каждом конкретном случае.

‘‘Комбинированная мишень состоит из стальной (ст. 3) пластины толщиной 10 мм, цементного камня толщиной 20 мм и искусственного песчаника с твердостью по штампу не менее 700 МПа.

Эта перфорация является сегодня наиболее прогрессивным способом вторичного вскрытия пласта, так как в момент создания перфорационных каналов под воздействием больших градиентов давлений возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, вследствие чего происходит самоочищение перфорационных каналов и породы в призабойной зоне. Одновременно процесс вторичного вскрытия пластов совмещается с процессом вызова притока нефти или газа. Эта перфорация сегодня совершается по двум вариантам.

По первому варианту применяют перфораторы типа КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье монтируют фонтанную арматуру. На месте буферного патрубка устанавливается лубрикатор - устройство, позволяющее спускать и поднимать в работающей скважине любые приборы при наличии давления на устье.

Снижением уровня раствора в скважине, заменой на более легкий раствор, полным удалением раствора из скважины и заполнением ее воздухом, природным газом или азотом создается необходимый перепад между пластовым и забойным давлениями. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число кумулятивных зарядов перфораторов, спускаемых одновременно, не должно превышать 150-300) на каротажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с установкой его напротив интервала, который надо перфорировать (рис. 6.3). После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же себя проявлять и происходит интенсивный процесс очищения перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродуктивных нефтяных и особенно в газовых добывающих скважинах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом происходит интенсивный рост давления на устье. Конструкция лубрикатора позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости можно опять спустить его в скважину для дострела необходимого интервала.

При использовании малогабаритных перфораторов кумулятивной струе приходится преодолеть большое расстояние до удара с перегородкой - обсадной колонной (табл. 6.4), причем известно, что длина канала зависит и от толщины слоя жидкости (рис. 6.4). Поэтому наибольший эффект получают от применения таких перфораторов в газовой среде.

Так, на месторождениях Северного Кавказа вследствие вскрытия при депрессии в газовой среде перфораторами ПР54 обеспечивается увеличение дебитов скважин в 2-3 раза и сокращение времени освоения скважин в среднем на 8 сут по сравнению с вскрытием пластов при репрессии даже намного более мощными перфораторами типа ПК и ПКО.

Аналогичные результаты с использованием перфораторов типа ПР получены на Украине.

Недостатком разрушающихся перфораторов яв-

Рис. 6.3. Схема спуска в скважину малогабаритного перфоратора:

1 - лубрикатор; 2 - крестовина; 3 - обсадная колонна; 4 -НКТ; 5 - кабель; 6 - перфоратор

Рис. 6.4. Зависимость длины кабеля /_к от Рис. 6.5. Схема выполнения работ перфора-

толщины слоя жидкости Ь_р: тором, спускаемым по трубам (типа ПНК):

1 - в воде; 2 - в газовой среде 1 - резиновый шар; 2 - циркуляционный

клапан; 3 - ударно-накольный механизм; 4 - приспособление инициирования зарядов; 5 - перфоратор

ляется то, что они засоряют забой стеклами оболочек заряда обойм, плотность которых (пластмассовых - 1400 кг/м³, алюминиевых - 2700 кг/м³) сравнима с плотностью утяжеленных буровых растворов, с использованием которых иногда выполняется вскрытие. Это приводит к тому, что они могут остаться в зоне перфорации, создать пробку в НКТ или забить устьевой штуцер. Так, только 1 м перфорации приводит к тому, что обсадная колонна с внутренним диаметром 125 мм заполняется стеклами на высоту 120-140 мм. Поэтому необходимо иметь зумпф в скважине или специально удалять из скважин продукты разрушения перфораторов.

По второму варианту перфорации используются перфораторы, спускаемые в скважину на НКТ. Это корпусные перфораторы одноразового действия типа ПКО, срабатывающие от механизма ударного действия при нажиме на него резинового шара, вбрасываемого в колонну труб с поверхности и даль-

Т а б л и ц а 6.4

Минимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны

Тип перфоратора	Диаметр или поперечный габарит перфоратора, мм	Плотность жидкости в скважине, кг/ м³	Минимальные зазоры, мм
ПК	800-105	<1300	13
		1300-1500	15
ПКО, ПКОТ	73-89	<1500>1500	22
		1500/23	23
			25
ПО	43-54	<1000	7-8
КПРУ	65	>1000	11
ПВКТ, ПВТ	70-73	800-2300	23

ше движущегося вниз под воздействием потока жидкости. Такие перфораторы имеют шифр ПНКТ89 и ПНКТ73. Эти перфораторы снабжены приспособлениями для передачи детонации от секции к секции, что позволяет соединять их друг с другом для одновременного вскрытия пласта толщиной 50 м и более. После срабатывания перфоратора и создания гидродинамической связи пласта и скважины отстрелянный корпус перфоратора остается в скважине, если она работает фонтанным способом. Схема проведения работ таким перфоратором изображена на рис. 6.5.

Таким образом, перфорация совершается в следующем порядке. В скважину, заполненную промывочной жидкостью, спускают колонну НКТ, в нижней части которой напротив продуктивной части пласта размещен перфоратор ПНКТ.

Устье скважины оборудуют фонтанной арматурой на необходимое давление. Путем удаления части жидкости из скважины или заменой ее на более легкую создают заранее выбранную депрессию на пласт, при этом давление на забое должно быть не менее 5 МПа. Через устьевую задвижку внутрь НКТ бросают резиновый шар, который потоком жидкости, подаваемой в трубы, двигается в НКТ до механизма ударно-накольного действия, от которого срабатывает приспособление инициации зарядов. После перфорации нефть или газ из пласта поступает в колонну НКТ через отверстия в корпусе ПНКТ, образовавшиеся после срабатывания зарядов, или через специальные циркуляционные окна, размещенные выше перфоратора.

Таким образом, эти перфораторы являются единственными, для спуска которых в скважину не используется кабель. Их целесообразно применять в скважинах с большим углом наклона ствола, где спуск перфоратора на кабеле затрудняется. В частности, в горизонтальных скважинах это один из наиболее реальных и эффективных методов перфорации.

Указанные перфораторы очень эффективны и в том случае, когда надо выполнить вторичное вскрытие в условиях многоколонных конструкций, где требуется повышенная пробивная способность зарядов.

На Украине имеется большой опыт использования этих перфораторов. Так, на скв. 13р Новомыколаевка с песчаника на глубине 2751-2746 м после его вскрытия перфоратором ПКС105 при репрессии в среде обычного бурового раствора не был получен приток из пласта. После перфорации при помощи ПНКТ89 при депрессии получен фонтанный дебит газа 95 тыс. м³/сут.

В скв. 117 Уренгойская (Тюменская область) из пласта сеноманского яруса, перекрытого двумя колоннами, получен приток газа около 1,5 млн. м³/сут после перфорации при помощи ПНКТ при депрессии, в то время как при использовании других перфораторов установить связь пласта со скважиной не удавалось. На скв. 749 и 903 (Западная Туркмения) после проведения перфорации ПНКТ коэффициенты продуктивности скважин оказались в 2 раза больше, чем в аналогичных скв. 190, 191 и 192, которые вскрывались с применением серийной технологии перфораторами типа ПКО. Перфораторы ПНКТ рекомендуются для вскрытия части пласта любого размера, независимо от искривления скважин, качества цементной оболочки и аномальности пластового давления. Запрещается применять перфораторы типа ПНКТ в следующих случаях:

если после перфорации необходимо спускать в скважину глубинные приборы через НКТ в интервал перфорации;

если в процессе вызова притока ожидается вынос песка из пласта или больших объемов твердой фазы;

при вскрытии пластов, вмещающих в себя нефть с агрессивными компонентами (углекислый газ, сероводород).

Перфораторы типа ПР и КПРУ нецелесообразно применять в следующих случаях:

при вскрытии приконтактных зон (газонефтяных, водонефтяных);

при наличии двух колонн в интервале перфорации;

при заполнении интервала перфорации буровым раствором с твердой фазой;

при вскрытии пластов, вмещающих вместе с нефтью агрессивные компоненты (углекислый газ, сероводород).

6.4. ПЕРФОРАЦИЯ ПРИ РЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

При репрессии следует вскрывать объект, пластовое давление в котором равно гидростатическому или выше него независимо от местонахождения интервала перфорации, в том числе и в приконтактных зонах (ВНК, ГНК), а также при наличии в нефти агрессивных компонентов.

При вскрытии пластов под репрессией необходимо обеспечить безопасность проведения работ и предупреждение проникновения жидкостей из скважины в пласт. Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющего скважину, должно превышать пластовое на следующую величину:

10-15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

5-10 % для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от 1200 до 2500), но не более 2,5 МПа;

4-7 % для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.

Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Устье скважины оборудуют противовыбросовым оборудованием.

Т а б л и ц а 6.5

	Проницае	Плотность перфорации, отверстие на 1 м
Породы	мость, мкм²	при депрессии	при репресии
Слабоуплотненные песчано-алевроли-	0,1	6	12
товые породы с глинистым цементом	0,1	10-12	12-18
	0,001	18-20	18-20
Уплотненные песчано-алевролитовые породы с кварцевым и карбонатноглинистым цементом	0,001	18-20	20-24
Карбонатные породы, аргиллиты и другие, в которых отсутствует трещиноватость	0,01	18-20	18-20
Сильно уплотненные песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, мергели, другие породы с развитой трещиноватостью	0,01	20-24	20-24
Тонкослоистые	-	20	20-24

Перфорацию следует проводить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал. В зонах ВНК и ГНК перфорацию разрешается выполнять только раз. Оптимальная плотность перфорации должна обеспечивать максимально возможную гидростатическую связь скважины с продуктивным пластом, а также сохранение обсадной колонны и цементного кольца за пределами зоны перфорации.

Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационноемкостными свойствами пласта, его однородностью и прочностью, расстоянием от ВНК и ГНК, а также способом перфорации.

Рекомендуемая плотность перфорации зарядами ЗПК105, ЗПКС80 приведена в табл. 6.5.

При использовании перфораторов с повышенной пробивной способностью, соответствующих ПКО-89, плотность перфорации может быть уменьшена на 50 %.

6.5. ВЫБОР ТИПОРАЗМЕРА ПЕРФОРАТОРА

Типоразмер перфоратора выбирают на основании ведомостей о состоянии цементной оболочки эксплуатационной колонны, обсадных труб, свойств жидкостей, заполняющих скважину, наличии препятствий в трубах, положении ВНК и ГНК относительно объекта, который предполагается перфорировать, количестве колонн, перекрывающих пласт, термобарических условиях в скважине и толщине пласта.

Сначала выбирают группу перфораторов, которая может быть применена в данных термобарических условиях в скважинах (см. табл. 6.2, 6.3). Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, которые не рекомендуют по следующим причинам:

неудовлетворительного состояния цементной оболочки, близкого размещения ВНК или ГНК;

недостаточных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных труб (см. табл. 6.4);

большого угла наклона скважины (все перфораторы, спускаемые на кабеле, имеют малую проходимость при значении угла искривления скважины больше 0,7 рад);

содержания в пластовом флюиде агрессивных компонентов (углекислого газа, сероводорода);

необходимости спуска глубинных приборов в интервал перфорации без поднятия НКТ после проведения прострелочно-взрывных работ;

возможности выноса из пласта больших количеств песка, твердой фазы бурового раствора.

Из оставленных перфораторов выбирают наиболее продуктивные и с большой пробивной способностью с учетом следующих особенностей:

в случае неудовлетворительного состояния цементной оболочки и при вскрытии приконтактных зон могут быть использованы корпусные перфораторы типа ПНКТ, ПК, ПКО, ПКОТ (см. табл. 6.3);

при вскрытии пластов, насыщенных агрессивными флюидами, перфорация обыкновенными перфораторами может выполняться только при репрессии;

для некоторых перфораторов существует минимальное значение гидростатического давления, начиная с которого они могут применяться;

пулевые перфораторы с вертикально-криволинейным стволом ПВКТ70, ПВТ73 образуют повышенный диаметр канала, вследствие чего улучшается вскрытие в коллекторах, представленных чередованием плотных пород;

•ескорпусные перфораторы (ПКС) обеспечивают высокую продуктивность и могут применяться в случаях, когда требуется полное сохранение колонн и цементной оболочки за пределами интервала перфорации;

нефтеносные, продуктивные пласты, отдаленные от водоносных и газоносных пластов и от ВНК и ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не •олее 12 отверстий на 1 м.

Особенности применения перфораторов типа ПНК и ПР изложены выше.

6.6. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН

Кольматация перфорационных каналов значительно влияет на гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Однако сегодня на месторождениях в странах СНГ более 90 % объема работ по вторичному вскрытию пластов проводится кумулятивной перфорацией в условиях превышения давления на забое скважины над пластовым. При этом по ныне действующим техническим правилам ведения буровых работ перед перфорацией требуется заполнять эксплуатационную колонну таким буровым раствором, который применялся при первичном вскрытии пластов, что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пластов. За рубежом давно уже отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные растворы (СР) без твердой фазы или жидкости, вмещающие в себя кислоторастворимые наполнители.

Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфорации в наше время прошла три этапа развития.

На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные исследований однозначно свидетельствуют, что в э тих условиях имеет место кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, вследствие чего их пропускная способность уменьшается в 2 раза и более. Однако такая технология сегодня применяется на большинстве месторождений, чем наносится значительный ущерб народному хозяйству.

Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных растворов без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение нашли водные растворы солей, полимерные соляные растворы на углеводородной основе (РУО) и некоторые другие.

При использовании СР при вторичном вскрытии пластов получают более позитивный результат по сравнению с перфорацией в среде глинистого раствора. Однако при этом не исключается кольматация пласта взвешенными частицами, которые попадают в СР во время его приготовления, транспортирования и закачивания в скважину.

Основные источники загрязнения СР при закачке их в скважину - остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы. Значительное количество нерастворенных твердых частиц находится в технической воде и солях, которые используются для приготовления СР. В частности, концентрация взвешенных частиц в воде поверхностных источников, используемых на нефтепромыслах, колеблется от 50 мг/л (маломутные воды) до 250 мг/л и более (мутные). Как показали анализы проб, концентрация твердых частиц в СР после заполнения в скважину достигает 1000-2000 мг/л. При таком загрязнении СР добиться положительного эффекта при вскрытии пласта невозможно. Об этом наглядно свидетельствуют данные зарубежных исследований (рис. 6.6), по которым видно, что при концентрации твердых частиц в СР, составляющей 485 мг/л, резко ухудшаются коллекторские свойства пород.

Поэтому дальнейшее усовершенствование технологии вторичного вскрытия пластов требует решения вопросов глубокой очистки СР от взвешенных частиц. Это является третьим этапом технологии вторичного вскрытия пластов. Суть такой технологии - введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц. Это предусматривает замену бурового раствора в скважине на СР в несколько этапов:

замену бурового раствора водой в эксплуатационной колонне; отмывку ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ (ПАВ) по закрытому циклу: емкость - насос - фильтр; для удаления вымытых твердых частиц: скважина - емкость;

замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.

Для изъятия из воды вымытых твердых частиц и очищения СР используются фильтры разных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненных кварцевым песком, и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц до 2 мг/л, хотя практика подтверждает, что фильтрование снижает эту концентрацию только до 10 мг/л.

Продолжительность работ по очистке скважины СР может составлять 10 сут в зависимости от объема фильтрующих жидкостей и пропускной способности фильтров. За рубежом такая технология считается экономически целесообразной.

В нашей практике такие работы не проводятся.

Рис. 6.6. Зависимость ухудшения проницаемости от концентрации в специальных жидкостях твердых частиц.

Шифр кривых - концентрация, мг/л

Не менее важен выбор типа СР для конкретных горнотехнических условий. В связи с тем, что под воздействием избыточного давления происходит фильтрация перфорационной среды из скважины в пласт, его проницаемость может значительно ухудшиться вследствие вторичного изменения коллекторских свойств в зоне проникновения фильтрата СР.

По степени заполнения эксплуатационной колонны технологией предусмотрено заполнение скважины СР полностью (для этого приготовляют 5060 м³ перфорационной среды для 1 скважино-операции) или заполнение СР только зоны перфорации. Конечно, более экономичным кажется второй вариант, в котором для создания необходимой репрессии на вскрываемый продуктивный пласт верхняя часть эксплуатационной колонны заполняется буровым раствором соответствующей плотности, а только нижняя часть -СР.

Однако при порционном заполнении СР загрязняется и смешивается с буровым раствором, которым заполнена скважина. Это сводит на нет целесообразность применения СР, если не использовать буферные разделители, которые предупреждают смешение в скважине перфорационной среды и бурового раствора при многоразовых спусках перфораторов, геофизических приборов, обеспечивают свободный проход всех приборов к забою, при контакте с СР не ухудшают ее свойств вследствие загрязнения собственными компонентами.

При выборе типа СР для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, регламентирующими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия. При этом необходимо учитывать и свойства фильтрата, который проник в пласт во время первичного вскрытия. Последнее условие в наше время практически не учитывается. Так, иногда промыслово-геологические службы рекомендуют применять растворы на углеводородной основе, в то время как при первичном вскрытии используют буровые растворы на водной основе. Для оценки взаимодействия СР с коллекторами на основании моделирования поэтапного воздействия на коллектор фильтрата бурового раствора при первичном вскрытии, тампонажного раствора при цементировании и перфорационной жидкости при вторичном вскрытии О. Бачериковым разработана методика, оценивающая также и вытеснение этих фильтратов в обратном порядке при вызове притока. По критерию оценки взят коэффициент восстановления проницаемости, который определяется как отношение проницаемости керна после обработки технологическими жидкостями k₁ к его первичной проницаемости k₀:

в = k / k0.

Опыты проводились с использованием природных кернов длиной 5 см проницаемостью 0,1-0,3 мкм², которые после экстрагирования последовательно насыщались моделью нефти (80 %) и пластовой водой (20 %). Результаты этих опытов показали, что эффективность применения СР в значительной степени зависит от условий первичного вскрытия пластов (табл. 6.6). Если при разбуривании пласта использовался раствор на водной основе, то применение в качестве перфорационной среды раствора CaCl₂ обеспечивает коэффициент в = 0,58, в то время как применение инвертно-эмульсионного раствора (ИЭР) позволяет получить в = = 0,34.

Состав фильтрата, попадающего в керн		Температура проведения опытов, °С	в
при первичном вскрытии	при вторичном вскрытии	Температура проведения опытов, °С	в
	С учетом условий первичного вскрытия
0,3 %-ный вод	20 %-ный водный рас	20	0,62
ный раствор	твор CaCl₂. Фильтрат	80	0,58
КМЦ	ИЭП	20	0,39
		80	0,34
0,4 %-ный рас	20 %-ный раствор	20	0,48
твор эмультала	CaCl₂. Фильтрат	80	0,44
в дизельном	ИЭП	20	0,78
топливе		80	0,73
	Без учета первичного вскрытия
-	20 %-ный раствор	20	0,72
	CaCl₂. Фильтрат	20	0,9
	ИЭП

Причина низкой эффективности применения РУО в том, что при использовании противоположных по природе смачивания бурового раствора на водной основе и перфорационной жидкости на нефтяной основе в коллекторе появляется новая зона углеводородного контакта, созданная фильтратами этих систем. При этом создается благоприятная среда для образования в призабойной зоне пласта (ПЗП) вязких водонефтяных эмульсий и для блокирования части поровых каналов водным фильтратом. Кроме того, при указанном соединении СР и бурового раствора в зоне их контакта происходит двухфазная фильтрация, о чем свидетельствует образование второго максимума на графике функции Др_т/Др₀ (рис. 6.7, кривая 1). Как видно из графика, максимальное значение функции Др_т/Др₀ в 2,4 раза больше, чем в случае использования в качестве СР соляного раствора (рис. 6.7, кривая 3). Отмеченное снижение фазовой проницаемости затрудняет очистку ПЗП, требует создания повышенной депрессии для вызова притока, что приводит к увеличению времени освоения и уменьшает дебит скважины.

Если при первичном вскрытии пластов применяли РУО, то аналогичные системы стоит использовать и в качестве перфорационной среды. Применение в этих случаях водных СР приводит к увеличению перепадов давления при вытеснении фильтратов из коллектора и значительному снижению его нефтепроницаемости (рис. 6,7, кривые 2, 4).

В наше время в большинстве нефтепромысловых районов России и стран СНГ при разбуривании пластов используются растворы на водной основе. Поэтому исследовались различные типы СР: разные солевые растворы, полимерные солевые растворы без твердой фазы, а также ИЭР. Исследования показали, что водные растворы солей NaCl, KCl, CaCl₂ характеризуются коэффициентом восстановления проницаемости в = 0,54+0,61. Полимерные растворы с содержанием 0,3-0,5 % полиакриламида (ПАА) и 20 % CaCl₂ характеризуются коэффициентом в = 0,39+0,46. Причинами тому являются проникновение макромолекул полимера в коллектор и адсорбция их на поверхности фильтрационных каналов. Наиболее низкие значения в = = 0,31+0,35 получены при использовании ИЭР (32,5 % дизельного топлива + + 1,5 % эмультала + 6 % СМАД + 60 % воды).

^Ap_t^/Ap„

^АРт^/АР„

О 10 20 30 40 50 60 V.JV_U

Рис. 6.8. Характер изменения Ар_т/Ар₀ при использовании солевых растворов:

1 - 10 %-ный раствор KCl; 2 - 0,3 %-ный раствор ПАВ + 20 %-ный раствор СаС1₂; 3 -ИЭР

Применяемые в процессе испытаний СР существенно отличаются и по легкости вытеснения фильтратов из коллектора. Максимальные значения Ар _т/Ар ₀ при использовании солевых и полимерных растворов значительно меньше, чем в случаях ИЭР (рис. 6.8), т.е. удаление фильтрата из ПЗП происходит при более высокой депрессии.

О 10 20 30 40 50 60 VJV_r

Рис. 6.7. Характер изменения Ар_т/Ар₀ при двухфазной фильтрации в пласт

Таким образом, при всех остальных условиях минимальное загря знение коллектора достигается в случае использования при первичном вскрытии и перфорации растворов с аналогичной природой смачивания. Сопоставление эффективности применения различных ёР на водной основе при перфорации показывает, что полимерные растворы уступают чистым соляным растворам как по степени вытеснения фильтратов, так и по значению коэффициента р.

Таким образом, к наиболее перспективным СР в условиях первичного вскрытия пластов с использованием водных растворов следует отнести различные по плотности растворы солей Na+, K+ и Ca²⁺. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1400 кг/м³ следует использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелого СР - бромид кальция.

6.7. БУФЕРНЫЕ РАЗДЕЛИТЕЛИ

При порционном заполнении зоны перфорации СР важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СР. Этот буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и во время следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инверт-

Номер	Буферная жидкость			Контролируемые показатели свойств
рецеп туры	Компонент	Объемная доля, %	Плотность, кг/м³	У словная вязкость, с	Статическое напряжение сдвига через 1/10 мин, дПа	Напряжение электропробоя, В	Максимальная температура на применение, ‘С
1	Дизельное топливо Эмультал Пресная вода	28-28 2 60-70	920-940	100-150	15-35/ 20-55	140-180	90
2	Дизельное топливо Эмультал Водный раствор CaCl₂*	28-38 2 60-70	960-1200	120-180	15-40/ 25-70	1 50-200	90
3	Сырая нефть Эмультал Водный раствор CaCl₂*	38 2 60	960-1160	130-135	18-20/ 30-35	1 80-250	90
4	Дизельное топливо Эмульгатор “Нефтехим” Водный раствор CaCl₂ Плотность 1020-1380 кг	27-37 3 60-70 /м³.	960-1200	110-170	15-35/ 20-60	250-350	150

ную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям. Одним из типов такой буферной жидкости, разделяющей водный буровой раствор и СР на базе солевых растворов, является инвертная эмульсия следующего состава: дизельное топливо - 48,5 %, эмультал - 1,5 %, вода - 50 %. Повышение плотности такой эмульсии достигается за счет ввода в нее мела или барита. В табл. 6.7 приведены некоторые рецептуры буферных жидкостей.

Рассмотрим очищение перфорационной среды от взвешенных частиц.

Одним из надежных методов очистки СР является метод отстоя его под воздействием сил гравитации. Для этого СР обрабатывают на поверхности флокулянтом, доставляют его в зону перфорации с изоляцией от бурового раствора буферным разделителем, а позже отстаивают СР на забое до выпадения взвешенных частиц в зумпф. Исследования показали, что высокая интенсивность осаждения взвешенных частиц достигается при обработке СР анионным полимером ПАА. При обработке концентрированных солевых растворов ПАА наблюдаются следующие основные закономерности флокуляции: образование агрегатов частиц и осаждение их с максимальной скоростью при определенных дозах полимера (рис. 6.9). Снижение скорости осаждения происходит как при недостаточном количестве флокулянта для образования значительных хлопьев, так и за счет эффекта стабилизации при его повышенных дозах. Содержание ПАА, обеспечивающее минимальное время очистки Т₀, зависит от концентрации твердой фазы С_т в солевом растворе. По рис. 6.9 видно, что оптимальные условия достигаются при вводе в СР

0,005-0,007 % ПАА с широким диапазоном загрязнения твердыми частицами от 500 до 5000 мг/л. Лабораторные исследования и промысловый опыт подтвердили, что процесс осветления СР высотой 300 м по времени не превышает подготовительных работ до перфорации и, следовательно, не требует дополнительных затрат времени.

Рис. 6.9. Характер флокуляции частиц при различном содержании полимеров:

1 - 10 %-ный раствор NaCl, С_т = 2000 мг/л; 2 - 10 %-ный раствор CaCl₂, С_т = 500 мг/л; 3 -10 %-ный раствор CaCl₂, С_т = 2000 мг/л; 4 - 10 %-ный раствор CaCl₂, С_т = 5000 мг/л

6.8. ТЕХНОЛОГИЯ ЗАПОЛНЕНИЯ СКВАЖИНЫ СПЕЦИАЛЬНОЙ ЖИДКОСТЬЮ

В верхней части скважины используется буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии продуктивных пластов. Этот раствор должен обладать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпадения утяжелителя и накопления его на границе с буферной жидкостью, что может создать трудности для прохождения перфоратора. Ниже бурового раствора размещается порция буферной жидкости-разделителя. Для предупреждения перемещения жидкостей под воздействием гравитационной силы необходимо, чтобы плотность растворов, заполняющих скважину, увеличивалась в направлении сверху вниз не менее чем на 20-40 кг/м³. Рецептура и показатели технологических свойств инвертных эмульсий, рекомендуемых для применения в качестве буферных разделителей, приведены в табл. 6.7.

Ниже буферного разделителя размещается СР - перфорационная среда. Солевой раствор, применяемый в качестве перфорационной среды, должен вмещать не менее 2 г/л катионов Са²⁺ (коагулянт) и 0,005-0,007 % ПАА (флокулянт). Объем порции солевого раствора рекомендуется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, размещенного на 50-100 м выше верхних перфорационных отверстий. Солевой раствор и буферная жидкость готовятся в глиномешалке или в мерных емкостях цементирующего агрегата ЦА. В последнем случае для затаривания соли используется дополнительная емкость объемом 0,5-1 м³. Готовить СР и инвертную эмульсию наиболее рационально централизованно с доставкой на буровую автоцистернами. Обработка раствора флокулянтом (ПАА), а также добавка при необходимости коагулянта (CaCl₂) выполняется непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по закрытому циклу на протяжении 15-30 мин.

При использовании специальных жидкостей для вторичного вскрытия пластов дебит скважины возрастает на 25-30 % при сокращении времени освоения на 25-40 %.

6.9. ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТНОГО ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИНЫ ПО ХАРАКТЕРУ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ

Скважины, сооруженные буровыми предприятиями, преимущественно являются гидродинамично несовершенны.

Совершенство по характеру вскрытия пласта оценивается коэффициентом ф_с. Оно обусловлено притоком пластовых флюидов в ствол скважины не через всю его поверхность, а через перфорационные отверстия в зацементированной обсадной колонне. Несовершенство по качеству вскрытия пласта ф₅ вызвано изменением фильтрационного состояния пород в призабойной зоне за счет загрязнения ее твердыми частицами и фильтратом бурового и цементного растворов, их физико-химического взаимодействия с породами и пластовым флюидом, изменением напряженного состояния пород в этой зоне, т.е. характеристикой неоднородности в радиальном направлении. Несовершенство по степени раскрытия пласта характерно для пластов, в которых вследствие бурения открыта лишь часть сечения.

При исследовании скважины гидродинамическими методами, построив кривые притока и восстановления давления, можно определить коэффициент ее гидродинамического совершенства ф:

Ф = ф _сф _s. (6.3)

Известными методами исследований невозможно найти отдельно каждую составную этого произведения. Однако, зная тип перфоратора, его заряд, определив по данным стендовых испытаний размеры каналов и вероятность их образования, можно рассчитать ф_с: по зависимости АзНИИ ДН (1968) коэффициент гидродинамического совершенства скважины

V ^пл ⁾ ^плⁿfl ^пк V ^2пгпл^пя ⁾

где r_K - радиус контура питания, м; г_с - радиус скважины, м; /_пл и г_пл - длина и радиус канала в пласте за цементным кольцом, м; n_K - число каналов в горизонтальной плоскости; n_fl - число ярусов каналов в одном линейном метре вертикальной плоскости; х = 4; 2; 1,86; 1,76 соответственно при n_K = 1; 2; 3; 4.

Если плотность отверстий перфорации известна, то коэффициент совершенства можно определить по графику рис. 6.10.

При помощи (6.3) находят коэффициент ф₅

Ф. = ф ^/ фс.

Таким образом, исследовав скважину после перфорации, можно определить, какая часть несовершенства обусловлена технологией перфорации

Рис. 6.10. Изменение коэффициента гидродинамического совершенст

ва скважин по характеру вскрытия пласта в зависимости от размеров

1,0

0,5

канала и плотности перфорации (первая цифра - номер кривой; вторая - длина каналов, мм; третья - радиус каналов, мм):

ГПП: 1 - 300, 45; 2 - 200, 38; 3 -150, 75; 4 - 125, 22; 5 - 100, 19; КП: а = 37 МПа; 6 - ПКС 105 (120, 8); 8 - ПКС 80 (80, 35); 9 -ПК 103 (67, 3); а_сж = 97 МПа; 7 -ПКС 105 (90,5). Вероятность образования канала КП - 50 %; R_K -100 м; г_с = 0,1 м, что означает, что

число выстрелов перфоратора

разделено на два для расчета по

(6.4)

(6.5)

^ln(rK^/
rc⁾

ф =

где а и b - соответственно высота и ширина щели отработанных ГПП, a = = 4^10 см, b = 2^3 см.

Проектное значение ф_гп = ф _с принимают только на основании техникоэкономической оценки результатов ГПП, где имеются две составные: дополнительная добыча нефти и газа и экономическая эффективность процесса.

6.10. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ

6.10.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОЦЕССА

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) - это метод, по которому образовывающиеся каналы проходят через колонну труб, цементное кольцо и углубляются в породу под действием кинетической энергии потока жидкости с песком, сформированного в насадках.

Каналы, образованные вследствие действия кинетической энергии сформированного в насадках потока жидкости с песком в породах прочностью на сжатие о_сж = 100+20 МПа, имеют длину I = 10+30 и поверхность фильтрации S = 200+500 см⁵¹. Поскольку поверхность фильтрации таких каналов в несколько десятков раз больше поверхности каналов, возникших в результате кумулятивной перфорации, то ГПП особенно полезна при вторичном вскрытии трещинных коллекторов.

Для образования каналов ГПП, больших, чем получаемых при КП, применяют интенсивные параметры проведения процесса. Длина канала увеличивается на 30 % при использовании насадок диаметром d = 6 мм вместо 4,5 мм, на 30-50 % - при разгазировании жидкости азотом, на 40 % - при возрастании перепада давления в насадках Ар от 20 до 40 МПа.

Если время формирования канала t увеличить от 20 до 60 мин, то его длина будет медленно возрастать на 20 %, а поверхность фильтрации - на 400 % (очень быстро). При одновременном применении упомянутых средств длина канала может увеличиваться в 2-3 раза. Однако не следует забывать, что ГПП технологически сложный и дорогостоящий процесс. Например, ГПП с плотностью 2 отверстия на 1 м в несколько раз дороже, чем КП зарядами ПК-103 при плотности 20 отверстий на 1 м.

Технологические возможности ГПП в добыче нефти могут быть эффективно использованы только в результате рационального планирования этого процесса с учетом ожидаемой дополнительной добычи продукции скважин и затрат на его проведение.

ГПП применяют преимущественно в разведочных скважинах с многоколонной конструкцией, с трещиноватыми коллекторами, а также при капитальном ремонте, особенно после изоляционных работ, для повторной перфорации.

Технологическая схема. Для проведения ГПП в скважину (рис. 6.11) на НКТ спускают пескоструйный аппарат, в корпусе которого размещены две-четыре насадки диаметром 4,5 или 6 мм из абразивостойкого материала. Для точной установки АП напротив перфорированных пластов над НКТ размещают толстостенную муфту длиной до 50 см с толщиной стенки 10-15 мм. В АП предусмотрено два гнезда для клапанов. Верхний большой шаровой клапан закидывают временно для опрессовки НКТ, потом его поднимают обратным промыванием. Нижний, меньшего диаметра, - закидывают на время образования каналов. Герметизацию затрубного пространства для отведения потока проводят при помощи самоуплотненного сальника.

Последовательность работы. Перед процессом ГПП опрессовывают НКТ, после чего обратным промыванием поднимают верхний шаровой клапан и определяют гидравлические затраты давления р_затр. Малогабаритным прибором исследуют геологический разрез скважины ГК (НГК), чтобы на-

Рис. 6.11. Схема перфорации в скважине гидропескоструйным методом:

1 - обсадная колонна; 2 - НКТ; 3 - АП; 4 - насадка; 5 - пласт; 6 -каналы ГПП; 7 - сальник

править АП к пластам, уточняют длину труб, учитывая их собственный вес. После этого закидывают нижний шаровой клапан и в НКТ закачивают жидкость с абразивным материалом. Преимущественно это песок Франции размером 0,8-1,2, реже 2 мм. Смесь жидкости с песком поступает с расходом 8-16 л/с, при этом давление на насосных агрегатах составляет 25-45 МПа. При таких условиях скорость потока на выходе из насадок составляет 160-240 м/с.

Давление на манометрах агрегатов во время образования каналов должно быть постоянным, например 35 МПа. На выходе из насадки потенциальная энергия давления жидкости переходит в кинетическую энергию потока, которая во время ударов песчинок о перегородку (трубы, породы) разрушает их. Частицы разрушенной породы выносятся из канала перфорации в затрубное пространство и вымываются на поверхность. Если аппарат с насадками зафиксирован якорем на конце труб неподвижно, то образованный канал будет иметь грушевидную форму. Такие условия образования канала называют закрытыми. Если аппарат не зафиксирован (что бывает наиболее часто), то он в конце НКТ получает обратно-поступательное движение, и канал принимает форму вертикальной выемки длиной 5-10 см. Движение аппарата обусловлено произвольным колебанием давления (±2-3 МПа) на агрегатах. При незафиксированном аппарате из пласта выносятся части породы (чаще до 10 мм), а условия образования канала называют открытыми. Механизм образования канала объясняется по рис. 6.12. Рассмотрим плоское сечение потока, вытекающего из насадки диаметром d₀ с начальной скоростью и₀ и образовывающего канал. Скорость и₀ сравняется на расстоянии от насадки /₀ < 5d₀, которую называют начальным участком потока; далее скорость резко снижается, потому что с отдалением от насадки внешние границы турбулентного потока расширяются за счет захвата частиц жидкости из окружающей среды.

Вследствие увеличения массы осевая скорость потока снижается от и₀ до и_х. Например, на расстоянии х = 40 d₀ она уменьшается до и_х = 0,1 и₀, а сталкиваясь с дном канала, и_х = 0. Поскольку скорость твердых частиц (песка) больше скорости потока, то более тяжелая твердая частица резко ударяется о перегородку (металл колонны, породу), преодолевает силы сцепления материала перегородки и разрушает его. Обсадная колонна должна находиться в пределах начального участка потока, так как тогда п р оцесс образования отверстия в колонне длится лишь 1-2 мин. Остальное время резания затрачивается на образование канала в цементном кольце и породе.

Схема образования канала в скважине изображена на рис. 6.13.

Глубина канала, формирующегося за цементным кольцом, определяется по уравнению

/пл = Кап + ^/а + It ^-
Гс ⁽⁷.⁶⁾

где К_ап - радиус аппарата, м; г_с - радиус скважины (по показателям кавер-

	1		sWW		WWWWWW ч
ih	чЛ	С
т	la			а *7~Z*
	h		^\\\\\\\\\ W WWW' ⁴⁴ ^ОСН
			и -

Рис. 6.12. Схема вытекания потока в канал

Рис. 6.13. Схема формирования канала ГПП в скважине:

1 - гидропескоструйный аппарат; 2 - насадка; 3 - колонна; 4 - цементное кольцо; 5 - пласт

номера в интервале формирования отверстий ГПП), мм; l_t - глубина канала, сформированного ГПП, мм; 1_а - расстояние от торца насадки до эксплуатационной колонны, мм.

Рекомендуется выбрать Я_ап, для которого 1_а = 10^20 мм.

Если в зоне образования канала имеются большие каверны, то действие потока не может выйти за границы цементного кольца, и ГПП будет неэффективной. В этом случае следует идентифицировать формирование канала.

Проектирование ГПП проводят для обеспечения заданного качества сообщения скважины с пластами путем образования необходимого количества каналов определенных размеров.

Во время проектирования необходимо обосновывать выбор скважины; выбрать рецептуру жидкости для ГПП, тип абразивного материала, его фракционный состав и концентрацию в жидкости; рассчитать основные параметры процесса, подобрать глубинное, устьевое и наземное оборудование, оценить технологическую и экономическую эффективность спроектированного процесса.

Обоснование выбора скважины производят на основании данных параметров работы, сравнения ее продуктивности с соседними скважинами того же пласта, данных гидродинамических исследований, по которым определяют фактическое значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины ф.

ГПП наиболее целесообразно применять в скважинах, гидродинамически несовершенных по характеру раскрытия пласта. Если такое несовершенство не обнаружено (например, после кумулятивной перфорации ф _с = ф_кн), то принимают большее по сравнению с ним значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины после ГПП, которое необходимо достичь.

Жидкости для ГПП не должны существенно снижать проницаемость продуктивных пластов и содействовать очищению призабойной зоны от загрязнения. Для ГПП преимущественно применяют водные растворы ПАЖ на пресной технической или минерализованной пластовой воде. ПАЖ выбирают по таким же принципам, как и продвигающие и вытесняющие жидкости для кислотных обработок. Целесообразно, кроме того, использовать рецептуры таких жидкостей для глушения скважины перед текущим или капитальным ремонтом.

Абразивный материал - это обычно кварцевый песок с небольшим содержанием глины (до 0,5 %), фракционный состав песка 0,5-1,2 мм. Наибольшие частицы не должны быть более 2 мм, так как иначе они могут закрывать отверстия насадок АП. Оптимальная концентрация песка составляет 30-50 кг/м³ (3-5 %). С возрастанием концентрации песка обычно увеличивается объем канала ГПП при той же глубине.

Прочность породы на сжатие значительно влияет на длину канала. Начальная скорость разрушения породы, от которой зависит длина канала ГПП, является функцией квадратного корня значения ее прочности на сжатие и_оп = f (д/а _сж + . Например, при одинаковых условиях длина канала в породе с прочностью на сжатие 20 МПа составляет 185 мм, а с прочностью 60 МПа - 125 мм.

Форма и диаметр насадки также значительно влияют на длину канала ГПП. Наиболее эффективные насадки с коноидальными входом и конусной проточной частью, диаметр которых выбирают, исходя из гидравлической мощности применяемых насосных агрегатов, равным 4,5 или 6 мм. Увеличение диаметра насадки в 2 раза при прочих равных условиях увеличивает длину канала почти вдвое.

Перепад давления в насадке - один из параметров процесса, который обусловливает увеличение глубины канала ГПП, и его наиболее трудно поддерживать постоянным. Начальная скорость потока является функцией квадратного корня из перепада давления и₀ = f(Ap^0,5), и именно она линейно влияет на длину образовывающегося канала. Например, увеличение перепада давления от 17 до 32 МПа содействует возрастанию длины канала от 9 до 13 см при прочих равных условиях.

Рассмотрим трудности, обусловленные нестабильностью работы насосных агрегатов во времени (процесс ГПП длительный, не менее 30-60 мин для каждого резания). Далее, во время ГПП, постоянно разрушается входная часть насадки, а также ее сечение. Насадки из сплава ВК-6 после 10-15 резаний АП следует менять, так как их диаметр увеличивается на 1,0-1,5 мм. Давление на уровне АП в затрубном пространстве нестабильно. В затрубном пространстве может содержаться жидкостно-песчаная (большей плотности) смесь, при помощи которой происходит процесс, или чистая жидкость (меньшей плотности) в начале процесса резания в данном интервале или после его завершения, когда промывают скважину для приподнятая АП в новый интервал.

Давление на устье скважины принимают стабильным, но таковым оно не является.

По данным Г. Д. Савенкова (1968), изменение давления относительно заданной величины (обычно 20-40 МПа) составляет ±2-3 МПа. На уровне

АП такое изменение давления вызвано движением плунжеров насосных агрегатов. Например, в скважине глубиной около 3000 м в результате изменения давления в устье на 1 МПа АП, а следовательно, и насадки перемещаются почти на 3 см. Поэтому в обсадной колонне обычно образуется не отверстие диаметром 20-25 мм (как при первоначальной перфорации с защемлением АП в стендовых условиях), а щель длиной приблизительно 10 мм. Это дает два преимущества для ГПП с незакрепленным АП: 1) длина образующегося канала возрастает на 20-30 %; 2) не возникает избыточное давление в канала перфорации за обсадной колонной, а следовательно, не разрушается цементное кольцо и не забиваются поры породы на поверхности образующегося перфорационного канала. Возрастает качество раскрытия пласта ГПП в отличие от кумулятивной перфорации.

Время образования канала - контролируемый параметр процесса, который не зависит от других факторов. Канал образуется интенсивнее в первые минуты резания потоком, после 30 мин рост глубины канала значительно замедляется. Здесь следует различать условия резания с зафиксированными и незафиксированными НКТ с АП. В первом случае имеем так называемые закрытые условия образования канала, а во втором - открытые. В закрытых условиях расширение канала усложняется, так как много энергии затрачивается во встречных потоках круглого отверстия, образовавшегося в эксплуатационной обсадной колонне и имеющего размер 3-4 d₀ диаметра насадки. В открытых условиях, когда отверстие в колонне овальной формы и большая ось его близка к 20 d₀, поток, вытекая из канала, не встречает сопротивления и глубина канала увеличивается. Открытые условия свойственны для ГПП в зоне фильтра или без колонны. Известно, что увеличение канала ГПП можно записать как функцию времени:

(6.7)

Эта функция описывает увеличение канала за ограниченное время, например, до 100 мин от начала резания.

ГПП с использованием глинистых растворов применяют в скважинах с высоким пластовым давлением. Особенности технологии заключаются в использовании глинистых растворов плотностью 1,5-1,8 г/см³ с абразивным материалом. Во время проведения возрастают вязкость и статическое напряжение сдвига, несколько уменьшается водоотдача. Это объясняется диспергированием глинистых и абразивных частиц во время резания.

Для проведения ГПП с использованием глинистого раствора готовят раствор бентонитовой глины плотностью 1,14-1,18 г/см³. Потом на поверхности производят 5-6 циклов циркуляции всего раствора с перепадом давления 25-30 МПа, направляя поток на металлический предмет. В этот момент диспергируются частицы глины, и раствор становится более стабильным. Благодаря диспергированию затраты глинопорошка уменьшаются вдвое. Далее добавляют к приготовленному раствору абразивный материал - барит, гематит, кварцевый песок. В этом ряду абразивность возрастает от барита к песку. Длительная работа агрегатов обеспечивается в том случае, если диаметр частиц абразива находится в пределах 0,4-0,8 мм. В раствор вначале добавляют 5 % абразивного материала. После 2-3 циклов циркуляции через насадки АП раствор отрабатывается, и поэтому необходимо заменить абразивный материал новым (также 5 %). Остальные параметры и технология остаются без существенных изменений.

ГПП с газовой фазой (азотом) целесообразно производить в скважинах с низким пластовым давлением. Особенности технологии связаны с применением двух азотных газификационных установок АГУ-8к, которые перевозят жидкий азот и газифицируют его под давлением 22 МПа с расходом 6 нм³/мин. Газ поступает в жидкость через эжектор, и поэтому давление газожидкостной смеси с газосодержанием потока ф = 0,2 (вычисленным при гидростатическом давлении жидкости на уровне АП в скважине) достигает на устье 30 МПа, если давление на насосных агрегатах составляет 40 МПа. В остальном технология существенно не отличается от технологии обычной ГПП. Следует четко придерживаться правил техники безопасности во время проведения работ.

Таким образом, при использовании ГПП с газовой фазой глубина канала возрастает на 30 %, а его объем - на 200 %. Возникает дополнительный перепад давления на насадках и уменьшается противодавление на пласт. К недостаткам следует отнести трудности, связанные с транспортировкой жидкого азота на скважины, и его высокую стоимость.

ГПП с созданием перекрестных каналов предлагается для тонкослоистых пластов. Для проведения перфорации насадки размещают под углом обычно меньше 45° к горизонту. Для ГПП применяют конструкции (Г.Д. Савенкова) часто с автоматическим перекрытием части насадок и продолжением образования тех каналов, которые не перекрыты. Обратный поток частично сбрасывается в канал, образованный перекрытой насадкой.

ГПП с аппаратами для образования вертикальных или горизонтальных надрезов пласта впервые предложено ВНИИ (Москва) для инициирования щелей ГРП, улучшения связи скважины с пластами и т.п.

ГПП с выдвижением насадки в пласт применяют для образования глубоких каналов. Существуют различные конструкции аппаратов с одной насадкой на гибкой трубке, которая входит в пласт, а также конструкции ЦНДЛ АТ “Укрнафта” (г. Ивано-Франковск), института “Сирка” (г. Львов).

6.10.2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА И ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ

Проектирование ГПП проводят поэтапно:

оценивают технологическую и экономическую эффективность применения ГПП;

определяют допустимые значения основных параметров резания, необходимых для образования каналов ГПП на проектной глубине;

рассчитывают основные параметры резания и необходимые материальные ресурсы для проведения работ.

Принимаем практическое значение коэффициента гидродинамического совершенства ф, определяем дополнительную добычу нефти и газа, а также оцениваем стоимость ГПП и ее эффективность.

Задаваясь длиной и плотностью каналов ГПП, требуемых для достижения проектного значения коэффициента ф, оцениваем, какие режимы резания необходимы для образования каналов, и проверяем, достижимы ли они при возможном давлении на устье скважины. Если давления превышают возможные, то уменьшают число насадок, а если и это не помогает, то уменьшают проектное значение ф. Используя результаты первых двух этапов, рассчитываем параметры резания каналов и режимы работы насосных агрегатов и их качество; колонну НКТ из труб, имеющихся на предприятии; длительность ГПП, определяем потребность в материалах. На основе полученной информации можно точнее рассчитать стоимость ГПП и определить ее экономическую эффективность.

Задача 6.1

Рассчитать эффективность ГПП.

Методика

Рассмотрим варианты применения ГПП для вскрытия пласта.

1. Первичную ГПП всей эффективной мощности, которую должны испытать на приток, применяют в основном в разведывательных скважинах для испытания притока из маломощных объектов (толщиной менее 25 м). Ожидаемый дебит нефти рассчитываем из формулы

Ян = фгпЯпРн^{(100 - Ж}об^{)/ 100,
(6}.⁸⁾

где Я_н - дебит нефти после ГПП, т/сут; ф_гп - гидродинамическое несовершенство после ГПП, ф_гп = ф_с и рассчитывается по формуле (6.4) или (6.5); Я_п - потенциальный дебит скважины, полученный, например, по данным исследований пластоиспытателем после бурения, или ожидаемый дебит, определенный из геолого-промысловой характеристики данной скважины, м³/сут; р_н - плотность нефти, т/м³; w_a6 - обводненность продукции скважины, %. Дебит газа определяем следующим образом:

Яг = ЯнС0, (6.9)

где G₀ - газовый фактор, м³/т.

Ожидаемую дополнительную добычу нефти после первичной перфорации зацементированной обсадной колонны всех продуктивных пластов, которые используют, находим по формуле

^А?н = 2 яJФ^,

или

AQ_H = ЯпК/2 Kj, (6.10)

где AQ_n - дополнительная добыча нефти, т; К_м - безразмерный коэффициент месячного изменения дебита; К_е - безразмерный коэффициент эксплуатации скважины; j - месяцы после ГПП, в том числе месяц проведения ГПП; j = 1 и так далее до конца текущего года (или j = 12, если результаты ГПП определяют за календарный год): tj - календарное время каждого последующего месяца в сутках (в среднем можно принять tj = 30,5).

Дополнительную добычу газа определяем по известным годовым факторам:

AQ_r = AQG0 /1000, (6.11)

где AQj. - дополнительная добыча газа, тыс. м³.

Экономическую эффективность ГПП находим по формуле

где Ц_н - отпускная цена нефти, руб/т; С_н - себестоимость 1 т нефти,

руб/т; Ц_г - цена 1000 м³ газа, руб/1000 м³; С_г - себестоимость газа,

руб/1000 м³; З_гп - стоимость ГПП вместе с затратами на все виды ресурсов для проведения процесса, а также стоимость контрольного ремонта, руб.

Если E > 0, то применение ГПП целесообразно, поскольку процесс экономически выгоден.

2. Вторичную ГПП всего интервала перфорации, который до того

вскрыт кумулятивной перфорацией, применяют преимущественно в разведочных скважинах, когда имеются данные промысловых исследований, которые свидетельствуют о недостаточном качестве кумулятивной перфорации.

Дебит нефти и газа после ГПП рассчитывают по уравнениям (6.8) и (6.9). Увеличение дебита нефти, т, можно оценить также, используя зависимость

Aq = (фгп - фкп)?н Рн(1000 - Ю0)/100, (6.13)

где ф_кп - гидродинамическое совершенство после КП, которое определяют по

формуле (6.4) или по графику рис. 6.10.

Прирост дебита газа, тыс. м³/сут,

Aq. = Aq_BG₀/1000. (6.14)

Оценивать увеличение дебита после ГПП можно и таким образом:

^Aq = qн ^- q<t> ⁽⁶.¹⁵⁾

где q_н - определяют по формуле (6.8); q,^ - фактический дебит нефти перед

ГПП, т/сут.

Ожидаемая дополнительная добыча нефти может определяться из зависимости

ДРн = Aqн K_etj jKj. (6.16)

Дополнительную добычу газа определяют по формуле (6.11). Экономическую эффективность рассчитывают из уравнения (6.12).

3. Первичную ГПП дополнительного интервала в скважине (дострел) осуществляют, если часть пласта уже была перфорирована иным способом или обсажена фильтром.

Дебит из дополнительного интервала перфорации можно определить, как и для первичной ГПП всей мощности, по формулам (6.8) и (6.9), учитывая, что дебит q_н известен только для нового интервала, который будет подвержен ГПП. Ожидаемая дополнительная добыча нефти и газа определяется по формулам (6.10) и (6.11). Таким образом, дополнительная добыча нефти и эффективность ГПП рассчитываются аналогично, как и для первого варианта.

Полный дебит скважины равен сумме дебитов

q^™ = qн + q^,- (6.17)

Но эффективность ГПП определяем только в связи с дебитом дополнительного интервала и приростом добычи нефти за его счет.

4. Вторичная ГПП части разреза, вскрытого до того КП, в скважине с однородным пластом.

Для расчета эффективности ГПП применим условную гидропроводность каждого перфорированного пласта Е_г в разрезе скважины:

Ег = k0i h_njri, (6.18)

где k_0i - проницаемость пласта, мкм²; h_UJd - толщина пласта, м.

Находим суммарную условную гидропроводность всех пластов скважины:

^е скв = 2^Ал i. ⁽⁶.¹⁹⁾

Относительную гидропроводность каждого пласта е о^ находим из формулы

^е от _i = ^е i ^{/ е} скв _i. ⁽⁶.²⁰⁾

Потенциальный дебит каждого пласта

Япн . = Яп^е от . ^,
(6.²¹⁾

i i

где д_пн - потенциальный дебит i-го пласта, м³/сут.,

Коэффициенты гидродинамического совершенства пластов, которые подвергаются КП или ГПП, рассчитывают по формулам или определяют по графикам.

Зная потенциальный дебит скважин с однородным пластом и значения

ф_с = Фкп или ф_гп легко определяем ожидаемый дебит жидкости каждого из

пластов после КП или ГПП по формуле

^п(кп, гп). Qn.ai Фс(кп, гп). ⁽⁶.²²⁾

Дебит скважины перед ГПП рассчитывают как сумму дебитов всех пластов после КП. После ГПП для части пластов вычисляют новый дебит этих пластов, который вместе с дебитом остальных пластов после КП в сумме будет составлять новый дебит скважины.

Дебит нефти каждого пласта определяют по известному дебиту жидкости после КП или ГПП по формуле

^п(кп, гп)г ^п(кп, гп)г Рн ^100
w0^/100. ⁽⁶.²³⁾

Ожидаемый прирост дебита из г-го пласта

= ?н(кн, гн) ^{- q}н,кп_г,

а для нескольких пластов

?н.гп ^- ?н.кп = 2 Мш- ^(6
24)

Тогда прирост добычи нефти определяем по зависимости

A^Qn = ⁽?н.гп ^- ^н.кпЖЛ. ⁽⁶.²⁵⁾

Прирост добычи газа рассчитываем по формуле (6.11), а экономическую эффективность проведения ГПП - по уравнению (6.12).

Рассматривая значения технологической и экономической эффективности ГПП, принимаем решение о целесообразности ее проведения.

5. Вторичная ГПП для части интервала, раскрытого уже КП, в скважине с неоднородным пластом.

Для расчета эффективности ГПП вначале определим условную гидропроводность и потенциальный дебит каждого перфорированного пласта по формулам (6.18) - (6.21). Аналогично вычисляем фактический текущий дебит каждого пласта Aя_нф_i по следующей формуле:

Ян.ф_i = Яф^е_отi^,
(6.²⁶⁾

где Яф - фактический дебит скважины после раскрытия пласта КП, м³/сут.

Находим значение коэффициента гидродинамического несовершенства скважины и каждого пласта

ф = ф _i;

ф = Фi = Яф/Яп. (6.27)

Коэффициенты гидродинамического несовершенства однородных пластов по характеру их раскрытия после проведенной кумулятивной перфорации проектируемой ГПП определяем по формулам или по графикам и рассчитываем на их основе ожидаемый дебит каждого однородного пласта я _{п кп}

и q_UIIli. Сравнивая значения фактических дебитов неоднородных пластов с рассчитанными дебитами однородных пластов после КП, можно увидеть, что последние гораздо больше. Следовательно, прогнозирование дебита неоднородных пластов после вторичной их ГПП также дает значительно завышенные результаты. Поэтому, определив ф или ф_i по формуле (6.27) для скважины с загрязненным пластом, рассчитать ф_с = ф/ф_с(_{кп гп}), используя значение ф_с(_кп, _гп) однородного пласта, невозможно.

Дебит скважины с неоднородными пластами после ГПП определяем как и эффективность ГРП, поскольку ф = ф_гп близко к единице. Отметим, что и тогда ожидаемый дебит будет несколько завышенным:

ф, , , (6.28)

1П( / Гу

где ф_г - отношение дебитов скважины с неоднородными пластами до и после ГПП; Г_усл - радиус условной скважины,

Гусл = Г с + /пл. (6.29)

Ниже приведены расчетные значения ф_г для г_к = 200 м, г_с = 0,1 м и из

меняющегося значения /_пл после ГПП:

Г_усл, м ................................................0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

ф_г............................................................1,10 1,17 1,22 1,27 1,31 1,35

Ожидаемый дебит скважины (или части ее сечения) с неоднородным пластом после ГПП

Яф.гп = Яффг. (6.30)

Тогда прирост добычи жидкости рассчитываем по формуле

^Яф = 2 Яф.гп_i^-2Яф.г^. ⁽⁶.³¹⁾

Прирост дебита нефти вычисляем по уравнению

прирост дебита газа - по формуле (6.14), дополнительную добычу нефти и газа - по уравнениям (6.16) и (6.11), экономическую эффективность ГПП -по формуле (6.9), а потом делаем вывод о целесообразности ГПП.

Пример 6.1.1

Вскрыть в интервале 2160-2185 м (й_пл = 25 м) пласт, обсаженный зацементированной колонной D_K = 146 мм с толщиной стенки 6 = 10 мм.

Цементное кольцо с (г_с - D_K/2) = 77 мм, поскольку напротив продуктивного горизонта имеются каверны. В таких условиях целесообразно применять ГПП. Размеры проектированных каналов ГПП в породе < а_сж = 50 МПа за цементным кольцом: /_пл = 150 мм, г_пл = 35 мм. Число ярусов каналов в горизонтальной плоскости одного яруса n_K = 1. Радиус контура питания r_K = = 100 м, радиус скважины г_с = 0,1 м. Пласт с незагрязненной призабойной зоной: ф = ф_с. Потенциальный дебит скважины q_u = 20 м³/сут; плотность нефти р_н = 0,84 т/м³; заводненность продукции w₀ = 0; газовой фактор G₀ = = 160 м³/т. Цена 1 т нефти Ц_н = 150 руб., цена 1000 м³ газа Ц_т = 100 руб. Себестоимость 1 т нефти С_н = 50 руб., себестоимость 1000 м³ газа С_г = = 40 руб.; коэффициент ежемесячного изменения дебита К_м = 0,96; коэффициент эксплуатации скважины К = 0,97; рассчитанная длительность эксплуатации скважины после ГПП 6 мес, так как работу выполняют в июне и tj = = 30,5 сут. Стоимость ГПП вычисляют по известной нормативной стоимости изготовления одного отверстия ГПП Ц₀ = 1000 руб. Поэтому стоимость ГПП 25 м пласта плотностью n = n_fl n_K = 3 • 1 = 3 отв./м, С_см = 25 • 3 х 1000 = = 75 000 руб.

Решение

1. Рассчитываем ожидаемый коэффициент гидродинамического совершенства скважины после ГПП по формуле (6.4)

ф =_Ы100/0»_= 0,78.

⁽ 4-100'! + ( 1 _1_'l

( 0,150' ( 0,150• 1 • 3 • 1,( 2 • 3,14• 0,0035 • 1 • 3• 1'

Напомним, что по условиям задачи ф = ф_гп.

2. Дебит нефти после ГПП определяем по уравнению (6.8):

q_K = 0,8 • 20 • 0,84 • (100 - 0)/ = 13,1 т/сут.

3. Дополнительную добычу нефти после ГПП, которая будет произведена 25-30 июня текущего года, рассчитываем по формуле (6.10):

AQ_S = 13,1 • 0,97 • 30,5 • (0,96¹ + 0,96² + 0,96³ + 0,96⁴ + 0,96⁵ + 0,96⁶) = 2015 т.

4. Прирост добычи газа вычисляем по уравнению (6.11):

AQ_T = 2015 • 160/1000 = 322 тыс. м³.

5. Экономическую эффективность работ вычисляем по (6.12) без сравнения с КП, которую здесь применять нецелесообразно в связи с большим диаметром каверны:

Э = (150 - 50)2015 + (100 - 40)322 - 750 000 = 145 820 руб.

Следовательно, проведение ГПП экономически выгодно.

Скважиной раскрыт пласт толщиной А_пл = 10 м, потенциальный дебит которого д_н = 10 м³/сут с обводненностью w₀ = 30 %. Толщина цементного кольца 25 мм. В скважине возможна КП с зарядами ПК-103, плотностью 20 отверстий на 1 м с глубиной каналов в пласте /_ш = 67 мм и радиусом каналов г_пл = 2,6 мм или ГПП плотностью п = n_fl п_к = 3 • 1 = 3 отверстия на 1 м, глубиной каналов /_пл = 150 мм и г_пл = 35 мм. Остальные данные см. пример 6.1.1. Оценить технологическую целесообразность проведения ГПП стоимостью Ст_гп = 10 • 3 • 1000 = 30 000 руб.

Решение

1. Оценим ожидаемый коэффициент гидродинамического совершенства скважины после КП по формуле (6.4), сравнив п_кп и 0,5 п_кп:

Ф =_Ы100/0»_= 0,61.

( 4-100'! + ( 1 + (_1_'l

* 0, 067 ' + ⁽ 0, 067 • 20 • 0, 5,) 2 • 7,0 • 0, 0026 • 20 • 0, 5'

2. Прирост дебита нефти после ГПП сравнительно с ожидаемым КП рассчитываем по формуле (6.13), используя известное значение ф_гп = 0,78 из примера 6.1.1:

Дд_н = (0,78 - 0,61)10 • 0,84(100 - 30)/100 = 1,0 т/сут.

3. Дополнительную добычу газа вычисляем по уравнению (6.16)

Дд_н = 1,0 • 0,97 • 30,5 • 5,2 = 154 т.

4. Дополнительную добычу газа рассчитаем по формуле (6.11)

Дд_г = 169 — = 26 тыс. м³.

1000

5. Экономическая эффективность работ с учетом (6.12)

Э = (150 - 50)154 + (100 - 40)26 - 30 000 = -13 040 руб.

Таким образом, применение ГПП экономически нецелесообразно.

Пример 6.1.3

Скважиной открыта эоценовая залежь с тремя пластами. Первый пласт в интервале 2500-2514 м с толщиной пласта /_пл = 14 м, перфорированный ПКС-80, плотностью п = 12 отверстий на 1 м (тип коллектора KL-1, пористость т₀ = 10 %), второй пласт в интервале 2517-2528 м (KL- 1, т = 10 %, Н_пл = 11 м) и третий пласт - 2534...2567 м (KL-2, т = 11 %, Н_пл = 33), перфорирован ПКС-105 с такой же плотностью. Термометрическими исследованиями определено, что производят два нижних пласта. Провести ГПП в интервале 2500-2514 с прочностью породы на сжатие о_сж = 100 МПа для создания каналов /_пл = 150 мм, г_пл = 35 мм, плотностью п = п_яп_к = 3 • 1 = 3 отверстия на 1 м. Потенциальный дебит скважины д_н = 82 м³/сут, обводненность w₀ = 20 %.

Пласт является однородным в радиальном направлении ф₅ = 1. Радиус скважины г_с = 0,1 м, диаметр колонны D_K = 146 мм. Остальные данные см. пример 6.1.1.

Стоимость ГПП оценивают с учетом результатов лредварительных работ:

Ст_лл — 14 • 3 • 1000 — 42 000 руб.

Решение

1. Рассчитаем ориентировочное участие лластов в лритоке в скважину и их лотенциальные дебиты. Проницаемость лластов лервого и второго тила коллектора ло их лористости олределяют ло эмлирическим формулам.

2. По уравнению (6.18) рассчитываем условную гидролроводность каждого лласта, гидролроводность всех лластов скважины вычислим ло формуле (6.19), а лотенциальные дебиты каждого лласта ло уравнению (6.21). На-лример, для лервого лласта — 82 • 0,323 — 26,5 м³/сут. Результаты расчетов сведены в табл. 6.8.

Олределим лредлолагаемый коэффициент гидродинамического совершенства ло характеру раскрытия лласта кумулятивной лерфорацией, лоль-зуясь рис. 6.10. По данным кривой 7 для лерфорации ПКС-105 с п — 12 отверстий на 1 м в лороде с о_сж — 97 МПа значение ф_с — 0,57. Оно уменьшено для лрочности лороды с о_сж — 37 МПа, где ф_с — 0,69, в 1,2 раза. Аналогично, лользуясь кривой 8 для ПКС-80 и о_сж — 37 МПа, найдем ф_с — 0,53, а для

о_сж — 97 МПа имеем ф_с — 0,53/1,2 — 0,44.

Ожидаемый коэффициент гидродинамического совершенства лосле ГПП в интервале 2503-2513 м каналами /_пл — 0,150 м и г_пл — 0,035 м для n_fl — 3 и п_к — 1 (3 отверстия на 1 м) ло данным лримера 6.1.3 ф ^ 0,8.

3. Рассчитываем ожидаемый дебит лосле КП, лользуясь данными о рассчитанных лотенциальных дебитах лластов и олределенными коэффициентами ф_с — 0,44 и ф_с — 0,57 и считая, что лласты являются незагрязненными. Тогда дебиты отдельных лластов вычисляем ло формуле (7.22). Для лервого лласта -_кл — 25,5 • 0,44 — 11,7 м³/сут и т.д.

Результаты расчетов сведены в табл. 6.9.

Т а б л и ц а 6.8

Расчет потенциального дебита пластов скважины с незагрязненной призабойной зоной

Номер лласта	Интервалы лерфорации, м		, м	*m v* %	Тил коллектора KL	k₀₍ фм²		^Еот	qпн^{, м3/с}ут
Номер лласта	h,	К	, м	*m v* %	Тил коллектора KL	k₀₍ фм²		^Еот	qпн^{, м3/с}ут
1	2500	2514	14	10	1	9	126	0,323	26,5
2	2517	2528	11	10	1	9	99	0,254	20,8
3	2534	2567	33	11	2	5	165	0,423	34,7
Всего	—	—	58	—	—	—	390	1,000	82,0

Т а б л и ц а 6.9

Расчет дебита пластов скважины с незагрязненной призабойной зоны после КП и ГПП

Номер лласта	Ф_с — ф_кц	*Чш,* м³/сут	Фс ^— Фг^ м³/сут	м³/сут	Ч-л + Ч^ м³/сут	Чныл, м³/сут	Чнгл, м³/сут	м³/сут
1	0,44	11,7	0,80	21,2	21,2	7,9	14,2	6,3
2	0,57	11,9	—	—	11,9	8,0	8,0	0
3	0,57	19,8	—	—	19,8	13,3	13,3	0
Всего	—	43,4	—	—	52,9		35,3	63

43, 4 • 0, 84(100 - 20) „ .

q**. =-= ^29,2
т/сут.

1 00

Аналогично найдем дебит нефти каждого пласта и запишем в табл. 6.9.

5. Рассчитаем ожидаемый дебит после ГПП для первого пласта.

Проще всего в этой ситуации воспользоваться формулой (6.22), подставив ф_с(_гп) = 0,8 для ГПП. Тогда дебит первого пласта q_TU = 26,5 • 0,8 = = 21,2 м³/сут, а дебит скважины q_IU = 21,2 + 11,9 + 19,8 - 52,9 м³/сут.

Принимая во внимание заводненность пласта, вычисляем дебит нефти после ГПП по уравнению (6.23)

со п по/ (100 - 20) - ,

qнгп = 52 • 9 • 0,84-= 35,5 т/сут.

100

6. Определяем ожидаемый прирост добычи нефти по формуле (6.25)

AQ_IJ = (35,5 - 29,2) 0,97 • 30,5 • 5,2 = 969 т.

7. Прирост добычи газа найдем по уравнению (6.11)

AQ_f = 969 • 160/1000 = 155 тыс. м³.

8. Рассчитаем экономическую эффективность работ по формуле (6.12):

Э = (150 - 50)969 + (100 - 40)155 - 42 000 = 64 200 руб.

Таким образом, процесс ГПП экономически эффективен.

Пример 6.1.4

Условия такие же, как в примере 6.1.3, с той разницей, что пласты в призабойной зоне загрязнены и пласт неоднороден в радиальном направлении. Фактический дебит скважины перед ГПП qф = 27 м³/сут, а обводненность w₀ = 20 %. Проверить, эффективно ли ГПП экономически в этой же скважине в условиях загрязнения призабойной зоны.

Решение

1. Вычислим коэффициент гидродинамического несовершенства скважины, используя значение фактического и потенциального дебитов, по уравнению (6.27). Например, для какого-нибудь пласта

ф = 27,0/82,0 = 0,33.

2. Рассчитаем распределение фактических дебитов между пластами, используя данные из табл. 6,8-6.9.

Фактический дебит пласта № 1, определенный по формуле (6.26), составляет

qнф_i = 27 • 0,333 = 8,7 м³/сут.

Результаты расчетов сводим в табл. 6.10.

3. Определяем ф_с = ф_кп и ф_с = ф_гп, как в примере 6.1.3. Находим соответствующие им дебиты скважины с однородными пластами. Сравнивая значения дебитов однородного пласта № 1 после КП и ГПП q_нкп 11,7 м³/сут и q^ = 21,2 м³/сут с фактическим дебитом неоднородного пласта q^ = = 8,7 м³/сут, приходим к выводу о значительном влиянии загрязнения при-

Т а б л и ц а 6.10

Расчет дебита пластов скважины с загрязненной призабойной зоной после КП и ГПП

Номер пласта	9п.ш, м³/сут	^-н.ф, м³/сут	Ф<	Фс = Фкп	9н.кп, м³/сут	*я„^,* м³/сут	9н.„, м³/сут	Фг	^{^}?ф.гп,^, м³/сут	^Д-Н, м³/сут
1	26,5	8,7	0,33	0,44	11,7	0,8	21,2	1,17	10,2	1,0
2	20,8	6,8	0,33	0,57	11,9	-	-	-	6,8	-
3	34,7	11,5	0,33	0,57	19,8	-	-	-	11,5	-
Всего	82,0	27,0	0,33	-	-	-	-	-	28,5	1,0

забойной зоны на дебит. Это влияние можно ликвидировать путем КО или обработок ПАЖ и т.п., но вначале оценим эффективность ГПП.

4. Рассчитаем ожидаемое увеличение дебита скважины с неоднородными пластами после ГПП на основе фактического дебита как для скважины с увеличенным радиусом по формулам (6.28) и (6.29).

По уравнению (6.29) определяем условный радиус скважины:

г_усл = 0,1 + 0,15 = 0,25 м.

Находим значение ф_г = 1,17 (6.28) и по (6.30) рассчитываем дебит пласта

-ф.гп = 8,7 • 1,17 = 10,2 м³/сут.

5. Вычисляем по формуле (6.31) прирост дебита жидкости после ГПП: Д-_ф = (10,2 + 6,8 + 11,5) - (8,7 + 6,8 + 11,5) = 1,5 м³/сут.

6. Прирост дебита нефти рассчитываем по уравнению (6.32)

Д-_н = 1,5 • 0,84(100 - 20)/100 = 1 т/сут.

7. Определяем ожидаемый прирост добычи нефти Дд_н = 1,0 • 0,97 • 30,5 • 5,2 = 153,8 т.

8. Прирост добычи газа рассчитываем по (6.11)

Дд_г = 153,8 • 160/1000 = 24,6 тыс. м³.

9. Экономическую эффективность работ определяем по формуле (6.32)

Э = (150 - 50)153,8 + (100 - 40)24,6 - 42 000 = -25 144 руб.

Таким образом, вторичная ГПП после КП в данной скважине с загрязненной зоной является экономически неэффективной. Для обеспечения эффективности работ необходимы большие приросты добычи нефти, которые достигают иными методами влияния на призабойную зону.

Задача 6.2

Оценить приближенно основные параметры ГПП, необходимые для обеспечения заданного коэффициента гидродинамического несовершенства скважины.

Методика

Принимаем, используя решения задачи 6.1, значение коэффициента гидродинамического несовершенства ф_с = ф_гп, которое обеспечивает экономически эффективное применение процесса ГПП. Одновременно определяем параметры перфорации /_пл, г_пл, n = n_fln_K, необходимые для его достижения.

Отметим, что существует произведение параметров перфорации, которое соответствует заданному значению ф_с. Например, соотношение ф_с = ф_гп = = 0,8 (см. рис. 6.1) при /_пл = 300 мм и n = 1 отверстие на 1 м; /_пл = 200 мм и n = 3 отверстия на 1 м; /_пл = 150 мм и n = 4 отверстия на 1 м; /_пл = 125 мм и n = 5 отверстий на 1 м либо /_пл = 100 мм и n = 6 отверстий на 1 м. Поэтому предварительно необходимо оценить, какие режимы резания нужны для образования каналов заданных размеров и возможно ли их достичь при помощи технических средств, имеющихся в нашем распоряжении, и лишь после этого присоединить к детальным расчетам (задачи 6.3-6.5).

Вначале определим из преобразованной формулы (6.6) глубину канала ГПП - l_t₃, которая нужна для образования в пласте канала длиной /_пл. Напомним, что канал l_t3 проходит через стенку колонны, цементное кольцо, а потом углубляется в породу пласта. Значения г_с в заданном интервале глубин пластов определяют по кавернограмме. Преобразованная относительно l_t3 формула (6.10) имеет вид

lt3 = (Гс + О - (Лап + 1а), (6.33)

где 1_а - расстояние от торца насадки к стенке обсадной колонны.

Это расстояние должно составлять 10-20 мм и определяется следующим образом:

К = ^D2^L - 6_к - Лап,

где D_K - диаметр эксплуатационной колонны, мм; 6_К - толщина стенки обсадной колонны, мм; Л_ап - радиус аппарата, мм.

Желательно знать из экспериментальных данных прочность на сжатие образцов пород-коллекторов данного месторождения а_сж. Если прочность пород на сжатие не определена, то для ориентировочной ее оценки на месторождениях Прикарпатья можно использовать эмпирическую зависимость а_сж от m₀:

а_сж = 180 - 8,57 m₀, (6.34)

где а_сж - прочность пород на сжатие, МПа; m₀ - коэффициент пористости, m₀ = 7+16 %.

Для ориентировочной оценки диаметра насадки d₀ в АП и таких режимов резания, как перепад давления на насадках Aр и длительность одного резания t в зависимости от прочности породы на сжатие а_сж, целесообразно использовать данные, приведенные в табл. 6.10 и рассчитанные по нашей методике. Отметим, что рассчитанные значения не более чем на 10 % отличаются от измерений при стендовых испытаниях при адекватных условиях. Данные табл. 6.11 отвечают ГПП с незаякоренным АП (открытые условия образования каналов).

Из табл. 6.11 выбираем такие режимы резки, чтобы l_t > l_t₃.

Из табл. 6.11 видно, что во время ГПП очень прочных пород Прикарпатья (а_сж = 100 МПа) в нормальных условиях резки (Ap = 20 МПа, d = = 4,5 мм и t = 20 мин) длина сформированного канала l = 78 мм, а при интенсивных режимах (Ap = 40 МПа, d = 6 мм и t = 20 мин) она возрастает до 180 мм. Поэтому для образования каналов в прочных породах следует применять интенсивные режимы и методы ГПП. Размеры канала (см. табл.

Т а б л и ц а 6.11

Изменение длины канала в зависимости от режимов их резания и диаметра насадки, мм

	Прочность породы на сжатие, МПа
Время,	20		50			100		150
мин	Перепад давления в насадке, МПа
	30	20	30	40	20	30	40	30	40
20	219	112	136	173	76	93	112	67	79
	295	150	182	230	103	127	149	88	106
30	240	123	149	189	82	102	122	73	86
	320	164	199	251	113	139	163	97	115
60	264	135	164	208	92	113	134	80	94
	352	180	219	276	124	152	179	106	126
100	276	141	172	217	96	119	140	84	99
	367	188	228	288	130	159	187	111	132
П	р и м е ч а н и е. В числителе данные для насадки					диаметром 4,5 мм,		в знаменателе -
диаметром 6 мм.

6.11) могут возрастать еще больше вследствие разгазировки жидкости с песком. Например, если степень разгазировки ф = 0,2 при давлении на уровне насадки в затрубном пространстве, то длина канала возрастает в 1,3 раза, а поверность - в 1,5 раза, если ф = 0,45 - соответственно в 1,5 и 2,1 раза.

Решая задачу, следует определить предполагаемое давление на устье скважтны для создания необходимого перепада давления на насадках.

Подобрав количество насадок, а из таблицы 7.8 - их диаметр и перепад давления, легко определить расход жидкости во время ГПП по приближенной зависимости.

^ап = 0,785d0^ап, ~~² ' ^ ^~~ , (6.35)

Рсм

где ^_ап - расход жидкости, м³/с; d₀ - диаметр насадки, м; п_ап - число насадок; ^_ап = 0,89 для насадок аппарата АП-6М и воднопесчаной смеси; Ар -перепад давления на насадках, МПа; р_см - плотность смеси, кг/м³.

Например, для смеси воды с песком с концентрацией 50 кг/м³ плотность смеси р_см = 1030 кг/м³.

Число насадок в АП зависит от их диаметра, диаметра труб и глубины скважины. Для средних глубин H = 2500 мм, d_x = 73 мм и d₀ = 4,5 мм п_ап = = 2+6, а для d₀ = 6 мм п_ап = 2+4.

Потери давления в зависимости от рекомендательного расхода водопесчаной смеси оценивают по экспериментальным данным, приведенным в табл. 6.12.

Т а б л и ц а 6.12

Потери давления во время циркуляции водопесчаной смеси для ГПП в скважине

q, л/с	*Расход давления АР_тр* на 100 м глубины для конструкций колонны, мм, при**
	D_K = 146 мм и d_r,			D_K = 168 мм и d_r, мм
	60	73	89	60	73	89
5 10 15 20 25 П р и м = 73 мм дан	0,030 0,130 0,310 0,520 0,720 1е ча н и я. 1. ные Интерпол	0,025 0,115 0,270 0,440 0,620 Эксперимента ированы.	0,020 9,100 0,230 0,370 0,520 льные данны	0,020 0,120 0,270 0,420 0,560 г по П.М. Ус	0,018 0,100 0,230 0,360 0,490 ачеву. 2. Для	0,015 0,080 0,190 0,310 0,430 НКТ d, =

Полная потеря давления Др = ~~^{ДртрЯап}~~ , (6.36)

^тр _{1 00} где Н_ап - глубина спуска НКТ, м.

Ожидаемое давление на устье

Др _у = Др + Др _тр. (6.37)

Время, необходимое для образования канала, ориентировочно определяют из табл. 6.8, обычно t = 30+60 мин.

Выбираем режим, для которого давление на устье в 1,5 раза меньше, чем давление опрессовки насосных агрегатов. Давление опрессовки не может превышать максимального давления принимаемых агрегатов. Таким образом,

Рдоп = Ропр/1,5, (6.38)

Р1 ^ Рдоп. (6.39)

Пример 6.2.1

Оценить основные параметры ГПП скважины, которую проектируют для раскрытия эоценового пласта с ф = 0,8. Интервал перфорации 2500-2514 м, тип коллектора KL-1, пористость т₀ = 10 %, радиус скважины г_с = 0,1 м. Предварительная КП перфоратором ПКС-80 плотностью 12 отверстий на 1 м не обеспечила качественной связи скважины с пластом. Это обнаружено термометрическими исследованиями скважины после проведенной КО всего раскрытого сечения. Предприятие применяет насосные агрегаты УН1-630 х х 700А (4АН-700) с такими характеристиками для 1300 об/мин коленчатого вала: I скорость р_а = 70 МПа, g = 4,1 л/с; II скорость р_а = 54 МПа, q = = 5,5 л/с; III скорость р_а = 39 МПа, q = 7,8 л/с.

Решение

1. Определяем произведение значений плотности перфорации с определенной глубиной канала ГПП, которые обеспечивают ф_с = ф_гп = 0,8. Перечисленные параметры перфорации находим из рис. 6.10 и сводим в табл. 6.13.

2. Рассчитаем длину канала, который необходимо выработать ГПП, чтобы получить нужную 1_пл по формуле (6.33), при этом радиус скважины г_с = = 0,1 м, диаметр эксплуатационной колонны D_K = 146 мм, толщина стенки 6_К = 10 мм.

Т а б л и ц а 6.13

Значение плотности перфорации с определенной глубиной канала ГПП

Фгп	1_пл, мм	п, отв/м	l, мм
0,8	300	1	337
0,8	200	3	237
0,8	150	4	187
0,8	125	5	162
0,8	100	6	137

Рассчитаем вначале

l/ = 146/2 - 10 - 50 = 13 мм.

Например, для длины канала в пласте (1_пл = 100 мм) определяем необходимую глубину канала ГПП l_t по формуле (6.33):

l_t = 100 + 100 - 50 - 13 = 137 мм.

3. Оцениваем прочность породы по ее пористости согласно (6.34): а_сж = 180 - 8,57 • 10 = 94 МПа.

4. Сравнивая по табл. 6.11 возможные длины каналов для породы с а_сж = 100 МПа и наибольшей насадки с d₀ = 6 мм с определенными необходимыми значениями l_t в табл. 6.13 этого примера, приходим к выводу, что для ГПП можно рекомендовать такие режимы резки:

для 1_пл = 100 мм, l_t = 137 мм - Ap = 30 МПа, t = 30 мин и n = 6 отверстий на 1 м

либо

для 1_пл = 150 мм, l_t = 187 мм - Ap = 40 МПа, t = 60 мин и n = 4 отверстия на 1 м.

Вначале следует проверить возможность использования режима с меньшими Ap и t.

5. Рассчитываем расход жидкости, приняв необходимое количество насадок n-щ = 4 в АП с d₀ = 6 мм по зависимости (6.35):

q^ = 9,78 • 0,006² • 4 • 0,89 • л/2000 • 30 = 0,0244 м³/с = 25 л/с.

На одну насадку q_t = q/n^ = 25/4 = 6,25 л/с.

6. Ожидаемые потери давления во время проведения ГПП в скважине с D_K = 146 мм, d_x = 73 мм согласно табл. 6.12 для q = 25 л/с, Ap = = 0,62 МПа/100 м.

Для глубины Н_ап = 2500 м полную потерю гидравлического давления рассчитаем по формуле (7.36):

Ap = 0,62 — = 15,5 МПа.

100

Ожидаемое давление на устье определяем по формуле (6.37):

p_x = 30 + 15,5 = 45,5 МПа.

Расчет для Ap = 40 МПа не производим, поскольку допустимое давление

выполнения работ в 1,5 раза меньше максимального, которое может разви

вать агрегат 4 АН-700:

p_aon = 70/1,5 = 46,7 МПа.

Таким образом, предварительно выбираем для расчета процесса ГПП следующие параметры и режимы перфорации:

ф_гп = 0,8; 1_пл = 100 мм, n = 6 отверстий на 1 м; l_t = 137 мм;

Ap = 30 МПа; t = 30 мин для АП с d₀ = 6 мм и n_sa = 4.

Если не найдены режимные параметры, способные обеспечить параметры перфорации, то необходимо снизить уровень ф_гп = 0,7. После нахождения новых параметров перфорации решение повторяют.

Рассчитать параметры резки во время ГПП, которые обеспечивают заданное значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины по характеру раскрытия пласта.

Методика

Основные параметры перфорации, которые обеспечивают выполнение намеченного задания, ф_с = Д1_плп). Для образования в пласте канала 1_пл необходимо, чтобы канал, проходящий через обсадную колонну и цементное кольцо, имел большую длину l_t.

Основная формула для расчета всей длины образуемого канала имеет следующий вид:

(6.40)

где d₀ - диаметр насадки, м; С_гп - коэффициент, учитывающий условия ГПП; и₀ - скорость потока на выходе из насадки, м/с; и_0п - начальная скорость разрушения породы (металла), м/с; f(t) - функция времени минимальной длины канала, который вырабатывается за заданное время t.

Коэффициент, учитывающий влияние условий перфорации, для ГПП с заякоренным перфоратором АП (закрытые условия образования канала) С_гп = 1,3, а для ГПП с незаякоренным АП (открытые условия) С_гп = 1,5.

Скорость (м/с) потока на выходе из насадки

(6.41)

где ^_ап = 0,89 - для коноидальных насадок АП; Др - перепад давления на насадках, МПа; р_см - плотность смеси жидкости с абразивным материалом, кг / м³.

Начальную скорость (м/с) разрушения твердого тела гидроабразивным потоком и_оп рассчитывают по зависимости

(6.42)

где К_гп - коэффициент, который зависит от свойств абразива и потока, для водопесчаной смеси К_гп = 1800, для глинистого раствора с абразивом

(^ 50 кг/м³) К_гп = 3000; для отработанного раствора (пять и более циклов циркуляции в объеме скважины) К_гп = 6000; о_сж - прочность породы на сжатие, МПа.

По экспериментальным данным с прочностью породы на сжатие о_сж = = 35 МПа начальная скорость разрушения песчаников и_оп ^ 6 м/с, для известняков и_оп = 7+10 м/с и для стали и_оп = 25 м/с. Значение о_сж можно рассчитать, используя зависимость (6.38).

Напомним, что разрушение породы закончится, когда скорость на дне канала будет равняться значению и_оп. Функция времени образования канала ГПП, которая изменяется в пределах 0 < f₀ < 1, имеет вид

т=~~_(A/~~D_)
t, (6.43)

(A/ D) +1

где t - время от начала резки потоком, мин.

Ниже приведены коэффициенты A и B, определенные по (6.43) во время резки в среде с давлением, которое считают критическим.

Условия работы потока............................... А В А/В

Открытые............................................... 0,0331 0,0051 6,49

Закрытые................................................ 0,0853 0,0057 14,96

Расчеты по формуле (6.43) дают следующие результаты: f₀(t) = 0,75;

0,82 и 0,9 за t = 20; 30 и 60 мин действия потока при незаякоренном перфораторе АП и соответственно f₀(t) = 0,58; 0,67 и 0,75 при заякоренном перфораторе АП.

Анализируя формулу (6.40), замечаем, что наибольшее влияние на длину канала оказывает диаметр насадки. Однако вследствие увеличения d₀ >

> 6 мм возрастают затраты жидкости и соответственно гидравлические затраты, что нецелесообразно.

Расчеты l можно упростить, если в формулу (6.43) подставить выражения (6.41) и (6.46) и привести к следующему виду:

l_t = d0C_rn(1542 I———f,(t) - 1). (6.44)

V ^Кгп^а сж

Напомним, что рекомендуемые параметры образования каналов во время одного резания следующие: t = 30+60 мин и Ap = 20+30 МПа для пород с а_сж < 50 МПа и Ap = 30+40 МПа для пород с а_сж = 100 МПа.

Увеличение глубины канала в 1,5-2 раза достигают путем газирования жидкости с песком.

Для расчета длины канала, образованного газированной жидкостью, применяют формулу (6.44), в которой вместо u₀ подставляют

и_ог = (1,15 + 1,85 ф)и₀, (6.45)

где и_0г - скорость потока газированной жидкости, м/с; ф - степень разгази-ровки жидкости в глубинных условиях (формула действительна для 0,1 < < ф < 0,5),

ф = —₍ ^а_/
); ⁽⁶.⁴⁶⁾

^а + ^(pг.ст ^/p0⁾

а - степень разгазировки жидкости в поверхностных условиях, м³/м³; p_r._CT -гидростатическое давление в нижней части НКТ длиной L; p₀ - атмосферное давление.

Заметим, что время образования канала ГПП при одном положении АП обычно составляет 30-40 мин.

Пример 6.3.1

Рассчитать параметры резки для образования каналов по условиям примера 6.2.1 и 1_пл = 150 мм; l_t = 187 мм; n = 6 отверстий на 1 м, чтобы обеспечить ф_с = 0,8. Гидропескоструйную перфорацию производят водой с песком концентрацией 40 кг/м³, АП на 73 НКТ, незаякоренный (открытые условия перфорации).

Решение

1. Для представленных условий рассчитаем, как изменяется длина канала во времени относительно максимальной.

По формуле (6.43) при A = 0,0331 и B = 0,0051

fo(t) ¦¦

(A/B) + t 6,5 + t

Например, для t = 15; 30; 45 и 60 мин значение f₀(t) соответственно равно 0,70; 0,82; 0,87 и 0,90. Отсюда выбираем t = 45 мин, так как дальше канал углубляется медленно.

2. Преобразуем формулу (6.44) с учетом того, что для t = 45 мин f₀(t) = = 0,87, для водопесчаной смеси К_гп = 1800 и для незаякоренного АП С_гп = = 1,5

4 = 1,5d₀ 1542 • 0,87.

(

l_t = 1,5 d (31,6_Л/лр”

(

1542 • 0, 87 42, 4

Ар

1,5d_r

а„

3. Рассчитаем l_t для а_сж = 94 МПа; d₀ = 4,5 и 6 мм; Ар = 25; 30; 35 и 40 МПа.

Для диаметра насадки d₀ = 4,5 мм и перепада давления на насадке Ар = = 25 МПа по преобразованной формуле в п. 2 данного примера найдем l_t =

= 1,5 • 4,5(31,6 --25 /94 - 1) = 102 мм. Для Ар = 30, 35 и 40 МПа значение l_t будет составлять соответственно 114; 123 и 132 мм, а для этих же значений Ар и d₀ = 6 мм длина канала l_t = 136; 152; 164 и 176 мм.

4. Сравнивая полученные результаты расчетов длины каналов l_t с необходимой длиной каналов (см. табл. 6.13), отмечаем, что ГПП следует проводить при Ар = 30 МПа или Ар = 35 МПа через насадки диаметром d₀ = = 6 мм.

Пример 6.3.2

Рассчитать параметры резки для образования каналов ГПП глинистым раствором с песком (50 кг/м³). Остальные данные и требования к параметрам перфорации аналогичны указанным в примере 7.2.1.

Решение

1. Обоснуем значение некоторых параметров ГПП: для открытых условий ГПП С_гп = 1,5; во время применения смеси глинистого раствора с песком К_гп = 3000. Для t = 15; 30; 45 и 60 мин значение f₀(t) соответственно составляет 0,70; 0,82; 0,87 и 0,90. Аналогично примеру 6.5.7 выбираем t = 45 мин, для которого свойствен наибольший прирост длины канала.

2. Преобразуем формулу (6.44) с учетом обоснованных значений параметров:

, Ар + а с j ⁽1542 • 0,87 I Ар +

l_t = 1,5d₀ 1542 • 0,87--1 = 1,5d₀i- —

¹ --------¹ 42,4 V а

3. Для d₀ = 4,5 мм и Др = 25 МПа по преобразованной формуле в п. 2 данного примера найдем l_t = 1,5 • 4,5(24,5 --25/94 - 1) = 78 мм. Для о_сж = = 94 МПа, Др = 30; 35 и 40 МПа l_t будет составлять 85; 93 и 100 мм, для этих же значений Др и d₀ = 6 мм длина канала l_t будет равняться соответственно 104; 114; 124 и 133 мм.

4. Сравнивая полученные максимальные длины каналов ГПП при использовании глинистого раствора (l_t = 133 мм для Др = 40 МПа и d₀ = 6 мм) с необходимыми параметрами, которые обеспечивают ф_с = 0,8, по табл. 6.13 находим l_t = 137 мм при п = 6 отверстий на 1 м. Приходим к выводу, что такой способ ГПП целесообразен только при максимальных технологических режимах резания. При таких условиях существенно изнашивается оборудование и нестабильно работает техника, поэтому проводить ГПП очень прочных пород на глинистом растворе нерационально.

Пример 6.3.3

Рассчитать параметры резки для образования каналов ГПП в известняке с

о_сж = 45 МПа отработанным раствором, с добавкой барита плотностью р = = 1500 кг/м³ и песка (50 кг/м³) через насадки с d₀ = 6 мм.

Решение

1. Принимаем следующие значения некоторых параметров ГПП: С_гп = = 1,5; К_гп = 3000 и длительность образования каналов t = 30 и 45 мин, значение f₀(t) для которых соответственно равно 0,82 и 0,87.

2. Преобразованная формула (6.44) имеет вид, как в примере 6.3.2.

3. Для о_сж = 45 МПа при d₀ = 6 мм, t = 30 мин и Др = 20; 25; 30 и

35 МПа значение l_t будет составлять 128; 145; 160 и 173 мм, для этих же

значений Др и d₀ при t = 45 мин значения l_t будут равняться 137; 154; 170 и 184 мм соответственно.

4. Полученные длины каналов ГПП во время перфорации через насадки значения с d₀ = 6 мм за t = 45 мин свидетельствуют о том, что все они соответствуют условиям задачи. Таким образом, ГПП с использованием глинистого раствора с песком пород средней прочности, подобно ГПП очень прочных пород с водопесчаной смесью, целесообразно производить, применяя перечисленные режимы резки.

Задача 6.4

Рассчитать режимы работы насосных агрегатов и количество спецтехники для ГПП.

Методика

Расчет производят по заданному перепаду давления на насадках определенного диаметра и для выбранного числа насадок, учитывая первую снизу от забоя скважины глубину отверстия ГПП, диаметр и толщину стенок эксплуатационной колонны и НКТ.

Вначале рассчитываем расход жидкости (м³/с) во время резки через насадки АП по формуле (6.35):

Яап = ^0,785^ЧпИ ап^^О^/рсм.

Обычно принимают число насадок, при котором затраты жидкости не превышали бы 0,025 м³/с для ограничения гидравлических потерь. Применяют п._п < 6 для насадок с d₀ = 4,5 м и п._п < 4 для насадок с d₀ = 6. Для ко-ноидальных насадок и_ап = 0,89.

Плотность смеси жидкости с песком (кг/м³) определяют по формуле

^рсм ^ёпк^(рпск ^рж⁾ + ^рж,

где р_пск - плотность абразивного материала, для зерен кварцевого песка р_пск = 2650 кг/м³; р_ж - плотность жидкости, кг/м³.

Отсюда

(

^пск

Спк

^Спск + ^рпск

где С_пск - концентрация песка в жидкости, кг/м³.

Значение давления (МПа) на устье скважины рассчитываем по уравнению (6.41):

!_У = Ap + Apтр.

Значение Ap.^ определяют из преобразованной формулы Дайси -Вейсбаха как сумму гидропотерь в НКТ и затрубном пространстве:

Ap.^ = 6,02 • 10⁵ • 0,01й’_ап х

/„ 0,75\1,75..0,25 „0,75/_яп„ \1,75,,0,25 +

х I ^р см ^(60qаи⁾ И см | ^рсм ^(60qаи⁾ И см , (6.49)

(d_T - 2S_т)⁴'⁷⁵ (D_K - 2S_к - d_T)³(D_K - 2S_к - й_т)¹'⁷⁵

где Н_ап - глубина нижнего отверстия перфорации, м; d_т - внешний диаметр НКТ, м; 6_т - толщина стенки НКТ, мм; D_K - внешний диаметр обсадной колонны, мм;

Исм = Ир^{е 3,18Cm}; (6.50)

И_р - вязкость жидкости без песка, МПа-с.

Рассчитанное по формуле (6.37) давление на устье сравниваем с характеристикой насосных агрегатов и допустимым давлением, вычисленным по формулам (6.39) и (6.38), когда принимаем решение о режиме их работы. Можно также рассчитать необходимое давление опрессовки напорных линий

Poп = 1,5 • Pу. (6.51)

Число насосных агрегатов

^П.п = ^апАа^ + ^1
(6.⁵²⁾

где д_ап - затраты жидкости насосного агрегата во время нагнетания на такой

скорости, для которой рабочее давление меньше расчетного.

Частота вращения коленчатого вала насосного агрегата для 4АН-700 составляет 1300-1500 об/мин.

Число обслуживающих агрегатов, которые подают жидкость с низким давлением на пескомесительную машину (цементирующий агрегат) n₄._a, определяют по формуле

Рис. 6.14. Схема обвязки оборудования при ГПП:

1 - гидропескоструйный аппарат; 2 - муфта-репер; 3 - обсадная колонна; 4 - НКТ; 5 - сальник устьевой; 6 - обратный клапан; 7 - фильтр для песка; 8 - насосные агрегаты высоконапорные; 9 - блок манифольда; 10 - пескосмесптель; 11 - насосные агрегаты низкого давления; 12 - выкидная линия в емкость; 13 - сито для улавливания хлама; 14 - емкость для жидкости

Пц.а = Па.н/2. (6.53)

Кроме указанных агрегатов используют блок манифольда, СКУ и автоцистерны для перевозки жидкостей. Схема обвязки оборудования изображена на рис. 6.14.

Пример 6.4.1

Рассчитать режим работы во время ГПП с Ар = 30 и 35 МПа через насадки с d₀ = 6 мм. П ри этом концентрация песка в воде С_пск = 50 кг/м³; плотность зерен песка р_пск = 2650 кг/м³; плотность воды р_ж = 1000 кг/м³; глубина установки АП для ГПП в скважине 2500 м; внешний диаметр эксплуатационной колонны D _к = 146 мм с толщиной стенки 6_К = 10 мм; внешний диаметр НКТ составляет 73 мм с толщиной стенки 6_т = 5,5 мм; вязкость воды [х_ж = = 1 мПа • с. Характеристика применяемых насосных агрегатов 4АН-700 (р_а._н., д_а._н.) приведена в примере 6.2.1.

Решение

1. Найдем плотность смеси жидкости с песком. Для этого вначале рассчитаем С_пк по формуле (6.48):

Сп_К--⁵⁰--0,0185.

50 + 2650

По уравнению (6.47) р_см = 0,0185(2650 - 1000) + 1000 = 1030 кг/м³.

2. Расход жидкости д_а._н через все 6-мм насадки АП рассчитываем по формуле (6.35), приняв n = 4:

3. Вычисляем гидравлические потери во время циркуляции жидкостнопесчаной смеси через НКТ вниз до АП и по затрубному пространству вверх к устью скважины по формуле (6.49). Для этого предварительно рассчиты-

1 л 3,18-0,0185

ваем вязкость смеси жидкости с песком по формуле ^_см =1 • е ’ =

= 1,06 мПа • с,

10Я0°^,751 5^1,751 06°-²⁵

Др = 6,02• 10⁶ • 0,01-2500 ~~^{1030 1,5} 'Ю⁶~~—

(73 - 11)⁴'⁷⁵

1030⁰'⁷⁵1, 5^1,751, 06⁰'²⁵

20,8 МПа.

(146 - 20 - 73)³(146 - 20 + 73)¹'

4. Ожидаемое давление на устье во время ГПП находим по формуле (6.37)

р_у = 30 + 20,8 = 50,8 МПа.

5. Сравниваем давление и затраты жидкости насосных агрегатов 4АН-700 с необходимыми параметрами для ГПП. По техническим возможностям допустимо проводить ГПП на II скорости 4АН-700, при этом р_а._н = 54 МПа >

> ру.

6. Определяем необходимое давление опрессовки нагнетательных линий по формуле (6.51 )

р_оп = 1,5 • 50,8 = 76,2 МПа.

Таким образом, для опрессовки необходимо использовать агрегат АЦФ (производство Румынии) с рабочим давлением р_ан = 100 МПа.

7. Рассчитаем необходимое количество насосных агрегатов 4АН-700 во время их работы на II скорости (р_у = 54 МПа и q = 5,5 л/с) для частоты 1300 об/мин с коэффициентом наполнения насосов 0,9 по формуле (6.52)

п_ан = (25/5,5 + 1) « 6 агрегатов.

8. Число вспомогательных агрегатов, например ЦА-320, определяем по формуле (6.53):

п_ца = п_а._н./2 = 3 агрегата.

9. Кроме указанных агрегатов для проведения процесса необходимы пескосмесительный агрегат (например, 4ПА), блок манифольда (4БМ-700), станция контроля цементирования для записи давления на устье во время ГПП, автоцистерны.

Задача 6.5

Рассчитать продолжительность процесса ГПП и потребность в жидкости и материалах.

Методика

Для проведения ГПП используют жидкости, которые не уменьшают проницаемость перфорированных пород и имеют небольшую вязкость. Для пористых коллекторов пригодна пресная (техническая) вода с ПАВ, пластовая вода или водный 0,5-1,0 % раствор солей хлористого кальция с ПАВ либо

0,2-0,4 %-ный раствор ПАВ; для трещиноватых коллекторов с аномально высокими давлениями - глинистый раствор с абразивным материалом (песком, гематитом). Плотность жидкости для ГПП подбираем так же, как и для ремонтных работ в скважинах.

Для расчета количества жидкости и песка следует знать следующие характеристики АП: число насадок п._п; их диаметр d₀; расстояние между насадками АП /_ап; расход жидкости через все насадки д_ап; концентрацию песка в жидкости С_пск.

Число установок АП для образования каналов ГПП рассчитывают по формуле

г.п = ^плП/п.н, (6.54)

где к_пл - толщина перфорированных ГПП пластов, м; n - число перфораций ГПП, отв./м; п._н - количество насадок с АП.

Объем жидкости для ГПП по закольцованной схеме определяем следующим образом:

У_Гп = (1,5+2,0) Ускв (6.55)

или

Угп = (1,5+2,0) 0,785 (D_K - 26_к)²На_Ш (6.56)

где У_скв - объем скважины; D_K - внешний диаметр колонны, м.

Если жидкость вторично не используется, тогда

V_ra = 1,3 qaJtian, (6.57)

где q_all - расход жидкости во время ГПП, м³/мин; t - длительность ГПП в течение одной резки, мин; 1,3 - коэффициент запаса жидкости для промежуточной промывки скважины.

Количество песка для ГПП (без вторичного использования жидкости)

Огп = 10^-3 qaп tiап Спс_К, (6.58)

где С_пск - концентрация песка в жидкости, 30+50 кг/м³.

Продолжительность процесса ГПП рассчитывают как сумму времени резания и времени промывания скважины. Если ГПП проводят за один светлый день работы спецтехники (в летний период 10-12 ч), то необходимо вызвать циркуляцию в скважине перед ГПП в количестве объема НКТ. Время циркуляции определяют следующим образом:

= 1,5 • 0,785 (d - 26т)² Нп/q^, (6.59)

где d_т - внешний диаметр НКТ, м; 6_т - толщина стенки НКТ, м; Н_ап - глубина спуска НКТ, м.

Промежуточные промывания производят перед поднятием перфоратора для последующей резки. Высота подъема НКТ во время ГПП одного интервала

1пдн = /ап + A/ап, (6.60)

где /_ап - расстояние между крайними насадками АП, м; A/^ - расстояние по вертикали между двумя соседними верхним и нижним каналами ГПП после поднятия АП для последующей резки.

В АП-6М расстояние между соседними насадками составляет 0,1 или

0,2 м.

Проверим число резаний, которое необходимо для ГПП в интервале перфорации к_пл:

ⁱrn = ^ш/Сн- (б-⁶¹)

Продолжительность промываний (мин) перед очередным поднятием АП для последующей резки вместе с временем перехода к новой установке АП рассчитаем по формуле

t_TOH = (0,3t + 15)(i_an - 1), (6.62)

где ^_п - 1 - число резаний, после которых требуется частичная промывка

длительностью 0,3 t мин; 15 мин - время поднятия НКТ с АП для новой резки.

Продолжительность промывки жидкостью в объемах скважины после

ГПП:

^рм = 1,5 * V_CKB/q_aa. (6.63)

^гп = ^tцрк + ^tпдм + ^рм + ^tгпп. ^(6-64)

Полная продолжительность процесса

Подготовительные и завершающие работы длятся 60-120 мин.

Зная потребность в материалах, продолжительность работ и перечень спецтехники, рассчитывают стоимость процесса ГПП в целом.

Пример 6.5.1

Проектируется ГПП в скважине с обсадной колонной внешним диаметром D_K = 146 мм и толщиной стенки 6_К = 10 мм на НКТ диаметром d_т = 73 мм с толщиной стенки 6_т = 5,5 мм.

Аппарат собран из двух стандартных аппаратов АП-6М, соединенных переводным патрубком, который спускают на глубину 2514 м с четырьмя 6-мм насадками по следующей схеме. Звездочками отмечены насадки, размещенные в АП спирально через 90°.

<:-

200 мм

400 мм

200 мм

l ап

^А1ап

После каждой резки в интервале Л_пл = 14 м АП с НКТ приподнимается на А1_ан = 200 мм, и резка продолжается. Таким образом, плотность ГПП n = = 4 отверстия на 1 м, расход жидкости q^ = 1,5 м³/мин; время резки t = = 45 мин для одной установки АП; концентрация песка в жидкости С_пск = = 50 кг/м³.

Решение

1. Рассчитаем число резаний по формулам (6.54) и (6.61)

14 * 4 ..

i,„ =-= 14

или

2. Количество жидкости для ГПП со сливом жидкости в емкость (см. рис. 6.14) определяют по формуле (6.56)

У_гп = 2У_скв = 2 • 0,785(0,146 - 2 • 0,01²) 2514 = 62,7 ^ 63 м³.

3. Массу песка для ГПП рассчитывают по уравнению (6.58)

О_ти = 10^-3 • 1,5 • 45 • 14 • 50 ^ 47 т.

4. Продолжительность процесса циркуляции жидкости перед ГПП с учетом (6.59)

?_црк = 1,5 • 0,785(0,073 - 2 • 0,0055)² 3514/1,5 = 7,6 мин.

5. Продолжительность поднятий перед переходом к новой резке определяют по формуле (6.62)

t_ms = (0,3 • 45 + 15)( 14 - 1) = 370,5 мин.

6. Длительность промывания после ГПП рассчитываем по зависимости (6.63)

t^u = 1,5 • 31,3/1,5 = 31,3 мин.

7. Полная продолжительность процесса согласно (6.64)

Т_гп = 7,6 + 14 • 45 + 370,5 + 31,3 = 1040 мин.

Поскольку ожидаемая продолжительность ГПП 1040/60 = 70 ч, то процесс будет продолжаться два дня (каждый день по такой схеме):

T = 7,6 + 7,45 + 370/2 + 31,3 = 539 мин.

Кроме того, требуется еще около 100 мин на подготовительнозавершающие работы.

6.10.3. ПРИМЕНЕНИЕ ПЭВМ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ

Анализ опыта планирования ГПП без применения ПЭВМ свидетельствует, что качество планов работ невысокое, а режимы ГПП планируются на основе эмпирических подходов. Для создания методических основ проектирования ГПП на ПЭВМ в Центре организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности (ЦОУЭНГ) в г. Ивано-Франковске разработана математическая модель проектирования процесса (см. подраздел 6.5), которая описывает образование каналов в пласте, необходимых для обеспечения заданного гидродинамического совершенства скважины. Методика проектирования базируется на комплексном применении данных стендовых и промышленных исследований, результаты которых использованы для проведения аналитических расчетов. Разработан алгоритм проектирования, при помощи которого рассчитывают технологические режимы процесса, потребность в материалах, оборудовании и спецтехнике, а также оценивают техникоэкономическую целесообразность ГПП. Рассмотрим поэтапно проектирование процесса ГПП на ЭВМ.

Информация, необходимая для проектирования ГПП, приведена ниже. Верх пропластка, м.

Низ пропластка, м.

Пористость пропластка, %.

Дебит жидкости фактический, м³/сут.

Дебит жидкости ожидаемый, м³/сут.

Обводненность, %.

Плотность нефти, т/м³.

Газовый фактор, м³/т.

Длина хода плунжера, м.

Буферное давление, МПа.

Число ходов плунжера, ход/мин.

Затрубное давление, МПа.

Пластовое давление, МПа.

Давление насыщения, МПа.

Плотность перфорации, отверстие на 1 м.

Число ярусов каналов.

Число каналов в ярусе.

Допустимое давление на устье во время ГПП, МПа.

Диаметр обсадной (эксплуатационной) колонны (внешний), мм.

Толщина стенки колонны, мм.

Диаметр НКТ (внешний), мм.

Толщина стенки НКТ, мм.

Длина НКТ, имеющихся у исполнителя ГПП, м.

Радиус контура питания, м.

Толщина пластов, подвергающихся ГПП, м.

Глубина спуска АП с насадками, м.

Пористость пластов, подвергающихся ГПП, %.

Пластовая температура, °С.

Радиус скважины (по кавернограмме), м.

Число насадок, шт.

Расстояние между крайними насадками, АП, м.

Диаметр насадок АП, мм.

Расстояние по вертикали между двумя соседними (верхним и нижним) каналами ГПП после поднятия АП для последующего резания, м.

Вязкость жидкости для ГПП, мПа • с.

Плотность жидкости для ГПП, кг/м³.

Плотность абразивного материала (песка), кг/м³.

Концентрация абразивного материала в жидкости, кг/м³.

Радиус гидропескоструйного аппарата, мм.

Время работы скважины после ГПП, по которому рассчитывается дополнительная добыча нефти, мес.

Стоимость образования одного отверстия ГПП, руб.

Цена 1 т нефти, руб.

Цена 1000 м³ газа, руб.

Себестоимость 1 т нефти, руб.

Себестоимость 1000 м³ газа, руб.

Затраты на проведение ГПП, руб.

Основные этапы проектирования следующие. Принимаем проектную величину ф_гп > ф_кп или ф_гп > 0,6. Рассчитываем число и длину каналов ГПП, требующихся для достижения заданной ф_гп. Определяем режимы образования каналов ГПП и выбираем из них возможные с давлением, меньшим допустимого. После этого находим продолжительность ГПП, потребность в спецтех-нике и материалах, рассчитываем колонну НКТ. В конце по технологическим и экономическим показателям процесса принимается решение о целесообразности проведения ГПП.

Структура и содержание исходных документов проектирования ГПП на

ПЭВМ показаны на примере проектирования процесса гидропескоструйной перфорации в скв. 706 Д.

Проект содержит вводную информацию о скважине, обоснование выбора скважины и технологии ГПП. Расчетная часть позволяет вычислить проектное значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины ф. Сравниваются необходимые для этого длина и число каналов ГПП с возможными для принятого ограничения по допустимому давлению на устье скважины (на насосных агрегатах). Рассчитываются колонна НКТ, потребность в материалах, жидкостях и длительность ГПП. В завершение определяются ожидаемый дебит, дополнительная добыча нефти и экономический эффект. Сравнивая различные варианты технологии, специалисты выбирают рациональный вариант.

Программа содержит инструкцию, в которой описаны порядок расчетов на ПЭВМ параметров и оценка эффективности ГПП. Проектирование ГПП на ПЭВМ - выгодное средство обоснования и принятия решений о целесообразности его применения в скважине.

Таким образом, предложена и реализована на ПЭВМ методика расчета основных параметров процесса резки каналов в пласте для выработки их на заданную глубину, влияние ГПП на продуктивность скважины. В целом применение методики повышает уровень проектирования ГПП и обеспечивает эффективность процесса.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ВЫБОРУ ОПТИМАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПОСЛОЙНОНЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПДС И МПДС

6.1. ЗАДАЧИ ЭКСПЕРИМЕНТА, УСТАНОВЛЕНИЕ ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА И КРИТЕРИЕВ ПОДОБИЯ

Результаты лабораторных и теоретических исследований, приведенные в разделе 5, показали принципиальную возможность довытеснения остаточной нефти из малопроницаемых прослоев послойно-неоднородных пластов с применением ПДС и МПДС на поздней стадии заводнения нефтяных залежей.

Способ извлечения остаточной нефти при этом основывается на перераспределении закачиваемой воды по прослоям и зонам неоднородного пласта путем искусственного образования полимердисперсных систем (ПДС) или их модификаций в высокопроницаемых промытых водой объемах неоднородного пласта.

Большинство выводов о механизме и закономерностях образования ПДС и МПДС было получено на основе лабораторных исследований, выполненных без присутствия пористой среды. В то же время состав пород-коллекторов, удельная поверхность пористой среды, структура и размеры поровых каналов, присутствие остаточной нефти и некоторые другие факторы существенно влияют на процесс образования поли-мердисперсных систем и на формирование остаточного фильтрационного сопротивления промытых водой прослоев послойно-неоднородного пласта. Кроме того, на эффективность довытеснения нефти влияют соотношение проницаемостей высокопроницаемых и малопроницаемых прослоев пласта, а также начальное распределение объемов нефти по отдельным прослоям к моменту начала применения ПДС.

Моделирование процессов вытеснения нефти из послойнонеоднородных моделей пластов производилось с целью изучения закономерностей вытеснения нефти водой, определения влияния разработанных составов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пористой среды и процессы довытеснения остаточной нефти из малопроницаемых прослоев неоднородного пласта.

Исследование влияния неоднородности строения нефтяных залежей на динамику нефтеотдачи относится к числу наиболее важных задач совершенствования разработки нефтяных месторождений. Ее решение усложняется тем, что нефтенасыщенные коллекторы, как правило, характеризуются очень сложным геологическим строением. Даже в пределах одной залежи можно встретить различные типы неоднородности (прерывистость, слоистость, трещиноватость), изменение проницаемости и ряда других параметров пород по площади и объему, иногда называемое зональной неоднородностью пласта.

Для изучения влияния всех типов неоднородности строения нефтяной залежи широко применяются различные теоретические методы исследования. Одни типы неоднородности лучше исследуются методами механики сплошных сред, другие статистическими, третьи — экспериментальными методами. В частности, характер продвижения водонефтяного контакта в продуктивных пластах, толщина которых складывается из изолированных между собой пропластков разной проницаемости, и характер обводнения добываемой из них продукции можно описать обычными методами механики сплошных сред. Для оценки влияния прерывистости строения пород на нефтеотдачу пласта могут успешно применяться статистические методы исследований. Однако в реальных пластах встречаются и другие типы неоднородности, которые в настоящее время могут быть исследованы только экспериментальными методами. К числу таких типов неоднородности относится, например, послойная неоднородность пород. При этом пропластки разной проницаемости могут быть гидродинамически связанными или изолированными непроницаемыми прослойками.

Изучая процессы вытеснения нефти водой и другими нефтевытесняющими агентами на лабораторных установках и 288 получая результаты, которые можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт, необходимо учитывать все факторы, определяющие величину охвата пород вытесняющим агентом и коэффициента полноты извлечения нефти. В однородных пористых средах коэффициент охвата зависит от геометрии пласта и системы расстановки скважин. В неоднородных отложениях значение этого коэффициента зависит также от характера и степени неоднородности пород, от отношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз и от разности их плотностей. Влияние всех перечисленных факторов учесть трудно, но можно учесть некоторые из них на лабораторных моделях.

Намного сложнее при лабораторном моделировании учесть факторы, влияющие на коэффициент полноты извлечения нефти из пор, занятых вытесняющей водой (коэффициент вытеснения).

Коэффициент вытеснения нефти водой зависит от целого ряда характеристик: от скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границе двух фаз, разности их плотностей, структуры порового пространства, угла смачивания твердой фазы, содержания и свойств связанной воды, а также от химического состава нефти и вытесняющей ее жидкости или газа.

Неоднородность пласта, как отмечалось выше, является одним из главных факторов, оказывающих влияние на эффективность вытеснения нефти из пласта и на конечную нефтеотдачу. Очевидно, при вытеснении нефти из неоднородных пластов эффективность применения композиций химреагентов снижается из-за уменьшения коэффициента охвата пласта воздействием.

На основе обзора литературных данных и исходя из общих представлений о механизме процесса довытеснения нефти из терригенных коллекторов были выбраны наиболее важные факторы, влияющие на степень охвата неоднородного пласта воздействием при заводнении. Такими факторами являются: степень различия коэффициентов проницаемости отдельных прослоев послойно-неоднородного пласта, минимальные и максимальные значения коэффициентов проницаемости отдельных пропластков, наличие или отсутствие гидродинамической связи между прослоями, физико-химические свойства нефтевытесняющих композиционных систем, размеры создаваемых оторочек и некоторые другие. В лабораторных опытах изучали, как влияют на нефтеотдачу следующие факторы:

1) степень различия коэффициентов проницаемости отдельных прослоев послойно-неоднородного пласта (отношение коэффициентов проницаемости);

2) размеры создаваемых оторочек растворов композиций химреагентов;

3) составы технологических жидкостей, закачиваемых в модель пласта (ПДС, МПДС, ПАВ и др.) для увеличения конечной нефтеотдачи;

4) последовательность закачки технологических жидкостей (непрерывная, циклическая);

5) наличие или отсутствие гидродинамической связи между пропластками неоднородного пласта.

Модели послойно-неоднородного пласта с гидродинамически не связанными пропластками создавали, используя два или более параллельно включаемых в систему вытеснения кернодержателя с моделями пористых сред.

В соответствии с выводами теоретических исследований, приведенных в работе [41], и с учетом проницаемостной неоднородности продуктивных пластов выбранных объектов исследований при подготовке моделей пористых сред добивались следующих соотношений коэффициентов проницаемости отдельных пропластков послойно-неоднородного пласта:

k₁/k₂ < 2; 2 < k₁/k₂ < 6 и k₁/k₂ > 6, (6.1)

где k₁ и k₂ — коэффициенты проницаемости соответственно высокопроницаемого и низкопроницаемого прослоев.

Известно, что некоторые процессы, способствующие увеличению коэффициента охвата воздействием, такие как про-тивоточная капиллярная пропитка, фильтрация нефти из более нефтенасыщенных прослоев в менее нефтенасыщенные, могут происходить в неоднородных пластах при наличии гидродинамической связи между прослоями. Поэтому наличие или отсутствие гидродинамической связи следует считать одним из факторов, влияющих на полноту вытеснения нефти из неоднородного пласта. При количественной оценке влияния этого фактора в реальных пластах необходимо пользоваться коэффициентом гидродинамической связанности пластов.

Модели неоднородного пласта, состоящего из двух гидродинамически связанных пропластков, как было показано в разделе 5, готовятся с использованием кернодержателей специальной конструкции [164]. В наших опытах кернодержате-лем служила труба из нержавеющей стали с внутренним диаметром не менее 30 мм, длиной 1 м. На одном конце кер-нодержателя устанавливается резиновая пробка с закрепленной вдоль образующей перфорированной пластиной. Ширина пластины соответствует внутреннему диаметру кернодержа-теля. К пластине прикрепляется хлопчатобумажная ткань длиной, соответствующей длине кернодержателя. Таким образом, полость кернодержателя разделяется с помощью пластины и ткани на две равные половины. По обе стороны от стальной пластины в пробке устанавливаются две выходные трубки диаметром 6 мм для отбора вытесняемой жидкости. После предварительной подготовки кернодержателя каждая половина полости трубы заполняется подготовленным песком «крупной» и «мелкой» фракций. Концы кернодержателей закрываются и кернодержатель устанавливается на вибростенд для уплотнения. Коэффициенты проницаемостей отдельных прослоев по воздуху оцениваются путем набивки отдельных кернодержателей песком соответствующей фракции при одинаковом режиме уплотнения.

Следует отметить, что механизм увеличения охвата послойно-неоднородного пласта при заводнении, как отмечалось выше, основан на увеличении фильтрационного сопротивления пород для воды практически полностью обводненных высокопроницаемых пропластков, в результате чего происходит интенсификация вытеснения нефти водой из малопроницаемых пропластков. Основные технологические жидкости ПДС и МПДС, за исключением «ПДС+ ЩСПК», практически не обладают более высокой по сравнению с водой нефтевытесняющей способностью. В связи с этим в качестве объектов исследований эффективности технологий довытеснения остаточной нефти выбирались залежи в послойно-неоднородных пластах без гидродинамической связи между отдельными пропластками. Целесообразность применения рассматриваемых МУН на основе ПДС и МПДС в послойно-неоднородных пластах с гидродинамически связанными прослоями необходимо обосновать путем проведения дополнительных исследований. В связи с этим большинство лабораторных опытов проводилось на моделях послойно-неоднородных пластов с гидродинамически несвязанными прослоями.

Лабораторные эксперименты по изучению процессов вытеснения нефти из неоднородных пластов водой и с использованием ПДС или их модификаций проводились в соответствии с ОСТ-39-195 — 86 и другими руководящими документами [60, 63, 120 и др.] при постоянном расходе вытесняющей жидкости. Режим вытеснения нефти при постоянном перепаде давления использовался лишь в отдельных случаях для экспресс-оценки эффективности процесса.

Используемые приборы и оборудование изготовлены из материалов, инертных по отношению к применяемым жидкостям (минерализованной воде, растворам ПАВ, полимеров, щелочей и др.) и не сорбируют ПАВ.

Для создания заданного противодавления на выходном конце кернодержателя устанавливался специальный контейнер с инертным газом (азот), подключенный в верхней части к газовому баллону высокого давления. В этом случае замер объема выходящих из образца жидкостей осуществлялся с помощью мерников высокого давления.

Лабораторные опыты по вытеснению проводились применительно к продуктивным пластам девонского горизонта, терригенным отложениям нижнего карбона месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, терригенным отложениям месторождений Западной Сибири и карбонатным коллекторам месторождений республик Татарстан и Башкортостан. Такой широкий выбор условий проведения лабораторных исследований объясняется тем, что значительная часть остаточных запасов нефти сосредоточена на объектах указанных нефтяных регионов. Кроме того, при подготовке и проведении исследований по созданию новых мУн, лабораторные и промысловые работы рассматривались как единое целое. Промысловые испытания новых технологий УНП являлись органическим продолжением лабораторных экспериментов, результаты которых позволяли судить об оптимальных условиях их применения и технологической эффективности.

При проведении лабораторных исследований процессов нефтевытеснения необходимо быть уверенным в том, что процесс, воспроизводимый в условиях опыта, точно или приближенно подобен натуральному. В большинстве случаев только при выполнении этого требования результаты исследований имеют практическую и теоретическую ценность.

Условия динамического подобного моделирования при решении задач фильтрации и вытеснения нефти из пористой среды впервые фундаментально разработаны Д.А. Эфросом, а затем развиты и дополнены отечественными и зарубежными исследователями. Критерии подобия в этих работах получили, исходя из предположения, что пласты сложены однородными породами, и поэтому их нецелесообразно использовать без уточнения условий неоднородных коллекторов. В последнем случае при выводе условий динамического подобия в систему определяющих параметров должны быть введены новые величины, характеризующие геометрию порового пространства

породы и степень ее неоднородности. Некоторые задачи моделирования процессов вытеснения нефти водой из неоднородных пористых сред рассмотрены Ш.К. Гиматудиновым [64].

Основой для установления параметров лабораторного опыта, как правило, служат безразмерные отношения величин, характеризующих физический процесс нефтевытесне-ния. Эти безразмерные соотношения (критерии или инварианты подобия) могут быть получены методом анализа размерностей или путем приведения к безразмерному виду уравнений, описывающих изучаемый процесс [27, 64, 189, 239].

Д.А. Эфросом условия подобия при вытеснении нефти водой получены из системы дифференциальных уравнений, описывающих усредненное движение, и граничных условий их решения. Эти уравнения были записаны без учета сжимаемости жидкости и изменения вязкости в зависимости от давления. При этих предположениях процесс вытеснения нефти водой с достаточной точностью описывается следующей системой дифференциальных уравнений [182]:

^kH

•-d-

p+^p I

= Н_н^m dp . k dt '

(6.2)

^kB

^{p -}^p I

= Ив^m dp k dt

(6.3)

k(dp / dx)

k_B = —^УвНв— — относительные проницаемости для нефти и

k(dp / dx)

воды; н_н и и_в — вязкости нефти и воды; k — начальная проницаемость пористой среды; m — коэффициент пористости

Рн + Рв

пласта; р — водонасыщенность; p = ^ъ — среднее давление; р_к(р) = р_н — р_в > 0 — капиллярное давление, являющееся функцией водонасыщенности; t — время; х — линейная координата.

Вследствие предположения о несжимаемости жидкостей абсолютное значение давления не влияет на процесс и, как видно из (6.4), существенна лишь величина перепада давлений.

Путем умножения и деления входящих в уравнения (6.2), (6.3), (6.4) и (6.5) переменных на соответствующие характерные значения длины L, перепада давления Др₀, времени t₀ уравнения (6.2), (6.3) и (6.4) приводятся к безразмерному виду

д_

к_н —\ р + ^Рк1 - ^Рк0

д^Г 2 Дро

_ ц_вmL² др

kt₀ Др₀ дt

кв р ^рк ^РК⁰

kt₀ Др₀ дt

(6.3')

_ ц_н mL² др

(6.2')

где р и р_К — безразмерные, т.е. относительные давления;

?, = x/L — безразмерная длина; т = t/t ₀ — безразмерное время.

За величину приведенного давления целесообразно [239] принимать начальную депрессию Др₀ = (Др)₍=₀. Тогда безразмерные граничные условия запишутся в виде

р1 ⁽t⁾ - р2 ⁽t⁾ _ Др№)].

(6.4')

рх (0) - р2(0) Дро

k_H —^[р + .-^1+-^ к_в —_ v[t(T)]. (6.5')

^н д^^Р 2 Дро) Цв ^в д| Дро к

Д.А. Эфросом показано, что подобие процессов означает тождественность дифференциальных уравнений и граничных условий. Уравнение вида (6.2'), (6.3'), (6.4') или (6.5') относится, очевидно, как к натуральному процессу, так и к процессу, происходящему в модели.

Для того, чтобы уравнения для модели и натуры тождественно совпадали, необходимо равенство коэффициентов при соответствующих членах. Кроме того, необходимо совпадение входящих в уравнения безразмерных функций и констант.

Подобие в случае вытеснения нефти водой достигается [239], если:

Рк0			Рк0
^APo _	мод		_^AP0 _

Ц_н L^2
m

kto Apo

^L^_H ^v0		^L^_H^V 0
^AP0^k _	мод	_ ^AP0^k _

Г k_H J = Г k_H ]

L ^H J мод L ^H J_H

Г k_B J = Гк_в ]

^{L B} _мод ^{L B J}H

M'H

•p

мод

нат

Pk		Pk
^Pk0 _	мод	_ ^Pk0 _	нат

AP			AP
^AP0 _	мод		_^AP0 _

мод

нат

(6.6)

	ц_н *L² m*
мод	*_ ^kt0* ^AP0 _

(6.7)

(6.8)

(6.9)

(6.10)

(6.11)

(6.12)

(6.13)

(6.14)

= ф⁽р⁾; = ф^(т);

нат

= m

Подробный анализ условий подобия и методы определения параметров опыта при моделировании однородных пористых сред даны в работах Д.А. Эфроса. Поэтому рассмотрим далее проблемы реализации условий подобия, связанные с неоднородным строением пористой среды, и пути определения параметров модели неоднородного пласта и условия проведения опытов.

Д.А. Эфросом показано, что фазовые проницаемости ^k_H ^и k_B являются функциями водонасыщенности Б_в и безразмер-

Ст_в

ного комплекса

^k |gradp|

Учитывая, что при трехмерном потоке градиент давления существует по направлению всех координатных осей, дополнительные соотношения, обеспечивающие равенство соответствующих фазовых проницаемостей модели и натуры запишем в виде

(6.15)

(6.16)

(6.17)

а		а
_ ^kx \|g^radPx\| _	мод	*_ ^kx* \|g^radPx\| _	нат
а		а
^kx \|gradp_y\|	мод	^kx \|gra^dP_y\|	нат
а		а
_^kx \|gra^dP_z\| _	мод	_ ^kx \|gra^dP_z\| _	нат

Рассматривая параметры подобия (6.6)- (6.17), видим, что их реализация в опыте вызывает большие трудности. Одна из них заключается в том, что в эти параметры входят местные значения величин, характеризующих физические свойства горных пород, значение которых зависит от координаты. Кроме того, при воспроизведении некоторых безразмерных комплексов, характеризующих динамику потока, необходимо в каждой точке пористой среды знать соответствующие скорости потока и давления по координатным осям. Как отмечается в работе [64, 189, 239], эти затруднения, однако, можно преодолеть, если при моделировании учитывать значение и физический смысл соответствующих параметров подобия. Например, параметр

_ р_к а cos 9

(6.18)

^П1 ^{_ _}

Ар Др>/к7

определяет внешние размеры модели. При выборе его необходимо, чтобы в модели капиллярное давление по отношению к внешней депрессии было столь же малым, как и в натуре. При нарушении этого условия капиллярное давление, развиваемое менисками, становится в пористой среде господствующим источником силы, под действием которой нефть вытесняется из модели. В природных условиях параметр п₁ очень мал, так как внешние перепады давления Ар, например, между нагнетательным и добывающим рядами скважин во много раз превышает среднее капиллярное давление, развиваемое менисками. Следовательно, при моделировании пара-

метра п необходимо прежде всего исходить из значений этого параметра по направлению вытеснения — вдоль оси х.

Аналогичный анализ показывает, что исходным значением параметра подобия

ст

(6.19)

к |gradp|

который должен быть положен в основу при моделировании, также будет его величина вдоль оси х. Что же касается местных значений проницаемости к и пористости m, входящих в п₁ и п₂, то их можно заменить величинами математических ожиданий распределения соответствующих параметров.

При моделировании процесса вытеснения нефти водой из неоднородных пород основная трудность заключается в реализации условий

Рк		Рк
_Др _	нат	_Др _	мод

или

(6.20)

ст cos 9		ст cos 9
Дрл/k / m	нат	Дрл/k / m

ст		ст
^к \|g^radp\| _	нат	*_^к* \|дгаф\| _

мод

	' i'
нат	_ L _

(6.21)

(6.22)

где I_t — расстояния, в пределах которых в пласте и в модели происходят существенные изменения физических свойств пород (зональная и послойная неоднородности пласта).

Совместное выполнение условий (6.20), (6.21) и (6.22) ведет к требованию сохранения условия

(6.23)

L		L
Д _	нат	_

мод

что практически осуществить невозможно, так как проницаемость модели для этого должна быть очень малой.

Приближенное моделирование, однако, можно осуществить, если пренебречь некоторыми второстепенными условиями подобия. При этом необходимо установить, что нереализуемые условия существенно не влияют на искомые закономерности.

Отношение p_l<0/Ap₀ для натуральных условий есть величина очень малая. В этом случае возможно пренебречь в уравнениях (6.2) и (6.3) величиной капиллярного давления и счи-

тать, что процесс не зависит от соотношения , =.

V(k / m)Ap

Единственным критерием, связанным с капиллярностью,

здесь является комплекс , влияющий на значения

^k |gr&^dp|

фазовых проницаемостей k_H и k_B. Приближенное подобие

будет достигнуто, если, сохраняя условие (6.21), пренебречь условием (6.20) и требовать для модели лишь достаточной малости капиллярного давления по сравнению с гидродинамическим перепадом давления.

Следует отметить, что физико-химические процессы, протекающие на контактах нефти и воды в пористой среде, тесно связаны со скоростью вытеснения и с начальными физико-химическими свойствами пластовой системы. Поэтому, чтобы избежать влияния гистерезисных явлений на результаты вытеснения, желательно в модели воспроизвести натурные скорости перемещения водонефтяного контакта и естественные физико-химические свойства пластовой системы. В связи с этим режимы вытеснения в наших лабораторных опытах выбирались исходя из условия обеспечения равенства скоростей фильтрации жидкостей, одинаковых с пластовыми.

Ш.К. Гиматудиновым [64] показано, что для средних условий (по проницаемости, вязкости нефти и воды, межфазному натяжению и углу смачиваемости) значения параметров будут равны п = 0,5-10“², 7г₂ = 2,23-10⁶, п₃ = 1/200, т.е. величина п для натурных условий очень мала и поэтому реализовать это условие в моделях затруднительно.

Пути преодоления этой трудности указал Д.А. Эфрос [239]. Он установил, что в опытах по вытеснению нефти водой можно не соблюдать пластовых значений параметров п₁ и п₂ , а ограничиваться теми значениями этих критериев, при которых интенсивность изменения нефтеотдачи от их значений уменьшается. В конкретных случаях по Д.А. Эфросу границу автомодельности необходимо установить эксперимен-

тально путем построения зависимости безводной нефтеотдачи от критериев п и п₂.

Специально поставленные эксперименты [96] показали, что изменение п интенсивно влияет на процесс заводнения лишь до определенного значения этого критерия. При п < < (0,12- 0,15) можно не соблюдать равенства чисел п для модели и натуры, так как коэффициент вытеснения нефти мало зависит от дальнейшего уменьшения этого критерия. Что же касается пластовых значений параметра п₂, то их можно без больших затруднений воспроизвести в лабораторных условиях.

Из приведенных соотношений для критериев подобия видно, что уменьшение поверхностного натяжения уменьшает перепад давления и не влияет на потребную длину модели. Можно избежать большой длины модели, если уменьшить проницаемость к_мод, сделав ее значительно меньше натурной.

Следует, однако, иметь в виду, что помимо трудностей, связанных с получением малопроницаемых модельных образцов, нет оснований считать, что при уменьшении проницаемости удается сохранить геометрическое подобие порово-го пространства.

Малопроницаемые модели так же, как и модели большой длины, могут быть полезны при исследованиях специальных вопросов. Исследования же, цель которых — получение данных для конкретных месторождений, должны проводиться по возможности на соответствующих кернах и жидкостях, физические свойства которых близки к пластовым. Кроме того, жесткие требования к параметру п предъявляются в том случае, если при эксперименте оцениваются не только конечные результаты вытеснения, но и изучается динамика процесса (безводный коэффициент вытеснения, распределение насыщенностей и др.). В наших экспериментах в основном определяются конечные результаты опыта. Поэтому с учетом результатов оценочных расчетов и специальных опытов в наших экспериментах длина модели пористой среды принята равной 1 м.

Условие приближенного моделирования требует равенства относительных проницаемостей для нефти и воды (6.9) и (6.10) при заданном значении водонасыщенности пористой среды.

Известно, что для однотипных пород и свойств пластовых жидкостей значения относительных проницаемостей для нефти и воды зависят в основном от насыщенности порового пространства соответствующими фазами. Кроме того, кривую

«капиллярное давление р_к — насыщенность S» часто можно аппроксимировать соотношением [64]

(6.24)

Характер зависимости р_к = f(S) определяется в основном распределением пор по размерам r и структурой поровых каналов

рк = f(S) = F[f(r)].

(6.25)

Учитывая (6.24) и (6.25), формулы для определения относительных проницаемостей по кривым р_к0 = f(S_B) можно представить в виде [64]

0 Рк

(6.26)

0 Рк

(6.27)

где S_m — минимальная остаточная нефтенасыщенность поро-вого пространства нефтью; S^ и S_в — остаточная и текущая водонасыщенность порового пространства.

Для удовлетворения условий (6.9) и (6.10) в наших экспериментах были использованы для создания моделей пластов, представленных терригенными кварцевыми породами, — кварцевый песок, полимиктовыми породами месторождений Западной Сибири карбонатных пластов — дезагрегированные естественные породы.

Моделирование связанной воды производилось путем насыщения моделей пластовыми водами соответствующих объектов. Модели пористых сред насыщались изовискозной моделью пластовой нефти. Начальное нефтевытеснение производилось сточными промысловыми водами соответствующих объектов разработки. По нашему мнению, все это способствовало максимальному приближению условий лабораторных опытов к натурным пластовым.

При изучении значений текущего коэффициента охвата и динамики обводнения продукции скважин очень важно

уменьшить относительный размер стабилизированной зоны до минимума. Как известно, соотношение между длинами стабилизированной зоны и самого пласта определяется безразмерными параметрами [239]:

^х = Aa/m ¦ '⁶²⁸⁾

где а — поверхностное натяжение, дин/см; k — проницаемость, см²; m — пористость, доли ед.; х — относительный размер стабилизированной зоны; с — параметр, учитывающий отношение вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз; Ap — перепад давления, дин/см².

Чтобы свести погрешности эксперимента, обусловленные влиянием стабилизированной зоны, до величин, которыми можно пренебречь, в опытах на модели неоднородной пористой среды принято х = 0,05 [239].

При рекомендованном значении х постановка опытов при невысоких давлениях и сравнительно небольших моделях возможна только при резком снижении поверхностного натяжения на границе двух фаз и увеличении проницаемости пористой среды. А.Г. Ковалевым показано, что при снижении поверхностного натяжения а до 5 дин/см кривые фазовых проницаемостей имеют обычную форму. Значения безразмерного параметра п1 будут удовлетворять условию

п = —~~,^а~~ < 0,6.

Apvk/m

При модельных скоростях вытеснения влияние сил гравитации, обусловленных разностью плотностей вытесняющей и вытесняемой фаз, будет очень мало. Для оценки их влияния в некоторых случаях проводят специальные исследования.

Используя имеющиеся данные лабораторных исследований процессов вытеснения нефти водой, можно установить, что в автомодельной области текущий коэффициент вытеснения зависит главным образом от объема прокачанной через пористую среду воды, соотношения вязкости нефти и воды, удельной поверхности породы и краевого угла смачивания. Текущий коэффициент вытеснения с учетом указанных факторов может быть представлен в виде многопараметрического семейства кривых, что для практических целей представляет определенное неудобство. Однако изучение вопроса показывает, что текущий коэффициент вытеснения нефти из пористой среды при заданном краевом угле

смачивания пропорционален величине безразмерного параметра

У_вп7 Ио So, (6.29)

где У_вп — количество воды, прокачанное через образец пористой среды, измеряемое в единицах от начального содержания в нем нефти; ц₀ — отношение вязкости нефти к вязкости воды; S₀ = S₂7S₁ — относительная удельная поверхность пористой среды.

6.2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ МОДЕЛЕЙ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПДС

Лабораторные опыты по изучению процессов вытеснения нефти из моделей пористых сред водой с применением по-лимердисперсных систем выполнялись по следующей схеме. Модель послойно-неоднородного пласта с гидродинамически не связанными пропластками создавалась путем использования двух или более параллельно включаемых в систему вытеснения кернодержателей с моделями пористых сред, различающимися коэффициентами проницаемости, пористости, гранулометрическим составом песка и содержанием остаточной воды.

Моделью пластовой нефти в опытах служила дегазированная нефть реальных нефтяных залежей, с добавлением очищенного керосина. Для создания связанной воды кернодер-жатель, заполненный песком, насыщался пластовой водой или ее моделью, соответствующей по составу солей и общей минерализации пластовым водам объектов применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов с использованием ПДС. Плотность и динамическая вязкость моделей пластовых вод также соответствовала характеристикам реальных залежей.

Остаточная вода в моделях пористой среды создавалась путем насыщения ее водой при вакуумировании и последующего вытеснения керосином и путем взвешивания керно-держателя до и после насыщения модели пластовой водой. Для устранения возможных погрешностей в определении объема нефти за счет эмульгирования воды и нефти вытесненная из модели пористой среды жидкость в мерном цилиндре подвергалась тепловой обработке добавлением ПАВ. Через модель пласта пропускалось до 6— 7 объемов пор нефти.

После насыщения модели пласта нефтью и определения коэффициента начальной нефтенасыщенности кернодержа-тели подключались в гидравлическую схему общей экспериментальной установки (см. рис. 5.6)

Первичное вытеснение нефти из моделей послойнонеоднородных пластов осуществлялось промысловой сточной водой из системы поддержания пластового давления. Промывка модели водой производилась до полного обводнения вытесняемой жидкости из высокопроницаемого прослоя послойно-неоднородного пласта с двумя гидродинамически не связанными пропластками.

При вытеснении нефти промысловой сточной водой, используемой в системе ППД, определялись следующие параметры:

текущий коэффициент вытеснения нефти водой на любой момент времени или при заданном значении безразмерного объема прокачанной жидкости через модель пласта, выраженного в объемах пор модели;

коэффициент вытеснения нефти за безводный период по каждому из прослоев модели послойно-неоднородного пласта;

конечный коэффициент вытеснения нефти водой для каждого пропластка к моменту полного обводнения высокопроницаемого прослоя модели;

обводненность вытесняемой жидкости из каждого прослоя модели на любой момент времени;

перепад давления на концах модели пласта; скорость фильтрации жидкости в каждом прослое неоднородного пласта.

Кроме того, результаты измерений основных параметров лабораторного эксперимента позволяют рассчитать изменение относительных проницаемостей для нефти и воды в зависимости от среднего значения водонасыщенности пористой среды при заданном значении безразмерного объема прокачанной через модель жидкости.

В последние годы проведено много теоретических и экспериментальных исследований процесса вытеснения нефти из моделей однородных пористых сред; рассмотрен и изучен широкий круг вопросов, связанных с влиянием различных факторов на величину коэффициента вытеснения и нефтеотдачу; исследован характер продвижения водонефтяного контакта, продолжительность вытеснения и другие показатели его эффективности.

Однако особенности вытеснения нефти водой из неоднородных пористых сред изучены недостаточно полно. Полученные результаты по ряду причин носят предварительный характер. Влияние многих факторов, таких как соотношение проницаемостей отдельных прослоев послойно-неоднородных пластов при различных соотношениях вязкостей нефти и воды и другие изучено недостаточно. В связи с этим при проведении таких исследований имеет важное значение уточнение механизма формирования остаточной нефти на поздней стадии заводнения нефтяных залежей.

При изучении процесса вытеснения нефти водой из моделей послойно-неоднородных пластов будем использовать математическую модель объекта исследования. Для описания объекта удобно пользоваться представлением о кибернетической системе [2], которая схематически изображена на рис. 6.1. Часто такую кибернетическую систему называют черным ящиком [2, 3, 67]. Стрелки справа изображают численные характеристики целей исследования. В данном случае это коэффициенты вытеснения нефти за безводный период по высокопроницаемому и малопроницаемому прослоям соответственно К_вб1 и К_вб2, средний коэффициент вытеснения нефти за безводный период в целом по модели К_вб, коэффициент вытеснения нефти водой соответственно из высокопроницаемого и малопроницаемого прослоев К_в1 и К_в2 к моменту полного обводнения вытесняемой жидкости из высокопроницаемого прослоя, средний коэффициент вытеснения нефти водой в целом по модели Кв.

Стрелки слева на рис. 6.1 изображают управляемые факторы, влияющие на процесс. После выбора функций отклика необходимо обосновать и выбрать все существующие факторы, от значения которых зависит процесс вытеснения нефти водой из модели неоднородного пласта. Если какой-либо фактор окажется неуточненным, то это может привести к нежелательным последствиям.

Рис. 6.1. Схема «черного ящика»

В общем виде функции отклика представляются в виде

^Kвбi ^Ke6i^(ki r ^k1^7k2r ^mi ^,
аннг г

Si, анв, 9, Ap, Ин, Ив, Ар, P, t);

^Kвi ^^ei^(ki, ^k1^7k2, ^mi, ^аннi,

Si, анв, 9, Ap, Ин, Ив, Ар, P, t);

(6.31)

(6.32)

K_B = Кв(к1/к2, m1/m2, а^/ан^, S1/S2, анв, 9, Ap, Ин, Ив, Ар, P, t),

где k₁ и k₂ — коэффициенты проницаемости прослоев двухслойного пласта; — коэффициент пористости i-го прослоя; а_нн — начальная нефтенасыщенность; s_i — удельная поверхность пор; а_нв — межфазное натяжение между нефтью и водой; 9 — угол смачивания; Ap — перепад давления между концами кернодержателя; Ин и Ив — соответственно вязкости нефти и воды; Ар — разность плотностей воды и нефти; p и t — давление и температура в модели пласта.

Согласно (6.30) — (6.32) функции отклика для неоднород

ного пласта в общей постановке задачи зависят от 14 параметров. Для построения уравнения регрессии нелинейных моделей при планировании полного факторного эксперимента с варьированием кодированных параметров на двух уровнях, как известно, необходимо предусмотреть проведение 2¹⁴ = 16 384 опытов, что явно недостижимо и нерационально. Следовательно, необходимо сократить число экспериментов как за счет отсеивания малозначительных факторов, так и за счет уменьшения количества факторов. К малозначащим факторам можно отнести Ap, Ар и а_ннр Лабораторные опыты, как было отмечено выше, проводились для условий терриген-ных коллекторов девона (Ромашкинское, Бавлинское, Ново-Елховское месторождения), терригенных коллекторов нижнего карбона некоторых месторождений Башкортостана и Татарстана, полимиктовых коллекторов месторождений Западной Сибири и карбонатных коллекторов порового типа. Если рассматривать результаты опытов для каждой группы месторождений в отдельности, то такие параметры, как коэффициент пористости, начальная нефтенасыщенность, удельная поверхность пор, угол смачивания и температура, были достаточно близки к реальным пластовым условиям. Тогда для построения приближенной математической модели процесса можно ограничиться учетом двух факторов — соотношения

коэффициентов проницаемости прослоев послойно-неоднородного пласта и отношения вязкости нефти к вязкости воды.

Для более детального изучения механизма воздействия ПДС на обводненные продуктивные пласты в зависимости от характеристик закачиваемых технологических жидкостей в целях совершенствования их заводнения проведена серия экспериментов по нефтевытеснению на моделях послойнонеоднородных пластов.

Иследования проводились путем приближенного моделирования условий разработки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений. Модели нефти готовили из дегазированных нефтей указанных месторождений, добавляя керосин до необходимой вязкости. Физико-химические свойства жидкостей, использованных при проведении лабораторных экспериментов, приведены в табл. 6.1.

Неоднородный пласт моделировался параллельным соединением двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых пропластков, представляющих собой цилиндрические металлические колонки, заполненные пористой средой из кварцевого песка широкого помола.

Согласно этой методике, остаточную водонефтенасыщен-ность и начальную нефтенасыщенность создавали на установке, схема которой показана на рис. 5.5. Процесс нефтевы-теснения, закачку реагентов и доотмыв нефти осуществляли при постоянном расходе рабочих жидкостей на установке, принципиальная схема которой приведена на рис. 5.6.

Для моделирования присутствия в пористой среде связанной воды пористую среду насыщали дегазированной пластовой водой при одновременном вакуумировании с последующим ее вытеснением моделью нефти. Количество связанной

Таблица 6.1

Физико-химические свойства жидкостей, использованных в исследованиях, и условия проведения опытов

Месторождение	Модель жидко сти	Мине-рализа-ция воды, г/ л	Плотность, кг/ м³	Вяз кость, мПа-с	Темпе ратура, °С
Ромашкинское	Пластовая вода	270	1183	1,52	30— 40
Ново-Елховское	Нефть	—	832	3,77	30— 40
	Нагне таемая вода	130	1089	1,10	30— 40

воды и нефти в пористой среде определяли балансовым методом путем взвешивания кернодержателей до и после насыщения их водой и нефтью.

Методика проведения экспериментов заключалась в следующем. Сначала нефть вытеснялась закачиваемой водой с минерализацией 130 г/л до стабилизации коэффициента вытеснения и полного обводнения вытесняемой жидкости из высокопроницаемого пропластка и стабилизации фильтрационных характеристик. После этого в модель пласта закачивались оторочки технологических жидкостей.

Продвижение оторочек растворов химреагентов заданных размеров производили водой до новой стабилизации фильтрационных характеристик. Промывку модели пласта закачиваемой водой продолжали до полного обводнения вытесняемой жидкости и стабилизации коэффициента вытеснения.

Эффективность воздействия оценивали по остаточному фактору сопротивления пористой среды, приросту среднего коэффициента вытеснения нефти и по снижению обводненности вытесняемой жидкости. Первый из них позволяет оценить воздействие технологической жидкости на фильтрационные характеристики, а второй — полноту вытеснения нефти из модели пласта.

Прирост коэффициента вытеснения нефти из отдельных прослоев модели пласта определяли по формуле

ДК_Ш. =ДУ_Ш. / V_Bi, (6.33)

а прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели в целом — по формуле

ДК_{В ср} = Д V_H / V_H, (6.34)

где V_Hi и Vh — начальное содержание нефти в i-м пропластке и в модели в целом; Д^, и Д^ — объемы дополнительно вытесненной нефти из i-го пропластка и из модели в целом.

Результаты первичного вытеснения нефти водой без ПДС показали следующее: в моделях 2— 3 (табл. 6.2) с соотношением проницаемостей от 7 до 18,0 при достижении 100%-ной обводненности вытесняемой жидкости по высокопроницаемому пропластку обводненность в целом по модели составляла 92,8— 98,8 %. При этом средний коэффициент вытеснения достигает своего предельного значения после прокачки соответственно 19,24— 3,10 поровых объемов воды.

Сравнение динамики вытеснения нефти водой из моделей неоднородного пласта с соотношением проницаемостей про-

Результаты лабораторных исследований влияния степени неоднородности модели пласта на средний коэффициент вытеснения нефти при закачивании ПДС

Но мер моде ли	Коэффициент проницаемости пористой среды, мкм²	Соотношение прони-цаемос-тей пропластков	Начальная неф-тенасы-щенность модели пласта, %	Показатели процесса вытеснения нефти
				водой			после применения ПДС
				Обводнен-ность, %	Коэффициент нефте-вытеснения, %	Средний коэффициент вытеснения, %	Обводнен-ность, %	Прирост среднего коэф-фициен-та вы-тесне-ния, %	Конечный коэффициент вытеснения, %	Средний коэффициент вытеснения, %
1	2,52	_—	68,4	100	65,8	_—	100	_—	65,8	_—
	0,14	—	70,8	0	9,8	—	100	—	65,0	—
		18,0	69,7	100	—	40,4	100	24,9	—	65,3
2	2,54	_—	68,4	100	68,2	_—	100	_—	68,2	_—
	0,25	_—	72,8	0	26,4	_—	100	_—	66,1	_—
		10,2	70,6	96,4	—	47,4	100	19,6	—	67,0
3	2,52	_—	74,2	100	66,7	_—	100	_—	66,7	_—
	0,36	_—	73,8	0	40,8	_—	100	_—	64,2	_—
		7,0	74,0	92,8	—	54,8	100	10,5	—	65,3

пластков 15,6 показало, что для модели пласта ki/k₂ = 15,6 (рис. 6.2) подвижность жидкости по низкопроницаемому про-пластку снижается практически до нуля (рис. 6.2, б кривая 3) к моменту достижения 100%-ной обводненности вытесняемой жидкости. При этом подвижность жидкости по высокопроницаемому пропластку составила 0,780 мкм²/(мПа-с) (рис. 6.2,

в, кривая 3).

Обобщение результатов лабораторных опытов в рассматриваемых условиях показывает, что после прокачивания двух поровых объемов воды средний коэффициент вытеснения независимо от соотношения проницаемостей превышает 55 % (рис. 6.3). Для достижения более высокого среднего коэффициента вытеснения (62— 65 %) при заводнении в зависимости от степени неоднородности пласта требуется прокачать значительные объемы воды.

С увеличением соотношения коэффициентов проницаемостей прослоев выше 18, средний коэффициент вытеснения нефти не превышает 40 % независимо от объема прокачанной воды.

Дальнейшее продолжение закачки воды становится нецелесообразным из-за отсутствия эффекта заводнения. Это свидетельствует о том, что в моделях пласта образуются соответствующие этому режиму трубки тока, по которым фильтруется закачиваемая вода, не оказывая существенного влияния на доотмыв остаточной нефти. К тому же известно, что в условиях разработки реальных месторождений, закачивание воды более трех поровых объемов экономически нецелесообразно.

В разделе 4 книги были приведены результаты лабораторных исследований механизма образования в пористой среде ПДС и МПДС при различных условиях. В частности, установлено, что структурно-механические свойства ПДС зависят от состава и объемов технологических жидкостей и ряда других факторов.

В связи с этим был выполнен цикл лабораторных исследований по оценке влияния состава технологических жидкостей и режимов их закачки в пласт. Основные результаты этих исследований приведены в табл. 6.3 и 6.4.

В модель пласта для извлечения остаточной нефти после заводнения закачали ПДС (0,2 поровых объема 0,05%-ного водного раствора полимера DKS-OKPF-40NT и такой же объем 1 %-ной глинистой суспензии). В моделях № 2, 3, 4 в отличие от пласта № 1 закачивание ПДС проводили до наступления стабилизации коэффициента нефтевытеснения, при

Рис. 6.2. Динамика процесса вытеснения нефти из модели послойнонеоднородного пласта (к/к₂ = 15,6) с применением ПДС:

а — по модели пласта в целом, б — по низкопроницаемому пропластку, в — по высокопроницаемому пропластку; I — оторочка ПАА, II — глинистая суспензия, I — средний коэффициент вытеснения нефти из модели (а) и коэффициент вытеснения (б, в), I* — прогнозное значение среднего

коэффициента вытеснения, 2 — обводненность продукции, 2* — прогнозная обводненность продукции, 3 — подвижность фильтрующейся жидкости

К,

S' : §

; §

) ^ ? •©. *

38 S

в ср

АЛГ„1 .?>¦	2		?
		Л*„2	^д^вЗ
--
1 1 III

2 3 4 5

Объем прокачанной жидкости, п.о.

и ср

- X

rO⁷

_o-о—

r° ²

Atf_B3

\°AK_nl

1 1 1 1 1

3 4 5 6 7 8

Объем прокачанной жидкости, п.о.

Рис. 6.3. Изменение среднего коэффициента вытеснения нефти К_в_ср при закачке в модель послойно-неоднородного пласта ПДС разного состава:

а — при различных соотношениях коэффициентов проницаемости пропласт-ков: 1 - 10,2; 2 — 15,6; 3 - 18,0; б - при различных объемах оторочек

ПДС, %: 1 - 40; 2 - 20; 3 - 10. • — начало закачки ПДС

обводненности вытесняемой жидкости 92,8— 98,8 % (см. табл. 6.3- 6.4). При закачке ПДС прирост среднего коэффициента вытеснения определялся с учетом среднего коэффициента вытеснения без применения ПДС, т.е. ДК_{В ср} рассчитывали по разнице между прогнозным К_вп и фактическим К_вф:

Влияние степени неоднородности модели пласта и состава технологических жидкостей на процесс вытеснения нефти с применением ПДС

Но мер мо дели	Проницаемость, мкм²	Соотношение проницаемостей пропластка	Доля фильтрующейся жидкости по пластам, п.о.		Подвижность воды в пластах при обработке ПДС, мкм²/ (мПа-с)		Остаточный фактор сопротив ления	Объем прокачанной воды, п.о.
Но мер мо дели	Проницаемость, мкм²	Соотношение проницаемостей пропластка	раствора ПАА	глинистой суспензии	до закачки ПДС	после закачки ПДС	Остаточный фактор сопротив ления	Объем прокачанной воды, п.о.
1	2,52	_—	0,192	0,175	0,780	0,422	1,85	_—
	0,14	_—	0,008	0,025	0,001	0,008		_—
		18	0,200	0,200				7,52
2	2,50	_—	0,187	0,180	0,765	0,432	1,78	_—
	0,16	_—	0,013	0,020	0,009	0,016		_—
		15,6	0,200	0,200				9,89
3	2,54	_—	0,180	0,171	0,757	0,428	1,77	_—
	0,25	_—	0,020	0,029	0,028	0,036		_—
		10,2	0,200	0,200				1,80
4	2,52		0,165	0,159	0,752	0,430	1,75	_—
	0,36		0,035	0,041	0,580	0,068		—
		7,0	0,200	0,200				0,72

Результаты лабораторных опытов по изучению процесса нефтевытеснения с применением ПДС с различными технологическими параметрами

Но мер мо дели	Проницаемость про-пластка, мкм²	Результаты первичного заводнения			Оторочки	Объем ПДС, п.о.	Прирост среднего коэффициента вытеснения, %	Остаточный фактор со-противления, доли ед.
Но мер мо дели	Проницаемость про-пластка, мкм²	Коэффициент вытеснения, %	Средний коэффициент вытеснения, %	Обводненность, %	Оторочки	Объем ПДС, п.о.	Прирост среднего коэффициента вытеснения, %	Остаточный фактор со-противления, доли ед.
			ПДС при различных концентрациях ПАА
1	3,50	66,6		100	ПДС на основе
	0,160	2,0	38,8	0	0,025%-ного рас	0,2	0,6	1,15
				99,3	твора паА
2	3,50	67,7		100	ПДС на основе
	0,257	2,4	37,2	0	0,05%-ного рас	0,2	2,8	1,48
				99,8	твора пАа
3	3,50	66,5		100	ПДС на основе
	0,150	9,9	41,6	0	0,075%-ного рас	0,2	3,2	1,60
				98,4	твора паА
4	3,50	67,0		100	ПДС на основе
	0,160	3,5	38,2	0	0,1%-ного рас	0,2	3,5	1,73
				98,8	твора ПАА
			ПДС с изменяющейся концентрацией глины
5	3,5	67,2		100	ПДС на основе
	0,160	3,8	41,7	0	1 % ГС	0,2	2,8	1,40
				97,9

Но мер мо дели	Проницаемость про-пластк₂а, мкм²	Результаты первичного заводнения			Оторочки	Объем ПДС, п.о.	Прирост среднего коэффициента вытеснения, %	Остаточный фактор со-противления, доли ед.
Но мер мо дели	Проницаемость про-пластк₂а, мкм²	Коэффициент вытеснения, %	Средний коэффициент вытеснения, %	Обводненность, %	Оторочки	Объем ПДС, п.о.	Прирост среднего коэффициента вытеснения, %	Остаточный фактор со-противления, доли ед.
6	3,95	67,7		100	ПДС на основе
	0,25	6,2	39,6	0	2,5 % ГС	0,2	7,5	2,95
				99,3
7	3,90	66,9		100	ПДС на основе
	0,25	10,6	40,1	0	5 % ГС	0,2	21,2	4,42
				98,2
	ПДС с изменением циклов при постоянном объеме закачки технологической жидкости
8	2,90	60,7		100	3 цикла ПДС на
	0,26	11,3	36,9	0	основе 1 % ГС	0,6	9,8	1,54
				95,5
9	2,90	60,7		100	3 цикла ПДС на
	0,25	23,8	45,3	0	основе 3 % ГС	0,6	12,5	2,02
				95,3
10	2,95	65,0		100	1 цикл ПДС на
	0,25	12,3	39,8	0	основе 1 % ГС	0,6	6,5	2,94
				95,7
11	2,90	50,9		100	1 цикл ПДС на
	0,25	17,6	35,8	0	основе 3 % ГС	0,6	6,2	3,81
				94,0

При этом за базу сравнения принимается объем вытесненной нефти к моменту ввода оторочек в модель пласта и коэффициент вытеснения, определяемый путем экстраполяции коэффициента вытеснения до 100%-ной обводненности вытесняемой жидкости.

После закачки ПДС наблюдается уменьшение подвижности воды в высокопроницаемых пропластках в 1,75- 1,85 раза и увеличение подвижности в малопроницаемых пропластках на 16- 45 %, что указывает на перераспределение фильтрационных потоков (см. табл. 6.3). Следовательно, в результате применения ПДС создаются условия для увеличения коэффициента дренирования менее проницаемого пропластка модели пористой среды.

Прирост коэффициента дренирования Дп_д определяли по балансовому методу:

^ДПд = _V ~~^АVl,~~ - (6-³⁶)

*н2 ' ^Лв2

где Д V_H — количество дополнительно извлеченной нефти в результате воздействия; V_h2 — количество нефти в малопроницаемых пропластках до начала заводнения; KB ₂ — коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемого пропла-стка.

В опытах № 1, 2, 3, 4 прирост коэффициента дренирования после вытеснения ПДС составляет от 21,9 до 84,3 %, причем с ростом соотношения проницаемостей пропластков прирост коэффициента дренирования увеличивается и абсолютное значение последнего достигает 84,3 % для модели № 1 с наибольшим соотношением проницаемостей пропласт-ков.

За счет увеличения дренирования модели пласта коэффициент вытеснения по малопроницаемому пропластку возрастает с 9,8- 26,4 % до 65-66,1 % (табл. 6.3, опыты 1-4), а средний коэффициент вытеснения в целом по модели пласта для этих случаев повышается на 6,4- 24,9 % по сравнению с «прогнозным заводнением».

Уменьшение подвижности воды в высокопроницаемом пропластке после обработки ПДС позволяет извлечь дополнительную нефть из менее проницаемого пропластка (рис.

6.2, б кривая 1), что не представляется возможным путем простого регулирования режима заводнения.

Обобщение результатов лабораторных исследований процессов нефтевытеснения при воздействии ПДС на неоднородный нефтеводонасыщенный пласт позволило установить влияние степени неоднородности пористой среды по проницаемости на эффективность применения ПДС. Изменение величины k_x/k₂ от 7 до 18 приводит к увеличению прироста среднего коэффициента вытеснения на модели пласта от 6,4 до 24,9 %. Эти результаты согласуются с данными, приведенными в работах других авторов.

По результатам экспериментальных исследований установлена линейная зависимость прироста среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта от соотношения коэффициентов проницаемости пропластков: он увеличился с 9,8 до 65 %, а К_{в ср} вырос с 40,4 до 65,3 %, что является следствием увеличения дренирования менее проницаемого пропластка.

Прирост среднего коэффициента нефтевытеснения по сравнению с прогнозным по упомянутому выше методу в результате повышения фильтрационного сопротивления полностью обводненных пропластков составляет от 10,5 до 29,6 %. Установлена зависимость среднего коэффициента нефтевытеснения АК_в_ср от остаточного фактического сопротивления высокопроницаемого пласта после закачки ПДС в виде _k

АК_{в ср} = 1,6058— - 5,5436 (6.37)

^k2

при величине достоверности аппроксимации R² = 0,968.

На рис. 6.3 приведены результаты обработки пластов при различных объемах закачки ПДС. Анализ кривых (рис. 6.3, б) показывает, что с увеличением объема закачивания ПДС от 10 до 40 % прирост коэффициента вытеснения увеличивается от 9,8 до 24,2 %. Увеличение объемов оторочки ПДС приводит к росту остаточного фактора сопротивления и в итоге к увеличению среднего коэффициента вытеснения из модели пласта. Обработка экспериментальных данных методами математической статистики позволила установить линейную зависимость АК_{в ср} от остаточного фактора сопротивления Д_ост высокопроницаемого прослоя модели пласта в виде

АК_{в ср} = 2,5104Д_ост - 0,9794. (6.38)

Величина достоверности аппроксимации составила 0,989, что указывает на достаточно тесную связь между исследуемыми параметрами процесса.

Как следует из анализа результатов применения ПДС, ограничение фильтрации в высокопроницаемом пропластке приводит к существенному увеличению среднего коэффициента нефтевытеснения и ускорению отбора нефти (рис. 6.4).

Промысловые наблюдения показывают, что без применения гидродинамических методов УНП, таких как повышение давления нагнетания, цикличное воздействие и другие, не представляется возможной достаточно полная выработка запасов нефти в слабопроницаемых пропластках послойнонеоднородного пласта.

В моделях № 2- 4 (см. табл. 6.2) малопроницаемые пропла-стки дают небольшой прирост коэффициента вытеснения при обводненности продукции до 92- 99 % (см. рис. 6.3). В таких пластах в реальных условиях для извлечения нефти требуется закачка значительных объемов воды, т.е. регулирование заводнения при этом возможно лишь путем увеличения мощности систем пПд.

Регулировать величину Я_ост можно и путем изменения концентраций компонентов пДс, т.е. ПАА и глинистой суспензии (ГС). Эксперименты по моделированию вытеснения нефти из неоднородной пористой среды при изменяющихся концентрациях ПАА и ГС проводились по следующим технологиям.

В пласт водные растворы ПАА закачивались с концентрацией 0,05- 0,5 % (по массе), объем оторочки составлял 0,1 порового объема при неизменной концентрации и объемах закачки глинистой суспензии соответственно 1 % и 0,1

порового объема.

Варианты технологии довытеснения остаточной нефти вы-

Остаточный фактор сопротивления

317

Рис. 6.4. Зависимость прироста среднего коэффициента вытеснения нефти из модели неоднородного пласта от остаточного фактора сопротивления после закачки ПДС бирались так: при неизменном объеме оторочки ПДС концентрация ПАА в системе изменялась в пределах от 0,05 до

0,5 % (по массе) при неизменной концентрации глины в глинистой суспензии; при постоянной концентрации полиакриламида (ПАА) менялась концентрация глины и объемы глинистой суспензии (рис. 6.5).

Анализ результатов исследований показал (табл. 6.4, опыты 1 — 4), что повышение концентрации ПАА с 0,05 до 0,5 % приводит к увеличению Д_ост с 1,97 до 9,71 (табл. 6.5) и приросту среднего коэффициента вытеснения от 0,6 до 3,5 %. Увеличение концентрации ПАА более 0,1 % ограничено резким повышением давления нагнетания.

В лабораторных опытах при неизменной концентрации ПАА изменяли содержание глины в суспензии от 1 до 5 %, объем оторочки глинистой суспензии составлял 0,1 порового объема.

Результаты исследований приведены в табл. 6.4 (опыты 5— 7). При увеличении содержания глины в суспензии Я_ост повышается с 2,8 до 21,2, а средний коэффициент вытеснения — с 1,40 до 4,42 %, однако, при этом возрастает вероятность осаждения глины на входном участке высокопроницаемого пропластка модели. С увеличением содержания глины в суспензии подвижность вытесняющей жидкости снижается.

Объем прокачанной жидкости по высокопроницаемому пропластку, п.о

Рис. 6.5. Зависимость подвижности жидкости от содержания глины, входящей в состав ПДС.

Оторочки: I - ПАА, II - ГС; 1 - (ПАА - 0,05 %); 2 - (ПАА - 0,05 %, ГС -1,0 %); 3 - (ПАА - 0,05 %, ГС - 2,5 %); 4 - (ПАА - 0,05 %, ГС - 5 %)

Изменение остаточного сопротивления высокопроницаемого прослоя модели пласта при закачке водного раствора ПАА (Accotrol-623)

Концентрация ПАА, % (по массе)	Объем оторочки, п.о.	Остаточный фактор сопротивления	Концентрация ПАА, % (по массе)	Объем оторочки, п.о.	Остаточный фактор сопротивления
0,050	0,1	1,97	0,100	0,1	3,85
0,050	0,2	3,75	0,200	0,1	4,45
0,050	0,3	5,80	0,300	0,1	5,23
0,075	0,1	3,21	0,500	0,1	9,71

Как видно из данных табл. 6.4 (опыты 5-6), при использовании 1,0- 2,5%-ной глинистой суспензии происходит практически полное проникновение глинистых частиц в пористую среду — снижение Я_ост после очистки входа модели составляет 0— 28 %. При повышении содержания глины в глинистой суспензии до 5 % Я_ост снижается до 1,95, при применении ПДС на основе 2,5 %-ной глинистой суспензии Я_ост составляет 2,12.

Использование 5%-ной глинистой суспензии в составе ПДС в реальных пластах может вызвать осаждение ПДС вблизи скважины. Этот процесс будет сопровождаться резким повышением давления, что существенно затруднит закачку расчетного объема ПДС.

Исследование воздействия ПДС с изменением количества циклов «ПАА й глинистая суспензия» и сокращением общего объема технологической жидкости (см. табл. 6.4, опыты 8

11) показали, что предпочтительнее проводить закачку ПДС с разбивкой на циклы, чем в виде одного цикла с использованием больших объемов оторочек ПАА и ГС. Циклическая операция позволяет вводить в удаленные зоны пласта необходимое количество ПДС и обрабатывать большие объемы залежи.

Таким образом, образование линий тока воды при всех методах заводнения исключает полное использование энергии пластовых и закачиваемых вод для повышения нефтеотдачи пластов. Применение полимердисперсных систем или аналогичных им технологий при заводнении позволяет достичь перераспределения потоков в неоднородных пластах для повышения охвата их воздействием и обеспечить тем самым более высокий коэффициент нефтеотдачи при одних и тех

же установленных мощностях системы ППД. Это указывает на то, что эти технологии совершенствования методов заводнения являются энергосберегающими. В зависимости от физико-геологических условий разработки технологические параметры ПДС можно регулировать путем изменения концентрации компонентов системы, объемов закачиваемых жидкостей, цикличности закачки ПАА и ГС.

6.3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ МПДС

Одним из способов повышения эффективности применения ПДС в технологических процессах совершенствования методов заводнения является модификация этих систем с применением различных химреагентов.

В разделе 4 книги была показана возможность модификации ПДС путем использования таких химических продуктов, как алюмосиликат, ЩСПК, хлористый кальций, хлористый магний, ацетат хрома, бихромат натрия, карбонат натрия, ПАВ и др.

В связи с этим задача данных исследований состояла в обосновании целесообразности применения химреагентов для модификации ПДС с целью улучшения процессов нефтевы-теснения из моделей неоднородных пористых сред на основе изучения:

1) влияния модифицирующих химических продуктов на образование водоизолирующей массы в пластовых условиях;

2) нефтевытесняющих свойств модифицированных ПДС;

3) влияния минерализации и химического состава пластовых вод на свойства модифицированных ПДС;

4) обоснования технологических параметров применения модифицированных ПДС для ПНП.

В экспериментах были использованы: водные растворы ПАА; модифицирующие добавки: хлористый кальций (CaCl₂); алюмохлорид (AlCl₃); ацетат хрома [Cr(CH₃COO)₃] и щелочной сток производства капролактама (ЩСПК).

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПДС, МОДИФИЦИРОВАННОЙ АЛЮМОХЛОРИДОМ

В качестве реагентов использовались алюмохлорид, полиакриламид и глинистая суспензия.

Моделирование вытеснения нефти из пористой среды осуществлялось на моделях послойно-неоднородного пласта в соответствии с описанной выше методикой, разработанной в ОАО «НИИНефтепромхим».

Физико-химические свойства жидкостей, используемых при моделировании нефтевытеснения приведены в табл 6.1.

Методика проведения экспериментов с «ПДС — AICl₃» заключалась в следующем. После вытеснения нефти водой до стабилизации коэффициента вытеснения и полного обводнения вытесняемой жидкости в модель пласта закачивались оторочки алюмохлорида в товарной форме и ПДС. Эффективность воздействия оценивалась по остаточному фактору сопротивления пористой среды и приросту среднего коэффициента вытеснения нефти по модели пласта в целом и по отдельным ее пропласткам.

В процессе лабораторных экспериментов изучалось влияние на эффективность воздействия каждого компонента системы «ПДС — AICI₃» последовательности закачек ПДС и AICI₃, концентраций используемых химических продуктов и объемов оторочки.

В табл. 6.6 приведены характеристики пластов, объем и концентрация закачиваемых растворов, использованных на этом этапе экспериментов отдельно с каждой составляющей

Рис. 6.6. Изменение подвижности жидкости, проницаемому пропластку, после закачки «ПДС - А1С1з»:

1 - ПДС 0,1 порового объема; 2 - AICI₃ - 0,11

фильтрующейся по высоко-А1С1з»:

порового объема

Результаты исследований нефтевытеснения из послойно-неоднородных моделей пористой среды с использованием «ПДС - AlCl₃»

Но мер мо дели пла ста	Проницаемость прослоев пласта, мкм²	Результаты первичного заводнения		Оторочки	Концентрация реагентов, %	Объем оторочки, п.о.	Прирост среднего коэффициента вытеснения при закачивании реагентов в количестве 2,5 п.о., %	Остаточный фактор сопротивления, доли ед.
Но мер мо дели пла ста	Проницаемость прослоев пласта, мкм²	Коэффициент вытеснения, %	Средний коэффициент вытеснения, %	Оторочки	Концентрация реагентов, %	Объем оторочки, п.о.		Остаточный фактор сопротивления, доли ед.
1	3,550	70,9	_—	I - ПДС	0,05	0,10	2,9	1,46
	0,250	9,5	—
		—	43,0
2	3,950	62,8	_—	I - ПДС	0,05	0,10	13,1	5,67
	0,260	9,5	_—	II - AICI3	25,00	0,01
		—	58,4
3	3,500	67,7	_—	I - AICI3	25,00	0,10	0,4	1,38
	0,255	12,6	—
		—	43,4

Рис. 6.7. Динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного пласта с применением ПДС, модифицированной алюмохлоридом:

а - по модели пласта в целом, б - по низкопроницаемому пропластку, в -по высокопроницаемому пропластку; I - оторочка ПДС; II - оторочка алюмохлорида; 1 - средний коэффициент вытеснения нефти из модели (а) и коэффициенты вытеснения (б в); 2 - обводненности продукции

(только путем закачки ПДС и только AICl₃) системы «ПДС — AlCl₃» и результаты их воздействия на нефтеводонасыщенную модель пласта. На основании анализа данных, представленных в табл. 6.6 и на рис. 6.7 можно сделать следующие выводы:

1) заводнение базовой ПДС создает остаточный фактор сопротивления в продуктивном пласте Я_ост = 1,46 и обеспечивает прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели Дп_ср на 2,9 %. При создании оторочек только из алюмохлорида в товарной форме в тех же объемах показатели остаточного фактора сопротивления и прироста среднего коэффициента вытеснения нефти составляют соответственно 1,38 и 0,4;

2) при последовательном закачивании алюмохлорида и ПДС в соотношении объемов 1:10 остаточный фактор Я_ост =

= 5,67; а Пср = 13,1 %;

3) увеличение фильтрационного сопротивления высокопроницаемого пропластка за счет образования металл-полимерного комплекса AI³⁺ — ПАА в пористой среде приводит к снижению подвижности воды в высокопроницаемом пропластке от 1,45 до 0,3 мкм²/(мПа-с) (см. рис. 6.6);

4) система «ПДС — AICI₃» не обладает нефтеотмывающими свойствами (рис. 6.7, в). Как видно из рис. 6.7, а, кривая 2, из низкопроницаемого пропластка наблюдается вытеснение нефти, сопровождающееся уменьшением обводненности вытесняемой жидкости. Происходит увеличение среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта (рис. 6.7, а, кривая 1).

На втором этапе исследований проведена серия экспериментов с применением «ПДС — AICl₃» по изучению влияния на процессы вытеснения остаточной нефти следующих факторов:

1) концентрации алюмохлорида;

2) объема оторочки раствора алюмохлорида;

3) последовательности закачки ПДС и AICI3.

Результаты экспериментальных исследований зависимости показателей технологической эффективности довытеснения остаточной нефти от концентрации алюмохлорида приведены в табл. 6.7 и на рис. 6.8.

Из анализа данных, представленных на рис. 6.8, видно, что максимальный прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта и Я_ост, равный соответственно 18,7 % и 4,52, достигается при использовании 1%-ного раствора алюмохлорида в качестве модификатора ПДС.

Технология закачки хлорида алюминия и ПДС, рекомендованная к промысловым испытаниям и внедрению в условиях терригенных коллекторов девонского горизонта

Последовательность закачки	Компоненты технологической жидкости	Массовое содержание растворов, %	Объем оторочек, п.о.
I	AlCl3	25,0	0,01
II	ПАА	0,05	0,10
III	ГС	1,00	0,10

Это объясняется тем, что сшивание полиакриламида ионом Al³⁺ наиболее эффективно происходит при малых концентрациях AlCl₃. В интервале концентраций AlCl₃ от 1 до 5 % происходит снижение показателя Я_ост от 4,52 до 3,95 и прироста среднего коэффициента вытеснения нефти от 18,7 до 12,2 % (см. табл. 6.7 и рис. 6.7). К концу прокачивания оторочек фактор сопротивления при концентрациях AlCl₃ 25; 10; 5; 1 % и ПДС (ПАА — 0,05 %, ГС — 1 %) составил сответст-венно 2,5; 2,2; 3,95 и 4,52.

При изменении последовательности закачки на обратную, т.е. закачка алюмохлорида производится после ПДС, величина Я_ост снижается в 3 раза, что приводит к уменьшению при-

-1-1-1-о §

0 1 5 10 25

С_Д]С| , % (по массе)

Рис. 6.8. Изменение остаточного фактора сопротивления Еост высокопроницаемого пропластка модели неоднородного пласта (1) и прироста среднего коэффициента вытеснения нефти (2) в зависимости от концентрации раствора AICI3 в модифицирующей оторочке (объем оторочки равен 0,01 порового объема) роста коэффициента вытеснения остаточной нефти из модели пласта.

По результатам экспериментальных исследований процессов вытеснения остаточной нефти из моделей неоднородных пластов можно сделать следующие выводы.

1. Разработанная технология, предусматривающая последовательное закачивание ПДС за алюмохлоридом в обводненный продуктивный пласт, позволяет повысить эффективность применения базовой ПДС при заводнении нефтеводонасыщенного пласта на 13,1 %.

2. Прирост среднего коэффициента вытеснения при закачивании системы «ПДС — AICl₃» по сравнению с базовой технологией происходит за счет увеличения охвата пластов заводнением вследствие модификации алюмохлоридом поверхности пористой среды и самой ПДС.

3. При изменении последовательности закачки компонентов системы «AICI₃ — ПДС» на обратную, т.е. «ПДС — AICI₃», эффективность нефтевытеснения снижается при прочих равных условиях на 7,4 %.

4. Для проведения промысловых испытаний и внедрения при заводнении пластов, представленных терригенными коллекторами девонского горизонта, рекомендуется технология, основные характеристики которой приведены в табл. 6.7.

ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ИЗ МОДЕЛЕЙ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПОРИСТЫХ СРЕД С ПРИМЕНЕНИЕМ ПДС И ЩСПК

В качестве реагентов были использованы ЩСПК, полиакриламид и глинистая суспензия.

Вытеснение остаточной нефти из пористой среды осуществлялось на моделях послойно-неоднородного пласта в режиме постоянного расхода вытесняющей жидкости в диапазоне температур от 30 до 90 °С.

Методика проведения эксперимента заключалась в следующем. После вытеснения нефти водой до стабилизации коэффициента вытеснения нефти из высокопроницаемого прослоя и фильтрационных характеристик в пласт закачивали оторочки технологических жидкостей. В качестве технологической жидкости, наряду с ПДС, был использован ЩСПК в товарной форме или в виде водного раствора 7,5; 15,0; 22,5 %-ной концентрации. Эффективность воздействия оценивали, как и в экспериментах с базовой ПДС, по остаточному фактору сопротивления пористой среды и приросту среднего коэффициента вытеснения нефти.

В лабораторных опытах изучали влияние на эффективность воздействия каждого компонента системы «ПДС — ЩСПК» в отдельности, объемов оторочки и ряда других технологических параметров.

В табл. 6.8 приведены характеристики пластов, объем и концентрация технологических жидкостей, использованных на первом этапе экспериментов, отдельно с каждой составляющей системы «ПДС — ЩСПК» и результаты их воздействия на нефтеводонасыщенный коллектор. На основании анализа данных, представленных в табл. 6.8 и на рис. 6.9, установлено следующее:

1) обработка промытого водой неоднородного пласта базовой ПДС создает остаточный фактор сопротивления в продуктивном пласте Я_ост = 1,46 и обеспечивает прирост среднего коэффициента вытеснения нефти в условиях опытов до ДК ср = 3,9 %;

2) при последовательном закачивании ЩСПК и ПДС с соотношением объемов 1:4 остаточный фактор Я_ост увеличивается до 3,2, а ДК_в_ср = 22,8 %. Кратное возрастание остаточного фактора сопротивления и среднего коэффициента вытеснения подтверждает эффективность воздействия на остаточную нефть системой «ПДС — ЩСПК»;

3) образование водоизолирующей массы, повышающей фильтрационное сопротивление пористой среды, происходит в основном в высокопроницаемом пропластке (рис. 6.9, в, кривая 3);

4) фильтрация ЩСПК в высокопроницаемом пропластке приводит к некоторому увеличению коэффициента вытеснения (рис. 6.9, в, кривая 1).

На втором этапе исследований с применением ПДС — ЩСПК проведена серия экспериментов по изучению закономерностей влияния на нефтеотдачу модели пласта и изменения фильтрационных характеристик пористой среды от следующих факторов:

1) концентрации ЩСПК;

2) объема оторочки ЩСПК;

3) последовательности закачки ПДС и ЩСПК.

Результаты экспериментальных исследований зависимости

технологических показателей от концентрации ЩСПК приведены на рис. 6.10 и 6.11. Анализ представленных данных позволяет сделать следующее заключение. С увеличением концентрации модифицирующей добавки ЩСПК в воде, за-

Результаты исследований вытеснения нефти из моделей неоднородных пластов с использованием ПДС, модифицированной ЩСПК

Коэффициенты проницаемости прослоев, мкм²	Результаты первичного вытеснения водой			Оторочки	Концентрация реагентов, %	Объем оторочки, п.о.	Прирост среднего коэффициента нефтевы-теснения (%) при закачивании реагентов в количестве (п.о.)				Остаточный фактор сопротивления, доли ед.
Коэффициенты проницаемости прослоев, мкм²	Коэф-фици-ент нефте-вытесн ения, %	Средний коэф-фици-ент нефте-вытесн ения, %	Обводнен-ность вытесняемой жидкости, %	Оторочки	Концентрация реагентов, %	Объем оторочки, п.о.	0,5	1,0	1,5	2,0	Остаточный фактор сопротивления, доли ед.
3,49	70,9	_—	100	I - ПАА	0,05	0,10	1,1	1,4	2,8	3,9	1,46
0,26	9,5	_—	0	II - ГС	1,00	0,10
	—	43,0	98,6
2,72	63,9	_—	100	ЩСПК	Товар	0,2	0,1	0,2	0,3	0,4	1,10
0,26	13,6	—	0		ная
	—	39,8	96,1		форма
2,90	61,1	_—	100	I - ЩСПК	Товар-	0,05	8,0	12,4	16,7	22,8	3,20
0,26	2,1	—	0	II - ПАА	ная	0,10
	—	34,2	99,5	III - ГС	форма	0,10
					0,05
					1,00

О 2 4 6 У_ж, п.о.

Рис. 6.9. Динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного пласта с применением ПДС, модифицированной ЩСПК:

а - по модели пласта в целом, б - по низкопроницаемому пропластку, в -по высокопроницаемому пропластку; I - оторочка ПАА; II - оторочка ЩСПК; 1 - средний коэффициент вытеснения (а) и коэффициент вытеснения в пропластках (б в); 1* — прогнозное значение среднего коэффициента вытеснения; Q - обводненность вытесняемой жидкости; Q* — прогнозная обводненность вытесняемой жидкости; ? - фильтрационное сопротивление; ДК_в1 - прирост коэффициента вытеснения нефти в высокопроницаемом пропластке

Рис. 6.10. Зависимость прироста среднего коэффициента вытеснения нефти и остаточного фактора сопротивления Д,_ст от концентрации ЩСПК (объем оторочки равен 0,05 порового объема):

1 - остаточный фактор сопротивления; 2 - прирост коэффициента нефтеотдачи

0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

Объем прокачанной жидкости по пласту, п.о.

Рис. 6.11. Изменение фактора сопротивления неоднородного пласта в зависимости от объема прокачанной жидкости при различных концентрациях оторочки ЩСПК, закачиваемой перед ПДС.

Массовое содержание ЩСПК, %: 1 - 0; 2 - 7,5; 3 - 15,0; 4 - 22,5; 5 - 30

качиваемой перед ПДС, средний коэффициент вытеснения нефти из модели пласта увеличивается. Уменьшение ее концентрации приводит к ухудшению показателей эффективности процесса довытеснения остаточной нефти. К концу прокачивания оторочек ЩСПК и ПДС фактор сопротивления при при массовом содержании ЩСПК 30; 22,5; 15,0 и 7,5 % и ПДС (ПАА — 0,05 %, гС — 1 %) составил соответственно 5,8; 4,18; 3,05 и 2,4 (рис. 6.11).

Был выполнен специальный цикл лабораторных экспериментов по изучению влияния последовательности закачки ЩСПК на процесс вытеснения остаточной нефти. Установлено, что при изменении последовательности закачки на обратную, т.е. ЩСПК после ПДС, величина Д_ост снижается в 1,52,0 раза. Примерно во столько же раз уменьшается прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта (см. рис. 6.10).

Как отмечалось выше, ЩСПК имеет лучшие нефтевытесняющие свойства, чем вода, из-за проявления поверхностноактивных свойств. При изучении процессов довытеснения остаточной нефти при совместном закачивании ЩСПК и ПДС влияние указанного фактора определялось путем измерения объема нефти в пласте с высокой проницаемостью. Эта методика основывается на том, что при использовании базовой ПДС, не обладающей нефтеотмывающими свойствами, после полного обводнения высокопроницаемого пласта вытеснение нефти из него не происходит. Эта закономерность наблюдается и при использовании таких реагентов, как силикат натрия, кремниевая кислота, гелеобразующие композиции, вязкоупругие системы на основе ПАА и других технологических жидкостей.

В наших лабораторных опытах по вытеснению остаточной нефти из моделей неоднородных пластов также происходило вытеснение некоторого объема нефти из высокопроницаемого прослоя. Результаты этих наблюдений приведены в табл. 6.9.

Из данных табл. 6.9 видно, что закачивание ЩСПК с ПДС в неоднородные пласты позволяет увеличить дренирование пористой среды и обеспечить некоторый прирост среднего

Таблица 6.9

Прирост коэффициента вытеснения нефти по высокопроницаемому пропластку модели неоднородного пласта с применением ПДС, модифицированной ЩСПК

Номер модели пласта	16	17	18	19	20	21	22	23
Прирост коэффициента нефтевытеснения, %	1,78	2,69	2,72	3,07	2,75	3,01	2,56	3,14

Оптимальные параметры технологии закачки ЩСПК и ПДС в терригенные коллекторы для вытеснения остаточной нефти

Последовательность закачки реагентов	Состав технологической жидкости	Массовое содержание реагента, %	Объем оторочек, п.о.	Объемное соотношение ПДС:ЩСПК
I	ЩСПК	30,00	0,05	4:1
II	ПАА	0,05	0,10
III	ГС	1,00... 3,00	0,10

коэффициента вытеснения нефти по сравнению с базовой технологией УНП с применением ПДС.

Таким образом, по результатам экспериментальных исследований на моделях неоднородных пластов можно сделать следующие выводы.

1. Разработанная технология, основанная на последовательном закачивании ПДС за ЩСПК в обводненный продуктивный пласт, позволяет увеличить средний коэффициент вытеснения нефти из модели послойно-неоднородного пласта в условиях терригенных коллекторов месторождений Татарстана по сравнению с применением базовой ПДС.

2. Эффективность процесса вытеснения остаточной нефти из пористой среды повышается с увеличением концентрации ЩСПК и объема прокачанной жидкости. Оптимальной является концентрация ЩСПК, равная 25— 30 % (по массе).

3. При изменении последовательности закачки компонентов системы «ЩСПК - ПДС» на обратную, т.е. «ПДС -ЩСПК», эффективность применения технологии, при прочих равных условиях, существенно снижается.

4. Для промысловых испытаний и внедрения при заводнении нефтяных залежей в терригенных коллекторах предложена технология, основные характеристики которой приведены в табл. 6.10.

6 ГИДРОТРАНСПОРТ ГИДРОСМЕСТЙ С ПОМОЩЬЮ ВЯЗКОПЛАСТИЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

6.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМА ТЕЧЕНИЯ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ ГИДРОСМЕСИ

Выше было показано, что критический параметр Рейнольдса при движении «однородной» вязкопластичной жидкости определяется по формуле (1.38).

Очевидно, что физическое уравнение для у_кр при движении вязкопластичной гидросмеси запишется по аналогии с (1.31) с заменой р = р_см и п = П_см (Р_см^и П_см — соответственно плотность и структурная вязкость смеси вязкопластичной жидкости и твердых частиц).

Тогда получим функциональную зависимость

^Reкр.к.п Ф^(Несм^ ^(6,1)

_где R_e - ^Укр.™^^см . H_e - ^Т0^²Усм ^АА^С кр.см Г ¹^1С:см о •

^псм^д nLg

Можно предположить, что в случае отсутствия расхождения между скоростями жидкой и твердой фазы данные, приведенные в табл. 1.2, можно считать справедливыми, а значит, по аналогии с (1.38) можем записать:

где y и п — соответственно удельный вес и структурная вяз

кость однородной вязкопластичной жидкости.

16,6Ят

1 + ~~^⁵ЯЗ~~ +10,05 (—&—+ + 0,00273e ^Ят + ^Яж

^Ят + ^Яж \ ^Ят + ^Яж /

Таким образом, если

< ^ReKp.K.n,

то гидросмесь движется при структурном режиме; в противном случае наблюдается турбулентный поток.

6.2. ДВИЖЕНИЕ ГИДРОСМЕСИ ПО ВЕРТИКАЛЬНЫМ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ТРУБАМ ПРИ СТРУКТУРНОМ РЕЖИМЕ ТЕЧЕНИЯ

Потери давления на трение при движении «однородной» вязкопластичной жидкости определяются по формуле (1.29).

По аналогии с расчетной моделью для гидросмеси, составленной из воды и твердых частиц, в соответствии с (1.29) можем записать:

_Др_тр = 11 ~~^{8Псм (Яж} + ^Ят)~~ + 2,8066+

nR*

⁸Лсм^(Яж + ^Ят ⁾ + 2 8066 ^Т0

- 4,2116

(6.6)

л '

Гравитационная составляющая определяется в соответствии с формулой (6.3).

Тогда по (6.3) и (6.6) разность давлений по концам колонны труб

Др = '^!Яж + ^Y т ^Ят J + 1 I ⁸Псм⁽Яж + Ят⁾ + 2. ⁸⁰⁶⁶^Т0 +

Я ж + Я т Я ж + Я т ⁵² I ^R

(R) <.

- 4,2116

(6.7)

+ 2,8066-

⁴R

см ж т

Очевидно, что и в данном случае Др имеет минимум относительно я_ж, т.е. справедливо условие (3.23).

Значит, по формуле (6.7) и условию (3.23) получим следующее выражение для определения д_ж( обеспечивающего минимум давления у нижнего торца вертикальной колонны:

I 8Псм ^Яж1₄^

^дПс

- (q ж + q т) + Пс

V nR⁴

(_т +² -⁴'²¹¹(Т)

* 8псм + 2,8066 R+ х

nR⁴ V nR^{4 R})

^дПс

q + qт) + Пс

(6.8)

^ж

Согласно (6.5)

⁽

16,6дт +

2,5 + 20,1 ^q^т + 0,045318

^q т + ^q ж

^дПс

nq т

=вв

(6.9)

^dq ж (q т +q ж)²

Значит, по (6.9) и (6.8) имеем:

( 16,6дт +

_ - 2,5 + 20,1——— + 0,045318 е^ж

^q т + ^q ж ^q т + ^q ж

nq т

+Е2

(q ж +&т) ^

-в

nR⁴

8п_см ~~^qж + ^qт~~ + 2,8066- 4,211⁽^°+

+Пс

nR⁴ R) V R)

nR⁴

х⁽ 8п_см + 2,8066) nR⁴

⁽2,5 + 20,1—— +

^qж + ^ V ^ + ^q^K

= 0.

(6.10)

+ Пс

16,6д_т +

+0,045318e ^?т+?ж

Так как

дт

а.

^qт + ^qж

то уравнение (6.10) можно переписать так:

~~й ^{т Y}^0)а0~~ + в⁴-6- аоП(2,5 + 20,1а₀ + 0,045318 е¹⁶-⁶¹0) + n

¦ 4,211 ( —

' R

nR⁴

¹^-^а0

-§ ₀п(2 , 5+20, 1а ₀ + 0,0453Q|8e¹⁶'⁶^cl⁰, + п

= 0. (6.11)

Значит, при заданных а, y_t, Y_ж, R, П ^и т₀ по трансцендентному уравнению (6.11) методом последовательных приближений можно найти расход жидкости д_ж, обеспечивающий минимум разности давлений по концам вертикальной трубы.

По вычисленному д_ж и заданной концентрации определяем расход твердых частиц

_Ч
- ^аоЧж

Чт .

1 - а₀

и удельный вес смеси

Yсм =Y(1 — ао)+Yтао•

Затем, зная согласно формуле Томаса п_см, находим параметр Рейнольдса смеси:

Re^ - ²⁽~~^Чж~~ ~~+ ^{4t)y см}~~ . (612)

^п#Псм

Далее определяем параметр Хедстрема смеси:

Несм - ±4^, (6.13)

^псм^д

что позволяет по формуле (6.2) найти Re^.^.

Если Re^ < Re^.^, то расчеты продолжаем и находим согласно (2.20) диаметр нетонущей частицы d₀. По фракционному составу устанавливаем средневзвешенный диаметр частицы и согласно неравенствам (2.26) — (2.28) определяем режим обтекания.

Далее по формулам (2.17), (2.21) — (2.25) в зависимости от режима обтекания находим скорость свободного падения частицы v_s. Вычислив по найденному оптимальному д_ж среднюю скорость жидкости у_ж, сравниваем у_ж и v_s; при у_ж > v_s

найденное значение д_ж принимается. В противном случае расчеты повторяем при более высоком значении динамического напряжения сдвига.

Если найденное по (6.12) Re^ оказывается больше критического числа Рейнольдса Re^.^, вычисленного по (6.2), то гидросмесь движется при турбулентном режиме.

Ранее было показано, что при турбулентном режиме механизм движения вязкопластичной и вязкой жидкостей один и тот же. В этом случае перепад давления определяется по формуле (3.21), а оптимальный расход жидкости — по уравнению (3.25).

При движении вязкопластичной гидросмеси по горизонтальной трубе расчеты ведутся по формуле (6.6) при условии, что Др_тр = Др.

Тогда по условию (3.23) получим следующее выражение для определения оптимального расхода жидкости:

-§ ₀n(2,5+20,1а ₀ + 0,0453Q|8e¹⁶'^6a0, + п_с

1 - а 0

*~~^ПсмЯж~~¹ + 2,8066-

-а ₀ п(2,5 +

) nR⁴^{1
- а}0 ^R /

16,6а +

+20,1а₀ + 0,045318 e ⁰1 + п_с

= 0.

(6.14)

Таким образом, при заданных а₀,п и R по уравнению (6.14) методом последовательных приближений можно найти оптимальное значение д_ж.

6.3. РАСЧЕТ ЭРЛИФТА ПРИ ДВИЖЕНИИ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ ГИДРОСМЕСИ ПО ВЕРТИКАЛЬНОЙ ТРУБЕ

Наличие у вязкопластичных жидкостей динамического напряжения сдвига т₀ снижает возможность проскальзывания пузырьков воздуха относительно жидкости, и при определенных условиях жидкость и воздух будут двигаться практически с одинаковой скоростью. Таким образом, вязкопластичную аэрированную смесь можно рассматривать как «квазиго-могенную», т.е. истинная (объемная) и расходная концентрации равны между собой:

ф = р. (6.15)

Модель квазигомогенной вязкопластичной аэрированной смеси впервые была предложена Р.И. Шищенко [26].

Для того чтобы составить уравнение динамического равновесия сил, действующих в дифференциально малом отсеке, ограниченном длиной dx, необходимо составить выражение для гравитационной составляющей dp_G и сил трения dp^.

В соответствии с (6.15)

dpG = Yж(1— в) dx + Y_Tdx.

(6.16)

Так как

Y г << Y ж,

то с высокой точностью можно записать:

^dpG = Yж^{(1 —} P^)dx-

(6.17)

Согласно (5.3), (5.4)

dp_G - ~~^{Y жР}~~ dx, (6.18)

^ГРа + Р

где Г = д_а/д_ж.

Потери давления на трение на дифференциально малом участке длиной dx находим по формуле [17]

или с высокой точностью по выражению

Значит,

(6.19)

Из определения расходного газосодержания

(6.20)

По (6.19) и (6.20)

^аРтр__±_ dx. ⁽⁶.²¹⁾

2gd 1 - р

Согласно формуле Блазиуса

0,25

X _ 0,297858!-^! . (6.22)

Vy ж qж)

Так как у_ж = 4q_ж/лd², то по (6.21) и (6.22) получим

dp _ О,²⁴¹⁴^²^ж,⁷⁵ . (6.23)

^^р _д 0⁷⁵_d4⁷⁵ 1 -в

Из определения для в следует, что при изотермическом расширении газа

1 -в = —Р- • (6.24)

Р + Гр_а

По выражениям (6.23) и (6.24) имеем:

_dp _ 0,241435n^0,25qj;⁷⁵Yж⁷⁵ Гр_а + р _dx₍₆₂₅₎

^аРтр _д 0,75 _d4,75 _р ^(
)

Так как

^dP = ^dPG + ^dРтр^,
(6.²⁶⁾

то по (6.18), (6.25) и (6.26) можем записать:

_dP _ ( Р + ⁰^,²⁴¹⁴³⁵n^0,2^⁷⁵ гр_а + р+_y
dx

^dp I т^_ . - + ₀₇₅ _₄₇₅₀₂₅ - l^Y ж°^Х.

v Гр_a + р g⁰^,⁷⁵d⁴^,⁷⁵Yж;²⁵ р

Значит,

^р баш

y „< _ / -*

^ж2 Ру

¹ *^А ‘(V)

Гр_а + Р

_где Л _ 0,241435n⁰²⁵ql_K⁷⁵ 1 де 1^4

д ⁰⁷⁵d⁴⁷⁵Y ж²⁵

(rp_ap + p )dp

Pj p² + A4(p+rp_a)²

_ /

Y ж!

или

^баш

(rp_ap + p )dp

^Y ж^! _ J 2 2

pj (A4 + 1)p + 2A4rp_ap + A4(rp_a)

Отсюда

баш

pdp

Y ж¹ = ^ГPa J

^pj

(A4 + 1)p² + 2A4^p + A4(rp_a)²

аш

^pj

p² dp

(6.28)

(A4 + 1)p² + 2A4ГPaP + A4(rpa)²

Для того чтобы раскрыть интегралы в (6.28), необходимо сначала определить знак при коэффициенте А:

А = 4(А4+1)А4(Г_Ра)²-4 А 4(Г_Ра)², или

А = 4А4(Г_Ра)².

(6.29)

Так как А₄ > 0, то и А > 0.

Тогда, раскрыв интегралы в (6.28), получим:

Y l _ ^аш ^{- p}j + ^Гpa^{(1 - A}4⁾ J_n ^(A4 + ^ЙЗаш + ^^^а^аш + ^A4^(Гpa⁾² ^Ж
A4 + ¹ 2(A4 + 1)² (A4 + 1)pj + 2A4^pj + A4(Гpa)²

(6.30)

ГpWA

²^Г^ (1 + A4)²

Для того чтобы использовать уравнение (6.30) в случае гидротранспорта вязкопластичной смеси с помощью эрлифта, необходимо подставить в это выражение вместо y _ж удельный вес смеси жидкости и твердой фазы, т.е.

Yж(1 -ao)+Yтao,

вместо расхода жидкости — расход смеси жидкости и твердой фазы

Чж + Чт

и вместо структурной вязкости жидкости — структурную вязкость вязкопластичной жидкости и твердой фазы по формуле Томаса.

Проведем расчеты по определению 1 при следующих исходных данных: у _ж = 1,2Ч0⁴ Н/м³, у _т = 2,6-10⁴ Н/м³, а₀ = = 0,15, п = 0,01 Па-с, р_у = 10⁵ Па, д_ж = 0,02 м³/с, д_т = = 0,003529 м³/с, d = 0,15 м, а также при различных значениях р_баш и Г.

В (6.30) вместо у_ж подставляем у_см = 1,2-10⁴-(1 —0,15) + 2,6х х10⁴-0,15 = 1,41 10⁴ Н/м³.

Чтобы найти А₄, вычислим п_см по (3.16):

П_см = 0,01(1 +0,375 + 0,2261 +0,03293) = 0,01634 Па-с;

Ч_см = 0,023529 м³/с.

Тогда

А = 0,241435 • 0,3575 • 0,0014136 = 0 0 1 656

⁴ 5,54309 • 0,000122 • 10,8969 ' '

При принятых исходных данных, подсчитанном А₄, а также замене у_ж на у_см выражение (6.30) перепишется так:

1,41 • 10⁴1 = ~~Рб*^ш~~~~^{- 10}~~⁵ + 0,47583 • 10⁵Г х

1, 01 656

_х1п 1,01656Р|?_аш + 0,03312 • 10⁵Гр_баш + 0,01656 • 10¹⁰ Г ² 1,01656 • 10¹⁰ + 0,03312 • 10¹⁰Г + 0,01656 • 10¹⁰ Г²

-0,06646 • 10⁵ Г* arctg ~~^1,01656Рбшд + ⁰⁰¹⁶⁵⁶ •¹⁰~~⁵^Г

. 1,01656+ 0,01656Г+

-arct^^-¹-1. (6.31)

0,128686Г -

В табл. 6.1 приведены результаты расчетов по уравнению (6.31).

Таким образом, при заданной длине колонны труб и Г = = Ч_а/Ч_ж по табл. 6.1 можно найти давление у нижнего торца

^рбаш, 10⁵ Па	Значение 1, м, при различных Г, м³/м³			^рбаш, 10⁵ Па	Значение 1, м, при различных Г, м³/м³
^рбаш, 10⁵ Па	20	30	40	^рбаш, 10⁵ Па	20	30	40
20	217,4	448,4	487,2	65	859,1	992,8	1103,2
25	453,3	525,8	577,7	70	903,9	1042,5	1157,7
30	512,1	595,6	657,8	75	948,0	1091,1	1210,9
35	567,4	661,0	732,2	80	991,6	1138,9	1262,9
40	620,0	722,1	801,5	85	1034,6	1186,0	1313,9
45	670,5	780,2	867,1	90	1077,1	1232,3	1363,9
50	719,4	870,9	929,5	95	1119,3	1278,0	1413,2
55	767,0	889,8	989,4	100	1161,0	1323,2	1461,8
60	813,5	942,0	1047,2

колонны труб. Из таблицы видно, что при одном и том же 1 увеличение Г приводит к заметному снижению давления у нижнего торца р_6аш, а следовательно, давления нагнетания р_н.

МЕТОЛЫ ОПРЕАЕЛЕНИЯ РАСТВОРЕННЫХ

6.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДА, ГИДРОСУЛЬФИДОВ, СУЛЬФИДОВ

Главным источником сероводорода и сульфидов в поверхностных водах являются восстановительные процессы, протекающие при биохимическом окислении и разложении органических соединений естественного происхождения (планктон, водоросли и др.) и поступающих со сточными водами (хозяйственно-бытовыми, пищевой, металлургической, химической и др. промышленности). Процессы восстановления интенсивно протекают в придонных слоях водоемов в условиях слабого пе ре-мешивания масс и дефицита кислорода.

В подземных водах нефтегазоносных структур в комплексе

с другими компонентами (HCO-, SO^^-, CO₂) сероводород может являться косвенным показателем продуктивности отложений, как продукт окислительно-восстановительных процессов на контакте углеводороды - вода. Наиболее распространены биохимические реакции под действием сульфатредуцирующих бактерий в анаэробных условиях, в результате которых образуются кислые газы - H₂S, С0₂. Глубокая инфильтрация поверхностных вод стимулирует процессы окисления углеводородов в плане микробиологического заражения и охлаждения глубоких водоносных горизонтов. Появление сероводорода характерно при заводнении залежей и насосной эксплуатации.

Другим источником высокого содержания сероводорода в углеводородных залежах (Россия, США, Франция) являются термокаталитические процессы, ведущие к разложению сероорганических соединений. Прослеживается связь высоких концентраций сероводорода с литологией пород: в карбонатных отложениях его гораздо больше, чем в терригенных.

Сероводород в попутных водах эксплуатационных скважин является причиной коррозионных разрушений, интенсивность которых зависит от концентрации в водах и парциального давления в газах, поэтому определение его в водах на стадии разведочного бурения позволяет предусмотреть антикоррозийные мероприятия при обустройстве промыслов.

Водная фаза эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа также содержит сероводород и продукты сероводородной коррозии.

Сероводород - бесцветный газ с характерным запахом “тухлых яиц”, тяжелее воздуха, плотность 1,19 г/м³. Хорошо растворим в воде. Сероводород - яд, сильно действующий на центральную нервную систему. Порог ощущения запаха 0,012— 0,03 мг/м³. При концентрации сероводорода свыше 1000 мг/м³ наступает мгновенная смерть. Санитарными нормами установлены предельно-допустимые массовые концентрации (ПДК): в воздухе рабочей зоны — 10 мг/м³, в атмосферном воздухе населенных мест среднесуточная ПДК — 0,008 мг/м³.

Сероводород придает воде неприятный запах и привкус. Наличие его в водах служит показателем сильного загрязнения водоема органическими компонентами. Для водоемов сани-тар-но-бытового и рыбохозяйственного пользования наличие сероводорода и сульфидов в воде недопустимо (ПДК — отсутствие).

В природных водах, наряду со свободным сероводородом (H₂S) могут присутствовать гидросульфид — (HS), тиосульфат — ( S₂O^2-) и сульфит ионы ( SO^2-). Содержание последних двух невелико и при обычных анализах их определение не производится. Содержание H₂S и HS^— колеблется в широких пределах.

Приводится объемный йодометрический метод определения суммы всех форм серы (H₂S + HS^— + S₂O^2- + SO^2-), результаты условно выражаются в виде H₂S + HS^—.

В зависимости от характера серы содержание H₂S и HS^— ориентировочно определяют согласно рис. 6.1 и следующим данным:

р H....................................................5,0 5,5 6,0 6,2 6,4 6,6 7,0 8,0 9,0

H₂S от суммы H₂S + HS^— 100 97 95 91 86 83 64 15 2

Hастоящая методика внедрена на промысле Астраханского газоконденсатного месторождения для работ с пластовыми водами и растворами, выносимыми эксплуатационными скважинами попутно с газом и газовым конденсатом.

Отбор проб. Пробу следует обрабатывать сразу после отбора, при отсутствии условий пробу консервируют. Для этого

Рис. 6.1. График соотношений между различными формами сероводородной кислоты в природных водах в зависимости от рН и ионной силы ц (по данным А.А. Резникова, Е.П. Муликовской и др. 1970):

1 - ц = 0,0005 (соответствует минерализации 20-43 мг/дм³); 2 - ц = 0,1 (соответствует минерализации 4-6 мг/дм³)

в пустую склянку вместимостью 1000 см³ наливают 10 см³ раствора уксуснокислого кадмия или цинка.

Пробу отбирают через шланг, опущенный до дна сосуда в консервант из среднего слоя отбираемой жидкости. По мере наполнения сосуда под пробку шланг поднимают, закрывают пробкой, содержимое взбалтывают и отправляют на анализ.

При возможности через бутылку пропускают 2-3 объема воды (шланг опущен до дна), постепенно поднимают его и добавляют консервант пипеткой, также опуская ее до дна.

Перевод глубинных проб во избежание их контакта с воздухом проводят после дегазации пробы непосредственно из пробоотборника также через шланг, опущенный в консервант, заполняя посуду под пробку.

Для получения большого объема кондиционной информации

Ориентировочный объем проб на анализ в зависимости от предполагаемого содержания H₂S + HS^- — ионов в воде проводится в зависимости от концентрации

Массовая концентрация H₂S+HS^—, мг/дм³	Объем пробы для консервации, см³
0,1—100	400
100—1000	100
1000 и выше	20—10

при высоком содержании кислых газов исследования проводят непосредственно на объекте с применением пробоотборников ПД-3М (ПД-03) в антикоррозийном исполнении. Ориентировочный объем проб на анализ показан в табл. 6.1.

При высоких концентрациях сероводорода в водах объем отбираемой пробы может быть меньше 10 см³ при том же объеме консерванта — 100 см³.

Учитывая жесткие условия при отборе проб на сероводородсодержащих объектах, посуду с консервантом взвешивают в лаборатории до и после отбора пробы.

Качественное определение

Очень малые концентрации свободного сероводорода (0,1 мг/дм³) можно обнаружить по специфическому запаху и качественной реакции по свинцовой бумаге. Сульфиды обнаруживаются после подкисления и нагревания пробы, при этом индикаторную полоску свинцовой бумаги смачивают дистиллированной водой и кладут на края стаканчика с пробой — при наличии в пробе сероводорода полоска почернеет.

Сущность метода. Содержание общего H₂S в минеральных водах определяют йодометрическим методом, который основан на окислении сернистых соединений раствором йода в кислой среде. Избыток йода оттитровывается раствором тиосульфата натрия известной концентрации. Реакция протекает по уравнению:

H₂S + I₂ ^ 2HI + S;

I₂ + 2Na₂S₂O₃ ^ 2NaI + Na₂S₄O₆.

В число сернистых соединений, титруемых йодом, входят свободный сероводород, ионы S^2—, HS^—, продукты окисления

В консервированной с уксуснокислым кадмием пробе вся сульфидная сера находится в виде осадка сульфида кадмия. При разложении его кислотой выделяется сероводород, который поглощается титрованным раствором йода.

Мешающие влияния. Определению мешают растворенные неорганические и органические компоненты, реагирующие с йодом. Их влияние устраняют осаждением сероводорода уксуснокислым кадмием при консервации пробы.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кадмий уксуснокислый Cd (CH₃COO)₂ (для консервации проб). Растворяют 35 г безводного Cd (CH₃COO)₂ в небольшом количестве воды, приливают 40 см³ ледяной уксусной кислоты и доводят объем раствора до 1 дм³.

Кислота HCl, раствор 1 : 1. В термостойкой посуде к 100 см³ дистиллированной воды приливают 100 см³ кислоты (плотность - 1,19 г/см³).

Натрий серноватистокислый Na₂S₂O₃ • 5H₂O, растворы 0,1 и 0,01 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующим добавлением.

Крахмал, индикатор, раствор 10 г/дм³. 1 г крахмала растворяют в 100 см³ воды, доводят до кипения. Раствор фильтруют.

Иод I₂, растворы 0,1 и 0,01 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующими разбавлениями.

При отсутствии резких колебаний температуры концентрация раствора йода достаточно стабильна, но проверять ее требуется обязательно в день выполнения анализа.

Калия бихромат K₂Cr₂O₇, растворы 0,1 и 0,01 н. Раствор 0,1 н готовят из стандарт-титра или 4,904 г соли, высушенной при 105 °С, растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 1 дм³, объем доводят до метки. Раствор 0,01 н готовят соответствующим разбавлением 0,1 н раствора.

Калия йодид KI, раствор, 150 г/дм³. 15 г KI растворяют в воде в мерном цилиндре вместимостью 100 см³, объем доводят до метки.

Кислота серная H₂SO₄, раствор 1 : 4 20 см³ H₂SO₄ (плотность - 1,84 г/см³) приливают к 80 см³ воды термостойком стакане.

Приготовление водного раствора уксусной кислоты. Для приготовления 10 % раствора уксусной кислоты наливают в мерный цилиндр вместимостью 100 см³ дистиллированную воду около 60-70 см³, затем вливают тонкой струйкой 10 см³ уксусной кислоты, перемешивают раствор стеклянной палочкой и доводят объем дистиллированной водой до метки 1 00 см³.

Установка поправочного коэффициента нормальности Na₂S₂O₃. В коническую колбу с притертой пробкой наливают 100 см³ воды, прибавляют 10 см³ раствора KI (150 г/дм³),

5 см³ серной кислоты (1 : 4) и 20 см³ раствора бихромата калия. После перемешивания раствор выдерживают в темноте

5 мин, затем титруют раствором натрия серноватистокислого до соломенно-желтого цвета, в конце титрования с 5 каплями крахмала до обесцвечивания. Поправочный коэффициент рассчитывают: K = 20 : V, где V — объем Na₂S₂O₃, израсходованный на титрование, см³.

Пример. Hа титрование 20 см³ н раствора K₂Cr₂O₇ израсходовано 20,2 см³ н раствора Na₂S₂O₃.

K = 20 : 20,2 = 0,99.

Титрование проводят в трех параллельных пробах и берут среднее значение K. Проверку K производят 1 раз в неделю.

Проведение анализа. В колбу с притертой пробкой всыпают предварительно взвешенный кристаллический KI в количестве 1 г, вливают 1—2 см³ дистиллированной воды, подкисляют несколькими каплями уксусной кислоты и добавляют 10—30 см³ 0,1 н раствора йода (йодная зарядка). Отмеривают в зарядку 5—10 см³ испытуемой пробы, тщательно взбалтывают, закрывают склянку пробкой и дают постоять в темном месте 10 минут. Далее титруют 0,1 н раствором тиосульфата натрия до бледно-желтой окраски, затем прибавляют 1 см³ раствора крахмала, цвет становится сине-фиолетовым. Слегка взбалтывая колбу с исследуемым раствором, продолжают добавлять из бюретки титрант до полного обесцвечивания раствора. Изменение проводят три раза, за результат принимают среднее.

Одновременно проводят холостое определение с 50 см³ дистиллированной воды.

При больших концентрациях соединений серы нижний слой жидкости с осадком разбавляют дистиллированной водой в мерной колбе вместимостью 200—500 см³, интенсивно встряхивают, берут из него аликвоту сухой пипеткой и определяют сероводород как указано выше, применяя 0,1 н растворы натрия серноватистокислого и йода. Определение проводят 2—

3 раза до получения сходимых результатов.

Холостое определение делают с 0,1 н растворами йода и натрия серноватистокислого.

Массовую концентрацию H₂S + HS^- X (мг/дм³) рассчитывают по формуле

X = (V₁ - V₂) • н • K • 1000 • 17/( V - V₃),

где V - общий объем пробы, см³; V₁ - объем раствора Na₂S₂O₃, израсходованный на титрование холостой пробы, см³; V₂ -объем раствора Na₂S₂O₃, израсходованный на титрование пробы, см³; V₃ - объем консерванта Cd (CH₃COO)₂, см³; K - поправочный коэффициент нормальности Na₂S₂O₃; н - нормальность раствора Na₂S₂O₃; 17 - эквивалентная масса сероводорода, мг.

Допустимые расхождения между повторными определениями: 0,1 мг/дм³ при массовой концентрации до 1 мг/дм³; 0,3 мг/дм³ при массовой концентрации от 1 до 4 мг/дм³; 8 % относительных - при более высоких концентрациях.

Пример. Общий объем пробы V - 460 см³; объем 0,01 н Na₂S₂O₃, израсходованный на титрование холостой пробы V₁ -18 см³; объем, израсходованный на титрование исследуемой пробы, V₂ - 17,1 см³; объем консерванта Cd (CH₃COO)₂, V₃ -100 см³; K = 1; н - 0,01.

X = (18 - 17,1) • 0,01 • 1 • 17 • 1000/(460 - 100) = 0,43 мг/дм³.

При высоком содержании сероводорода, когда осадок разбавляют в мерной колбе, X (мг/дм³) рассчитывают по формуле

X = (V₁ - V₂) • н • K • 1000 • 17b/a • (V - 100),

где а - объем аликвоты, см³; b - объем колбы, в которой разбавляют осадок, см³.

Пример. Осадок разбавлен в колбе вместимостью 500 см³; на титрование 5 см³ аликвоты пошло 16,6 см³ 0,1 н раствора Na₂S₂O₃; на титрование холостой пробы - 17,4 см³; общий объем пробы - 150 см³.

X = (17,4 - 16,6) • 0,1 • 1 • 1000 • 500/5(150 - 100) = 2720 мг/дм³.

При высоких концентрациях сероводорода, когда пробу взвешивают, что характерно для конденсационных вод Астраханского ГКМ, X (мг/дм³) рассчитывают по формуле

X = (V₁ - V₂) • н • K • 1000 • 17 • d²⁰/(m₁ - m₂),

где d²⁰ - плотность исследуемой воды при t = 20 °С, г/см³; т₁ - масса склянки с консервантом и пробой, г; т₂ - масса склянки с консервантом, г.

Массовую концентрацию H₂S + HS X (мг/дм³) в объемную

Х₁ (%) при 20 °С пересчитывают по формуле

Х₁ = 0,07 • X,

где 0,07 - пересчетный коэффициент.

Пример. X = 27,2 мг/дм³; Х₁ = 0,07 • 27,2 = 1,9 % объемных в 1 дм³ исследуемой воды.

6.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ АГРЕССИВНОЙ УГЛЕКИСЛОТЫ

Углекислота - важнейший компонент подземных вод, определяющий их способность растворять минералы и породы преимущественно карбонатного и сульфатного состава. Схема растворения карбонатных пород:

СаС0₃(тв) + Н₂0 + С0₂(газ) = Са²+(ж) + 2 HCO^).

Для существования в растворе определенных концентраций HCO3 необходимо присутствие равновесного количества свободной углекислоты. Если содержание свободной углекислоты в воде больше, чем нужно для равновесия, то при соприкосновении такой воды с СаС0₃(тв) произойдет его растворение до состояния равновесия. Если же содержание свободной углекислоты в воде окажется меньшим, чем нужно для равновесия, то, наоборот, из воды будет выпадать СаС0₃(тв).

Избыточную часть свободной углекислоты, которая расходуется на реакцию с СаС0₃ и обеспечивает его растворение называют агрессивной углекислотой. Иными словами, агрессивная углекислота - это кислота, способная переводить в раствор карбонат кальция. В табл. 6.2 приведены расчетные дан-

Таблица 6.2

Количество HCO 3 , находящееся в равновесном состоянии со свободной СО₂, мг/дм³

^OH2(своб)	HCO3	^CO2(своб)	HCO^-	^CO2(своб)	HCO^-
1	80	12	220	40	320
2	120	14	230	45	330
3	140	16	240	50	340
4	160	18	250	60	360
5	170	20	260	70	380
6	180	25	280	80	390
8	200	30	290	90	410
10	210	35	300	100	420

ные для определения равновесных концентраций СО₂ при различных содержаниях HCO-, позволяющие установить присутствие агрессивной кислоты в подземных водах.

Пример. В воде определено HCO3 — 244 мг/дм³ и СО₂(_своб)

— 40 мг/дм³. Из таблицы следует, что 40 мг/дм³ СО₂(_своб) находится в равновесии с 320 мг/дм³ HCO^-, а в исследуемой воде количество HCO- значительно меньше, значит вода содержит агрессивную углекислоту.

Агрессивная углекислота является одной из основных причин коррозионных разрушений всех газовых коммуникаций, как металлических так и цементных, основным агентом при развитии процессов солеотложения на промыслах.

Распространенный источник углекислоты в водах — органическое вещество. При абиогенном и биогенном превращении его обязательным продуктом является углекислота. Вместе с HCO3, H₂S, SO^^- она может рассматриваться как локальный показатель нефтегазоносности.

Большое количество диоксида углерода поступает в пластовые воды в результате метаморфизма карбонатных и магматических пород; важную роль играет углекислота, поступающая из магмы.

Для определения агрессивной углекислоты (СО_{2агресс}) применяют метод нейтрализации.

Отбор проб. Пробу воды отбирают в чистую, сухую бутылку вместимостью 0,2—0,25 дм³, в которую предварительно насыпают 2—3 г консерванта СаСО₃.

Сущность метода. Метод основан на способности вод, содержащих агрессивную углекислоту, растворять углекислый кальций. В результате происходит увеличение концентрации гидрокарбонат-ионов по сравнению с их концентрацией в пробе на общий анализ.

Реактивы. Применяют реактивы, используемые при определении щелочности; углекислый кальций СаСО₃.

Проведение анализа

Пробу, содержащую углекислый кальций, встряхивают в течение 30 мин.

После отстоя пробу фильтруют декантацией. Первую порцию фильтрата отбрасывают. В следующих 50 см³ фильтрата определяют содержание гидрокарбонатов, как при определении в пробе на общий анализ.

Массовую концентрацию агрессивной углекислоты

X (мг/дм³) вычисляют по формуле

X = (а - b) • н • K • 1000 • 22/V,

где а - объем кислоты, пошедший на титрование пробы, консервированной карбонатом кальция, см³; b - объем кислоты, пошедший на титрование при определении гидрокарбонат-иона из пробы на общий анализ, см³; V - объем пробы, взятый для титрования, см³; н - нормальность кислоты; K - поправочный коэффициент нормальности кислоты; 22 - эквивалентная масса С0₂, мг.

Допустимые расхождения между повторными определениями 2 мг/дм³.

Пример. На титрование гидрокарбонатов 50 см³ пробы пошло 9,3 см³ 0,1 н HCl K = 1; общей пробы - 5,4 см³.

X = (9,3 - 5,4) • 0,1 • 1 • 1000 • 22/50 = 171,6 мг/дм³.

6.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСТВОРЕННОГО КИСЛОРОДА

Содержание растворенного кислорода определяют в чистых поверхностных водах и сточных, очищенных химическим или биохимическим способами перед сбросом их в водоемы. При смешении таких вод с водами водоемов содержание кислорода не должно быть ниже минимально допустимой концентрации (для рыбохозяйственных водоемов 5 мг 0₂/дм³).

Кислород определяют также в неочищенных сточных водах, если низкое содержание в них примесей допускает непосредственный сброс в водоем.

Данные по массовой концентрации кислорода необходимы для оценки коррозионных свойств стоков при закачке в пласт, при определении биохимического потребления кислорода в сточных водах.

Растворимость кислорода в воде понижается с повышением температуры и понижением давления, зависит от минерализации:

Температура, °С..............................0 10 20 30

Уменьшение растворимости

(мг/дм³) на каждые 1000 мг

солей..........................................................0,08405 0,06217 0,04777 0,04085

Приводится йодометрический метод определения растворенного кислорода по Винклеру, позволяющий определять его при содержании не ниже 0,2-0,3 мг/дм³.

Отбор проб. Из водоемов пробы отбирают батометром, к крану которого прикреплена резиновая трубка.

Пробы стоков из шламонакопителей, бочек, емкостей отбирают ведром из среднего слоя по высоте жидкости.

В обоих случаях пробы переводят в ополоснутую 2-3 раза исследуемой водой склянку сифоном, опущенным до дна склянки, наполняют ее до краев, пропуская 1-3 объема воды. Наличие пузырьков на стенках не допускается. В отобранную пробу пипетками вводят 2 см³ раствора соли марганца, погружая пипетку до середины склянки (по мере выливания раствора пипетку поднимают вверх), затем 2 см³ щелочного раствора йодистого калия, погружая пипетку под уровень пробы. Склянку закрывают пробкой, чтобы не оставалось пузырьков воздуха, и несколько раз переворачивают вверх дном для равномерного перемешивания содержимого.

Сущность метода. Метод основан на взаимодействии гидроксида марганца в щелочной среде (щелочной раствор йодистого калия) с растворенным в воде кислородом, который связывается количественно, образуя нерастворимое в воде коричневого цвета соединение четырехвалентного марганца:

MnCI₂ + 2NaOH ^ Mn(OH)₂ + 2NaCI;

2Mn(OH)₂ + O₂ ^ 2MnO(OH)₂|.

При добавлении кислоты четырехвалентный марганец вновь восстанавливается в двухвалентный, окисляя йодистый калий до свободного йода. Количество йода эквивалентно содержанию растворенного в воде кислорода и определяется титриме-трически раствором натрия серноватистокислого:

Mn0(OH)₂ + 2KI + 4HCI ^ MnCI₂ + 2KCI + 3H₂O + I₂;

I₂ + 2Na₂S₂O₃ ^ 2NaI + Na₂S₄O₆.

Мешающие влияния. Определению мешают взвешенные вещества, которые адсорбируют йод на своей поверхности или химически взаимодействуют с ним. В этих случаях пробу отбирают отдельно в стеклянную бутыль вместимостью 1 дм³ с притертой пробкой до краев, закрывают и отстаивают взвешенные вещества не более 10 мин. При этом пробу не следует оставлять на прямом солнечном свете или вблизи источника тепла. Прозрачную пробу над осадком сифоном переводят в тарированную кислородную склянку, пропуская —1,5—2 объема, фиксируют кислород, как описано при отборе проб, и закрывают склянку пробкой так, чтобы не оставалось пузырьков воздуха.

Продолжительное отстаивание взвешенных веществ (> 10 мин) приводит к снижению концентрации кислорода в пробе. В этом случае пробу осветляют гидроксидом алюминия. Стеклянную бутыль наполняют до краев, в расчете на 1 дм³ пробы пипеткой вводят 10 см³ раствора сульфата алюминия-калия (100 г/дм³) и 2 см³ раствора аммиака (25%-ного). Бутыль закрывают так, чтобы не оставалось пузырьков воздуха, перемешивают содержимое в течение 1 мин. Осадок отстаивают —10 мин, прозрачный слой сифоном переводят в кислородную склянку и фиксируют кислород, как указано выше.

В пробах, содержащих плохо осаждающиеся взвешенные вещества, вследствие интенсивной жизнедеятельности присутствующих микроорганизмов может быть снижено содержание кислорода.

Осветление проб в этих случаях производят при одновременном прибавлении токсичного вещества. Пробу отбирают как указано выше, прибавляют пипетками 10 см³ раствора сульфа-миновой кислоты и хлорида ртути (II) и 10 см³ раствора сульфата алюминия-калия (в расчете на 1 дм³ пробы). Закрывают бутыль пробкой, не оставляя пузырьков воздуха, содержимое хорошо перемешивают. Затем прибавляют 5 см³ раствора гидроксида натрия (2 н). Прозрачный слой сифонируют в кислородную склянку и фиксируют кислород.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества, свежепрокипяченную и охлажденную до комнатной температуры дистиллированную воду.

Алюминия-калия сульфат KAl(SO₄)₂ • 12^О, раствор 100 г/дм³. 10 г соли растворяют в воде в мерном цилиндре, объем доводят до 100 см³.

Аммиак NH₄OH, водный раствор, 25%-ный.

Кислота сульфаминовая NH₂SO₃H.

Ртути хлорид (II) HqCl₂.

Раствор сульфаминовой кислоты и хлорида ртути (II). 32 г NH₂SO₃H растворяют в 450 см³ воды; 54 г HqCl₂ растворяют при нагревании в 450 см³ воды. Оба раствора смешивают и доводят объем водой до 1 дм³.

Hатрия гидроксид NaOH, раствор 2 н. Растворяют 8 г щелочи в воде в мерном цилиндре, после охлаждения объем доводят до 100 см³.

Кислота соляная HCl, раствор 2:1. 200 см³ HCl (плотность — 1,19 г/см³) прибавляют к 100 см³ воды. Можно использовать раствор H₂SO₄ (1:4). Один объем H₂SO₄ (плотность — 1,84 г/см³) добавляют к четырем объемам воды.

Крахмал (С^^О^, индикатор, раствор 5 г/дм³. 0,5 г растворимого крахмала добавляют к 100 см³ воды и нагревают до кипения. Раствор готовят ежедневно или консервируют добавлением 1-2 капель одного из консервантов: хлороформа, амилового спирта, салициловой кислоты.

Проверка чистоты NaOH. 5 г NaOH, отмытого от поверхностного слоя водой, растворяют в 10 см³ воды. К 1 см³ полученного раствора добавляют 100 см³ воды, 0,2 г проверенного на чистоту KI, 5 см³ раствора HCl (2:1) и 1 см³ раствора крахмала (5 г/дм³). Реактив пригоден для применения, если в течение 5 мин не появляется синяя окраска. В противном случае 50 г предварительно отмытого водой NaOH растворяют в 30-40 см³ воды и кипятят в течение 10 мин с металлическим алюминием. Раствор отстаивают и сифоном сливают.

Калий йодистый KI.

Проверка чистоты KI. 1 г сухого KI растворяют в 50 см³ воды, приливают 10 см³ раствора HCl (2:1), 1 см³ раствора крахмала и добавляют 100 см³ воды. Если в течение 5 мин раствор не синеет, реактив пригоден для использования. В противном случае для очистки 15 г KI растворяют в 10 см³ воды, продувают током С0₂, плотно закрывают пробкой и оставляют в темноте на 2-3 сут. Затем к раствору добавляют крахмал (0,5-1 г), растертый в ступке с 10 см³ воды. Раствор встряхивают и быстро фильтруют через бумажный фильтр. Раствор при стоянии не должен приобретать желтую окраску.

Калий йодистый KI, раствор 150 г/дм³. 15 г соли растворяют в воде в мерном цилиндре, объем доводят до 100 см³.

Калий йодистый KI, щелочной раствор. 15 г KI растворяют в 20 см³ воды. 50 г NaOH (или 70 г K0H) растворяют в 50 см³ дистиллированной воды. Полученные растворы смешивают, объем доводят водой в мерной колбе до 100 см³. Мутный раствор фильтруют или отстаивают в течение 15-20 дн., сливают прозрачный слой сифоном. Хранят в склянке из темного стекла.

Марганец хлористый MnCl₂ • 4Н₂0, раствор. 210 г соли растворяют в 200 см³ воды, раствор фильтруют и доводят объем до 500 см³. Могут быть использованы MnSO₂ • 4H₂O (240 г) или MnSO₄ • 2Н₂0 (200 г), которые готовят так же.

Проверка и очистка реактивов. К 100 см³ дистиллированной воды добавляют 1 см³ раствора MnCI₂, 0,2 г сухого KI, 5 см³ раствора HCl (2:1) и 1 см³ раствора крахмала (5 г/дм³). 0тсутствие синей окраски (через 10 мин) указывает на чистоту реактива. Если раствор синеет, для очистки добавляют 0,51 г безводного Na₂CO₃ (в расчете на 100 см³ раствора), хорошо перемешивают, отстаивают в течение суток, затем фильтруют. Так же проводят проверку и очистку раствора MnSO₄.

Калий двухромовокислый K₂Cr₂0₇, раствор 0,02 н. Готовят 0,1 н раствор из стандарт-титра с последующим разбавлением в 5 раз или 0,9808 г K₂Cr₂O₇ растворяют водой в мерной колбе вместимостью 1 дм³, объем доводят до метки.

Натрий серноватистокислый Na₂S₂O₃ • 5Н₂0, раствор 0,02 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующим разбавлением или 5 г соли растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 1 дм³, объем доводят до метки.

Определение поправочного коэффициента нормальности раствора Na₂S₂O₃. В коническую колбу вместимостью 250 см³ наливают 100 см³ воды, 10 см³ раствора KI (150 г/дм³), точно пипеткой 20 см³ раствора K₂Cr₂O₇ (0,02 н) и 10 см³ раствора HCI (2:1) или 5 см³ раствора ^SO₄ (1:4). Раствор хорошо перемешивают и титруют до слабо-желтой окраски, добавляют

1 см³ крахмала и продолжают титрование до обесцвечивания. Определение повторяют, расхождения не должны превышать 0,05 см³. Поправочный коэффициент нормальности раствора Na₂S₂O₃ вычисляют:

K = V/V₁,

где V - объем раствора K₂Cr₂O₇, см³ (20 см³); V₁ - объем раствора Na₂S₂O₃, пошедший на титрование, см³.

Посуда для отбора проб. Пробы отбирают в кислородные склянки с притертыми пробками вместимостью 125-250 см³, которые предварительно калибруют. Для этого чисто вымытую и высушенную склянку вместе с пробкой взвешивают с точностью до 0,01 г, наполняют ее до краев дистиллированной водой, закрывают пробкой так, чтобы не оставалось пузырьков воздуха, склянку вытирают и снова взвешивают. Объем склянки V (см³) рассчитывают:

V = (P1 - P)/d,

где Р - масса пустой склянки, г; Р₁ - масса склянки с водой, г; d - плотность дистиллированной воды при температуре взвешивания, г/см³ (d при 15; 20; 25 °С соответственно равна 0,998; 0,997; 0,996 г/см³).

Проведение анализа

Осадку в пробе с зафиксированным кислородом дают отстояться не менее 10 мин и не более суток. Затем в колбу пипеткой, погружая ее до осадка, приливают 5 см³ раствора HCI (2:1). Вытеснение из склянки части прозрачной жидкости для анализа значения не имеет. Склянку закрывают пробкой, содержимое тщательно перемешивают, переливают в коническую колбу для титрования и титруют раствором Na₂S₂O₃ до светложелтого цвета. Приливают 1 см³ раствора крахмала и титруют до исчезновения окраски. Часть оттитрованной жидкости переливают в кислородную склянку, ополаскивают ее и вновь сливают обратно в колбу. Если проба не перетитрована, раствор снова синеет. Его дотитровывают до обесцвечивания.

Обработка результатов

Массовую концентрацию кислорода X (мг/дм³) рассчитывают:

X = а • н • K • 8 • 1000/(V — 4),

где а — объем раствора Na₂S₂O₃, израсходованный на титрование, см³; н — нормальность раствора Na₂S₂O₃; K — поправочный коэффициент нормальности; 8 — эквивалентная масса кислорода, мг; (V — 4) — объем кислородной склянки за вычетом 4 см³ добавленных реактивов при фиксации кислорода, см³.

Допустимые расхождения между повторными определениями составляют 0,1 мг/дм³.

Пример. Объем кислородной склянки V — 247,5 см³; объем 0,02 н раствора Na₂S₂O₃, K = 1, израсходованный на титрование пробы а — 4,5 см³.

X = 4,5 • 0,02 • 1 • 8 • 1000/(247,5 — 4) = 2,96 мг/дм³.

6.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ КИСЛОРОДА(ХПК)

Химическим потреблением кислорода (ХПК) называется величина, выражаемая в единицах количества кислорода, расходуемого на окисление содержащихся в воде органических и неорганических восстановителей сильными окислителями (бихромат, перманганат и др.).

Результаты определения окисляемости одной и той же воды с применением разных окислителей различны. Это зависит от свойств окислителя, его концентрации, температуры, рH воды и т.п. Поэтому все методы определения окисляемости условны, и получаемые результаты сравнимы лишь при соблюдении всех условий проведения определения. Hаиболее полное окисление достигается обработкой бихроматом в присутствии большого количества серной кислоты - бихроматная окисляе-мость, которую называют “химическим потреблением кислорода” - ХПК.

Отбор проб. Пробы отбирают согласно “Требованиям к отбору проб”, консервируют добавлением 2 см³ разбавленной 1:2 серной кислоты на каждые 100 см³ воды.

Перед определением ХПК исследуемую воду фильтруют через бумажный фильтр, предварительно промытый горячей водой. Чтобы избежать возможной адсорбции органических веществ волокнами фильтра, первую порцию фильтрата исследуемой воды отбрасывают. В общем случае, для фильтрации лучше использовать мембранные фильтры, которые практически не выделяют в воду органических веществ и не адсорбируют их из воды. Нельзя фильтровать воду, содержащую вещества, способные улетучиваться или окисляться кислородом воздуха при фильтровании. В таких случаях фильтрование заменяют продолжительным отстаиванием воды и для анализа отбирают пипеткой верхний прозрачный слой.

Сущность метода. Метод заключается в окислении органических веществ бихроматом калия в концентрированной серной кислоте в присутствии серебряного катализатора при нагревании с последующим оттитровыванием остатка бихромата калия солью Мора. Восстановление бихромата происходит по реакции:

Cr₂O2^- + 14H+ + 6e^- = 2Cr³+ + 7H₂O.

0кисление органических веществ в указанных условиях ускоряется и охватывает все органические вещества, идет с образованием диоксида углерода, воды и аммонийных солей. Метод применим к водам с ХПК до 700 мг 0₂/дм³, при более высоких значениях - пробу разбавляют.

Мешающие влияния. 0пределению мешают неорганические соединения:

хлориды, влияние их устраняют маскированием сульфатом ртути (II): при концентрациях хлоридов ниже 1 г/дм³ в расчете 0,1 г HgSO₄ на 10 мг хлоридов; при концентрациях хлоридов выше 1 г/дм³ - в 15 кратном количестве по отношению к содержанию хлоридов. 0дновременно в пробу вносят 5 см³ концентрированной серной кислоты для лучшего растворения сульфата ртути;

железо, сульфиды, нитриты. Их определяют отдельно. Результаты, пересчитанные на окисляемость (мг 0₂/дм³), вычитают из найденной величины окисляемости пробы: 1 мг Н^ соответствует 0,47 мг, 1 мг NO₂ - 0,35 мг, 1 мг Fe²+ - 0,14 мг кислорода.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Калия бихромат K₂Cr₂O₇, раствор 0,25 н. Готовят из стандарт-титра или 12,258 г K₂Cr₂O₇, высушенного в течение 2 ч (t = 105 °С), помещают в колбу вместимостью 1 дм³, растворяют в воде, объем доводят до метки.

Ртути сульфат HgSO₄, кристаллический.

Серебра сульфат AgSO₄, кристаллический.

Кислота серная ^SO₄, плотность - 1,84 г/см³.

Ферроин, индикатор. В колбу вместимостью 100 см³ помещают 1,485 г моногидрата 1,10, фенантролина и 0,695 г сульфата железа (FeSO₄ • 7Н₂О), растворяют в воде, объем доводят до метки.

Натрия гидроксид NaOH, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра или 1 г щелочи растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 250 см³, объем доводят водой до метки.

Кислота N-фенилантраниловая, индикатор. В колбу вместимостью 250 см³ помещают 0,25 г кислоты, растворяют в 12 см³ 0,1 н раствора гидроксида натрия, объем доводят водой до метки.

Соль Мора Fe(NH₄)₂(SO₄)₂ • 6Н₂О, раствор 0,25 н. В колбу вместимостью 1 дм³ помещают 98 г соли Мора, растворяют в небольшом количестве воды, прибавляют 20 см³ концентрированной серной кислоты и после охлаждения доводят водой до метки.

Определение поправочного коэффициента нормальности соли Мора. Отбирают 10 см³ 0,25 н раствора бихромата калия, разбавляют водой до — 250 см³, приливают 20 см³ концентрированной серной кислоты, перемешивают и после охлаждения титруют раствором соли Мора, прибавив 2-3 капли раствора ферроина или 5 капель раствора N-фенилантраниловой кислоты.

Поправочный коэффициент вычисляют по формуле

K = 10/V,

где 10 - объем бихромата калия, взятый для определения, см³,

V - объем раствора соли Мора, израсходованный на титрование, см³.

Титрование проводят в трех параллельных пробах, берут среднее значение K.

Отбирают 20 см³ пробы (или меньший ее объем, доведенный до 20 см³ дистиллированной водой) и помещают в круглодонную колбу (V = 250 см³). Прибавляют 10 см³ раствора бихромата калия (0,25 н), 0,4 г сульфата серебра, очень осторожно малыми порциями вливают 30 см³ серной кислоты (плотность — 1,84 г/см³), вводят несколько стеклянных бусин или кусочков пемзы, вставляют обратный холодильник и кипятят 2 ч.

Затем охлаждают, отсоединяют холодильник, приливают 100 см³ дистиллированной воды, снова охлаждают, прибавляют 2—3 капли раствора ферроина (или 5 капель раствора N-фе-нилантраниловой кислоты) и титруют избыток бихромата калия раствором соли Мора до изменения окраски раствора. Параллельно проводят “холостой опыт” с 20 см³ дистиллированной воды.

В присутствии сульфидов (а также меркаптанов, органических сульфидов и дисульфидов) при добавлении сульфата ртути выпадает черный осадок сульфида ртути, нерастворяю-щийся при дальнейшей обработке. В этом случае к пробе прибавляют 10 см³ раствора бихромата (0,25 н), 5 см³ концентрированной серной кислоты, дают постоять 10—20 мин при комнатной температуре для окисления легкоокисляющихся веществ, в том числе и сернистых соединений. Затем прибавляют 1 г сульфата ртути, вводят 30 см³ серной кислоты, 0,4 г сульфата серебра и продолжают определение, как описано ранее.

Обработка результатов

Бихроматную окисляемость, X (мг О₂/дм³) вычисляют по формуле

X = (а — b) • K • 0,25 • 8 • 1000/V,

где а — объем раствора соли Мора, израсходованный на “холостой опыт”, см³; b — объем раствора соли Мора, израсходованный на титрование пробы, см³; K — поправочный коэффициент нормальности раствора соли Мора; V — объем пробы, взятый для определения, см³; 8 — эквивалентная масса кислорода, мг.

Пример. Объем пробы, взятый для определения V — 20 см³; объем раствора соли Мора, израсходованный на титрование “холостой” пробы а — 19,5 см³; на титрование исследуемой пробы b — 16 см³; K = 0,99.

6.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ БИОХИМИЧЕСКОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ КИСЛОРОДА(БПК)

Количество кислорода, израсходованное в определенный промежуток времени на аэробное биохимическое разложение органических веществ, содержащихся в исследуемой воде, называется биохимическим потреблением кислорода (БПК) и выражается в мг 0₂/дм³ воды.

Отбор проб. Пробу отбирают в склянку вместимостью 1

2 дм³, несколько раз ополоснутую этой водой, так, чтобы в ней не оставалось пузырьков воздуха, определение проводят сразу после отбора или хранят при t = 0+4 °С. Пробы не консервируют.

В присутствии мути на месте отбора природные воды отстаивают в течение 0,5 ч, сточные - 2 ч и верхний слой сифоном переводят в другую склянку вместимостью 1-2 дм³. П ри плохом отстаивании воду фильтруют через бумажный фильтр, отбрасывая первую порцию фильтрата. В лаборатории перед определением подготовленную пробу перемешивают.

При оформлении результатов анализа указывают способ предварительной обработки воды.

Сущность метода. Метод заключается в йодометрическом определении концентрации кислорода в воде в день проведения анализа и после пятидневной инкубации при t = 20 °С без доступа воздуха и света. В загрязненных водах растворенного кислорода может быть недостаточно для покрытия потребности воды в кислороде, такие воды перед началом определения разбавляют специально приготовленной “разбавляющей водой”.

Мешающие влияния. 0пределению мешают бактерициды, тяжелые металлы, свободный хлор, которые подавляют биохимическое окисление; присутствие водорослей или нитрифицирующих микроорганизмов искусственно завышает результаты определения. Для устранения их используют те же методы, что и при определении кислорода.

Вода, в которой определяется БПК, должна иметь активную реакцию в пределах рН 6,5-8,5. В противном случае ее необходимо нейтрализовать добавлением рассчитанного количества раствора ^SO₄ (1 н) или NaOH (1 н) до указанной величины рН, которые определяют титрованием аликвоты потенциомет-рически.

В водах, содержащих токсические вещества, результаты определения БПК не надежны; в этом случае производят многократное разбавление воды и принимают наибольшее полученное значение БПК с учетом разведения.

Реактивы. Используют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Калия фосфат однозамещенный 1<Н₂РО₄.

Калия фосфат двузамещенный 1<₂НРО₄.

Натрия фосфат двузамещенный №₂НРО₄ • 7Н₂О.

Аммоний хлористый NH₄Cl.

Фосфатный буферный раствор, рН = 7,2. 4,25 г 1<Н₂РО₄, 10,88 г 1<₂НРО₄, 16,7 г Na₂HPO₄ • 7Н₂О и 0,85 г NH₄Cl помещают в колбу вместимостью 0,5 дм³ и доводят объем водой до метки.

Магния сульфат MgSO₄ • 7Н₂О, раствор. 11,25 г соли помещают в колбу вместимостью 0,5 дм³ и доводят объем водой до метки.

Кальция хлорид безводный CaCl₂, раствор. 13,75 г соли помещают в колбу вместимостью 0,5 дм³, растворяют в воде и доводят объем до метки.

Железа хлорид FeCl₃ • 6Н₂О, раствор. 0,25 г соли помещают в колбу вместимостью 1 дм³, растворяют в воде и доводят объем до метки.

“Разбавляющая вода” готовят в день применения. К 1 дм³ дистиллированной воды, насыщенной при 20 °С кислородом воздуха, прибавляют 1 см³ фосфатного буферного раствора,

1 см³ раствора сульфата магния, 1 см³ раствора хлорида кальция и 1 см³ раствора хлорида железа.

Проверка чистоты “разбавляющей воды”. Четыре кислородные склянки наполняют “разбавляющей водой”; в двух из них определяют кислород сразу (“нулевой” день); две другие помещают в термостат вместе с анализируемыми пробами и определяют содержание кислорода в них на пятый день. Разность между средней концентрацией кислорода в “нулевой” пробе и в пробе, взятой на пятый день, не должна превышать 0,5 мг О₂/дм³. Непосредственно перед применением “разбавляющей воды” в нее вводят культуру микроорганизмов, выращенную на анализируемой воде, в количестве 1 см³ на 1 дм³ “разбавляющей воды”.

Приготовление культуры микроорганизмов. Анализируемую сточную воду разбавляют водопроводной водой в 10100 раз, в зависимости от концентрации в ней органических веществ, прибавляют по 2-3 см³ растворов реактивов, применяемых для приготовления “разбавляющей воды” и оставляют в открытом сосуде на 2-3 дн. Появление мути или пленки указывает на развитие микрофлоры (смотрят под микроскопом).

Микрофлору переносят в пробу анализируемой сточной воды, разбавленную в 5—20 раз; после дальнейшего развития флоры

1 см³ этой жидкости вносят в 1 дм³ “разбавляющей воды”.

Проведение анализа

Определение без разбавления. Исследуемую пробу в лаборатории переливают в бутыль, наполняя ее на 2/3 объема; доводят температуру воды до 20 °С; интенсивно встряхивают в течение 1 мин для насыщения воздухом; разливают с помощью сифона в шесть кислородных склянок, наполняя их до краев. В три из них прибавляют реактивы (см. методику определения кислорода) и определяют растворенный кислород, остальные склянки с исследуемой водой ставят в термостат (t = 20 °С), через 5 сут проводят определение массовой концентрации оставшегося растворенного кислорода.

Определение с разбавлением. Исследуемую воду, доведенную до t = 20 °С, разбавляют “разбавляющей водой” таким образом, чтобы убыль кислорода за пять суток была не менее

4 мг О₂/дм³ и чтобы остаток его по истечении этого времени не был ниже 2 мг О₂/дм³.

В случаях, когда величина БПК₅ неизвестна, допустимо исходить из типа исследуемой воды согласно приведенной табл. 6.3. Потребность в больших разбавлениях может возникнуть в случае, если проба взята из сильно загрязненных объектов. Разбавленную пробу аэрируют путем взбалтывания, разливают по склянкам и определение ведут, как указано выше. Для контроля производят определение биохимического потребления кислорода самой “разбавляющей воды”.

Таблица 6.3

Рекомендуемое разбавление проб исследуемой воды при определении БПК₅

Разбавление проба : вода

Объем пробы в 1 дм³ смеси, см³

Диапазон определяемого БПК₅ мг О₂/дм³

Тип воды

Без разведения 1:1 1:5 1:10 1:20 1:50 1:200 1:500

Примечание. r стки; s — очищенн стоки; с — необраб шленные стоки.

1000

500

200

100

— речная вода; е — ая сточная вода илг отанная сточная во

0—6

4—12

10—30

20—60

40—120

100—300

400—1200

1000—3000

.точная вода после б слабо загрязненнь да; k — сильно заг

r, e r, e e s

s, c k, c k

иологической очи-е промышленные зязненные промы-

Без разбавления. БПК₅ X (мг 0₂/дм³) вычисляют по формуле

X = X1 - X2,

где X₁ - массовая доля кислорода в воде до инкубации, мг 0₂/дм³; X₂ - массовая доля кислорода в воде после инкубации через 5 дн., мг 0₂/дм³.

С разбавлением. БПК₅ X (мг 0₂/дм³) вычисляют по формуле

X = (а - а₁) • n - (b - b₁) • (n - 1),

где а - массовая доля кислорода в пробе в “нулевой” день, мг 0₂/дм³; а₁ - массовая доля кислорода в пробе после инкубации, мг 0₂/дм³; b - массовая доля кислорода в “разбавляющей воде” в начале инкубации, мг 0₂/дм³; b₁ - массовая доля кислорода в “разбавляющей воде” в конце инкубации, мг 0₂/дм³; п - величина разбавления.

Пример. Без разбавления. Содержание растворенного кислорода до инкубации X₁ = 8 мг 0₂/дм³; X₂ = 5 мг 0₂/дм³; X = 8 - 5 = 3 мг 0₂/дм³.

Глава 6

ОСОБЕННОСТИ АНАЛИТИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ЗАДАЧ О ПРИТОКЕ К ТРЕЩИНЕ ГИДРОРАЗРЫВА ДЛЯ АНИЗОТРОПНЫХ ПЛАСТОВ

Гидравлический разрыв пласта является одним из основных способов вовлечения в разработку запасов нефти и газа, приуроченных к плотным низкопроницаемым карбонатным коллекторам [41, 137]. Такие пласты, как правило, характеризуются трещиноватостью, которая приводит к анизотропии проницаемости [14, 187]. При проведении гидроразрыва в этих коллекторах используются не только химически нейтральные жидкости, но и кислоты, растворяющие породу [171]. В последнем случае вокруг трещины может образоваться так называемая зона проникновения кислотного раствора, отличающаяся от остального пласта более высокой проницаемостью. Загрязнение пласта в процессе вскрытия и проведения гидроразрыва, наоборот, может привести к образованию вокруг скважины с трещиной области с ухудшенными фильтрационными свойствами.

В данной главе рассматривается плоское стационарное течение однородной несжимаемой жидкости в анизотропном по проницаемости пласте, содержащем вертикальную трещину гидроразрыва эллиптической формы, заполненную однородной изотропной пористой средой. Предполагается, что фильтрация в пласте и в трещине подчиняется закону Дарси. На основе точного решения задачи о притоке к трещине конечной проводимости в кусочнооднородном анизотропном пласте [47] оценивается влияние анизотропии пласта на дебит скважины после гидроразрыва.

Исследуется плоская стационарная фильтрация однородной жидкости в анизотропном пласте, обусловленная точечным источником (стоком) интенсивности Q, расположенным в центре эллиптического включения с полуосями l, w. Предполагается, что оси включения, моделирующего трещину, параллельны главным осям тензора проницаемости пласта. Пласт является кусочнооднородным; границы областей, различающихся по проницаемости kj = ^k_xj k_yj и коэффициенту анизотропии г j

^kxjl^ky^j^,

представляют собой соосные эллипсы с центром в начале коорди-

и 2 *2 2 2 ,2 2 2.

нат и полуосями aj и bj, причем aj - bjij = a_J-I — b-₁ ij = fj, индекс j = 1, 2, ..., N соответствует номеру области (рис. 6.1); k_xj, k_yj -главные значения тензора проницаемости. Предполагается, что пласт имеет постоянную толщину h. Включение, моделирующее трещину гидроразрыва, характеризуется проницаемостью k_f = k_N+1и полуосями l = a_N и w = b_N, соответствующими полудлине и полуширине трещины.

Если движение жидкости в пласте и в трещине подчиняется линейному закону фильтрации [8, 27], то давление pj и компоненты скорости v_xj, v_yj в каждой области, включая трещину, которой соответствует индекс j = N + 1, определяются уравнениями

^Xj = ij x Yj = ij y; ^Vxj = ij ^vxj- ^Vyj = ij ^vyj

позволяет перейти в каждой области к эквивалентному течению в изотропной среде с проницаемостью kj и ввести комплексный потенциал этого течения Фу = i$j + fyj. Здесь i$j = kjhpjlц - потенциал,

131

Рис. 6.1. Схема кусочно-однородного анизотропного пласта:

1, 2, N - однородно-анизотропные области; N + 1 - трещина гидроразрыва

Т/ - функция тока эквивалентного течения. Выражения для комплексного потенциала в каждой из областей имеют вид, аналогичный (3.2):

(6.3)

у2п

N +1n^ZN +1 *

Здесь G/_n - произвольные вещественные коэффициенты; Z/ = X/ + Y - комплексная переменная в области j. Пусть Z_c/, Z/ - значения переменной Z/ соответственно на внутреннем и внешнем контурах области j. Тогда уравнения контуров (6.2) принимают вид

j ti , 2 - 2ti ,

e |1 + q_l;j e ), l = ce;

² % j^qj

^aj ^{- b}j% j ^aj-i ^-
bj-H j

^qcj = J , ~~„ %~~ ' ^qej = '

^1aj + ^bj% -

'^aj-i + ^bj-ii j

На линиях раздела областей давление и нормальная компонента скорости v_n должны быть непрерывны [81, 85]. Пусть s и Sj - соответственно длина дуги линии раздела в плоскости (x, у) и ее образа при преобразовании координат (Xj, Yj). Учитывая, что

^vn^{( х}у) = ^Vnj{^X j,Yj)dSj/ds = dVj(Xj,Yj)/ds, получим условия сопряжения решений (6.3) на границах (6.4)

— ^{Re ф} j (^Zc j) = --^{Re Ф} j ^(Ze j+1⁾

^kj ^kj,1

(6.5)

Im ФjZcj)= Im Ф j+1 (Z e j,1) ,1 < j< N.

6.2. ПОСТРОЕНИЕ РЕШЕНИЯ

Вычисление потенциалов (6.3) осуществляется аналогично приведенному в разделе 3.2. В каждой области течения вводится переменная Vf.

^Zj%

(6.6)

^V j + ¦

V _j =

f_j²

^fj

-1, Zj =

т ^k-n ~,k+n _ ^ 7

Так как C2k = C2k при л < к, имеем

f _f \^2k^fj

2k n

^Zj = L ^C2k

n= 0

2 (k-n)

05 ^j J

( _f \^2k f,

n=1

k n!

C^k =

n != 1 • 2 • 3 • n.

ki( n - k) !

Отсюда получим

ОТ ОТ г -|

I GjZj = I9 jdV 2ⁿ + j ] + g_p;

(6.7)

k=1 n=1

_f 2k

^fj 05 ^j J

C2kⁿ , 2 < j< N + 1;

9jn = I ^Gk

k=n

( _f \²ⁿ ^fj 05 ^j J

9rn = ⁰' 9jo = I^G

n=1

Сумма ряда по отрицательным степеням Zj в соответствии с выражением (6.6) может быть представлена в виде

-1 ОТ

iGjZf = IEjV f, 1 < j< N , En ₊щ = 0. (6.8)

п=—от n=1

Здесь Ej_n - вещественные коэффициенты. При |vj < 1 справедливо представление

\ n +1

^fj

lnZ_j = ln—₀— - lnv _j +I —¹ v jⁿ , 1 < j< N + 1. (6.9)

n=1 ⁿ

²% j

Вдоль каждой из кривых (6.4) соответствующая величина |vj постоянна, так как

Vij = Qije , l= ce,1 < j< N + 1.

Здесь j Ф 1 при l = e и j Ф N + 1 при l = c.

Подставляя выражения (6.6)-(6.10) в уравнения (6.5) и приравнивая коэффициенты при sin2nt, cos2nt, получим систему линейных уравнений для вычисления g_jn, E_jn:

g j-in qj ЧеТ^х jl^{+ x} j-i) - gjiqCj^X j-i + q^-7^х j+

П X _j_hi{l -X j) = 0, 2 < j< N, gin = 0; (6.11)

. - 2n - 2n

⁺^gj+in ^qc j ^qe ji

l ^qcN ^qeN +i^(l⁺^XN ⁾^-^gN +in^(qeN+i ⁺^XN ⁾⁼

- 2n - 2n /. ^gNn ^qcN ^qeN H

₊ g-Lmq^ -

¦ln-

C2⁰⁵qe2

^X j =

(6.12)

o (- i)ⁿ⁺ⁱ

"^XN ^;

2 Uk;

^g20

^kN +i		n
Q_	l	in ^Г
2 и	_ ^ki	2Xi⁰⁵
- ^Gio;
Q_	l	in ^Г
2 и	_ ^ki	1 ² •-¹ О ⁵
-G	20 ,	< •h < m
- j k	^kji

^kj + ^kj+i

^Emn ^X m = gmn ⁽q_cT ^-Xm ^{) -} g_m -^Ле^-иС^{1 -X}m^)
-o (- i) ⁿⁱ

(6.13)

-X_m ,1 < m < N .

2uk_m

Подстановка соотношений (6.7)—(6.9), (6.11)—(6.13) в уравнения (6.3) дает распределение комплексного потенциала эквивалентного течения в каждой из областей пласта:

^ф1 = ¹^-тг ^{- lnv}i^+
ki^Gio^-^ki^(xi^{i - н)} Z g2n f—^Vi

2и 2x1 2U n=i {qciq

^j-1 kj q

¦ + I —- ln^qem + lnq

Q	j
2 л	_ ^k1
	Q
10	2л

j j

^k1 2%1⁰⁵gc1 m = 2 ^km q

'_j ^⁴ⁿ V ^qjJ

^gjn

n=11 A jV j

(1 -A j)!, 2 < j< N;

⁹ j n

^qcj^qej+1

Ф.

2 л

^k1 ²%1 ^qc1 m =2 ^km ^qc

^2ZN +1%N+1^qe N +1

+ ln—

^fN

+ ^kN +1^G10 + ^kN +1 I ^gN +1n^(vN +1 + ^VN +1⁾ .

n=1

Здесь коэффициенты gj„ вычисляются в результате решения системы линейных алгебраических уравнений (6.11) с трехдиагональной матрицей:

-2n N ^qe m +1 ⁹jn = ⁹N +1 n 1 & _2n ^Fmn ^;

m = j ^q_c
m

n+1

[⁽! + ^An )^FNn ^A N ^]
1

_ 4n

(6.15)

Fj1 n _ a-

’ ^jn -4n_1 _4n К , л—1 \

^qcj ^A j ^qej ^[(1 +^A j_1⁾

N +1 ^{n q}_{e N}₊₁

cj ⁿ (aj¹-1)

Q (_ 1)

2nk,

^gN H

Fm = 0, 2 < j< N.

В частности, при N = 2, т.е. когда вокруг трещины имеется только одна область, отличающаяся по проницаемости от остального пласта, имеем

2 п

ln—

05 ^-^lnV1 ^-

^Ф1 = ^k1^G10 +

n -2n 2n 2n -2n 2n

^-1) qc1 qe2qc2qe3 ^V1

-(1+х_)(1+ х₂)у-г-~~\ ' ^4c~~ ~~^^e2^^{e3 V1}~~-_

V 1Л 2)^ 4n / -4n , -i 1 , 4n -4n л I

n=1 ^{n [} q_e2 ^i(qe3 ^2 + ¹)+ q^2 (qe3 + ^2 )^J

^k2 ^f1

— In ^-+ lnqe2 - lnV2 +

^Ф2 = ^k2^G10 +

^k1 ²%1⁰⁵qc1

2п

(6.16)

,n 2n -2 ni 4n -2n 2n

n 2n 2n

^-¹⁾ q^2qe3

⁾

^V2 ^-
V2

+ ⁽¹ +^2⁾ У '

n=1 ^n[q;^4n!^1⁽q^3⁴ⁿ^2 +1)+ qC^!n(qe3ⁿ + ^2⁾J

^k3 ^f1

^Ф3 = ^k3^G10 + ~

2п

^k1 ²%i⁰⁵qcL ^k2 qc2

+ q^ )(vN₊1 + vN2

+ У

qe3ⁿK+¹) + qii q^--3⁴ⁿ +51

При N = 1 в случае трещины гидроразрыва в однородном анизотропном пласте распределение потенциала эквивалентного течения (6.14) принимает вид

, _ч ™ / - n -2n 2n 2n

i₂ ^f _ln- 1, -> )У^-1) qc1 qni

Ф1 = k₁G₁0 + ^Q 2п

¹²2%05 ^-^lnV1 ^{- (1} + ^1^)У-( 4Пл +.)

²%1 n=1 n (3⁴ X₁ + 1)

_n 2Z₂%°⁵q_e2_{, ln} ^{2 2 e2} _, ^f2

(6.17)

^Ф2 = ^k2^G10 +

2п

1^(v

(-1)

+ У

k2 f1 ² ln ¹

^k1 ²%1⁵qc1

⁾

, 2n -2n

^VN+1 + ^VN+1)

n=1

В случае изотропного пласта % = 1, fj = f q_cj = q_ej+₁ при любых j и выражения для потенциалов (6.14)-(6.17) упрощаются; в частности, соотношения (6.16), (6.17) совпадают с (3.20), (3.21).

Формула притока от удаленного контура к скважине, расположенной в центре кусочно-однородного анизотропного пласта, может быть получена на основе распределения потенциала (6.14) эквивалентного течения в изотропной среде с учетом равенства соответствующих значений давления в обеих средах.

Пусть r_w - радиус скважины. Предположим, что r_w << f_N и r_w%_N << f_N. Учитывая, что полураскрытие трещины гидроразрыва b_N ~ (1(3)-10^-3 м меньше радиуса скважины r_w (0,05(0,1) м, предположим, что основная часть контура скважины z_w = r_we^l^a расположена в зоне N. Давление на этом контуре определяется из выражения (6.14) при j = N > 2 и в силу малости величины r_w не зависит от полярного угла а:

= Ке(ф _N) = -ЯЕ- ln г + ? С,

Pw =

10 ’

^kN^h

2як_хЬ

f ^ к _л q

11— + I—ln —

²^1 ^qc1 m=2 ^km ^qc,

ln г =

(6.18)

А ¹ + ^j I QcN ^qe N+1 \^FNn ⁽ + ^qcN^N^)
1 + ^N^]

¹¹1 _ Я j t!

^FNn ⁽¹ + ^N ^{)
1 q}e N+1^Я

Здесь r_e - эффективный радиус скважины с трещиной гидроразрыва. При N = 2

2X1^0sqc1 k Яс2

lnr =

hezK _^1]

qeⁿ 2 + !⁾ + яС.²²⁽ qe3⁴ⁿ + ^A 2 ^)]

2 n -2n ^qc2 ^qe3

^[Я⁴²²^А1⁽

n=1 n

В однородно-анизотропном пласте (N = 1) эффективный радиус скважины с трещиной гидроразрыва определяется выражением

В случае трещины бесконечной проводимости k_N+1 * да и X_N = -1, поэтому выражение для эффективного радиуса скважины после гидроразрыва (6.18) принимает вид

f N k q

lnr = in-f-+У kLin^i . (6.20)

²%1 ^qc1 m = 2 ^km ^qcm

Пусть на удаленном эллиптическом контуре с полуосями x_c = R^⁵, y_c = R_c%[^0,5, где R_c >> f\, задано постоянное давление p_c. В координатах Zj этот контур представляет собой окружность Z_c = R_ce^J“, для которой имеем

(6.21)

Вычитая (6.18) из (6.21), получим формулу притока к одиночной трещине конечной проводимости от удаленного контура в кусочно-однородном анизотропном пласте:

_Q = ^2nk1^h бс ^-
6w

^Q0 ^ lnRc/rW .

(6.22)

Здесь Q₀ - дебит скважины без трещины гидроразрыва в однородном изотропном пласте с проницаемостью k₁. В однородном анизотропном пласте с эллиптическим контуром дебит скважины вычисляется по формуле

(6.23)

Q = Q

^lnRc/r

6.3. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ АНИЗОТРОПИИ

НА ДЕБИТ СКВАЖИНЫ, ПЕРЕСЕЧЕННОЙ ТРЕЩИНОЙ

ГИДРОРАЗРЫВА

Для оценки влияния анизотропии на эффективность гидроразрыва пласта в табл. 6.1 приведены значения безразмерного дебита Q/Q₀ в однородном анизотропном пласте в зависимости от полудлины трещины а_ь соотношения проницаемостей пласта и трещины Xj и коэффициента анизотропии пласта Расчеты проведены по формулам (6.19), (6.22), (6.23) в предположении, что радиус контура R_c = 500 м, радиус скважины r_w = 0,05 м, половина раскрытия трещины b₁ = 2 • 10^-3 м, коэффициент анизотропии трещины Х2 = 1.

Представленные результаты показывают, что гидроразрыв в анизотропном пласте приводит к максимальному увеличению дебита скважины, если трещина параллельна оси наименьшей проницаемости пласта, т.е. при x < 1. Такая ситуация имеет место, например, в случае, когда трещина гидроразрыва ортогональна системе естественных трещин. При x < 1 особенно важен учет конечной проводимости трещины гидроразрыва, так как значения дебита, полученные для идеальной трещины (X₁ = -1), оказываются значительно выше, чем рассчитанные при |X₁| < 1 и соответствующие реальным условиям.

При использовании стандартных технологий проведения гидроразрыва направления создаваемой трещины и естественных трещин пласта обычно совпадают, т.е. x_i > l. В анизотропных пластах при > l эффективность гидроразрыва ниже, чем в изотропных. Для получения такого же прироста дебита, что и в изотропной среде, при наличии анизотропии требуется создание более длинных трещин. Из табл. 6.1 видно, что увеличение дебита с ростом длины трещины в анизотропных пластах происходит тем медленнее, чем больше . Причем при > l для трещин конечной проводимости снижается предельная длина, т.е. такая длина трещины, превышение которой не приводит к приросту дебита скважины. Поэтому, даже увеличивая длину трещины гидроразрыва, в анизотропном пласте не всегда удается достичь той же величины дебита, что и в изотропном.

При увеличении -X₁, т.е. при сильном различии проницаемостей пласта и трещины, влияние коэффициента анизотропии на

дебит скважины после гидроразрыва возрастает. При = -1 эффективный радиус скважины, пересеченной трещиной гидроразрыва, определяется как а₁х-^0,5/2, т.е. в анизотропных пластах он уменьшается пропорционально X-^0,5-

Таблица 6.1

^-^1	а_ь м	0 II x	X = ³	X = ¹	X = 0,33	©° II x
0,998	0	1,06	1,02	1	1,02	1,06
	20	1,38	1,46	1,57	1,71	1,92
	50	1,39	1,47	1,59	1,74	1,95
	100	1,4	1,48	1,59	1,74	1,96
	150	1,4	1,48	1,59	1,75	1,96
	200	1,4	1,48	1,6	1,75	-
	250	1,4	1,48	1,6	1,75	-
0,9995	0	1,06	1,02	1	1,02	1,06
	20	1,53	1,66	1,82	2,04	2,34
	50	1,58	1,72	1,90	2,13	2,47
	100	1,6	1,74	1,93	2,17	2,52
	150	1,61	1,75	1,94	2,18	2,55
	200	1,61	1,75	1,94	2,19	-
	250	1,61	1,75	1,94	2,2	-
0,9997	0	1,06	1,02	1	1,02	1,06
	20	1,6	1,75	1,95	2,2	2,56
	50	1,68	1,85	2,07	2,36	2,78
	100	1,72	1,9	2,13	2,43	2,9
	150	1,73	1,91	2,15	2,46	2,96
	200	1,73	1,92	2,16	2,47	-
	250	1,74	1,93	2,16	2,48	-
1	0	1,06	1,02	1	1,02	1,06
	20	1,82	2,06	2,35	2,74	3,34
	50	2,22	2,6	3,07	3,77	4,99
	100	2,67	3,23	3,4	5,25	8
	150	3,02	3,77	4,86	6,83	12,35
	200	3,34	4,23	5,72	8,69	-
	250	3,63	4,76	6,64	11	-

Таким образом, на основе найденного аналитического решения задачи о притоке жидкости к трещине конечной проводимости в анизотропном пласте показано, что если ось трещины совпадает с направлением естественных трещин пласта, то анизотропия оказывает неблагоприятное действие на эффективность гидроразрыва; увеличение дебита скважины с ростом длины трещины происходит тем медленнее, чем больше коэффициент анизотропии. Для трещин конечной проводимости при х₁ > 1 уменьшается длина, при которой практически достигается максимально возможный дебит скважины, причем этот дебит оказывается ниже, чем в изотропном пласте. Эффективный

радиус скважины, пересеченной трещиной бесконечной проводимости, в анизотропном пласте в д/%1 раз меньше, чем в изотропном.

etMT 6

РАЗДЕЛИТЕЛИ

6.1. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ НЕСМЕШИВАЮЩИХСЯ ЖИДКОСТЕЙ Краткое описание

Предложенное устройство (рис. 6.1) относится к устройствам для разделения двух несмешивающихся жидкостей, различающихся плотностью. Устройство может применяться в установках низкотемпературной конденсации и конденсации.

Устройство работает следующим образом.

Жидкость подается в аппарат через штуцер 2 и распределяется между коалесцирующими патронами 8. Затем жидкость проходит пористый слой патрона 8 с развитой поверхностью, где мелкие частицы тяжелой жидкости коалесцируют и попадают на пластины 13, с которых через воронкообразный слив 14 тяжелая жидкость перетекает на наклонные распределительные пластины 12, а с последних - в нижнюю часть аппарата.

Легкая жидкость поднимается из-под наклонных распределительных пластин 12 и собирается в средней части устройства. Газ выветривания поступает в верхнюю часть корпуса 1, проходит сепарационное устройство 9, где отделяется от жидкости и отводится через штуцер 3.

Тяжелая и легкая жидкости также проходят сепарационное устройство 9, на котором происходит окончательное разделение жидкостей и их отвод через штуцер 4 и 5 соответственно.

Эффективность

Эффективность разделения несмешивающихся жидкостей повышается путем исключения повторного их перемешивания. Техническое решение широко используется в промышленности.

Разработчик

Рис. 6.1. Устройство для разделения несмешивающихся жидкостей:

а - общий вид; б - вид на поперечную решетку; в - взаимное расположение распределительных и сливных пластин;

1 - корпус; 2 - ввод исходной смеси газа; 3 - выход газа; 4 - выход легкой жидкости; 5 - выход тяжелой жидкости; 6 - поперечная решетка; 7 - крестовина; 8 - патроны; 9 - сепарационное устройство; 10, 11 - коалесцирующая и разделительная камеры; 12 - распределительные пластины; 13 - сливные пластины; 14 - воронкообразный слив; 15 - каналы для перетока легкой

жидкости

Тяжелая фаза

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 610537, БИ № 22, 1978 (Авторы: Г.К. Зиберт, О.Г. Камаров, Ю.А. Кащицкий, А.В. Виноградова).

Краткое описание

Трехфазный разделитель (рис. 6.2) относится к аппаратам для разделения смесей газ - жидкость - жидкость и используется преимущественно для разделения смесей, загрязненных механическими примесями или содержащих высоковязкие жидкости.

Трехфазный разделитель работает следующим образом.

Исходная смесь через патрубок 2 поступает в межтрубное пространство, ограниченное герметичными диафрагмами 7 и 8, где происходит газожидкостная сепарация в пучке труб, расположенных выше перегородки 15, за счет инерционных сил при изменении направления движения газожидкостного потока к вырезу 9 в диафрагме 8 и гравитационных сил, которые действуют на не осевшие капли в процессе движения потока от патрубка входа 2, находящегося вблизи диафрагмы 7 к вырезу 9. Гравитационному осаждению способствует также коалесцен-ция капель жидкости на внешней поверхности сплошных труб. Из межтрубного пространства газ удаляется через вырез 9. Затем проходит сетчатый пакет 12, в котором происходит коалесценция мелких частиц унесенной жидкости. Поменяв направление на 180° и пройдя вторично через сетчатый пакет 12, газ попадает в пакет из сплошных труб 6. При изменении направления движения из газового потока частично отделяются укрепленные в пакете 12 частички жидкости. Оставшиеся капли жидкостной фазы укрупняются за счет коалесценции при вторичном прохождении потока через сетчатый пакет 12, что улучшает дальнейшее осаждение тяжелых фаз в сплошных трубах. Живое сечение пакета из сплошных труб для газа (выше перегородки) выбирают таким образом, чтобы режим течения газожидкостного потока в трубах был ламинарным (расслоенным).

При создании указанного режима течения газожидкостного потока и при соотношениях диаметра труб к длине от 0,02 до

0,1 практически вся унесенная жидкая фаза будет осаждена на внутренние стенки труб. После пакета из сплошных труб газ, отделившийся от жидкости, отводится из корпуса аппарата через патрубок 3, предварительно пройдя сетчатый отбойник 14, установленный для устранения вторичного уноса осевшей жидкости.

В смеси двух отделившихся от газа фаз - эмульсии, скапливающейся до определенного уровня в межтрубном простран-

Рис. 6.2. Трехфазный разделитель:

1 - корпус; патрубки: 2 - подачи исходной смеси, 3 - выхода газа, 4, 5 -выхода разделенных жидкостей; 6 - пакет сплошных труб; 7, 8 - диафрагмы; 9, 10 - вырез; 11 - трубы; 12 - сетчатый пакет; 13 - наклонные пластины;

14 - сетчатый отборник; 15 - перегородка

стве, происходит коалесценция дисперсной фазы на внешней поверхности сплошных труб с дальнейшим осаждением укрупненных капель. Затем смесь и частично отделившаяся наиболее тяжелая фаза через вырез 10 диафрагмы 8 и сетчатый пакет 12 поступает в пространство между корпусом аппарата и диафрагмой 8, откуда, пройдя сетчатый пакет 12, способствующий коалесценции капель, направляется в пакет из сплошных труб 6, а отделившаяся наиболее тяжелая фаза поступает в трубы 11, с помощью которых отводится в зону патрубка 5, предназначенного для удаления наиболее тяжелой фазы из корпуса 1. Наличие сетчатого пакета 12 позволяет до поступления смеси двух фаз в сплошные трубы 6 укрупнить за счет коалесценции на сетке мелкие капли и частично отделить наиболее тяжелую фазу, удаляемую с помощью труб 11.

Затем разделенные фазы, не смешиваясь, благодаря наклонным пластинам 13, жестко прикрепленным к диафрагме 8 между каждым рядом выходных отверстий сплошных труб 6, окончательно расслаиваются в пространстве корпуса между диафрагмой 7 и перегородкой 15. После чего отводятся из аппарата через штуцеры 4 и 5. Перегородка 15 необходима для более эффективного отбора разделенных жидкостей.

Эффективность

Эффективность разделения в предложенном трехфазном разделителе повышается за счет коалесценции капель дисперсной фазы. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 774006 (Авторы: Л.М. Мильш-тейн, С.И. Бойко, М.Т. Каюмов, Ю.К. Молоканов, Г.К. Зиберт).

6.3. АППАРАТ ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ СМЕСЕЙ

Краткое описание

Предложенный аппарат относится к устройствам для разделения смесей двух жидкостей с разными плотностями в массотеплообменных процессах.

Аппарат для разделения смесей (рис. 6.3) работает следующим образом.

Газ поступает снизу и проходит по патрубку 3, не контактируя со слоем жидкости, поступающей сверху. Жидкостная смесь на основании разделяется за счет гравитационных сил, легкая отводится через патрубок 4, а тяжелая, скапливающаяся в нижних слоях в соответствии с законом сообщающихся сосудов, заполненных жидкостями с разными плотностями, по каналу, образованному перегородками 6, 7, поднимается и переливается через перегородку 7 в пространство, ограниченное перегородкой 7 и патрубком 5, откуда затем удаляется через патрубок 5. Во избежание попадания в отводящую линию газовой фазы над входом в патрубок 5 с помощью регулятора уровня датчика 10, который расположен за перегородкой 7, поддерживается соответствующий уровень жидкости. Установив перед патрубком отвода жидкости с высокой плотностью перегородку высотой 0,5-0,9 высоты уровня смеси жидкостей, скапли-

Рис. 6.3. Аппарат для разделения смесей:

1 - корпус; 2 - основание; патрубки: 3 - для бесконтактного прохода газа через слой жидкости, 4 - вывода жидкости с низкой плотностью, 5 - вывода жидкости с высокой плотностью; 6, 7 -перегородки; 8 - пластина; 9 - отогнутый вертикально вниз конец пластины; 10 -

датчик регулятора уровня

вающейся на основании, а перед перегородкой на расстоянии, не превышающем 0,1 м - вторую перегородку, верхняя часть которой расположена выше уровня жидкости, а между нижней ее частью и основанием существует зазор, равный (0,05-0,2) высоты уровня жидкости, повысили степень разделения двух жидкостей за счет использования закона сообщающихся сосудов, заполненных жидкостями с разными плотностями.

Установка над перегородками пластины предотвращает попадание в отделившуюся жидкость с более высокой плотностью смеси жидкостей, поступающей на тарелку.

Эффективность

Предложенная конструкция позволяет повысить разделение смеси двух жидкостей с разными плотностями за счет предотвращения попадания в отделившуюся жидкость с более высокой плотностью смеси жидкостей, поступающей сверху. Тех -ническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар, ДАО ЦКБН ОАО "Газпром".

Литература

Авторское свидетельство № 880439, БИ № 42, 1981 (Авторы: Г.К. Зиберт, Л.И. Тириакиди, С.И. Бойко).

6.4. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ТРЕХФАЗНОЙ СМЕСИ

Краткое описание

Предложенное устройство относится к устройствам для разделения смесей газ - жидкость - жидкость.

Устройство для разделения трехфазной смеси включает корпус, отстойник, патрубки, перегородку, снабжено жесткой диафрагмой, расположенной под перегородкой между переливным патрубком и стенкой отстойника, при этом нижняя кромка перегородки размещена в отстойнике на глубине, равной 0,1-1 высоты переливного устройства (рис. 6.4).

Устройство работает следующим образом.

Во время пуска тяжелой жидкостью заполняется только верхняя часть отстойника над диафрагмой, при этом нижние кромки перегородки 12 затоплены. Это позволяет создать гарантированный гидрозатвор, предотвращающий попадание легкой жидкости в отстойник, освобождая нижнюю часть аппарата, и требует минимального расхода тяжелой жидкой фазы, тем самым ускоряя процесс пуска установок разделения. Через патрубок 2 в корпус 1 подают исходную смесь. Здесь газ выветривается, и под действием силы тяжести происходит разделение жидкостей с различной плотностью. Газ после дополнительной очистки от капель жидкости в сетчатом отбойнике 8 удаляют из аппарата через патрубок 3. По мере накопления легкую жидкость отбирают из верхних слоев жидкостной смеси через перегородку 9 из пространства, ограниченного ею и корпусом 1, через патрубок 4. По мере накопления жидкости в аппарате тяжелая фаза из верхней части отстойника перетекает и постоянно заполняет пространство между перегородкой 12 и переливным патрубком 11. При этом тяжелая жидкость вытесняется через переливной патрубок 11 в нижнюю часть отстойника, откуда она периодически сбрасывается. Уровень тяжелой жидкости контролируют датчиком 7 регулятора уровня, расположенным на границе раздела газ - жидкость. При повышении уровня выше допустимого жидкость сбрасывают через патрубок 6 выхода тяжелой жидкости.

Эффективность

Предложенное устройство для разделения трехфазной смеси позволяет при сохранении габаритов аппарата повысить

Рис. 6.4. Устройство для разделения трехфазной смеси:

1 - корпус; патрубки: 2 - входа смеси, 3 - выхода газа, 4 - выхода легкой жидкости, 6 - выхода тяжелой жидкости, 11 - переливной; 5 - отстойник; 7 - датчик регулятора уровня раздела фаз газ - тяжелая жидкость; 8 - сетчатый отбойник; 9, 12 - перегородка; 10 - диафрагма

его эффективность за счет увеличения полезного отстойного объема аппарата, сократить время пуска разделителя, а также уменьшить минимальный объем тяжелой жидкости в системе разделения. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1015516 (Авторы: Г.К. Зиберт, С.И. Бойко, Л.М. Мильштейн, А.Я. Валюхов, А.И. Ахмеров).

Краткое описание

Предложенный фазный разделитель (рис. 6.5) относится к устройствам для разделения несмешивающихся жидкостей с разной плотностью.

Разделитель включает корпус, трубы и перегородку. Трубы установлены с образованием наклонных рядов. Разделитель снабжен также наклонными пластинами со срезанной верхней частью, установленными между рядами труб, при этом нижние края пластин расположены с зазором к перегородке и опираются на нижележащий ряд труб, а верхние края наклонных пластин закреплены с вышележащим рядом труб.

Фазный разделитель работает следующим образом.

Исходное сырье подают через патрубок 2 входа смеси на горизонтальные трубы 7, при этом газ выветривается и накапливается в верхней части аппарата, проходит через верхние трубы 7 через глухую перегородку 6 к патрубку выхода газа, через который и отводится из корпуса. Жидкая смесь распределяется около глухой перегородки 6 и по межтрубному пространству между плоскими пластинами 8 направляется к входам смеси в трубы. При движении жидкости между пластинами происходит осаждение тяжелой фазы на плоскость нижележащих пластин и подъем легкой фазы на плоскость лежащих выше. Так как расстояние между пластинами невелико, время разделения тяжелой и легкой фаз также невелико. Отделившаяся легкая фаза направляется, естественно, к верхней точке пластины, т.е. к углам их среза, откуда движется в верхние слои жидкости. Величина среза на пластинах разная, следовательно, и переток жидкости происходит в различных точках. Далее легкая жидкость направляется в трубы, на внутренних поверхностях которых происходит дополнительное укрупнение дисперсных частиц и их разделение. Тяжелая фаза, кроме продольного движения между пластинами, приобретает и поперечное направление за счет наклона пластин в поперечном сечении аппарата и постепенно перетекает на внутреннюю стенку корпуса в нижнюю часть аппарата, откуда по нижним трубам направляется в сторону глухой перегородки 6. При этом в трубах происходит также дополнительное разделение жидких фаз. На выходе из горизонтальных труб ребра 11 и плоскости

12 предотвращают перемешивание разделенных легких и тяжелых жидкостей, организуя направленные потоки легкой и тяжелой фаз. Деление пластинами труб на ряды исключает

Рис. 6.5. Фазный разделитель:

1 - корпус; патрубки: 2 - входа смеси, 3 - выхода газа, 4 - выхода легкой жидкости, 5 - выхода тяжелой жидкости; 6 - поперечная перегородка; 7 -горизонтальные трубы; 8 - пластины; 9 - зазор; 10, 11 - крестовины; 12 -плоскость; 13 - камера сбора легкой жидкости; 14 - сегментная перегородка;

15 - отсек для тяжелой жидкости

повторное перемешивание разделенной жидкости в межтруб-ном пространстве.

За счет того, что трубы предотвращают перекрытие нижних и верхних кромок выше- и нижерасположенных пластин,

запирание пространства между пластинами практически невозможно.

Данная конструкция позволяет использовать одновременно ряд труб в качестве опор.

Эффективность

Эффективность разделения в предложенной конструкции повышается за счет предотвращения смешивания фаз в меж-трубном пространстве и на выходе в горизонтальные трубы путем организованного отвода предварительно разделенных фаз. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1031031, БИ № 2, 1994 (Авторы: Г.К. Зиберт, Ю.А. Кащицкий).

6.6. АППАРАТ ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ И ДЕГАЗАЦИИ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

Предложенный аппарат для разделения и дегазации жидкости представлен на рис. 6.6.

Аппарат работает следующим образом.

Газожидкостную смесь по входному патрубку 8 подают в гидроциклон 1, где под действием центробежных сил она разделяется на три фазы: газообразную, легкую и тяжелую жидкие фазы. Газ через верх гидроциклона поступает в верхнюю часть аппарата и отводится из него через патрубок 13 выхода газа. Тяжелая жидкая фаза и шлак в виде осадка стекают по внутренней стенке гидроциклона и через кольцевое отверстие

15 выхода тяжелой фазы из гидроциклона попадают на наклонно установленную разделительную перегородку 4. Шлак, стекая по ней, отводится из приемной камеры 2 через соответствующий патрубок 7, не загрязняя при этом отстойную каме-

Рис. 6.6. Аппарат для разделения и дегазации жидкости:

1 - гидроциклон; 2 - приемная камера; 3 - отстойная камера; 4 - разделительная перегородка; 5, 6 - сливной патрубок легкой и тяжелой фазы; патрубки: 7 - отвода шлака, 8 - входа смеси; 10 - выхода легкой фазы, 12 -выхода тяжелой фазы, 13 - выхода газа; 9 - отсек для отделенной легкой фазы; 11 - отсек отделенной тяжелой фазы; 14 - верхняя кромка патрубка 6;

15 - выходное отверстие гидроциклона; 16 - верхняя кромка перегородки

ру. Тяжелая жидкая фаза накапливается в приемной камере, создавая гидрозатвор, и поступает в нижнюю часть отстойной камеры через верхнюю кромку сливного патрубка 6 тяжелой фазы.

Отделившаяся от газожидкостной смеси под действием центробежных сил легкая жидкая фаза, поднимаясь по наружной стенке сливного патрубка 5 легкой фазы, находящегося в центре гидроциклона, переливается через его верхнюю кромку и попадает через сливной патрубок в верхнюю часть отстойной камеры 3.

Предварительно разделенные таким образом в гидрозатворе жидкие фазы не перемешиваются после него, так как легкая фаза поднимается по наклонной перегородке в верхнюю часть отстойной зоны, а тяжелая фаза опускается вниз по наклонной разделительной перегородке 4.

Отстоявшиеся разделенные жидкости отводятся из отстойной камеры через соответствующие отсеки 9 и 11 и патрубки 10 и 12 выхода.

Верхняя кромка сливного патрубка 5 легкой фазы в гидроциклоне расположена выше переливной кромки отсека 9 отделенной легкой фазы и выше верхней кромки сливного патрубка 6 тяжелой фазы. Это исключает возможность попадания разделенных в гидроциклоне фаз в другие отсеки.

Установка верхней кромки сливного патрубка 5 легкой фазы выше верхней кромки сливного патрубка 6 тяжелой фазы при уменьшении содержания в смеси легкой фазы исключает попадание тяжелой фазы в сливной патрубок 5 легкой фазы. Отстоявшаяся в приемной камере 2 легкая фаза переливается в отстойную камеру 3 через верхнюю кромку разделительной перегородки.

Эффективность

Предложенная конструкция проста и позволяет в отличие от известных устройств обеспечить работоспособность аппарата при любых соотношениях фаз в смеси. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1153946, БИ № 17, 1985 (Авторы: Г.К. Зиберт, А.М. Сиротин, А.В. Лапшина).

6.7. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ СМЕСЕЙ С РАЗЛИЧНОЙ ПЛОТНОСТЬЮ

Краткое описание

Предложенное устройство представлено на рис. 6.7.

Устройство для разделения смесей с различной плотностью содержит горизонтальный корпус 1 с патрубками ввода исходной смеси 2, отвода тяжелой 3 и легкой 4 фаз, продольные перегородки 5 и 6, вертикальные поперечные перегородки 7, 8 и

9. Корпус 1 с продольной перегородкой 5 образует приемную камеру 10, а с продольной перегородкой 6 - камеру 11 сбора легкой фазы. Продольные перегородки 5 и 6 и поперечная перегородка 7 образуют камеру 12 разделения фаз, а вертикальные поперечные перегородки 7, 8 и 9 образуют камеру 13 сбора тяжелой фазы и гидрозатвор 14.

Устройство работает следующим образом.

Рис. 6.7. Устройство для разделения смесей с различной плотностью:

1 - корпус; патрубки: 2 - ввода исходной смеси, 3, 4 - отвода тяжелой и легкой фаз; перегородки: 5, 6 - продольные, 7, 8, 9 - вертикальные поперечные; камеры: 10 - приемная, 11 - сбора легкой фазы; 12 - разделения фаз,

13 - сбора тяжелой фазы; 14 - гидрозатвор

Жидкостная смесь через патрубок 2 попадает в приемную камеру 10, где распределяется вдоль вертикальной перегородки 5, через которую переливается в камеру 12 разделения фаз. Отсюда отделенная легкая фаза перетекает через продольную перегородку 6 в камеру 11 сбора легкой фазы и выводится из аппарата через патрубок 4, а отделенная тяжелая фаза через гидрозатвор 14 попадает в камеру 13 сбора тяжелой фазы и через патрубок 3 также выводится из аппарата.

Эффективность

Повышение производительности и эффективности разделения в предложенной конструкции достигается путем снижения скорости подачи на разделение. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1159588, БИ № 21, 1985 (Авторы: Г.К. Зиберт, С.И. Бойко, М.Г. Ткач, С.Н. Куликова).

6.8. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ

Краткое описание

На рис. 6.8. представлен общий вид устройства.

Устройство работает следующим образом.

Разделяемую смесь подают через центральный патрубок 2 ввода жидкостной смеси в горизонтальный приемный короб 8 с установленными по уровню регулируемыми планками 11. Смесь делится на два одинаковых потока и попадает в каналы, образованные наклонными пластинами 13 и вертикальной перегородкой 9, и стекает вдоль перегородки в отстойные отсеки

10. Подача жидкости непосредственно вдоль перегородок обеспечивает максимальный путь движения жидкостной смеси и максимальное время ее разделения. В отсеках 10 жидкостная смесь разделяется под действием гравитационных сил, как в двух самостоятельных разделителях.

Отделившаяся тяжелая жидкость перетекает через перегородки 5, стекает в отсеки 6 для сбора тяжелой жидкой фазы и

Рис. 6.8. Устройство для разделения жидкостных смесей:

1 - корпус; патрубки: 2 - ввода жидкостной смеси, 3, 4 - вывода легкой и тяжелой жидкой фазы; 5 - перегородки; 6 - отсек для сбора тяжелой жидкой фазы; 7 - камера для сбора легкой жидкой фазы; 8 - приемный короб; 9 -перегородка; 10 - отстойные отсеки; 11 - переливные планки; 12 - резьбовые соединения; 13 - наклонные пластины

через патрубки 4 вывода тяжелой жидкой фазы выводится из разделителя. Отделившаяся легкая фаза перетекает в камеры 7 сбора легкой жидкой фазы и через патрубки 3 вывода легкой жидкой фазы выводится из устройства.

Эффективность

Предложенная конструкция устройства для разделения жидкостных смесей позволяет повысить эффективность процесса разделения. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское изобретение № 1173590, БИ № 2, 1994 (Автор Г.К. Зиберт).

Краткое описание

Предложенный трехфазный разделитель применяется в частности для разделения нефти, углеводородного конденсата и газа.

На рис. 6.9, а, б изображены варианты выполнения трехфазного разделителя.

В предложенном разделителе осуществляют разделение газожидкостной смеси, состоящей из сырого газа, углеводородного конденсата и диэтиленгликоля, который подают в исходный поток для разделителя в качестве ингибитора гидратообразова-ния. Эта смесь по плотности представляет собой три фазы: легкую - сырой газ, среднюю (жидкая) - конденсат и тяжелую (жидкая) - диэтиленгликоль.

Трехфазный разделитель работает следующим образом.

Газожидкостный поток поступает через патрубок 2 в корпус

1, где жидкость с помощью гравитационных сил разделяется, и легкая жидкость выводится из отсека 3 через патрубок 5. Газ, содержащий капельную жидкость, попадает на каплеот-бойник 8 и выводится из аппарата через патрубок выхода газа. Гликоль собирается в отсек 4 тяжелой фазы, откуда отводится через патрубок 6.

В случае прекращения подачи диэтиленгликоля в исходный поток газа (засорение форсунки, выход из строя насоса, отключение электроэнергии и др.) на каплеотбойнике 8 образуются гидраты, изменяется сечение отбойника, повышается гидравлическое сопротивление отбойника и перепад давления на нем. Это приводит к нарушению работы сетчатого отбойника, выходу его из строя, а следовательно, и к снижению эффективности разделения газа и жидкости на выходе из аппарата, т.е. увеличивается унос жидкости с газом.

Чтобы предотвратить снижение эффективности разделения при прекращении подачи ингибитора гидратообразования в исходный поток, предложено использовать энергию от перепада давления на отбойнике, подавать на отбойник ингибитор из отсека 4 тяжелой фазы. Для осуществления этого приема в предлагаемом устройстве выполнена гидрозатворная трубка 9 или перегородка 10.

В случае забивания пор развитой поверхности каплеотбой-ника 8 при гидратообразовании увеличивается давление в аппарате. При этом повышается уровень жидкости в трубке 9 и эта жидкость, попадая на пористую поверхность каплеотбой-

Рис. 6.9. Варианты выполнения трехфазного разделителя:

1 - корпус аппарата; патрубки: 2 - для газожидкостного потока, 5 - для отвода легкой жидкости, 6 - для отвода тяжелой жидкости, 7 - выхода газа; 3, 4 - отсеки сбора легкой и тяжелой фазы; 8 - сепарационное устройство; 9 -гидрозатворная трубка; 10, 11 - перегородки

ника 8, растворяет образовавшиеся гидраты и очищает капле-отбойник.

Эффективность

В предложенном трехфазном разделителе эффективность разделения увеличивается за счет предотвращения уноса жидкой капельной фазы с газом. Повышается надежность работы аппарата за счет предохранения пористой поверхности капле-отбойника от разрушения. В связи с увеличением эффективности разделения и надежности аппарата увеличивается межремонтный срок работы аппарата, что позволяет снизить эксплуатационные расходы на периодические его остановки, связанные с ремонтом. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1358131, БИ № 2, 1994 (Авторы: Г.К. Зиберт, К.Р. Гарайзуев).

6.10. АППАРАТ ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

Предложенный аппарат (рис. 6.10) относится к аппаратам гравитационного разделения и дегазации нерастворяющихся жидкостей различной плотности.

Аппарат состоит из корпуса 1, внутри которого расположена отстойная зона 2. Отсеки сбора легкой 3 и тяжелой 4 фазы разделены перегородками 5 и 6. К перегородке 6, выполненной в нижней части с окном 7, а в верхней - с боковыми вырезами

8, примыкает П-обраная переточная камера 9, в центральной части которой установлена переливная перегородка 10, высоту которой можно менять в зависимости от разницы плотностей и соотношения легкой и тяжелой фаз для поддержания заданного межфазного уровня в отстойной зоне 2.

В нижней части корпуса 1 размещен сборник 11 тяжелой жидкой фазы. Отсеки сбора легкой 3 и тяжелой 4 фаз снабжены соответственно патрубками 12 и 13 выхода жидкости. У входа в отстойную зону 2 установлен патрубок 14 ввода газожидкостной смеси с устройством 15 ввода жидкости. Патрубок

16 выхода газа снабжен вертикальным сетчатым отбойником 17.

Аппарат работает следующим образом.

Газожидкостная смесь по входному патрубку 14 через устройство 15 ввода жидкости поступает в отстойную зону 2, где происходит гравитационное разделение и разгазирование газожидкостной смеси. Избыточное количество легкой жидкой фа-

А I Б 13

А-А

Б-Б

Рис. 6.10. Аппарат для разделения жидкостей:

1 - корпус; 2 - отстойная зона; 3, 4 - отсеки сбора легкой и тяжелой фазы; 5, 6 - перегородки; 7 - окно; 8 - боковые вырезки; 9 - переточ-ная камера; 10 - переливная перегородка; 11 - сборник тяжелой

фазы; патрубки: 12, 13 - отвода

легкой и тяжелой жидкой фазы, 14 - входа газожидкостной смеси,

16 - выхода газа; 17 - сетчатый отбойник

зы через перегородку 5 поступает в отсек 3 сбора легкой фазы, из которого отводится по уровню через патрубок 12. Отстоявшаяся тяжелая фаза из сборника 11 по каналу, образованному дном отсека сбора легкой фазы и нижней частью корпуса 1, поступает в переточную камеру 9, затем через перегородку 10 перелива и окно 7 поступает в отсек 4 сбора тяжелой фазы и отводится оттуда через патрубок 13. Слой легкой фазы, накапливающийся с течением времени в отсеке 4 сбора тяжелой фазы за счет поднятия верхнего уровня в этом отсеке до боковых вырезов 8 в перегородке 6, переливается в отсек 3 сбора легкой фазы. Газ выветривания проходит через вертикальный сетчатый отбойник 17 и отводится из аппарата через патрубок 16.

Эффективность

За счет исключения попадания накопившейся легкой фазы в линию отбора тяжелой жидкой фазы, значительно улучшается эффективность разделения тяжелой фазы и, соответственно, повышается производительность аппарата. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1414403, БИ № 29, 1988 (Авторы: Ю.А. Суханов, Г.К. Зиберт).

6.11. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ТРЕХФАЗНОЙ СМЕСИ

Краткое описание

Предложенное устройство (рис. 6.11) относится к устройствам для разделения смесей газ - жидкость - жидкость. Устройство работает следующим образом.

Исходная смесь через патрубок 2 поступает во внутреннюю полость корпуса 1 в канал 15, газ выводится из канала вверх,

Рис. 6.11. Устройство для разделения трехфазной смеси:

1 - корпус; 2 - входной патрубок;

3 - распределительный короб; 4 -жесткая диафрагма; 5 - отстойник; 6 - патрубок; 7 - перегородка; 8 -дренажная трубка; 9 - переливная перегородка; 10 - пластины; 11,

12, 13 - патрубки выхода легкой и тяжелой жидкости, газа; 14 -

пластина; 15 - канал для перетока жидкой смеси и выхода газа

а жидкость поступает в короб 3. С помощью короба 3 жидкая смесь равномерно распределяется по периметру корпуса, где потом происходит ее разделение за счет гравитационных сил. Легкая жидкая фаза, пройдя отстойное пространство между пластинами 10, направляется в канал, образованный корпусом

1 и перегородкой 9, где накапливается столб конденсата. Затем газ отводится через патрубок 13, а конденсат переливается через верхнюю кромку перегородки 9, собирается в пространстве между перегородками 9 и 7 и по мере накопления отводится через патрубок 11. В пространстве между пластинами 10 происходит отделение выветренного газа и конденсата от тяжелой жидкости.

Тяжелая жидкость по нижележащим пластинам 10 отводится вниз, откуда под действием гидростатических сил вытесняется через переливной патрубок 6, установленный на диафрагме 4, в отстойник 5, откуда отводится по мере накопления через патрубок 12. Газ выветривания из отстойника 5 дренируется через трубку 8.

Эффективность

Трехфазные смеси с низким содержанием газа и преобладающим содержанием тяжелой фазы часто образуются в современной технологии добычи и переработки нефтяного газа. Например, насыщенный этиленгликоль, поступающий на регенерацию из установок осушки газа, содержит до 10 % углеводородов, которые при атмосферном давлении частично переходят в газ. Использование предложенного устройства для разделения таких смесей позволяет значительно снизить безвозвратные потери этиленгликоля за счет качественного отбора легкой жидкости и повысить эффективность и надежность блока регенерации за счет качественного отделения этиленгликоля от углеводородного конденсата. Техническое решение использовано в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1429375, БИ № 2, 1994 (Авторы: Г.К. Зиберт, С.И. Бойко).

6.12. ОТСТОЙНИК

Краткое описание

Предложенный отстойник (рис. 6.12) используется для разделения несмешивающихся жидкостей различной плотности, содержащих твердые примеси.

Устройство работает следующим образом.

Исходная смесь, например углеводородный конденсат - этиленгликоль, через патрубок 2 поступает в зону 3 отстоя, расположенную в корпусе 1. Тяжелая жидкость под действием силы тяжести осаждается вниз, увлекая за собой легкую жидкость и образуя донное течение вдоль нижней образующей корпуса 1. Крупные капли тяжелой фазы и твердые примеси отделяются от потока и дренируются, направляемые поперечной перегородкой 8 в отсек 4 для сбора тяжелой жидкости, от-

Рис. 6.12. Отстойник для разделения двух несмешивающихся жидкостей:

I - корпус; патрубки: 2 - подачи исходной смеси, 5 - выхода тяжелой жидкости, 16 - выхода легкой жидкости, 17 - дренажный; 6 - сетчатый пакет; 7 -перфорированная полка; 8 - дополнительная перегородка; 9 - насадка; 10,

II - слои волокон; 12 - диафрагма; 13 - переливная перегородка; 14 - пакет

пластин; 15 - отсек для сбора легкой жидкости

куда удаляются через патрубок 5. Основной поток и не осевшие капли дисперсной фазы поперечной перегородкой 8 направляются в сетчатый пакет 6, расположенный выше донного течения на перфорированной полке 7. В сетчатом пакете капли дисперсной фазы коалесцируют из восходящего потока на поверхности материала сетки и между собой и под действием силы тяжести стекают вниз через перфорированную полку 7 в отсек 4 для сбора тяжелой жидкости.

Далее поток легкой жидкости и не отделившиеся капли дисперсной фазы (в основном, фракции вторичной дисперсии

- менее 50 мкм) поступают в волокнистую пористую насадку

9, в пористый слой 10 супертонкого волокна (например, стекловолокна марки СТВ, диаметр волокон которого 5-10 мкм), где происходит коалесценция легкодисперсных капель. Капли укрупняются до размеров первичной дисперсии (более 50100 мкм). Затем в пористом слое 11 из более крупных волокон капли укрупняются до миллиметровых размеров. Далее поток с помощью диафрагмы 12 на 180° меняет направление движения. За счет инерционных сил происходит сепарация крупных капель. Доочистка легкой жидкости происходит в пакете 14 наклонных пластин, тяжелая дисперсная фаза осаждается вниз и далее направляется в накопительный отсек 4, а легкая жидкость через переливную перегородку 13 попадает в накопительный отсек 15, откуда по мере накопления удаляется через патрубок 16.

Эффективность

Предложенный отстойник позволяет повысить эффективность разделения, так как обеспечивает более эффективное использование полезного объема зоны отстоя тяжелой жидкости, т.е. позволяет организовать в ней в сравнительно малых объемах многоступенчатое высокоэффективное разделение двух жидкостей.

На установках низкотемпературной конденсации для разделения смесей газ - конденсат - этиленгликоль использование предложенного отстойника позволяет значительно снизить безвозвратные потери дорогостоящего ингибитора этиленгликоля с конденсатом. Техническое решение используется при модернизации технологического оборудования.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1457203 (Авторы: Л.М. Мильш-тейн, С.И. Бойко, Е.П. Запорожец, Г.К. Зиберт, В.П. Чумак, Н.П. Игнин).

6.13. РАЗДЕЛИТЕЛЬ НЕСМЕШИВАЮЩИХСЯ ЖИДКОСТЕЙ

Краткое описание

Предложенный разделитель относится к процессам разделения несмешивающихся жидкостей и используется в установках низкотемпературной сепарации, конденсации, ректификации природного и нефтяного газа.

На рис. 6.13, a-в представлены фазные разделители различного типа.

Рис. 6.13. Разделитель несмешивающихся жидкостей:

a - фазный разделитель с коалесцирующей насадкой; б -разделитель с коа-лесцирующими элементами, выполненными в виде труб; в - разделитель с коа-лесцирующими элементами, выполненными в виде наклонных перегородок.

1 - корпус; 2, 3, 4 - патрубки входа смеси и выхода разделенных фаз; 5 -коалесцирующие элементы; 6 - секции; 7, 8 - перегородки; 9 - сетка

Разделитель работает следующим образом.

Исходная смесь с дисперсной легкой фазой, в которой распределена дисперсная тяжелая фаза, подается через патрубок

2 в цилиндрический корпус 1 разделителя и, равномерно распределяясь между секциями 6, образованными наклонными перегородками 7 и 8, через коалесцирующую сетку 9 поступает в горизонтальные каналы коалесцирующих элементов 5 (трубчатое пространство или пространство между пластинами).

При этом мелкодисперсная тяжелая фаза оседает в каналах, а легкая всплывает. Рекомендуемая высота канала не более 20 мм, что позволяет увеличить скорость движения смеси по сравнению с разделителями без коалесцирующих элементов. Осевшая тяжелая фаза движется в нижней части каналов, а дисперсная легкая фаза - в верхней части этих каналов. Поскольку в каждой секции 6 коалесцирующие элементы

5 смещены относительно друг друга, то разделенные фазы при выходе из одного канала не смешиваются с разделенными фазами при выходе из другого канала.

Отделенная легкая фаза скапливается на нижней стороне вышележащей перегородки 7 секции 6 и восходящим потоком движется по ней в верхнюю часть разделителя. Отделенная тяжелая фаза скапливается на верхней стороне нижележащей наклонной перегородки 7 и нисходящим потоком спускается в нижнюю часть разделителя.

Эффективность

Эффективность разделения несмешивающихся жидкостей достигается за счет организации выхода разделенных фаз. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1502046, БИ № 31, 1989 (Авторы: Г.К. Зиберт, А.В. Лапшина).

Предложенный отстойник (рис. 6.14) относится к аппаратам для разделения двух несмешивающихся жидкостей разной плотности, содержащих твердые примеси.

Отстойник состоит из корпуса 1 с зоной отстоя 2, в которой размещен отсек для сбора легкой жидкости 3, выполненный в виде короба 4, к боковым стенкам 5 которого присоединен сетчатый каплеотбойник 6. Верхняя кромка каплеотбойника размещена выше стенок короба 4 и выше расчетного уровня жидкости в зоне отстоя 2. Каплеотбойник 6 выполнен в виде сетчатого мата, толщина которого составляет (0,5-1)А, где h - высота сетчатого мата. Перед каплеотбойником 6 установлен пакет пластин 7, наклоненных к горизонту под углом более 45°. Кроме того, отстойник имеет отсек 8 для сбора тяжелой жидкости, размещенный ниже зоны отстоя 2, под отсеком для сбора легкой жидкости 3. На верхней образующей корпуса 1 установлены входные патрубки 9 и дренажный патрубок 10, в нижней части корпуса расположены патрубок 11 отвода тяжелой жидкости и патрубок 12 отвода легкой жидкости, который соединен с коробом 4.

Устройство работает следующим образом.

Исходная смесь, например, углеводородный конденсат - вода, через патрубки 9 двумя потоками поступает в зону отстоя

2, расположенную в корпусе 1. Тяжелая жидкость под действием силы тяжести осаждается вниз, увлекая за собой легкую жидкость и образуя донное течение вдоль нижней образующей корпуса 1. Крупные капли тяжелой фазы и твердые примеси отделяются в отсек 8 для сбора тяжелой жидкости, откуда удаляются через патрубок 11. Основной поток легкой жидкости (воды) и не осевшие капли дисперсной фазы тяжелой жидкости (конденсата), а также частично твердые примеси направляются в пакет наклонных пластин 7, где за счет циркуляционного течения из потока отделяются твердые примеси и основная масса дисперсной фазы тяжелой жидкости. Отделившиеся фракции сползают по пластинам вниз и стекают в расположенный под пластинами отсек 8 для сбора тяжелой жидкости. Основной поток легкой жидкости, пройдя пластины 7, поступает в сетчатый каплеотбойник 6, где происходит отделение мелкодисперсных капель тяжелой жидкости от основного потока, которые стекают в нижнюю часть корпуса и далее в отсек 8. Очищенная легкая жидкость стекает по всему периметру

Рис. 6.14. Отстойник:

1 - корпус; 2 - зона отстоя; 3 - отсек для сбора легкой жидкости; 4 - короб; 5 - боковые стенки короба; 6 - каплеотбойник; 7 - пакет пластин; 8 - отсек для сбора тяжелой жидкости; патрубки: 9 - входные, 10 - дренажный, 11 -отвода тяжелой жидкости, 12 - отвода легкой жидкости

стенок 5 в короб 4, из которого дренируется через патрубок 12.

Эффективность

Предложенная конструкция позволяет повысить надежность работы отстойника в целом при меньших габаритах. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1610614, БИ № 7, 1996 (Авторы: С.И. Бойко, Л.М. Мильштейн, Ю.Д. Молянов, Л.Н. Лиха-нова, Г.К. Зиберт, В.И. Гибкин, К.Р. Гарайзуев).

6.15. РАЗДЕЛИТЕЛЬ ЖИДКОСТЕЙ Краткое описание

Предложенный разделитель жидкостей относится к аппаратам гравитационного разделения и дегазации несмешивающихся жидкостей различной плотности.

На рис. 6.15 представлены различные разделители жидкости.

Разделитель работает следующим образом.

Смесь через штуцер 2 поступает в отсек 6 гравитационного разделения, где под действием гравитационных сил происходит разделение и разгазирование газожидкостной смеси, так как ее составляющие имеют разные плотности. Отделенная легкая фракция выводится из аппарата через штуцер 4, а отстоявшаяся тяжелая фракция по трубе 9 переливного устройства поступает в отсек 7 и выводится из аппарата через патрубок 3. Газ выветривания проходит через сетчатый отбойник 12 и отводится через патрубок 14.

При работе разделителя в иных условиях возможны изменения плотности и состава смеси, что приводит к изменению положения границы раздела фаз. Выполнив переливное устройство так, что оно может перемещаться по поперечной перегородке 5 вверх или вниз, получим возможность держать уровень раздела фракций постоянным и тем самым держать соответствующую высоту зоны отстоя фракций.

Эффективность

Предложенное техническое решение повышает эффективность разделения при изменении плотности и состава смеси за счет поддержания заданного межфазного уровня, снижается удельная металлоемкость аппарата, увеличивается ресурс его работы за счет удобства обслуживания при ревизии и соответственно выход продукта, расширяется область использования на различных месторождениях с различными плотностями жидкостей, упрощается конструкция аппарата, уменьшаются

Рис. 6.15. Разделители жидкости:

a - с отсеком сбора легкой фракции; 6 - с патрубком сбора легкой фракции в верхней части отсека.

I - корпус; патрубки: 2 - входа смеси, 3 - выхода тяжелой фракции, 4 -выхода легкой фракции; 5 - перегородка; 6, 7, 8 - отсеки отстоя и сбора тяжелой фракции; 9 - переливное устройство; 10 - подвижная перегородка;

II - паз; 12 - сетчатый отбойник; 13 - дренажный штуцер; 14 - штуцер

выхода газа; 15 - люк-газ; 16 - отсек сбора легкой фракции

его габариты. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1736542, БИ № 20, 1992 (Авторы: К.Р. Гарайзуев, Г.К. Зиберт, Ю.А. Суханов).

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Важнейшей проблемой разработки углеводородсодержащего продуктивного пласта является достижение максимально возможной газоконденсатоот-дачи. Теоретические и экспериментальные исследования, проводившиеся авторами на протяжении многих лет, в большей или меньшей степени затрагивали эту проблему. В сотрудничестве с коллегами были созданы методы разработки газовых и газоконденсатных месторождений, обеспечивающие повышение углеводородоотдачи пласта. Многие из этих методов прошли промысловую апробацию на месторождениях России и Украины. Ряд методов был внедрен или реализуется в настоящее время в промышленном масштабе.

Основные из предложенных методов повышения газоконденсатоотдачи описываются в настоящем разделе.

При разработке месторождений углеводородов газоконденсатного типа с высоким начальным содержанием конденсата (фракции С₅₊) наиболее сложной проблемой является достижение достаточно высоких коэффициентов конденсатоотдачи пласта. Практика разработки показывает, что на месторождениях с содержанием в пластовой смеси С₅₊ более 250-300 г/м³, как правило, удается отобрать не более 30-40 % этой фракции. В результате основная масса начальных запасов высокомолекулярных углеводородов образует неизвлекаемые пластовые потери. Так, только в недрах Вуктыльского ГКМ к концу разработки на режиме истощения (единственном, применявшемся до последнего времени в отечественной газопромысловой практике) пластовые потери конденсата составят около 100 млн. т.

При разработке на режиме истощения по мере снижения пластового давления и выпадения конденсата возрастают фильтрационные сопротивления в призабойных зонах добывающих скважин, что негативно влияет и на газоотдачу пласта (см. раздел 3). В условиях низкопроницаемых коллекторов (с проницаемостями порядка 10^-15 м²) снижение газоотдачи может составлять десятки процентов от запасов.

Таким образом, для достижения достаточно высоких значений газоконденсатоотдачи в низкопроницаемых коллекторах при начальном содержании конденсата более 250-300 г/м³ в пластовом газе необходимо разработку объекта осуществлять с воздействием на пласт. Воздействие на начальном этапе отбора запасов путем поддержания пластового давления на уровне, равном или близком к давлению начала конденсации пластовой смеси, позволяет обеспечить наиболее полное извлечение как газа, так и конденсата; известны примеры из зарубежной практики, когда такой сайклинг-процесс давал возможность отобрать более 90 % газа и более 80 % конденсата от запасов. Однако, как правило, воздействие на пласт для длительного поддержания давления в несколько десятков мегапаскалей по технико-экономическим показателям нецелесообразно.

Газоконденсатные месторождения России, в том числе с высоким содержанием конденсата, разрабатываются на режиме истощения. К настоящему времени многие из крупных ГКМ вступили в завершающую стадию отбора запасов углеводородов или близки к этому состоянию. В связи с этим существует объективная потребность создания методов воздействия на газоконденсатный пласт, позволяющих существенно повысить коэффициенты извлечения газа и особенно жидких углеводородов, причем таких методов, которые практически несложно было бы реализовать при относительно невысоких пластовых давлениях, т.е. относительно легко технически осуществимых, требующих минимальных финансовых и материальных затрат.

Авторы с сотрудниками, основываясь на результатах выполненной обширной многолетней программы экспериментального и теоретического исследования массообменных процессов в разрабатываемом газоконденсатном пласте, в том числе с воздействием на залежь, предложили комплекс методов повышения эффективности отбора запасов газа и конденсата из недр эксплуатируемого ГКМ. Методы предусматривают воздействие на пласт путем нагнетания газообразных и жидких растворителей и дают возможность увеличить степень извлечения пластовых углеводородов, вовлекая в активную разработку ретроградный конденсат призабойных зон скважин и меж-скважинной области пласта. Физической основой методов является принудительное смещение равновесия в двухфазной газоконденсатной системе в сторону либо жидкой, либо газовой фазы, в зависимости от конкретных физико-химических свойств газоконденсатной смеси и термобарических особенностей пласта. Целью смещения равновесия в сторону жидкой фазы является придание подвижности (либо увеличение подвижности) этой фазе при достаточно высокой насыщенности порового пространства пласта выпавшим конденсатом и относительно высоком пластовом давлении. Целью смещения равновесия в сторону газовой фазы является испарение части выпавшего конденсата в нагнетаемый газ, который по первоначальному составу должен быть сугубо неравновесным по отношению к пластовой жидкой фазе. Таким образом, при смещении равновесия в системе в сторону как жидкой, так и газовой фазы происходит вовлечение в процесс фильтрации по меньшей мере части ретроградного конденсата. Физическое и математическое моделирование, а также промысловые испытания свидетельствуют, что в результате воздействия на частично истощенный газоконденсатный пласт можно извлечь не менее 10-15 % ретроградной жидкой фазы из межскважинной зоны пласта и на 10-20 % повысить продуктивность добывающих скважин.

Термогидродинамические исследования и практика разработки ГКМ свидетельствуют о тесной связи интенсивности межфазных массообменных процессов в газоконденсатном пласте с составом углеводородной смеси, в частности с содержанием промежуточных компонентов (этан, пропан, бутаны). Так, чем больше в составе смеси этих компонентов, тем ниже давление начала конденсации и тем меньше выпадает конденсата при снижении давления в системе.

Для получения соответствующей конкретной информации и создания методов воздействия на газоконденсатный пласт, в которых бы использовались природные особенности промежуточных углеводородов в целях более эффективного извлечения выпавшего конденсата путем испарения, А.И. Гриценко и P.M. Тер-Саркисовым с сотрудниками проведены широкомасштабные экспериментальные и аналитические исследования. В данном разделе излагаются результаты этих исследований, из которых следует, что выбрано новое перспективное направление совершенствования разработки ГКМ с воздействием на пласт.

Многообразие составов природных газов предопределяет - наряду с особенностями вмещающих горных пород и термобарических условий залежей - физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Естественно, что от состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при разработке его на режиме истощения (рис. 6.1). Среди других составляющих особую роль в природных газовых смесях играют промежуточные углеводороды - этан, пропан, изо- и нормальный бутан. Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в среднем до 5 %, газоконденсатных 5-30 %; в растворенных газах нефтяных месторождений содержится от 10-20 до 85-95 % промежуточных углеводородов. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных гомологов метана, в частности фракции С₂-С₄, определяется условиями образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества осадочных нефтегазоматеринских пород, а также условиями миграции и накопления углеводородов в пористых пластах залежей. Значительное влияние на физико-химические свойства и фазовое состояние и поведение пластовых газов углеводородов фракции С₂-С₄ обусловлено тем, что эти компоненты достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при изменении в пласте термобарических условий (табл. 6.1). Соответственно в межфазный массооб-мен вовлекаются другие компоненты смеси, в первую очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами. На рис. 6.2 представлена по данным [52] связь между содержанием в пластовой газовой смеси фракции С₂-С₄ и выходом стабильного конденсата (С₅₊) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ.

Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России и некоторых других стран СНГ, а также экспериментальные данные изучения поведения рекомбинированных проб пластовых газоконденсатных смесей с использованием сосудов PVT-соотношений позволили специалистам ВНИИ-ГАЗа [31] предложить обобщенную зависимость средних потерь стабильного конденсата (С₅₊) в пласте от потенциального содержания конденсата в газе начального состава (рис. 6.3). Однако этой зависимости не всегда соответствуют газоконденсатные смеси, в которых значительно содержание неуглеводородных компонентов и (или) фракции С₂-С₄, или, напротив, содержание последней ниже “среднего”. На рис. 6.4 приведен полученный во ВНИИГАЗе

[31] по экспериментальным данным график зависимости растворимости углеводородов С₅₊ в газе от содержания в смеси фракции С₂-С₄. Из этого графика следует, что давление начала конденсации смеси в большой степени зависит от содержания в смеси промежуточных углеводородов: чем их больше, тем при меньшем давлении начинается переход системы в двухфазное

1000 -800 -600 -400 -200 -

М, % (массовая доля)

Рис. 6.1. Связь между содержанием в конденсате метановых углеводородов и выходом конденсата на примере залежей Амударьинской впадины (нижнемеловые отложения Бухарской ступени, Узбекистан)

Рис. 6.2. Связь между содержанием в пластовой смеси исходного состава углеводородов С₂_₄ и выходом конденсата С₅₊ (q) на первом этапе разработки ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ:

1 - Днепровско-Донецкая впадина; 2 - Саратовское Поволжье; 3 - Западно-Сибирская провинция;

4 - Амударьинская впадина; 5 - Восточное Предкавказье; 6 - Западное Предкавказье

состояние. Таким образом, компоненты С₂, С₃, С₄ способствуют смещению равновесия в газоконденсатной смеси в сторону газовой фазы. Отсюда становится понятным механизм влияния промежуточных углеводородов на кон-денсатоотдачу пласта при прочих равных условиях. На рис. 6.5 приведена полученная по результатам экспериментов в сосудах PVT-соотношений [52] зависимость коэффициента извлечения конденсата (С₅₊) от содержания С₂ + + С₃ + С₄ в пластовой смеси исходного состава (по горизонтали отложено безразмерное отношение суммарного содержания промежуточных углеводородов к С₅+).

В процессе экспериментальных и аналитических исследований по проблеме повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки ГКМ автором с сотрудниками были предложены способы воздействия на газоконденсатный пласт путем нагнетания газообразных агентов, обогащенных промежуточными углеводородами [49]. Сущность воздействия заключается в значительном смещении фазового равновесия в пластовой двухфазной системе в сторону жидкой фазы, что позволяет вовлечь в разработку запасы ретроградного углеводородного конденсата.

ТАБЛИЦА 6.1

Некоторые физико-химические свойства низкомолекулярных алканов

Показатели

Алканы

Метан

Этан

Пропан

Изобу

тан

Нормаль

ный

бутан

Нормаль-н ый пентан

Химическая формула Молекулярная масса Температура кипения при давлении 0,1 МПа, °С Критические параметры: температура, К давление, МПа плотность, кг/м³ Теплота испарения при давлении 0,1 МПа, кДж/кг

СН₄

16,04

-161,3

190,8

4,63

163,5

570

С2Н₆

30,07

-88,6

305,3

4,87

204,5

490

С₃Н₈

44.09 -42,2

369.9 4,25 218,5

427

ёА0-с₄н_1О

58,12

-10,1

408,1

3,65

221,0

352

1-С₄Н,о

58,12

-0,5

425,2

3,80

226,1

394

^^-ё5^Н12

72,15

+36,2

469.7 3,37

627.8 341

Дальнейшие исследования показали, что во многих случаях весьма технологичны методы воздействия на газоконденсатный пласт, основанные на принудительном смещении равновесия в сторону газовой фазы [5]. Эти методы позволяют как повышать на 10-20 % продуктивность добывающих скважин, так и извлекать не менее 10-15 % ретроградного углеводородного конденсата, относимого при обычной разработке месторождений на режиме истощения к неизвлекаемым потерям. Физическое и математическое моделирование свидетельствовало о возможности, с учетом роли промежуточных углеводородов в массообменных процессах, установления оптимальной области пластовых давлений в ходе отбора запасов углеводородов на режиме истощения, когда следует осуществлять нагнетание газообразного агента для более эффективного извлечения ретроградного конденсата путем его испарения.

Результаты этих исследований излагаются ниже.

Рис. 6.3. Зависимость средних потерь V_n стабильного конденсата от его потенциального содержания q при начальном пластовом давлении

Рис. 6.4. Влияние содержания С₂—С₄ на давление р₀ перехода системы в однофазное состояние при разном содержании фракции С₅₊, см³/см³:

1 - 1000; 2 - 1200; 3 - 1600; 4 - 2180

При разработке ГКМ на режиме истощения и снижении пластового давления до области давлений максимальной конденсации пластовой смеси происходит закономерное облегчение продукции залежи с переходом, в основном высокомолекулярной части смеси, в жидкое состояние. В зависимости от начального состава и пластовой температуры смесь характеризуется большими или меньшими давлениями начала и максимальной конденсации. Чем легче средний состав смеси, тем позднее начинается конденсация и тем раньше система вступает в область максимальной конденсации. В соответствии с этим область нормального испарения жидкой фазы начинается при большем или меньшем давлении в истощаемой залежи. Это подтверждается результатами аналитических исследований фазового поведения газоконденсатной смеси типа пластовой смеси Уренгойского (валанжин) ГКМ (табл. 6.2). Расчеты показали, что при уменьшении в 1,5 раза или таком же увеличении начального содержания фракции С₂-С₄ происходит соответствующее изменение фазового поведения смеси (рис. 6.6). Если в исходной смеси при содержании С₅₊ около 280 г/м³ и С₂-С₄ около 198 г/м³ (12,21 % (молярная доля)) давление начала конденсации составляет 28,6 МПа, то при полуторакратном уменьшении содержания промежуточных углеводородов (и неизменном содержании С₅₊) давление начала конденсации смеси возрастает до

Рис. 6.6. Влияние содержания фракции С₂—С₄ на давление начала конденсации смеси углеводородов типа натурной газоконденсатной смеси Уренгойского (валанжин) месторождения;

ё₅+на_Ч = 5,27 % (молярная доля), f =

= 84 °С.

Содержание С₂-С₄, %: 1 - 18,3, 2 - 12,2, 3 -8,1

(С,- С₄)/С₅₊

Рис. 6.5. Зависимость коэффициента извлечения стабильного конденсата (С₅₊) при снижении давления до 0,1 МПа от относительного содержания этан-пропан-бутановой фракции в пластовой смеси начального состава (по группе газоконденсатных месторождений

Краснодарского края)

р₀, МПа

30,8 МПа, а при полуторакратном увеличении С₂-С₄ снижается до 26 МПа. Экспериментальные исследования показали, что промежуточные углеводороды могут понижать давление начала перехода смеси в двухфазное состояние даже при одновременном увеличении в смеси тяжелых углеводородов (рис. 6.7).

Таким образом, промежуточные углеводороды: этан, пропан, бутаны -играют важную роль в межфазных массообменных процессах при разработке газоконденсатных месторождений без поддержания пластового давления. Чем ниже содержание С₂-С₄ в системе, тем раньше, т.е. при большем давлении, система начинает разделяться на жидкую и газовую фазы и тем большая часть высокомолекулярных компонентов (С₅₊) переходит в неподвижное

Состав, % (молярная доля), и основные параметры модельной Уренгойской (валапжнп) газоконденсатной системы при давлении 35 МПа и температуре 84 °С

Углеводороды, параметры	Значение параметра	Углеводороды, параметры	Значение параметра
Метан	82,508	Додекан	0,400
Этан	7,548	Гептадекан	0,511
Пропан	3,334	Сумма углеводородов	100,00
Изобутан	0,631	Пентан плюс высшие	5,278
1-Бутан	0,701	Молекулярная масса	121
Пентан	0,226	С₅+, г/моль
Гексан	1,005	Конденсатогазовый	280
Гептан	2,304	фактор, г/м³
Нонан	0,315	Давление начала кон	28,6
Декан	0,517	денсации, МПа

жидкое состояние уже при высоких пластовых давлениях, ненамного меньших начального. Пластовые потери конденсата (С₅₊) возрастают при “недостаточном” содержании в смеси фракции С₂-С₄ пропорционально площади между кривыми “менее благоприятной” и “более благоприятной” по количеству С₂-С₄ газоконденсатных смесей (см. рис. 6.6, 6.7). По данным предпроектных исследований текущая и конечная конденсатоотдача пласта при разработке на истощение оценивается специалистами как недостаточно высокая. Анализ влияния начального содержания фракции С₂-С₄ на конден-сатоотдачу конкретного месторождения может явиться основанием для того, чтобы предложить проект разработки, в котором корректируются неблагоприятные последствия недостаточного содержания С₂-С₄ путем реализации метода воздействия на пласт. Очевидно, воздействие на пласт должно существенно уменьшить пластовые потери конденсата, но, в отличие от обычного сайклинг-процесса, быть достаточно эффективным при относительно невысоких пластовых давлениях. Изложенные результаты исследований являются основой для разработки соответствующих методов воздействия на газоконденсатный пласт, обеспечивающих повышение его углеводородоотдачи.

Рис. 6.7. Влияние присутствия промежуточных углеводородов на давление начала конденсации газоконденсатной смеси:

1 - смесь с содержанием С₅₊ = = 4,23 % (молярная доля), не содержащая фракции С₂-С₄; 2 -

смесь с содержанием С₅+ =4,62 %, содержащая 12,21 % фракции

Так, авторы с сотрудниками получили патент на следующий способ разработки газоконденсатного месторождения [17].

После ввода месторождения в эксплуатацию из продуктивного пласта отбирают углеводородную смесь в режиме истощения до давления максимальной конденсации фракции С₂-С₄ пластовой смеси. Затем продолжают разработку с частичным поддержанием давления путем нагнетания в пласт сухого углеводородного газа. В том случае, если начальное содержание С₂-С₄ в пластовой смеси меньше двухкратного содержания С₅₊, перед закачкой сухого углеводородного газа создают в пласте оторочку, представляющую собой насыщенный этан-пропан-бутановой фракцией углеводородный газ. Объем оторочки должен быть не менее 15 % порового объема пласта или его части, в пределах которой осуществляется воздействие. Перед началом испытаний выполнили анализ результатов проведенных ранее экспериментов, в которых изучалось влияние начального состава пластового газа газоконденсатного месторождения на коэффициент извлечения конденсата при разработке месторождения.

Было изучено влияние содержания фракции С₂-С₄ в пластовом газе на процесс фазового перехода при разработке пласта на режиме истощения. Установлено, что при изменении начального содержания С₂-С₄ в модельной газоконденсатной смеси типа пластовой смеси Уренгойского (валанжинские отложения) месторождения давление начала конденсации пластового газа и текущее содержание конденсата (С₅₊) в добываемом газе также изменяются пропорционально содержанию С₂-С₄ (см. рис. 6.6). Отсюда следует, что путем нагнетания в пласт в процессе его разработки смеси сухого газа с фракцией С₂-С₄, концентрация которой в этой смеси превышает концентрацию С₂-С₄ в пластовом газе, можно увеличить текущую и конечную конден-сатоотдачу пласта. Была получена зависимость коэффициента извлечения конденсата к моменту снижения давления до давления 1,5 МПа от отношения содержания фракции С₂-С₄ к содержанию фракции С₅₊ в пластовом газе, аналогичная приведенной на рис. 6.5. Согласно этой зависимости, по мере увеличения отношения (С₂-С₄)/С₅₊ коэффициент извлечения конденсата возрастает, причем особенно резко до значений отношения, равных 2-3. Если начальное содержание фракции С₂-С₄ меньше двукратного содержания С₅₊, целесообразно перед нагнетанием сухого углеводородного газа создать в пласте оторочку из смеси сухого газа и фракции С₂-С₄, причем содержание С₂-С₄ в этой смеси должно быть выше, чем в равновесной пластовой фазе при термобарических условиях истощенного к моменту начала воздействия пласта. Количество закачиваемой смеси сухого газа и С₂-С₄ должно соответствовать объему не менее чем 15 % объема пор пласта или его части, где будет осуществляться воздействие на пласт. Это следует из данных, полученных автором в ходе экспериментального обоснования объема оторочки растворителя при вытеснении пластовых углеводородов из неоднородного пласта, каковыми являются практически все вмещающие газоконденсатные залежи-коллекторы. Таким образом, при воздействии на пласт конденсатоотдача оказывается выше, чем при истощении, во-первых, из-за вытеснения пластовой газовой фазы с растворенным в ней конденсатом и, во-вторых, из-за испарения части выпавшего конденсата, составляющего обычно неизвлекаемые потери.

В качестве примера реализации предложенного способа воздействия на пласт были выполнены эксперименты по физическому моделированию процесса разработки на режиме истощения газоконденсатного месторождения, начальное содержание фракции С₂-С₄ в пластовом газе которого составляет 8,1 %, а фракции С₅+ - 5,28 %, т.е. отношение (С₂-С₄)/С₅+ = 1,5 < 2.

Модель газоконденсатного месторождения (пласта) представляла собой цилиндрическую трубу с внутренним диаметром 30 мм, длиной 1000 мм, заполненную утрамбованной широкой фракцией кварцевого песка. Пористость модели составляла 29 %, проницаемость - 64-10^-15 м². Поровое пространство модели сначала заполняли метаном, создавали в модели давление около 35 МПа и нагревали ее до 84 °С. Затем при этих термобарических условиях замещали метан на смесь алканов от метана (С₍) до гептадекана (С₁₇). По своим термодинамическим и физико-химическим параметрам смесь была близка к натурным газоконденсатным смесям: давление начала конденсации

30,8 МПа (при температуре 84 °С), начальный конденсатогазовый фактор 280 г/м³.

Первым из трех экспериментов моделировалась разработка ГКМ на режиме истощения до конечного давления 1,5 МПа. Динамика состава продукции и материального баланса добываемых углеводородов контролировалась с помощью комплекса приборов, включавших образцовые манометры, хроматограф, газовый счетчик и некоторые другие устройства. Отбор продукции модели осуществляли с темпом, обеспечивающим равновесный меж-фазный массообмен. К концу истощения из модели было отобрано 23 % пен-танов плюс вышекипящих.

Второй эксперимент отличался от первого тем, что процесс истощения до давления максимальной конденсации фракции С₂-С₄, равного 16 МПа, вели без поддержания давления, а затем с частичным поддержанием давления путем закачки сухого углеводородного газа, пока пластовое давление не понизилось до 1,5 МПа. К концу эксперимента из модели было отобрано

24,5 % пентанов плюс вышекипящих.

Третий эксперимент отличался от второго тем, что после истощения модели до давления, равного давлению максимальной конденсации фракции С₂-С₄, процесс осуществляли с закачкой смеси, содержащей метан и 12,2 % фракции С₂-С₄, пока в модели пласта не была создана оторочка из этой смеси объемом 15 % объема пор модели. Затем продолжили процесс истощения с частичным поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа.

К концу эксперимента коэффициент извлечения фракции пентаны плюс вышекипящие составил 30,5 %.

Таким образом, эксперименты показали, что разработка газоконденсатного месторождения на режиме истощения до давления максимальной конденсации С₂-С₄ с дальнейшим частичным поддержанием давления путем закачки сухого углеводородного газа позволяет повысить конденсатоотдачу пласта по сравнению с разработкой без воздействия. Кроме того, показано, что в случае, когда начальное содержание С₂-С₄ в пластовой смеси меньше двукратного содержания С₅+, создание оторочки из смеси углеводородного газа и фракции С₂-С₄ объемом не менее 15 % объема пор зоны воздействия позволяет обеспечить дополнительное увеличение углеводородоотдачи пласта.

Описанный способ, как было указано, предполагает реализацию на объектах типа валанжинских отложений Уренгойского месторождения и позволяет существенно повысить конденсатоотдачу пласта.

6.1

ВЫТЕСНЕНИЕ ВЫПАВШЕГО КОНДЕНСАТА РАСТВОРИТЕЛЕМ (ЭКСПЕРИМЕНТ НА ВУКТЫЛЕ)

Опытно-промышленный эксперимент по вытеснению выпавшего ретроградного конденсата углеводородным растворителем был осуществлен на Вуктыльском ГКМ согласно проекту, получившему название “Конденсат-1”.

В проекте был обоснован выбор опытного участка на месторождении, имеющем сравнительно небольшие размеры и остаточные запасы углеводородов, что позволяло в короткие сроки получить промысловые результаты, необходимые для оценки эффективности воздействия и сопоставления с ранее выполненными лабораторными и теоретическими данными.

В качестве такого полигона был выбран участок залежи на северном куполе месторождения в районе УКПГ-1, ограниченный по периметру прямыми, соединяющими на структурной карте скв. 93, 91, 92, 106, 105, 104, 159. В центре участка располагались скв. 38 и 103, одна из которых (скв. 103) была выбрана как нагнетательная. Для оперативного контроля за процессом отбора из пласта вытесняемой углеводородной смеси вблизи центральной группы скважин были специально пробурены дополнительно две скважины (256 и 257). Контрольно-эксплуатационные скважины первого контура 38, 256 и 257 расположены от нагнетательной скв. 103 на расстояниях соответственно 225, 175 и 450 м (по подошве отложений московского возраста). Добывающие скважины второго контура (93, 91, 92 и др.) расположены от нагнетательной скважины на расстояниях в основном не менее 1 км.

Скважина 38 - искусственный забой 3281 м, эксплуатационная колонна

168 мм, интервалы перфорации 2920-2965 м, 3010-3040 м, 3060-3100 м, 31503200 м, общая перфорированная мощность разреза составляет 165 м. В скважину спущены насосно-компрессорные трубы диаметром 75,9 мм на глубину 3090,7 м. Скважина работает с 25.05.79, коэффициенты фильтрационного сопротивления после трех солянокислотных обработок (СКО) составили: А = 0,6 МПа²-сут/тыс. м³, В = 0,027 (МПа-сут/тыс. м³)². За предшествующий период эксплуатации из скважины добыто 430,4 млн. м³ газа и 40 тыс. т стабильного конденсата. По состоянию на 01.07.83 пластовое давление на скважине равнялось 10,2 МПа, а текущий дебит - 260 тыс. м³/сут.

Скважина 103 - искусственный забой 3096,0 м, эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, интервалы перфорации - 2804-2818, 2853-2899, 2912-2931, 2953-2992, 3018-3090 м. Общая мощность перфорации составляет 190 м с прострелом 1140 отверстий. В июле 1970 г. в процессе освоения скважины оборваны 4" НКТ, которые были извлечены, за исключением 184 м. Глубина спуска насосно-компрессорных труб диаметром 100,3 мм составляет 2802 м. Скважина работает с 05.01.73, коэффициенты фильтрационного сопротивления после трех СКО по данным контрольных замеров составляли: А = 8,39 МПа²-сут/тыс. м³, В = 0. За время эксплуатации скважины из нее добыто 2494,6 млн. м³ газа и 383,2 тыс. т стабильного конденсата. По состоянию на 01.07.83 пластовое давление на скважине равнялось

10,3 МПа, а текущий дебит составлял 250 тыс. м³/сут.

Водопроявления по скважинам не наблюдались. Конструкции скважин и их геолого-промысловая характеристика позволяли вести закачку в скв. 103 и контроль - на скв. 38.

Из вскрытого скважинами продуктивного разреза наиболее высокими емкостными и фильтрационными свойствами обладают III, IV и V пачки, в которых на долю поровых коллекторов (3-я группа, m > 6 %) приходится соответственно 52,1; 41,7; 42,4 % мощности пачек. Средние эффективные мощности поровых коллекторов для этих пачек соответственно равны 68,4; 48,1; 50,9 м.

Доминирующее количество газоотдающих интервалов (11) приходилось на III пачку. Они были зафиксированы в скв. 38 (один работающий интервал мощностью 45 м), в скв. 91 (два мощностью 41 м), в скв. 92 (один мощностью 49 м), в скв. 103 (два мощностью 11 м), в скв. 104 (три мощностью 79 м), в скв. 105 (один мощностью 80 м) и в скв. 106 (один мощностью 33 м). Все эти интервалы представлены коллекторами порового типа. На долю IV пачки приходилось семь газоотдающих интервалов: в скв. 38 (три мощностью 46 м), в скв. 103 (три мощностью 28,4 м), в скв. 105 (один мощностью 18 м). В V пачке газоотдающие интервалы по термометрии выявлены в скв. 92 (один мощностью 30 м), в скв. 105 (один мощностью 48 м), в скв. 159 (три мощностью 97 м). В основном эти интервалы характеризуются коллекторами порового типа, реже низкопоровыми (m = 3-6 %).

Текущая продуктивная характеристика скважин изменялась от свода к восточному крылу структуры. Так, сводовые скв. 104 и 105 имели соответственно рабочие дебиты 700 и 740 тыс. м³/сут; скв. 106, 159, 103 и 38 (присводовые) имели рабочие дебиты 290, 200, 260 и 260 тыс. м³/сут. Мало-дебитными являлись крыльевые скв. 92 (рабочий дебит 160 тыс. м³/сут) и скв. 93 (рабочий дебит 100 тыс. м³/сут). Рабочий дебит газа самой восточной крыльевой скв. 91 равнялся 100 тыс. м³/сут.

Такое изменение продуктивности скважин характерно для всей газоконденсатной залежи в целом и определяется ухудшением коллекторских свойств продуктивного разреза в сторону восточного крыла и периклиналь-ных замыканий структуры.

По распределению текущего пластового давления в залежи (карта изобар составлена на 01.07.83) скважины участка имели следующие характеристики: в контуре изобар 10 и 11 МПа находились скв. 104, 105, 106, 38, 103; между изобарами 11 и 12,3 МПа - скв. 159, 92, 93, 91. Практически все скважины характеризовались близкими значениями пластового давления, среднее значение которого равнялось 10,3 МПа.

Исходя из распределения поровых коллекторов в продуктивном разрезе, газоотдающих интервалов, пластового давления, а также учитывая вскрытие скважинами на полную мощность I-IV литолого-коллекторских пачек, можно сделать вывод, что объектом закачки широкой фракции легких углеводородов могли быть III и IV пачки.

К маю 1987 г. на опытном участке был выполнен большой объем подготовительных работ. Геофизические исследования позволили определить коррелирующие газоотдающие интервалы для скв. 38, 103, 256, 257. Это два интервала в московских отложениях (от 2774 до 2899 м) и один интервал в протвинских отложениях (от 2924 до 3006 м). Объем пор опытного участка, ограниченного на структурной карте окружностью радиусом 285 м вокруг скв. 103 (среднее расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами), составляет около 1,5-10⁶ м³ (рис. 6.8). Оторочка растворителя минимального размера, создание которой и последующее продавливание сухим

Рис. 6.8. План расположения скважин опытного участка.

Скважины: 1 - нагнетательная, 2 - контрольно-эксплуатационные; контуры опытного участка: 3 - внешний, 4 - внутренний, 5 - изогипсы по подошве кунгурского яруса

газом позволили бы зафиксировать на добывающих скважинах физический эффект от воздействия, должна была составить 3-4 % газонасыщенного объема пор опытного участка. Для ее создания необходимо было подать в пласт около 25 тыс. т ШФЛУ.

Закачка ШФЛУ в нагнетательную скв. 103 была начата в мае 1987 г. и велась следующим образом (рис. 6.9).

ШФЛУ по первой нитке конденсатопровода Вуктыл - Ухта и межпро-мысловому метанолопроводу поступала с Сосногорского ГПЗ на УКПГ-1 в разделительные емкости первого блока, где отделялась от пачек газа, использовавшегося для поршневания ШФЛУ по трассе конденсатопровода. Из разделительных емкостей через узел замера ШФЛУ подавалась в шлейф скв. 103. Закачку вели с перерывами и закончили в январе 1988 г. Согласно программе работ, в скв. 103 всего было закачано 25,8 тыс. т ШФЛУ.

Подача отсепарированного газа для продвижения оторочки, начатая в марте 1988 г., осуществлялась с помощью компрессора 10 ГКН со средним темпом 160-180 тыс. м³/сут. По состоянию на 01.07.89 было закачано около 45 млн. м³ газа из 75 млн. м³, предусмотренных программой эксперимента и составляющих в условиях пласта приблизительно один поровый объем опытного участка.

Геофизические исследования в процессе закачки ШФЛУ и газа показали, что профиль приемистости скважины по газу несколько отличается от приемистости по ШФЛУ: газ более интенсивно поступал в нижние интервалы (IV-V пачки), в то время как ШФЛУ в большей степени была поглощена вышележащими московскими отложениями (III пачка). В период закачки контролировали давление на головке нагнетательной скважины, на устье добывающих скважин, дебиты добывающих скважин по газу и конденсату,

Рис. 6.9. Технологическая схема закачки ШФЛУ и газа сепарации на УКПГ-1:

1 - запорная арматура; 2 - замерная диафрагма; 3 - обратный клапан; 4 - расходомер “Турбоквант”; 5 - разделительная емкость; 6 - линия подачи ШФЛУ; 7 - линия подачи газа сепарации; 8 - номер технологической линии (скважины)

физико-химические свойства добываемого конденсата, содержание фракции С₂-С₄ в продукции и другие необходимые параметры.

Начиная с декабря 1987 г., т.е. в период наиболее интенсивной закачки ШФЛУ, в продукции скв. 38 и 256, расположенных соответственно в 225 и 175 м от нагнетательной скв. 103, отмечается влияние воздействия на пласт.

Первое увеличение выхода конденсата в скв. 256 (от 43 г/м³ исходного значения до 65 г/м³), пик которого приходится на конец января 1988 г., сопровождалось повышением плотности, молекулярной массы, утяжелением фракционного состава. На связь этого процесса с закачкой ШФЛУ однозначно указывало повышение содержания пропан-бутановой фракции в добываемом газе.

Второй вал конденсата наблюдался с первых чисел апреля 1988 г., т.е. спустя две недели после начала закачки газа в скв. 103 для продвижения оторочки. В этот период, который продолжался до конца мая, повышение выхода конденсата было несколько меньшим (до 54 г/м³), но конденсат поступал более тяжелым по своему составу. Суммарная молярная доля фракции С₃-С₄ увеличивалась до 8,3 %. Аналогичные изменения наблюдались и в скв. 38.

В скв. 257, несмотря на волнообразный характер динамики выхода конденсата, в какой-то мере коррелирующий с изменениями на скв. 38 и 256, однозначной реакции на закачку ШФЛУ не наблюдалось.

Волнообразный характер изменения выхода конденсата объяснялся низкой продуктивностью этой скважины (периодическим накоплением и выбросом конденсата из призабойной зоны и ствола скважины). Отмечен факт самоглушения этой скважины.

По скважинам внешнего контура опытного участка (скв. 104, 105, 106, 92) изменений в составе продукции отмечено не было, поскольку объем закачанных агентов недостаточен по масштабам участка, определяемого “внешним” контуром. Кроме периферийной скв. 92, конденсат которой принял желтоватый оттенок, что, видимо, не было связано с закачкой ШФЛУ, остальные скважины имели состав пластового газа, соответствующий термобарическим условиям пласта.

На рис. 6.10 представлена динамика параметров продукции скв. 38 и 256 в процессе вытеснения пластовой смеси оторочкой ШФЛУ, проталкиваемой сухим газом (содержание конденсата (q), его плотность (р_к), содержание пропан-бутановой фракции (2 С₃-С₄), отношение содержания метана к содержанию этана (Q/Сз), относительный объем закачанных агентов (V₃/V_n)).

По результатам эксперимента были сделаны следующие выводы.

Появление первых признаков ШФЛУ в области отбора отмечается уже после закачки 0,04 от величины порового объема зоны (Vn), т.е. прорыв растворителя произошел по наиболее проницаемому пропластку, причем с учетом опережающего продвижения по кратчайшим линиям тока его толщина составляет около 1 м.

Подход смеси растворителя с вытесненным конденсатом из-за перерыва в закачке наблюдается в две стадии: первая - при закачке ШФЛУ в объеме (0,08-0,l)Vj,, вторая - при последующей подаче газа в объеме (0,3-0,6)Vj,. По всей видимости, полуторамесячный перерыв между окончанием закачки ШФЛУ и началом закачки газа в условиях продолжающегося отбора способствовал расформированию образовавшегося в пласте вала из смеси растворителя с конденсатом.

Очевидно, что при прокачке 0,6V_D флюида в некоторой части порового объема зоны процесс вытеснения в основном завершился, о чем свидетельствует достаточно резкий спад содержания конденсата и пропан-бутановых компонентов при одновременном увеличении метан-этанового соотношения, что характеризует подход фронта закачиваемого газа.

Для дальнейших рассуждений необходимо сделать предварительные замечания.

1. Опережающий прорыв газа происходил в верхней части московских отложений, что подтверждено глубинными измерениями в ходе специально организованной форсированной закачки.

2. Значение коэффициента Джоуля - Томсона (рассчитанного по высокоточной термометрии в скв. 256) показывало, что из интервалов, расположенных в верхней части московских отложений (I) и в башкирских отложениях (III), после прорыва газа наблюдалось поступление однофазной газовой смеси. Интервалы II и IV, напротив, характеризовались притоком двухфазной газожидкостной смеси, причем их относительный дебит существенно ниже, чем газоотдача из интервалов I и III.

3. Глубинными измерениями в нагнетательной скв. 103 через двое суток после прекращения форсированной закачки были установлены перетоки газа

Рис. 6.10. Динамика основных параметров продукции скв. 256 (сплошная линия) и скв. 38 (пунктирная линия) как функция относительного объема закачанного агента

из интервалов II и IV в интервалы I и III, т.е. продвижение газа по интервалам II и IV затруднено находящейся в них жидкой фазой (ШФЛУ и конденсат).

Приведенные замечания свидетельствуют о том, что при прокачке 0,6V_n флюида процесс вытеснения произошел только по интервалам I и III, суммарный поровый объем которых в зоне воздействия близок к 0,6V_u.

На момент закачки 0,6V_п флюида из скв. 256 и 38 дополнительно добыто 671 т конденсата и 4145 т пропан-бутановой фракции.

Отсюда минимальное значение коэффициента извлечения конденсата (при текущей плотности сырого конденсата в пластовых условиях 680 кг/м²) составляет

доб

671

С учетом того, что около 6 % от количества добытой пропан-бутановой фракции приходится на дополнительный конденсат, а в составе закачанного ШФЛУ содержалось в среднем 92 % этих компонентов и плотность ШФЛУ составила 553 кг/м³, текущий коэффициент возврата растворителя

K = ⁴¹⁴⁵~~-°’~~⁹⁴ _я 0,96.

возвр 7970.0^553.0^92 ’

Таким образом, воздействие на пласт растворителем проявилось как динамический процесс, наиболее четко наблюдавшийся при добыче продукции опытного полигона в периоды сначала интенсивного нагнетания ШФЛУ, а затем начала закачки продавливающего газа. Всего за эти два периода и в “смазанном” виде позднее было дополнительно извлечено из пласта около 1 тыс. т стабильного конденсата (С₅₊). Суммарное дополнительное поступление пропан-бутановой фракции по добывающим скважинам 38 и 256 составило около 5 тыс. т.

6.2

РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ С НАГНЕТАНИЕМ НЕРАВНОВЕСНОГО ГАЗА

В разделе 3 были изложены научные основы метода разработки истощенного газоконденсатного месторождения путем нагнетания газа, сугубо неравновесного по отношению к двухфазной пластовой смеси.

Авторы и их коллеги, опираясь на созданные научные основы, разработали технологию повышения углеводородоотдачи истощенного месторождения газоконденсатного типа.

В 1989 г. на заседании Центральной комиссии по разработке ОАО (тогда - Государственного газового концерна) “Газпром” было принято решение о проведении на Вуктыле широкомасштабных опытных работ с целью апробации предложенных ВНИИГАЗом методов повышения эффективности разработки истощенных газоконденсатных месторождений (проект “Конденсат-2”).

6.2.1

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОПЫТНОГО УЧАСТКА

Для испытания в промысловых условиях технологии вытеснения пластовой смеси сухим газом при низких пластовых давлениях р < р_мк специалистами ВНИИГАЗа и предприятия “Севергазпром” при участии одного из авторов был выбран полигон в районе скважин 195-129 Вуктыльского НГКМ. Этот полигон занимает часть южного погружения (периклинали) северного купола в пределах площади, ограниченной скв. 7, 129, 130, 133, 254, 131/150, 128, 127, в центре которой располагаются скв. 158, 195, 151 (табл. 6.3). Площадь опытного участка на структурной основе (карте по кровле артинского яруса нижнепермских отложений) располагается между

ТАБЛИЦА 6.3

Геолого-промысловая и фильтрационно-емкостная характеристика скважин опытного участка

Параметры коллекторских свойств пород в работающих интервалах

Интервал перфорации фильтра, открытого ствола, м

Толщина работающего интервала, м

Пер-фори-рован-ная толщина, м

Дата

прове

дения

ГИС

Но

мер

сква

жины

Дебит на 01.01.89, т-м³/сут

к_п.

т, %

iv ^м

10^-15 м²

2916-3018

3022-3030

3052-3068

3124-3140

3168-3215

2573-2900,5

(открытый

ствол)

3000-3040

3055-3065

3090-3190

3200-3230

3275-3282

3290-3320

2505-2535

2580-2730

2780-2840

2840,6-2851

2800-2898

2905-3001

3108-3136

3144-3160

3280-3330

2810-2930

3000-3040

3095-3175

2800-2830

2850-2960

3030-3140

3314-3336

2954-3071

3104-3200

189

327,5

217

250,4

194

240

272

213

312

331

564

410

206

257

218

127

128

129

133

150

151 158

195

3,5

8,3

0,68

21.01.87

2846-2858

2872-2907

3000-3007

2800-2825

2850-2913

(3029-3100)*

35.3

33.4

2,5

0,78

10,7

8,5

23.03.81

03.12.83

Возраст

пород

Тектоническое нарушение

Pjas-Cjvn

PjS-Cjpr

Pjas-Cjvn

C₂m-Cjpr

C₂b-Cjvn

C₂m-Cjvn

C₂b-Cjmin

C₂m-C₂b

Параметры коллекторских свойств в интервале перфорации
^ ^м	т, %	IV 10^-15 м²
88,8
64,3	7,8	0,5
81,4	10,0	1,8
96,8	-	-
69	9,5	1,36
134,5	9,6	1,4
58,6	8,4	0,72
66,1	9,5	1,35

Работающий интервал, м

2940-2948

2963-2970

3129-3142

3168-3197

3089-3100

3218-3224

Незначительная газоотдача, в подсчет не включена.

изогипсами минус 2100 м (скв. 129) и минус 2700 м (скв. 128) в присводовой части и на восточном крыле структуры. Породы здесь залегают под углом 24°, а гипсометрический перепад маркирующей поверхности составляет 600 м. В южном направлении поверхность погружается более плавно и на участке от скв. 129 до скв. 133 и 254 имеет угол наклона до 9°, гипсометрический перепад 400 м (рис. 6.11).

Толщина и стратиграфический объем продуктивного разреза, вскрытого скважинами в пределах опытного участка, контролируются гипсометрическим положением структурной поверхности продуктивных отложений и плоскостью газоводяного или газонефтяного контакта (ГВК, ГНК). На участке продуктивный разрез вскрыт от бобриковских до кунгурских отложений.

По литологическим и петрофизическим свойствам и характеру распределения коллекторов вскрытая газонасыщенная толща подразделяется на литолого-стратиграфические продуктивные горизонты, объединяющие от одной до нескольких стратиграфических единиц разреза. В пределах рассматриваемого участка их вскрыто шесть. Эти горизонты по результатам исследований В.И. Сливкова, В.А. Лещенко, Н.А. Рулева имеют следующую литологическую характеристику.

Отложения артинского и сакмарского ярусов нижней перми (пачка I) средней толщиной 246 м представлены темно-серыми плотными, в разной степени окремненными и сильно перекристаллизованными разноглинистыми до мергелей и даже аргиллитов органогенно-обломочными и органогенными известняками, и только в верхней части - мергелями и аргиллитами. К низу окремнение уменьшается, появляются слабая доломитизация и участками ми-крокавернозность. Все породы имеют хорошо развитую микротрещиноватость. Заметное увеличение густоты микротрещин наблюдается в сводовых частях структуры и на ее западном крыле. На долю трещинно-поровых коллекторов приходится 5 % толщины горизонта. Коллекторы залегают крайне неравномерно в виде тонких прослоев и линз. По данным геофизических исследований скважин (ГИС) почти весь разрез рассматриваемой толщи

Рис. 6.11. Структурная карта опытного участка УКПГ-8:

1 - линия регионального надвига; 2 - эксплуатационные скважины; 3 - граница опытного участка; 4 - нагнетательные скважины; 5 - изогипсы подошвы кунгурского яруса нижней перми

характеризуется крайне слабой расчлененностью и высокими сопротивлениями до 5000 Ом-м и выше.

Коллекторы продуктивной толщи относятся к сложным, имеют, как правило, вторичную пористость, по характеру пустотного пространства являются смешанными и имеют межзерновую, трещинную и каверновую пористость. Поровые и мелкокавернозные участки приурочены в основном к доломитам и доломитизированным известнякам.

В разрезе продуктивной толщи В.И. Сливковым, В.А. Лещенко, Н.А. Рулевым в соответствии с подходом А.А. Ханина установлены три группы коллекторов:

1-я группа - тонкопорово-микрокаверново-трещинные,

m = 0,1-3 %; к = 10^-19 - 9 • 10^-17 м²;

2-я группа - порово-микрокаверново-трещинные,

m = 3-6 %; к = 5 • 10¹⁹ - 8,5 • 10¹⁶ м²;

3-я группа - трещинно-микрокаверново-поровые,

m > 6 %; к = 1,1 • 10¹⁶ - 4,5 • 10¹² м².

По данным разработки и профилям притока установлено, что основную емкость газоконденсатного резервуара залежи составляют коллекторы третьей группы (m > 6 %), т.е. трещинно-поровые. Поэтому для опытного участка характеристика емкостных и фильтрационных свойств коллекторов, особенности их распределения в продуктивном разрезе даются по 3-й группе (m > 6 %) коллекторов. Рассматриваются и приводятся ФЕС пород-коллекторов в стратиграфической последовательности снизу вверх от VI до

II горизонта (C_Ibb - Qmh - Pja + C₃). Продуктивный разрез в пределах участка под закачку газа начинается терригенными отложениями бобриков-ского горизонта нижнего карбона (пачка VI); максимальная вскрытая толщина их 197 м (скв. 254), из которых газонасыщенного коллектора лишь 6,4 м (скв. 195). В скв. 254 все эффективные толщины приходятся на нефтенасыщенную часть разреза. Пористость в продуктивной части составляет

5 %, проницаемость 1,2 • 10^-16 м². Разрез уплотнен.

Тульские и алексинские отложения относятся к плотным низкопоровым “неколлекторам” и рассматриваются как полуэкран для газовых скоплений в бобриковских песчаниках.

Разрез михайловских отложений вскрыт в скв. 151, 158, 195, 254 (254 - геофизическая скважина), эффективные газонасыщенные толщины выявлены в скважинах 151 и 158 (соответственно 13,9 и 23,2 м). В скважинах 195 и 254 эти отложения представлены плотными разностями пород. Пористость газонасыщенных пород составляет 9,1-9,7 %, проницаемость (1,01-1,65) • 10^-15 м².

Однако материалы бокового каротажа (БК) указывают на неоднородность разреза за счет переслаивания тонких (1-3 м) пропластков различного сопротивления. Чисто артинские карбонаты газоотдающими являются только в скв. 2 (контрольно-наблюдательная), расположенной вне рассматриваемого участка, и в центральной, тяготеющей к западному крылу сводовой части северного купола. Кроме того, в ряде скважин, опробованных в разное время (4, 12, 26, 33, 34, 35, 29, 47, 142, 56, 57, 204, 207), испытанные в этой части разреза объекты оказались “сухими” или в лучшем случае были получены слабые признаки газонефте- и водонасыщения. Эти отложения ведут себя как низкопоровый “неколлектор”, обладающий достаточно высоким остаточным водонасыщением, большим градиентом давления, тонкопоро-вым строением, отсутствием зависимости между пористостью, проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Продуктивность сакмарских отложений отдельно не установлена, они эксплуатируются совместно с ассельски-ми, всего лишь в четырех скважинах (3, 114, 144, 145), расположенных за пределами рассматриваемого участка.

Отложения ассельского яруса и верхнего карбона (пачка II) имеют среднюю толщину на участке 73,3 м. Состоят они преимущественно из темно-серых, серых и реже светло-серых плотных органогенных, органогеннообломочных и органодетритовых, сильно перекристаллизованных известняков, в разной степени доломитизированных до доломитов, глинистых и ок-ремненных. Породы макро- и микротрещиноватые, отмечается микрокавер-нозность. Трещинно-поровые коллекторы составляют 20,1 % толщины горизонта. Залегают они неравномерно тонкими (0,5-2 м) пропластками. Продуктивность этих отложений отмечается в скважинах, расположенных на западном крыле и тяготеющих к сводовой принадвиговой зоне (скв. 3, 144, 154), где наиболее развита макро- и микротрещиноватость пород, за счет чего улучшаются их ФЕС. К востоку от свода породы тонкопоровые, плотные.

Отложения московского яруса среднего карбона (пачка III) средней толщиной 136 м на участке представляют собой чередование светло-серых органогенно-детритовых, в разной степени перекристаллизованных и доломитизированных известняков и вторичных доломитов с переходом одной породы в другую. По всему разрезу установлены микротрещиноватость, микро-кавернозность, сутуры. Для нижней (подошвенной) части горизонта характерно наличие глинистых разностей карбонатных пород, которые являются “репером”. По данным промысловой геофизики разрез слабо дифференцирован, кроме нижней части, менее уплотнен и характеризуется меньшими сопротивлениями (р_к = 500-2000 Ом-м). Участкам, где преобладают доломиты, соответствует низкий фон гамма-активности. На долю поровых и тре-щинно-поровых коллекторов приходится 31,6 % толщины горизонта.

Стешевско-веневские карбонаты в пределах участка вскрыты шестью скважинами (7, 150, 151, 158, 195 и 254). Они характеризуются высокими значениями эффективных толщин от 49,4 м (скв. 150) до 85,6 м (скв. 7), пористостью от 7,5 до 10,5 % и проницаемостью (0,45-2,3) • 10^-15 м². Максимальные эффективные толщины в контуре изопахиты 80 м развиты в центральной части участка. К востоку они уменьшаются до 30 м, на юге и севере участка - до 50 и 60 м. Трещинно-поровые коллекторы составляют 49,8 % толщины горизонта.

Башкирско-протвинский разрез вскрыт практически всеми скважинами (7, 128, 130, 133, 150, 151, 158, 195, 254). Максимальные эффективные толщины оконтуриваются изопахитой 40 м в районе скв. 7, 151, 133, 129. На восток и запад эффективные толщины изменяются соответственно до 20 м. Емкость этой толщины характеризуется пористостью от 6 до 9,9 %, фильтрационные свойства - проницаемостью (0,14-1,9)-10^-15 м². В целом башкирско-протвинские карбонаты более плотные, чем стешевско-веневские. Трещинно-поровые коллекторы в разрезе залегают в виде прослоев, линз, на долю которых приходится 23,7 % толщины горизонта.

Отложения московского яруса среднего карбона в пределах участка вскрыты всеми скважинами. Трещинно-поровые коллекторы развиты по всей площади. Наибольшие эффективные газонасыщенные толщины приурочены к скв. 7, 129 и 151. Максимальное значение эффективной толщины, равное

99,3 м, имеет скв. 151. Основной объем коллекторов приходится на сводовую центральную часть участка, которая оконтуривается изопахитой 80 м. На погружениях к границам участка эффективные толщины сокращаются до 6050 м. На трещинно-поровые коллекторы (т > 6 %) приходится 55,7 % толщины горизонта. Пористость пород-коллекторов изменяется от 7,1 до 10,3 %, проницаемость (0,3-2,3) • 10^-15 м². Основной объем коллекторов приурочен к средней части московских карбонатов, что позволяет рассматривать их как единый газогидродинамически связанный газоконденсатонасыщенный резервуар. С учетом высоких ФЕС и наличия значительных остаточных запасов газа и конденсата московские карбонаты являются основным объектом под закачку газа.

Нижнепермские отложения (в объеме ассельских, сакмарских, артин-ских), а также и верхнекаменноугольные в пределах участка представлены плотными, глинистыми карбонатными породами, в основном с пористостью т = 0,1-3 %. Трещинно-поровые коллекторы по площади развиты в виде ограниченных полей, по разрезу это - отдельные тонкие прослои и линзы. Доля их составляет от 3 до 10 % толщины горизонтов. Так же, как тульские и алексинские отложения, толща нижнепермских - верхнекаменноугольных карбонатов в целом относится к низкопоровым “неколлекторам”, которые на процесс закачки газа отрицательного влияния не окажут.

Остановимся на особенностях флюидонасыщения продуктивного разреза и характере водопроявлений по информации, известной к началу проектирования технологической схемы эксплуатации опытного участка. В разрезе Вуктыльского месторождения относительно однородные (трещинно-поровые) коллекторы, как правило, залегают в виде довольно тонких пластов, разделенных низкопористыми и непоровыми коллекторами, но в сумме составляющих значительные толщины. Породы-коллекторы независимо от гипсометрии и стратиграфического положения имеют сложное строение и характеризуются резкой неоднородностью по ФЕС, что, в свою очередь, в процессе разработки оказывает влияние на характер насыщения пластовыми флюидами продуктивной толщи залежи.

В 1981 г. по данным ГИС с учетом результатов опробования скважин было установлено наличие в приконтактной части залежи зоны трехфлюидного насыщения, которая была названа “переходной зоной”. Эта зона находится между чисто газонасыщенной и чисто водонасыщенной частями разреза. В скважинах, вскрывших нефтяную оторочку, она насыщена нефтью, в остальных - имеет смешанное газонефтеконденсатоводяное насыщение.

Особенностью “переходной зоны” является ее перемещение (в процессе разработки) по разрезу из области повышенного давления (приконтактной) в зону с низким градиентом давления (к своду). Миграция “переходной зоны” обусловливается как условиями эксплуатации, так и степенью активности внедрения пластовых вод в залежь. В целом все это приводит к расформированию нефтяных оторочек и увеличению толщины “переходной зоны” за счет продвижения ее границы не только в пластах с пористостью более

6 %, но и за счет пропитки жидкими пластовыми флюидами низкопористых коллекторов.

Для рассматриваемого участка границы “переходной зоны” определены в интервале отметок минус 3207 - минус 3270 м, что дает толщину зоны в 63 м. Выше этой зоны характер текущей насыщенности продуктивного разреза пластовыми флюидами определялся по данным бокового и радиоактивного каротажа (БК, ГК + НГК). Насыщение продуктивного разреза газообразными и жидкими УВ опытного участка изменяется от контура продуктивности к своду залежи. Так, в бобриковских песчаниках в скв. 254 и 195 насыщение изменяется от чисто газового (газонасыщенность а_г > 70 %, конденсат растворен в газе) до газоконденсатного (а_г = 60-70 %, конденсат находится в рассеянном капельно-жидком состоянии), газожидкостного (а_г < 60 %, смешанное насыщение, конденсат + нефть в жидкой фазе и газ) и до насыщения разреза пластовой водой. Преобладают газоконденсатный и газожидкостный типы насыщения, на долю которых приходится 72-86 % эффективной толщины горизонта. Чисто газовое насыщение составляет 14-28 %.

Михайловский разрез на участке имеет чисто газовое или газоконденсатное насыщение. На чисто газовый тип насыщения приходится 57-61 % эффективной толщины горизонта, на газоконденсатный - 39-43 %.

В стешевско-веневских карбонатах эти отложения имеют сложное распределение насыщенности. Здесь чисто газовое насыщение изменяется в пределах от 14 до 10 % эффективной толщины, газоконденсатонасыщен-ность - от 14,4 до 70,2 % и на газожидкостное насыщение приходится 1528,6 % эффективной толщины горизонта.

Башкирско-протвинские отложения вскрыты всеми скважинами рассматриваемого участка. Они характеризуются смешанным насыщением. Большую часть (60 %) составляет газоконденсатное и газожидкостное насыщение, которое охватывает от 35 до 100 % эффективного разреза, на чисто газовое насыщение приходится меньшая часть (40 %) толщины коллектора.

Разрез московских отложений имеет сложное смешанное насыщение -от газожидкостного, газоконденсатного до чисто газового, значения их соответственно составляют 43-47,6; 5,3-56 и 11-100 % эффективной толщины горизонта.

Нижнепермский (артинско-ассельский) и верхнекаменноугольный разрез в пределах участка имеет как чисто газовое, так и газоконденсатное и газожидкостное насыщение. Интервалы флюидонасыщенных коллекторов прослеживаются редкими тонкими прослоями. Доля их в эффективной толщине горизонта составляет 77-100; 56; 22,2-43,3 %.

Рассматриваемая продуктивная толща в пределах опытного участка от башкирско-протвинских отложений до кровли залежи (подошва кунгурских отложений) имеет в основном газовый и газоконденсатный характер насыщения.

Характер и интенсивность водопроявлений в залежи определяются положением скважин на структуре, расстоянием работающих объектов до ГВК, выходом на его уровень верхневизейско-московской проницаемой толщи, наличием микро- и макротрещиноватости и условиями эксплуатации скважин (форсированный режим).

С 1985 по 1989 г. основной очаг обводнения скважин сформировался от скв. 26 до скв. 188, далее по восточному пологому крылу, а также на запад от скв. 188 за счет вовлечения в него скв. 7, 129 и 133. На восточном крыле пластовые воды распространились по восстанию пластов до скв. 90. Локальный очаг поступления минерализованной воды сформировался в принадвиго-вой зоне в районе скв. 101. Таким образом, по залежи со стороны восточного крыла сформировалась обширная зона селективного обводнения по верхне-визейско-московским карбонатам. По гипсометрии вода появляется на все более высоких отметках и к настоящему времени она обнаруживается уже на 300 м выше ГВК (отметка начального ГВК минус 3350 м, скв. 104, 151, 105, 128, 129, 130), что говорит о быстрых темпах продвижения воды в последний период.

В ряде скважин - 62, 83, 152, 163, 167, 170, 179, 186, 192 и 195, рабочий интервал которых расположен выше ГВК, получены притоки пластовых вод при испытании. Это свидетельствует об обводнении значительной части продуктивной толщи не только непосредственно на участках работающих скважин, но и на пространстве между ними. В пределах рассматриваемого участка уровень водопроявлений в скважинах определяется гипсометрическим положением верхней границы “переходной зоны”, которая здесь находится на средней отметке минус 3207 м.

В процессе эксплуатации залежи в скважины поступают воды трех генетических типов, что свойственно и опытному участку:

пластовые воды, представленные главным образом подошвенными;

конденсатогенные воды (техногенные конденсационные);

технические жидкости (продукты СКО).

В большинстве случаев попутные воды представлены сложными смесями указанных типов.

Так, наличие чисто конденсационных вод зафиксировано в продукции скв. 66, 90, 15 и 104, конденсационные и пластовые имеют место в скв. 18, 84, 91, 92, 101, 105, 159, 257, с регулярным выносом минерализованных вод работают скв. 128, 129, 131, 150, 151, 158, 195.

Интенсивность водопритоков изменяется от 1 м³/сут до 10 м³/сут и более.

С выносом жидкости до 1 м³/сут работает скв. 158, с дебитом 2

4 м³/сут - скв. 84, 92, 129, до 10 м³/сут - 38, 128. В совместно работающих скв. 91 и 98 дебит жидкости составляет 12 м³/сут.

Оценка текущих запасов газа и конденсата участка по состоянию на 01.01.89 в условиях взаимодействия со всей залежью была проведена объемным методом.

Исходные данные для расчета находились следующим образом.

Площади участков были определены по карте масштаба 1 : 25 000 в границах контура продуктивности и по забоям скв. 127, 128, 131/150, 254, 133.

Параметр к_п • И_эф (произведение коэффициента пористости в долях на эффективную толщину) для стратиграфических горизонтов находился как среднеарифметический из средневзвешенных по скважинам. Текущие давления по горизонтам приняты на основании имеющихся глубинных замеров путем пересчета на соответствующие абсолютные отметки.

Текущий коэффициент газонасыщенности К_г принят по материалам ГИС как среднеарифметическая величина по трем скважинам.

Для пачек III, IV, V текущие К_г отличаются от начальных незначительно. Для пачки VI (михайловский горизонт) и бобриковской залежи га-зонасыщенность в настоящее время снизилась.

Коэффициенты сверхсжимаемости, перевода пластового газа в “сухой”, усадки выпавшего в пласте конденсата, текущее содержание С₅₊, в добываемом газе, изменение порового пространства за счет выпавшего “сырого” конденсата находились по зависимостям, полученным по данным экспериментальных и промысловых исследований газоконденсатной характеристики.

Величины подсчетных параметров и результаты оценки запасов участка приведены в табл. 6.4.

Текущие запасы газа и конденсата опытного участка

					Текущие параметры				Запасы в газовой фазе			Объем	Объем
	Пло-	м	Поровый		газонасы	дав	тем		газа	в том	числе	выпав	ный
Пачка	SB	м	объем, 10³ м³	Кг	щенный объем, 1000 м³	ление, МПа	пера тура, К	z	пласто вого, 10^е-м³	газа “сухого”, 10⁶ м³	^ё5+в^{, т}	шего конденсата, 10³ м³	коэф фициент усадки
III C₂m	5637,5	6,835	38532,3125	0,8	30825,85	5,2	324	0,898	1562,655	1461,791	58471,65	3452,5	0,802
IV C₂b +	5562,5	2,245	12487,8125	0,65	8117,078	5,27	326	0,900	413,541	386,848	15473,93	913,2	0,798
+ ^Cipr V Cjsr + vn	4918,75	5,795	28504,1563	0,81	23088,367	5,32	329	0,902	1173,997	1098,22	43928,8	2609,0	0,788
VI Cjmh	3662,5	1,758	6438,675	0,5	3219,3375	5,36	330	0,901	164,508	153,89	6155,59	364,4	0,782
Всего:			85962,9563		65250,6325				3314,701	3100,749	124029,97	7339,1

ТАБЛИЦА 6.5

Параметры и запасы газа и конденсата по объектам участка

				Поро		Текущие параметры				Текущие запасы вой фазе		в газо-	Объем выпав	Объемны й
Район		Пло-	КЛф" м	вый		газонасы-	дав	тем-		газа	в том	числе	шего	коэф
сква жин	Пачка	*2	КЛф" м	объем, 10³ м³	Кг	щенный объем, 10³ м³	ление, МПа	пера- тура, К	z	пластового, 10⁶ м³	газа “сухого”, 10⁶ м³	^ё5+в ^{, т}	конденсата, 10³ м³	фици ент усадки
151,	III C₂m	887,5	7,445	6607,4375	0,8	5285,95	5,2	324	0,898	267,961	250,665	10026,59	592,03	0,802
195	III C₂m
	IV C₂b +	887,5	2,546	2259,585	0,65	1468,724	5,27	326	0,9	74,827	69,997	2799,89	165,23	0,798
158-	+ ^C1P^r V C₁sr + vn	887,5	6,47	5742,125	0,81	4651,121	5,32	329	0,902	236,5	221,235	8849,4	525,58	0,788
Про-	VI (1₁mh	687,5	1,758	1208,625	0,5	604,313	5,36	330	0,901	30,88	28,887	1155,49	68,41	0,782
ные
7,	Всего: III C₂m	1262,5	7,431	15817,763 9381,6375	0,8	12010,108 7505,31	5,2	324	0,898	610,168 308,467	570,784 355,909	22831,37 14236,36	1351,25 840,6	0,802
129,	Всего: III C₂m
130,	IV C₂b +	1262,5	2,794	3527,425	0,65	2292,826	5,27	326	0,9	116,813	109,273	4370,91	257,9	0,798
133 Про	+ ^C1P^r V C₁sr + vn	1262,5	6,47	8168,375	0,81	6616,384	5,32	329	0,902	336,43	314,715	12588,58	747,7	0,788
ект	VI (1₁mh	875	1,758	1538,25	0,5	769,125	5,36	330	0,901	39,302	36,765	1470,62	87,1	0,782
ные
	Всего:			22615,69		17183,645				873,011	816,662	32666,47	1933,3

Результаты физического и математического моделирования процесса воздействия на истощенный газоконденсатный пласт неравновесным сухим газом, изложенные в предыдущих главах, свидетельствуют о том, что нагнетание сухого газа в натурный пласт позволит существенно повысить эффективность доразработки остаточных запасов Вуктыльского месторождения. Однако на стадии проектирования невозможно учесть все особенности процесса в условиях натурного пласта, характеризующегося большими эффективными толщинами, сильной неоднородностью и трещиноватостью пород-коллекторов. Поэтому целесообразно провести опытно-промышленные испытания предлагаемых методов повышения извлечения выпавшего в пласте конденсата на ограниченном объекте в пределах рассмотренного участка.

Выбор объектов и обоснование бурения новых скважин. В пределах участка по согласованию с предприятием “Севергазпром” закачку тюменского газа было рекомендовано проводить в скв. 158, 195, 151. Реагирующими будут скв. 7, 129, 130 и 133 (см. рис. 6.11). При такой схеме закачки воздействие практически будет на весь продуктивный разрез по его толщине. Объем порового пространства между нагнетательными и реагирующими скважинами достаточно велик (табл. 6.5) и при ограниченной приемистости нагнетательных скважин сроки опытно-промышленных работ сильно затянутся. Для их сокращения было предложено к западу от скв. 158, 195 и 151 пробурить три эксплуатационные скважины на расстоянии соответственно 600, 700 и 840 м по забоям на московские отложения. При закачке тюменского газа в скв. 158, 195, 151 из новых и реагирующих скважин должен осуществляться отбор пластового флюида.

Как только состав добываемого из новых скважин газа будет близок к составу закачиваемого, новые скважины следует перевести под закачку газа. Таким образом будет осуществляться система последовательного линейного воздействия от восточного крыла к своду и далее к западному крылу в сторону меньших пластовых давлений.

Остановимся на эксплуатационной характеристике и техническом состоянии скважин опытного участка. Эксплуатационная характеристика скважин, расположенных в пределах участка, приведена в табл. 6.6. Все 11 скважин работают. Большинство скважин вступило в эксплуатацию до 1980 г.

Из 11 скважин эксплуатационную колонну диаметром 152 мм имеют восемь, 203 мм - две (скв. 129, 133) и 126 мм - одна (скв. 7). Скв. 133 имеет открытый ствол против продуктивных отложений, оборудована НКТ диаметром 112 мм и пакером, так же оборудована скв. 129. В остальных скважинах спущены НКТ диаметром 75,9 и 100,3 мм, а в скв. 128, 131, 158, 151 - НКТ переменного сечения. На забое скв. 131 находятся два геофизических груза, а в скв. 150 - оборванные НКТ (75,9 мм) - 246 м. На всех скважинах проводились работы по интенсификации притока от одного до пяти раз.

Суммарные отборы газа по скважинам данного участка в зависимости от продуктивности периода работы составляют от 0,5 до 7,1 млрд. м³. Самые большие отборы приходятся на скв. 7, 127, 133. Текущие дебиты скважин составляют от 15 до 577 тыс. м³/сут. Самый низкий дебит имеет скв. 128. Ухудшение продуктивности этой скважины связано с притоком пластовой воды и засорением призабойной зоны в процессе капитального ремонта; в настоящее время она работает на газлифте. Пять скважин (7, 127, 129, 130, 133) имеют дебиты свыше 300 тыс. м³/сут, четыре (131, 150, 151, 158) - от 200 до 270 тыс. м³/сут. Из этих скважин семь работают по НКТ и ЗТ.

Все перечисленные скважины имеют низкие коэффициенты фильтра-

ТАБЛИЦА 6.6 Эксплуатационная характеристика скважин участка

Показатели					Номер скважины
	7	127	128	129	130	131	150	158	151	195	133
Дата ввода в эксплуатацию Конструкция:	30.05.69	03.03.70	06.04.81	17.03.73	02.12.70	13.07.84	25.07.80	31.12.80	31.10.80	26.04.83	19.09.72
диаметр долота, см	19,0	21,6	21,6	26,9	21,6	21,6	21,6	21,6	21,6	21,6	26,9
диаметр эксплуатационной колонны,	12,6	15,2	15,2	20,3	15,2	15,2	15,2	15,2	15,2	15,2	20,3
см глубина спуска эксплуатационной колонны, м	3462,2	2573	3332,5	2840,6	2881	3409,6	3340	3314	3407	3450	2905
глубина искусственного забоя, м	3220	2900,5	3330	2851	2881,7	3392	3340,9	3336	3390	3260	3001
диаметр лифта, см длина лифта, м	7,59 2905	10,03 2588	7,59 * 6,2 2078 1069, 3	11, 2 7, 59 2460 200	7,59 2711	7,59 6,2 367 2830	7,59 3045	10,03 7,59 698,2 2208, 8	10,03 7, 59 586,5 2420, 5	7,59 3146	11,2 2763
Глубина середины вскрытого интервала, м Осложнения в стволах скважин	3066	2736	3160	2672	2790	3120	2996	2970	2992	3077	2900
				Пакер не герметичен		Оставлено 2 геофизических груза по 80 см	Голова оборванного НКТ диаметром 88,9 мм на глубине 3095 м
Число обработок для интенсификации притока (годы)	2 (19691977)	1 (1973)	5 (19741982)	3 (19741977)	1 (1976)	3 (1984)	5 (19841985)	3 (19801982)	3 (19801982)	3 (19831984)
Условия работы скважин	НКТ+ЗТ	НКТ+ЗТ	Газлифт	НКТ+ЗТ	НКТ+ЗТ	НКТ	НКТ+ЗТ	НКТ+ЗТ	НКТ+ЗТ	НКТ	НКТ

Показатели					Номер скважины
	7	127	128	129	130	131	150	158	151	195	133
Продуктивная характеристика скважин: коэффициенты фильтрационного сопротивления А, МПа²-сут/тыс. м³	0,49	3,95	62,91	2,24	1,93	16,4	10,5	11,5	14,51	36,3	0,68
Q (МПа²-сут/тыс.	0,00113	0,0025	0	0	0	0	0	0	0	0,00903	0
м³)²** дебит газа по да-ным информационных отчетов, тыс. м³/сут: декабрь 1987 г.	429	372		696	255	236	316	311	375	64	512
ноябрь 1988 г.	327	310	15,0	577	372	215	256	215	266	31	450
Суммарный отбор газа,	5135,19	6502,43	772,93	3766,4	3856,1	470,99	558,06	1055,25	1285,2	202,3	7101,33
млн. м³ Пластовое давление,	4,9	5,5	5,3	4,9	5,5	5,5	5,0	4,3	5,1	4,9	4,5
МПа * Двухступенчатая ** Коэффициенты п	колонна, л олучены р;	шфт, верхг счетным п	1яя/нижня утем по ко	я ступени. нтрольным	замерам.

ционного сопротивления (А = 0,49 - 16,4 сут/тыс. м³) и приурочены к сводовой и присводовой части структуры. Низкая продуктивность скв. 195, по-видимому, связана с поступлением жидкости как из нижележащих отложений, так и из отдельных прослоев вскрытого интервала.

Закачку тюменского газа было предусмотрено проводить в скв. 158, 195 и 151.

В случае бурения дополнительных скважин между нагнетательными и реагирующими (см. рис. 6.11) ожидалось, что их продуктивные характеристики будут на уровне характеристик скв. 158, 151. Учитывая, что работать они будут в режиме как добывающих, так и нагнетательных, в этих скважинах целесообразно иметь НКТ диаметром 75,9 мм со спуском до нижних дыр перфорации.

В связи с реализацией предложенной технологии в качестве нагнетательных скважин было решено использовать три вновь пробуренные скважины (269, 270, 273). Позднее под нагнетание использовали дополнительно скв. 128, серпуховские отложения в которой были обводнены. Таким образом, реальная схема закачки и отбора газа была изменена по сравнению с расчетным вариантом (см. раздел 3).

6.2.2

СХЕМА ПОДАЧИ ГАЗА ДЛЯ ПЛОЩАДНОГО ВЫТЕСНЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ К ТРАНСПОРТУ

При поровом объеме 86 млн. м³ опытный участок имел запасы конденсата в жидкой фазе 7,3 млн. м³ и в газовой фазе 124 тыс. т (на 01.01.89).

Организация опытного участка на УКПГ-8 по извлечению выпавших в пласте углеводородов является одним из элементов создания ресурсосберегающей технологии на Вуктыльском ГКМ. Завершающим этапом является создание технологического комплекса, позволяющего не только в достаточной степени извлекать из газа углеводородные компоненты (С₂+), но и в дальнейшем производить их переработку. В связи с этим специалистами Север-НИПИгаза прорабатывался вопрос о целесообразности строительства установки низкотемпературной конденсации и адсорбции (НТКА), позволяющей практически полностью извлечь из добываемого газа фракцию С₂+ и направить ее на СГПЗ.

В настоящее время отсутствует определенность в том, какой метод обработки газа будет в перспективе использован на Вуктыльском ГКМ, поэтому целесообразно в общих чертах охарактеризовать возможные альтернативные варианты.

Схема подготовки газа в целом на Вуктыльском ГКМ (по схеме ДКС -ДС - НТС) такова. Поступающая на УКПГ продукция скважин проходит предварительную подготовку, которая заключается в одноступенчатой сепарации; цель предварительной подготовки состоит в необходимости обеспечения раздельного транспорта газа и конденсата от УКПГ до ГС с минимальными потерями давления. Газ сепарации с УКПГ под собственным давлением подается по внутрипромысловому газопроводу на прием ДКС. Давление на приеме ДКС составит 0,6 МПа, давление сепарации на УКПГ определится гидравлическими потерями во внутрипромысловом газопроводе с учетом расстояния от УКПГ до ГС. Конденсат с УКПГ через емкость передав-ливания с помощью газа высокого давления (тюменского) периодически передавливается во внутрипромысловый конденсатопровод и далее в подпорные емкости насосной конденсата ГС месторождения.

На ДКС с помощью многоступенчатого сжатия в центробежных нагнетателях давление общего потока газа (в том числе и газа Западно-Соплесского ГКМ) повышается до 4,5-5,0 МПа. При этом давлении газ на холодильной станции (ХС) ГС месторождения охлаждается до температуры минус 10 °С. Технико-экономическое обоснование возможности охлаждения 9 млрд. м³/г газа до минус 10 °С с помощью холодильных мощностей на ГС Вуктыльского месторождения выполнено сотрудниками СеверНИПИгаза и вошло в проект доразработки этого месторождения.

Охлажденный газ проходит на ГС низкотемпературную сепарацию с помощью существующего сепарационного оборудования. Подготовленный газ из низкотемпературных сепараторов направляется при давлении 4,44,9 МПа в магистральный газопровод Вуктыл - Ухта.

Отсепарированный в низкотемпературных сепараторах газовый конденсат направляется двумя потоками: на установку получения ШФЛУ и в подпорные емкости насосной конденсата. Из подпорных емкостей общий поток конденсата (в том числе и конденсата Западно-Соплесского ГКМ) насосом при давлении 4,5-5,0 МПа откачивается в магистральный конденсатопровод в качестве сырья для Сосногорского ГПЗ.

Схема подготовки газа на УКПГ и в целом на Вуктыльском ГКМ с вводом в эксплуатацию установки НТКА выглядит следующим образом. На УКПГ Вуктыльского ГКМ сохраняется схема предварительной подготовки продукции скважин методом одноступенчатой сепарации с подачей газа сепарации под собственным давлением во внутрипромысловый газопровод и далее на прием ДКС. Конденсат с УКПГ через емкость передавливания с помощью газа высокого давления (тюменского) передавливается во внутрипромысловый конденсатопровод и далее на установку НТКА.

Применение на ГС Вуктыльского ГКМ для окончательной подготовки газа (в том числе западно-соплесского, а в перспективе и усинского нефтяного) метода НТКА позволило провести глубокое извлечение этана, пропан-бутановой фракции и С₅₊ из газа в промысловых условиях и получить кондиционный газ для его дальнего транспорта по магистральному газопроводу.

На ГС Вуктыльского ГКМ в этом случае происходит соединение всех указанных газовых потоков, которые затем компримируются на ДКС с 0,6 до 5,0 МПа.

Компримированный газ обрабатывается на установке НТКА с деметани-зацией всего добываемого нестабильного конденсата. Очищенный и осушенный газ с установки НТКА направляется в магистральный газопровод; один поток фракции С₂₊ отводится на установку получения ШФЛУ, второй поток идет к Сосногорскому ГПЗ.

Для контроля за закачкой агентов и отбором продукции при реализации технологических процессов воздействия на пласт в условиях Вуктыльского НГКМ предложены технологические схемы, подробно рассмотренные в проекте “Конденсат-2”.

6.2.3

СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ

На этапе подготовки к внедрению технологической схемы эксплуатации опытного участка Вуктыльского ГКМ с закачкой в пласт сухого газа под руководством одного из авторов была разработана система контроля за процессом. Основные положения этой системы изложены в последующих разделах.

ПАРАМЕТРЫ ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Система физико-химического анализа построена на использовании результатов хроматографии закачиваемого и извлекаемого из пласта газа. Поскольку при воздействии на залежь используется сухой (по содержанию углеводородов С₂+) газ, состоящий из метана с небольшим количеством азота, хроматографические данные дают возможность отслеживать динамику состава смеси с этим агентом пластового газа, содержащего существенно меньше метана, но почти на порядок больше азота. Кроме того, в нагнетаемом газе присутствует лишь небольшое количество компонентов С₂+, тогда как в пластовом газе их содержание значительно.

Для повышения чувствительности хроматографического контроля было предложено отслеживать тенденцию изменения в продукции скважин не только содержания отдельных компонентов, но и их отношений, причем таких, в которых соотносимые компоненты имеют разнонаправленную динамику. Например, содержание метана в продукции при подмешивании закачанного газа должно было возрастать в интервале от 78-79 до приблизительно 98 % (молярная доля), тогда как содержание остальных компонентов из фракции С₂+, а также азота должно было снижаться. Поэтому в качестве контрольных параметров-индикаторов были приняты также соотношения С,/С₂, Q/C3, С./С4, C_i/N₂, С,/С₂+, С,/С₅+, C₁-h-C_a/C₂-u30-C_a.

Последнее комплексное соотношение, как показали аналитические и экспериментальные исследования специалистов ВНИИГАЗа, полезно при длительном во времени контроле, когда через истощенный газоконденсатный пласт прокачиваются большие объемы газа. В этом случае оно имеет четкую динамику в сторону уменьшения.

При осуществлении физико-химического контроля важная роль отводится свойствам фракций С₂+ и С₅+ - плотности и молекулярной массе. Эти параметры особенно информативны в условиях, когда продуктивный пласт имеет большую толщину, а сложившееся за предшествующий период разработки пространственное распределение остаточных запасов фракций неравномерно по толщине и по площади пласта.

Перечень основных параметров физического и физико-химического контроля дан в табл. 6.7.

Дебит и приемистость скважин, а также пластовое и забойные давления определяют согласно инструкции по исследованию пластов и скважин.

Содержание в продукции компонентов - как углеводородных, так и неуглеводородных - определяется на основании газохроматографического анализа проб продукции. Конденсатогазовый фактор, молекулярную массу и плотность стабильного конденсата находят, применяя стандартные промысловые и лабораторные методики.

Основные физические и физико-химические параметры, используемые при контроле за разработкой опытных полигонов с воздействием на пласт

Параметры	Обозначение	Единица измерения
1. Дебиты добывающих скважин	Од	тыс. м³/сут
2. Приемистость нагнетательных скважин	Он	тыс. м³/сут
3. Индикаторы:	Он	тыс. м³/сут
содержание в продукции компонентов (C_;, N₂)		% (молярная доля)
соотношение компонентов С₁/С₂, С₁/С₃, С₁/С₄,	—	-
С₁/С₅₊, ёзо-С₄/н-С₄; С₁-н-С₄/С₂-изо-С₄, С₂/С₃, С₂/С₄, С₂/С5+, С₃/С₄, С₃/С5+, С₄/С5+, cvn₂
4. Доля тюменского газа в продукции	а	-
5. Конденсатогазовый фактор продукции	КГФ	г/м³
6. Молекулярная масса добываемого конденсата	И	г/моль
7. Плотность добываемого конденсата	Р	г/см³
8. Пластовое давление	Рпл	МПа
9. Коэффициент охвата пласта закачанным тюменским	Рохв	-
газом

Для определения доли тюменского газа в продукции добывающих скважин (а) и коэффициента охвата пласта закачанным тюменским газом (Р_охв) специалистами ВНИИГАЗа и СеверНИПИгаза были разработаны описанные ниже расчетные методики.

Доля а в продукции скважины обратно извлекаемого тюменского газа может быть определена по динамике содержания в продукции компонентов, которых в тюменском газе намного больше (метан) или, напротив, намного меньше (этан, азот и др.), чем в пластовой смеси. При этом расчетная формула для определения а в первом случае имеет следующий вид:

= [(С,)_пр0д - (С₁)_ПЛ]/[(С₁)_ТЮМ - (C.U,

где (С()_прод, (С()_тюм, (С()_пл - содержание компонента (метана) соответственно в добываемой продукции, в закачиваемом газе, в пластовом газе.

Во втором случае расчетная формула имеет следующий вид:

«2 = [(С₂)пл - ^(ё2⁾прод ]/[(С₂)пл - ^(ё2⁾тюм^],

или

«3 = ^[(N2⁾пл ^-
(N2⁾прод^]/[(^2⁾пл ^-
(^2⁾тюм^].

Поскольку компоненты, по динамике содержания которых рассчитывается доля тюменского газа в продукции, различаются значениями констант межфазного равновесия, т.е. растворимостью в пластовом ретроградном конденсате, точность определения будет выше для слаборастворимых компонентов, например для азота.

Для оценки коэффициента охвата пласта закачиваемым газом используют следующую информацию:

объем пор опытного участка или начальные запасы пластового газа в этом объеме, О_пл._г;

объем сухого тюменского газа, закачанного в пласт на расчетный момент времени, От.г.заю

объем тюменского газа, извлеченного обратно из пласта на расчетный момент времени, О_т._гизвл;

среднее пластовое давление в зоне, занятой оставшимся пластовым газом, р_плг, и в зоне, занятой закачанным тюменским газом, р_тг;

коэффициенты сжимаемости пластового и тюменского газов при текущих термобарических условиях пласта 2_плг и Ъ_тг.

При этом делается допущение, что границы опытного участка непроницаемы и перетока флюидов через них не происходит.

Расчетная формула в этом случае имеет следующий вид:

Р Рпл.г ^т.г (Q т.г.зак С?т.г.доб^)/^пл.г ^т.г ^Qпл.г^,

где Qt.^qj = Qj.^_доб • а; Q_{гaзa доб} - объем газовой смеси, состоящей из пластового и тюменского газов, добытой с момента начала закачки последнего до расчетного момента времени; а - доля тюменского газа в этом объеме.

Продуктивные отложения Вуктыльского месторождения включают пять объектов, из которых основным является третий (III), представленный московским ярусом. На полигоне в районе УКПГ-8 воздействие сухим газом осуществляется именно на третий объект. Однако добыча остаточных запасов углеводородов ведется также из других объектов (серпуховские и прочие отложения). В этих условиях очень важно отслеживать динамику профилей приемистости в нагнетательных и притока в добывающих скважинах.

Таким образом, получаемые геофизическими методами характеристики работы скважины являются также важными параметрами контроля за воздействием на пласт.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДОБЫЧИ РЕТРОГРАДНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ

Ниже излагается методика расчета добычи этана, пропана, бутанов, пентанов плюс высшие, составляющих ретроградную часть продукции скважин. Поскольку расчет производится с помощью компьютеров, алгоритм расчета представляет “пошаговую” последовательную систему счета, предложенную одним из авторов совместно с В.А. Николаевым и С.Г. Рассохиным.

[1] Определение объема газа продукции за расчетный период:

Прод = nQ_cp (млн. м³), где n - количество дней в периоде; Q_op - среднесуточный дебит газа за расчетный период.

[2] Определение объема тюменского газа за расчетный период:

V_TI0M = а [1] (млн. м³),

где а - среднее значение доли тюменского газа за расчетный период (в долях единицы).

[3] Определение объема пластового газа за расчетный период:

^пл = [1]-[2] (млн. м³).

( Расчетный период - число дней n между двумя соседними датами измерения параметров данной скважины.)

[4]-[9] - Отбор ЖУВ с продукцией за расчетный период:

[4] масса С_2прод = 12,50-С₂-[1] (тонны),

[5] масса С_3прод = 18,33-С₃-[1] (тонны),

[6] масса С_4прод = 24,16-С₄-[1] (тонны),

[7] масса С_5+прод = 0,4157-С₅₊- М_с -[1] (тонны),

[8] суммарная масса С_2-4 _прод = [4] + [5] + [6] (тонны),

[9] суммарная масса С_{2+ прод} = [7] + [8] (тонны),

где С₂, С₃, С₄, С₅+ - средний состав газа продукции за расчетный период, % (молярная доля); M_C - средняя молекулярная масса С₅+ за расчетный период, г/моль.

Молекулярная масса рассчитывается из промыслового КГФ по формуле

0, 02406*?_{с +} • (100 - C₅₊ )

М_с_

^C5+

где 0,02406 - объем 1 моль газа при t = 20 °С, м³; qC - КГФ промысловый,

^C5+

г/м³; С₅+ - мольный % С₅+ в газе продукции.

[10]—[13] - отбор ЖУВ с фоновым газом за расчетный период:

[10] масса С₂ф_он = 12,50- C^-[3] (тонны),

[11] масса С₃ф_он = 18,33- C₃-[3] (тонны),

[12] масса С₄ф_он = 24,16- C₄-[3] (тонны),

[13] масса С₅+ф_он = 0,4157- С^+ • Мё [3] (тонны),

где C2, C3, C4, C5+ - состав фонового газа, % (молярная доля); М^ - мо

лекулярная масса С₅+ фонового газа, г/моль, равная

0,02406 • qC • (100 - C5+ )

MC = --—;

^C5+ C5+

0,02406 - объем 1 моль газа при t = 20 °С, м³; q_C - средний промысловый

^C5+

КГФ от момента начала эксплуатации скважины до момента прорыва на ней тюменского газа, г/м³.

( Состав фонового газа - это средний состав газа продукции от момента начала эксплуатации скважины до момента прорыва на ней тюменского газа.)

[14]—[17] - отбор ЖУВ с тюменским газом за расчетный период:

[14] масса С_2тюм = 12,50-С2 -[2] (тонны),

[15] масса С_3тюм = 18,33-С₃ -[2] (тонны),

[16] масса С_4тюм = 24,16- С"-[2] (тонны),

[17] масса С₅+_тюм = 0,4157-С5'+ • М^ • [2] (тонны),

где С2', С₃ , С4', С5'+ - состав закачиваемого тюменского газа, % (молярная доля); MC - молекулярная масса С₅+ тюменского газа.

5 +

О п р е д е л е н и е MC . Из известной плотности тюменского газа нахо-

^C5+

дим молекулярную массу тюменского газа:

М_тюм = 0,02406-р_тюм; р_тюм - плотность тюменского газа, 682,6 г/м³; 0,02406 - объем 1 моль газа при t = 20 °С (м³); М_тюм = 0,02406 (м³/моль) х х 682,6 (г/м³) = 16,42 (г/моль).

Пересчитываем состав тюменского газа на 1 моль:

m_C = 0,063 г, отсюда М? = 0,063/0,00037 = 170,27 г/моль.

[18]-[23] - отбор ЖУВ ретроградной части:

[18] масса С_2ретр = [4] - [10] - [14] (тонны),

[19] масса С_3ретр = [5] - [11] - [15] (тонны),

[20] масса С_4ретр = [6] - [12] - [16] (тонны),

[21] масса С₅+_ретр = [7] - [13] - [17] (тонны),

ты............	С1	^ё2	^ё3	с₄	^С5+	N₂	со₂	Сумма
Состав, %
(молярная
доля).........	98,018	0,86	0,237	0,105	0,037	0,72	0,023	100,0
Моли........	0,9802	0,0086	0,0024	0,00105	0,00037	0,0072	0,0002	1,0
Молекуляр
ная масса,
г/моль......	16,04	30,07	44,09	58,12	Расчет ная МС ^С5+	28,01	44,01	16,42
Масса, г	15,72	0,259	0,106	0,061	^тС5+	0,202	0,009	16,42

[22] масса С₂-С_4ретр = [18] + [19] + [20] (тонны),

[23] масса С₂+_ретр = [21] + [22] (тонны).

[24] - [25] - средний КГФ:

[24] газа продукции за расчетный период

[7]/[1] (г/м³),

[25] приходящийся на долю тюменского газа за расчетный период

[21]/[2] (г/м³).

[26] - [28] - среднесуточная добыча:

[26] ретроградного конденсата за расчетный период [21]/n (т/сут), где n - количество дней в расчетном периоде; [27] промежуточных углеводородов ретроградной части за расчетный период: [22]/n (т/сут); [28] конденсата и промежуточных углеводородов ретроградной части за расчетный период

[26] + [27] (т/сут).

[29] - [34] - общая накопленная добыча:

[29] С₅+ (из газа продукции):

[33] С₂+ (из газа продукции)

[29] + [31](тонны),

[34] С₂+ из ретроградной части

[30] + [32] (тонны).

[35] - [38] - содержание углеводородов:

[35] этана в газе продукции

[4]/[1] (г/м³),

[36] пропана в газе продукции

[5]/[1] (г/м³),

[37] бутанов в газе продукции

[6]/[1] (г/м³),

[38] промежуточных углеводородов в газе продукции

[35] + [36] + [37] (г/м³).

[39] - накопленная добыча газа продукции

[40] - [43] - содержание углеводородов:

[40] ретроградного конденсата в накопленном газе продукции

[30]/[39] (г/м³),

[41] промежуточных углеводородов ретроградной части в накопленном газе продукции

[32]/[39] (г/м³),

[42] ретроградного конденсата в газе продукции за расчетный период

[21]/[1] (г/м³),

[43] промежуточных углеводородов ретроградной части в газе продукции за расчетный период

[22]/[1] (г/м³).

ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

При воздействии на газоконденсатный пласт внешними агентами существенно возрастает роль геофизических методов для контроля за процессами в пласте, и в первую очередь на месторождениях с большим этажом газоносности. К таким месторождениям относится Вуктыльское НГКМ, продуктивная толща которого в сводовых частях достигает 1,5 тыс. м.

Для контроля и управления процессом воздействия необходимо иметь надежную информацию о динамике профилей поглощения в нагнетательных скважинах и профилей дренирования по добывающему фонду. В задачи геофизического контроля входит также контроль за техническим состоянием стволов скважин, обводнением пластов, изменением термобарических условий в призабойных зонах.

Для решения этих задач на Вуктыльском НГКМ при тесном сотрудничестве с А.А. Захаровым, Н.В. Долгушиным, Е.М. Гурленовым и специалистами опытно-методической партии ООО “Вуктылгазгеофизика” в течение последних лет осуществлен целый ряд методических и опытно-конструкторских разработок, позволивших существенно увеличить информативность дистанционных глубинных исследований.

При геофизическом контроле за процессом воздействия на пласт на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений возникает ряд факторов, существенно затрудняющих исследование скважин стандартными методами газодинамического каротажа (ГДК). В частности, даже для наиболее доступных исследованиям интервалов, не перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ), определение профиля притока подчас невозможно из-за недостаточной чувствительности механических расходомеров (РМГ) типа “Метан”, не имеющих до сих пор градуировочных стендов и соответственно градуировочных характеристик в трубах различного диаметра. Мало что дает и дублирующий метод определения интервалов притока флюида по отрицательным аномалиям на термограмме (ТМ) режима отбора: выход выпавшего в пласте конденсата в ствол скважины в виде мелкодисперсной капельной жидкости может полностью исказить указанные аномалии в силу положительного знака коэффициента Джоуля - Томсона для жидкостей. Очевидно также, что в этом случае показания термоанемометра (термокон-дуктивного расходомера РТ) вообще не представительны, так как зависят одновременно от изменений трех параметров температуры, скорости потока флюида и его влажности.

Еще хуже обстоит дело с исследованием продуктивных интервалов, перекрытых НКТ, так как по мере снижения пластового давления и соответственно дебитов скважин становится невозможным использование режима отбора только по затрубью (ЗТ) с целью избежать наложения температурных полей, характерного для отбора по НКТ (нисходящего в ЗТ и восходящего в НКТ). В то же время по мере истощения месторождения доля фонда скважин с продуктивными интервалами, перекрытыми НКТ, увеличивается, так как в процессе капитального ремонта, как правило, опускают НКТ на возможно большую глубину для улучшения условий выноса жидкости с забоя. Наконец, значительная часть фонда скважин на заключительной стадии разработки месторождений имеет продуктивные интервалы, что осложняет результативность стандартного “ГИС-контроля” на основном рабочем режиме отбора.

Для Вуктыльского НГКМ в настоящее время характерна еще одна проблема, связанная с контролем режима закачки сухого газа высокого давления (ГВД) в продуктивный пласт с целью повышения его углеводородоотдачи. При этом приходится контролировать такие параметры, как, например, профиль приемистости (оттока флюида из ствола скважины), используя РМГ типа “Метан” в непредусмотренном при его создании режиме обратного (нисходящего) потока. Особое значение при закачке ГВД приобретает определение интервалов поглощения (й”_п), т.е. тех интервалов в продуктивной толще, по которым реально движется в околоскважинном пространстве закачиваемый в данную скважину газ. Очевидно, что достоверное выделение интервалов поглощения и контроль за их изменением во времени является важной составной частью комплекса наблюдений за распространением фронта вытеснения.

Перечисленные основные особенности скважин Вуктыльского НГКМ предопределили комплекс опытно-методических и промыслово-геофизических работ по совершенствованию методических основ “ГИС-контроля”, проведенных в 1990-1997 гг. совместно с коллективом ООО “Вуктылгазгео-физика”, специальной опытно-методической партией (СОМП) в его составе, СеверНИПИгазом и Вуктыльским ГПУ в содружестве с трестом “Центргаз-геофизика” и ГАНГ (ныне РГУНГ) им. И.М. Губкина.

При количественной оценке профилей нагнетания и притока газа сталкиваются с серьезной проблемой градуировки скважинных расходомеров. Даже задача градуировки скважинных геофизических приборов для измерения скорости потока сухого газа до сих пор не имеет сколько-нибудь удовлетворительного решения. Это обусловлено тем, что на результаты градуировки существенно влияет кольцевой зазор между прибором со стандартным диаметром 42 мм и стенками обсадных колонн, внутренний диаметр которых может колебаться от 148 до 62 мм, т.е. компрессор градуировочного стенда должен обеспечивать скорость газового потока до 10 м/с в трубе с внутренним диаметром до 148 мм при давлении 20-30 МПа. Очевидно, что мощность такого компрессора будет соизмерима с мощностью компрессоров магистральных газопроводов, поэтому, например, разработчики дебитометров “Метан-1” и “Метан-2” ограничились упрощенной методикой градуировки, когда весь поток проходит через прибор 0 42 мм, а его скорость контролируется поплавковым анемометром при давлении, незначительно превышающем атмосферное. Еще более сложной задачей является имитация газовых потоков с нормированными характеристиками влаго- и конденсатосодержа-ния, так как при этом давление в потоке должно быть близким к реальному давлению в исследуемых скважинах - в противном случае фазовые состояния воды и конденсата будут заведомо отличаться от реальных в действующей скважине, что приведет к недопустимым погрешностям при градуировке.

Оптимальным вариантом градуировки расходомеров для условий Вуктыльского НГКМ (p_max ? 6 МПа) являлось создание стенда с использованием в качестве источника газа магистрального газопровода, проходящего через Вуктыл. В этом случае снималась проблема отдельного мощного компрессора и предварительной осушки газа, так как тюменский газ в газопроводе имеет давление около 7,0 МПа и осушен до товарной кондиции. Немаловажным фактором является высвобождение обустроенных производственных площадей в подразделениях ВГПУ, обусловленное естественным снижением уровня добычи газа на Вуктыльском НГКМ, и наличие технологических установок, которые могут быть использованы для создания газовых потоков с нормированными характеристиками, например стенда для испытания струйных аппаратов, имеющего смеситель газа и жидкости.

Для испытания геофизических приборов была разработана и реализована конструкция стенда, показанная на рис. 6.12, имитирующая реальные обсадные и насосно-компрессорные трубы.

На стенде также можно имитировать газоводоконденсатный поток различных скоростей и концентраций. Стенд смонтирован на УКПГ-4 Вуктыльского ГПУ.

Рис. 6.12. Принципиальная схема стенда для испытания геофизических приборов на УКПГ-4 Вуктыльского НГКМ:

/ - подача газожидкостной смеси со стенда испытания струйных аппаратов; 2 - дополнительные линии диаметром 57 мм; 3 - имитатор обсадной колонны; 4 - площадка обслуживания сбросных предохранительных клапанов II ступени

По существующей схеме газожидкостная смесь подается на имитатор обсадной колонны (см. рис. 6.12, 3), внутри которого помещается геофизический прибор, регистрирующий параметры газожидкостной среды. Далее газожидкостная смесь поступает в замерную линию, существующую на УКПГ-

4, где регистрация параметров производится при помощи стандартных методов (регистрация давления, температуры, расхода газа и жидкости).

Стенд для испытания геофизических приборов, как видно из рис. 6.12, состоит из имитатора обсадной колонны и линий подвода и отвода газожидкостной смеси с точками регистрации температуры и давления потока. Сам имитатор обсадной колонны (рис. 6.13) состоит из двух тройников для подключения подводящей и отводящей линий, а также набора сменных труб с внутренним диаметром от 62 до 148,3 мм при наружном диаметре от 73 до

168,3 мм.

Набор труб данных диаметров позволяет проводить эксперименты для реально существующих лифтов.

Градуируемый прибор 0 42 мм и длиной не более 3 м располагается в имитаторе обсадной колонны (см. рис. 6.13) - сменной наклонной трубе с углом 10" по отношению к вертикали на стандартном геофизическом кабеле (0 6,3 мм), уплотненном в верхней части трубы неподвижным сальником. Направление потока газа - снизу вверх, прямолинейный участок от нижнего конца сменной трубы до нижнего торца прибора не менее 1,5 м. Между нижним фланцем и нижним коленом располагаются термокарман и манометр для регистрации температуры и давления.

Смеситель используемого стенда для испытания струйных аппаратов

обеспечивает ввод воды и жидкого конденсата в поток товарного

(тюменского) газа, находящегося под давлением около 7,0 МПа, с целью создания стабильного (в течение не менее 10-15 мин) потока газожидкостной смеси с концентрацией:

воды в виде пара или мелкодисперсной капельной жидкости,

1-100 г/м³;

жидкого конденсата в виде мелкодисперсной капельной жидкости,

0-50 г/м³.

В разработанном стенде предусмотрен контроль расхода сухого газа и контроль параметров газовой смеси двух ступеней:

количественная оценка заданной концентрации газовой смеси на выходе смесителя;

измерение фактической концентрации газовой смеси на сепараторе.

В качестве примера контрольной градуировки на смонтированном стенде УКПГ-4 приведем градуировку канала расходомера (РМГ) скважинного прибора АГДК-42-8ЛМ № 30. Результаты градуировки в имитаторе колонны с пакером расходомера представлены в табл. 6.8, в НКТ с внутренним диаметром 76 мм - в табл. 6.9.

График зависимостей частоты вращения турбинки от скорости потока газа представлен на рис. 6.14. Как видно из указанного рисунка, зависимость частоты вращения (f) от скорости потока (v) для собственно турбинки (левая кривая) значительно круче, чем та же зависимость для случая, когда поток газа проходит не только через турбинку, но и через кольцевой зазор (диаметром от 76 до 42 мм).

В сопоставимом интервале 2-3 м/с крутизна указанных кривых составляет соответственно S₁ = 27 Гц-с/м и S₂ = 12,5Гц-с/м, откуда коэффициенты турбинки (К = 1/S) будут равны: К₁ = 0,37 м/с-Гц и К₂ =

Рис. 6.14. Характеристика канала расходомера АГДК-42-8ЛМ < 30 (стенд УКПГ-4, сухой газ, р = 5+6 МПа, Т = 2+4 °С):

/ - прибор запакерован; 2 - прибор в трубе (d,_H = 76 мм)

ТАБЛИЦА 6.8

Результаты градуировки АГДК-42-8ЛМ № 30 (турбинка низкодебитная) в имитаторе обсадной колонны с пакером расходомера (стенд УКПГ-4) 15.12.95

Но мер за мера	Канал тер мо метра (ТМ), мкс	Канал мано метра (БМ), мкс	Канал термо анемо метра (ТК), мкс	Камера расходомера (РМГ)		Вход ное давле ние, МПа	Вход ная тем пера тура, K	Пока зания ДСС, %	Дав ление сепа- Р^а ции, МПа	Тем пера тура сепа- Р^а ции, K	Рас ход газа, т. м³/ сут	Скорость потока в диаметре 38 мм*, м/с
Но мер за мера	Канал тер мо метра (ТМ), мкс	Канал мано метра (БМ), мкс	Канал термо анемо метра (ТК), мкс	мкс	Гц	Вход ное давле ние, МПа	Вход ная тем пера тура, K	Пока зания ДСС, %	Дав ление сепа- Р^а ции, МПа	Тем пера тура сепа- Р^а ции, K	Рас ход газа, т. м³/ сут	Скорость потока в диаметре 38 мм*, м/с
1	92,5	145	92,4	336	38,1	6,45	274	2,0	1,06	262	13,5	1,76
2	92,5	143,9	92,5	474,5	62,3	6,44	273	4,0	1,07	254	19,5	2,53
3	92,5	143,6	92,5	524	71,0	6,44	273	6,0	1,07	250	24,07	3,11
4	92,5	143,5	92,5	400,4	49,5	6,44	273	3,0	1,07	249	17,06	2,21
5	92,5	143,5	92,6	192	13,2	6,44	273	0,8	1,06	249,5	8,56	1,12
6	92,5	143,5	92,5	246,5	22,7	6,44	273	1,0	1,06	250	9,78	1,25
7	92,5	143,5	92,4	275	27,6	6,44	274	1,2	1,06	251	10,69	1,38
	•Диаметр 38 мм - проходной диаметр расходомера							в месте расположения турбинки.

Результаты градуировки АГДК-42-8ЛМ № 30 (турбинка низкодебитная) в трубе с внутренним диаметром d,_H = 76 мм (стенд УКПГ-4) 14.12.95

Но мер	Канал тер-	Канал мано	Канал тер- мо-	Камера расходомера (РМГ)		Вход ное	Вход ная тем	Пока зания	Дав ление сепа-	Тем пера тура	Рас ход	Ско рость пото
замеР ^а	мо- метра (ТМ), мкс	метра (БМ), мкс	ане- мо- метра (ТК), мкс	мкс	Гц	давле ние, МПа	пера тура, K	ДСС, %	Р^а ции, МПа	сепа- Р^а ции, K	газа, т. м³/ сут	ка в диаметре 38 мм*, м/с
1	93,2	143,5	93,2	164	8,3	6,22	274	9,5	1,09	267	29,54	0,99
2	92,9	140,0	92,9	238	21,3	6,06	273	25	1,19	266	48,69	1,68
3	92,7	141,4	92,7	278	28,2	6,26	273	45	1,19	265	65,45	2,18
4	92,6	141,3	92,5	342	39,3	6,10	273	80	1,14	262	88,6	3,04
5	92,5	139,4	92,6	415	52,0	5,83	273	31	1,17	248	113,4	4,09
6	92,6	136,2	92,6	510	68,6	5,47	273	43	1,21	248	135,4	5,14
* Замеры 1-4 1,0 кгс/см².			проводились		ДСС	с пределом 0,25 кгс/см²; 5 и 6					- с пределом

= 0,08 м/с-Гц. Как видим, последняя величина К₂ близка к среднему значению коэффициента низкодебитной турбинки расходомеров “Метан” (К = = 0,075), известному из литературы [17]. Таким образом, градуировка на стенде УКПГ-4 позволила впервые получить градуировочные зависимости канала расходомера из семейства характеристик, параметром которых является внутренний диаметр колонны, что позволило значительно точнее определить интервалы притока и нагнетания в скважинах Вуктыльского НКГМ.

Необходимость использования геофизических методов при разработке месторождения с воздействием на пласт с целью увеличения компо-нентоотдачи диктуется прежде всего следующими основными соображениями.

При закачке внешнего агента в нагнетательные скважины необходимо убедиться, что закачиваемый агент (для Вуктыльского НГКМ - сухой тюменский газ) действительно поступает в определенные продуктивные интервалы пласта, а не перетекает по заколонному пространству в другие горизонты, например из-за некачественного цементирования. Заметим, что аналогичная проблема возникает и при определении интервалов дренирования: газоконденсатная смесь может поступать в ствол скважины вначале по заколонному пространству и далее в колонну в районе интервалов перфорации или фильтра.

При контроле за пластовыми процессами при различных вариантах разработки месторождения важно иметь информацию о расположении и изменении во времени интервалов дренирования и поглощения. Проблема заключается в том, что на поздней стадии разработки месторождений выделение этих интервалов традиционными методами практически невозможно из-за неустойчивых режимов работы скважин и наличия зон газожидкостного барботажа.

Для решения проблемы была разработана специальная методика определения интервалов дренирования и поглощения, основанная на сопоставлении текущей геотермы, записанной в ближайшей наблюдательной скважине, с термограммой остановленной исследуемой скважины.

Рассмотрим выделение интервала дренирования для наиболее сложного случая малых депрессий и большого этажа газоносности, содержащего несколько интервалов притока.

На рис. 6.15 схематически показано распределение температуры в стволе скважины Т_с и окружающих породах Т_п на стационарном режиме отбора газа и температуры и в остановленной скважине Г_ост. Кроме трех интервалов притока h₂-h₄, совпадающих с интервалами дренирования, на этом рисунке показан интервал дренирования Н₁, частью которого является интервал притока h₁, причем температура Т_п в интервале дренирования также близка к условной геотермической (Г_усл = Г - Д^_ом). После закрытия скважины температура в стволе постепенно выравнивается с температурой окружающих пород, однако сама эта температура Т_п может существенно видоизменяться, стремясь к геотермической, за счет следующих факторов:

вне интервала дренирования и притока - за счет кондуктивного теплообмена с окружающими породами;

в интервале дренирования и притока - за счет кондуктивного теплообмена с кровлей и подошвой, а также за счет конвективного переноса тепла потоком флюида (из-за утечек в сальнике лубрикатора) с температурой Т =

= Тпл > Т\

В результате температура в остановленной скважине Г_ост отличается как от Т_с, так от Г_ш имевших место на предшествовавшем стационарном режиме отбора. При этом температура вне интервалов притока и дренирования (точки А, С, Е, G на термограмме Г_ост) стремится к точкам А’, С', Е’, G на геотермограмме Г, а температура в интервалах притока и дренирования (точки B, D, F, J на Г_ост) стремится вначале к точкам B', D', F', J на условной геотермограмме Г_усл, смещенной на - Л^_ом от Г, а по прошествии определенного времени - к геотермической температуре на данной глубине.

Взаимное расположение реальных диаграмм Г, Т_с и Г_ост зависит от целого ряда факторов: погрешности разновременных замеров температуры, погрешности определения текущей геотермограммы исследуемой скважины, времени выдержки на режиме закрытой скважины, величины утечки через сальник лубрикатора и т.п. Однако нетрудно показать (рис. 6.16), что изменение положения термограммы остановленной скважины Т_ост относительно ее текущей геотермограммы Г не приводит к сколько-нибудь значительным погрешностям в определении интервалов дренирования.

Предположим, что в силу каких-то причин геотермограмма Г определена со значительной погрешностью и ее расположение дано на рис. 6.16 линией Г'. Очевидно, что в этом случае AT_min и АГ_шах существенно изменятся (AT'_min и ДГ'_тах), однако толщина выявленного по термометрии отдающего пласта и его расположение в разрезе скважины изменяются весьма незначительно. Очевидно, что тот же результат получим и в случае ломаной термограммы Г, а также при смещении не геотермы Г, а самой термограммы.

Таким образом, можно утверждать, что для целей определения интервалов поглощения и дренирования правомерно корректировать положение и форму термограммы остановленной скважины относительно заданной фиксированной геотермограммы при обязательном условии сохранения экстремумов на преобразуемой термограмме. Более того, диаграмма Г_ост может

Рис. 6.15. Распределение температуры в скважине (Т_с) и окружающих породах (Т_п) на режиме отбора и температуры в остановленной скважине (Г_ост)

видоизменяться (корректироваться), но только при сохранении ее экстремумов (“рельефа”).

Например, для случая, показанного на рис. 6.15, оптимальной корректировкой будет, очевидно, совмещение точек B, D, F, J с точками B', D', F', J', а точек A, C, E, G - с точками A', C', E', G, т.е. воспроизведение гипотетической ситуации, когда охлажденные за счет дроссель-эффекта интервалы дренирования восстанавливают свою геотермическую температуру несоизмеримо медленнее, чем интервалы вне интервала дренирования.

Заметим, что в общем случае значение отрицательной температурной аномалии (-At) в окружающих скважину породах в интервале дренирования может изменяться от -Д?_ном (сухой газ) до нулевых или даже положительных значений (при сильно обводненных пластах). Однако очевидно, что без заметного увеличения погрешности ЛН_др при корректировке Т_ост для скважин Вуктыльского НГКМ можно использовать единое номинальное значение -At для всех дренируемых пластов:

-At_H0M = 2 ном -АР,

где ^ _ном - номинальное значение коэффициента Джоуля - Томсона (для ВНГКМ ^ _ном ~ 4,0 °С/МПа); Ар = ^_ст-^_дин - депрессия, принимаемая равной для всех Н_др данной скважины.

Проиллюстрируем методику корректировки термограммы остановленной скважины по Д^_ом на примере добывающей скв. 158 ВНГКМ (опытный участок УКПГ-8). Как видно из обзорного планшета на рис. 6.17, режим отбора по ЗТ явно не является стационарным, о чем свидетельствуют зоны отрицательного градиента на барограмме 5 и характер влагограммы 7. Вследствие этого не являются представительными ни расходограмма 1, ни термограмма

2, а единственным источником информации (хотя бы - об интервале дренирования) является термограмма остановленной скважины 3, снятая спустя

4 сут после ее остановки.

На рис. 6.18 представлен вспомогательный планшет по скв. 158, на который выведены термограммы 3 и текущая геотермограмма 1, представляю-

Рис. 6.17. Результаты промыслово-геофизических исследований

/ - РМГ-190495зт-р; 2 -ТМ-190495 зт-р; 3 - ТМ₁-240495ст; 4 - БМ₁-240495ст; 5 -

щая собой геотермограмму ближайшей неперфорированной наблюдательной скв. 254, приведенную к разрезу исследуемой скв. 158.

Рассмотрение планшета (см. рис. 6.18) показывает, что отрицательные экстремумы на термограмме 3: h₂ = 2795,7 м; t₂ = 51,65 °C и h₃ = 2911,1 м; t₃ = 54,86 °C - информативны, так как являются следствием охлаждения за счет дроссель-эффекта на предшествовавшем режиме отбора, ибо не имеют аналогов на тех же глубинах на термограмме 1. В то же время экстремум h₆ = 3050 м; t = 57,76 °С - неинформативен, так как является аналогом экстремума на геотермограмме, обусловленного квазиадиабатическим падением температуры за счет отбора флюида из серпуховских отложений. Что же касается аномалии в виде скачка температуры 56,35-56,48 °С в интервале 2937,7-2938,5 м, то она также неинформативна, так как связана с уровнем воды на режиме остановленной скважины (см. рис. 6.17).

Корректировку термограммы 3 с остановленной скважины целесообразно провести в два этапа.

1-й этап - устранение неинформативной аномалии в интервале 2937,7

2938,5 м. Для этого в левой части рис. 6.18 рассчитывается и строится вспомогательная диаграмма 4, в данном случае имеющая нулевую абсциссу в интервале 2760-2937,7 м, абсциссу - 0,13 °С на глубине 2938,5 м и нулевую абсциссу на глубине 3093 м. Очевидно, что в результате алгебраического сложения абсцисс диаграмм 3 и 4 получим нулевую диаграмму 2, на которой не будет аномалии в интервале 2937,7-2938,5 м. Напомним, что после

скв. 158 Вуктыльского НГКМ (18 - 26.04.95, Q = 98 тыс. м³/сут):

БМ-190495зт-р; 6 - ВГД-240495ст; 7 - ВГД-190495 зт-р; 8-14 - Ш₁ - Ш₇-180495зт

графического построения диаграммы 4 на рис. 6.18 аналогичная диаграмма строится в системе “ГЕККОН” в опции “Построение диаграмм по точкам”, а затем складывается с диаграммой 3 в системе “ГЕОФИЗ” в опции “Калькулятор”.

2-й этап - корректировка положения термограммы 3 относительно геотермограммы 1. Для этого необходимо по барограммам планшета рис. 6.17 определить депрессию Ар и затем -At = -2-Ар. В данном случае барограмма

5 выше уровня воды непредставительна, поэтому депрессию придется

определить по разности давлений под уровнем воды, которая в среднем составила Ар = 1,0 МПа (значение занижено из-за разных уровней воды в динамике и статике, однако для целей корректировки этим можно пренебречь).

Таким образом, в результате корректировки оба информативных экстремума должны отстоять от геотермы на Д^_ом = —4,0-1,0 = -4 °С, а температура на отметках 2760 и 3093 м - совпадать с геотермической. Очевидно, что для выполнения подобной корректировки вспомогательная диаграмма 5 должна иметь абсциссы (опорные точки):

при h₁ = 2760 м ^ +2,62 °С, h₂ = 2795,7 м ^ -0,74 °С, h₃ = 2911,1 м ^ -1,4 °С, h₇ = 3093 м ^ +1,23 °С.

Сложение вспомогательной термограммы 5 с термограммой 2 даст искомую термограмму, скорректированную по -Д^_ом относительно геотермограммы (ей присвоено стандартное имя ТМО495ст4с-кор, означающее термограмму, снятую 04.95 г. на режиме статики, спустя 4 сут после ее остановки -см. рис. 6.18).

Далее, используя стандартную методику, находим точки пересечения термограммы 2 с кривой, конгруентной геотермограмме 1, но отстоящей от нее на — 1 /2Аt = -2"С (на рис. 6.18 показаны только отрезки этой кривой), являющиеся кровлей и подошвой интервала дренирования Н_др (27822969 м).

Таким образом, даже для скважин, работающих на нестационарном режиме отбора, удается определить один из основных параметров - интервал дренирования. В частности, из планшета на рис. 6.18 следует, что в разрезе скв. 158 ВНГКМ дренируется подошва московских и большая часть башкирских отложений.

В качестве второго примера на рис. 6.19 представлен планшет по скв. 133, на котором показаны термограммы остановленной скважины по исследованиям 1992-1997 гг. Как видно из этого рисунка, термограммы занимают весьма различное положение относительно геотермограммы 4, однако после корректировки по - А^_ом на отметках глубин 2808,6 и 2880,2 м по ним удается выделить интервалы дренирования, разброс которых по толщине не превосходит 8 %. Заметим, что в данном случае указанные отметки глубины для корректировки выбраны по совпадению верхнего и нижнего экстремумов на диаграмме 3 с интервалами притока 2807-2825 и 2880-2892 м, причем из планшета рис. 6.19 видно, что по скв. 133 стабильно дренируются московские отложения и кровля башкирских.

Выделение интервалов поглощения в нагнетательных скважинах с использованием описанной методики получается более однозначным, чем интервалов дренирования, поскольку вне интервалов нагнетания на термограмме остановленной скважины нет составляющих, обусловленных нагнетаемым

Рис. 6.18. Результаты корректировки термограммы по скв. 158 Вуктыльского НГКМ:

/ - ТЕРГ-94-25-158р; 2 - ТМО-495ст4-кор; 3 - ТМ-240495ст; 4 - ТМ-495всп2, 5 - ТМ-

495всп2

Рис. 6.19. Результаты корректировки термограммы по скв. 133 Вуктыльского НГКМ за 19921997 гг. относительно геотермограммы по величине ^_ом:

/ - ТЕРГ-94-254-133-р; 2 - ТМО-392ст1с-кор; 3 - ТМ-220932ст; 4 - ТЕРГ-94-264-133-р; 5 - ТМО-594ст1с-кор; 6 - ТМ-270584ст-т; 7 - ТМ-181196ст-р; 8 - ТЕРГ-34-254-133-р; 9 - ТМ-1196ст3с-

кор2; 10 - ТЕРГ-694-254-133-р; 11 - ТМ-231037ст-р; 12 - ТМ-1097ст-кор3с

потоком. В то же время вне интервалов притока в добывающих скважинах обязательно присутствует составляющая, обусловленная дроссель-эффектом в интервалах притока.

Разработанная методика выделения интервалов прошла многократную проверку в ходе опытных работ и широко используется как для контроля за разработкой Вуктыльского НГКМ, так и при специальных исследованиях нагнетательных и добывающих скважин в ходе воздействия на пласт сухим газом.

6.2.4

РЕЗУЛЬТАТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ НА ПОЛИГОНЕ В РАЙОНЕ УКПГ-8 ВУКТЫЫЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В соответствии с Регламентом при реализации проекта осуществляются регулярные измерения объемов нагнетаемого и добываемого газов и определяются компонентные составы нагнетаемого сухого газа и продукции эксплуатационных скважин. Регламент корректируется ежегодно с учетом результатов опытных и научно-исследовательских работ предыдущих лет. Промысловые исследования проводятся специалистами института “СеверНИПИгаз”. Кроме того, институтом осуществляется первичная обработка результатов исследований.

ДИНАМИКА СОСТАВА ПРОДУКЦИИ

Измерение компонентных составов продукции скважин опытного участка ведется методом газовой хроматографии. Достаточно высокая точность определения компонентного состава газоконденсатной смеси по данным хроматографических анализов обеспечила применение разработанных методов оценки доли тюменского газа в продукции эксплуатационных скважин и контроля над охватом пласта нагнетаемым агентом (см. раздел 6.2.3).

Применяемые методы позволяют выполнять исследования динамики содержания в продукции скважин алкановых углеводородов от метана, промежуточных компонентов до пентана и вышекипящих, а также СО₂ и азота. Принимая во внимание невысокое содержание диоксида углерода как в нагнетаемом сухом газе, так и в пластовой газовой фазе (значения порядка сотых долей процента), было принято решение не анализировать изменения его содержания при закачке газа.

На рис. 6.20-6.27 представлены в качестве примеров результаты определения компонентного состава продукции двух эксплуатационных скважин опытного участка (скв. 129 и 133), начиная с октября 1993 г. Прорывы закачиваемого тюменского газа на этих скважинах произошли соответственно 12.11.93 и 20.03.95. На скв. 129, показавшей прорыв тюменского газа практически в самом начале процесса закачки газа, к середине 1998 г. доля тюменского газа в продукции достигла 88 %. Из анализа рис. 6.22 видно, что процессы развития прорыва к этой скважине к настоящему времени стабилизировались примерно с декабря 1994 г. Доля тюменского газа в продукции скв. 133 (см. рис. 6.26) к началу 1998 г. превысила 40 % при весьма значительных колебаниях анализируемой величины за предшествующий год, связанных с колебаниями состава добываемого газа. Дальнейшие наблюдения позволили скор-

Рис. 6.20. Динамика содержания метана (/), соотношений С₁/С₅₊ (2) и Cj/N₂ (3) в добываемом

газе скв. 129

го

тг

1Г)

IT)

IT)

IT)

v©

ее

ft*

Cfi

О.

Си

Е2

сч

Рис. 6.21. Динамика содержания промежуточных углеводородов в добываемом газе скв. 129:

/ - этан; 2 - пропан; 3 - н-бутан; 4 - изо-бутан

ректировать характер поведения данной зависимости. Отметим, что к этой скважине тюменский газ на опытном участке прорвался в предпоследнюю очередь (позднее только к скв. 7).

Рис. 6.22. Динамика доли тюменского газа (/), содержания азота (2) и С₅₊ (3) в продукции

скв. 129

Рис. 6.23. Динамика соотношений компонентов в продукции скв. 129:

/ - С₁/С₄; 2 - (С₁- к-С₄)/(С₂- изо-С₄); 3 - С₁/С₃; 4 - С₁/С₂

Масштаб графического представления параметров регулярно обновляемой компьютерной базы данных о ходе процесса закачки в пласт тюменского газа задавался в соответствии с реальной промысловой точностью определения содержания компонента в составе отбираемой из пласта смеси. Целью этого было сглаживание естественных колебаний определяемых величин.

Рис. 6.24. Динамика содержания метана (/), соотношений Cj/C₅₊ (2) и С₄/\₂ (3) в добываемом

газе скв. 133

Рис. 6.25. Динамика содержания промежуточных углеводородов в добываемом газе скв. 133:

/ - этан; 2 - пропан; 3 - н-бутан; 4 - изо-бутан

Оценка погрешностей применяемых методов на основе моделирования процесса прорыва нагнетаемого газа, а также погрешностей промысловых данных, используемых при расчете отбора ретроградных жидких углеводородов, анализировалась ВНИИГАЗом в 1997 г.

Экспериментальные и аналитические исследования ВНИИГАЗа, выполненные в предыдущие годы, определили возможность прогнозирования тем-

Рис. 6.26. Динамика доли тюменского газа, содержания С₅₊ и азота в продукции скв. 133:

/ - доля тюменского газа; 2 - азот; 3 - С₅₊

Рис. 6.27. Динамика соотношений компонентов в продукции скв. 133:

/ - С₁/С₄; 2 - С₁/С₃; 3 - (С₁- н-С₄)/(С₂-шо-С₄); 4 - С₁/С₂

пов изменения молярных концентраций компонентов смеси, поступающей из эксплуатационных скважин, к которым прорвался тюменский газ. К началу 1997 г. прорыв закачиваемого агента был получен на всех десяти эксплуатационных скважинах опытного участка. Наиболее поздний прорыв отмечен на скв. 7 (в конце 1996 г.).

Вследствие того, что метан и азот характеризуются значительными константами фазовых равновесий в термобарических условиях пласта (>>1), после подхода фронта тюменского газа к эксплуатационной скважине содержание метана и азота в продукции определяется их содержанием в тюменском газе и долей в ней тюменского газа. Компоненты фракции С₂₊ характеризуются существенно меньшими, чем у метана и азота, константами фазовых равновесий. Поэтому после прорыва тюменского газа за его фронтом остается резерв компонентов С_2-4 и С₅₊ в виде раствора в ретроградном конденсате. Растворенные компоненты в процессе дальнейшей закачки газа активно вовлекаются в испарение и извлекаются из пласта в составе газовой фазы. В первую очередь извлекается самый легкий компонент фракции - этан. Это хорошо видно из анализа динамики состава продукции скважин, к которым прорвался тюменский газ, в особенности скв. 129, показавшей снижение содержания этана от 10,3 % (молярная доля) в момент прорыва до 2,1 % в сентябре 1997 года (см. рис. 6.21). Для дальнейшего периода характерно постепенное понижение молярной концентрации в смеси пропана и остальных компонентов газоконденсатной смеси в порядке возрастания их молекулярных масс.

Как видно из рис. 6.21, продолжительное время после прорыва тюменского газа содержание указанных компонентов монотонно снижается, оставаясь на промышленном уровне. Это прослеживается и на зависимостях содержания С₅₊ в продукции эксплуатационных скважин (см. рис. 6.226.26).

Регламент на закачку сухого газа в пласт на опытном участке в районе УКПГ-8 Вуктыльского НГКМ наряду с контролем широкого ряда параметров предусматривает определение следующих компонентных соотношений в продукции добывающих скважин:

C_t . С₁. С₁. _С^. C2. С_. Сз. ёзо-С₄ . C_t • н-С₄

N₂ ’ С₂ ’ С₄ ’ С₅₊ ’ С₃ ’ С₄ ’ С₄ ’ н-С₄ ’ С₂ • изо-С₄ '

Определение указанных соотношений проводится с целью контроля их динамики в процессе закачки сухого газа, поскольку изменение этих величин характеризует наличие в добываемой смеси нагнетаемого агента. Ранее уже отмечалось, что чувствительность некоторых соотношений индивидуальных компонентов к изменениям компонентного состава газоконденсатной смеси существенно выше, чем чувствительность собственно значений молярных концентраций индивидуальных компонентов. Например, после прорыва тюменского газа содержание метана повышается, а молярная концентрация в продукции азота, наоборот, уменьшается, чем обеспечивается более резкое возрастание компонентного соотношения Cj/N₂ по сравнению с увеличением

и уменьшением концентраций метана и азота соответственно (см. рис. 6.20

и 6.24).

Основные результаты определения компонентных соотношений в продукции двух скважин опытного участка от начала опытно-промышленного эксперимента в сентябре 1993 г. до конца 1997 г. приводятся на рис. 6.20, 6.23, 6.24, 6.27. Такие исследования регулярно проводятся для всех эксплуатационных скважин опытного участка. Графические зависимости свидетельствуют о том, что по состоянию на октябрь 1997 г. компонентные соотношения в продукции скв. 129 и 133 в разной степени обнаружили тенденцию к отклонению от значений, близких к фоновым, что объясняется, естественно, прорывом к этим скважинам закачиваемого магистрального тюменского газа.

Скважина 7 стабильно сохраняет близкие к фоновым значения компонентных соотношений, что свидетельствует об отсутствии в продукции этой скважины закачиваемого газа. Все остальные добывающие скважины участка в той или иной степени характеризуются наличием в составе продукции прорвавшегося тюменского газа.

Проводимый анализ динамики фактических значений компонентных соотношений в продукции добывающих скважин показывает, что в условиях натурного пласта, содержащего газоконденсатную смесь, изменения этих параметров определяются объемами сухого газа, прокачанного через пористую среду. Использование относительно большого количества контрольных параметров, таких как молярные концентрации индивидуальных компонентов и их соотношения, вполне оправданно.

Применяемый комплекс параметров обеспечивает надежный авторский надзор за реализацией проекта “Конденсат-2”.

ОЦЕНКА ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СКВАЖИН

ОПЫТНОГО УЧАСТКА

Контроль состава продукции, добываемой на опытном участке, дает возможность оценивать объемы добычи жидких углеводородов из скважин опытного участка, включая ретроградную часть.

Результаты расчетов накопленной и среднесуточной добычи фракций С₂₊ и С₅₊ по отдельным скважинам, проведенных в соответствии с уточненным регламентом на закачку газа, приводятся в табл. 6.10 и на рис. 6.286.30. Рис. 6.31, а показывает распределение дебитов по скважинам опытного участка на 01.04.96 перед остановкой для проведения капитального ремонта скв. 131 и расположенной вблизи скв. 150. Рис. 6.31, б отражает дебиты добывающих скважин участка на 01.07.97. Если общая накопленная добыча жидких углеводородов С₂₊ по скважинам в общем пропорциональна дебитам

ТАБЛИЦА 6.10

Добыча жидких углеводородов на опытном участке в районе УКПГ-8 Вуктыльского ГКМ в период с 17.09.93 по 01.01.98, тыс. т

Номер скважины	С2-	-С4	С	5+	С	2+
Номер скважины	всего	ретроградная часть	всего	ретроградная часть	всего	ретроградная часть
7	74,05	0	14,21	0	88,26	0
100	92,66	12,51	17,65	3,80	110,32	16,31
127	40,96	6,64	9,55	2,91	50,51	9,54
129	51,16	12,49	14,65	7,69	65,81	20,19
130	27,66	4,83	7,49	3,22	35,14	8,05
131	4,57	1,07	1,76	1,12	6,33	2,19
133	101,64	5,52	18,96	2,12	120,60	7,64
150	24,71	2,70	5,33	0,98	30,03	3,68
151	12,45	2,30	3,40	1,41	15,85	3,71
158	33,25	3,80	6,28	1,07	39,53	4,87
Сумма	463,11	51,86	99,27	24,32	562,38	76,18

Среднесуточная добыча, т/сут

К* К* Ki

окт 93 янв 94 апр 94 июл 94 окт 94 янв 95 апр 95 июл 95 окт 95 янв 96 апр 96 июл 96 окт 96 янв 97 апр 97 июл 97 окт 97 янв 98 апр 98

Среднесуточная добыча, т/сут

*¦¦>4

Оо ю

Кч К»

и о >л й>

Среднесуточная добыча, т/сут Среднесуточная добыча, т/сут

0,0

I ? ta М ЕВ У Г&

_ ?а ft О I OV

S я -

rj _w 2

я л и н • -в ^ о

СО g ?а Я

+ -s - • CD '§ О-в

tsj О Л ta -• О Vo"

очо

и н

• о ^ л

Сп И

ОЬ fa

I OV

S м л

• -в ^ О

о'З

tsj О Л ?а -• О Vo"

окт 93 янв 94 апр 94 июл 94 окт 94 янв 95 апр 95 июл 95 окт 95 янв 96 апр 96 июл 96 окт 96 янв 97 апр 97 июл 97 окт 97 янв 98 апр 98

Среднесуточная добыча, т/сут

«5 <4. Os

Скв.7 100 127 129 130 131 133 150 151 158

Рис. 6.31. Распределение дебитов но скважинам опытного участка в районе УКПГ-8:

а - на 01.04.96; б - на 01.07.97

(рис. 6.32), то накопленная добыча жидких углеводородов из ретроградного конденсата (ее распределение дано на рис. 6.33) зависит одновременно как от времени работы скважины после прорыва тюменского газа, так и от ее дебита.

Скв.7 100 127 129 130 131 133 150 151 158

АНАЛИЗ СУММАРНЫХ ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ И СРЕДНЕВЗВЕШЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ЗАКАЧКИ ГАЗА

Большой практический интерес представляют обобщающие данные по опытному участку, включающие результаты контроля над составом как нагнетаемого газа, так и добываемой продукции.

На рис. 6.34 представлены данные по динамике содержания азота в нагнетаемом газе (по октябрь 1997 года). Этот параметр играет важную роль при определении момента прорыва тюменского газа к добывающей скважине и оценке доли последнего в составе продукции. Отмечаются естественные колебания концентрации, связанные с изменениями состава магистрального газа и погрешностями хроматографических анализов, не превышающими « 0,1 %. Среднее значение содержания азота, рассчитанное за весь период с начала опытно-промышленного эксперимента, составляет 0,77 %.

Рис. 6.35 иллюстрирует динамику объемов закачанного и отобранного

Рис. 6.34. Концентрация азота в нагнетаемом газе (среднее значение 0,77)

Рис. 6.35. Объемы добытого и закачанного газа. Опытный участок в районе УКПГ-8:

/ - накопленная добыча; 2 - объем закачанного газа; 3 - доля тюменского газа; 4 - добыча тюменского газа

Рис. 6.32. Распределение накопленной добычи углеводородов С₂₊ по скважинам на 0i.ii.98

Скв.7 100 127 129 130 131 133 150 151 158

газа, в том числе обратно извлеченного тюменского газа. На 1 января 1998 года в пласт закачано 1711,68 млн. м³. При этом суммарный отбор газа на опытном участке составил 2377 млн. м³, включая 829,5 млн. м³ (или 48,46 % от объема закачки) обратно извлеченного тюменского газа. Средняя по опытному участку доля в продукции прорвавшегося тюменского газа (рассчитанная как отношение объема добытого “тюменского” газа к общему накопленному объему добычи) к этому времени составила «34,9 %.

Представляет интерес графическая интерпретация таких показателей, как объемы закачиваемого и добываемого за месяц тюменского газа (рис. 6.36). Видно, что каждый месяц в нагнетательные скважины закачивается около 37 млн. м³ тюменского газа и примерно 25 млн. м³ отбирается из добывающих скважин.

На рис. 6.37 представлена диаграмма добычи ретроградных углеводородов. Нижняя часть каждого столбца отражает объем извлеченных С₅₊, верхняя - С₂-С₄, а столбец в сумме показывает величину добычи С₂₊. Аналогично организованная диаграмма на рис. 6.38 характеризует накопленную добычу этана и высших углеводородов, включая ретроградную часть.

Представляют интерес также данные по динамике молекулярной массы добываемых жидких углеводородов и средневзвешенному по объему добычи составу продукции опытного участка (рис. 6.39, 6.40). Так, если доля легких углеводородов - этана, пропана, в меньшей степени бутанов постепенно сокращается, оставаясь тем не менее на промышленном уровне, то доля стабильного конденсата уже на протяжении более чем пяти лет процесса закачки практически не изменяется.

На рис. 6.41 представлены накопленные и ежеквартальные значения средневзвешенного по объему добычи конденсатогазового фактора продукции опытного участка. Накопленная величина КГФ вычислялась как отношение накопленной на определенную дату добычи стабильного конденсата к накопленному объему добычи газа (пластового и прорвавшегося тюменского). Ежеквартальное значение КГФ вычислялось методом отношения массы добытых за квартал углеводородов С₅₊ к объему квартальной же добычи газа на опытном участке. С начала процесса закачки тюменского газа наблюдается монотонное снижение накопленной величины КГФ от 47 до 42г/м³ к настоящему времени. Немонотонный характер кривой ежеквартальных КГФ объясняется неравномерной работой отдельных скважин. В частности, увеличение ежеквартальной величины КГФ по состоянию на июль 1996 г. связано с простоем скв. 131 и 150 с апреля 1996 г. На рис. 6.42 и 6.43 представлена динамика текущих и накопленных затрат закачиваемого тюменского газа на добычу ретроградных углеводородов. Эти показатели представляют собой отношения объемов закачанного газа к массе добытых С₂₊ и С₅₊. При расчете текущих показателей принимаются во внимание объемы газа, закачанные за каждый квартал, и количество добытых в соответствующий период ретроградных компонентов. Накопленные затраты определяются отношениями суммарного объема закачанного к определенной дате сухого газа и общего количества добытых за время опытно-промышленного эксперимента жидких углеводородов. Если в самом начале прорыва тюменского газа к скважинам опытного участка текущие и накопленные затраты на добычу 1 т ретроградных С₂₊ представляли около 100 тыс. м³/т, то к настоящему времени с увеличением доли тюменского газа в продукции скважин они составляют соответственно 20,5 и 22,5 тыс. м³/т. Текущие и накопленные затраты газа на извлечение 1 т С₅₊ в начале процесса достигали около 440 тыс. м³/т, а к

Объем газа, млн.

Рис. 6.36. Объемы закачиваемого и добываемого за месяц тюменского газа. Опытный участок в районе УКПГ-8:

1 - закачка т женского газа; 2 - доб ча т женского газа

bj Ui 4^ On о©

^ ^ ^ ^ ^

янв 94 апр 94 июл 94

окт 94

С\

» ч

5а

янв 95

СВ

§ апр 95 июл 95

окт 95

t,. За я

INJ О

Р>й

fo 2

й^?

¦к

янв 96

^ апр 96

июл 96

я окт 96

¦в

н«

§ янв 97

Гб

Щ апр 97

июл 97

окт 97 янв 98

Добыча С_г+, тыс.

Рис. 6.38. Накопленная добыча углеводородов. Опытный участок в районе УКПГ-8:

1 - С₅+; 2 - С2-С4

Рис. 6.39. Средневзвешенные по объему добычи молекулярная масса и плотность стабильного

конденсата:

1 - молекулярная масса конденсата; 2 - плотность конденсата

Рис. 6.40. Динамика средневзвешенного по объему добычи состава добываемого газа:

1 - метан; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - азот; 5 - бутаны; 6 - С₅₊

01.01.98 снизились до 49 и 70 тыс. м³/т соответственно. По состоянию на конец 1997 г. ежесуточно (рис. 6.44) на опытном участке добывалось из выпавшего конденсата около 60 т углеводородов С₂+, из которых более 25 т приходится на фракцию С₅+.

Рис. 6.42. Текущие затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных углеводородов (отношение объема закачанного за квартал тюменского газа к массе извлеченных за этот период

ретроградных углеводородов)

Рис. 6.43. Накопленные затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных углеводородов (отношение суммарного объема закачанного тюменского газа к суммарной массе извлеченных ретроградных углеводородов).

Затраты на добычу: 1 - С₅₊, 2 - С_3-4, 3 - С₂-С₄, 4 - С₂+

КОНТРОЛЬ ЗА ОХВАТОМ ПЛАСТА ТЮМЕНСКИМ ГАЗОМ

По состоянию на 01.01.98 на опытном участке добыто с начала эксперимента около 2,38 млрд. м³ газа, закачано в пласт более 1,71 млрд. м³ сухого тюменского газа. С середины 1995 г. на всех добывающих скважинах, кроме скв. 7, ведется отбор кроме пластового также ранее закачанного тюменского газа. Доля последнего в продукции участка в целом превышает 35 % (см. рис. 6.35).

Оценка коэффициента охвата пласта тюменским газом позволяет получить представление об эффективности вовлечения остаточных запасов углеводородов опытного участка в разработку с воздействием закачиваемым агентом.

Коэффициент охвата К_охв пласта закачанным тюменским газом наиболее легко рассчитывать балансовым методом, принимая допущения, что границы опытного участка непроницаемы и что коэффициенты сжимаемости закачанного и пластового газов одинаковы в условиях залежи.

Для расчета используются следующие параметры (см. раздел 6.2.3):

объем пор опытного участка или запасы пластового газа У_плг в этом объеме;

объем сухого тюменского газа V^..^, закачанного в пласт на расчетный момент времени;

объем тюменского газа V^^.j., извлеченного обратно из пласта на расчетный момент времени.

На 01.01.98 К_охв при V^ = 1562,65 млн. м³ составил

К_охв = ^₃а_К._т.г^_швл._т.г)^_пл.г= (1711,68 - 829,5)/1562,65 = 0,56, или 56 %.

АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРОПАН-БУТАНОВОЙ ФРАКЦИИ

При корректировке регламента на закачку сухого газа и отбор продукции, проводившейся в 1997 г. ВНИИГАЗом, было отмечено, что необходимо продолжать систематическую оценку текущих и накопленных затрат тюменского газа на добычу ретроградных углеводородов, впредь выделяя наряду с затратами газа на добычу С₂+, С₂-С₄, С₅₊ затраты на добычу фракции С₃ + С₄.

Таким образом, перечень параметров, определяемых в ходе авторского надзора на полигоне в районе УКПГ-8, с 1997 г. дополнен следующими: добыча ретроградных углеводородов С₃ + С₄; удельные затраты тюменского газа на добычу 1 т С₃ + С₄.

Во втором полугодии 1997 г. были соответствующим образом модернизи-

Рис. 6.45. Добыча пропан-бутановой фракции ретроградного конденсата:

а - на скв. 129; б - на скв. 131; 1 - С₃; 2 - С₄

рованы программы расчета всех показателей контроля (как по отдельным скважинам, так и по участку в целом).

Из графиков рис. 6.45, 6.46 видно, что объем добычи промежуточных углеводородов в целом пропорционален как доле тюменского газа в продукции, так и дебитам скважин (см. рис. 6.38). Рис. 6.45, б (скв. 131) и 6.46, б

Рис. 6.46. Добыча пропан-бутановой фракции ретроградного конденсата:

а - на скв. 133; б - на скв. 150; 1 - С₃ • 2 - C_4l

К. bjbj '•«*>

^ V| <^> <-h

= апр 94

июл 94

апр 95

» окт 94 ¦о

янв 95

§ апр 96

§ июл 96

* окт 96

янв 97

апр 97

Э июл 97

окт 97 янв 98

За

С\

я ?

*< ч

5а

съ

июл 95

, "©

I о

NH ⁵³

В о

¦О Я

§ _в окт 95

У *©

М о - я

NJ §

» янв 96

бутаны

(скв. 150) имеют пологие участки, соответствующие времени остановок э тих скважин на период проведения ремонтных работ.

На рис. 6.47 показана динамика добычи пропан-бутановой фракции ретроградной части продукции по участку в целом. Нижняя часть каждого столбца отражает объем извлеченных н-С₄ + изо-С₄, верхняя - С₃, а столбец в сумме показывает величину добычи С_3-4. Согласно этим данным, к 01.01.98 на опытном участке добыто 41,1 тыс. т ретроградных пропана и бутанов.

Текущие и накопленные затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных пропана и бутанов были представлены в виде дополнительно построенных графических зависимостей на рис. 6.42 и 6.43 (см. выше). На

01.01.98 они составили соответственно 37,3 и 41,68 тыс. м³ газа на 1 т.

Из приведенных графических и табличных материалов видно, что результатом воздействия на залежь в пределах опытного участка впервые в мире является крупная промышленная добыча ретроградного конденсата. С начала процесса закачки (17.09.93) к 01.01.98 г. на опытном участке добыто 562,38 тыс. т углеводородной фракции С₂+, в том числе 76,18 тыс. т, или 13,55 %, составляет ретроградная жидкость. Из общего количества 562,38 тыс. т С₂+ 474,12 тыс. т получено на тех скважинах, к которым прорвался тюменский газ. Доля ретроградной жидкости в добыче этих девяти скважин (см. табл. 5.10) достигала 16,06 %. В составе фракции С₂+ стабильного конденсата (С₅+) добыто 99,27 тыс. т, в том числе 24,32 тыс. т, или 24,50 %, - ретроградная часть. На девяти скважинах, продуцирующих смесью пластового и тюменского газа, добыча С₅+ равна 85,06 тыс. т, а доля ретроградной жидкости - 28,59 %. В общем объеме добычи углеводородов С₂+ и С₅+ наряду с получением ретроградных углеводородов обеспечен прирост добычи и за счет поддержания пластового давления в пределах опытного участка и повышения устойчивости работы добывающих скважин.

В целом анализ результатов оперативного контроля за ходом процесса по данным текущих промысловых исследований скважин опытного участка по закачке сухого газа в пласт показал практически полное соответствие параметров, получаемых непосредственно на промысле, данным, полученным в ходе проведения лабораторных экспериментов и аналитических исследований.

РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Опытно-промышленные работы по закачке сухого газа в пласт на опытном полигоне УКПГ-8 осуществляются с 1993 г. Для детального контроля за ходом процесса и оценки его эффективности, как указывалось ранее, была разработана и реализована специальная программа, предусматривавшая геофизические исследования нагнетательных и добывающих скважин.

Геофизические исследования включают в себя использование дистанционной глубинной аппаратуры АГДК с одновременной записью по каналам манометра, термометра, термоанемометра, влагомера, турбинного расходомера и многоканального шумомера.

Все геофизические работы выполняются в комплексе с газодинамическими и газоконденсатными исследованиями.

По результатам комплексных исследований контролируются: динамика профилей притока и дренирования в добывающих скважинах, профилей приемистости и поглощения в нагнетательных; динамика параметров призабойных зон скважин - коэффициентов фильтрационных сопротивлений и проводимости kh/^; динамика забойных и пластовых давлений; состояние ствола скважин, наличие уровней жидкости (вода, конденсат) и зон газожидкостного барботажа.

Всего с начала опытно-промышленного эксперимента на полигоне УКПГ-8 выполнено более 40 специальных комплексных исследований с применением геофизических методов, включая фоновые исследования перед началом закачки. Результаты исследований показали, что в нагнетательных скв. 269, 270, 273 границы интервалов поглощения всегда шире интервалов приемистости. Это свидетельствует о низком качестве вскрытия пласта и наличии хорошей вертикальной сообщаемости, что, по всей вероятности, связано с трещиноватостью. В процессе закачки в поведении интервалов поглощения явно просматривается тенденция уменьшения их толщины, что объясняется повышением давления в пласте и некоторым смещением в сторону больших глубин. Интервалы приемистости ведут себя несколько иначе. Их границы практически не меняются, но при этом постоянно происходит перераспределение профиля приемистости в зависимости от коллекторских свойств пород, текущей степени насыщения интервалов закачиваемым газом и соответственно пластового давления в них. Это определенным образом отражается и на фильтрационных характеристиках, но в меньшей степени, так как на их поведение более значительное влияние оказывает осушка фильтрационных каналов закачиваемым газом. Кроме того, в нагнетательной скв. 128 по данным материалам явно прослеживается связь ее приемистости с положением уровня воды, зависящего от давления закачки. При низких давлениях закачки динамический уровень перекрывает часть интервалов и в них начинает поступать вода, что приводит к резкому снижению их приемистости. Это явление носит периодический характер, что явно свидетельствует о практической реализации на скважине технологии водогазовой репрессии. В добывающих скважинах, по которым произошел прорыв закачиваемого газа, интервалы притоков и дренирования ведут себя несколько иначе. Например, в скв. 151, дренирующей только отложения московского яруса, в которые осуществляется закачка, прорыв закачиваемого газа привел к расширению границ интервалов дренирования и появлению дополнительных интервалов притока. В результате это способствовало снижению фильтрационных потерь в зоне дренирования.

На полигоне УКПГ-1 в 1993-1998 гг. выполнено 26 аналогичных исследований; результаты позволили с большей уверенностью подойти к выбору нагнетательных скважин и начать целенаправленный контроль за реализацией проекта “Конденсат-3”.

Разработанные и описанные в данной работе методики интерпретации дали возможность получить как представительные исходные данные для моделирования процесса воздействия на пласт при составлении проектных документов, так и оперативную информацию о распространении фронтов вытеснения, долях прорыва, изменении продуктивности скважин и т.д. Геофизические исследования позволили построить карты распределения профилей притоков и приемистости в скважинах опытных полигонов (рис. 6.48, 6.49), выявить интервалы прорывов закачиваемого в пласт газа, их изменение во времени. Их динамика в процессе воздействия в единой интерпретации с материалами исследований другими методами дает возможность в принципе управлять воздействием по площади и этажу газоносности полигона путем переноса фронта вытеснения, перераспределения объемов нагне-

Рис. 6.48. Схема распределения продуктивных отложений по скважинам на опытном полигоне в

районе УКПГ-8:

1 - контрольно-эксплуатационная скважина [а - отложения, вскрытые перфорацией, б -поглощающие (газоотдающие) отложения], 2 - нагнетательная скважина; 3 - возраст отложений: [а - нижная пермь (Р.а-Раз), б - верхний карбон (С^+С₃о), в - московский ярус (С₂ш), „ - башкирский ярус (C₂b), д - серпуховско-веневские отложения (Cjsr+Cjvn)]; * - нет информации по газоотдающим интервалам, л - ликвидированные скважины, г - геофизические

скважины

тания по скважинам, изменения количества нагнетательных скважин или искусственным блокированием поглощающих интервалов (временным или постоянным) в нагнетательных скважинах, дальнейшая закачка в которые малоэффективна. На полигоне УКПГ-8, где нагнетание газа осуществляется в отложения московского яруса, по исследованиям реагирующих скважин установлено, что распространения фронта вытеснения по этажу газоносности не происходит и в данных отложениях наблюдается поддержание пластового давления. Это привело к задавливанию не охваченных воздействием интервалов в скважинах, дренирующих разновозрастные отложения с высокими долями прорыва (до 90 %) и соответственно к снижению их продуктивности. В результате может быть применен способ регулирования путем периодического перевода части нагнетательных скважин на режим отбора с целью выравнивания давления по этажу газоносности и повышения продуктивности реагирующих скважин. Кроме того, такая высокая доля прорыва явно указывает на то, что в интервалах, по которым произошел прорыв, пластовый газ в значительной степени замещен на закачиваемый. Перевод нагнетательных скважин на отбор будет способствовать развитию процесса обратного замещения закачанного газа на пластовый из низкопоровых коллекторов, что приведет к увеличению эффективности воздействия. Таким образом, систематические исследования скважин на опытных полигонах поз-

Рис. 6.49. Схема расположения скважин, отдающих и поглощающих интервалов на промышленном

полигоне “ Конденсат-3 ”:

1 - добывающая скважина; 2 - нагнетательная скважина [а - отложения, вскрытые перфорацией; б - поглощающие (газоотдающие) отложения]; 3 - возраст отложений: [J - артинский

ярус (Р₁а), б - сакмарский ярус (Pjs), в - ассельский ярус (Pjas), „ - гжельский и оренбургский ярус (С^+С₃о), д - московский ярус (С₂ш), А - башкирский ярус (C₂b), Е - серпухов-ский ярус (Cjsr)]; 4 - скважины с осложненным стволом; 5 - граница полигона; * - нет информации по газоотдающим интервалам; скв. 109, 192, 252 - скважины эксплуатационного фонда УКПГ-2

воляют не только корректировать действующие математические модели процесса, но и принимать необходимые управляющие решения, повышающие эффективность воздействия на пласт.

6.3

НАГНЕТАНИЕ СУХОГО ГАЗА В ОБВОДНЯЮЩИЕСЯ ЗОНЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Залежи углеводородов всех типов: нефтяные, газовые, газоконденсатные - в большинстве случаев подстилаются и оконтуриваются подошвенной или законтурной водой. Разработка залежи на режиме истощения, сопровождаемая падением в ней давления, приводит к более или менее активному внедрению в продуктивный пласт подошвенной, а также законтурной воды.

Анализ обводнения нефтяных залежей, приуроченных к неоднородным пластам, показал, что оно происходит по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам, или “трубкам тока”. Динамика прорыва воды обусловлена распределением параметра Y = k/L², где k - проницаемость; L — длина “трубки тока”. По мере проникновения воды в залежь запасы углеводородов в “матрице” оказываются разрезанными на отдельные блоки. Дальнейшая разработка этих запасов затрудняется или становится вообще невозможной из-за резко увеличившихся фильтрационных сопротивлений в зонах обводнения.

Опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края на завершающей стадии показал, что ни на одном месторождении не было отмечено равномерного продвижения законтурных вод по всему периметру залежи. Вода внедрялась в основном избирательно, по наиболее проницаемым или наиболее интенсивно дренируемым пропласткам. Скорость перемещения газоводяного контакта в отдельных случаях достигала 2,53 м/сут. Масштабы обводнения иногда были очень велики: на Ленинградском месторождении, например, вода продвинулась до свода залежи второй пачки от северного к южному крылу складки и даже преодолела свод.

С проблемой обводнения залежи с середины 70-х годов сталкиваются при разработке крупнейшего в европейской части России Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Поступление воды в количествах более 810 м³ на 1 млн. м³ добываемого газа приводит к затруднениям в работе скважин, а иногда эксплуатация скважины без перевода на газлифт становится невозможной. Продвижение законтурной воды в залежь, пластовое давление в которой снизилось до 4-5 МПа, происходит в основном на пологом восточном крыле структуры по наиболее проницаемым (закарстованным) интервалам толщиной до нескольких метров. Поскольку пласт-коллектор Вуктыльского месторождения имеет трещиновато-неоднородное строение, продвижение законтурных и подошвенных вод может приводить к блокированию отдельных низкопроницаемых зон, что чревато опасностью исключения содержащихся в этих зонах остаточных запасов газа и конденсата из дальнейшей разработки.

В то же время опыт реализации на участке в районе УКПГ-8 технологии закачки сухого газа при низком пластовом давлении (4-5 МПа) подтвердил, что предложенный автором с сотрудниками метод повышения газо-конденсатоотдачи позволяет не только увеличивать конечную газоконденса-тоотдачу пласта, но и тормозить дальнейшее продвижение законтурной воды и сохранять продуктивность эксплуатационных скважин. В период начала реализации технологии в районе УКПГ-8 (конец 1993 г.) водопроявления были несущественными. Расширение масштабов применения этой технологии на другие площади залежи потребует учета более активных водопрояв-лений и, возможно, особенностей воздействия на залежь в условиях частичного обводнения пласта. Так, в районе УКПГ-4 и УКПГ-5 законтурная вода более заметно продвигается в продуктивный пласт, часть запасов газа и конденсата здесь оказалась уже защемленной. Процесс обводнения залежи по мере снижения пластового давления может в ближайшие годы заметно осложнить разработку.

В связи с этим во ВНИИГАЗе были поставлены специальные исследования с целью создания основанного на закачке сухого газа метода повышения газоконденсатоотдачи частично обводненного пласта.

Рассмотренные ниже результаты физического моделирования позволяют рекомендовать закачку сухого газа в обводнившиеся зоны пласта как способ вовлечения в разработку остаточных запасов газа и конденсата.

Схема экспериментальной установки показана на рис. 6.50. Модель пласта включала две трубы длиной 2000 мм с внутренним диаметром 25,4 мм, одна из которых моделировала низкопроницаемый, вторая - высокопроницаемый пропластки. Предварительные этапы эксперимента включали раздель-

Рис. 6.50. Схема экспериментальной установки:

1 - входной узел; 2 -модель высокопроницаемого пропластка; 3 - сепаратор; 4 -

счетчик газовый; 5 -узел отбора продукции из высокопроницаемой модели (пробоотборники, слева направо: для продукции; буферной углеводородной жидкости; диэти-ленгликоля; диэтилен-гликоля заправоч

ный); 6 - пресс измерительный; 7 - манометр образцовый на 6 МПа; 8 - узел отбора пробы газа на хроматограф; 9 - модель низкопроницаемого пропластка

ную подготовку моделей таким ооразом, чтооы в низкопроницаемом “пропластке” (“матрице”) создать двухфазную газоконденсатную систему, а в высокопроницаемом - двухфазную водоконденсатную систему. Тем самым моделируются условия истощенного до давления 4 МПа газоконденсатного пласта, в матрице которого заблокированы остаточные запасы газа и конденсата, причем высокопроницаемый пропласток после вытеснения газа внедрившейся водой содержит кроме воды остаточные запасы жидкого конденсата.

На основном этапе эксперимента моделировался процесс закачки сухого газа через нагнетательную скважину и отбора продукции через эксплуатационную скважину. Газ подавался одновременно в оба “пропластка”, соединенные на входе общей подводящей трубкой. Продукцию пропластков, однако, отбирали на выходе в раздельные сепараторы и на отдельные газовые счетчики, чтобы иметь информацию о поведении каждого из пропластков в течение эксперимента.

Низкопроницаемый “пропласток” во всех экспериментах был один и тот же. Высокопроницаемые “пропластки” в разных опытах отличались один от другого по проницаемости. Всего было осуществлено четыре эксперимента при давлении в модели пласта 4 МПа и температуре 20 °С.

Процессы фильтрации и взаимовытеснения флюидов на физических моделях пласта осуществляли с соблюдением принципов приближенного моделирования. Аналогично фильтрации взаиморастворимых жидкостей вытеснение газа газом включает следующие элементарные процессы:

фильтрационное движение вытесняемого (перед фронтом) и вытесняющего (за фронтом) газов с зоной смеси закономерно увеличивающегося размера;

истинное внутрипоровое течение;

действие капиллярных сил на границе раздела фильтрующихся газов и неподвижного выпавшего конденсата;

диффузия компонентов внутри жидкой фазы (конденсата), испарение компонентов в газовую фазу, диффузия испарившихся из жидкой фазы компонентов внутри газовой фазы.

Для подобного комплекса процессов, исходя из уравнений элементарных процессов и фигурирующих в них физических параметров, вывели систему условий подобия модели и натуры (см. раздел 3).

Кроме того, при моделировании требуется соблюдение равенства ряда безразмерных характеристик. Моделирование ограниченной по толщине части пласта-коллектора дает возможность опустить условие соблюдения параметра я_р. Близость свойств модельных и натурных газоконденсатных смесей позволяет не включать в перечень рассчитываемых и параметр л_р.

В экспериментах, осуществляемых не с целью конкретного проектирования, а при разработке метода воздействия на пласт, нет необходимости строго соблюдать условия подобия модели конкретной натурной залежи. Следует лишь обеспечить примерное соответствие требуемым количественным величинам основных, определяющих исследуемый процесс критериев подобия, включая перечисленные выше безразмерные характеристики. Таким образом, достаточно выполнить условия приближенного моделирования. Как показала практика реализации проекта “Конденсат-2” на Вуктыльском месторождении, такой подход вполне оправдан, поскольку полученные натурные характеристики процесса вытеснения пластового газа сухим достаточно точно соответствуют определенным ранее в лабораторных условиях.

В описываемых экспериментах основное внимание было уделено соблюдению условий опытов, при которых процессы фильтрации и взаимовытес-нения флюидов происходят в автомодельной области.

Поскольку ранее выполненные аналитические и экспериментальные исследования, а также результаты авторского надзора за процессом вытеснения пластовой смеси сухим неравновесным газом на Вуктыльском месторождении свидетельствуют о том, что в исследуемой области давлений (3

5 МПа) в сухой газ переходят в основном низкомолекулярные компоненты ретроградного конденсата, то в качестве модели пластовой углеводородной жидкой фазы в описываемых экспериментах использовали смесь С₅Н₁₂ + + C₆Hi4 + С₇Н_Ш с молекулярной массой 86,2 г/моль. В качестве модели законтурной воды использовали слабоминерализованную воду, в качестве модели сухого газа - азот. Скорости фильтрации не превышали значений, при

ТАБЛИЦА 6.11 Характеристика пористых сред

	Трубная модель с пористой средой
	низко		высокопроницаемой к
Параметр	прони цаемой к	Опыт 1	Опыт 2	Опыт 3	Опыт 4
Проницаемость, 10^-15 м²	35	3500	320	42	81
Пористость, %	23,7	27,6	25,2	23,8	24,0
Диаметр рабочий, мм	25,4	25,4	25,4	25,4	25,4
Длина рабочая, мм	2000	2000	2000	2000	2000
Объем пор, см³	240	280	255	241	243
Насыщенность начальная, %: жидкой углеводородной фазой S_K	55,0	48,0	0	33,0	13,0
водой S,	0	52,0	100,0	67,0	87,0
суммарно жидкостью	55,0	100,0	100,0	100,0	100,0

которых обеспечивался равновесный межфазный массообмен в пористой среде [49].

В табл. 6.11 приведены сведения о модели пласта, отдельно для низко-и высокопроницаемых пропластков (труб).

Основные результаты экспериментов приведены на рис. 6.51-6.56. На рис. 6.51 показана динамика конденсатогазового фактора (КГФ) газа, извлекаемого из каждого пропластка в ходе нагнетания в пласт сухого газа. На рис. 6.52-6.53 даются графики, демонстрирующие изменение насыщенности пропластков жидкой углеводородной фазой, водой, жидкостью в целом. Поскольку прорыв газа через обводненный пропласток происходит тем позднее, чем ниже его проницаемость, то начало графика доли газа из этого пропластка в общей продукции пласта соответственно смещается (см. рис. 6.54). Интересна зависимость водогазового фактора продукции пласта от объема закачки сухого газа (см. рис. 6.55): чем ниже проницаемость обводненного пропластка, тем позже начинается заметная фильтрация воды и поступление ее в добывающую скважину. По данным экспериментов построена обобщающая зависимость (см. рис. 6.56) от проницаемости высокопроницаемого пропластка объема V газа, прошедшего через него и низкопроницаемый пропласток суммарно к моменту прорыва газа в первом. Графики показывают, что даже в том случае, если проницаемость высокопроницаемого пропластка превышает значение этого параметра у низкопроницаемого пропластка на два порядка, внедрившаяся вода создает значительное гидравлическое сопротивление и препятствует прорыву закачиваемого газа. Газ преодолевает

Рис. 6.51. Динамика конденсатогазового фактора газа, извлекаемого из низкопроницаемого (КГФ') и высокопроницаемого обводненного (КГФ") пропластков в процессе нагнетания в пласт сухого газа (р = 4 МПа, Т = 20 °С):

1 - к','; 2 - к2'; 3 - к3'; 4 - к4'

Рис. 6.52. График изменения конденсатонасы-щенности S'f низкопроницаемого (к' = 35х-х10^-15 м²) и водонасыщенности S'" высокопроницаемого (к") пропластков в процессе нагнетания в пласт сухого газа (р = 4 МПа, Т = = 20 °С):

1 - к','; 2 - к2'; 3 - к3'; 4 - к4'

s ж,%

60 -1-1---1-I—-1-1-1-

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4

Объем закачки, объем пор

Рис. 6.53. Динамика остаточной насыщенности обводненного пропластка водой и жидкой углеводородной фазой в процессе нагнетания в пласт сухого газа (р = 4 МПа, T = 20 °С, проницаемость

необводненной части 35-10^-15 м²

Доля газа а", %

Рис. 6.54. Кривые изменения доли газа а" высокопроницаемого обводненного пропластка в продукции пласта при нагнетании сухого газа (р = 4 МПа, Т = 20 °С):

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4

Объем закачки, объем пор

1 - kj"; 2 - k2; 3 - k4; 4 - кз

Рис. 6.55. Динамика водогазового фактора (ВГФ) продукции пласта, состоящего из низкопроницаемого (k = 3510^-15 м²) и высокопроницаемого (k") пропластков при прокачке сухого газа (р =

= 4 МПа, Т = 20 °С):

1 - kj"; 2 - k2; 3 - k3'; 4 - кЦ

Г = 20 °С; S;

Рис. 6.56. Зависимость от проницаемости высокопроницаемого пропластка (k") объема газа, прошедшего через него и низкопроницаемый пропласток (k' = 3510^-15м²) суммарно в допрорыв-ных объемах Vдопрор на момент прорыва газа через высокопроницаемый пропласток:

= 4 МПа, 0...48 % сопротивление обводнившейся области только после того, как через пласт профильтровалась 1,6 объема пор агента. При меньшей проницаемости коллектора в обводнившейся области прорыв газа через нее происходит еще позднее. Таким образом, факт частичного обводнения пласта при нагнетании сухого газа как бы теряет негативную окраску, поскольку появляется возможность закачать газ в низкопроницаемые блоки, заместить в них жирный пластовый газ на сухой, а также извлечь путем испарения часть содержащегося там ретроградного конденсата.

Полученные результаты позволяют предложить метод доразработки частично обводненной газоконденсатной залежи путем нагнетания сухого газа для извлечения остаточных запасов пластового газа и ретроградного конденсата из низкопроницаемых блоков (матрицы) продуктивного пласта.

Метод может быть рекомендован на поздней стадии разработки Вук-тыльского и других газоконденсатных месторождений, когда произошло или происходит частичное обводнение залежи подошвенными или законтурными водами. Это позволит существенно расширить масштабы воздействия на залежь и обеспечить получение дополнительных объемов добычи углеводородов.

6.4

ПОВЫШЕНИЕ ГАЗООТДАЧИ ПУТЕМ НАГНЕТАНИЯ АЗОТА В ОБВОДНЯЮЩУЮСЯ ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ

6.4.1

ОБЩИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ

На завершающей стадии отбора запасов газа из газового месторождения наступает этап, когда в залежи остается в основном низконапорный газ (газ с давлением ниже 5 МПа). В случае внедрения в газовую залежь воды при отборе газа происходит, с одной стороны, частичное поддержание и замедление темпа падения давления, однако, с другой стороны, следствием внедрения воды является защемление части газа за фронтом последней. По оценке Н.Г. Степанова, до 75 % остаточных запасов газа в таких крупных месторождениях, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, будет составлять защемленный газ в обводнившихся зонах пласта.

Для извлечения защемленного газа были предложены и в некоторых случаях применяются методы доразработки газовой залежи, основанные на совместном отборе газа и воды. При реализации этих методов необходимо осуществлять наряду с отбором газа отборы больших объемов попутной воды. Кроме того, необходимо найти приемлемое с экологической точки зрения техническое решение по утилизации попутно с газом добываемой воды, что нередко создает еще большие проблемы. В конечном счете отрицательные экономические показатели технологии доразработки остаточных запасов защемленного газа, как правило, заставляют отказаться от этой технологии.

Таким образом, принимая во внимание значительные объемы защемленного газа на газовых месторождениях, как потенциальные, так и уже сформировавшиеся (Медвежье месторождение и др.), следует декларировать существование важной научно-технологической проблемы извлечения запасов защемленного газа из недр обводняющихся газовых залежей.

Второй, также важной и сложной проблемой завершающей стадии разработки месторождений природного газа является повышение эффективности отбора из пласта остаточных запасов свободного газа в условиях резко понизившегося пластового давления - проблема отбора низконапорного газа.

Одним из крупнейших отечественных объектов добычи газообразных углеводородов, где проблема отбора низконапорного газа становится весьма актуальной, является месторождение Медвежье.

Именно для условий этого объекта одним из авторов с сотрудниками были проведены масштабные экспериментальные исследования. Типичные для пласта-коллектора месторождения проницаемости - от 300-10^-15 до 600 х х 10^-15 м² (300-600 мД); встречаются и менее проницаемые разности пород, вплоть до глинистых, практически непроницаемых включений. Поэтому в качестве моделей пласта использовали образцы насыпных пористых сред с проницаемостью от 13-10^-15 до 600-10^-15 м².

Эксперименты включали два этапа: предварительный - моделирование защемления части запасов газа при внедрении в залежь воды и основной -моделирование разработки обводнившегося пласта с нагнетанием внешнего газообразного агента (азота).

Механизм защемления газа водой в разрабатываемом на упруговодонапорном режиме пласте определяется закономерностями фазовых проницаемостей флюидов. Как известно, графический вид зависимостей газо- и водопроницаемости от насыщенности порового пространства вмещающей породы водой мало изменяется при переходе от несцементированного песка к другим видам пористых сред. Происходит лишь смещение кривых в направлении более высокой водонасыщенности у более плотных пористых сред (песчаников, хемогенных известняков). Поэтому особенности относительных фазовых газо- и водопроницаемостей и механизм защемления газа водой можно исследовать на примере пористой среды, представленной несцементированным песком (рис. 6.57). В качестве образцов пористой среды использовали насыпные модели.

Характеристики физических моделей пласта и некоторые данные экспериментов на этих моделях приведены в табл. 6.12 (р₀ -начальное давление в модели пласта).

Процесс защемления газа водой в пористой среде исследова-

Рис. 6.67. Сопоставление кривых зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности жидкостью порового пространства несцементированных песков, песчаников и известняков (доломитов): сплошные линии - несцементированные пески; пунктирные - известняки; штрих-пунктирные - песчаники

ТАБЛИЦА 6.12

Основные характеристики моделей пласта и выполнявшихся на них экспериментов

Номер моде ли	Проницаемость, 10^-15 м²	Пористость, доли ед.	р₀, МПа	Объем защемленного газа, % от объема пор	Темп падения давления, МПа/ч	Режим
1	13	0,23	3,3	0,1559	0	p=const
2	308	0,29	3,3	0,1549	0	p=const
3	545	0,29	5,1	0,1926	0,524	Ступенчатое поддержание давления
4	570	0,258	5,1	0,1958	0	p=const
5	521	0,28	5,1	0,2136	1,143	Частичное поддержание давления
6	490	0,275	5,1	0,2637	0,824	Истощение
7	392	0,275	5,5	0,1937	1,225	Частичное поддержание давления

ли для термобарических условий, близких к текущим условиям в пласте-коллекторе месторождения Медвежье. Средневзвешенное давление в газонасыщенной области пласта в настоящее время около 4,5 МПа, температура около 30 °С. Эти предварительные этапы экспериментов проводились при давлении в модели пласта от 3 до 5 МПа и комнатной температуре (около 20 °С).

В качестве примера на рис. 6.58 приведен график коэффициента извлечения газа при вытеснении его водой из модели пласта проницаемостью 308-10^-15 м². Как видно из рисунка, объем защемленного газа составил в этом случае приблизительно 15 % объема пор; после закачки воды в количестве приблизительно 84 % объема пор фильтрация газа прекратилась и из модели в дальнейшем поступала только вода.

Основные этапы экспериментов моделировали процесс разработки обводненного газового пласта с закачкой азота.

В экспериментах по изобарическому вытеснению защемленного метана азотом давление в модели сохранялось близким к начальному давлению р₀. В экспериментах по истощению и частичному поддержанию давления путем закачки азота темп снижения давления составлял от 0,1 до 0,5 МПа/ч.

Результаты экспериментов целесообразно проанализировать, сравнивая,с одной стороны, динамику текущих показателей при эксплуатации моделей пласта с различными режимами воздействия, а с другой - сопоставляя показатели на конец эксплуатации.

Рис. 6.58. График коэффициента извлечения таза и воды при заводнении:

/ метан; 2 вода Объем прокачки, % от объема пор

Рис. 6.59. Кривые изменения содержания компонентов в отбираемом потоке при закачке азота:

a - k = 308-10^-15 м²; 6 - k = 52110¹⁵ м²

На рис. 6.59 показано изменение содержания компонентов потока на выходе моделей пласта для двух экспериментов по вытеснению защемленного метана азотом. В эксперименте на модели проницаемостью 308-10^-15 м² в процессе вытеснения метана азотом поддерживалось приблизительно постоянное давление 3,3 МПа. В модели проницаемостью 521 -10^-15 м² после изобарического (р = 5 МПа) вытеснения метана азотом и снижения содержания в продукции метана до «5 % (молярная доля) дальнейший отбор продукции осуществляли на режиме истощения. Это привело к существенному увеличению содержания метана на последнем этапе отбора продукции. Динамика состава отбираемого газа в двух сравниваемых экспериментах показана на рис. 6.60. Если при изобарическом вытеснении содержание метана непрерывно снижается, к моменту закачки 80 % объема пор азота (и соответственно таком же объеме отобранной продукции) достигая уровня около 3 %, то при переходе на режим истощения на этапе эксплуатации, когда отбор продукции достиг также 80 % объема пор, в отличие от изобарического процесса начинается все более значительное возрастание доли метана. К моменту отбора 100 % объема пор содержание метана достигло трети всей продукции.

Объем отбора, % от объема пор

Рис. 6.60. Состав отбираемого газа при закачке азота:

a - k = 308-10^-15 м²; б - к = 521-10^-15 м²; / - азот; 2 - метан

0 20 40 60 80

Объем отбора, % от объема пор

Рис. 6.61. График содержания метана в отбираемом газе:

= 1310^-15 м²; 2 - k = 308-10^-15 м²; 3 - k = 521-10^-15 м²; 4 - k = 545-10^-15 м²; 5 - k =

= 570-10^-15 м²; 6 - k = 392-10^-15 м²

Коэффициент извлечения, % Содержание метана, % (молярная доля)

Объем отбора, % от объема пор

Рис. 6.62. График коэффициента извлечения остаточного газа при закачке азота:

1-5 - см. рис. 6.61

Объем отбора, % от объема пор

полненных экспериментах по вытеснению метана азотом. Наиболее значительный рост доли метана при переходе к истощению отмечен в эксперименте на модели проницаемостью 392-10^-15 м² - до 45 % от продукции к моменту отбора 57 % объема пор пластовой смеси.

Сравнение коэффициентов извлечения защемленного метана при закачке азота приведено на рис. 6.62. Эти графики свидетельствуют о том, что основная часть защемленного газа извлекается ко времени, когда отобрано приблизительно 50-60 % объема пор продукции модели пласта. Дальнейшая эксплуатация целесообразна на режиме истощения (эксперименты на моделях с проницаемостью 521-10^-15 и 545-10^-15 м²).

Достаточно высокая физическая эффективность вытеснения защемленного газа азотом объясняется, очевидно, фрактальным характером процесса фильтрации газовой фазы. Закачиваемый в пласт газообразный флюид (азот) обладает вязкостью, почти на два порядка меньше вязкости воды. Поэтому при наличии градиента давления, создаваемого нагнетанием азота, этот флюид стремится прорваться по зонам, представляющим наименьшее фильтрационное сопротивление, где, с одной стороны, выше абсолютная проницаемость пористой среды, а с другой - выше содержание защемленного газа, имеющего, как и азот, существенно меньшую, чем у воды, вязкость. Схема процесса вытеснения защемленного газа азотом приведена на рис. 6.63. По-видимому, “гидродинамическая неоднородность” пористой среды, содержащей как область с меньшей абсолютной проницаемостью и большей водонасыщенностью, так и область с большей проницаемостью и газонасы-щенностью защемленным газом, дает основание высказать предположение о том, что при закачке азота можно вторую область рассматривать как пористую среду с независимым динамическим поведением флюидов, со своими га-зо- и водонасыщенностью. Этой области на рис. 6.64 соответствует интервал

1, относящийся ко всему “пласту”, а интервал 2 характеризуется повышенной фазовой газопроницаемостью. Можно было ожидать, что чем ниже средняя абсолютная проницаемость пористой среды, т.е. больше градиенты давления при вытеснении нагнетаемым азотом водогазовой смеси, тем соответственно большим должен быть удельный расход азота на вытеснение защемленного газа. Однако эксперименты не дают основания говорить о заметной зависимости этого параметра от проницаемости породы (рис. 6.65).

Анализируя физическую эффективность закачки азота в обводненный газовый пласт, следует иметь в виду, что извлечение защемленного газа -лишь одна из целей этого метода воздействия на пласт. Кроме вытеснения защемленного углеводородного газа закачка азота позволяет вытеснить часть свободного газа из необводнившейся области пласта, а также благодаря поддержанию давления стабилизировать фонд добывающих скважин, замедляя их обводнение и сохраняя продуктивность. Это необходимо учитывать, оценивая удельный расход азота на добычу защемленного газа. Удельный рас-

Вода +

природный газ + азот

Рис. 6.63. Схема вытеснения азотом защемленного водой природного газа.

Микроцелики защемленного газа: а - в неподвижной зоне, б - в пределах “фильтрационного

канала”

ход азота к моменту отбора 100 % объема пор продукции составляет 610 м³/м³ метана, если условно весь расход азота отнести на добычу только защемленного газа (см. рис. 6.65). При оценке эффективности закачки азота на натурном объекте воздействия следует количество закачанного азота “разнести”, рассчитав также эффект воздействия в форме вытесненного из пласта свободного газа и в форме дополнительной добычи газа за счет сохранения фонда скважин и их продуктивности.

Рис. 6.65. Удельный расход азота при добыче остаточного газа:

1-5 - см. рис. 6.61

Рис. 6.64. Зависимость фазовых проницаемостей от насыщенности жидкостью порового пространства несцементированных песков:

k„, k, - фазовые проницаемости для газа и воды; /, 2 - области насыщенностей и проницаемостей соответственно для пласта в целом и для “фильтрационного канала”

Таким образом, физические основы технологии нагнетания азота в пласт заключаются в создании более благоприятных, чем при доразработке на режиме истощения, гидродинамических и термобарических условий в залежи, обеспечивающих повышение газоотдачи благодаря вытеснению как защемленного, так и свободного низконапорного газа. Технико-технологическими результатами воздействия на обводняющуюся залежь азотом являются также замедление темпа дальнейшего обводнения скважин и продление периода активного функционирования газодобывающего предприятия.

По инициативе автора данной работы группой специалистов ВНИИГАЗа и “Надымгазпрома” подготовлены технико-экономические соображения применения описанной технологии на месторождении Медвежье. Техникоэкономическая оценка свидетельствует о целесообразности реализации технологии на этом объекте, что явится важным прецедентом расширения масштабов процессов воздействия на углеводородсодержащие пласты с целью повышения эффективности их разработки.

6.4.2

ВЛИЯНИЕ ЭФФЕКТА ВЫЩЕЛЕНИЯ РАСТВОРЕННОГО В ПЛАСТОВОЙ ВОДЕ ГАЗА НА ПРОЦЕСС ОБВОДНЕНИЯ СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

По результатам гидрогеологических исследований [23, 43] подошвенные воды Медвежьего, Уренгойского и других месторождений являются газонасыщенными, причем давления насыщения воды газом практически равняются пластовым для данной глубины залегания водоносного слоя. О предельном насыщении пластовых вод газом вблизи газоводяного контакта свидетельствует интенсивный, устойчивый на протяжении ряда лет барботаж газа в колоннах законтурных пьезометрических скважин (например, скв. 6 и 15 месторождения Медвежье). Такой неоспоримый факт, как отсутствие на всем севере Тюменской области “пустых ловушек”, является косвенным доказательством того, что сеноманский водоносный комплекс предельно насыщен по всей толщине. При разработке газового месторождения происходит снижение давления в водоносной области, что приводит к выделению газа из воды. Так как относительный объем выделившегося в пластовых условиях газа незначителен по сравнению с объемом пор (до нескольких процентов), он остается неподвижным и не влияет на фазовую проницаемость породы при фильтрации через нее воды. Но этот выделившийся газ из-за больших объемов водоносного пласта под газовым пластом и в непосредственной близости от поверхности первоначального газоводяного контакта существенно влияет на объем воды, вытесняемой в газовую залежь.

Увеличение упругоемкости водоносного бассейна за счет выделения газа из воды можно учесть введением в уравнение фильтрации фиктивной переменной пористости, уменьшающейся с падением давления.

При прогнозировании внедрения воды в газовую залежь обычно учитывают только сжимаемости воды и породы. Механизмом фильтрации за счет разгазирования без каких-либо оценок обычно пренебрегают.

Расчеты показывают, что при газонасыщенных пластовых водах делать этого не следует, так как существенно занижаются объемы внедряющейся воды, особенно на завершающей стадии разработки. В табл. 6.13 приведены абсолютные объемы воды (в см³-10³), вытесненные за счет различных факторов из 1 см³ пористой породы водоносного бассейна сеноманских отложений (месторождения Медвежье, Уренгойское и др.) при снижении давления в водоносной зоне, непосредственно прилегающей к поверхности первоначального газоводяного контакта. Из приведенных в табл. 6.13 данных об объемах пластовой воды, вытесняемой в газоносный пласт за счет различных физических факторов, видно, что основной вклад в эти объемы, особенно в зоне под поверхностью первоначального газоводяного контакта, вносит газ, выделенный из пластовой воды.

ТАБЛИЦА 6.13

Объем вытесненной воды в см³10³ из 1 см³ пористой породы (коэффициент пористости 0,28)

При падении давления в данной точке водоносного пласта на величину, МПа	За счет выделения газа из пластовой воды				За счет сжимаемости пластовой воды	За счет сжимаемости породы
	вблизи поверх ности первона чального ГВК	в водоносном горизонте на глубине от ГВК				За счет сжимаемости породы
		в водоносном горизонте на глубине от ГВК				По теории упругого режима
		300 м	500 м	2500 м		нелокаль ной	локаль ной
2	0,78	0,22	0,17	0,12	0,25	0,10	0,19
4	2,00	0,51	0,43	0,27	0,50	0,19	0,39
6	4,06	0,93	0,76	0,44	0,76	0,29	0,58
8	8,30	1,6	1,24	0,66	1,01	0,39	0,78

Нельзя не учитывать этого явления при прогнозировании обводнения сеноманской залежи на завершающем этапе разработки. Игнорирование эффекта разгазирования приводит к занижению темпов обводнения на завершающей стадии разработки и завышению коэффициента конечной газоотдачи. Если коэффициенты сжимаемости пластовой воды и породы остаются практически постоянными на протяжении всего периода разработки, то коэффициент сжимаемости за счет разгазирования существенно зависит от давления и изменяется пропорционально множителю (р₀/р-1), где р₀ - начальное давление пластовой воды в некоторой точке водоносного горизонта, р - текущее давление в той же точке. Поэтому эффект разгазирования слабо проявляет себя на начальной стадии разработки, когда текущее давление р близко к начальному р₀ и приведет к интенсивному обводнению при малых значениях р по отношению к р₀. По этой причине массивные сеноманские залежи, подстилаемые мощными газонасыщенными водоносными горизонтами, нельзя будет с целью повышения газоотдачи разрабатывать до пластового давления в несколько атмосфер, так как при этом резко снизится пластовое давление в водоносной зоне, и в результате обвального обводнения из-за разгазирования ни о каком увеличении газоотдачи не может быть и речи. Поэтому для достижения высокого коэффициента конечной газоотдачи эффективнее разрабатывать сеноманские залежи месторождений Севера Западной Сибири с поддержанием пластового давления в газовой залежи на некотором уровне, определяемом технико-экономическими расчетами. Это можно сделать либо резким сокращением отборов газа, что окажется малоэффективным, либо закачкой инертного газа в продуктивный пласт.

6.4.3

МОДЕЛЬ ФИЛЬТРАЦИИ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ, УЧИТЫВАЮЩАЯ ВЫЩЕЛЕНИЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА, ПРИ ЗНАЧЕНИЯХ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ, НЕ ДОСТИГАЮЩИХ ПОРОГА ПОДВИЖНОСТИ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ

Такие месторождения, как Медвежье, Уренгойское и другие, представляют собой вытянутые антиклинальные складки с отношением осей, примерно равным 1:6. Для упрощения решения можно рассматривать поперечные сечения, ортогональные длинной оси, и задачу притока подошвенной воды сформулировать как профильную двухмерную плоскую с учетом силы тяжести.

Для оценки нижней границы объема внедренной воды задачу можно свести к одномерной, ограничив объем водоносной зоны объемом, расположенным непосредственно под площадью газоносности (рис. 6.66).

Как уже было сказано, при неподвижной газовой фазе может быть предложена модель фильтрации с переменной фиктивной пористостью, изменяющейся за счет выделения газа, остающегося в порах в месте выделения.

Объем газа V, выделившийся из единицы объема жидкости и приведенный к давлению р и температуре в той точке, где это произошло, определится по формуле

V=с^[р 0+^(H - ^Z)p-g-p^] p ’

где р₀ - начальное пластовое давление на поверхности первоначального газоводяного контакта; Н - толщина водоносного слоя; Z - вертикальная координата (см. рис. 6.66); р - плотность пластовой воды; g - ускорение свободного падения; р = р(г, t) - пластовое давление в точке с координатами Z и t;

^ Z(p, т_пл)т_пл

с = p ст;

^ZCT^T ст

Рис. 6.66. Схема внедрения воды в газонасыщенную зону пласта

а - аналог коэффициента растворимости Генри; Z - коэффицент сжимаемости; Т - абсолютная температура.

Индекс “пл” относится к пластовым условиям, “ст” - к стандартным.

Переменная пористость в этом случае ф = ф₀(1 - V), где ф₀ - начальная эффективная пористость.

Подставляя полученное значение переменной пористости в уравнение неразрывности и произведя необходимое дифференцирование, получаем нелинейное уравнение фильтрации несжимаемой жидкости при условии выделения из нее растворенного газа, оставшегося неподвижным:

(6.1)

д I K dp \ C[p0 + (H - Z)pg]<(>0 dp

Уравнение (6.1) решается при следующих краевых условиях:

1) при t = 0, р = Р0 + (Н - Z)pg;

2) при 2 = 0, = 0 (на подошве водоносного пласта).

При Z = H, p = p(t) (на поверхности первоначального газоводяного контакта). Давление p(t) определяется падением давления в газовой залежи.

Разностный аналог уравнения (6.1) запишется в виде следующей неявной схемы с соответствующими краевыми условиями:

(6.2)

где h и х - шаги по координате и времени соответственно.

Схема абсолютно устойчива. Система (6.2) легко решается методом прогонки.

В программе к множителю при производной от давления по времени в уравнении (6.1) добавлено слагаемое [5 + ф₀Р_мг] = 1,745-10^-10, учитывающее сжимаемость породы и минерализованной газированной воды.

Расчеты показывают, что пренебрежение этим слагаемым практически не изменяет конечные результаты общих объемов притока воды в залежь, так как основной вклад в этот процесс вносит разгазирование пластовой воды. По этой причине при проведении адаптации модели к реальным условиям можно считать, что весь объем фактически внедрившейся воды отфильт-ровался за счет механизма выделения газа при снижении давления в водоносной зоне.

Для принятой модели притока воды в залежь необходимо знать значение коэффициента проницаемости в направлении, перпендикулярном к напластованию.

По исследованию на кернах для коллекторов сеноманских отложений проницаемость в вертикальном направлении примерно вдвое меньше проницаемости по напластованию. Но брать для расчетов значение средней вертикальной проницаемости, равное половине средней по месторождению, было бы ошибкой.

На самом деле процесс фильтрации в вертикальном направлении в водонасыщенном массиве под месторождением происходит по более сложной схеме.

Водонасыщенный пласт представляет собой частое чередование проницаемых и непроницаемых пропластков с самыми разными толщинами и протяженностями по напластованию, поэтому поднимающаяся из глубины к поверхности первоначального газоводяного контакта вода обходит непроницаемые прослои, так что отдельные частицы воды движутся по сложным траекториям и общая длина пути, проходимая каждой частицей до ГВК, во много раз превышает расстояние от ГВК до той точки, из которой она начала движение. Такое удлинение пути при адаптации модели можно компенсировать уменьшением толщины водоносного слоя и снижением среднего значения коэффициента проницаемости в вертикальном направлении.

Из-за малых линейных скоростей фильтрации воды (3—5)-10^-7 м/с потери на трение оказываются исчезающе малыми, и, следовательно, общие объемы внедрившейся воды должны незначительно зависеть от коэффициента проницаемости и при прочих равных условиях (давлениях на поверхности первоначального ГВК, объема растворенного в воде газа и др.) в основном определяться толщиной водоносного слоя. Последнее обстоятельство облегчает достоверность прогнозного моделирования, так как представления о толщине водоносного горизонта бывают более обоснованными, чем о средней проницаемости в вертикальном направлении при чередовании хорошо и плохо проницаемых пропластков.

6.4.4

МОДЕЛИРОВАНИЕ МАКРОНЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ СЕНОМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

Продуктивные пласты и водоносные горизонты сеноманских отложений представляют собой массивы проницаемых песчаников и алевролитов, внутри которых примерно в горизонтальном направлении размещаются прерывистые непроницаемые прослои. При фильтрации подошвенной воды из глубины водоносного горизонта в газонасыщенную часть пласта вода обходит непроницаемые включения и, если размеры непроницаемых пропластков вдоль напластования велики (десятки и сотни метров), то при обходе их создается значительное дополнительное сопротивление. Учесть это дополнительное сопротивление можно введением псевдопроницаемости в вертикальном направлении, значительно меньшей, чем реальная проницаемость в этом направлении для проницаемых песчаников и алевролитов.

Получить представление об этой псевдопроницаемости можно путем построения некоторой модели неоднородности коллектора, которая бы отражала самые существенные ее характеристики.

Далее описывается построение одного из вариантов такой модели. Неоднородность моделируется системой чередующихся непроницаемых слоев (на рис. 6.67 они показаны штриховкой), причем один непроницаемый слой представляет собой сплошную пластину с круговыми отверстиями, а другой - состоит из отдельных непроницаемых дисков. Незаштрихованные объемы между слоями заполнены проницаемыми породами.

Чередуясь в зеркальном отображении, эти пары непроницаемых слоев с проницаемыми между ними породами образуют весь массив коллектора.

При принятой модели неоднородности можно получить следующую формулу для отношения потерь давления при наличии непроницаемых участков к потерям давления при их отсутствии:

Непроницаемые I диски

Пластины с круговыми отверстиями

Рис. 6.67. Модель неоднородного пласта-коллектора

^1кв⁽Л ~ X^)F1 ²я*гХ⁽¹ - X^)h2

X + • ln[(1 + ,Д^)/Л,

2якгУ(1 - y)h, . J

где ^ - песчанистость пласта; % - доля “литологических окон” на геологическом срезе; k_в и к_г - проницаемость пласта по керну в вертикальном и горизонтальном направлениях соответственно; F_l - средняя площадь проницаемых участков; h₂ - средняя толщина этих участков.

Сделаем оценку коэффициента ^ - увеличения потерь на трение при фильтрации в вертикальном направлении для коллекторов сеноманских отложений (месторождения Медвежье, Уренгойское, Ямбургское).

Этот же коэффициент ^ показывает, во сколько раз необходимо уменьшить вертикальную проницаемость, чтобы получить то же сопротивление при фильтрации для масштабов одномерной вертикальной фильтрации, превосходящих масштаб средней площади проницаемых участков F_l и ее средней толщины h₂.

Для расчета приняты следующие исходные данные:

^ = 0,7; х = 0,45; k,/^ = 0,5; F, = 310² м²; h₂ = 6,6 м.

Площадь Fj и толщина h₂ приняты по исследованиям С.Е. Ершова [8].

Для принятых данных ^ » 171.

Если положить k_в/k_г = 0,77, то значение ^ « 260.

Следовательно, если средняя проницаемость в горизонтальном направлении для сеноманских коллекторов равна 0,6-10^-12 м² (600 мД), то при k_в/k_г = 0,5 вертикальная проницаемость равна 0,3-10^-12 м² (300 мД), а “псевдопроницаемость” в том же направлении (300/171)-10^-15 м² = 1,75х х10^-15 м² (1,75 мД), для k_в/k_г = 0,77 вертикальная “псевдопроницаемость” будет равна 1,78т0^-15 м² (1,78 мД).

Так как в обводненной части пласта остаточная газонасыщенность изменяется от 0,25 до 0,40, то при расчетах фильтрации как воды, так и закачиваемого азота в последующем использовались фазовые проницаемости, на значения которых умножались полученные абсолютные псевдопроницаемости.

6.4.5

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОБВОДНЕНИЯ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОДЕЛИ, УЧИТЫ1ВАЮЩЕЙ ВЫЩЕЛЕНИЕ ИЗ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

Используя описанную выше модель фильтрации подошвенных вод в газовую залежь, учитывающую выделение растворенного газа, и оценку псевдопроницаемости в вертикальном направлении, полученную в предыдущем разделе, можно предложить следующую схему прогнозирования обводнения сеноманской залежи.

1. С использованием выведенного нелинейного уравнения, описывающего фильтрацию воды с выделяющимся из нее газом, в которое введено значение вертикальной псевдопроницаемости, для характеристик конкретного месторождения рассчитывается таблица суммарных объемов пластовой воды (в м³), профильтровавшейся через один квадратный метр поверхности первоначального газоводяного контакта в зависимости от изменения пластового давления на контакте. Таблица рассчитывается для давлений на контакте в диапазоне от начального до давления в момент завершения разработки.

2. Используя данные рассчитанной таблицы, прогнозные значения изменения пластового давления и площади отдельных участков поверхности первоначального газоводяного контакта, нетрудно определить общие объемы пластовой воды, внедрившейся в залежь. Многочисленные расчеты по модели показали, что объемы внедряющейся воды в основном зависят от пластового давления на первоначальном газоводяном контакте и весьма незначительно от темпа изменения этого давления (в тех диапазонах темпа, которые существуют в реально разрабатываемых месторождениях).

Далее был сделан прогноз внедрения подошвенной воды в продуктивную залежь месторождения Медвежье на 01.01.95.

Дата, на которую проведена оценка, объясняется наличием в “Проекте разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации”, выполненном институтом ТюменНИИгипрогаз, карты изобар и подъема ГВК на 01.01.95. На карту изобар были нанесены линии равного подъема ГВК. Это позволило в любой точке первоначальной поверхности ГВК найти давление на дату составления обеих карт путем сложения пластового давления по карте изобар и давления столба воды поднявшегося ГВК.

Номер УКПГ	На 01.01.95		На 01.01.96	Прогноз на конец 2010 г.
Номер УКПГ	Данные Тю-менНИИ-гипрогаза	Расчет по методике настоящей работы	По данным НТЦ ООО “Надымгаз-пром”	ТюменНИИ- гипрогаз	Расчет по методике настоящей работы
2	375	496	397	749	1016
3	555	268	310	853	370
1	450	370	404	1233	1047
4	655	367	495	1323	965
5	185	507	233	486	1220
6	340	240	208	643	701
7	170	288	166	428	758
Итого	2730	2479	2213	5715	6077

Зону каждого УКПГ разделили на несколько подзон, в каждой из которых без больших погрешностей можно было использовать среднее давление на поверхности первоначального ГВК. По среднему давлению для каждой подзоны находили объем профильтровавшейся пластовой воды в м³/м², который умножали на площадь соответствующей подзоны. Эту операцию проводили по каждой подзоне и затем все результаты суммировали, давая общий приток по УКПГ.Общий объем внедрившейся воды по зонам УКПГ 1-7 оказался на 20 % меньше, чем объем, определенный на ту же дату (01.01.95) в указанном выше “Проекте...”.

Учитывая ту минимальную фактическую информацию о строении и физических свойствах водоносного горизонта, которая была использована для оценки вертикальной псевдопроницаемости, решено было провести адаптацию модели по данным фактического обводнения месторождения.

Такая адаптация была осуществлена по данным "Проекта...” ТюменНИИ-гипрогаза на 01.01.95. Результаты расчетов по адаптированной модели приведены в табл. 6.14. Оказалось, что лучшее совпадение расчетных и фактических данных дает значение вертикальной псевдопроницаемости, равное 3,5-10^-15 м². Для этого значения построен график суммарного объема пластовой воды, профильтровавшейся через 1 м² поверхности первоначального ГВК в зависимости от пластового давления (рис. 6.68). График использовался при расчете данных табл. 6.14.

Следует отметить, что так называемые “фактические” данные об объемах внедрившейся воды приводятся авторами “Проекта...” без оценки погрешности, с которой они определены и которая может быть весьма значительной при построении карт подъема ГВК, так как прямые измерения

0-1-¹-¹-¹-¹-

7 6 5 4 3 2 1

Рис. 6.68. Зависимость суммарного объема пластовой воды, профильтровавшейся через 1 м² поверхности первоначального ГВК месторождения Медвежье, от пластового давления на этой поверхности (толщина водоносного слоя 1500 м)

Объемы внедрившейся подошвенной воды по укрупненным зонам из нескольких соседних зон УКПГ месторождения Медвежье

Номер УКПГ	На 01.01.95		На 01.01.96	Прогноз на конец 2010 г.
Номер УКПГ	Данные Тю-менНИИ-гипрогаза	Расчет по методике настоящей работы	По данным НТЦ ООО “Надымгазпром”	ТюменНИИ- гипрогаз	Расчет по методике настоящей работы
2+3	930	767	707	1602	1386
1+4 + 5	1290	1244	1132	3042	3232
6 + 7	510	528	374	1071	1459
Итого 2	2730	2539	2213	5715	6077

справедливы только для меньшей части площади месторождения, а приток подошвенных вод зависит от падения давления по всей площади и от размеров этой площади.

В справедливости этого замечания можно убедиться, сопоставив данные

об объемах внедрившейся воды на более позднюю дату (01.01.96), представленные НТЦ ООО “Надымгазпром” и приведенные также в табл. 6.14. Эти объемы значительно меньше проектных.

Чтобы не завышать прогнозных объемов на конец 2010 г., для адаптации примененной модели была принята псевдопроницаемость, которая дает общие объемы притока пластовых вод на 01.01.95 меньше приведенных в проекте (см. табл. 6.14).

Несовпадение объемов притока в зоны отдельных УКПГ по данным проекта, НТЦ и настоящей работы объясняется двумя причинами:

1) границы зон УКПГ выделяются условно и не согласованы между авторами отдельных работ;

2) существуют перетоки внедряющихся вод между соседними зонами.

Различия в объемах становятся относительно меньшими, если их суммировать по нескольким соседним зонам УКПГ (табл. 6.15). При этом ликвидируются несоответствия за счет неопределенности границ и частично -за счет перетоков.

Прогноз на конец 2010 г. показывает, что к этому времени общий объем внедрившейся воды по семи первым УКПГ составит 6077 млн. м³, что в 2,45 раза больше объема на 01.01.95 г. (по данным “Проекта...” - внедрится 5715 млн. м³).

К этому времени УКПГ-6 и УКПГ-7 полностью обводнятся. При этом пластовое давление на кровле зоны УКПГ-6 будет равно 0,94 МПа, зоны УКПГ-7 - 1,4 МПа, в зонах остальных УКПГ давление около 2 МПа и более.

На конец 2010 г. в семи первых УКПГ при остаточной газонасыщеннос-ти 0,25 обводненная зона займет около 83 % первоначального газонасыщенного объема.

Используя график (см. рис. 6.68), нетрудно оценить, что УКПГ-1, 2,

3, 4 и 5 не удастся эксплуатировать даже до 1 МПа пластового давления, так как при этом давлении прогнозируемый объем внедрившейся воды оказывается больше оставшегося необводненного газонасыщенного объема.

Расчеты по предлагаемой методике показывают, что используемая в настоящее время для прогнозирования обводнения линейная интерполяция су

ществующих темпов обводнения дает заниженные результаты, так как темпы обводнения при давлениях ниже 3 МПа существенно возрастут. По этой причине, в частности, для первых семи УКПГ месторождения Медвежье произойдет полное заводнение газонасыщенного объема при давлении, несколько большем 1 МПа, если принять остаточную газонасыщенность равной 0,25.

6.4.6

ОСНОВНЫ1Е ПРОЕКТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ

По “Проекту разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации”, выполненному институтом Тюмен-НИИгипрогаз в 1995 г., разработка месторождения завершится в 2010 г. при промышленном коэффициенте газоотдачи 90,2 %.

В обводненном объеме при коэффициенте остаточной газонасыщенности (принятом равным 0,25) останется 38 % газа в свободном объеме, или 60 % остаточных запасов пластового газа.

Остаточный свободный газ предлагается использовать для производства метанола, обрабатывая метан перегретым паром при высоких давлении и температуре.

При ежегодной добыче 4-5 млрд. м³ остаточного газа можно будет получать 600-700 тыс. т метанола.

В табл. 6.16 приводятся некоторые технологические показатели по УКПГ и месторождению в целом.

Принята следующая годовая добыча газа по месторождению на завершающей стадии по проекту:

2010 г..............................7,6 млрд. м³

На 01.01.95 в продуктивные отложения внедрилось 3412 млн. м³ воды, что составляет 29,7 % начального порового объема (с учетом остаточной газонасыщенности, равной 0,25), в том числе:

в южную часть (УКПГ-2, 3, 1, 4) - 2035 млн. м³ (51 %);

в центральную часть (УКПГ-5, 6, 7, 8, 8а) - 937,4 млн. м³ (28 %);

в Ныдинскую площадь (УКПГ-9) - 440 млн. м³ (22 %).

Из месторождения отобрано 68,9 % от начальных геологических запасов. Среднее пластовое давление упало до 4,76 МПа, наиболее низкие пластовые давления в зонах УКПГ-6, 7 (3,98-4,25 МПа).

По геологическому отчету за 1996 г., на месторождении из 340 скважин действующего эксплуатационного фонда более 70 относятся к самозадавли-вающимся скважинам, эксплуатирующимся с периодическими продувками стволов.

По прогнозу, который сделан в проекте доразработки, с 1995 по 2010 г. на месторождении ежегодно будут работать с водопроявлениями 100— 170 скважин, являющихся потенциальными объектами для капитального ремонта, а точнее, которые необходимо будет обязательно ремонтировать.

					УКПГ						В целом
Показатели	2	3	1	4	5	6	7	8	8а	9	по месторождению
Год окончания разработки	2006	2010	2004	2003	2010	2001	2008	2010	2010	2010	2010
Промышленный коэффициент газоотдачи, %	89,2	89	90,8	89,3	91,0	90,5	92,7	90,9	88,1	89,7	90,2
Остаточные запасы газа на конец периода подачи газа в магистральный газопровод, % запасов В том числе:	0,91	1,00	1,16	1,32	0,76	0,65	0,50	0,81	0,52	2,17	9,8
количество защемленного газа в обводненном объеме	0,45	0,59	0,60	0,63	0,23	0,24	0,16	0,23	0,16	0,51	3,8
количество газа в свободном состоянии	0,46	0,41	0,56	0,69	0,53	0,41	0,34	0,58	0,36	1,66	6,0
Процент обводнения зоны УКПГ на конец периода подачи газа в магистральный газопровод	66,5	80,9	70,03	73,09	49	57,3	50,44	46,2	49,7	39,0	56,2
Среднее пластовое давление на конец периода подачи газа в магистральный газопровод, МПа	2,69	3,80	2,54	2,80	1,67	2,26	1,50	1,75	1,92	1,72	1,96

РАСЧЕТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ С ЗАКАЧКОЙ АЗОТА В ПЛАСТ

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ УЧАСТОК

Прогноз добычи низконапорного газа на завершающей стадии разработки и оценка промышленной и конечной газоотдачи проводились на сеточной модели, учитывающей двухмерную фильтрацию газа в неоднородной пористой среде и двухмерную стационарную фильтрацию жидкости в водоносной зоне пласта.

Количественная оценка вытеснения газа в свободном состоянии и защемленного из обводненной зоны пласта контрагентом (азотом) при снижающемся пластовом давлении проводилась в приближенной постановке для условий однофазной фильтрации на базе балансовых соотношений. Количественные характеристики вытеснения метана азотом взяты из экспериментальных исследований, изложенных в разделе 6.4.1.

Расчеты проведены на примере условно выделенного экспериментального участка месторождения Медвежье. Полученные количественные соотношения в процентах перенесены с экспериментального участка на все месторождение, в предположении адекватности рассматриваемого процесса для извлечения остаточных запасов низконапорного газа (при пластовом давлении ниже 5 МПа) на заключительной стадии разработки.

Сеточная модель газовой области экспериментального участка имела переменные фильтрационно-емкостные параметры по площади со следующими характеристиками:

Начальные геологические запасы..................................................Qreoasim, млрд. м³

Начальный газонасыщенный поровый объем плас^та..................................................................................................................................Чазо^ ^млн. М³

Термобарические условия:

начальное пластовое давление..................................................11,57 МПа

начальная пластовая температура..........................................27 °С (300 К)

коэффициент сверхсжимаемости газа................................0,960

Объемный коэффициент газа (FVF)..........................................0,0086 м³/м³

Газонасыщенность:

начальная........................................................................................................0,75 (а₀)

остаточная......................................................................................................0,25 (а_ост)

Условные границы выделенного участка принимались непроницаемыми.

Сеточная модель водоносной области имела аналогичные границы, соответствующие газовой части залежи, и характеризовалась переменными фильтрационно-емкостными параметрами по площади. На ее границах задавалась функция притока воды, полученная из общего решения уравнения Ван-Эвердингена и Херста (стационарный приток воды к укрупненной скважине).

На сеточной модели экспериментального участка были заданы 63 скважины с фактическими дебитами и рассмотрены две технологии доразра-ботки.

На начало расчетов принимались следующие основные технологические показатели разработки:

(35,5 % от начальных геологических запасов)

В том числе:

объем защемленного газа (а_ост = 0,25+0,4), 0_{геолза1},

млрд. м³......................................................................................................................0,021

Прогнозные расчеты добычи низконапорного газа проведены на 20 лет (рис. 6.69). Структура остаточных запасов низконапорного газа во времени, включая защемленный газ, показана на рис. 6.70. Как видно, объем защемленного газа в пласте возрастает с 0,021 (1-й год прогноза) до 0,065 Р_{геолзап}. (20-й год прогноза).

Промышленная газоотдача получена при условии модернизации ком

прессорных агрегатов ДКС и их переобвязки в три ступени, обеспечивающие минимальное давление на приеме 0,5 МПа. При этих условиях прогнозный период доразработки с обеспечением подачи газа в магистральный газопровод составляет 18 лет. Суммарная добыча газа - 91,7 % от начальных геологических запасов (см. рис. 6.69).

Далее доразработка пласта продолжается с использованием низконапорного газа на местные нужды.

Конечная газоотдача получена при условии подъема ГВК в зоне (эксплуатации) расположения скважин до 50 м. При этих условиях предпо-

Время разработки, годы

Рис. 6.69. Добыча низконапорного газа но традиционной технологии на режиме истощения

	Коэффициент конечной газоот
91,70 %	дачи, %.................................. Пластовое давление забрасывания, МПа:	93,50
0,85	в зоне дренирования.............	0,3
1,7	среднее по залежи................	1
0,50	Давление на устье, МПа...........	0,44
0,49	Период доразработки, лет .........	20
18

Коэффициент газоотдачи на даль-

дальний транспорт.................

Конечное пластовое давление,

МПа:

в зоне эксплуатации.............

среднее по залежи...............

Давление на устье, МПа..........

Давление на входе в ДКС, МПа Период доразработки, лет.........

Остаточные запасы газа, млрд.

Время разработки, годы Рис. 6.70. Динамика структуры остаточных запасов низконапорного газа в процессе разработки участка.

Ё*А: 1 - АгАТТАП°Ё „*А, 2 - й,0-0Г..1°Ё „*А

лагается, что все эксплуатационные скважины (расположенные в максимальной изопахите 50 и меньше) будут обводнены и разработка месторождения закончена.

По расчетам к этому времени (20-й год прогноза) пластовое давление в зоне эксплуатации составит около 0,3 МПа, а среднее по залежи ~1 МПа.

Суммарная добыча газа из пласта за полный срок разработки (с учетом прогноза) составит 93,5 % от начальных геологических запасов (см. рис. 6.69).

Неизвлекаемые запасы газа (защемленный газ) составят в целом по экспериментальному участку (см. рис. 6.70) 6,5 % от начальных геологических запасов, в том числе:

В обводненной зоне пласта (а_ост = 0,25+0,4)..........5,85 % от начальных геологических запасов

В свободном состоянии (а₀ = 0,75)..................................0,65 % от начальных геологических запасов

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ДОРАЗРАБОТКИ С ЗАКАЧКОЙ АЗОТА В ПЛАСТ

Физическая сущность предлагаемой технологии заключается в более эффективной доразработке на “истощение”, благодаря вытеснению как защемленного газа, так и свободного низконапорного газа. Закачиваемый в пласт азот обладает вязкостью на два порядка меньшей вязкости воды. Поэтому при наличии дополнительного градиента давления, создаваемого нагнетанием азота, этот флюид движется по фильтрационным каналам, где, с одной стороны, выше абсолютная проницаемость пористой среды, а с другой - выше содержание защемленного газа, имеющего, как и азот, существенно меньшую вязкость по сравнению с водой. При этом также повышается эффективность отбора низконапорного газа в свободном состоянии (см. раздел 6.4.1).

На начало закачки азота в пласт суммарный отбор газа из пласта принимался таким же, как и при традиционной технологии доразработки на “истощение” (64,5 % от начальных геологических запасов). Соответственно остаточные запасы низконапорного газа (при пластовом давлении 5 МПа) составляли 35,5 % от начальных геологических запасов, в том числе объем защемленного газа (а_ост = 0,25+0,4) - 0,021 О_геол.з_ап.

Прогнозные расчеты добычи низконапорного газа проведены при аналогичных годовых отборах газа, но с одновременной закачкой в пласт азота в течение первых 13 лет доразработки на “истощение”. Затем закачка азота в пласт прекращалась, и расчеты продолжались до полного обводнения залежи.

Объемы закачки азота в пласт (суточные) через 10 скважин при снижающемся пластовом давлении показаны в табл. 6.17.

По балансовым соотношениям для условий однофазной фильтрации при снижающемся пластовом давлении рассчитаны:

динамика прокачки через обводненный пласт азота (табл. 6.18);

динамика извлечения защемленного газа из обводненного объема пласта (табл. 6.19);

динамика остаточных объемов защемленного газа на период прокачки азотом обводненной зоны пласта (табл. 6.20 и рис. 6.71);

динамика остаточных объемов свободного низконапорного газа в период закачки азота в пласт (табл. 6.21 и рис. 6.72);

Годы закачки азота в пласт	Давление, МПа		Репрессия на пласт, МПа	Средний дебит нагнетания, тыс. м³/сут
Годы закачки азота в пласт	пластовое	нагнетания	Репрессия на пласт, МПа	Средний дебит нагнетания, тыс. м³/сут
1	4,97	5,88	0,69	100
2	4,68	5,69	0,70	150
3	4,22	5,39	0,71	200
4	3,92	4,90	0,73	250
5	3,63	4,71	0,78	280
6	3,43	4,41	0,92	600
7	3,14	4,22	0,98	320
8-13	2,94-2,35	3,92-3,14	0,98	350

ТАБЛИЦА 6.18

Динамика прокачки обводненного объема пласта азотом

			Обводнение залежи			Закачка азота в		пласт	Объем на
Го ды	Пластовое давление,	FVF, м³/м³	%	поровый объем пласта, занятый водой, млн. м³		годо вая,	поровый объем пласта, занятый азотом, млн. м³		гнетания азота в обводненную
	МПа			«0 = = 0,75	«ост = = 0,25	млн. м³	годо вой	суммар-н ый	зону пласта, объем пор*
1	4,97	0,0200	13,1	316,6	105,5	360	7,2	7,2	0,07(0,13)
2	4,59	0,0217	14,4	348,0	116,0	540	11,7	18,9	0,16(0,30)
3	4,24	0,0235	15,6	377,0	125,6	720	16,9	35,8	0,29(0,46)
4	3,92	0,0254	16,9	408,4	136,1	900	22,9	58,7	0,43(0,55)
5	3,63	0,0275	18,1	437,4	145,8	1000	27,5	86,2	0,59(0,60)
6	3,36	0,0296	19,3	466,4	155,5	1100	32,6	118,8	0,76(0,60)
7	3,14	0,0318	20,5	495,4	165,1	1150	36,6	155,4	0,94(0,60)
8	2,94	0,0339	21,7	524,4	174,8	1250	42,4	197,8	1,13(0,60)
9	2,75	0,0361	22,9	553,4	184,5	1250	45,1	242,9	1,34(0,60)
10	2,60	0,0383	24,1	582,4	194,1	1250	47,9	290,8	1,50(0,60)
11	2,46	0,0404	25,2	609,0	203,0	1250	50,5	341,3	1,68(0,60)
12	2,33	0,0426	26,3	635,6	211,8	1250	53,3	394,6	1,86(0,60)
13	2,23	0,0447	27,5	664,6	221,5	1250	55,9	450,5	2,00(0,60)
* В скобках - коэффициент извлечения защемленного ные).							газа (экспериментальные дан-

динамика удельного расхода азота на добычу низконапорного газа в период закачки азота (табл. 6.22).

Из анализа расчетов следует, что на конец 13-го года закачки азота в пласт при принятой стратегии добычи низконапорного газа:

обводненный поровый объем пласта (27,5 % от начального порового объема) промывается азотом дважды (см. табл. 6.18);

суммарный остаточный объем защемленного газа снижается на 60 % (см. табл. 6.20 и рис. 6.71), т.е. 60 % ранее защемленного газа переводится в свободное состояние и может быть добыто в процессе дальнейшей доразработки (см. табл. 6.19);

суммарные остаточные объемы свободного низконапорного газа (без защемленного) возрастают приблизительно в 2 раза (см. табл. 6.21 и рис. 6.72), однако содержание азота в этом объеме достигает 13 %.

Таким образом, эффективность доразработки пласта по сравнению с

Динамика извлечения защемленного газа из обводненного объема пласта при прокачке азотом

Годы	Годовая закачка азота в пласт, млн. м³	Коэффициент извлечения защемленного газа	Объем свободного газа, млн. м³
			годовой		суммарный
			защемленный газ, переведенный в свободное состояние	азот	защемленный газ, переведенный в свободное состояние	азот
1	360	0,13	47	313	47	313
2	540	0,30	162	378	209	691
3	720	0,46	331	389	540	1 080
4	900	0,55	495	405	1 035	1 485
5	1 000	0,60	600	400	1 635	1 885
6	1 100	0,60	660	440	2 295	2 325
7	1 150	0,60	690	460	2 985	2 785
8	1 250	0,60	750	500	3 735	3 285
9	1 250	0,60	750	500	4 485	3 785
10	1 250	0,60	750	500	5 235	4 285
11	1 250	0,60	750	500	5 985	4 785
12	1 250	0,60	750	750	6 735	5 285
13	1 250	0,60	750	750	7 485	5 785
Всего	13 270	-	7 485	5 785	-	-

ТАБЛИЦА 6.20

Годы	Объемы защемленного газа, млрд. м³			Годы	Объемы защемленного газа, млрд. м³
	до закачки азота в пласт	в период закачки азота в пласт			до закачки азота в пласт	в период закачки азота в пласт
	до закачки азота в пласт	защемленный газ, переведенный в свободное состояние	собственно защемлен ный		до закачки азота в пласт	защемленный газ, переведенный в свободное состояние	собственно защемлен ный
1	5,9	0,0	5,9	8	9,8	3,7	6,1
2	6,5	0,2	6,3	9	10,4	4,5	5,9
3	7,0	0,5	6,5	10	11,0	5,3	5,7
4	7,6	1,0	6,6	11	11,5	6,0	5,5
5	8,1	1,6	6,5	12	12,1	6,7	5,4
6	8,7	2,3	6,4	13	12,6	7,5	5,1
7	9,3	3,0	6,3

традиционной разработкой на “истощение” повышается. Период подачи газа в магистральный газопровод увеличивается на 5 лет, а полный срок разработки пласта - на 7 лет (рис. 6.73).

Динамика остаточных объемов защемленного газа в период прокачки азотом обводненной зоны пласта

Промышленная газоотдача увеличивается с 91,7 до 95,5 %, т.е. на 3,8 % от начальных геологических запасов газа.

Конечная газоотдача увеличивается с 93,5 до 97,4 %, т.е. на 3,9 % от начальных геологических запасов газа.

Неизвлекаемые запасы газа (защемленный) в целом по экспериментальному участку снижаются с 6,5 % от начальных геологических запасов газа до 2,6 % от начальных геологических запасов, в том числе:

Остаточные запасы газа, млрд.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Время разработки, годы

ёЁО. 6.71. ШфШф OOUtUO'I 0-AI0, АФАИАПб„б „ФАФ.

1 - разработка с закачкой азота, 2 - разработка без закачки азота

Остаточные запасы газа, млрд. м^:

100

У//////////////////////У////А1

У////////////////////////М.

__ O'

777777777/7/////////////^

Время разработки, годы

7/77777777////777Ш

у//////////////77т

У///////////////7Л\

У777М

У//////////////Ш

V///////////////2& 3

Динамика остаточных объемов свободного низконапорного газа в период закачки азота в пласт

Годы	Текущие	₃ запасы газа, млрд. м³		Остаточные объемы низконапорного газа закачки азота в пласт, млрд. м³				в период
	до закачки азота в пласт	суммарная закачка азота в пласт	всего в период закачки азота в пласт	защем ленный газ	Свободный газ
					Всего	В том числе
					Всего	метан	азот	% азота в свободном газе
1	100,0	0,36	100,4	5,9	94,5	94,2	0,3	0,3
2	90,2	0,90	91,1	6,3	84,8	84,1	0,7	0,8
3	81,8	1,60	83,4	6,5	77,0	75,9	1,1	1,4
4	74,2	2,50	76,7	6,6	70,2	68,7	1,5	2,1
5	67,4	3,50	70,9	6,5	64,5	62,6	1,9	2,9
6	61,5	4,60	66,1	6,4	59,7	57,4	2,3	3,9
7	56,2	5,80	62,0	6,3	55,7	52,9	2,8	5,0
8	51,7	7,00	58,7	6,1	52,7	49,4	3,3	6,2
9	47,8	8,30	56,1	5,9	50,2	46,4	3,8	7,6
10	44,4	9,50	53,9	5,7	48,2	44,0	4,3	8,9
11	41,3	10,80	52,1	5,5	46,6	41,8	4,8	10,3
12	38,8	12,00	50,8	5,4	45,5	41,2	5,3	11,6
13	36,3	13,30	49,6	5,1	44,5	38,7	5,8	13,0

в обводненной зоне пласта (а_ост = 0,25+0,4) с 5,85 до 2,4 % от начальных геологических запасов;

в свободном состоянии (а₀ = 0,75) с 0,65 до 0,2 % от начальных геологических запасов.

Сводные технологические показатели разработки экспериментального участка приведены в табл. 6.23.

Сопоставление технологий добычи низконапорного газа (традиционной и с закачкой азота в пласт)

Проведенные расчеты добычи низконапорного газа для экспериментального участка на завершающей стадии разработки по традиционной технологии на истощение и по рекомендуемой технологии с закачкой азота в пласт позволяют сопоставить количественные результаты добычи низконапорного газа и оценить технологическую эффективность рекомендуемой технологии. Результаты сравнения приведены в табл. 6.24.

Проведенный анализ показывает, что рекомендуемая технология добычи низконапорного газа с закачкой азота в пласт по сравнению с традиционной технологией доразработки на “истощение” позволяет: продлить период

подачи газа в магистральный газопровод - на 5 лет; доразработки - на 7 лет; увеличить газоотдачу

на дальний транспорт - на 3,8 % от начальных геологических запасов; конечную - на 3,9 % от начальных геологических запасов; достичь газоотдачи

на дальний транспорт - 95,5 % от начальных геологических запасов; конечной - 97,4 % от начальных геологических запасов;

Динамика удельного расхода азота на добычу низконапорного газа в период закачки (1—13 годы)

				Удельный расход азота на дополнительную добычу						газа, м³/м³
	Суммар-	защемленного газа, переведенного в				свободного (без защемленного газа,				свободного и защемленного газа, пе
Годы	ный объем		свободное	состояние		переведенного в свободное состояние)				реведенного в свободное состояние
	закачки	объем, млрд. м³		дополн.		объем, млрд. м³		дополн.	удель-	объем,	3 млрд. м³	дополн.	удель-
	азота,	без за	с за	добыча,	удель-	без за	с за-	добыча,	ный	без за	с за	добыча,	ный
	млрд. м³	качки	качкой	млрд. м³	ны й	качки	качкой	млрд. м³	расход	качки	качкой	млрд. м³	расход
		N2	N2		расход	N2	N2			N2	N2
1	0,36	5,9	5,9	0,0	0,0	94,1	94,5	0,4	1,0	100,0	100,4	0,4	1,0
2	0,90	6,5	6,3	0,2	4,5	83,7	84,8	1,1	0,8	90,2	91,1	0,9	1,0
3	1,60	7,0	6,5	0,5	3,2	74,8	77,0	2,2	0,7	81,8	83,4	1,6	1,0
4	2,50	7,6	6,6	1,0	2,5	66,6	70,2	3,6	0,7	74,2	76,7	2,5	1,0
5	3,50	8,1	6,5	1,6	2,2	59,3	64,5	5,2	0,7	67,4	70,9	3,5	1,0
6	4,60	8,7	6,4	2,3	2,0	52,8	59,7	6,9	0,7	61,5	66,1	4,6	1,0
7	5,80	9,3	6,3	3,0	1,9	46,9	55,7	8,8	0,7	56,2	62,0	5,8	1,0
8	7,00	9,8	6,1	3,7	1,9	41,9	52,7	10,8	0,6	51,7	58,7	7,0	1,0
9	8,30	10,4	5,9	4,5	1,8	37,4	50,2	12,8	0,6	47,8	56,1	8,3	1,0
10	9,50	11,0	5,7	5,3	1,8	33,4	48,2	14,8	0,6	44,4	53,9	9,5	1,0
11	10,80	11,5	5,5	6,0	1,8	29,8	46,6	16	0,6	41,3	52,1	10,8	1,0
12	12,00	12,1	5,4	6,7	1,8	26,7	45,5	18,8	0,6	38,8	50,8	12,0	1,0
13	13,30	12,6	5,1	7,5	1,8	23,7	44,5	20,8	0,6	36,3	49,6	13,3	1,0

91,

93,

⁷°Af

95,

лет

₅„, 97,4 %,,

F---

лет

/ 1 1 1 1 1 1 1 1 1

i 1 1

8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

100 95 ; 90 s 85

I 80

Время разработки, годы

	Рис.	6.73. Добыча низконапорного газа.
Коэффициент газоотдачи			Коэффициент конечной газо
на дальний транспорт, %	91,7*	95,5**	отдачи .............................	93,5*	97,4
Конечное пластовое дав			Пластовое давление, забра
ние, МПа:			сывания, МПа:
в зоне дренирования...	0,83	0,82	в зоне дренирования.......	0,29	0,28
среднее по залежи	1,68	1,67	среднее по залежи..........	0,96	0,93
Давление на устье, МПа	0,50	0,50	Давление на устье, МПа	0,44	0,41
Давление на входе в ДКС,			Период доразработки, лет...	20	27
МПа...........................	0,49	0,49
Период доразработки, лет	18	23

^: Традиционная технология разработки на “истощение”. Рекомендуемая технология разработки (с закачкой азота в пласт).

ТАБЛИЦА 6.23

Сводные технологические показатели разработки (экспериментальный участок)

Номер п/п	Показатели	Единица измерения	Значение
1	Начальные геологические запасы газа	млрд. м³	281,0
2	Суммарный отбор газа на начало закачки	млрд. м³	181,0
	азота в пласт	% от запасов	64,5
3	Остаточные запасы низконапорного газа	млрд. м³	100,0
	(при пластовом давлении ниже 5 МПа)	% от запасов	95,5
4	Период закачки азота в пласт	лет	13
5	Снижение пластового давления в период закачки азота в пласт: 1-й год 13-й год	МПа	5 2,4
6	Суммарный объем закачки азота в пласт	млрд. м³	13,3
7 8	Число нагнетательных скважин Параметры работы нагнетательных скважин:	ед.	10
	средний дебит нагнетания	тыс. м³/сут	100+350
	репрессия на пласт	МПа	0,7-1
	давление нагнетания	МПа	5,38-3,14
9	Добыча трудноизвлекаемых остаточных	₃ млрд. м³	92,6
	запасов низконапорного газа (с использованием новой технологии) В том числе:	% от запасов	33,0
	за период закачки азота в пласт(1+13-й	млрд. м³	64,1
	год)	% от запасов	22,8
	за период доразработки (14+27-й год)	млрд. м³ % от запасов	28,5 10,2

Номер п/п	Показатели	Единица измерения	Значение
10	Содержание азота в добываемом низконапорном газе:
	в период закачки азота в пласт (1+13-й год) в период доразработки (14+27-й год)	^%	0 < n₂ < 13,0 N = 13,0 (const) 91,7; 257.6 95,5; 268,3 93,5; 262.6 97,4; 273,6
11	Газоотдача: на дальний транспорт: без закачки азота в пласт с закачкой азота в пласт конечная: без закачки азота в пласт с закачкой азота в пласт	% от запасов млрд. м³
12	Конечное пластовое давление на дальний транспорт газа: в зоне эксплуатации среднее по залежи Давление на устье Давление на входе в ДКС	МПа	0,82-0,83 1,67-1,68 0,5 0,49
13	Пластовое давление забрасывания: в зоне эксплуатации среднее по залежи Давление на устье	МПа	0,28-0,29 0,93-0,96 0,41-0,44
14	Увеличение газоотдачи за счет закачки азота в пласт: на дальний транспорт конечной	% от запасов млрд. м³	3,8; 10,7 3,9; 11,0
15	Продление периода: подачи газа на дальний транспорт доразработки пласта	лет	5 7
16	Остаточные объемы защемленного газа без закачки азота в пласт, в том числе: в обводненной зоне пласта (а_ост = = 0,25+0,4) в свободном состоянии (а₀ = 0,75) с закачкой азота в пласт, в том числе: в обводненной зоне пласта (а_ост = = 0,25+0,4) в свободном состоянии (а₀ = 0,75)	% от запасов млрд. м³	6,5; 18.4 5,85; 16,6 0,65; 11,8 2,6; 7.4 2,4; 6,7 0,2; 0,7
17	Удельный расход азота на добычу низконапорного газа: в период закачки азота в пласт (1+13-й год): 0 % < n₂ < 13,0 % защемленного газа, переведенного в свободное состояние свободного газа (без защемленного, переведенного в свободное состояние) свободного газа (с защемленным, переведенным в свободное состояние) в период доразработки (14-27-й год) N₂ = 13,0 % - const	м³/м³	4,5 (2-й год)-1,8 (19-й год) 1.0 (1-й год)-0,6 (13-й год) 1.0 (1-13-й год) 0,5

Сравнение технологий добычи низконапорного газа на завершающей стадии разработки месторождения Медвежье (экспериментальный участок)

		Количественные результаты
Но мер п/п	Показатели	традиционная технология добычи на “истощение”	рекомендуемая технология добычи с закачкой азота в пласт
1	Начальные геологические запасы газа: ₃ млрд. м³	281,0	281,0
	% от запасов	100,0	100,0
2	Суммарная добыча газа из пласта за период снижения пластового давления от начального до 5 МПа: млрд. м³	181,0	181,0
	% от запасов	64,5	64,5
3	Остаточные запасы низконапорного газа: млрд. м³	100,0	100,0
	% от запасов	35,5	35,5
	В том числе: трудноизвлекаемые и требующие новых технологий доразработки: млрд. м³	23,3	23,3
	% от запасов	8,3	8,3
4	Суммарная добыча низконапорного газа: млрд. м³	81,6	92,6
	% от запасов	29,0	32,9
	В том числе: в период закачки азота в пласт 0 % < N₂ < 13,0 % млрд. м		64,1
	% от запасов	-	22,8
	доразработка после прекращения закачки N₂ = 13,0 % = const ²3 млрд. м³		28,5
	% от запасов	-	10,1
5	Период доразработки, лет	20	27
	В том числе: с закачкой азота в пласт	_-	13
	после прекращения закачки	-	14
6	Газоотдача: на дальний транспорт: млрд. м³	257,6	268,3
	% от запасов	91,7	95,5
	конечная: млрд. м³	262,6	273,6
	% от запасов	93,5	97,4
7	Остаточные неизвлекаемые запасы низконапорного газа (защемленный): млрд. м³	18,4	7,4
	% от запасов	6,5	2,6

понизить неизвлекаемые запасы газа (защемленного) с 6,5 до 2,6 %;

обеспечить стабильную работу промысла и ее инфраструктуры за счет продления периода занятости трудовых ресурсов на 7-10 лет.

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПИЛОТНОГО УЧАСТКА И ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОПЫТНОЙ ЗАКАЧКИ АЗОТА

ОЦЕНКА ВЕЛИЧИН РЕПРЕССИЙ ПРИ ЗАКАЧКЕ АЗОТА В ОБВОДНЕННУЮ ЧАСТЬ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Для определения репрессий при закачке азота в обводненную часть продуктивного пласта была принята следующая схема расчета (рис. 6.74). В зоне вскрытой части пласта высотой h на глубину h/2 по радиальному направлению происходит радиальная фильтрация, а затем с поверхности цилиндра высотой h и радиусом h/2, который приближенно заменяется шаром радиусом h/2, сферическая фильтрация.

Предполагается, что пласт анизотропный. Абсолютная проницаемость в

Рис. 6.74. Схема расчета значений репрессий при закачке азота в обводненную часть продуктивного пласта

радиальном направлении равна средней проницаемости вдоль напластования ?_г, определенной по керну, умноженной на отношение (1- ^)/(1 - х), где ^ - “песчанистость” продуктивной зоны, % - доля “литологических окон” на геологическом срезе. Это отношение характеризует увеличение гидравлического сопротивления пласта в целом в направлении напластования за счет наличия в нем непроницаемых пропластков.

Абсолютную проницаемость в вертикальном направлении считают равной средней вертикальной проницаемости по керну k,, разделенной на величину ^:

1 *,⁽л-х^{) F}1

X 2л *г⁽¹ -х) h2

⁽¹ + 4²-X Va/x

где F_l - средняя площадь “литологического окна” в продуктивном пласте; h₂ - средняя толщина проницаемого пропластка в продуктивном пласте.

Так как фильтрация азота происходит через газонасыщенную зону, то абсолютные проницаемости умножаются на фазовую проницаемость коллектора для газа средней газонасыщенности обводненной зоны перед началом закачки азота. Разумеется, после прокачки через нее азота средняя газона-сыщенность обводненной зоны может измениться в сторону возрастания, но при этом увеличится фазовая проницаемость для газа и для тех же расходов закачки уменьшится пластовая репрессия.

Таким образом, принятая схема будет давать верхние оценки значений репрессий, что является более правильным для обоснования технологических показателей закачки.

Если обозначить давление на цилиндрической поверхности с радиусом h/2 через р^г, давление на стенке скважины через р_с, то для установившегося режима фильтрации азота перепад давлений

Р 2 —(р * )2 = ^^Qcr
Рст^TZ ln ^h 7lk*h ^Тст ^2гс

Заменяя цилиндр высотой h и радиусом h/2 на шар того же радиуса, можно для установившейся сферической фильтрации записать выражение для потерь давления между поверхностью сферы и плоскостью текущего ГВК для того же расхода Q_CT:

(р * )2 _р 2 — ^^Qct ^рст^TZ 4nk*h ^Тст

V«(h/2)² +(h/2)² V«(h/2)² + (h/2+2H )²

Складывая формулы для радиального и сферического оттока, получаем выражение для расчета забойного давления:

h1 ln-+ —

2r_c 2

р ² +-^^Q' ¹^г + и< nk.

Р ст^Т2

Рс

|h| ^Тст j

/«+1 ja+(1+4H/h)²

где р_г - давление на границе текущего ГВК; h - вскрытая толщина коллектора; Н - расстояние от середины вскрытой толщины до текущего ГВК; г,

2 - цилиндрические координаты; k* - среднее значение коэффициента проницаемости в радиальном направлении для газа в обводненной зоне, полученное как произведение абсолютного среднего значения этого коэффициента в том же на радиальном направлении для газа в обводненной зоне, полученное как произведение абсолютного среднего значения этого коэффициен-

Забойное давление (МПа) в нагнетательной скважине при расходе 100 тыс. м³/сут азота в зависимости от давления на текущем ГВК, высоты обводненного слоя и вскрытой толщины пласта

	Ргвк	5 МПа	Ргвк	4 МПа	Ргвк	3 МПа	Ргвк	2 МПа	Ргвк	1 МПа
h, м					Н	м
	30	100	30	100	30	100	30	100	30	100
5	5,65	5,65	4,81	4,82	4,06	4,07	3,42	3,42	2,97	2,97
10	5,35	5,35	4,47	4,48	3,65	3,65	2,91	2,92	2,37	2,38
15	5,24	5,24	4,32	4,33	3,46	3,47	2,69	2,69	2,08	2,09
20	5,17	5,17	4,25	4,26	3,36	3,37	2,55	2,56	1,91	1,92
30	5,09	5,10	4,16	4,16	3,25	3,26	2,39	2,40	1,69	1,71
40	-	5,06	-	4,11	-	3,19	-	2,31	-	1,58
50	-	5,03	-	4,08	-	3,15	-	2,25	-	1,49
60	-	5,01	-	4,06	-	3,12	-	2,22	-	1,43

та в том же направлении, измеренное по керну, на множитель (1 - ^)/(1 - %) и фазовую проницаемость для газа при остаточной газонасыщенности в обводненной зоне; k* - среднее значение коэффициента псевдопроницаемости в направлении оси OZ для газа в обводненной зоне, равное произведению абсолютной проницаемости в том же направлении на фазовую для газа при средней остаточной газонасыщенности в обводненной зоне, деленному на коэффициент ^; а = k* /k*; ^ - динамическая вязкость азота при среднем пластовом давлении и температуре Т; Т - пластовая температура азота; Q^ - объемный расход газа нагнетательной скважины, приведенный к нормальным условиям; г_с - радиус скважины; р_ст - стандартное давление; Т_ст - стандартная температура; Z - средний коэффициент сжимаемости закачиваемого газа при среднем пластовом давлении в процессе закачки и температуре Т.

В табл. 6.25 приведены рассчитанные забойные давления (МПа) в нагнетательной скважине при расходе 100 тыс. м³/сут азота в зависимости от давления на текущем ГВК (р_ГВК), высоты обводненного слоя (Н, м) и вскрытой толщины пласта (h, м). Из данных таблицы видно, что потери давления в основном зависят от вскрытой толщины пласта и для их снижения достаточно будет просто увеличивать вскрытую мощность.

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЦЕССА ЗАКАЧКИ АЗОТА В ЗОНУ ПИЛОТНОГО УЧАСТКА

Выбор пилотного участка на месторождении Медвежье (рис. 6.75) для работы первой установки по производству азота, закачиваемого в пласт, обосновывается следующими соображениями.

1. К настоящему времени в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 самые низкие пластовые давления (3,2-3,4 МПа соответственно), что на 0,5-1 МПа ниже, чем в зонах остальных УКПГ. Следовательно, закачивая в зоны УКПГ-6 и УКПГ-7 азот, можно через несколько лет выравнить по этим зонам пластовые давления по отношению к давлениям в соседних УКПГ и при этом дополнительно повысить суммарные отборы по УКПГ-6 и УКПГ-7.

2. В зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 нет аномальных подъемов подошвенных вод. Карта изобар и карта подъема ГВК между собой хорошо корреспонди-

Рис. 6.75. Схема размещения пилотного участка на месторождении

Медвежье

руются: зоне наименьшего пластового давления соответствует зона наибольшего подъема ГВК. Последнее свидетельствует об удовлетворительной усредненности макронеоднородности как по простиранию, так и по толщине пласта.

Такая усредненность необходима на стадии опытной закачки азота, чтобы выявить закономерности вытеснения метана азотом, обусловленные макронеоднородностью коллектора.

Представление о макронеоднородности продуктивного пласта в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 можно получить по изображению продольного геологического разреза на рис. 6.76.

Выбор скважин, которые могли бы быть использованы как нагнетательные, проводился следующим образом.

На первом этапе были рассмотрены интервалы вскрытия всех скважин УКПГ-6 и УКПГ-7, их местоположение относительно текущего ГВК и прогнозного на начало 2010 г., а также глубины пробуренных забоев скважин (рис. 6.77 и 6.78).

Рис. 6.76. Продольный геологический разрез (УКПГ-6 и УКПГ-7):

алевролиты; 2 - глинистые алевролиты; 3 - непроницаемые породы; 4 - пески, песчаники; 5 - зона перфорации; 6 - газоводяной контакт

Рис. 6.79. Схема размещения скважин в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7:

1 - нагнетательные (в числителе - номер скважины, в знаменателе - высота подъема ГВК);

2 - разведочные; 3 - эксплуатационные; 4 - наблюдательные; 5 - эксплуатационные кусто

вые; 6 - контур газоносности; 7 - линии равных значений подъема ГВК, м

®й⁷ О^{2 03} ^⁴ ®⁵ "^{10? 6}⁷

Затем для нагнетательных скважин были отобраны те из них, которые по преимуществу имеют пробуренный забой ниже поверхности первоначального газоводяного контакта. Такой выбор сделан по следующим соображениям. Хотя большинство отобранных добывающих скважин перед переводом их на нагнетательные потребует обязательного ремонта, тем не менее в скважинах с глубоким забоем будет легче осуществить вскрытие ниже поверхности первоначального газоводяного контакта или вблизи от него. Такое вскрытие будет необходимо, чтобы исключить быстрый прорыв закачиваемого азота в чисто газовую часть пласта и к добывающим скважинам. Были намечены в

качестве нагнетательных следующие скважины: 601, 605, 608, 612, 619, 620, 622, 629, 701, 702, 704, 706, 708, 713, 715, 716, 812, 819.

Часть из них являются одиночными, другие расположены в кустах. Номера скважин в кустах на рис. 6.77 и 6.78 объединены горизонтальными фигурными скобками. Расположение скважин на структуре изображено на рис. 6.79.

Дополнительно по четырем направлениям:

были построены профили с обозначением интервалов вскрытия по каждой скважине и положений начального и текущего ГВК.

Зона УКПГ-6 имеет площадь, равную примерно 91 км² при начальном газонасыщенном объеме породы 5332-10⁶ м³ и средней газонасыщенной толщине около 59 м. Для зоны УКПГ-7 соответствующие показатели будут равны 117 км², 5143-10⁶ м³ и 44 м.

В табл. 6.26 и 6.27 приведены прогнозные показатели обводнения зон УКПГ-6 и УКПГ-7.

При расчете использовались данные о давлениях из “Проекта разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации” (ТюменНИИгипрогаз, 1995 г.). На основе этих данных были рассчитаны остаточные запасы свободного и защемленного газа в необвод-ненных и обводненных частях продуктивного пласта зон УКПГ-6 и УКПГ-7 (табл. 6.27).

Закачку азота предполагается осуществлять с 2000 г.

Установка по производству азота имеет следующие технические характеристики.

1. Производительность - 6 млн. нормальных м³/сут (или 2,18 млрд. м³/год).

2. Давление на выходе из установки - 6 МПа (60 бар).

ТАБЛИЦА 6.26 Показатели обводнения зоны УКПГ-6 и УКПГ-7

На начало соответствующего	Общий объем внедрившейся пластовой воды		Средняя высота	Обводнение
года	₃ млн. м³	% от первоначального порового объема	подъема ГВК, м	коллектора, %
		УКПГ-6
1995	240	22,8	20,9	35,7
2000	382	36,4	33,3	56,8
2005	519	49,4	45	77,2
2010	619	58,9 УКПГ-7	54	92
1995	288	28,4	19,6	44,4
2000	490	48,4	33,3	75,6
2005	583	57,6	39,7	90
2010	705	Полное обводнение	44	Полное обводнение, вода фильтруется в соседние зоны

Динамика средних пластовых давлений, остаточный запасов свободного газа и объемов защемленного газа по УКПГ-6 и УКПГ-7 месторождения Медвежье

	УКПГ-6				УКПГ-7
На начало	Необводненная чисто газовая часть пласта		Обводненная часть пласта		Необводненная чисто газовая часть пласта		Обводненная часть пласта
соот-ветст-вующе-го года	Среднее плас товое давле ние, МПа	Объемы свободного газа, млрд. м⁵³	Среднее плас товое давле ние, МПа	Объемы защемленного газа, млрд. м³	Среднее плас товое давле ние, МПа	Объемы свободного газа, млрд. м³	Среднее пластовое давление, МПа	Объемы защемленного газа, млрд. м³
1995	4,07	29,19	4,17	5,95	4,29	25,82	4,49	7,74
2000	2,74	12,91	2,89	6,43	3,15	8,15	3,29	9,45
2005	1,69	4,1	1,91	5,64	2,14	2,23	2,33	7,82
2010	1,04	0,87	1,31	4,57	Обводнение полное		1,71	6,87

ТАБЛИЦА 6.28 Динамика годовых отборов газа

Годы	Годовые отборы газа, млрд. м³
	УКПГ-6		УКПГ-7		В целом по пилотному участку
	“Проект”	При закачке в пласт азота	“Проект”	При закачке в пласт азота	“Проект”	При закачке в пласт азота
2000 2001 2002 2003* 2 * Закачка ству азота перек	2,46 2,17 4,63 азота произвс лючается на	3,46 3,17 2,91 3,36 12,90 здится только закачку в скв	1,78 1,61 1,51 1,06 5,96 три кварталг ажины соседн	2,78 2,61 2,51 0,30 8,20 . После этог их УКПГ-5 и	4,24 3,78 1,51 1,06 10,59 установка п УКПГ-8.	6,24 5,78 5,42 3,66 21,10 о производ-

В обводненном объеме пласта по зонам УКПГ-6 и УКПГ-7 останется при указанных выше давлениях 15,8 млрд. м³ защемленного газа, что составит 5,6 % от начальных геологических запасов.

По “Проекту...” (см. табл. 6.16) суммарный отбор газа на год окончания разработки (2001 г.) по УКПГ-6 составит 129,9 млрд. м³,по УКПГ-7 (на 2008 г.) - 128 млрд. м³. Промышленный коэффициент газоотдачи в сумме по этим двум зонам составит 91,8 %. В случае закачки в зоны этих УКПГ азота общий суммарный отбор по ним к концу 2003 г. составит 265,2 млрд. м³. Коэффициент промышленной газоотдачи будет равен 94,3 %.

Следует также учесть, что в результате последующей сегрегации закачанного в приконтактную зону азота он будет увлекать за собой защемленный газ, образуя у кровли газовую шапку. В последующем газовая шапка может быть разработана, что дополнительно увеличит коэффициент промышленной газоотдачи.

Закачанный азот займет 15-17 % от первоначального газонасыщенного объема породы.

При средних размерах по длине и ширине крупных слабопроницаемых прослоев около 400 м и при отсутствии заколонных нарушений герметичности можно предполагать, что закачиваемый азот будет продвигаться на большие расстояния от нагнетательных скважин, эффективно вытесняя защемленный метан. Об этом свидетельствуют имитационные расчеты закачки азота в нагнетательные скважины, проведенные с использованием результатов моделирования макронеоднородности коллекторов сеноманских отложений (см. раздел 6.4.4) и модели, описанной в начале раздела 6.4.8. Если не будет прямых прорывов в газонасыщенную часть пласта, то закачанный в пласт УКПГ-6 азот займет вблизи поверхности первоначального ГВК слой толщиной примерно в 10 м, а в пласте УКПГ-7 толщина этого слоя составит примерно 6-8 м.

Таким образом, на момент окончания закачки азота в свободном газе его не будет.

После трех лет и девяти месяцев работы на УКПГ-6 и УКПГ-7 наступит полное обводнение пластов этих зон и установку по производству азота необходимо будет переключить на закачку азота в скважины соседних УКПГ-5 и УКПГ-8. При этом демонтаж установки не потребуется. Азот будет перекачиваться по существующей системе промысловых трубопроводов.

Реальность осуществления предлагаемого пилотного проекта гарантируется возможностью создания устьевых давлений на нагнетательных скважинах, превышающих пластовое давление на 2,5 и 3 МПа, что позволит достичь по отдельным скважинам приемистости до 500 тыс. м³/сут и полностью использовать максимальную производительность установки по производству азота.

В результате пилотного эксперимента закачки азота в пласт будут достигнуты следующие результаты.

1. За три года и три квартала будет дополнительно добыто 10,5 млрд. м³ газа (3,7 % от начальных запасов газа).

2. Почти на четыре года будет приостановлено падение пластового давления в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7, где оно является в настоящее время самым низким по всему месторождению Медвежье. За четыре года закачки азота давление по УКПГ-6 и УКПГ-7 сравняется со значениями пластовых давлений по зонам остальных УКПГ.

3. При отсутствии прямых прорывов по заколонному пространству закачиваемый азот должен занять нижнюю зону обводненной части пласта и в течение всего периода закачки его не будет в зоне отбора газа.

4. В полностью обводненных зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 можно будет организовать наблюдение за скоростью гравитационного подъема закачанного азота из нижних частей продуктивного пласта, который будет увлекать за собой метановый газ. Если время гравитационного разделения составит несколько лет, то затем можно будет организовать дополнительную добычу метанового газа с азотом.

5. В период закачки азота будет изучено влияние макронеоднородности пласта на пространственную картину вытеснения воды и газа азотом.

6.4.9

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ АЗОТНОЙ ТЕХНОЛОГИИ

Производство газообразного азота и жидкого кислорода - экологически чистый процесс.

В качестве сырья используется атмосферный воздух. Конечные продукты: азот и жидкий кислород - неизменные по химическому строению составляющие исходного продукта.

При производстве (для адсорбции содержащихся в атмосферном воздухе небольших примесей углеводородов) используется гранулированный силикагель, не являющийся химически вредным продуктом.

В установке применен замкнутый контур водяного охлаждения, поэтому требуется незначительное количество технической воды только для компенсации ее потерь на испарение.

Дополнительное использование технической воды для охлаждения потребуется только в летнее время при положительной температуре окружающего воздуха. Воду в этом случае будут получать из специально пробуренной скважины и после прохождения через теплообменники сбрасывать в тот же водоносный пласт.

Предполагая, что установка будет расположена в промышленной зоне, фирма-изготовитель гарантирует максимальный уровень шума до среднего звукового давления не более 90 дБ на границе установки при нормальной ее работе, что будет обеспечено соответствующими шумопоглощающими устройствами.

6.4.10

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАКАЧКИ АЗОТА В ПЛАСТ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ МЕДВЕЖЬЕ

Для внедрения на экспериментальном участке предлагаемого метода закачки азота в пласт с целью повышения эффективности разработки месторождения Медвежье потребуются капитальные вложения в объеме 115 млн. долл. США. Они предусматривают строительство завода по производству азота производительностью 6 млн.т/сут, стоимостью 100 млн. долл. США и бурение (перевод из эксплуатационного фонда) 10 нагнетательных скважин для закачки азота стоимостью по 1,5 млн. долл. США. Действующий фонд скважин на экспериментальном участке составляет 63.

Эксплуатационные расходы рассчитывались на базе фактических данных по “Надымгазпрому” за 1996 г.

Налоги приняты по действовавшим на 1.01.99 ставкам. Величина отчислений налогов и платежей, принятых в расчете, определена исходя из следующих ставок:

платежи за право добычи (роялти) в размере 16 %; с 14-го года предлагается добиться снижения ставки до 6 %, что возможно в соответствии со ст. 48 “Закона о недрах” на стадии истощения запасов месторождения при низкой экономической эффективности разработки, не связанной с нарушениями условий рационального использования запасов;

отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) -10 %;

налог на пользователей автодорог - 1 %;

налог на имущество - 2 %;

налог на прибыль - 35 %;

платежи в социальные фонды, исчисляемые от фонда оплаты труда, включены в текущие издержки.

В качестве основных экономических показателей, которые определяют целесообразность и эффективность внедряемого мероприятия, приняты:

поток наличности - определяется как алгебраическая сумма прибыли от реализации газа и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину капиталовложений;

дисконтированный поток наличности выражает стоимость капитала в будущем и рассчитывается общепринятым методом на основе ставки дисконтирования 10 %;

срок окупаемости определяется количеством лет, когда суммарный денежный поток, пересекая нулевой уровень, из отрицательного становится положительным. В течение этого периода времени капитальные вложения возмещаются.

Выручка от реализации газа определена в пункте передачи его в магистральный транспорт.

Цена реализации газа без НДС и акциза принималась по вариантам на уровне от 6 долл/1000 м³ (действующая) и до 20 долл/1000 м³. Причем учтено, что с 14-го года доразработки при дополнительной добыче низконапорного газа с повышенным содержанием азота цена на него может снижаться на 5 долл/1000 м³.

Ясно, что пороговой, т.е. максимально допустимой, ценой предприятия на газ может служить разница между ценой газа, реализуемого ОАО “Газпром” на западной границе, и транспортным тарифом.

Экономический анализ эффективности внедрения метода добычи низконапорного газа с закачкой азота в пласт проведен на основе сравнения с базовым вариантом, отражающим продолжение разработки месторождения Медвежье по традиционной технологии на “истощение”.

Динамика добычи и формирования денежных потоков по базовому варианту в двух уровнях цен 6 и 10 долл/1000 м³ приводится в табл. 6.29 и 6.30. Срок амортизации действующего фонда скважин заканчивается через 4-6 лет.

Расчеты показали, что участок работает до конца разработки в положительном экономическом режиме. Дисконтированный чистый доход за 20 лет составит при действующей цене 43 млн. долл. и 141 млн. долл. при цене газа 10 долл/1000 м³.

	Все								Добыча низконапорного газа
Показатели	го							Годы строительства и эксплуатации
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
Капитальные вложения	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	555,0	66,0	58,8	50,4	45,6	40,8	35,4	31,8	27,0	23,4	20,4	18,6	16,8	15,6	15,6	15,6	15,0	15,0	14,4	14,4	14,4
Объем добычи газа, млрд. м³	92,5	11	9,8	8,4	7,6	6,8	5,9	5,3	4,5	3,9	3,4	3,1	2,8	2,6	2,6	2,6	2,5	2,5	2,4	2,4	2,4
Эксплуатационные расходы В том числе:	496,5	60,3	54,6	47,8	43,0	38,2	31,9	28,1	23,2	20,4	18,0	16,6	15,1	14,2	12,6	12,6	12,2	12,2	11,8	11,8	11,8
амортизация	82,2	8,2	8,2	8,0	7,0	6,0	4,0	3,0	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	288,1	34,3	30,5	26,2	23,7	21,2	18,4	16,5	14,0	12,1	10,6	9,7	8,7	8,1	8,1	8,1	7,8	7,8	7,5	7,5	7,5
налог на ВМСБ	55,5	6,6	5,9	5,0	4,6	4,1	3,5	3,2	2,7	2,3	2,0	1,9	1,7	1,6	1,6	1,6	1,5	1,5	1,4	1,4	1,44
роялти	78,4	10,6	9,4	8,1	7,3	6,5	5,7	5,1	4,3	3,7	3,3	3,0	2,7	2,5	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
автодорожный налог	5,6	0,7	0,6	0,5	0,5	0,4	0,4	0,3	0,3	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,1	0,1	0,1
Прибыль	58,5	5,7	4,2	2,6	2,6	2,6	3,5	3,7	3,8	3,0	2,4	2,0	1,7	1,4	3,0	3,0	2,8	2,8	2,6	2,6	2,6
Налог на имущество	50,4	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
Налогооблагаемая прибыль	8,1	3	1,7	0,1	0,1	0,1	0,9	1,2	1,3	0,5	-0,1	-0,5	-0,9	-1,1	0,4	0,4	0,3	0,3	0,1	0,1	0,1
Налог на прибыль	3,7	1,1	0,6	0,0	0,0	0,0	0,3	0,4	0,4	0,2	0,0	0,0	0,0	0,0	0,2	0,2	0,1	0,1	0,0	0,0	0,0
Чистая прибыль, по годам	4,4	2,1	1,1	0,1	0,1	0,1	0,6	0,8	0,8	0,3	-0,1	-0,5	-0,9	-1,1	0,3	0,3	0,2	0,2	0,0	0,0	0,0
Поток наличности	73,3	10,3	9,3	8,1	7,1	6,1	4,6	3,8	2,7	2,2	1,8	1,4	1,0	0,8	2,2	2,2	2,1	2,1	1,9	1,9	1,9
То же, нарастающим итогом	73	10,3	19,6	27,6	34,7	40,8	45,4	49,1	51,9	54,1	55,9	57,3	58,3	59,1	61,2	63,4	64,5	67,5	69,5	71,4	73,3
Дисконтный поток наличности, 10 %	43	9,3	7,7	6,1	4,8	3,8	2,6	1,9	1,3	0,9	0,7	0,5	0,3	0,2	0,6	0,5	0,4	0,4	0,3	0,3	0,3
Дисконтированный чистый доход (NPV)	43	9	17	23	28	32	34	36	37	38	39	40	40	40	41	41	42	42	42	43	43

	Все								Добыча низконапорного газа
Показатели	го							Годы строительства и эксплуатации
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
Капитальные вложения	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	925,0	110,0	98,0	84,0	76,0	68,0	59,0	53,0	45,0	39,0	34,0	31,0	28,0	26,0	26,0	26,0	25,0	25,0	24,0	24,0	24,0
Объем добычи газа, млрд. м³	92,5	11,0	9,8	8,4	7,6	6,8	5,9	5,3	4,5	3,9	3,4	3,1	2,8	2,6	2,6	2,6	2,5	2,5	2,4	2,4	2,4
Эксплуатационные расходы В том числе:	589,4	72,2	65,2	56,8	51,2	45,5	38,3	33,8	28,1	24,6	21,7	19,9	18,2	17,0	14,4	14,4	13,9	13,9	13,4	13,4	13,4
амортизация	82,2	8,2	8,2	8,0	7,0	6,0	4,0	3,0	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	288,1	34,3	30,5	26,2	23,7	21,2	18,4	16,5	14,0	12,1	10,6	9,7	8,7	8,1	8,1	8,1	7,8	7,8	7,5	7,5	7,5
налог на ВМСБ	92,5	11	9,8	8,4	7,6	6,8	5,9	5,3	4,5	3,9	3,4	3,1	2,8	2,6	2,6	2,6	2,5	2,5	2,4	2,4	2,4
роялти	130,6	17,6	15,7	13,4	12,2	10,9	9,4	8,5	7,2	6,2	5,4	5,0	4,5	4,2	1,6	1,6	1,5	1,5	1,4	1,4	1,4
автодорожный налог	9,3	1,1	1,0	0,8	0,8	0,7	0,6	0,5	0,5	0,4	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,2	0,2	0,2
Прибыль	335,6	37,8	32,8	27,2	24,8	22,5	20,7	19,2	16,9	14,4	12,3	11,1	9,8	9,0	11,6	11,6	11,1	11,1	10,6	10,6	10,6
Налог на имущество	50,4	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
Налогооблагаемая прибыль	285,2	35	30,3	24,6	22,3	19,9	18,2	16,7	14,4	11,9	9,8	8,6	7,3	6,5	9,1	9,1	8,6	8,6	8,0	8,0	8,0
Налог на прибыль	99,8	12,4	10,6	8,6	7,8	7,0	6,4	5,8	5,0	4,2	3,4	3,0	2,6	2,3	3,2	3,2	3,0	3,0	2,8	2,8	2,8
Чистая прибыль, по годам	185,4	23,0	19,7	16,0	14,5	13,0	11,8	10,8	9,4	7,7	6,4	5,6	4,8	4,2	5,9	5,9	5,6	5,6	5,2	5,2	5,2
Поток наличности	254,3	31,2	27,9	24,0	21,5	19,0	15,8	13,8	11,3	9,6	8,3	7,5	6,6	6,1	7,8	7,8	7,4	7,4	7,1	7,1	7,1
То же, нарастающим итогом	254	31,2	59,0	83,1	104,5	123,5	139,3	153,1	164,4	174,0	182,3	189,8	196,4	202,5	210,3	218,1	225,5	233,0	240,1	247,2	254,3
Дисконтный поток наличности, 10 %	141	28,3	23,0	18,0	14,7	11,8	8,9	7,1	5,3	4,1	3,2	2,6	2,1	1,8	2,1	1,9	1,6	1,5	1,3	1,2	1,1
Дисконтированный чистый доход (NPV)	141	28	51	69	84	96	105	112	117	121	124	127	129	131	133	135	136	138	139	140	141

			Добыча низконапорного газа				с одновременной закачкой			азота в пласт (0		< N₂ < 13 %)
Показатели	Всего*					Годы строительства и			эксплуатации
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Капитальные вложения:	115	115	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
завод	100	100	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
скважины с обвязкой	15	15	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	1035	110,0	98,0	84,0	76,0	68,0	59,0	53,0	45,0	39,0	34,0	31,0	28,0	26,0
Объем добычи газа, млрд. м³	103,5	11	9,8	8,4	7,6	6,8	5,9	5,3	4,5	3,9	3,4	3,1	2,8	2,6
Эксплуатационные расходы В том числе:	820,2	78,5	78,3	70,1	65,5	60,8	53,7	50,2	45,6	42,1	39,2	25,9	24,2	23,0
амортизация	175,5	15,3	15,3	15,3	15,3	15,3	13,4	13,4	13,4	13,4	13,4	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	321,6	33,5	30,5	26,2	23,7	21,2	18,4	16,5	14,0	12,1	10,6	9,7	8,7	8,1
налог на ВМСБ	103,5	11	10	8	8	7	6	5	5	4	3	3	3	3
роялти	137,2	18	16	13	12	11	9	8	7	6	5	5	4	4
автодорожный налог	10,4	1,1	1,0	0,8	0,8	0,7	0,6	0,5	0,5	0,4	0,3	0,3	0,3	0,3
закачка азота - ППД	72,0	0	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6
Прибыль	99,8	-83,5	19,7	13,9	10,5	7,2	5,3	2,8	-0,6	-3,1	-5,2	5,1	3,8	3,0
Налог на имущество	130,1	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Налогооблагаемая прибыль (убытки)	-30,3	-88	14,9	9,1	5,7	2,4	0,5	-2,0	-5,4	-7,9	-10,0	0,3	-1,0	-1,8
Налог на прибыль	31,0	0,0	5,2	3,2	2,0	0,8	0,2	0,0	0,0	0,0	0,0	0,1	0,0	0,0
Чистая прибыль (убытки)	-61,3	-88	10	6	4	2	0	-2	-5	-8	-10	0	-1	-2
Поток наличности	114,1	-73,0	25,0	21,2	19,0	16,8	13,7	11,4	8,0	5,5	3,4	2,1	0,9	0,1
То же нарастающим итогом	114	-73,0	-48,1	-26,9	-7,9	8,9	22,6	34,0	42,0	47,5	50,9	53,0	53,9	53,9
Дисконтный поток наличности, 10 %	26	66,4	20,6	15,9	13,0	10,4	7,7	5,8	3,7	2,3	1,3	0,7	0,3	0,0
Дисконтированный чистый доход (NPV) * Цифры в стол	26 бце “Все	-66 го” прив	-16 едены в	-30 сумме с	-17 данными	-6 табл. 6.	1 32.	7	11	13	15	15	16	16

				Доразработка низконапорного газа (газ содержит N						₂ = 13 %	= const)
Показатели					Годы строительства и эксплуатации
	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27
Капитальные вложения:	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
завод	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
скважины с обвязкой	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	26,0	26,0	25,0	25,0	24,0	24,0	24,0	20,0	19,0	18,0	17,0	15,0	13,0	8,0
Объем добычи газа, млрд. м³	2,6	2,6	2,5	2,5	2,4	2,4	2,4	2	1,9	1,8	1,7	1,5	1,3	0,8
Эксплуатационные расходы В том числе:	14,4	14,4	13,9	13,9	13,4	13,4	13,4	11,5	11,0	10,6	10,1	9,1	8,1	5,7
амортизация	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	8,1	8,1	7,8	7,8	7,5	7,5	7,5	6,2	5,9	5,6	5,3	4,7	4,0	2,5
налог на ВМСБ	3	3	3	3	2	2	2	2	2	2	2	2	1	1
роялти	2	2	2	2	1	1	1	1	1	1	1	1	1	0
автодорожный налог	0,3	0,3	0,3	0,3	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,1	0,1
закачка азота - ППД	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Прибыль	11,6	11,6	11,1	11,1	10,6	10,6	10,6	8,5	8,0	7,4	6,9	5,9	4,9	2,3
Налог на имущество	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Налогооблагаемая прибыль (убытки)	6,8	6,8	6,3	6,3	5,7	5,7	5,7	3,7	3,1	2,6	2,1	1,1	0,0	-2,6
Налог на прибыль	2,4	2,4	2,2	2,2	2,0	2,0	2,0	1,3	1,1	0,9	0,7	0,4	0,0	0,0
Чистая прибыль (убытки)	4	4,4	4,1	4,1	3,7	3,7	3,7	2,4	2	2	1	1	0	-3
Поток наличности	6,3	6,3	6,0	6,0	5,6	5,6	5,6	4,3	3,9	3,6	3,3	2,6	1,9	-0,7
То же, нарастающим итогом	60,2	66,5	72,5	78,4	84,0	89,7	95,3	99,5	103,5	107,1	110,3	112,9	114,8	114,1
Дисконтный поток наличности, 10 %	1,7	1,5	1,3	1,2	1,0	0,9	0,8	0,6	0,5	0,4	0,3	0,2	0,2	-0,1
Дисконтированный чистый доход (NPV)	17	19	20	21	22	23	24	25	25	25	26	26	26	26

			Добыча низконапорного газа				с одновременной закачкой			азота в пласт (0		1Л ^N 1Л ³ ^%)
Показатели	Всего*					Годы строительства и			эксплуатации
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Капитальные вложения:	115	115	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
завод	100	100	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
скважины с обвязкой	15	15	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	1410,5	165,0	147,0	126,0	114,0	102,0	88,5	79,5	67,5	58,5	51,0	46,5	42,0	39,0
Объем добычи газа, млрд. м³	103,5	11	9,8	8,4	7,6	6,8	5,9	5,3	4,5	3,9	3,4	3,1	2,8	2,6
Эксплуатационные расходы В том числе:	921,5	93,3	91,5	81,5	75,7	70,0	61,7	57,4	51,6	47,3	43,8	30,1	28,0	26,5
амортизация	175,5	15,3	15,3	15,3	15,3	15,3	13,4	13,4	13,4	13,4	13,4	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	321,6	33,5	30,5	26,2	23,7	21,2	18,4	16,5	14,0	12,1	10,6	9,7	8,7	8,1
налог на ВМСБ	141,1	17	15	13	11	10	9	8	7	6	5	5	4	4
роялти	197,3	26	24	20	18	16	14	13	11	9	8	7	7	6
автодорожный налог	14,1	1,7	1,5	1,3	1,1	1,0	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,5	0,4	0,4
закачка азота - ППД	72,0	0	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6
Прибыль	374,0	-43,3	55,5	44,5	38,3	32,0	26,8	22,1	15,9	11,2	7,2	16,4	14,0	12,5
Налог на имущество	130,1	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Налогооблагаемая прибыль (убытки)	243,8	-48	50,7	39,7	33,4	27,2	22,0	17,3	11,0	6,3	2,4	11,6	9,2	7,7
Налог на прибыль	103,1	0,0	17,7	13,9	11,7	9,5	7,7	6,1	3,9	2,2	0,9	4,1	3,2	2,7
Чистая прибыль (убытки)	140,7	-48	33	26	22	18	14	11	7	4	2	8	6	5
Поток наличности	316,2	-32,9	48,2	41,1	37,0	32,9	27,7	24,6	20,6	17,5	15,0	9,4	7,9	6,9
То же, нарастающим итогом	316	-32,9	15,3	56,4	93,5	126,4	154,1	178,8	199,3	216,8	231,8	241,2	249,1	256,0
Дисконтный поток наличности, 10 %	156	-29,9	39,9	30,9	25,3	20,5	15,6	12,6	9,6	7,4	5,8	3,3	2,5	2,0
Дисконтированный чистый доход (NPV) * Цифры в стол	156 бце “Все	-30 го” прив	10 едены в	41 сумме с	66 данными	87 табл. 6.	102 34.	115	124	132	138	141	143	145

				Доразработка низконапорного газа (газ содержит N						₂ = 13 %	= const)
Показатели					Годы строительства и эксплуатации
	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27
Капитальные вложения:	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
завод	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
скважины с обвязкой	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	26,0	26,0	25,0	25,0	24,0	24,0	24,0	20,0	19,0	18,0	17,0	15,0	13,0	8,0
Объем добычи газа, млрд. м³	2,6	2,6	2,5	2,5	2,4	2,4	2,4	2	1,9	1,8	1,7	1,5	1,3	0,8
Эксплуатационные расходы В том числе:	14,4	14,4	13,9	13,9	13,4	13,4	13,4	11,5	11,0	10,6	10,1	9,1	8,1	5,7
амортизация	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	8,1	8,1	7,8	7,8	7,5	7,5	7,5	6,2	5,9	5,6	5,3	4,7	4,0	2,5
налог на ВМСБ	3	3	3	3	2	2	2	2	2	2	2	2	1	1
роялти	2	2	2	2	1	1	1	1	1	1	1	1	1	0
автодорожный налог	0,3	0,3	0,3	0,3	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,1	0,1
закачка азота - ППД	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Прибыль	11,6	11,6	11,1	11,1	10,6	10,6	10,6	8,5	8,0	7,4	6,9	5,9	4,9	2,3
Налог на имущество	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Налогооблагаемая прибыль (убытки)	6,8	6,8	6,3	6,3	5,7	5,7	5,7	3,7	3,1	2,6	2,1	1,1	0,0	-2,6
Налог на прибыль	2,4	2,4	2,2	2,2	2,0	2,0	2,0	1,3	1,1	0,9	0,7	0,4	0,0	0,0
Чистая прибыль (убытки)	4	4,4	4,1	4,1	3,7	3,7	3,7	2,4	2	2	1	1	0	-3
Поток наличности	6,3	6,3	6,0	6,0	5,6	5,6	5,6	4,3	3,9	3,6	3,3	2,6	1,9	-0,7
То же, нарастающим итогом	262,3	268,6	274,5	280,5	286,1	291,7	297,3	301,6	305,5	309,1	312,4	315,0	316,9	316,2
Дисконтный поток наличности, 10 %	1,7	1,5	1,3	1,2	1,0	0,9	0,8	0,6	0,5	0,4	0,3	0,2	0,2	-0,1
Дисконтированный чистый доход (NPV)	147	149	150	151	152	153	154	154	155	155	156	156	156	156

			Добыча низконапорного газа				с одновременной закачкой			азота в пласт (0		1Л ^N 1Л ³ ^%)
Показатели	Всего*					Годы строительства и			эксплуатации
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Капитальные вложения:	115	115	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
завод	100	100	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
скважины с обвязкой	15	15	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	1552,5	165,0	147,0	126,0	114,0	102,0	88,5	79,5	67,5	58,5	51,0	46,5	42,0	39,0
Объем добычи газа, млрд. м³	103,5	11	9,8	8,4	7,6	6,8	5,9	5,3	4,5	3,9	3,4	3,1	2,8	2,6
Эксплуатационные расходы В том числе:	945,7	93,3	91,5	81,5	75,7	70,0	61,7	57,4	51,6	47,3	43,8	30,1	28,0	26,5
амортизация	175,5	15,3	15,3	15,3	15,3	15,3	13,4	13,4	13,4	13,4	13,4	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	321,6	33,5	30,5	26,2	23,7	21,2	18,4	16,5	14,0	12,1	10,6	9,7	8,7	8,1
налог на ВМСБ	155,3	17	15	13	11	10	9	8	7	6	5	5	4	4
роялти	205,8	26	24	20	18	16	14	13	11	9	8	7	7	6
автодорожный налог	15,5	1,7	1,5	1,3	1,1	1,0	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,5	0,4	0,4
закачка азота - ППД	72,0	0	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6
Прибыль	491,8	-43,3	55,5	44,5	38,3	32,0	26,8	22,1	15,9	11,2	7,2	16,4	14,0	12,5
Налог на имущество	130,1	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Налогооблагаемая прибыль (убытки)	361,7	-48	50,7	39,7	33,4	27,2	22,0	17,3	11,0	6,3	2,4	11,6	9,2	7,7
Налог на прибыль	143,4	0,0	17,7	13,9	11,7	9,5	7,7	6,1	3,9	2,2	0,9	4,1	3,2	2,7
Чистая прибыль (убытки)	218,2	-48	33	26	22	18	14	11	7	4	2	8	6	5
Поток наличности	393,7	-32,9	48,2	41,1	37,0	32,9	27,7	24,6	20,6	17,5	15,0	9,4	7,9	6,9
То же, нарастающим итогом	394	-32,9	15,3	56,4	93,5	126,4	154,1	178,8	199,3	216,8	231,8	241,2	249,1	256,0
Дисконтный поток наличности, 10 %	169	-29,9	39,9	30,9	25,3	20,5	15,6	12,6	9,6	7,4	5,8	3,3	2,5	2,0
Дисконтированный чистый доход (NPV) * Цифры в стол	169 бце “Все	-30 го” прив	10 едены в	41 сумме с	66 данными	87 табл. 6.	102 36.	115	124	132	138	141	143	145

				Доразработка низконапорного газа (газ содержит N						₂ = 13 %	= const)
Показатели					Годы строительства и эксплуатации
	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27
Капитальные вложения:	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
завод	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
скважины с обвязкой	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	39,0	39,0	37,5	37,5	36,0	36,0	36,0	30,0	28,5	27,0	25,5	22,5	19,5	12,0
Объем добычи газа, млрд. м³	2,6	2,6	2,5	2,5	2,4	2,4	2,4	2	1,9	1,8	1,7	1,5	1,3	0,8
Эксплуатационные расходы В том числе:	16,6	16,6	16,1	16,1	15,5	15,5	15,5	13,2	12,7	12,1	11,5	10,4	9,3	6,4
амортизация	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	8,1	8,1	7,8	7,8	7,5	7,5	7,5	6,2	5,9	5,6	5,3	4,7	4,0	2,5
налог на ВМСБ	4	4	4	4	4	4	4	3	3	3	3	2	2	1
роялти	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2	1	1	1
автодорожный налог	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,3	0,3	0,3	0,3	0,2	0,2	0,1
закачка азота - ППД	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Прибыль	22,4	22,4	21,4	21,4	20,5	20,5	20,5	16,8	15,8	14,9	14,0	12,1	10,2	5,6
Налог на имущество	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Налогооблагаемая прибыль (убытки)	17,6	17,6	16,6	16,6	15,7	15,7	15,7	12,0	11,0	10,1	9,2	7,3	5,4	0,8
Налог на прибыль	6,1	6,1	5,8	5,8	5,5	5,5	5,5	4,2	3,9	3,5	3,2	2,6	1,9	0,3
Чистая прибыль (убытки)	11	11,4	10,8	10,8	10,2	10,2	10,2	7,8	7	7	6	5	4	0
Поток наличности	13,3	13,3	12,7	12,7	12,1	12,1	12,1	9,7	9,1	8,5	7,8	6,6	5,4	2,4
То же, нарастающим итогом	269,3	282,6	295,3	308,0	320,1	332,2	344,3	353,9	363,0	371,4	379,3	385,9	391,3	393,7
Дисконтный поток наличности, 10 %	3,5	3,2	2,8	2,5	2,2	2,0	1,8	1,3	1,1	0,9	0,8	0,6	0,5	0,2
Дисконтированный чистый доход (NPV)	149	152	155	157	160	162	163	165	166	167	168	168	169	169

			Добыча низконапорного газа				с одновременной закачкой			азота в пласт (0		1Л ₂N 1Л ³ ^%)
Показатели	Всего*					Годы строительства и			эксплуатации
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Капитальные вложения:	115	115	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
завод	100	100	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
скважины с обвязкой	15	15	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	1928	220,0	196,0	168,0	152,0	136,0	118,0	106,0	90,0	78,0	68,0	62,0	56,0	52,0
Объем добычи газа, млрд. м³	103,5	11	9,8	8,4	7,6	6,8	5,9	5,3	4,5	3,9	3,4	3,1	2,8	2,6
Эксплуатационные расходы В том числе:	1047,1	108,2	104,7	92,8	86,0	79,2	69,6	64,5	57,7	52,6	48,3	34,3	31,7	30,0
амортизация	175,5	15,3	15,3	15,3	15,3	15,3	13,4	13,4	13,4	13,4	13,4	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	321,6	33,5	30,5	26,2	23,7	21,2	18,4	16,5	14,0	12,1	10,6	9,7	8,7	8,1
налог на ВМСБ	192,8	22	20	17	15	14	12	11	9	8	7	6	6	5
роялти	265,9	35	31	27	24	22	19	17	14	12	11	10	9	8
автодорожный налог	19,3	2,2	2,0	1,7	1,5	1,4	1,2	1,1	0,9	0,8	0,7	0,6	0,6	0,5
закачка азота - ППД	72,0	0	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6
Прибыль	765,9	-3,2	91,3	75,2	66,0	56,8	48,4	41,5	32,3	25,4	19,7	27,7	24,3	22,0
Налог на имущество	130,1	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Налогооблагаемая прибыль (убытки)	635,8	-8	86,5	70,4	61,2	52,0	43,6	36,7	27,5	20,6	14,8	22,9	19,4	17,2
Налог на прибыль	225,3	0,0	30,3	24,6	21,4	18,2	15,2	12,8	9,6	7,2	5,2	8,0	6,8	6,0
Чистая прибыль (убытки)	410,5	-8	56	46	40	34	28	24	18	13	10	15	13	11
Поток наличности	585,9	7,3	71,5	61,0	55,1	49,1	41,7	37,2	31,2	26,8	23,0	16,8	14,5	13,0
То же, нарастающим итогом	586	7,3	78,7	139,8	194,8	243,9	285,6	322,8	354,1	380,8	403,9	420,6	435,2	448,2
Дисконтный поток наличности, 10 %	295	6,6	59,1	45,8	37,6	30,5	23,5	19,1	14,6	11,4	8,9	5,9	4,6	3,8
Дисконтированный чистый доход (NPV) * Цифры в стол	295 бце “Все	7 го” прив	66 едены в	112 сумме с	149 данными	180 табл. 6.	203 38.	222	237	248	257	263	268	271

				Доразработка низконапорного газа (газ содержит N						₂ = 13 %	= const)
Показатели					Годы строительства и эксплуатации
	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27
Капитальные вложения:	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
завод	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
скважины с обвязкой	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	39,0	39,0	37,5	37,5	36,0	36,0	36,0	30,0	28,5	27,0	25,5	22,5	19,5	12,0
Объем добычи газа, млрд. м³	2,6	2,6	2,5	2,5	2,4	2,4	2,4	2	1,9	1,8	1,7	1,5	1,3	0,8
Эксплуатационные расходы В том числе:	16,6	16,6	16,1	16,1	15,5	15,5	15,5	13,2	12,7	12,1	11,5	10,4	9,3	6,4
амортизация	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	8,1	8,1	7,8	7,8	7,5	7,5	7,5	6,2	5,9	5,6	5,3	4,7	4,0	2,5
налог на ВМСБ	4	4	4	4	4	4	4	3	3	3	3	2	2	1
роялти	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2	2	1	1	1
автодорожный налог	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,3	0,3	0,3	0,3	0,2	0,2	0,1
закачка азота - ППД	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Прибыль	22,4	22,4	21,4	21,4	20,5	20,5	20,5	16,8	15,8	14,9	14,0	12,1	10,2	5,6
Налог на имущество	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Налогооблагаемая прибыль (убытки)	17,6	17,6	16,6	16,6	15,7	15,7	15,7	12,0	11,0	10,1	9,2	7,3	5,4	0,8
Налог на прибыль	6,1	6,1	5,8	5,8	5,5	5,5	5,5	4,2	3,9	3,5	3,2	2,6	1,9	0,3
Чистая прибыль (убытки)	11	11,4	10,8	10,8	10,2	10,2	10,2	7,8	7	7	6	5	4	0
Поток наличности	13,3	13,3	12,7	12,7	12,1	12,1	12,1	9,7	9,1	8,5	7,8	6,6	5,4	2,4
То же, нарастающим итогом	461,5	474,8	487,5	500,2	512,3	524,4	536,5	546,2	555,2	563,7	571,5	578,1	583,6	585,9
Дисконтный поток наличности, 10 %	3,5	3,2	2,8	2,5	2,2	2,0	1,8	1,3	1,1	0,9	0,8	0,6	0,5	0,2
Дисконтированный чистый доход (NPV)	275	278	281	283	285	287	289	291	292	293	293	294	294	295

_
~		307
-	169_____
-	26___________ 1
	--- 10 15	20
*⁰⁰-116
б	Цена газа, долл/м ³

100

О >3

?-250

-100

Показатели		Подварианты
Ставка роялти, %: с 1 по 13 год	1.1	1.2	1.3	1.4	1.5
Ставка роялти, %: с 1 по 13 год	16	12	10	6	6
с 14 по 27 год	6	6	6	6	6
Налог на ВМСБ, %	10	10	10	10	0
Дисконтированный чистый доход (NVP), млн. долл	26	41	48	63	102

Текущие издержки Налоги (279,5)

вложения Чистая прибыль Амортизация

(115) (71,4) (175,5)

Рис. 6.80. Изменение чистого дохода при изменении цены на газ и распределение выручки при

льготном налогообложении :

а — влияние цены реализации газа на дисконтированный чистый доход (NPV); б — влияние изменения ставки роялти на дисконтированный чистый доход: вариант 1 (цена реализации 10 долл/1000 м³); в — распределение выручки по варианту 1.5 (при льготном налогообложении), млн. долл.

Технологический эффект от предлагаемого метода выражается в том, что период разработки месторождения продлевается на 7 лет. За этот период будет дополнительно добыто 11 млрд. м³ газа.

Расчеты показателей экономической эффективности закачки азота на экспериментальном участке за 27 лет при различных уровнях цены предприятия на газ приводятся в табл. 6.31-6.38.

Срок амортизации завода и новых нагнетательных скважин - 10 лет. Закачка азота продолжается в течение 13 лет.

Возможности действующего промысла таковы, что они позволяют окупить установку по производству азота за 5 лет при цене на газ 10 долл/1000 м³ или за 1,5 года при цене от 15 долл/1000 м³.

Несмотря на то, что прирост добычи будет получен в последние годы разработки, мероприятие дает положительный эффект.

Сравнительные показатели экономической оценки рекомендуемой технологии приводятся по вариантам в табл. 6.39.

Эффективность мероприятия растет при увеличении цены газа.

ТАБЛИЦА 6.39

Сравнительные показатели экономической оценки рекомендуемой технологии добычи низконапорного газа с закачкой азота (N2) в пласт

		Экспериментальный участок (УКПГ-6 и УКПГ-7)
Показатели	Единица	в режиме на “истощение”			с закачкой азота
	измерения			Варианты цены
		базовый 1	базовый 2	1	2	3	4
Период доразработки: Всего В том числе:	лет	20	20	27	27	27	27
с закачкой N2 в пласт	лет	^-	^-	13	13	13	13
Суммарная добыча низконапорного газа В том числе: с одновременной закачкой N2 в пласт 0 % < N₂ < 13 % после прекращения закачки N2 N₂ = 13 % = const Цена низконапорного газа за 1000 м³ с содержанием азота:	млрд. м³ млрд. м³ млрд. м³	92,5	92,5	103.5 64,1 28.5	103.5 64,1 28.5	103.5 64,1 28.5	103.5 64,1 28.5
0 % < N₂ < 13 %	долл. США	6	10	10	15	15	20
N₂ = 13 % = const	долл. США	6	10	10	10	15	15
Выручка от реализации	млн. долл. США	555	925	1035	1410,5	1552,5	1928
Дополнительные капитальные вложения	млн. долл. США	-	-	115	115	115	115
Эксплуатационные расходы	млн. долл. США	496,8	589,4	820,2	921	945,7	1047,1
Себестоимость добычи газа	долл/1000 м³	5,4	6,4	7,9	8,9	9,1	10,1
Накопленный поток наличности	млн. долл. США	73,3	254,3	114,1	316,2	393,7	585,9
Чистый дисконтированный доход (NPV)	млн. долл. США	43	141	26	156	169	295
Срок окупаемости	лет	-	-	5	1,5	1,5	1
П р им ечание. В вариантах с закачкой азота фонд нагнетательных 10, число заводов по производству азота - 1 (2 блока).						скважин равен

			Добыча низконапорного газа с одновременной закачкой							азота в пласт (0		< N₂ < 13 %)
Показатели	Всего*					Годы строительства и			эксплуатации
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Капитальные вложения:	115	115	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
завод	100	100	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
скважины с обвязкой	15	15	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	1035	110,0	98,0	84,0	76,0	68,0	59,0	53,0	45,0	39,0	34,0	31,0	28,0	26,0
Объем добычи газа, млрд. м³	103,5	11	9,8	8,4	7,6	6,8	5,9	5,3	4,5	3,9	3,4	3,1	2,8	2,6
Эксплуатационные расходы В том числе:	641,6	56,5	58,7	53,3	50,3	47,2	41,9	39,6	36,6	34,3	32,4	19,7	18,6	17,8
амортизация	175,5	15,3	15,3	15,3	15,3	15,3	13,4	13,4	13,4	13,4	13,4	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	321,6	33,5	30,5	26,2	23,7	21,2	18,4	16,5	14,0	12,1	10,6	9,7	8,7	8,1
налог на ВМСБ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
роялти - 6 %	62,1	7	6	5	5	4	4	3	3	2	2	2	2	2
автодорожный налог	10,4	1,1	1,0	0,8	0,8	0,7	0,6	0,5	0,5	0,4	0,3	0,3	0,3	0,3
закачка азота - ППД	72,0	0	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6	6
Прибыль	278,4	-61,5	39,3	30,7	25,7	20,8	17,1	13,4	8,4	4,7	1,6	11,3	9,4	8,2
Налог на имущество	130,1	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Налогооблагаемая прибыль (убытки)	148,3	-66	34,5	25,9	20,9	16,0	12,3	8,6	3,6	-0,1	-3,2	6,5	4,6	3,4
Налог на прибыль	76,9	0,0	12,1	9,0	7,3	5,6	4,3	3,0	1,3	0,0	0,0	2,3	1,6	1,2
Чистая прибыль (убытки)	71,4	-66	22	17	14	10	8	6	2	0	-3	4	3	2
Поток наличности	246,9	-51,0	37,7	32,1	28,9	25,7	21,4	19,0	15,7	13,3	10,2	6,1	4,9	4,1
То же, нарастающим итогом	247	-51,0	-13,3	18,8	47,6	73,3	94,7	113,6	129,4	142,7	152,9	159,0	163,9	167,9
Дисконтный поток наличности, 10 %	102	-46,4	31,2	24,1	19,7	15,9	12,1	9,7	7,3	5,6	3,9	2,1	1,6	1,2
Дисконтированный чистый доход (NPV) * Цифры в столС	102 >це “Все	-46 го” прив	-15 едены в	9 сумме с	29 данными	45 табл. 6.4	57 1.	66	74	79	83	85	87	88

				Доразработка низконапорного газа (газ содержит N						₂ = 13 %	= const)
Показатели					Годы строительства и эксплуатации
	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27
Капитальные вложения:	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
завод	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
скважины с обвязкой	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Выручка от реализации газа	26,0	26,0	25,0	25,0	24,0	24,0	24,0	20,0	19,0	18,0	17,0	15,0	13,0	8,0
Объем добычи газа, млрд. м³	2,6	2,6	2,5	2,5	2,4	2,4	2,4	2	1,9	1,8	1,7	1,5	1,3	0,8
Эксплуатационные расходы В том числе:	11,8	11,8	11,4	11,4	11,0	11,0	11,0	9,5	9,1	8,8	8,4	7,6	6,8	4,9
амортизация	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9	1,9
текущие издержки	8,1	8,1	7,8	7,8	7,5	7,5	7,5	6,2	5,9	5,6	5,3	4,7	4,0	2,5
налог на ВМСБ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
роялти - 6 %	2	2	2	2	1	1	1	1	1	1	1	1	1	0
автодорожный налог	0,3	0,3	0,3	0,3	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,1	0,1
закачка азота - ППД	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Прибыль	14,2	14,2	13 ,6	13,6	13,0	13,0	13,0	10,5	9,9	9,2	8,6	7,4	6,2	3,1
Налог на имущест-	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
во Налогооблагаемая прибыль (убытки)	9,4	9,4	8,8	8,8	8,1	8,1	8,1	5,7	5,0	4,4	3,8	2,6	1,3	-1,8
Налог на прибыль	3,3	3,3	3,1	3,1	2,8	2,8	2,8	2,0	1,8	1,5	1,3	0,9	0,5	0,0
Чистая прибыль (убытки)	6	6,1	5,7	5,7	5,3	5,3	5,3	3,7	3	3	2	2	1	-2
Поток наличности	8,0	8,0	7,6	7,6	7,2	7,2	7,2	5,6	5,2	4,8	4,4	3,6	2,8	0,1
То же, нарастающим итогом	175,9	183,9	191,5	199,1	206,2	213,4	220,6	226,2	231,3	236,1	240,5	244,0	246,8	246,9
Дисконтный поток наличности, 10 %	2,1	1,9	1,6	1,5	1,3	1,2	1,1	0,8	0,6	0,5	0,4	0,3	0,2	0,0
Дисконтированный чистый доход (NPV)	90	92	94	95	97	98	99	100	100	101	101	102	102	102

Следует понимать, что установление на экспериментальном участке более высокой цены, чем в целом по “Надымгазпрому”, является перераспределением прибыли, получаемой ОАО “Газпром” на транспорте газа.

При разработке месторождения с закачкой азота дисконтированный чистый доход составит:

при цене газа 10 долл/1000 м³ - 26 млн. долл. США; при цене газа 15 и 10 (с 14-го года) долл/1000 м³ - 156 млн. долл. США;

при цене газа 15 долл/1000 м³ - 169 млн. долл. США; при цене газа 20 и 15 (с 14-го года) долл/1000 м³ - 295 млн. долл. США.

Возможности увеличения чистого дохода при изменении цены на газ, а также ставок платежей роялти и отмены налога на ВМСБ, показаны в табл. 6.29 и на рис. 6.80.

Распределение выручки от реализации газа по самому льготному налоговому варианту 1.5 (при цене газа 10 долл/1000 м³) со ставкой роялти 6 % в течение всего периода и при отмене налога на ВМСБ приводится на рис. 6.80, ,.

Динамика показателей разработки по варианту 1.5 приводится в табл. 6.40, 6.41. Месторождение имеет градообразующее значение. Следовательно, макроэкономическая (социальная) эффективность мероприятия очевидна в условиях сложившихся трудностей с занятостью населения в северных районах.

Ж/ I ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ Т -1- РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ГЛАВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 27. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ РАСТВОРИТЕЛЯМИ И ГАЗОМ ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходит удерживание нефти в пористой среде капиллярными силами.

Кроме того, неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пластов обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов нефти на поверхности зерен пород, а также различием вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к появлению гидродинамической неустойчивости контакта нефть - вода, обволакиванию водой в пористой среде оставленных за фронтом вытеснения скоплений нефти, образованию капель или глобул нефти, т.е., по сути дела, ее диспергированию.

Вследствие указанных причин нефть остается в пористой среде пластов, подвергаемых заводнению, в виде пленок на зернах пород и глобул, находящихся в тупиковых порах или местах пористой среды пластов, обойденных водой (рис. 111). Если бы нефть вытеснялась из пласта смешивающейся с ней жидкостью, то в результате молекулярной диффузии вещество-растворитель проникло бы в нефть, а углеводороды нефти - в растворитель и с течением времени нефть была бы полностью вымыта из пласта. Однако если применять в процессе разработки нефтяных месторождений метод вытеснения нефти путем закачки в пласты одних только растворителей, то последние, вымыв из пластов нефть, останутся в недрах. Ясно, что остав-

Рис. 111. Разрез пористой среды:

1 - зерна породы; 2 - остаточная нефть в тупиковой поре; 3 - пленочная нефть; 4 -вода

ляемое в пластах вещество должно быть доступным и дешевле нефти.

В качестве растворителя, вытесняющего нефть из пластов, применяют спирты, эфиры, сероуглерод и др. Однако это дорогостоящие вещества. Дешевле использовать воздух, воду и в определенных условиях природный газ и двуокись углерода. При этом следует учитывать, что вода в обычных пластовых условиях не смешивается с нефтью, закачка в пласт воздуха приводит к возникновению совершенно иного процесса извлечения нефти из недр - внутрипластового горения.

В 50-х и начале 60-х гг. было предложено в качестве веществ, смешивающихся с нефтью для ее вытеснения из пластов, применять углеводородные растворители - сжиженный пропан, газовый конденсат, бензин и другие в виде пробок или оторочек, продвигаемых по пласту водой или сухим газом.

Лабораторные опыты показали, что в процессе вытеснения нефти из пластов неограниченно смешивающимися с ней веществами - растворителями коэффициент вытеснения может быть доведен до 100 %. Если использовать о т о р о ч к и р а с т в о р и -т е л я , продвигаемые по пласту сухим газом, коэффициент вытеснения нефти по-прежнему остается высоким, но при этом наблюдается неустойчивость контакта газ - растворитель, оторочка довольно быстро исчезает, а растворитель частично извлекается из пласта вместе с сухим газом. Таким образом, в случае применения сухого газа в качестве вещества, проталкивающего оторочки растворителя, фактически снижается коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

В наклонных пластах после вытеснения нефти оторочкой растворителя, проталкиваемой сухим газом сверху вниз, прорывы его становятся не столь существенными и процесс вытеснения нефти из пласта осуществляется более эффективно. Это происходит при обычных, недостаточно высоких пластовых давлениях. Если давления более высокие, процесс смешивания сухого газа и углеводородного растворителя происходит более интенсивно, а в определенных физических условиях - до неограниченной смешиваемости. Оказалось, что с дальнейшим повышением пластового давления, опять-таки в определенных физических условиях, оторочка растворителя вообще становится излишней, так как между нефтью и газом возникает область полного смешивания сухого газа с углеводородами, выделившимися из нефти, и затем углеводородов с самой нефтью. Вытеснение нефти из пластов сухим газом в условиях полной смешиваемости его с углеводородами нефти получило название п р о -ц е с с а в ы те с н е н и я н е ф т и и з п л а с т о в г а з о м в ы с о -к о г о д а в л е н и я.

Если оторочка растворителя продвигается вследствие закачки в пласт воды, образуется область совместной фильтрации растворителя и воды как двух несмешивающихся жидкостей, в результате чего оторочка размазывается по обводненной области пласта. В этом случае в пласте существует и область смешения нефти и растворителя, и область несмешивающихся жидкостей.

Процесс образования и роста области смешения нефти и растворителя, как и в случае циклического нагнетания газа, обусловливается молекулярной и конвективной диффузией. Однако в последнем случае жирный газ из пласта вытесняется сухим. Вязкости этих газов практически одинаковы. Если нефть вытесняется оторочкой растворителя, то поскольку вязкость нефти в основном более высокая, чем растворителя, на характер процесса смешивания этих жидкостей в пласте и, следовательно, на образование оторочки необходимого размера будет оказывать существенное влияние различие вязкостей нефти и растворителя.

Рассмотрим вначале процесс смешивания нефти и растворителя, не учитывая вытеснения растворителя из пласта водой.

Уравнение вытеснения из прямолинейного пласта нефти ее растворителем отличается от уравнения (V.17) только коэффициентом диффузии. Оно имеет следующий вид:

(VI.1)

где с - удельная концентрация растворителя в смеси нефть-растворитель; D - коэффициент диффузии; w = v/m (v - скорость фильтрации; m - пористость).

Под к оэ ф ф и ц и е н том д и ффу з и и D понимают комплексный коэффициент, учитывающий не только молекулярную и конвективную диффузии однородной жидкости в пористой среде, но и различие вязкостей вытесняющей и вытесняемой смешивающихся жидкостей.

Обработка результатов экспериментальных исследований вытеснения одной жидкости другой, смешивающейся с первой, при различии их вязкости показывает, что комплексный коэффициент диффузии можно представить в первом приближении в следующем виде:

D = D_e(1 + K^grad^);

(VI.2)

D_e = D0 + D_K; D_K = KwW.

Здесь ц_c - вязкость смеси двух жидкостей; D₀ - коэффициент молекулярной диффузии; D_к - коэффициент конвективной диффузии однородной жидкости; K_w, K - экспериментальные коэффициенты, учитывающие соответственно конвективную диффузию однородной жидкости и разновязкостную диффузию.

При движении смешивающихся жидкостей в прямолинейном пласте концентрацию вытесняющей жидкости, т.е. растворителя, в нефти можно получить по уравнению (VI. 1). Для этого, как и в случае циклического нагнетания газа, используем приближенный метод интегральных соотношений. Решение задачи при этом имеет следующий вид:

_{ё ё} ³

c(l,t) = 0,25 2 - 3-^- + -2— ;

(VI.3)

Х(1) Х³(t)

ё = X - wt.

Здесь w = v/m (v - скорость фильтрации); 2Х - размер области смешения (рис. 112). Полудлину зоны смешения Х = Х(0 определяем при решении уравнения (VI. 1) методом интегральных соотношений.

Имеем следующие условия на границах зоны смешения. Пр и ё = -Х 0(-Х, t) = 1, при ё = Х 0(Х, t) = 0, в сечении пласта ё = = 0, перемещающемся со временем t, значение с(0, t) = 0,5.

Из решения (VI. 3) получаем

также, что при ё = ± Х

Введением переменных ё = x — — wt, т = t уравнение (VI. 1) приведем к виду

H; -X 5=0 Иг X

Рис. 112. Схема вытеснения нефти растворителем из прямолинейного пласта:

1 - растворитель; 2 - зона смешения; 3 - нефть

дС д (_ dc]

“ = ^D Hj'

дт

Для упрощения решения рассматриваемой задачи предположим следующее. Будем считать, что в зоне смешения вязкость смеси растворителя и нефти линейно зависит от подвижной координаты i В сечении i = -X ц_с = ц_ь т.е. ц_с равна вязкости растворителя, поскольку его концентрация в этом сечении составляет единицу, а при i = X ц_с = ц₂ - вязкости вытесняемой жидкости, т.е. нефти. В пределах же области смешения, т.е. от

i = -X до i = = X, вязкость смеси ц_с зависит линейно от i (см. рис. 112, пунктирную линию):

Дц

дх д| 2X

Подставляя (VI.5) в (VI.2), а затем (VI.2) в (VI.4), получаем уравнение разновязкостной конвективной диффузии в следующем виде:

дЦ c дЦ c Ljp

(VI.5)

- = - = -; Дц = Ц - Ц .

¦дС = — d_e

дт д?

(VI.6)

1 +

; в = К д ц / 2.

X& д?

Определяя производные Эс/Эт и Эс/Э? из (VI.3), подставляя их в (VI.6) и производя, согласно методу интегральных соотношений, интегрирование от 0 до X, получаем соотношение

_1!' dX _d| = d_e r(i + в] iii

(VI.7)

о ^ l X⁵⁴ & ^dT ^EJ₀ $ ^X' ⁵⁵

Из (VI.7) имеем

(VI.8)

Учитывая, что X = 0 при t = т = 0, из (VI.8) имеем следующее выражение для определения X = X(t):

— -iX + в ²ln

(VI.9)

2 в

Можно определить полную длину области смешения Л = 2X. Тогда из (VI.9)

: 4D_Et.

= 8 D t.

2в ^E

Если в формуле (VI. 10) задавать время t и определять длину области смешения Л, то эта формула примет вид трансцендентного уравнения. Можно, конечно, задаваться в и Л и, зная D_e, найти время t. В этом случае вычисления будут более простыми. Уравнение (VI.8) можно переписать следующим образом:

^ = 4D dt.

X + р

Можно получить два асимптотических решения этого уравнения. Первое из них соответствует случаю, когда X велико, т.е. X >>р. Тогда

XdX = 4D_Edx; X = (8D_E т)^1/2.

Это решение справедливо при конвективной диффузии однородной жидкости в пористой среде и полностью совпадает с соответствующим решением при циклической закачке газа.

Второе асимптотическое решение, более важное для рассматриваемого процесса вытеснения нефти из пласта растворителем, получаем при малых X по сравнению с р. В этом последнем случае из (VI.8) имеем

X²dX/p = 4D_Edx. (VI.11)

Интегрируя (VI. 11), имеем

X = (12PD_et)^1/3. (VI.12)

Или для полной длины зоны смешения при Л = 2X

Л = (96PD_et)^1/3. (VI.13)

Определим величину р на основе лабораторных экспериментов П.И. Забродина, Н.Л. Раковского и М.Д. Розенберга по вытеснению нефти смешивающейся с ней жидкостью. В этих опытах при вытеснении углеводородной жидкости вязкостью ц₂ = 8,48 • 10^-3 Па-с смешивающейся с ней жидкостью-

растворителем, имеющим вязкость ц₁ = 0,53 • 10^-3 Па-с, со скоростью фильтрации v = 10^-4 м/с при D_e = 10^-7 м²/с образовалась область смешения длиной Л = 12 м, когда сечение пласта (^ = = 0, удельная концентрация растворителя с = 0,5) в модели переместилось на расстояние х = 50 м за время т = t,

t = mx/v.

Предположим, что в >> Л, и определим в ^по формуле (VI.13).

Имеем

12°

= 973 м.

в =

96 D t

96 • 10 • 1, 85 • 10⁵

Поскольку Л = 12 м, то условие в >> Л выполняется и значение в, определенное по формуле (VI. 13), справедливо.

Было сказано, что с целью экономии растворителя необходимо его использовать в виде оторочки, а не закачивать непр е-рывно. Если эта оторочка перемещается по пласту под воздействием воды, растворитель в соответствии с механизмом фильтрации несмешивающихся жидкостей не полностью вытесняется из пласта. Распределение насыщенностей пористой среды водой, растворителем и его смесью с нефтью показано схематично на рис. 113.

Для полного вытеснения нефти растворителем из части пласта, охваченной этим процессом, необходимо закачать такое количество растворителя, чтобы область смешения его (с = 0,5) с нефтью переместилась за пределы пласта (см. рис. 113), т.е.расстояние х** = I + X, а фронт вытеснения растворителя водой дошел бы до конца пласта, т.е. чтобы соблюдалось условие х, = I. Тогда количество растворителя, затраченного на образование оторочки, будет равно количеству растворителя, оставшегося в областях заводнения и смешения. Из области смешения он будет извлечен из пласта вместе с нефтью, а из заводненной может быть частично извлечен вместе с водой. Однако определенная его часть будет оставлена в пласте, так как при вытеснении водой не смешивающейся с нею жидкости обводненность продукции в конце концов достигнет такого значения, что извлекать из пласта растворитель будет экономически нецелесообразно.

Рис. 113. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой растворителя, проталкиваемой водой:

1 - распределение водонасы-щенности в момент времени t;

2 -^концентрация растворите

ля 0( I, t); 3 - распределение водонасыщенности в момент времени t**; 4 - фиктивная концентрация растворителя в момент времени t**; 5 - фиктивная область смешения

растворителя и нефти

Рис. 115. Схема двух пластов, разрабатываемых с использованием вытеснения нефти обогащенным газом:

1 - пласт 1; 2 - добывающие скважины пласта 1; 3 - газонефтяной контакт; 4 -газонагнетательная скважина пласта 1; 5 - пласт 2; 6 - зона полного смешения обогащенного газа и нефти в пласте 2; 7 - газонагнетательная скважина пласта 2; 8 - добывающая скважина пласта 2; 9, 10 - водонефтяной контакт соответственно в пластах 1 и 2

Рассмотрим процесс вытеснения нефти газом при высоком давлении, когда между этими веществами образуется область полной их смешиваемости.

Чтобы определить, возможен ли такой процесс в условиях какого-либо конкретного месторождения, проводят лабораторные исследования для установления условий смешиваемости газа и нефти или рассчитывают по константам равновесия фазовое состояние смеси газа, который предполагается закачивать в пласт, и нефти при различных давлениях и составах углеводородов.

Результаты указанных исследований и расчетов представляют в виде треугольной диаграммы Гиббса (рис. 114). Каждая точка на этой диаграмме внутри треугольника характеризует некоторую углеводородную смесь, состоящую из сухого газа Q, промежуточных углеводородов С₂-С₅ и более тяжелых углеводородов от С₆ и выше (С₆). Точке A соответствует углеводородный состав, доля компонента Q в котором составляет a, доля компонентов С₂-С₅-Ь и доля компонентов C₆₊-c. Эта диаграмма справедлива при постоянной температуре.

Пусть месторождение имеет пласты 1 и 2, залегающие на разных глубинах и содержащие одну и ту же легкую нефть, но имеющие различное пластовое давление (рис. 115). В пласте 1 среднее пластовое давление равно р₁, а в пласте 2 - р₂, причем р₂ > р₁. Разработку этих пластов можно осуществлять с использованием закачки в них жирного газа, т.е. метана, обогащенного этаном, бутаном, пропаном и другими компонентами. Состав этого газа на диаграмме Гиббса (см. рис. 114) характеризуется точкой А₁. Составы нефти, насыщающей пласты 1 и 2, практически идентичны и характеризуются точкой А₂. Заштрихованная область, ограниченная линией пластового давления р₁, соответствует области двухфазного состояния углеводородов в пласте 1, а область, ограниченная линией р₂, - области двухфазного состояния углеводородов в пласте 2. При двухфазном состоянии в пласте одновременно существуют углеводороды и в жидкой, и в газовой фазах. Остальная часть площади диаграммы Гиббса, находящаяся вне соответствующих заштрихованных областей, относится к области однофазного состояния углеводородов, т.е. области полной их смешиваемости.

Если в пласт 1 через нагнетательную скважину 4 закачивать жирный газ с составом А₁, то из нефти состава А₂ (см. рис. 114) через поверхность газонефтяного контакта 3 будут выделяться легкие углеводороды, растворяясь в газе. Состав газа, вытесняющего нефть, вблизи газонефтяного контакта изменяется от точки А₁ к А¹!, А^П1 ( см. рис. 114 по стрелке), т.е. обогащается жирными компонентами. Нефть же будет насыщаться легкими углеводородами. Ее состав, характеризующийся последовательно точками А^!2 и А^п₂, будет идентичен составу газа у газонефтяного контакта. Точка А¹¹₁ соответствует составу газа, а точка А^п₂ - составу нефти на газонефтяном контакте при условии, что газ и нефть находятся в состоянии фазового равновесия.

Однако в пласте 1 (см. рис. 115) полного смешивания газа с пластовой нефтью не произойдет, так как при давлении р ₁ состав смеси углеводородов, находящихся на газонефтяном контакте, будет соответствовать составу смеси, находящейся в заштрихованной двухфазной области на диаграмме Гиббса. Таким образом, в пласте 1 нефть не будет вытесняться газом в условиях полной смешиваемости углеводородов. Иную картину наблюдаем в пласте 2 при давлении р ₂. Прямая линия, соединяющая исходные составы пластовой нефти и закачиваемого в пласт жирного газа, никогда не пересечет двухфазную область, соответствующую этому давлению. Следовательно, в пласте сформируется область смешения, перемещающаяся от линии нагнетания газа к добывающим скважинам. Газонефтяной контакт исчезнет (см. рис. 115, пунктирная линия). В сечениях пласта, расположенных вблизи линии нагнетания, однофазная смесь углеводородов будет представлена в основном легкой фракцией, а вблизи добывающих скважин - тяжелой. Ни в одном из сечений пласта не останется двухфазной смеси и будет наблюдаться полная смешиваемость углеводородов. Однако, вследствие высоких значений коэффициентов конвективной диффузии при вытеснении газа газом, область смешивания углеводородов в процессе вытеснения нефти газом при высоком давлении может быть довольно обширной, что приведет к необходимости добычи вместе с нефтью значительного количества газа, т.е. к ситуации, аналогичной при циклической закачке газа.

Иногда нефтяники выделяют из группы физико-химических методов извлечений нефти методы, связанные с закачкой в нефтяные пласты углеводородных и неуглеводородных газов, называя эти методы “газовыми”. Однако такое название является не вполне оправданным, поскольку оно не отражает основной физико-химической сущности этих методов - достижения растворимости газов и нефти в пласте. Если же иметь в виду лишь механическое (“выталкивающее”) действие закачиваемых в пласт газов, то оно аналогично действию закачиваемой в пласт воды.

П р и м е р VI. 1. В прямолинейный пласт в элемент однорядной схемы расположения скважин (см. рис. 113) длиной I = 400 м и шириной b = 200 м закачивают с целью вытеснения из него нефти сначала растворитель нефти (в основном сжиженный пропан), а затем после создания его оторочки - воду, вытесняющую растворитель и проталкивающую оторочку. Расход жидкого растворителя и расход воды q = 300 м³/сут. Толщина пласта, охваченного процессом вытеснения нефти оторочкой растворителя, h = 10 м, пористость m = 0,25. Полная толщина пласта h₀ = 15,4 м, так что коэффициент охвата пласта процессом п₀ = 0,65. Вязкость нефти в пластовых условиях ц₂ = 5 • 10^-3 Па • с, вязкость жидкого растворителя ц₁ = 0,53 • 10^-3 Па • с. Вязкость воды ц_в = = 10^-3 Па • с.

Вытеснение растворителя из пласта водой непоршневое. При этом формулы относительных проницаемостей имеют тот же вид, что и в примере IV. 1, т.е.

к, = |-— i при s„ < s < s1;

l ^s. ^{- s}c &

( s - s ] ^1/2 к, = 0, 9|-— I при s₁ < s < s..

# ^s. ^-
sc_B &

В рассматриваемом случае s^ = 0,05; s. = 0,85; s₁ = 0,740.

Коэффициент конвективной диффузии

D_e = D₀ + K_ww; w = v/m.

Требуется определить объем оторочки растворителя, размер зоны смешения, время добычи нефти вместе с растворителем и объем извлекаемого растворителя из пласта в безводный период.

Приступая к расчетам, вычисляем вначале скорость фильтрации. Имеем

q 300 _-6

V = — = -- = 1, 736 • 10 ⁶ м/с.

bh 200 • 10 • 0, 864 • 10⁵

Скорость движения области смешения -6

v 1,736 • 10 ⁶ _-6

w = — = - = 6, 944 • 10 м/с.

m 0, 25

Коэффициент конвективной диффузии определяем следующим образом:

D_e = D₀ + K_ww = 10^-9 + 0,1 • 6,944 • 10^-6 = 6,954 • 10^-7 м²/с.

Время, в течение которого сечение с удельной концентрацией растворителя с = 0,5 дойдет до конца пласта I = 400 м,

t. = I /w = 400/6, 944 • 10^-6 = 57, 6 • 10⁶ = 667 сут.

Определим значение р. Имеем в = К_ЦЛц /2 = 2,45 • 10⁵(5 - 0, 53)10^-3/2 = 547,6 м.

Вначале определим размер зоны смешения в момент времени t = t., когда середина ее достигнет расстояния х = I. Из формулы (VI. 10) получим трансцендентное уравнение для определения Л в виде

_2
2 Л + 2R

Л² - 4рЛ + 8р² ln-^L = 32D_Et..

2в

Решая это уравнение путем последовательных приближений, получаем Л = = 131 м.

Однако необходимо определить время t = t.., за которое область смешения полностью вытеснится из пласта, а вода, проталкивающая оторочку растворителя, дойдет до конца пласта х = I. На рис. 113 показано также распределение насыщенностей пласта водой и растворителем в момент времени t = t... Пунктиром дана фиктивная оторочка растворителя, как бы вышедшая за пределы пласта.

Будем в качестве первого приближения считать, что в момент времени t = = t.. сечение фиктивной оторочки с концентрацией с = 0,5 пройдет расстояние I + Л/2, т.е. 400 + 66 = 466 м.

Из приведенного выше уравнения получим Л = 138 м.

Таким образом, уточненное значение Л/2 = 69 м.

469 6

t.. =-= 67, 54 • 10⁶ с = 782 сут.

6, 944 • 10^-6

Время, в течение которого из пласта будет добываться нефть вместе с растворителем,

t.. = 138/w = 138/6, 944 • 10^-6 = 19, 85 • 10⁶ с = 230 сут.

Определим объем растворителя в смеси с нефтью:

Для установления объема растворителя, оставшегося в обводненной части пласта, при подходе фронта воды x_в к концу пласта построим на основе данных относительных проницаемостей функцию f(s) (рис. 116). В соответствии с теорией непоршневого вытеснения из пласта водой несмешивающихся с ней жидкостей и кривой зависимости (см. рис. 116) получим

f'(s_B) = 1,409; f(s_B) = 0,93; s, = 0,71.

Оставшийся в пласте объем растворителя V_ор к началу добычи из пласта смеси воды и растворителя определим по формуле

bhml

^f '⁽^sСВ⁾

V_ор = bhmlfl - s_св) -

= 0, 25 • 200 • 10 • 4001 0, 95 -

= 48,06 • 10³ м.

1, 409

Таким образом, суммарный объем растворителя, который следует закачать в пласт, создавая оторочку,

Vp = V_cp + V_ор = 32,78 • 10³ + 48,06 • 10³ = 80,84 • 10³ м³.

Объем оторочки растворителя в долях порового объема пласта

^OL--⁸⁰-⁸⁴•¹⁰³__ 0,404.

V_p 0,25 • 200 • 10 • 400

Доля растворителя, оставляемого в пласте к началу извлечения его вместе с водой,

Vol = 48,06 • 10³ _ ₀₆

^Vp 80,84 • 10³ ’

Безусловно, в процессе добычи растворителя вместе с водой из пласта будет извлечено определенное дополнительное количество этого реагента.

§ 28. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА

Помимо углеводородов известны и другие простые вещества, в определенных условиях достаточно хорошо смешивающиеся с нефтью. К ним можно отнести азот и двуокись углерода. У нефтяников имеется значительный опыт по

закачке в пласты двуокиси углерода с целью извлечения нефти, в то время как по использованию азота известны лишь отдельные эксперименты. Источники СО₂ - природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами и в ряде случаев с сероводородом, отходы химических производств, дымовые газы крупных энергетических и металлургических установок.

Двуокись углерода в стандартных условиях, т.е. при давлении 10⁵ Па и температуре 273,2 K, - газ. На рис. 117 показана рТ-диаграмма двуокиси углерода, из которой видно, что критическое давление ее составляет 7,38 МПа, а критическая температура 304,15 K. Это довольно низкая температура для обычных условий глубокозалегающих нефтяных месторождений. Поэтому, если нагнетать СО₂ в пласты, залегающие на глубине 15002000 м с температурой 310-350 м при давлении 10-20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в закритическом состоянии. В стандартных условиях, когда это вещество находится в газовом состоянии, ц_у = 0,0137 • 10^-3 Па • с, а плотность р_у = = 1,98 кг/м³. При переходе в жидкое состояние вязкость углекислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры - понижается.

На рис. 118 показана кривая зависимости вязкости углекислоты от давления при различных температурах. При давлении выше 10 МПа и температуре 300-310 K происходит полное смешивание СО₂ с углеводородной частью нефти. Однако в этом случае смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси СО₂ и легких углеводородов. Они могут выпасть в осадок.

Для достижения полной смешиваемости СО₂ с углеводорода-

р_у МПа

Рис. 117. рГ-диаграмма для С0₂

р,_у,10~³Ш-ь

I_I_I_I___I

О 2 4 6 8 Р, МПа

Рис. 118. Кривая зависимости вязкости

двуокиси углерода ц_у от давления при

различных температурах:

1 - при Г = 303,2 К; 2 - при Г = 332,2 К

ми нефти при повышенных температурах следует увеличить давление. Например, при температуре порядка 360 K оно составляет около 30 МПа.

В тяжелых компонентах нефти СО₂ растворяется, хотя и слабо. Она способствует набуханию углеводородов, их разрыхлению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них адсорбировались. При давлении порядка 10 МПа и температуре 300-310 K в 1 м³ нефти может раствориться 250-300 м³ СО₂, замеренной при стандартных условиях. По свойству растворимости в углеводородах СО₂ сходна с пропаном. Вместе с тем двуокись углерода растворяется и в воде, но примерно в 10 раз меньшем количестве при одних и тех же условиях. Растворяясь в нефти, СО₂ уменьшает ее вязкость.

Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр. Известны несколько разновидностей технологии разработки нефтяных месторождений с закачкой СО₂ в пласты для вытеснения из них нефти.

В одной из них двуокись углерода нагнетают в неистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой или газом, аналогично рассмотренному процессу вытеснения нефти из пласта оторочкой углеводородного растворителя. Другую разновидность используют в истощенных пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда СО₂ непрерывно закачивают в пласт в газообразном состоянии.

При осуществлении такого процесса, сходного с процессом циклической закачки газа, газообразную двуокись углерода следует прокачивать через пласт в объеме, в несколько раз превышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды нефти при этом экстрагируются, переходя в газообразную смесь СО₂ и углеводородов. На дневной поверхности необходимо разделять СО₂ и углеводороды, т.е. регенерировать двуокись углерода и снова нагнетать ее в пласт.

Однако при низких пластовых давлениях описанный процесс недостаточно эффективен, поскольку потребуется закачка в пласт значительного объема СО₂ для извлечения углеводородов. Отношение этого объема СО₂ к объему извлеченных углеводородов может достигать 100 м³ на 1 м³ и более. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание СО₂ и нефти не возникает и из нефти извлекаются только легкие углеводороды.

Можно осуществлять воздействие на пласт и иначе. Вначале, т.е. в первой фазе процесса, в пласт интенсивно закачива-

ют СО₂ при резком ограничении или прекращении отбора нефти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, давление в пласте доводят до давления полной смешиваемости СО₂ и нефти. Конечно, и при этом в пористой среде могут выпадать смолы и асфальтены. Однако углеводородные компоненты нефти, включая тяжелые, извлекаются из пласта. При достижении заданного давления производят одновременно и закачку в пласт СО₂, и отбор из него смеси углеводородов нефти и СО₂.

Третья принципиальная разновидность технологии разработки нефтяных пластов с применением двуокиси углерода состоит в растворении СО₂ в воде, т.е. в получении так называемой карбонизированной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Вследствие большего химического “родства” нефти и СО₂, чем воды и СО₂, при контакте карбонизированной воды с нефтью молекулы СО₂ диффундируют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхности зерен породы, делают эти пленки подвижными, что приводит к увеличению количества извлекаемой нефти из пластов. На рис. 119, t показаны пленки тяжелой нефти, оста ю-щиеся на зернах породы при вытеснении нефти из пластов обычной водой, а на рис. 119, • видно, как пленки этой нефти

отделяются от породы при вытеснении нефти карбонизированной водой.

Из трех указанных разновидностей технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в них двуокиси углерода первая, т.е. вытеснение нефти оторочкой СО₂, п роталкиваемой водой, имеет преимущества перед остальными, так как по сравнению со второй требует меньших затрат двуокиси углерода и в более значительной степени обеспечивает вытеснение тяжелого остатка нефти после экстракции из нее легких углеводородов. По сравнению с третьей разновидностью первая более универсальна и позволяет извлечь большее количество нефти из пла-

я , ^ б , *

Рис. 119. Схема отрыва пленок нефти от породы при закачке в пласт карбонизированной воды:

1, 4 - зерна породы; 2 -

обычная вода; 3 - пленки

нефти; 5 - карбонизированная вода; 6 - отрывающиеся от зерен породы пленки нефти

стов. Ведь рассчитывать только на эффект отрыва пленок тяжелой нефти от зерен породы не всегда надежно: такие пленки могут составлять очень незначительную долю остаточной нефти. Заметим, что увеличению нефтеотдачи способствует также “разбухание” нефти при растворении в ней С0₂.

Рассмотрим расчетную модель процесса вытеснения нефти из пласта оторочкой двуокиси углерода, которая может быть жидкой, газообразной или находиться в закритическом состоянии. Оторочка двуокиси углерода продвигается по пласту водой (рис. 120). В обводненной части пласта остаются тяжелые фракции нефти, которые будем считать не вытесняемыми водой. На границе x = x * происходит конвективная, в том числе разновязкостная, диффузия и образуется область смешения ё0₂ с нефтью длиной 2Х^ Однако в отличие от рассмотренного процесса вытеснения нефти полным ее растворителем в оторочку С0₂ переходят из нефти только легкие углеводороды и уже в области смешения образуется малоподвижный остаток нефти, состоящий в основном из смол и асфальтенов. Количество этого остатка зависит от компонентного состава нефти и, конечно, может быть различным у различных нефтей. Эта величина определяется экспериментальным путем. Следует отметить, что при вытеснении некоторых нефтей, содержащих смолы и ас-фальтены, сжиженным пропаном также может наблюдаться выпадение из нефти твердого остатка. Размер области смешения

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Рис. 120. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода, проталкиваемой водой:

1 - вода; 2 - тяжелый остаток; 3 - область смешения С0₂ и воды; 4 - распределение концентрации С0₂ в воде; 5 - оторочка С0₂; 6 - распределение концентрации С0₂ в нефти (без тяжелого остатка); 7 - область смешения С0₂ и нефти; 8 - нефть; 9 - связанная вода

нефти и СО₂ описывается уравнением конвективной разновязкостной диффузии (VI.6), и расчет ее длины Л₁ = 2Х₁ производят по формуле (VI. 10).

Важнейшая цель расчета параметров процесса разработки нефтяного пласта с использованием закачки в него оторочки СО₂, продвигаемой водой, - определение необходимого размера оторочки.

Поэтому нужно учитывать факторы, приводящие в конце концов к ее исчезновению. Один из факторов - растворение в нефти - уже указан и рассмотрен. Второй фактор заключается в растворении СО₂ в контактирующей с ней воде, т.е. в диффузии двуокиси углерода в воду, продвигающую оторочку СО₂. Как уже было сказано, СО₂ растворяется не только в нефти, но и в воде. Вязкость двуокиси углерода, как видно из графика (см. рис. 118), при одних и тех же пластовых давлении и температуре меньше вязкости воды, равной около 10^-3 Па-с. Поэтому в отличие от конвективной разновязкостной диффузии менее вязкой СО₂ в более вязкую нефть в области смешения СО₂ и нефти, на контакте вода - СО₂, градиент вязкости смеси направлен против потока и конвективное проникновение воды в СО₂ будет меньше. Однако конвективная диффузия СО₂ в воду все же будет происходить. Поэтому примем, что на контакте вода - СО₂ происходит односторонняя конвективная диффузия по направлению против потока движущихся в пласте веществ. Влиянием разновязкостной диффузии будем пренебрегать, считая конвективную диффузию обычной.

На границе x = x,, (см. рис. 120) концентрация СО₂ в воде будет равна предельной равновесной концентрации СО₂ в воде при данных пластовых давлении и температуре. На границе области смешения x = x„ - X₂ удельная концентрация СО₂ в воде c2 = 0.

При расчете размера области смешения СО₂ и углеводородной части нефти введем, аналогично тому, как это сделано в предыдущем параграфе, подвижную координату Ё₁ = x - w₁t, а для расчета области смешения воды и СО₂ - подвижную координату Ё₂ = x — w₂t, где w₁ - скорость движения координаты x,, где концентрация СО₂ в нефти составляет 0,5, а w₂ - скорость движения координаты x = x^,.

Распределение концентрации двуокиси углерода в воде с₂ будем искать в виде

Ё 2

где а₂ - концентрация двуокиси углерода в воде на границе ее с углекислотой.

Уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду имеет вид

—² = D_e—2. (VI.15)

Подставляя выражения (VI. 16) в (VI. 15) и интегрируя левую и правую части уравнения (VI.15) от Х₂ до 0 по ^₂, получаем

X ₂ = (8 D_et)^1/2. (VI.17)

Суммарный объем У_ув двуокиси углерода, диффундировавшей в воду к моменту времени t, определится следующим образом:

^{0 3} 1/2

V_yB = bhmsa₂ Jq(|₂,T)d^₂ = - bhma₂sX₂ = 1,0607bhmsa₂(D_Et)^1/2.

-X 2 ⁸

(VI.18)

где s - водонасыщенность в обводненной области пласта.

П р и м е р VI.2. Прямолинейный пласт длиной I = 500 м, шириной b = = 250 м, общей толщиной h₀ = 15 м предполагается разрабатывать путем вытеснения нефти оторочкой двуокиси углерода, продвигаемой водой. Коэффициент охвата пласта процессом п₂ = 0,8. Пористость пласта m = 0,25, вязкость насыщающей пласт нефти ц„ = 4 • 10^-3 Па-с, вязкость углекислого газа в пластовых условиях ц_у = 0,05 • 10 Па^с, насыщенность связанной водой s_a = 0,05. Нефть содержит 20 % по объему смол и асфальтенов. При вытеснении нефти оторочкой СО₂ смолы и асфальтены примерно наполовину вытесняются из пласта, а остальная их часть осаждается в пористой среде и не движется. Поэтому можно принять, что в водонасыщенной части пласта остаточная нефтенасыщенность (насыщенность смолами и асфальтенами) З_нКост = 0 и, следовательно, водона-сыщенность s = 0,9.

Расход закачиваемой в пласт углекислоты и затем воды, приведенный к пластовым условиям, q = 400 м³/сут.

Требуется определить объем оторочки углекислоты V_DI исходя из того условия, что к моменту подхода к концу пласта х = I середины области смешения СО₂ и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода, K_w = 0,1 м; К = = 2,45 • 10⁵ м/(Па • с).

Прежде всего определим скорость фильтрации в пласте. Имеем

q 400 ₆

v = — = - = 0,1333 м/сут = 1,543 • 10_⁶ м/с.

bh 250 • 15 • 0, 8

Истинную скорость в области смешивания нефти и СО₂ определяем по формуле

= 7, 261 - 10 ⁶ м/с.

1, 543 - 10 ⁶

s_CB) 0,25(1 - 0,1 - 0,05)

Отсюда время t, подхода сечения с концентрацией с = 0,5 к концу пласта определяется следующим образом:

t, = | /w = 500/7, 261 - 10^-⁶ = 6, 886 - 10⁷ с = 797 сут.

Параметр в = 2, 45 - 10⁵ - 3, 95 - 10^-³ /2 = 484 м.

Коэффициент конвективной диффузии

D_e = 10^-³ + 0,1 - 7, 26 - 10^-⁶ = 7, 271 - 10^-⁷ м²/с.

По второй асимптотике, т.е. по формуле (VI. 13), имеем Л, = (96 - 484 - 7, 271 - 10^-⁷ - 6, 886 - 10⁷)^1/3 = 132, 5 м.

При уточнении по полной формуле Л₁ = 133 м.

Среднее количество СО₂ в зоне смеси ее с нефтью определяем по формуле

V_c_p = bhm(1 - s_H
ост - s_CBM.j /2 = 0, 25 - 250 - 12 - 0, 85 - 133/2 = 42, 39 - 10³ м³.

Поровый объем пласта, охваченный процессом воздействия двуокисью углерода,

V_on = bhml = 0, 25 - 250 - 12 - 500 = 375 - 10³ м³.

Учитывая незначительную растворимость СО₂ в воде по сравнению с ее растворимостью в нефти, полагаем, что в сечении Ё₂ = 0 в воде будет растворяться 5 % СО₂. Следовательно, а₂ = 0,05. Объем углекислоты, растворенной в воде к моменту времени t = t,, определим по формуле (VI. 18). Имеем

V_yB = 1, 0607 - 0, 25 - 250 - 12 - 0, 9 - 0, 05(7, 271 - 10^-⁷ - 6, 886 - 10⁷)^1/2 = 253, 3 м³.

Всего на оторочку будет затрачен объем СО₂

V_y = 42390 + 253, 3 = 42, 65 - 10³ м³.

По отношению к поровому объему пласта это составляет 11,4 %.

§ 29. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

При вытеснении нефти из пласта смешивающимся с ней веществом кардинально решается проблема полной ликвидации поверхности раздела между нефтью и веществом-вытеснителем, “исчезают” капиллярные силы, нефть растворяется в этом веществе, в результате чего можно полностью извлечь ее из области пласта, охваченной процессом вытеснения. Но нельзя ли при обычном заводнении каким-либо образом снизить поверхностное натяжение на границе нефти с водой в пористой среде, улучшить смачиваемость водой поверхностей зерен породы с тем, чтобы пленки лучше отмывались от пород и под воздействием потока воды перемещались к добывающим скважинам?

Оказывается, такая возможность в принципе имеется. Если добавить к закачиваемой в пласт воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), то можно существенно снизить поверхностное натяжение на контакте нефть - вода и сделать поверхность зерен горных пород-коллекторов более смачиваемой водой, т.е. увеличить ее гидрофильность. Кроме того, если какая-то часть остаточной нефти в заводненной области пласта находится в виде глобул, застрявших в сужениях пористой среды, и под действием градиентов давления не может двигаться, то со снижением поверхностного натяжения эти глобулы будут легче деформировать свою поверхность и продвигаться через сужения пор.

Эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли нефти, оставшейся в виде пленок на зернах породы во всей остаточной нефти, характера физико-химического взаимодействия ПАВ и пород-коллекторов и т.д. Найти оптимальные условия применения какого-либо конкретного ПАВ или подобрать для заданных пластовых условий наиболее эффективное ПАВ - дело трудное.

Всем физико-химическим методам разработки нефтяных месторождений, включая вытеснение нефти водными растворами ПАВ, полимерное и мицеллярно-полимерное заводнение, сопутствует явление сорбции поверхностно-активных добавок к воде на зернах породы. Это оказывает решающее влияние на процесс извлечения нефти из пластов и экономику физикохимических методов разработки нефтяных месторождений. Поэтому рассмотрим его подробно с количественной стороны прежде всего на примере вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ.

Уравнения фильтрации нефти и воды в пласте при вытеснении из него нефти водным раствором ПАВ остаются по существу такими же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой.

Рис. 121. Кривые относительных проницаемостей при вытеснении нефти обычной водой и водным раствором ПАВ:

1 - к_н для нефти при вытеснении ее обычной водой; 2 - к_н для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ;

3 - к, для обычной воды; 4 - к, для водного раствора ПАВ

Если использовать модель непоршневого вытеснения, то и уравнения неразрывности фильтрующихся жидкостей и обобщенный закон фильтрации нефти и воды остаются по существу такими же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой. 0днако относительные проницаемости во время вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ несколько изменяются. На рис. 121 показаны кривые относительных проницаемостей к_в(ъ) и к_н(э), построенные по данным вытеснения

нефти обычной водой (сплошные линии) и водным раствором ПАВ (пунктирные линии). Как видно из этого рисунка, при использовании водных растворов ПАВ кривая относительной проницаемости для нефти перемещается вправо по сравнению с кривой проницаемости при вытеснении нефти обычной водой.

Так как количество остаточной нефти в пласте при вытеснении нефти водным раствором ПАВ уменьшается, соответствующая величина s*₁ > s* (см. рис. 121).

0днако, чтобы построить математическую модель процесса вытеснения нефти водным раствором ПАВ, необходимо помимо уравнений фильтрации нефти и воды использовать уравнение переноса ПАВ в пласте с учетом его сорбции в пористой среде. Получим это уравнение.

Для его вывода рассмотрим элемент пористой среды, аналогичный элементу, показанному на рис. 108. В этот элемент через левую грань входит вместе с водой за время At количество ПАВ, равное v^hcAt (с - удельная концентрация ПАВ в воде). За это же время через правую грань элемента пласта выходит

количество ПАВ, равное v^hcAt - bh AxAt.

В воде, насыщающей элемент пласта, за время At происходит приращение ПАВ, равное bhm ~~^д(°~~^С AxAt.

На зернах породы за этот же отрезок времени сорбируется

дА

количество ПАВ, равное bh — AxAt, где А - общее количество

дt

сорбировавшегося ПАВ.

На основе баланса ПАВ в элементе пласта получим

bhv,cAt - $bhv,cAt - bh ~~^д(^^с)~~' AxAt =

# ^дх & (VI.19)

.. д(sc) дА

= bhm-AxAt + bh —.

дt дt

Из (VI. 19) получим дифференциальное уравнение переноса ПАВ в прямолинейном пласте:

^ + m + ^дА = 0. (VI.20)

дх дt дt

Уравнение (VI.20) можно представить в развернутом виде следующим образом:

" дv, дs % дс дс дА

ci —- + m — i + v, — + ms — + — = 0.

# дх дt & дх дt дt

Учитывая, что стоящее выше в скобках выражение равно ну

лю на основе уравнения неразрывности фильтрующейся воды, получим

v, — + ms — + — = 0. (VI.21)

дх дt pt

Из уравнений совместной фильтрации нефти и воды, как это показано в гл. IV, вытекает следующее уравнение для определения водонасыщенности:

vf '(s) — + m — = 0. (VI.22)

дх дt

Уравнение (VI.21) можно переписать в виде vf '(s) — + ms + — = 0. (VI.23)

дх дt дt

Таким образом, можно считать, что уравнение (VI.22) служит для определения распределения водонасыщенности s в пласте, а (VI.23) - для расчета концентрации в нем ПАВ. Однако при этом необходимо выразить А в зависимости от концентрации ПАВ в воде.

Такие зависимости называются и з о те р м а м и сорбции. Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта обычно применяют два вида изотерм сорбции - изотерму Лэнгмюра и изотерму Генри. Для первой из них

А = c/(a + bc),

(VI.24)

где а и b - коэффициенты, определяемые экспериментальным путем.

Вторую изотерму сорбции получаем из первой в том случае, если коэффициент b очень мал. Тогда

(VI.25)

А = с/а.

На рис. 122 показаны кривые зависимости А от с для указанных изотерм.

Подставив, например, (VI.25) в (VI.23), получим дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ в следующем виде:

(VI.26)

Таким образом, можно рассчитать распределение водонасы-щенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАС с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (VI.22) и (VI.26).

Однако более просто это определить для поршневого вытеснения нефти водным раствором ПАВ. В этом случае распределение водонасыщенности, нефтенасыщенности и концентрации ПАВ в некоторый момент времени t имеет вид, показанный на рис. 123. Как будет показано ниже, ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область 0 < х < х_сор, где х_сор - координата границы сорбировавшегося в пласте ПАВ или “фронта сорбции”. Область х_сор < х < х* занята валом нефти, т.е. нефтью, дополнительно вытесненной из области 0 < х < х_сор под действием ПАВ. Область же х* < х < х_в занята нефтью и водой, не содержащей ПАВ. Таким образом, несмотря на то что водный раствор ПАВ

закачивают в рассматриваемый пласт с начала его разработки, вытеснение нефти и дополнительное ее извлечение из пласта происходят только в области 0 < х < х_сор. На границе же

А¹

Рис. 122. Кривые зависимости А от с дая изотерм:

О x = x, нефть вытесняется обычной водой, которая очистилась от ПАВ в области 0 < х <х_сор. Фронт сорбции с координатой х_сор “движется” слева направо со скоростью w^ = dx^/dt. Для определения скорости w^ используем уравнение (VI.21).

При поршневом вытеснении нефти скорость у_в в уравнении (VI.21) постоянна.

Решение уравнения (VI.21) в данном случае можно представить в виде

с = f₁(D; 1 = х - w_co_pt (VI.27)

Имеем

— = fi; - = - fWcop. (VI.28)

э х at

Подставим (VI.28) в (VI.21). В результате получим

:Q. (VI.29)

fi'

Функция f i в общем случае не равна нулю. Тогда должно быть равно нулю выражение, стоящее в квадратных скобках (VI.29). Из него получим

^w1

-^сор =-¹--(VI.30)

ms + 1/ a

Если ввести истинную скорость воды w,, = у_в/ms в области

0 < x < x^, то

(VI.31)

w, ms + 1/ a

Из формулы (VI.31) следует, что при a-* », т.е. при отсутствии сорбции ПАВ на породе, w^ = w,,, как и следовало ожидать. В этом случае ПАВ фильтруется вместе с водой и фронт сорбции совпадает с фронтом вытеснения. Если же a = 0, т.е. на породе сорбируется бесконечное количество ПАВ, то w^ = 0, т.е. ПАВ не может продвигаться, оседая на породе у входа в пласт.

Согласно лабораторным экспериментальным данным, в 1 м³ породы пласта может сорбироваться 2-5 кг ПАВ. Если A = =К2 кг/м³, то при начальной концентрации ПАВ в закачиваемой воде 0 = 0₀ = 0,5 кг/м³ согласно изотерме 2 = 0,5/a. Отсюда a = 0,25 м³/м³.

Из формулы (VI.30), в данном случае при m = 0,2 и водонасыщенности в области 0 < х < х_сор s = 0,65, имеем

w 1

^CQP __¹_= 0,242.

v, 0, 2 • 0, 65 + 1/0, 25

Если же вычислить отношение ш_сор/ш_в по формуле (VI.31), то получим

^Wcop _ ⁰> ² ' ^{0 65} _ 0 0315

W, 0, 2 • 0, 65 + 1 / 0, 25 ^, '

Следовательно, скорость фронта сорбции более чем в 30 р аз меньше истинной скорости движения воды в пористой среде.

Рассмотрим более подробно изменение размеров характерных областей прямолинейного пласта при вытеснении нефти из него водным раствором ПАВ (см. рис. 123). В области 1 во-донасыщенность равна s₁, в области 2 - s₂, в области 3 - s₃, а в области 4 s = s^.

Увеличение нефтенасыщенности в области 2 по сравнению с областью 1, т.е. образование нефтяного вала, связано с перемещением дополнительно вытесняемой нефти из области 1 в область 2. Поэтому из баланса нефти дополнительно вытесненной из области 1 в область 2, согласно рис. 123 получим соотношение

⁽^S1 ^-
S3⁾^xC₀p = (S3 - s₂)(x, - XC₀p),

или

Рис. 123. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ:

1 - область 1 (от I = 0 до х = х_сор); 2 - область 2 (|_сор < I < I*); 3 - область 3 ( I * < I < I _в); 4 - область 4 ( I, < I < 1)

Для общего баланса воды в пласте, когда Хв < I и q = const, имеем выражение

^(s3 ^-
Sc,^)(x, ^{- X}.⁾ + ^(S2 ^{- S}_cB^)(x, ^{- X}cop⁾ +

qt ^(VI33)

+ ^(S1 ^-
Sc,^)Xcop = — •

bhm

Из (VI.32) и (VI.33) получим

bhm(S₃ - S_cB) —^ = q. (VI.34)

При постоянном расходе закачиваемой в пласт воды (q = = const) с помощью уравнения (VI.34) определим положение фронта Х_в в любой момент времени, если Х_в < I. Положение фронта сорбции установим, как было сказано, по выражению (VI.31).

Чтобы найти положение границы нефтяного вала Х. = x,(t) и водонасыщенности s₂ в области 2, следует учитывать относительные проницаемости для нефти и воды.

Из формулы (VI.32) получим соотношение скоростей w^ и w. = dx/dt:

w. = Wcop. (VI.35)

^S3 ^-
S2

Скорость фильтрации воды у_в2 в области 2 выразим следующим образом:

Ув2 = v - m(sj - s_Cв)w_COр; v = q/(bh) (VI.36)

Поскольку v = v^ + v_E2(v_n2 - скорость фильтрации нефти в области 2), с учетом обобщенного закона Дарси имеем

_v v - m(S₁ - s )w _k (_S )_N

^vb2 ¹ cb cop ^k_B^(S2⁾Hн (VI 37)

v _н2 m(S₁ - s )w k_H(S₂)^,

^H2
1 cb cop ^{H 2 B}

где k„(s₂), k_n(s₂) - относительные проницаемости соответственно для воды и нефти в области 2.

Определив s₂ из соотношения (VI.37), если заданы s_b s^, k₂(s₂) и k_n(s₂), и зная все необходимые величины, входящие в (VI.35), найдем w.. После интегрирования (VI.35) получим зависимость Х. = x.(t). Таким образом, все необходимые параметры, характеризующие процесс вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ, определены.

Рис. 124. Зависимости относительных проницаемостей для нефти и воды, а также для нефти и водного раствора ПАВ от водонасыщенности s:

1 - к для нефти при вытеснении ее водой; 2 - к для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ;

3 - к для воды; 4 - к₃ для водного раствора ПАВ

П р и м е р VI.3. Пусть из того же прямолинейного пласта длиной l = 400 м, шириной b = 400 м и толщиной, охваченной процессом вытеснения, h = 10 м вытесняется нефть водным раствором ПАВ. Вязкость нефти в пластовых условиях ц_н = = 4 • 10^-3 Па-с, вязкость воды ц_в = 10^-= 0,05. Параметр изотермы сорбции

³ Па-с, пористость пласта m = 0,2, s^ =

Генри a = 0,25 м³/м³.

Относительные проницаемости для нефти и воды как при вытеснении нефти водным раствором ПАВ, так и чистой водой линейно зависят от водонасыщенности (рис. 124), причем, согласно лабораторным экспериментальным данным, s* = 0,65; s** = 0,7.

Расход закачиваемой в пласт воды q = 500 м³/сут. Требуется опр еделить время t* подхода к концу пласта (x = l) передней границы нефтяного вала x*, считая, что вытеснение нефти водой и водным раствором ПАВ происходит поршневым образом.

Положим s₁ = s** = 0,7; s₃ = s* = 0,65. Таким образом, конечная нефтеотдача при применении водного раствора ПАВ возрастает на 5 % по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении.

Определим скорость фильтрации воды v₁ = v в области 1. Имеем

v = q/bh = 500/400 • 10 = 0,125 м/сут = 0,1447 • 10⁵ м/с.

Отношение скорости фронта сорбции w к скорости фильтрации v установим по формуле (VI.30). Имеем

= 0, 242.

0, 20 • 0,70 +

0, 25

Отсюда w_cop = 0,1447 • 10 • 0, 242 = 0, 35 • 10 м/с.

Для левой части соотношения (VI.37)

0,1447 • 10^-5 - 0, 2 • 0,65 • 0, 35 • 10^-6

^v - ^m(s1 - ^sCB^)wсор ^m(s1 ^-
sсвКор

= 30, 8.

0, 2 • 0,65 • 0, 35 • 10^-

После подстановки цифровых значений величин, входящих в правую часть (VI.37), получим

^k_B(s₂V_н _ 4(s₂ - 0, 05)

^kH^(s2Vв °>⁶⁵^-
s2

Таким образом,

4(s₂ - 0, 05)

-²- = 30, 8 .

0, 65 - s₂

Отсюда s₂ = 0,58. Следовательно,

s₂ 0,7 - 0, 58 _{-6 -6}

— w_cop =--0, 35 • 10 ⁶ = 0, 6 • 10 ⁶ м/с.

co!

0, 65 - 0, 58

Тогда

t. = 1/w. = 400/0,6 • 10 ⁶ = 666,7 • 10⁶ c = 7716 сут = 21,14 лет.

За это время в пласт будет закачано 3,86-10⁶ м³ водного раствора ПАВ. При концентрации ПАВ в воде 0,5 кг на 1 м³ в пласт будет введено 1929 т ПАВ.

Следовательно, в соответствии с принятой схемой процесса вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ дополнительно извлекаемая из пласта нефть станет поступать на поверхность через 21,14 лет после начала процесса.

Однако при закачке водных растворов ПАВ в пласт могут быть подключены в разработку ранее не охваченные разработкой пропласты, что может ускорить получение дополнительно извлеченной нефти.

§ 30. ПОЛИМЕРНОЕ И МИЦЕЛЛЯРНО-ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

При вытеснении из пластов нефтей различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и воды. Для уменьшения этого отношения и, следовательно, увеличения нефтеотдачи используют водные растворы полимеров. В качестве полимера, закачиваемого в нефтяные пласты, чаще всего применяют полиакриламид (ПАА). Молекулярное строение ПАА таково, что молекулы этого вещества схематично можно представить в виде длинных цепочек, состоящих из атомов углерода, водорода и азота. Молекулярная масса полимеров порядка 10⁶. В определенных условиях молекула полимера представляет собой цепочку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта. В некоторых случаях цепочка может быть свернутой в клубок или шар. Молекулы полимера, продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы “цепляются” за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах пород.

Фильтрация водного раствора полимеров происходит таким образом, что с увеличением градиента давления скорость его движения возрастает медленнее по сравнению со скоростью

Рис. 125. Зависимость скоростей фильтрации воды и дилатантной жидкости от grad p

фильтрации воды по закону Дарси. Жидкость, скорость фильтр ации которой нелинейно зависит от градиента давления, и притом с каждым приращением градиента давления она возрастает на все меньшую величину, называется д и л а та н т -н ой . На рис. 125 показана зависимость скорости фильтрации от градиента давления для обычной воды (кривая 1) и для водного раствора полимера (кривая 2). Формулу закона фильтрации водного раствора ПАА можно представить в виде

v--- (| grad p |)ⁿ; n <1, (VI.38)

^и ВП

где и_вп - вязкость водного раствора полимера.

Также можно представить закон фильтрации полимера (VI.38) в виде

v---— grad p , (VI.39)

и ВП ^R

где R - фактор сопротивления.

Такое представление закона фильтрации водного раствора полимера возникло в связи со следующим обстоятельством. Если замерять вязкость водного раствора ПАА на вискозиметре, то она составит и_вп. Если же прокачивать водный раствор ПАА через пористую среду, то перепад давления в такой среде возрастает более существенно, чем это следует из закона Дарси.

Поэтому и учитывают фактор сопротивления R. Из (VI.39) следует, что

R = R,(| grad p |)¹^-n, (VI.40)

где R₀ - значение | grad p | при n = 1.

Как уже было сказано, фильтрация водного раствора ПАА сопровождается его сорбцией пористой средой. При этом кривая сорбции, если концентрация ПАА в воде значительная, не соответствует изотерме Генри, а при незначительных концентрациях полимера можно с определенным приближением пользоваться такой изотермой.

Полиакриламид выпускают в виде геля, твердых гранул или порошка. Обычно применяют следующую концентрацию ПАА в воде: по гелю 1-5 %, по твердому полимеру (в виде гранул или порошка) 0,08-0,4 %. Вследствие высокой сорбции ПАА доводят его концентрацию в воде до значения, при котором вязкость водного раствора этого полимера составила бы ц_вп. = 5-6 ^_в(^_в -вязкость обычной воды). В этом случае фактор сопротивления R изменяется в пределах 5-10.

Считается, водный раствор ПАА целесообразно использовать для вытеснения нефти из пластов при ее вязкости ц_в = =К( 10-30) • 10^-3 Па • с.

В результате сорбции ПАА пористой средой в процессе вытеснения нефти образуется фронт сорбции, как и в случае вытеснения нефти водными растворами ПАВ. Впереди фронта сорбции полиакриламида в пласте движется вода, практически очищенная от него. Картина вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАА аналогична картине ее вытеснения ПАВ, показанной на рис. 123, хотя механизмы вытеснения в этих двух процессах совершенно различны.

Расчет вытеснения нефти водным раствором ПАА из прямолинейного пласта можно провести по методике, изложенной в предыдущем параграфе, используя соответствующие характеристики вытеснения, определенные экспериментально в лабораторных условиях.

Водный раствор ПАА можно применять также для регулирования процесса вытеснения нефти водой, пользуясь тем, что этот раствор представляет собой дилатантную жидкость. Для этого закачивают раствор ПАА в высокопроницаемые пропласт-ки, снижают тем самым скорость движения по ним воды, повышают давление нагнетания и увеличивают скорость вытеснения нефти водой из пропластков с более низкой проницаемостью.

Среди физико-химических методов разработки нефтяных месторождений известен также метод комплексного воздействия на нефтяной пласт путем закачки в него смеси ПАВ, спиртов, растворителей нефти, воды и водного раствора ПАА. Этот метод получил название м е т од а м и ц е л л я р н о - п о л и ме р н о г о з а в о д н е н и я. По такому методу при использовании сравнительно небольшого количества углеводорода - растворителя нефти, спирта, сульфонатов или иных ПАВ - на контакте нефть - комплексный раствор стремятся создать область полного смешивания нефти с таким раствором либо на нем резко (до 10^-6 Н/м) снижают поверхностное натяжение. По мере удаления от непосредственного контакта нефть - комплексный раствор в сторону водонагнетательных скважин доля воды в растворе должна увеличиваться до тех пор, пока он не превратится в чистую воду. Таким образом, между нефтью и водой должна создаться область с низким поверхностным натяжением. При этом состав этого раствора изменяется от чистой воды до растворителя нефти.

При достижении определенного соотношения воды, ПАВ, углеводородов и спирта в растворе образуются физико-химически связанные группы молекул - мицеллы. Такой раствор называется м и ц е л л я р н ы м .

Однако эффективная вязкость мицеллярного раствора оказывается большей, чем вязкость исходных веществ, его составляющих. Если вблизи линии нагнетания этот раствор переходит в воду, то получается, что последняя, как менее вязкая жидкость, должна вытеснять более вязкую жидкость - мицелляр-ный раствор. В таком случае коэффициент вытеснения раствора снизится. Поэтому для продвижения оторочки мицеллярного раствора по пласту используют водный раствор полимера. Такое воздействие на пласт называется м и ц е л л я р н о -п ол и м е р н ы м з ав од н е н и е м .

Известны различные составы мицеллярных растворов. Например, используют растворы такого состава (в %): 1) сульфонаты - 6; поверхностно-активное вещество ОП-4 - 1,2; изопропиловый спирт - 1,2; керосин - 51,6; вода - 40; 2) сульфонат -8, ПАВ - 2, нефть или состав определенных жидких углеводородов - 30, вода - 60.

Следует заметить, что стабильность мицеллярных растворов, как и растворов полимеров, а следовательно, и их эффективность как вытесняющих нефть агентов сильно зависит от солености и состава пластовых вод в тех горизонтах, куда эти вещества закачиваются.

§ 31. ПРОБЛЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Наиболее изучены и испытаны физико-химические методы разработки нефтяных месторождений с вытеснением нефти из пластов углеводородными растворителями, включая обогащенный углеводородный и природный газ при высоком давлении, а также двуокисью углерода.

Для вытеснения нефти используют газ, содержащий 65 % метана и 35 % этан-пропановых фракций, а также обогащенный газ (35 % метана и 65 % этан-пропановых фракций). Коэффициент конечной нефтеотдачи при вытеснении нефти составляет 60-70 % и более.

Результаты работ по использованию вытеснения нефти из пластов обогащенным газом при высоком давлении указывают на возможность достижения конечной нефтеотдачи 70 % и выше.

Необходимое условие достижения высокой нефтеотдачи заключается в обеспечении условий в пласте, близких к смешиваемости нефти и газа. Для этого нефть должна быть маловязкой, содержать незначительное количество смол и асфальтенов. Физико-геологические условия пласта должны быть такими, чтобы для вытеснения нефти можно было использовать природный или обогащенный газ при высоком пластовом давлении, по-видимому, не ниже 20 МПа.

Важное обстоятельство - наличие вблизи месторождения, в пласты которого предполагается нагнетать газ, ресурсов природного или обогащенного газа. В качестве таких ресурсов могут служить, главным образом, близлежащие газоконденсатные месторождения, а также нефтяные залежи, содержащие жирный нефтяной газ.

Опыт разработки нефтяных месторождений с использованием двуокиси углерода для вытеснения нефти показывает, что в этом случае при благоприятных условиях нефтеотдача пластов по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении увеличивается на 10-15 %. Наибольший эффект получают, если применяют оторочки СО₂ в жидком, закритическом или даже в газообразном состоянии. Оторочки продвигаются по пласту под воздействием закачиваемой в него воды. Процесс вытеснения нефти СО₂ следует применять преимущественно при разработке месторождений легких нефтей с незначительным содержанием тяжелых углеводородных компонентов, смол и асфальтенов, которые могут осаждаться в пористой среде при контакте нефти с двуокисью водорода и выделении из нее легких фракций.

Одной из основных проблем, возникших при использовании растворителей и газа при высоком давлении, является недопущение преждевременных прорывов газа в добывающие скважины и возрастания в несколько раз газовых факторов скважин. Сильные прорывы газа способствуют снижению коэффициента охвата пластов воздействием, вследствие чего в определенных условиях с возрастанием коэффициента вытеснения конечная нефтеотдача по сравнению с нефтеотдачей при заводнении может снизиться.

В целях преодоления трудностей, связанных с указанной проблемой, следует стремиться нагнетать обычный или обогащенный газ при высоких давлениях в повышенные части структур, а если возможно, в их купола. В этом случае гравитационное разделение нефти и газа будет несколько препятствовать прорывам последнего в добывающие скважины и снижению коэффициента охвата пласта процессом.

Проблема развития методов разработки нефтяных месторождений с использованием закачки в пласты углеводородных растворителей, обогащенного газа и обычного газа при высоком давлении носит также технико-экономический характер.

Она заключается в том, что при использовании указанных методов в пласт необходимо закачивать значительные количества ценных углеводородов, далеко не полностью извлекаемых из него во время вымывания углеводородной оторочки нагнетаемыми в пласт водой или газом. В начале развития методов извлечения нефти из пластов оторочками углеводородных растворителей предполагалось, что эти оторочки будут составлять всего

0,05-0,10 порового объема пластов. Однако в дальнейшем, главным образом в связи с учетом повышенной литологической неоднородности и трещиноватости пластов, сформировалось мнение о том, что размер оторочек растворителя в пластах со сравнительно пологим залеганием должен составлять 0,2-0,25 порового объема пласта. Отсюда, если иметь в виду крупномасштабное применение процессов вытеснения нефти из пластов углеводородными растворителями, потребуется закачка в пласты и оставление в них на долгие годы (и, может быть, навсегда) огромных количеств ценных углеводородов. Возникают вопросы: откуда брать эти углеводороды? Собирать их на газоконденсатных месторождениях, разбросанных по всей стране, и сосредоточивать на нескольких нефтяных месторождениях? Или получать в результате переработки нефти, оставляя для народного хозяйства только тяжелые фракции? Это не может быть оправдано с экономической точки зрения. Однако в благоприятных условиях, закачивая, например, обогащенный газ, получаемый из недалеко расположенных газоконденсатных месторождений, в купольную часть нефтяного месторождения, можно эффективно осуществлять процесс вытеснения нефти углеводородными растворителями.

Одно из направлений, повышающих целесообразность вытеснения нефти из пластов обогащенным газом или обычным газом при высоком давлении, - совместная закачка воды и газа (водогазовых смесей) в пласты.

Главная проблема существующих физико-химических методов повышения нефтеотдачи, основанных на использовании добавок к закачиваемой в пласты воде физико-химически активных примесей (ПАВ, полимеров и их смесей), заключается в преодолении отрицательного влияния на процессы извлечения нефти сорбции этих примесей пористой средой, а возможно, и остаточной нефтью.

Как было показано, сорбция приводит к существенно более медленному распространению в пласте активного вещества, вытеснению значительной части нефти очищенной от добавок водой и к резкому снижению эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи. Сорбция может приводить также к разрушению оторочек смесей физико-химически активных веществ.

Однако, несмотря на многие отрицательные явления, физикохимические методы повышения нефтеотдачи необходимо продолжать изучать, находить новые, более эффективные композиции веществ, новые, более эффективные способы их применения для увеличения нефтеотдачи.

Эффективность же таких методов, как вытеснение нефти газом при высоком давлении и двуокисью углерода, подтверждена фактическими результатами, полученными на реальных месторождениях. Однако при использовании этих методов возник ряд технологических трудностей, связанных с транспортом СО₂ на значительные расстояния, коррозией оборудования, регенерацией СО₂ из ее смеси с нефтью и нефтяными газами и др.

Необходимо отметить, что в последние годы наблюдается определенное развитие микробиологических методов воздействия на пласты. Однако, поскольку одним из основных продуктов жизнедеятельности бактерий является выработка ими СО₂, механизм нефтеизвлечения при микробиологических методах будет во многом схожим с механизмом обычного воздействия на нефть и породы СО₂.

Дальнейшие исследования в области физико-химических методов повышения нефтеотдачи и тщательный анализ опытнопромышленных работ помогут более точно определить эффективность этих методов.

Контрольные вопросы

1. Выведите соотношение, служащее для определения длины зоны смеси при вытеснении из пласта нефти смешивающимся с ней веществом.

2. В каких условиях возможно образование в пласте области полного смешивания нефти и газа? Расскажите об этом с помощью треугольной диаграммы Гиббса.

3. Объясните суть механизма и технологических методов воздействия на пласт путем закачки в него двуокиси углерода.

4. Выведите формулу, доказывающую отставание фронта сорбции от фронта вытеснения при закачке в пласт водных растворов ПАВ или полимеров.

5. Объясните суть механизма и технологии мицеллярно-по-лимерного заводнения нефтяных пластов. С какой целью вслед за мицеллярным раствором в пласт закачивают водный раствор полимера?

6. Для чего используют оторочки растворителей, полимеров, мицеллярных растворов вместо их непрерывной закачки? Из каких соображений выбирают размер оторочек?

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Основные фонды газовой промышленности составляют добывающие газовые, газоконденсатные и нагнетательные скважины.

Скважина — это горная выработка большой протяженности и незначительного диаметра, оборудованная обсадной колонной, цементным кольцом, оснащенная фонтанным оборудованием, контрольно-измерительными приборами и предназначенная для добычи газа, газоконденсата, попутной воды для воздействия на продуктивный пласт и управления разработкой газовмещающих геологических объектов.

Скважина — одно из сложных инженерных сооружений, работающих в тяжелых горно-геологических и постоянно изменяющихся термобарических условиях, а поэтому обеспечение работоспособности ее требует регулярного проведения ремонтно-профилактических мероприятий и капитального ремонта.

Цель ремонтно-профилактических мероприятий — устранение различных нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, очистка от песка, гидратных отложений и продуктов коррозии, восстановление и повышение добывных возможностей скважин.

От качества и своевременного проведения профилактических мероприятий и текущего ремонта во многом зависит продолжительность эксплуатации скважин на запланированном технологическом режиме и межремонтного периода работы скважин.

Капитальный ремонт скважин — это комплекс работ по восстановлению работоспособности призабойной зоны, промывка ее растворителями, растворами ПАВ, укрепление слабосцементированных разрушающихся пород, это работы по интенсификации добычи газа путем гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации и химической обработки, дополнительного вскрытия пласта для приобщения к разработке газонасыщенных горизонтов.

Большую группу вопросов в капитальном ремонте вызывают сложные по исполнению ремонтно-изоляционные работы

— одно из основных средств реализации проектов разработки месторождения по обеспечению оптимальных условий работы продуктивного пласта, достижения максимальной выработки (извлечения) запасов углеводородного сырья, решения задач по охране недр и окружающей среды. К ним относятся: изоляция пластовых и посторонних вод, отключение пластов и отдельных обводненных интервалов пласта, исправление негерметичности цементного кольца и исправление дефектов эксплуатационной колонны (восстановление ее целостности).

К капитальному ремонту также относятся зарезка и бурение второго ствола, ликвидация аварий с подземным оборудованием, установка и извлечение пакеров и многие другие работы, проведение которых требует квалифицированных исполнителей, знания ими оборудования и технологических процессов.

6.1. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН

По окончании строительства нефтяных и газовых скважин их устье оборудуют колонными головками и фонтанными арматурами с манифольдами. Колонные головки устанавливаются после спуска колонн и их цементирования с целью герметизации кольцевого пространства между ними.

Для газовых скважин предприятия Кубаньгазпром в зависимости от пластового давления, размеров и числа спущенных колонн в настоящее время применяют колонные головки и фонтанные арматуры, выпускаемые Воронежским механическим заводом: ОКК 1-210-140 х 245, ОКК 2-210168 х 245 х 324, АФ 6.6.6.-70.100.00.

Колонные головки ОКК унифицированы и выпускаются на давление 21, 35, 70 МПа по трем типам и четырем схемам. Шифры: ООК — оборудование обсадных колонн; ОКК — оборудование колонн клиновое; ГКК — головка колонная клиновая. Блоки типов ООК 1, ОКК 1 применяют для обвязки двух колонн (промежуточная + эксплуатационная); типов ООК 2 и ОКК 2 — для обвязки трех колонн (кондуктор + промежуточная колонна + эксплуатационная колонна); ООК 3 и ОКК 3 — для обвязки четырех колонн. В шифре указываются тип, схема, давление и диаметр обвязывае-

Рис. 6.1. Обвязка колонная однофланцевая

мых колонн. Например: ОКК 1-210-146 х 245, т.е. на давление 21 МПа для обвязки колонн 146 х 245 мм.

Расположение составных частей однофланцевой колонной обвязки изображено на рис. 6.1. Однофланцевая обвязка включает корпус 4, клиновый трубодержатель 7 и пакер 3 (резиновый элемент), состоящий из опорных (нижних) и нажимных (верхних) уплотнительных колец 5. На боковых отводах корпуса 4 устанавливают манифольд контроля давления

6, состоящий из задвижки, манометра и заглушки. На корпусе колонной головки имеется клапан 1 для нагнетания смазки при опрессовке пакеров. Однофланцевая колонная головка навинчивается на выступающий конец технической колонны и служит для обвязки эксплуатационной колонны, а также межколонного пространства.

Двухфланцевая колонная обвязка (рис. 6.2) включает нижний корпус 5, верхний корпус 9, клиновые трубодержатели 1 и пакеры 4, состоящие из опорных (нижних) и нажимных (верхних) уплотнительных колец 6. На боковых отводах нижнего и верхнего корпусов устанавливают манифольды контроля давления, состоящие из задвижек, манометров и заглушек. Двухфланцевая колонная обвязка служит для обвязки трех колонн.

Рис. 6.2. Обвязка колонная двухфланцевая:

1 — клинья; 2, 7 — патрубок с задвижкой и манифольдом; 3 — прокладка (металлическое кольцо); 4 — пакер (резиновый элемент); 5 — корпус

колонной головки; 6 — кольцо пакера; 8 — клапан нагнетательный; 9 — верхний корпус; 10 — направляющая втулка; 11 — крестовик фонтанной арматуры

В корпусах колонных обвязок предусмотрена установка направляющих втулок, которые служат для предохранения верхних торцов обвязываемых колонн обсадных труб от повреждений при спуске в скважину долота или другого инструмента.

Колонная головка АФ 6.6.6. — 70.100.00 (рис. 6.3) характе

ризуется следующими данными:

Рис. 6.3. Колонная головка АФ 6.6.6.-70.100.00:

1 — корпус; 2 — пе реходник; 3 — вентиль игольчатый с манометром; 4 — подвеска клиновая; 5 — манжета; 6 — винт; 7 — пробка; 8 — задвижка; 9 — патрубок; 10 — техническая колонна; 11 — кондуктор

5 6 7 8

Колонная головка представляет собой нижнюю часть устьевого оборудования. В корпусе 1 установлена подвеска клиновая 4, предназначенная для подвешивания технической колонны и герметизации межтрубного пространства манжетой

5. В корпусе 1 имеются два резьбовых отверстия. К одному из них через переходник 2 присоединяется вентиль игольчатый 3 с манометром для измерения давления в межтрубном пространстве между кондуктором и технической колонной. К другому отверстию через патрубок 9 присоединяется задвижка 8 с пробкой 7., На колонную головку устанавливается катушка головки обсадной трубы (рис. 6.4), которая имеет следующие характеристики:

Катушка представляет собой промежуточную часть устьевого оборудования. В корпус 8 устанавливается подвеска клиновая 5 с манжетой 6 и винтом 7, предназначенными для подвешивания и первичного уплотнения эксплуатационной колонны. В нижнем фланце корпуса катушки 8 располагаются две манжеты вторичного уплотнения 13 технической колонны, два отверстия для подачи пластификатора (паста СУ-1 ТУ 6-02-1-783 — 93), необходимого для достижения герметичности вторичного уплотнения. Отверстия закрываются пробкой 11. Напротив каждого отверстия для подачи пластификатора располагается дренажное (воздухоотводное) отверстие, закрываемое пробкой 2. Заполнение пластификатором производится до появления его в дренажном отверстии, после чего дренажное отверстие глушится пробкой 2 и поднимается давление пластификатора при помощи пробки смазочной 12. Рекомендуется перед заполнением или в процессе заполнения пластификатор подогревать без применения открытого огня до температуры 30 — 50 °С. Для контроля герметичности уплотнения имеется канал с входным отверстием, закрываемым пробкой 1. К одному из боковых фланцев корпуса катушки 8 присоединена задвижка 9 с заглушкой 10. К другому боковому фланцу корпуса катушки присоединен фланец ответный

3 вентиля игольчатого с манометром 4, предназначенным для контроля давления в межколонном пространстве. В боковых фланцах корпуса катушки 8 имеются резьбовые отверстия для установки обратного клапана (пробки) при смене задвижки под давлением.

Для освоения и пуска в эксплуатацию скважин на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью герметизации, контроля и регулирования режима их эксплуатации. Фонтанные арматуры выпускаются тройникового и крестового типов, в которых трубную головку выполняют для подвески одного или двух рядов НКТ. Если имеется два ряда труб, то между крестовиком и переходным фланцем дополнительно устанавливают тройник.

Шифр 1АФТ-50 х 350 означает следующее: схема 1, арматура фонтанная тройниковая, условный диаметр проходного сечения — 50 мм, максимальное рабочее давление — 350

кгс/см² (35 МПа). Шифры 3АФК и 4АФК означают: схемы обвязки 3, 4; арматуры фонтанные крестовые.

В тройниковой двухструнной арматуре рабочей является верхняя струна, а в крестовой фонтанной арматуре рабочей может быть любая струна.

В обвязке устья газовых скважин на предприятии "Ку-баньгазпром" получили распространение фонтанные арматуры с условным диаметром прохода 65 мм на давления 21 и 35 МПа, шифр фонтанной арматуры АФК3-65 х 21 (35) и АФ6-65 х 70.

Фонтанная арматура АФК3-65 х 21 (рис. 6.5) состоит из трубной головки и фонтанной головки (фонтанной елки), которые предназначены:

трубная головка — для подвески лифтовых труб и подачи рабочего агента в трубное, межтрубное (кольцевое) и затруб-ное пространство через боковые отводы тройника и крестовика головки;

фонтанная головка — для контроля и регулирования режима эксплуатации, направления струи по выкидам, а в отдельных случаях — для закрытия скважины.

Трубная головка состоит из крестовика 1, фланца переводного 4, боковых здвижек 2, буферного фланца 3 и фланца 10, клапана нагнетательного 11. На переводном фланце 4 нарезана резьба для подвески одного ряда насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, а также предусмотрено резьбовое отверстие, в котором может устанавливаться трубка для управления клапаном-отсекателем от станции управления. На выходных фланцах задвижек установлены фланцы 3 и 10. Фонтанная головка состоит из задвижек 6, двух дросселей 9, двух тройников 5, фланца буферного 8, вентиля манометра 7.

3 Z 1 11

Рис. 6.5. Фонтанная арматура АФК 65 х 21

Фонтанная арматура АФК3-65 х 21 укомплектована задвижками ЗМС 1-65 х 21. Задвижки ЗМС 1-65 х 21 шиберные с выдвижным шпинделем, фланцевые. Управление ручное. Применение различных рычагов недопустимо.

Регулирование режима работы скважины осуществляется с помощью дросселя нерегулируемого (рис. 6.6). Дроссель состоит из корпуса 3, корпуса насадки 5, в котором устанавливается сменная насадка, пробки 1 и уплотнительных колец 2 и 4. Замена корпуса насадки в сборе позволяет изменять сечение нерегулируемого дросселя. Для извлечения корпуса насадки необходимо отвернуть пробку 1, а затем специальным ключом вывернуть корпус насадки.

Рис. 6.6. Дроссель нерегулируемый

Вентиль 7 (см. рис. 6.5) предназначен для отключения полости под манометром от полостей фонтанной арматуры, находящихся под давлением среды, и резкого снижения в ней давления с целью последующего снятия неисправного манометра. Чтобы заменить манометр, необходимо закрыть вентиль, открыть разрядную пробку и тем самым сбросить давление под манометром.

Фонтанная арматура АФ 6.6.6.-70 предназначена для регулирования работы нефтяных и газовых скважин с содержанием в рабочей среде до 1,4 % С0₂. Рабочее давление 70 МПа.

Фонтанная арматура АФ 6.6.6.-70 состоит из головки трубной и елки фонтанной.

Головка трубная устанавливается на катушку головки обсадной трубы (рис. 6.7). Головка трубная представляет собой верхнюю часть устьевого оборудования. В нижнем фланце корпуса 1 располагаются две манжеты вторичного уплотнения

2 эксплуатационной колонны, два отверстия для подачи пластификатора (паста СУ-1 ТУ 6-02-1-783 — 93 или 139 — 378 ТУ 602-1-643 — 90), необходимого для достижения герметичности

1 2 Пластификатор

Рис. 6.7. Головка трубная фонтанной арматуры АФ 6.6.6.-70:

I — корпус; 2 — манжета вторичного уплотнения; 3, 13, 14 — пробка; 4 — задвижка; 5, 12 — заглушка; 6, 8 — кольцо уплотнительное; 7 — винт нажимной; 9 — подвеска НКТ; 10 — вентиль игольчатый с манометром;

II — фланец инструментальный; 15 — пробка смазочная

вторичного уплотнения. Отверстие закрывается пробкой 14. Напротив каждого отверстия для подачи пластификатора располагается дренажное отверстие, закрываемое пробкой 3. Заполнение пластификатором производится до появления его в дренажном отверстии, после чего дренажное отверстие глушится пробкой 3 и поднимается давление пластификатора при помощи смазочной пробки 15. Рекомендуется пластификатор подогревать до 50 °С паром. Для контроля герметичности уплотнения имеется канал с входным отверстием, заглушенным пробкой 13. К одному боковому фланцу корпуса 1 с помощью шпилек и гаек присоединяются две задвижки 4 с заглушкой 5. К другому боковому фланцу присоединяются две задвижки, между которыми устанавливается фланец инструментальный 11, предназначенный для контроля температуры, давления с помощью вентиля игольчатого с манометром 10, а также для подачи ингибиторов коррозии при технологических операциях. К крайней задвижке присоединена заглушка 12. В верхней части корпуса 1 располагается подвеска

НКТ 9 с кольцом уплотнительным 6 первичного уплотнения подвески НКТ. В верхнем фланце корпуса 1 расположены винты нажимные 7, предназначенные для предотвращения выброса подвески НКТ и дополнительного обжатия кольца уплотнительного 6. На концах подвески НКТ 9 нарезана резьба коническая для подвески колонны НКТ и для соединения с буровой штангой.

Установка подвески НКТ производится следующим образом:

очистить и промыть растворителем посадочные места в трубной головке;

установить на подвеску НКТ кольцо уплотнительное, кольцо опорное и навернуть подвеску на резьбовую часть верхнего звена колонны НКТ (момент затяжки 1 + 1,5 кН-м);

допускается установить пробку, необходимую для испытаний на герметичность елки фонтанной после ее монтажа;

подсоединить линию управления нижним отсекателем при его наличии;

при установке подвески НКТ принимать меры по защите от повреждений уплотнительных поверхностей под кольцо и манжеты вторичного уплотнения самой подвески;

убедиться в том, что запорные (нажимные) винты полностью утоплены в корпусе головки, посадочные места под подвеску очищены и промыты, осторожно опустить подвеску НКТ в трубную головку;

зафиксировать подвеску НКТ винтами нажимными, затягивая их крест-накрест поочередно с постепенным увеличением момента до упора и еще на один оборот от упора; затянуть сальники винтов нажимных; проверить правильность посадки подвески НКТ.

На головку трубную устанавливается елка фонтанная (рис.

6.8), нижняя часть которой представляет собой переходник головки НКТ 1, где располагаются две манжеты вторичного уплотнения 2 подвески НКТ, два отверстия для подачи пластификатора (паста СУ-1 ТУ 6-02-1-783 — 93), необходимого для достижения герметичности вторичного уплотнения подвески НКТ. Отверстия закрываются пробкой 15. Напротив каждого отверстия для подачи пластификатора располагается дренажное отверстие, закрываемое пробкой 4. Заполнение пластификатора производится до появления его в дренажном отверстии, после чего дренажное отверстие глушится пробкой 4, а при помощи смазочной пробки 14 поднимается давление пластификатора. Для контроля герметичности уплотнения имеется канал с входным отверстием, закрываемым пробкой 16. 72

На стволовой задвижке 5 установлена крестовина 6, предназначенная для установки струнных задвижек 7 и буферной задвижки 12. Струны (боковые отводы елки) выполнены симметрично и включают в себя фланец инструментальный 9, предназначенный для контроля температуры, давления с помощью игольчатого вентиля 10 и манометра, а также для подачи ингибиторов коррозии при технологических операциях, штуцер угловой 13, предназначенный для дросселирования потока рабочей среды, на выходном фланце которого установлена заглушка 8. На буферной задвижке 12 установлен колпак 11, предназначенный для установки шлюзового устройства при проведении работ в скважине. На колпаке установлен вентиль игольчатый с манометром 10 для контроля давления в скважине.

J 2 1

Рис. 6.8. Елка фонтанной арматуры АФ 6.6.6-70:

1 — переходник головки НКТ; 2 — манжета вторичного уплотнения

подвески НКТ; 3, 4, 15, 16 — пробки; 5, 7, 12 — задвижки; 6 — крестовина; 8 — заглушка; 9 — фланец инструментальный; 10 — вентиль игольчатый с манометром; 11 — колпак (буфер); 13 — штуцер угловой; 14 — пробка смазочная

Рис. 6.9. Фланцевое соединение скважины с фонтанной арматурой Хюбнер Вамаг

Фонтанная арматура АФ 6.6.6.-70 оснащена шиберными задвижками 2⁹/₁₆" (65,086 мм); р_р = 70 МПа. Все фланцевые соединения осуществляются шпильками.

Фонтанная арматура фирмы “Hubner Vamag”

Фонтанная арматура фирмы Хюбнер Вамаг (Австрия) (рис.

6.9) имеет следующие технические параметры:

Рабочее давление................................................................................................................................................................................70 МПа

Рабочая температура................................................................................................................................................................105+125 °С

Температура окружающей среды................................................................................................................—20+ + 40 °С

Содержание агрессивных веществ в газе, % об.............................. С0₂ 2,5+6

Предусмотренный дебит газа составляет 400 000+700 000 м³/сут. Соответственно этому:

Условный диаметр трубы................................................................................................................................................80 мм

Диаметр боковых отводов..........................................................................................................................................65 мм

"Елка" фонтанной арматуры................................................................. Крестооб

разная

Фонтанная арматура предназначена для эксплуатации газовых скважин и состоит из следующих основных частей: фланцевого соединения; фонтанной арматуры; системы управления (схема электрических соединений).

Крестообразная "елка" фонтанной арматуры состоит из следующих элементов: подвески подъемной трубы; четырех задвижек с ручным управлением; трех задвижек с пневматическим приводом и маховичком для аварийного случая; двух угловых регулировочных штуцеров (дросселей) с выходными патрубками; колпака фонтанной арматуры с манометром.

Принцип работы "елки" арматуры основан на возможности изменения дебита скважины при помощи дросселя.

В фонтанной арматуре фирмы Хюбнер Вамаг установка подъемных труб производится следующим образом.

1. На верхний конец последней трубы вместо муфты наворачивается подвеска типа HHS, в среднюю часть которой вворачивается обратный клапан.

2. На подвеску HHS наворачивается фланцевая катушка типа HS.

3. В верхней части подвески HHS (рис. 6.10), имеющей резьбу, вворачивается подъемный патрубок, и собранное соединение на мостках скважины поднимается.

4. После подъема над скважиной собранного соединения на нижний конец его надевается уплотнение типа HTS, после чего последняя подъемная труба соединяется с муфтой предыдущей трубы.

Рис. 6.10. Фланцевая катушка HS с подвеской:

1 — подвеска типа HHS; 2 — кольцо; 3 — уплотнительное кольцо; 4 — сегментная шпонка; 5 — зажимное кольцо; 6 — установочная гайка

Рис. 6.11. Фланцевая катушка TS с уплотнением типа HTS:

1 — нижняя часть подвески HTS; 2 — уплотнение; 3 — верхняя часть подвески HTS; 4 — зажимный шпиндель; 5 — резьбовое соединение сальника; 6 — сальниковая набивка

зом кольцевое пространство оказывается уплотненным сверху. Проверку герметичности уплотнения HTS можно произвести путем закачки жидкости через боковые отводы катушки TS.

7. После установки уплотнения типа HT следует спустить последнюю трубу и соединить фланец катушки TS с фланцем катушки HS.

8. На верхнюю часть катушки HS устанавливается фонтанная елка, снимается обратный клапан в подвеске HHS с помощью приспособления для замены задвижек под давлением и производится распакеровка пакера комплекса подземного оборудования скважины.

9. Если подвеска типа HHS после длительного использования прилипает к бобине или если резьбовое соединение подъемной трубы разъединяется при демонтаже подъемной трубы в месте крупной резьбы "АКМЕ", то имеется возможность после удаления фиксирующих винтов отвинтить нижнюю установочную гайку с левой резьбой и навинтить инструмент. При помощи этого инструмента прилипшую подвеску можно вывинтить из бобины путем вращения влево.

Фонтанная арматура фирмы Камерон

Конструкция фонтанной арматуры фирмы Камерон объединяет в один блок отдельные узлы арматуры — задвижки, штуцеры, тройники и др. (рис. 6.12).

Фонтанная арматура имеет следующую техническую характеристику:

Условный диаметр трубы, дюйм (мм)............................................3¹/₈ (79,375)

Диаметр боковых отводов, дюйм (мм)......................................2¹/₁₆ (52,387)

Елка фонтанная................................................................ Крестообразная, с отво

дами под углом 90°

Его применяют для обвязки обсадных труб: 14³/₄ (374,65 мм), 11³/₄ (298,45 мм), 9⁵⁶/₈ (244,47 мм), 5¹/₂ (139,7 мм) и НКТ 3¹/₂ (89,9 мм).

Фирма Камерон изготавливает прямоточные задвижки типа F с ручным управлением (где запорные поверхности контактируют как "металл по упругому элементу") и задвижки с однопластинчатым шибером и плашками типа F (модели C, LC и др.).

Упругие элементы выполнены из тефлона и устанавливаются на седлах. Корпуса задвижек литые, со сварными фланцами и днищем. По конструкции задвижки фирмы Камерон

Рис. 6.12. Фонтанная арматура фирмы Камерон

мало отличаются друг от друга: крышки корпусов закрепляются болтами, в них размещены однороликовый подшипник, сальниковое уплотнение и пружина. В самом корпусе размещается шибер. Для подачи смазки предусмотрен штуцер с обратным клапаном. Плашки уплотнительными поверхностями прижимаются к упругому элементу.

Фирма выпускает также задвижки типа F с пневматическим и гидравлическим приводами. Пневмопривод (гидропривод) прикреплен непосредственно к задвижке: для пневмопривода используют воздух (газ), поступающий через специальные редукторы для воздушной среды. Электрический сигнал с пульта управления попадает на соленоидный клапан пневмопривода, и газ под давлением направляется в полость цилиндра после срабатывания клапана. В зависимости от того, на какой из двух соленоидных клапанов пневмопривода поступил электрический сигнал, газ направляется в нижнюю или верхнюю полость пневмоцилиндра и задвижки открываются или закрываются. Для питания пневмопривода используют инертный газ, в основном азот. На таком же принципе работают задвижки с гидравлическим приводом.

Оборудование устья скважин фирмы Ингрэм Кактус (США)

Фирма Ингрэм Кактус производит несколько базовых комплектов оборудования устья скважин, состоящих из головок обсадных колонн, фланцевых катушек, подвесок и пакеров. Наиболее распространена конструкция, разработанная на базе муфты типа С-22.

Фирмой предоставляется широкий выбор как дополнительных шлипсовых подвесок для обсадных труб и пакеров, так и втулкообразных подвесок (рис. 6.13).

1. Подвеска обсадной колонны типа С-21-Р (рис. 6.14). Затвор с ручным приводом делает шлипсовую подвеску этого типа наиболее удобной для донной подвески обсадной колонны или в тех случаях, когда вес обсадных труб недостаточен для автоматической активации уплотнения подвески.

2. Вторичное уплотнение типа R-2 (рис. 6.15) с встроенным направляющим устройством (кондуктором) или без него. Уплотнение компрессионного типа может иметь отверстия для нагнетания пластика для поддержания герметичности, а также встроенное направляющее устройство, если этого требует диаметр обсадных труб.

3. Подвеска обсадной колонны типа С-22 (рис. 6.16). Автоматическая шлипсовая подвеска, использующая вес обсадных труб для активации кольцевого уплотнения.

4. Подвески для НКТ.

Для удовлетворения самых разнообразных требований и условий производства работ фирмой предлагается широкий ассортимент гладких и втулкообразных подвесок для НКТ.

Рис. 6.13. Оборудование устья скважины фирмы Ингрэм Кактус:

1 — подвеска об

садных труб типа С-21-Р; 2, 4 — вторичное уплотнение R-2; 3 — подвеска обсадных труб С-22; 5 — охватывающая подвеска типа С; б — соединение НТ

На рис. 6.16 изображена шлипсовая подвеска типа С-22, гравитационная (активируемая весом трубной колонны). Она является охватывающей подвеской, рассчитанной на нагрузку, составляющую 50 % от предела текучести материала обсадных труб. Используется при обычной эксплуатации скважины и совместима с муфтами С-22 и С-26 производства Ингрэм Кактус. Шлипсовая подвеска типа С-22 сконструирована в виде цельного предварительно собранного узла, простого в установке и эксплуатации. Конусный захват обеспечивает надежный захват трубы, препятствует соскальзыванию секции вниз и предотвращает сдавливание обсадной колонны, а на-

Рис. 6.14. Шлипсовая подвеска обсадной колонны типа С-21-Р:

1 — уплотнительное устройство; 2 — запорное устройство; 3 — стопорный болт; 4 — направляющее кольцо; 5 — конусный захват

правляющее кольцо обеспечивает соосность в процессе установки и эксплуатации. Уплотнитель автоматически активируется под действием веса обсадной колонны. Высокопрочные защелка и петля обеспечивают надежное прочное и стабильное закрепление подвесной конструкции. Механизм шарниров обеспечивает возможность "разворота” половинок захвата при установке. Для предупреждения случайного раскрытия замка в процессе эксплуатации применяется стопорный болт. Данный замок совместим с муфтами С-22 и С-26 производства Ингрэм Кактус.

Рис. 6.15. Вторичное уплотнение типа R-2:

1 — верхняя сжи

мающая пластина; 2 — нижняя сжимающая пластина; 3 — эла-

стомерное уплотнение;

4 — кольца для предотвращения выдавливания уплотнения;

5 — упорное кольцо

Рис. 6.16. Шлипсовая подвеска типа С-22:

1 — конусный захват; 2 — стопорный болт; 3 — уплотнительное устройство; 4 — направляющее кольцо; 5, 6 — механизм шарниров захвата

Рис. 6.17. Шлипсовая подвеска типа С-26:

1 — конусный захват; 2 — направляющее кольцо; 3 — стопорный болт; 4 — двойные шлипсы распределения нагрузки; 5 — запорное устройство; 6 — уплотнительное устройство

Шлипсовая подвеска типа С-26 (рис. 6.17) является также охватывающей подвеской, но рассчитана на нагрузку, составляющую 100 % от предела текучести материала обсадных труб. Она используется при эксплуатации, связанной с высоким давлением и сверхтяжелыми обсадными колоннами. Здесь вес обсадной колонны распределяется между двумя рядами шлипсов для обеспечения более надежной подвески.

Шлипсовая подвеска обсадной колонны типа С-21-Р (см. рис. 6.14) активируется вручную. Она также является охватывающей и рассчитана на нагрузку, составляющую 50 % от предела текучести материала обсадных труб. Она используется для донной подвески обсадной колонны или в условиях, когда вес колонны недостаточен для активации автоматических подвесок типа С-22 и С-26. Здесь уплотнения расположены над шлипсами, разделяя нагрузки от веса колонны и испытательного давления на фланцы.

Втулкообразная подвеска обсадной колонны

Втулкообразные подвески компании Ингрэм Кактус разрабатывались на основе гибкого подхода к созданию широкого ассортимента простых подвесных головок. Насадки трех типов, которые могут быть использованы для соединения с головками разных типов, создают подвески обсадных труб 9-ти различных типов. Три стандартные насадки в комбинации с различными конструкциями оголовника обеспечивают широкие возможности конструирования подвесок разных типов с использованием уплотнений различных типов (рис. 6.18).

Насадка S (рис. 6.18, а). Здесь два уплотнения типа S со-

а 5 6

Рис. 6.18. Насадки уплотнения типов S (a), D (•), Т (,):

1 — уплотнение; 2 — тело; 3 — металлическое конусное уплотнение

Рис. 6.19. Конструкции оголовников № 1 (а), № 2 (•), № 3 (в):

1 — уплотнение; 2 — желобок; 3 — тело; 4 — верхнее уплотнительное кольцо; 5 — нижнее уплотнительное кольцо; 6 — стопорное кольцо; 7 — кольцо; 8 — металлическое уплотнение (кольцо)

1 2

Рис. 6.20. Вторичное уплотнение типа D

здают первичное уплотнение между катушкой и подвеской для обеспечения уплотнения фланцевого соединения. Причем для обеспечения уплотнения фланцевого соединения не требуется нагнетание пластика. Для обеспечения восстановления уплотнения фланцевого соединения предусматриваются два отверстия для нагнетания пластика.

Конструкция оголовника № 1 (рис. 6.19, а) используется для цементирования при удержании обсадной колонны в муфте. Уплотнитель устанавливается после цементирования и легко заменяется. Активируется вручную с помощью стопорных винтов.

Насадка D (рис. 6.18, б). Используются погруженные в катушку уплотнения типа D, в которые нагнетается пластик для поддержания эффективного уплотнения фланцевого соединения.

Конструкция оголовника № 2 (рис. 6.19, б) используется для достижения максимальной несущей способности. Заменяемое уплотнение устанавливается сверху оголовника. Активируется вручную с помощью стопорных винтов.

Насадка Т (рис. 6.18, б). Здесь используется металлический конус, обеспечивающий уплотнение фланцевого соединения металл-металл.

Конструкция оголовника № 3 (рис. 6.19, б) обеспечивает надежное уплотнение затрубного пространства при экстремальных условиях эксплуатации. Кольцевое уплотнение металл-металл. Активируется механически с помощью стопорных винтов.

Вторичные уплотнения типа R-2

Вторичное уплотнение типа R-2 собирается из шести составных частей и устанавливается на дне переходной муфты катушки обсадной колонны или НКТ. Это самоактивирующее-ся уплотнение, допускающее нагнетание пластикового наполнителя. Уплотнение выпускается как стандартных размеров, соответствующих стандартам АНИ для обсадных колонн, так и для нестандартных обсадных колонн и предназначено для обеспечения надежной работы при давлениях до 70 МПа. Установка соответствующих узлов уплотнения допускает применение одной и той же катушки с обсадными колоннами различных диаметров.

Вторичное уплотнение типа D (рис. 6.20) является эласто-мерным уплотнением 2 с двумя металлическими кольцами 1

Рис. 6.21. Муфта и переходной патрон для НКТ типа НТ с охватывающей подвеской типа С

Рис. 6.22. Детали сборной конструкции типа НТ:

а — подвесочная гайка и переходной патрон типа НТ; б — соединение НТ; в — охватывающая подвеска типа С; 1 — соединение сальникового

уплотнения; 2, 5 — трапецеидальная резьба; 3 — лифт фонтанной арматуры; 4 — обратный клапан; 6 — подъемные трубы

Рис. 6.23. Задвижка модели 2-5:

1 — роликовый упорный подшипник; 2 — проходное сечение потока

Рис. 6.24. Задвижка модели 315:

1 — обратный упор; 2 — специальное отверстие в корпусе для определения рабочего состояния задвижки; 3 — проходное сечение потока

для предотвращения выдавливания. Это уплотнение устанавливается в пазу, выточенном непосредственно в катушке или фланце, активируется путем нагнетания пластика. Оно выпускается размерами от 114,3 мм (4,5 дюйма) до 507,99 мм (20 дюймов) и обеспечивает надежную работу при давлениях до 1 05 МПа.

Рис. 6.25. Задвижка модели 105Н:

1 — об ратный упор,

обеспечивающий макси

мальную безопасность в процессе работы; 2 —

удлиненная стойка с ребрами охлаждения; 3 —

специальное отверстие для точного определения рабочего состояния задвижки; 4 — проходное сечение

потока

Муфта и переходной патрон для НКТ типа НТ с охватывающей подвеской типа С состоит из муфты типа НТ стандартной охватывающей подвески типа С (рис. 6.21). Муфта типа НТ поставляется с подготовленной резьбой для установки обратного клапана.

Переходной патрон типа НТ поставляется в широком диапазоне размеров верхнего и нижнего соединений. Стандартная конфигурация включает в себя фланцевое нижнее соединение и шпилечное верхнее (рис. 6.22).

Оборудование устья скважин фирмы Ингрэм Кактус комплектуется задвижками моделей 205, 315 и 105 Н. Задвижка модели 205 (рис. 6.23) сконструирована на базе неподнимаю-щегося шпинделя с клиновой задвижкой. В конструкции предусмотрены безопасность и надежность в эксплуатации при работе под давлением от 14 до 350 МПа. Полное проходное сечение потока позволяет максимально увеличить срок службы, а расширяющийся клиновой шибер обеспечивает механическое уплотнение седел при наличии или отсутствии давления.

Задвижка модели 315 (рис. 6.24) сконструирована на базе плоского шибера. В конструкции предусмотрены безопасность и надежность при работе под давлением от 14 до 105 МПа. Обратный упор шпинделя с уплотнением "металл —металл" предусматривает максимальную безопасность при наличии утечки через сальник шпинделя, позволяет заменять уплотняющий сальник в рабочем режиме.

Задвижка модели 105 Н (рис. 6.25) сконструирована на базе плоского шибера и поднимающегося шпинделя. В конструкции предусмотрены безопасность и надежность при работе в паронагнетательных скважинах с температурой до 343 °С и давлением от 14 до 35 МПа. Удлиненная стойка крышки с ребрами охлаждения обеспечивает охлаждение узла сальника, увеличивая срок его службы, и позволяет использовать широкий ассортимент уплотняющих материалов. Уплотнение сальника заменяется без отключения задвижки.

6.2. ГЛУШЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Для глушения газовых скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт.

Согласно правилам минимальное превышение гидростатического давления столба промывочной жидкости относительно глубины кровли пласта с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления приведены в табл. 6.1.

К указанному в табл. 6.1 значению репрессии добавляется величина произведения АК_ан, где А — коэффициент, учиты-

Т а б л и ц а 6.1

Превышение гидростатического давления над пластовым

Глубина скважины (интервал), м	Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым, МПа (кгс/см³)
Глубина скважины (интервал), м	Для нефтеводонасыщенных пластов	Для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин
< 1000	1 (10)	1,5 (15)
1001+2500	1,5 (15)	2 (20)
2501+4500	2 (20)	2,25 (22,5)
> 4501	2,5 (25)	2,7 (27)

вающий колебания гидростатического давления при спускоподъемных операциях; К_ан — коэффициент аномальности пластового давления (проектного или фактического) по отношению к гидростатическому давлению при плотности воды 1 г/см³.

При диаметре ствола скважины d < 215,9 мм А = 5; при d > 215,9 мм А = 3.

Коэффициенты А и К_ан учитываются при глубинах, превышающих 1000 м.

Зная пластовое давление и глубину залегания кровли газонапорного горизонта, определяют необходимую плотность жидкости глушения по формуле

Ржг = ; (6.1)

дНпл

где р_жг — плотность жидкости глушения, кг/м³; К — коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной; р_пл — пластовое давление, МПа; Н_пк — глубина залегания продуктивного пласта, м.

Например, глубина кровли продуктивного пласта составляет 960 м. Пластовое давление 9,5 МПа. Определить необходимую плотность жидкости для глушения скважины.

Принимая К = 1,15, согласно правилам безопасности по формуле (6.1) будем иметь

р_жг = 1,15 ~~^{9,5 10}~~ = 1160 кг/м³.

9,81 • 960

Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически инертной к породе, коллектору;

исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта;

не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций;

обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ.

Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.

При глушении скважины в затрубное пространство при расчетной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения. При этом для создания заданной репрессии на пласт создается противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, установленного на линии трубного пространства. При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину. По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным. Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться.

Как только жидкость глушения начнет заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям. Для этого будет необходимо приоткрывать штуцер. После выхода жидкости на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давлении в затрубном пространстве, вплоть до вымы-ва разгазированного бурового раствора.

6.3. РАСЧЕТ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Перед глушением скважины делается расчет, для которого требуются исходные данные:

1) глубина залегания газоносного пласта;

2) пластовое давление;

3) конструкция обсадной колонны (диаметр труб и толщина стенок по секциям);

4) допустимое внутреннее давление;

5) конструкция колонны НКТ (диаметры труб, толщины стенок и общая длина колонны);

6) плотность надпакерной жидкости;

7) плотность жидкости глушения.

Рассчитав объем межтрубного (кольцевого) пространства в скважине, внутренний объем НКТ и общий объем жидкости в скважине, рассчитывают гидростатические давления от высоты столбов и плотностей этих жидкостей по формуле

Ргс = Lp -10^-2, (6.2)

где р_гс — гидростатическое давление, МПа; L — высота столба жидкости, м; p — плотность жидкости, г/см³.

На основании всех исходных данных рассчитываются в гидродинамических условиях при данной производительности (Q, л/с) насосных агрегатов величины забойного давления (р_за6) и его составляющих, включая величину противодавления, создаваемого регулируемым штуцером (р_шт), значение репрессии на пласт (р_р), давление на насосном агрегате (р_нас) в каждый момент при прокачке определенного объема жидкости

(М).

Для расчета гидравлических сопротивлений при прокачке жидкости через скважину (рс_кв = р_Жт + р_кп) ^и штуцер (p_m) в процессе глушения скважин, а также при плавном запуске и освоении скажин используют следующие зависимости:

^2gfnrr^a шт

где р_нкт, р_кп^и Р_шт — гидравлические сопротивления в НКТ, кольцевом пространстве, штуцере при прокачке жидкости (при данной производительности насоса); 8,26 — переводной коэффициент размерности; X — коэффициент трения, X = 0,02+0,03; p_x — плотность жидкости, г/см³; L^ — длина колонны НКТ, м; d_m — внутренний диаметр колонны НКТ, см; q — производительность насосного агрегата, л/с; K_m — опытно-промысловый коэффициент, K_ra = 2+2,3; L^, — длина скважины, м; Д_вн — внутренний диаметр обсадной ко-

Сводная таблица расчетных гидродинамических и других данных для процесса глушения скважины

л/с

м³

zv_;,

м³

±Др,

МПа

Составляющие давления на агрегатах, МПа

р за^ МПа

рпл,

МПа

рнас,

ру),

МПа

Составляющие забойного давления, МПа

рскв

ргс

ршт

ргс

рнкт

ршт

где 0 жидк

— п ости;

ЮИЭВ( ^ —

) дител сумм

^ я

° 1 к &

_ 3 s

ь агре й объ

гатов

ем пр

V; — окачки

юрци

±Др

онный

= ^рзаб

объем

^— рпл-

проь

сачки

лонны, см; d_H — наружный диаметр НКТ, см; g — ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²; /_шт — площадь сечения штуцера, см²; а_шт — коэффициент при прокачке жидкости через штуцер, а_шт = 0,85+0,9.

Значения забойных давлений в гидродинамических условиях при прокачке через затрубное (кольцевое) пространство определяются из уравнения

р_нкт, р_кп — гидравлические сопротивления в колонне НКТ и кольцевом пространстве (затрубном), МПа; р_шт — гидравлические сопротивления (противодавление), создаваемые штуцером согласно расчетным данным, МПа.

Значения меняющихся давлений на насосном агрегате (р_нас) в гидродинамических условиях определяются из уравнения

рнас = рскв + рш^ ⁽⁶-⁹⁾

где р_скв — гидравлические сопротивления при прокачке жидкости через скважину, МПа (р_скв = р_нкт + р_кп).

Полученные на основании расчетов данные сводятся в таблицу, форма которой представлена в табл. 6.2.

6.4. ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ТРЕХФАЗНЫМИ ПЕНАМИ

Анализ промысловых данных по глушению газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях, находящихся на заключительной стадии разработки, показывает, что основной причиной снижения проницаемости продуктивного пласта является поглощение значительного объема рабочей жидкости из-за низкого пластового давления и наличия высокопроницаемых, сильнодренированных коллекторов. В этих условиях широкое применение для глушения скважин находят устойчивые трехфазные пены. Применение трехфазных пен предполагает снижение или полное устранение репрессии на продуктивный пласт путем регулирования плотности пены и ее структурно-механических свойств, обусловливающих уменьшение интенсивности поглощения или полное его прекращение. В результате предотвращения поглощения пены продуктивным пластом достигается сохранение его естественной проницаемости.

Пена представляет собой дисперсную систему, состоящую из ячеек пузырьков газа, разделенных пленками жидкости. Газ рассматривается как дисперсная фаза, а жидкость — как непрерывная дисперсионная среда. Разделяющие пузырьки газа жидкие пленки образуют в совокупности пленочный каркас, являющийся основой пены. Для получения пены в системе жидкость — газ обязательно присутствие поверхностноактивных веществ (ПАВ).

По составу пены разделяются на дБухфазные и трехфазные. Двухфазные пены состоят из жидкости, газа и ПАВ. Трехфазные пены кроме жидкости, газа и ПАВ имеют в своем составе твердые частицы — глину. Обычно трехфазные пены применяются для глушения скважин, а двухфазные для освоения.

Пенная система имеет следующие свойства: пенообразующая способность растворов ПАВ — объем пены, который образуется из определенного объема пенообразующей жидкости при соблюдении заданных условий в течение данного времени;

кратность пены К — отношение объема пены к объему пенообразующей жидкости на ее образование;

устойчивость, или стабильность, пены — время существования ("жизни") элемента пены (отдельного пузырька, пленки) или определенного ее объема;

плотность пены — изменяется в широких пределах и зависит от плотности пенообразующей жидкости, степени аэрации (а₀) и условий, в которых она определяется (давление, температура).

Практика проведения работ по глушению и освоению скважин с применением трех- и двухфазных пен показывает, что после прекращения закачки пены в скважину происходит ее перелив как из трубного, так и межтрубного пространства, в результате чего забойное давление может быть снижено на 50 % по сравнению с давлением, которое наблюдалось при циркуляции. Причинами перелива пены из скважины после прекращения циркуляции являются:

упругое расширение пены в результате снижения давления на величину гидравлических потерь на трение;

температурное расширение пены в результате прогрева до температуры окружающих скважину горных пород.

Для предотвращения перелива пены из скважины технология ее глушения должна предусматривать закачку определенного количества глинистого раствора как в межтрубное, так и в трубное пространство.

На рис. 6.26 показана схема глушения скважины трехфазной пеной. В остановленную скважину через межтрубное или трубное пространство закачивается объем пены, достаточный для создания давления, равного (0,5+0,7) р_пл (рис. 6.26, а). После закачки пены скважина закрывается на время т, достаточное для ее прогрева. При этом давление на устье скважины поддерживается постоянным (р₆ = const), а давление на забое в результате структурообразования и других факторов снизится до значения (рис. 6.26, б):

4H6( т) _(Ri_m

Рзаб = Рб + Рг.п ^-—— ^{,
(6Л0)}

D- d

где р₆ — давление на головке скважины (буфер); р _гп — гидростатическое давление столба пены высотой Н; 0 (т) — статическое напряжение сдвига пены к моменту времени т; D, d — внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр НКТ.

К этому времени газ может частично поступить в ствол скважины и оттеснить пену из призабойной зоны. Через промежуток времени т как в трубное, так и в межтрубное пространство закачиваются объемы бурового раствора, необходимые для создания нужного давления.

Суммарное гидростатическое давление столбов пены р_гп и бурового раствора р _гр (при полностью разрушенной структуре) должно превышать пластовое р_пл в 1,2 раза, т.е. (рис. 6.26, в)

ргп + ргр = ^1,2 рпл.

В силу того, что не все давление, создаваемое столбом бурового раствора, передается на забой и что произойдет "зависание" бурового раствора и пены, фактическое давление (рис. 6.26, г):

Рис. 6.26. Схема глушения скважины трехфазной пеной:

I — газ; II — п р о-дуктивный пласт; III — трехфазная пена; IV — глинистый раствор; V —

VI -

газоконденсат; двухфазная пена

4 Н₁0п(т'₁) ^{4 н}2⁰р(т')

Рзаб = Ргп + Ргр----^р < Рпл . ^(6Л1)

D - d D - d

Несмотря на то, что к моменту времени т j р_за6 < р_пл, движения пены и бурового раствора не произойдет, так как после разрушения структуры пены и раствора р_за6 будет равно

1 ,2 рпл.

После проведения необходимых ремонтных работ и спуска НКТ производится освоение скважины двухфазной пеной. Перед освоением в межтрубное пространство закачивается газоконденсат. Закачка конденсата преследует следующую цель. Если в процессе глушения и проведения ремонтных работ пена практически не контактирует с пластом, то в процессе освоения картина меняется.

Забойное давление в момент восстановления циркуляции (рис. 6.26, d):

4Н101(т) ^4H2⁰ р(^т)

Рзаб = Ргп + Ргр-- ---"Г > Рпл^,

d d

т.е. создаются условия для контактирования пены с продуктивным пластом. Несмотря на то, что время этого контакта незначительное, пена все-таки может проникнуть в пласт на незначительное расстояние. Для разрушения пены, попавшей в пласт, и пены в стволе скважины производится закачка газоконденсата (рис. 6.26, е).

Для того чтобы предотвратить проникновение пены в продуктивный пласт, суммарное давление столба пены р_гп и давления на устье скважины р₆ должно равняться пластовому давлению р_пл:

рзаб = ргп + р₆ = рпл. ⁽⁶.¹²⁾

Исходя из закупоривающих, реологических и других свойств трехфазной пены и промысловых исследований, рекомендуется следующая последовательность проведения работ при глушении скважин трехфазной пеной [34].

На глушение скважины составляется план, в котором указываются цель работы, краткие геолого-технические данные

о скважине, необходимые материалы и техника, технология проведения работ и мероприятия по технике безопасности и безаварийному ведению работ.

Приготавливается пенообразующая жидкость, на 1 м³ которой необходимо 100+125 кг бентонитовой глины и 10+15 л 30+40 %-ного водного раствора сульфонола. Объем глинистого раствора должен быть в 1,5 раза больше необходимого для приготовления пены и жидкости для ее придавки. Приготовленный глинистый раствор (без сульфонола) оставляется на сутки для более полной диспергации глины. Через сутки глинистый раствор перемешивается цементировочным агрегатом и к нему добавляется расчетное количество сульфонола, после чего раствор вновь перемешивается по закрытому циклу в течение 1 + 1,5 ч.

Рассчитываются необходимые технологические параметры для проведения операции. Определяется объем пенообразующей жидкости, необходимый для приготовления пены из расчета, чтобы ее столб в условиях скважины создавал давление, составляющее 0,5+0,7 от пластового по формуле

пж

^р пж

(6.13)

где У_пж — необходимый объем пенообразующей жидкости, м³; р_пл — пластовое давление, МПа; р_пж — плотность пенообразующей жидкости, кг/м³; У_зум — объем зумпфа, м³.

Определяется объем глинистого раствора, необходимого для закачки в трубное и межтрубное пространство с целью предотвращения перелива пены: для трубного

_V _ ¹⁰(^0,5 + 0,7)Рпл _q_;

(6.14)

^V тр _ ^q1;

^рпж

для затрубного

(6.15)

^рпж

где q₁ — объем 1 м НКТ, м³; q₂ — объем 1 м межтрубного пространства, м³.

Определяется необходимая степень аэрации а₀ пены (рис. 6.27, 6.28). Определяется время, необходимое для прогрева пены, практически оно составляет 8+10 ч. Рассчитывается режим работы агрегатов при приготовлении пены и закачки ее в скважину.

Приготовление пены и закачка ее в скважину осуществляются с помощью газоконденсатного эжектора. Степень аэрации пены в зависимости от давления и плотности показана на рис. 6.29.

Глушение осуществляется с использованием цементировочного агрегата, компрессора и эжектора. Для регистрации технологических параметров используется станция СКЦ-2М.

Рис. 6.27. Зависимость степени аэрации а₀ пены от пластового давл^ения Рпл^:

1 - степень аэрации при давлении Р - а^р - 2; 2 - а^р -1,5

Перед глушением производится обвязка оборудования между собой и со скважиной; соединительные линии опрес-совываются давлением, в полтора раза превышающим ожидаемое рабочее; в межтрубном и трубном пространствах устанавливаются манометры. Скважина отключается от коллектора.

Рис. 6.28. Зависимость степени аэрации а₀ пены от давления p на выходе в эжектор:

1 - диаметр сопла 4,5 мм; 2 - диаметр сопла 5,6 мм

С целью удаления жидкости (воды, газоконденсата), скопившейся на забое, перед глушением скважину промывают двухфазной пеной. Для этого через скважину прокачивают 3+5 м³ пенообразующей жидкости (0,7+1 %-ный раствор сульфонола), превратив ее в пену плотностью 100+300 кг/м³ (при давлении закачки). Агрегат ЦА-320 работает при минимально возможных оборотах с одновременной работой компрессора.

Производится глушение скважины. При открытой

задвижке на трубном (межтрубном) пространстве через эжектор прокачивается пенообразующая жидкость в объеме, равном У_пж при давлении р_затр. Одновременно с агрегатом работает компрессор. При повышении давления в межтрубном (трубном) пространстве его снижают путем выпуска газа в атмосферу до значения (0,3+0,5)р_пл. После закачки пены закрывают скважину на время, необходимое для прогрева пены до температуры окружающих скважину горных пород. В это время через 15+20 мин фиксируется давление на трубном и межтрубном пространстве.

Давление в межтрубном поддерживается постоянным, равным (0,3+0,5)р_пл. В случае его повышения оно периодически снижается путем выпуска газа в атмосферу. По истечении времени, достаточного для прогрева пены, производится снижение давления на трубном (межтрубном) пространстве путем выпуска газа в атмосферу. Давление снижается до появления на выкиде признаков пены.

В трубное (межтрубное) пространство закачивается глинистый раствор в объеме, определяемом из выражений (6.14) и

(6.15). Одновременно производится выпуск газа в атмосферу из межтрубного (трубного) пространства.

Скважина оставляется на 2+4 ч в закрытом состоянии, после чего сбрасываются газовые "шапки" из трубного и затрубного пространств.

Производится демонтаж фонтанной арматуры. Осуществляется подъем НКТ и производятся ремонтные работы согласно плану. По окончании ремонта производится спуск НКТ и устье скважины оборудуется фонтанной арматурой.

Осуществляется освоение скважины двухфазной пеной. Приготавливается пенообразующая жидкость (на 1 м³ пенообразующей жидкости в воде растворяется 7+10 кг сульфонола). В трубное (межтрубное) пространство закачивается 5+6 м³ газоконденсата для разрушения пены, попавшей в пласт, и пены в стволе скважины.

Эжектор обвязывается со скважиной, СКЦ-2М, цементировочным агрегатом и компрессором.

Осуществляется замена жидкости, находящейся в скважине, на двухфазную пену. После резкого снижения давления закачки двухфазной пены, что свидетельствует о ее поступлении в трубное (межтрубное) пространство, расход пенообразующей жидкости снижается до минимально возможного. При снижении давления закачки двухфазной пены менее 5 МПа закачку пенообразующей жидкости прекращают. Вытеснение двухфазной пены из скважины осуществляется компрессором.

Отрабатывают скважину на факел.

Производится исследование скважины и ввод ее в эксплуатацию.

Технология глушения скважин трехфазными пенами нашла промышленное внедрение на месторождениях Краснодарского края при осуществлении капитального и профилактического ремонтов скважин. Все скважины, которые глушились пенами, практически сразу после освоения вводились в эксплуатацию с дебитами не ниже доремонтных.

6.5. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

Перед установкой цементного моста подбирают тампонаж -ный материал и рецептуру его приготовления. Состав тампо-нажного раствора определяется геолого-техническими условиями скважины (пластовое давление, температура, давление гидроразрыва пласта, высота столба моста). Поэтому рекомендуют следующий выбор тампонажных материалов:

1. Облегченные цементы для получения растворов плотностью 1400+1600 кг/м³ на базе тампонажного цемента для "холодных" и "горячих" скважин, а также на основе шлакопесчаной смеси для температур 90+140 °С — ШПЦС-120 и для температур 160+250 °С — ШПЦС-200.

2. Утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2150 кг/м³ на базе тампонажного цемента для "холодных" и "горячих" скважин, а также на основе шлакопесчаной смеси для температур 90+140 °С — УШЦ-120; для температур 160+250 °С — УшЦ-200.

Состав смеси в частях			Содержание сухих веществ в 1 м				³ смеси (в т) при		плотности тампонажного			раствора, кг/м³
Цемент	Шлак	Глина	1420	1440	1460	1480	1500	1520	1540	1560	1580	1600	1700
1													1,17
3		1	0,575	0,595	0,620	0,648	0,675	0,703	0,729	0,755	0,785	0,810
			0,192	0,198	0,207	0,216	0,225	0,234	0,243	0,252	0,262	0,270
6		1	0,650	0,673	0,701	0,730	0,765	0,795	0,829	0,858	0,884	0,915
			0,108	0,112	0,117	0,122	0,127	0,132	0,138	0,143	0,148	0,153
	1												1,170
	3	1	0,589	0,612	0,635	0,662	0,692	0,721	0,750	0,775	0,802	0,831
			0,196	0,204	0,211	0,221	0,231	0,240	0,250	0,258	0,267	0,277
	6	1	0,668	0,693	0,719	0,751	0,785	0,812	0,850	0,879	0,910	0,941
			0,111	0,116	0,120	0,125	0,131	0,136	0,141	0,146	0,151	0.156

П р о до лж е н и е т а б л . 6.3

Состав смеси в частях			Содержание сухих веществ в 1 м³ смеси					(в т) при	плотности тампонажного			раствора, кг/м³
Цемент	Шлак	Глина	1720	1740	1760	1780	1800	1820	1840	1860	1880	1900	1920
1			1,18	1,20	1,21	1,22	1,23	1,24	1,26	1,28	1,30	1,32	1,34
3		1
6		1
	1		1,185	1 ,200	1,210	1,225	1 ,240	1,256	1,265	1 ,281
	3	1
	6	1

Из тампонажного портландцемента получают цементный раствор плотностью 1820+1850 кг/м³ с водоцементным отношением 0,5. Причем начало схватывания при температуре 20+30 °С длится до 10 ч. При более высоких температурах время схватывания меньше, и при температуре 75 °С схватывание цемента длится уже 1,5+2 ч, что порой недостаточно при производстве тампонажных работ. Поэтому в зависимости от температуры применяют добавки реагентов: ССБ в количестве от 0,1 до 0,5 %, хроматы — от 0,1 до 0,5 %, ОК-ЗИЛ — от 0,1 до 0,5 % от массы цемента.

Для снижения водоотдачи тампонажных растворов в них вводят поливиниловый спирт — до 1 %, тилоза Н-20Р — до

1 % и др.

Количество химических реагентов определяют лабораторным путем в зависимости от характера скважины, способа цементирования и сорта тампонажного цемента.

В табл. 6.3 приведены данные для выбора состава смеси. По материалам специальных исследований в глубоких скважинах и статистической обработке фактических данных в б. ВНИИКРнефть разработана методика расчета основных параметров процесса установки цементных мостов с помощью колонны насосно-компрессорных труб.

Определение необходимых объемов цементного раствора, продавочной и буферной жидкостей

Если при установке цементных мостов не используются средства контроля за положением уровня тампонажного раствора в трубах, то расчет потребных объемов цементного раствора

V, и продавочной жидкости V^ производится по следующим формулам:

V = HS_K + Vp(AV + С„ + С2); (6.16)

Кр = С^(1 — AV), (6.17)

где AV — относительный объем тампонажного раствора, ос

тавляемого в заливочной колонне,

HS _тр

AV = С₁ + С₃ +—^тр; (6.18)

^Vтр

Н — проектная высота моста, м; S_K, S^ — площадь соответственно проходного сечения в кольцевом пространстве и в трубах в интервале установки моста; V^ — внутренний объ-102 ем заливочной колонны (НКТ); С — коэффициент, учитывающий несоответствие между расчетными и фактическими объемами заливочной колонны: при использовании бурильных и насосно-компрессорных труб С = 1; С₀ — коэффициент, учитывающий случайные ошибки при продавливании тампонажного раствора в скважину; если средства контроля за движением жидкостей не используются, то С₀ = 0,03+0,04; если используются — то С₀ = = 0; С_1г С₂, С₃ — коэффициенты, учитывающие потери тампонажного раствора соответственно на стенках труб и при смешении с соседней жидкостью на 1-й и 2-й границах (табл. 6.4); при установке мостов с использованием верхней и нижней разделительных пробок коэффициенты С₁, С₂, С₃ принимаются равными нулю; при использовании только верхней пробки — нулю равны С₁ и Сз.

При установке моста без разделительной пробки или второй порции буферной жидкости необходимо принимать условие

A V > 0,065, (6.19)

Т а б л и ц а 6.4

Значения коэффициентов, учитывающих потери тампонажного раствора на стенках труб и при смешении с раствором

Показатели	Обозна чение	Для бурильных труб		Для НКТ
	коэффи	Тип буферной жидкости
	циентов	Вода	Нет	Вода	Нет
Потери цементного раствора на стенках труб	с₁	0,008	0,029	0,002	0,011
Потери цементного раствора из-за смешения с соседней жидкостью на 1-й границе	С2	0,023	0,037	0,012	0,02
Потери цементного раствора из-за смешения с соседней жидкостью на 2-й границе	Сз	0,017	0,03	0,011	0,02
Потери буферной жидкости при движении по заливочной колонне	Q	0,02		0,02
То же при движении по кольцевому пространству	С-5	0,4		0,4

а при их применении, но без средств контроля за движением тампонажного раствора

A V > 0,048. (6.20)

При установке мостов с использованием верхней разделительной пробки и средств контроля за ее движением условия (6.19) и (6.20) не учитываются.

Объем 1 порции буферной жидкости, закачиваемой перед тампонажным раствором, рассчитывается как

V = C4Vp + C5HS_K, (6.21)

а объем 2 порции, нагнетаемой после цементного раствора, определяется из выражения

V2 = С4^р, (6.22)

где С₄ и С₅ — коэффициенты из табл. 6.4.

Величина V₂ входит в общий объем продавочной жидкости

V .

п!

Определение высоты цементного моста

Расчет высоты моста необходимо производить, исходя из условия обеспечения соответствующей герметичности, несущей способности и для случая забуривания нового ствола. Исследования [23] показывают, что оценочный расчет высоты моста может быть проведен. Так, при наличии между колонной и цементным камнем глинистой корки с предельным напряжением сдвига 46+68 мг/см² и толщиной корки 3+12 мм давление прорыва воды составляет 0,6+1,8 МПа на 1 м. Давление прорыва прямо пропорционально длине и обратно пропорционально толщине корки. В связи с этим высоту цементного моста рекомендуется определять по формуле

Н0 = p/[Ap], (6.23)

где р — максимальная величина перепада давления, действующего на мост при его испытании или эксплуатации; [A р] — допустимый градиент давления (табл. 6.5).

Высота цементного моста, подошва которого находится выше забоя скважины или другой опоры, должна проверяться, исходя из условия обеспечения необходимой несущей способности по формуле

Допустимый градиент давления при определении высоты цементного моста

Условия и способ установки моста	[Ар], МПа/м
В обсаженной скважине
С применением скреб	5
ков и моющих буферных
жидкостей на водной
основе
С применением моющих	2
буферных жидкостей
Без скребков и буфер	1
ных жидкостей
В необсаженной скважине
С применением скреб	2
ков и буферных жид
костей
С применением буфер	1
ных жидкостей
Без скребков и буфер	0,5
ных жидкостей

Допустимые касательные напряжения для определения обеспечения необходимой несущей способности моста

Условия и способ установки моста	^[тЬ МПа
В обсаженной скважине
С применением скребков	1
и моющих буферных жид
костей на водной основе
С применением моющих	0,5
буферных жидкостей
Без скребков и буферных	0,05
жидкостей
В необсаженной скважине
С применением скребков и	0,5
моющих жидкостей
С применением абразивных	0,2
буферных жидкостей
С применением неабразив	0,05
ных буферных жидкостей
Без буферных жидкостей	0,01

H0 = > H0, (6.24)

^гД^е Ом — осевая нагрузка, создаваемая на мост колонной труб или перепадом давления р; D_c — диаметр скважины; ^[т] — допустимые касательные напряжения (табл. 6.6).

При забуривании нового ствола высота моста определяется из выражения

H = 18,5^/D_c / а,, (6.25)

где а,- — интенсивность искривления ствола, градус на 1 м. При а, = 0,1° на 1 м формула (6.25) имеет вид

H = 58,6^/DT (6.26)

где размерность D_c и Н дана в метрах.

Формула (6.25) выведена из условия, чтобы после забури-вания нового ствола расстояние между ближними стенками старого и нового стволов было равно двум диаметрам скважины.

В табл. 6.7 приведены рекомендуемые значения высоты

105

Т а б л и ц а 6.7

Рекомендуемые значения высоты моста при забуривании нового ствола

-О_с, м	Нм ^м	-О_с, м	Нм ^м
0,1	18,9	0,5	41,7
0,2	26,2	0,6	45,6
0,3	32,2	0,7	49
0,4	37,2	0,8	52,5

моста, определенные по формуле (6.26), а также высота моста Н', на которой при интенсивности искривления a_t = 0,1° на 1 м происходит забуривание нового ствола.

Пример расчета установки цементного моста с целью ревизии колонной головки газовой скважиныг

Проведем расчет установки цементного моста в скважине глубиной 1050 м. Мост необходимо установить в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм над зоной фильтра в интервале 967+947 м, т.е. высота моста 20 м. Внутренний диаметр колонны 144 мм. НКТ диаметром 89 мм (внутренний диаметр 76 мм) спущены на глубину 967 м.

1. Определим требуемый объем цементного раствора:

^р = Н^_к + V^AV + С₀ + CJ,

где V-цр, — объем цементного раствора, м³; Н_м — высота моста, м; S^ — площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны, м²; У"_тр — внутренний объем НКТ, м³; A V — относительный объем цементного раствора, оставляемого в НКТ, м³,

AV = С. + С₃ + ,

где Q и С₃ — коэффициенты потерь тампонажного раствора на стенках труб и при смешении с продавочным раствором и промывочной жидкостью, Q = 0,011; С₃ = 0,02; S^ — площадь живого сечения НКТ, м²; У"_тр — внутренний объем НКТ, м³; S^ = 0,785-0,076² = 0,0045 м²; V^ = S^^ = = 0,0045-967 = 4,35 м³; S^ = 0,785-0,144² = 0,0163 м²;

Тогда расчетный объем цементного раствора составит:

V^ = НА_К + V^AV + ё₀ + С₂) = 20-0,0163 + 4,35 X

х (0,052 + 0,04 + 0,02) = 0,813 м³.

Объем продавочной жидкости, закачиваемый в НКТ, составит:

К_р = К_р(1 - AV) = 4,35(1 - 0,052) = 4,124 м³.

Определим потребное количество сухого цемента

Оц = — PцрVцр = —^1,8 - 0,813 = 0,976 тс,

1 + m 1 + 0, 5

где m — водоцементное отношение, m = 0,5; р_цр — плотность цементного раствора, р_цр = 1,8 т/м³; У_цр — расчетный объем цементного раствора для установки моста, У_цр = = 0,813 м³.

6.6. ОПЫТ УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ В ГЛУБОКИХ СКВАЖИНАХ ПРЕДПРИЯТИЯ "КУБАНЬГАЗПРОМ" С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТУРБУЛИЗАТОРА

Установка цементных мостов в глубоких скважинах часто оказывается неудачной. Одной из причин является низкая скорость (меньше 1 м/с) восходящего потока цементного раствора. Так как повысить скорость восходящего потока при закачке цементного раствора не всегда возможно, то применяют иные вспомогательные средства, позволяющие успешнее проводить установку мостов на больших глубинах. Одним из них является турбулизатор входящего в кольцевое пространство потока жидкости.

В Армавирском УБР в 1971 г. при установке мостов в глубоких скважинах был применен турбулизатор, что позволило увеличить коэффициент вытеснения и уменьшить степень смешения жидкостей. На рис. 6.30 изображен турбулизатор, представляющий собой специальный переводник с присоединительной резьбой и вторым заглушенным концом. По касательной и образующей переводника просверлены четыре отверстия диаметром 20 мм.

Технологией проведения операции на скважинах № 1 Северо-Казанской площади, № 2 и № 3 Казанской площади предусматривалась промывка ствола через турбулизатор с од-

новременным вращением колонны труб с частотой 60 об/мин и подачей ее со скоростью 30 м/ч в интервале установки моста. Продолжительность промывки определялась двумя циклами.

Затворяемый шлакоцементный раствор закачивали для перемешивания в специальный передвижной мерник, оборудованный гидромешалкой. При установке мостов в качестве буферной жидкости использовалась вода с ССБ. Цементный раствор закачивали через бурильные трубы, оснащенные сверху квадратной штангой с вертлюгом. При выходе первой порции буферной жидкости из колонны труб последнюю начинали вращать с частотой 100+120 об/мин и продолжали вращение до окончания продавки цементного раствора. Несмотря на низкие скорости восходящего потока

Данные по скважинам, где при установке мостов применялись турбулизаторы

Номер сква жины	Интервал установки моста, м	Диаметры,		мм	Ис-пользован-ный объем цемент-ного раствора, м³	Плотность, кг/м³		Ско рость вос ходя щего пото ка, м/с	Испытание под наг-ру^з-кой, т
Номер сква жины	Интервал установки моста, м	доло та	сква жины	ко лон- ны труб	Ис-пользован-ный объем цемент-ного раствора, м³	це мент- ного раст вора	гли нис того раст вора	Ско рость вос ходя щего пото ка, м/с	Испытание под наг-ру^з-кой, т
1 Севе-	3926-	214	260	140	6,4	1900	1220	0,8	20
ро-Ка-	-3820
занская
2 Казан	3291-	214	230	140	4,5	2020	1160	0,7	15
ская	-3150
3 Казан-	3280-	214	230	1 40	5	2170	1160	0,3	10
ская	-3160

цементного раствора, все мосты выдержали испытание на прочность разгрузкой бурильных труб.

В табл. 6.8 приведены данные по перечисленным скважинам, где применялись турбулизаторы.

6.7. УКРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ЦЕМЕНТНО-СОЛЯРО-КЕРАМЗИТОВОЙ СМЕСЬЮ

Известные способы укрепления призабойной зоны цементно-песчаными и смолопесчаными смесями имеют существенный недостаток, заключающийся в том, что не всегда удается получить при выполнении одной операции два желательных результата — достаточно механически прочный камень, предотвращающий разрушение породы, и его удовлетворительную проницаемость, обеспечивающую поступление пластового флюида в скважину.

В значительной степени повысить эффективность работ можно, используя в качестве крепящего материала цементно-соляро-керамзитовую смесь (ЦСКС).

Для приготовления 1 м³ смеси требуется: цемента тампо-нажного 200 кг, жидкости для затворения цемента 0,16 м³, дизтоплива 0,5 м³, керамзита фракции 0,4+2,5 мм 0,6 м³ (насыпных) .

Состав жидкости затворения: ССБ 20 %-ной концентрации

2 л, дубовый экстракт 1 л, поверхностно-активное вещество ОП-10 — от 1 до 2,5 л, хлористый кальций — от 0,6 % при температуре пласта 65 °С до 2 % при 30 °С, воды 155 л.

ССБ и дубовый экстракт используются как пластификаторы цементного раствора, хлористый кальций — для компенсации влияния замедлителей на твердение цемента, каковыми в данном случае являются ССБ и дубовый экстракт.

Такая смесь устойчива при нормальных условиях до 1,5+2

ч, но в скважине под повышенным давлением часть воды отфильтровывается в керамзит, и эмульсия теряет стабильность. Стабильность эмульсии характеризуется временем, в течение которого из смеси выделяется 20 % дизтоплива. Оставшегося количества достаточно для обеспечения подвижности, растекаемости смеси, которая должна составлять по конусу АЗНИИ 17+19 см. За 40 мин +1 ч она может снизиться до 13 см, что является нижним пределом прокачиваемости смесей насосом.

В зависимости от состава и пластовой температуры смесь затвердевает через 1 +2 сут, образуя камень с прочностью на сжатие до 5,2 МПа и проницаемостью до 0,9 мкм².

Особенностью ЦСКС является высокая концентрация твердого наполнителя и возможность образования хорошо проницаемого камня, значительного в условиях призабойной зоны объема. Поэтому наиболее подходящими объектами для укрепления являются:

проработавшие длительное время скважины, призабойная зона которых сильно дренирована и имеет место ее разрушение с выносом породы на поверхность или образованием песчано-глинистых пробок в эксплуатационном забое;

частично обводняющиеся скважины, в которых наблюдается разрушение призабойной зоны;

скважины, в которых из-за разрушения пласта произошло нарушение эксплуатационной колонны в зоне фильтра.

До проведения основной операции по укреплению призабойной зоны проводят подготовительные работы.

Определяют для конкретного объекта необходимый объем крепящей смеси, подготавливают необходимые материалы, емкости объемом 1,5+2 м³ в количестве 3 шт.

В зависимости от поглощающей способности пласта заполняют (глушат) скважину пластовой водой, соленым раствором или гидрофобной эмульсией.

Промывают скважину на 3+5 м ниже фильтра эксплуатационной колонны.

Проверяют техническое состояние НКТ и спускают их на 5+7 м выше интервала, подлежащего укреплению.

Обвязывают агрегаты со скважиной — один с межтруб-ным пространством, другой — с трубным. В их мерники набирают по 3+4 м³ воды для продавки смеси и необходимых промывок скважины.

Опрессовывают все нагнетательные линии давлением на

1 5+20 МПа.

Приготовление крепящей смеси производят непосредственно перед закачкой в скважину в следующей последовательности.

Согласно указанной рецептуре приготовляют жидкость для затворения цемента в объеме 160 л из расчета получения 1 м³ крепящей смеси. При непрерывном перемешивании агрегатом в нее вводят 200 кг цемента. В полученный цементный раствор закачивают 0,5 м³ дизтоплива и тщательно в течение 5+7 мин перемешивают до образования равномерной консистенции цементно-эмульсионного раствора. В него при непрерывном перемешивании вводят 0,6 м³ керамзита фракции 0,4+2,5 мм. Весь процесс приготовления смеси должен продолжаться 20+30 мин.

Полученную цементно-соляро-керамзитовую смесь сразу же закачивают по НКТ в призабойную зону.

После 1+3-суточного отверждения разбуривают стакан до нижних дыр перфорации и осваивают скважину плавным запуском.

При неудовлетворительном притоке газа из пласта надо установить в зоне фильтра соляно-кислотную ванну.

Способ укрепления призабойной зоны с использованием ЦСКС нашел широкое применение на Ладожском, Каневском, Петровско-Благодарненском и других месторождениях Северо-Кавказского региона.

6.8. ЧИСТКА ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК

При эксплуатации скважин в них вместе с газом поступает и песок. Наличие песка осложняет эксплуатацию по той причине, что образующаяся на забое песчаная пробка, перекрывая фильтр, снижает дебит. Для очистки призабойной зоны от песка необходимо промыть ее. Плотность промывочной жидкости и ее качество выбирают в зависимости от пластового давления и состояния призабойной зоны. Это может быть и глинистый раствор с низкой водоотдачей, а следовательно, с высокой стабильностью, и меловая суспензия на водном растворе КМЦ, плотность которой может быть от 1050 до 1300 кг/м³, и с условной вязкостью до 300 с, а также гидрофобные эмульсии с эмульгатором РЭМ. Плотность последних может колебаться от 900 до 1300 кг/м³.

После того как скважина будет заглушена, производят монтаж оборудования и подъемного агрегата. Снимают фонтанную арматуру и работы по очистке призабойной зоны проводят следующими способами:

промывкой забоя скважины жидкостью глушения; разбуриванием песчаной пробки долотом.

Выбор того или иного способа зависит от состава пород, образующих пробку, и от ее крепости. Если установлено, что песчаная пробка на забое неплотная, рыхлая, то в этом случае можно попытаться промыть забой скважины жидкостью глушения прямой промывкой. Под прямой промывкой подразумевается нагнетание жидкости через вертлюг и спущенные в скважину НКТ.

Струя жидкости, поднимаясь по затрубному пространству, захватывает размытый песок и через боковой отвод крестовины выносит на поверхность. В процессе промывки, углубляя НКТ, необходимо следить за давлением и, если оно станет повышаться, приподнять колонну труб на 1,5+2 м, не прекращая при этом циркуляцию жидкости. Затем снова начать спуск с промывкой до тех пор, пока НКТ не дойдут до искусственного забоя. В случае, если таким способом песчаную пробку размыть не удается, ее разбуривают долотом на бурильных трубах.

Плотность промывочной жидкости необходимо определять на протяжении всего времени работы, так как разбуриваемый (размываемый) песок в какой-то степени может увеличивать плотность.

6.9. ВОССТАНОВЛЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН С ПОМОЩЬЮ УСТАНОВКИ СТАЛЬНЫХ ПЛАСТЫРЕЙ

В современной отечественной и зарубежной нефтегазодобывающей отрасли одним из эффективных методов ремонта негерметичных обсаженных скважин является установка стальных гофрированных пластырей на дефект обсадных колонн с использованием специальных транспортных устройств [26, 35]. В отечественной практике известны устройства типа ДОРН-1, ДОРН-2 [35], которые обеспечивают транспортирование и установку стальных пластырей на дефект в обсадных колоннах. В настоящее время создано и испытано устройство ДОРН-3М, которое имеет принципиальное отличие от устройств ДОРН-1 и ДОРН-2, установка стального пластыря в нем обеспечивается по схеме сверху вниз. Это отличие позволяет следующее:

исключить попадание металлических предметов и твердых веществ между обсадной колонной и пластырем в процессе его установки и, следовательно, повышать коэффициент успешности ремонта;

использовать пластыри предпочтительно с нулевым и отрицательным периметрами;

устанавливать пластыри без осевой (растягивающей) нагрузки на инструмент (насосно-компрессорные или бурильные трубы);

не применять левые резьбы и аварийные отвороты в устройствах;

работать с минимально необходимым избыточным давлением жидкости в системе, а значит, и минимальной радиальной нагрузкой на дорнирующую головку при проходах ее в пластыре, что обеспечивает благоприятные условия ремонта скважин с длительным периодом эксплуатации и значительной коррозией обсадных колонн;

ликвидировать незначительное смятие обсадной колонны в местах посадки устройства (инструмента); в этом случае необходимо работать только дорнирующей головкой без пластыря;

применять данное устройство предпочтительно для ремонта скважин с дефектами на глубине 1000 м и более.

Техническая характеристика ДОРН-3М

Шифр устройства........................	Д1 40-3М	Д1 46-3М	Д1 68-3М
Диаметр ремонтируемой об
садной колонны, мм...................	1 40	146	1 68
Рабочая среда................................	Нефть, буровой раствор, вода
Температура среды, °С, до	1 30	130	1 30
Рабочий осевой ход дорни
рующей головки, км, не более	1 500	1 500	1 500
Максимальное избыточное
рабочее давление в устрой
стве, МПа, не более....................	25	25	25
Наружный диаметр дорни
рующей головки, мм..................	112	116	1 33
Рабочий радиальный ход
калибрующих элементов
(секторов), мм, не более...........	6,5	7	8

Толщина стенки пластыря (допускаются отклонения по толщине стенки, установленные действующими стандартами на точность

изготовления труб), мм.............	3	3	3
Длина заготовки пласты
ря, мм...............................................	8000	8000	8000
Материал пластыря.....................	Сталь 10,	сталь 20,	ГОСТ 1050-74
Длина устройства, мм................	17 370	17 200	17 200
Масса устройства без плас
тыря, кг............................................	280	320	360
Присоединительный размер....	Резьба муфт НКТ 73 мм,		ГОСТ 633-80

Устройство (рис. 6.31) состоит из пяти отдельных узлов: циркуляционного клапана 9, силового цилиндра 10, подвижной дорнирующей головки 1, связующей полой штанги 2 и основного (нижнего) упора 6. Пластырь 3 монтируется на штангу 2 между дорнирующей головкой 1 и основным (нижним) упором 6. Силовой цилиндр 10 выполнен из трех рабочих и одного холостого цилиндров, поршней, соединенных между собой штоками, и регулируемого упора. Дорнирующая подвижная головка 1 включает в себя полый стержень с радиальным отверстием, составной корпус с отверстием, камерами и уплотнительными элементами, конусный пуансон, калибрующие сектора, кожух, самоуплотняющуюся манжету, обоймы, гайки, переводники.

Связующая полая штанга 2 состоит из стержня 8, на котором размещены промежуточные упоры пластыря 7. Число промежуточных упоров определяется по формуле

N_п = I - ⁽⁰,5 , 0,3) _ !,

где N - число промежуточных упоров; L - общая длина пластыря, м; S - шаг рабочего хода дорнирующей головки, S = 1,5 м; 0,5+0,3 - технологический отрезок пластыря, расширяемый дорнирующей головкой весом инструмента, м.

Основной (нижний) упор 6 выполнен в виде конуса с пазами, в которых на шарнирах с подпружиненными лепестками расположены упорные пластины пластыря, при этом в рабочем состоянии они занимают положение перпендикулярно к образующим пластыря, контактируя одним концом с его торцом, другим - с уступами пазов в конусе, а в транспортном - заподлицо в пазах конуса - пуансона. Такая конструкция упора позволяет в случае аварийной ситуации извлечь устройство без оставления его элементов в скважине, продолжить без подъема на поверхность расширение и калибровку пластыря до качественного (полного) сопряжения его со стен-

Рис. 6.31. Устройство для установки металлических пластырей в колонне труб ДОРН-3М

кой обсадной трубы или после устранения неполадок вновь опустить в скважину для качественного окончания операции. Циркуляционный клапан 9 состоит из корпуса, переходника, фильтров, сбивного пальца, шара.

В устройстве могут быть использованы и клапаны других типов, которые обеспечивают заполнение жидкостью труб при спуске и сливе ее при подъеме. Дорнирующая головка устройства снабжена стопорным срезным штифтом, предупреждающим преждевременное расширение пластыря при спуске его в скважину. Устройство комплектуется стержнем (ломиком) диаметром 25 мм, длиной 2 м для открытия отверстия в циркуляционном клапане 9 перед подъемом инструмента.

Принцип работы устройства

Для спуска в скважину устройство в сборе с пластырем комплектуется из двух частей: первая включает в себя дорнирующую головку 1, полую штангу 2, упор 6, пластырь 3; вторая — циркуляционный клапан 9, силовой цилиндр 10.

Первая часть опускается в скважину и соединяется со второй над устьем через переводник, а дорнирующая головка 1 фиксируется от осевого перемещения регулируемым упором силового цилиндра 10. Устройство в сборе с пластырем опускается в скважину так, чтобы середина пластыря 3 была ориентирована на дефект 4 обсадной колонны 5 (рис. 6.31, а). Если длина пластыря более допустимой высоты подъема агрегатом, то пластырь в сборе со штангой спускают в скважину по частям и сваривают их над устьем по соответствующей технологии. Расширение пластыря 3 до сопряжения с внутренней стенкой обсадной колонны 5 для перекрытия нарушения 4 осуществляется продавливанием дорнирующей головки 1 через пластырь силовым цилиндром 10, при этом предварительное расширение пластыря обеспечивается конусным пуансоном дорнирующей головки, а окончательное, до полного контакта с обсадной колонной — калибрующими секторами дорнирующей головки (рис. 6.31, б).

Заход калибрующих секторов в пластырь на отрезке 1j осуществляется без избыточного давления жидкости в головке. После захода калибрующих секторов в пластырь жидкость поступает в камеру, а затем в полость самоуплотняющейся манжеты, что обеспечивает радиальный ход калибрующих секторов. Рабочее избыточное давление жидкости на калибрующие сектора поддерживается на отрезке 1₂ — хода дорнирующей головки под давлением. После первого шагового рабочего хода 1_x = 1j + 1₂ дорнирующей головки давление в системе необходимо снизить до нуля и инструмент осадить вниз (зарядить) на величину хода головки — 1500 мм. В это время первый промежуточный упор 7 выходит из пластыря и удерживает его от сдвига. Затем вновь создают рабочее давление жидкости в системе, и процесс продавливания дорнирую-щей головки в пластыре повторяется на величину ее рабочего хода. Таким образом, продавливание дорнирующей головки повторяется циклами до выхода ее из пластыря. При этом оставшийся нерасширенным нижний участок пластыря после выхода из него последнего промежуточного упора расширяется головкой с частичным использованием веса инструмента. При недостаточном весе его для продавливания головки давление в системе может быть снижено (при необходимости до нуля). В этом случае работает только конусный пуансон дорнирующей головки.

Устройство (рис. 6.31, в) позволяет осуществить повторные проходы (калибровку) установленного пластыря дорнирующей головки с давлением, используя частично вес инструмента по технологии работы сверху вниз или снизу вверх (если общий расчетный вес соответствует прочностным характеристикам инструмента и подъемного агрегата). При этом необходимо учитывать, что осевая нагрузка на инструмент в процессе калибровки значительно снижается (на 30+70 % в зависимости от давления в головке) в сравнении с нагрузкой, полученной при начальном расширении пластыря.

В случае невозможности протянуть дорнирующую головку через пластырь вниз (недостаточен вес инструмента, не сработал промежуточный упор, не повышается в системе давление или другая аварийная ситуация) продолжение операции по установке пластыря в обсадной трубе обеспечивается наличием в устройстве конусного упора, который своим конусом - пуансоном при подъеме инструмента расширяет оставшуюся часть пластыря снизу вверх. При этом давление в системе снимается. Затем под давлением производится протягивание дорнирующей головки через пластырь (калибровка) как сверху вниз весом инструмента, так и снизу вверх подъемом его. Если калибровка не удается из-за несохранности избыточного давления в системе, то устройство извлекается на поверхность, устраняются неполадки и операция калибровки пластыря повторяется спуском в скважину только одной дорнирующей головки. Заполнение жидкостью труб и устройства при спуске в скважину и слив ее при подъеме осуществляются через циркуляционный клапан 9.

Перед подъемом устройства на поверхность в циркуляционный клапан опускается стержень (ломик), который срезает сбивной палец и открывает отверстия для слива жидкости.

В 80-х годах в целях восстановления герметичности колонн, а также отключения малодебитных продуктивных пластов в ТатНИПИнефти были разработаны стальные профиль-

Рис. 6.32. Схема восстановления герметичности обсадных колонн с мощью профильных перекрывателей с применением развальцевателя

по-

ные перекрыватели диаметром 146 и 168 мм [26]. Перекрыва-тель представляет собой профильную двухканальную трубу с цилиндрическими концами, в которых с одной стороны крепится башмак, а с другой — устройство для спуска перекры-вателя в скважину. Профильная труба имеет длину 8^10 м, толщину стенок 5 мм, изготавливается из стали марки 10.

Башмак, профильная труба и устройство для спуска пере-крывателя в скважину образуют гидравлическую камеру. В эту камеру через колонну НКТ закачивают жидкость, создавая давление до 16^18 МПа, под действием которого пр о-фильная часть перекрывателя выправляется и плотно прижимается к стенкам колонны (рис. 6.32). Перед тем, как спустить перекрыватель с устройством, колонну в интервале нарушения герметичности прорабатывают гидромеханическим расширителем. Шаблонируют эксплуатационную колонну и НКТ. Перекрыватель спускают в скважину и устанавливают против места нарушения герметичности колонны по реперу. В колонну НКТ сбрасывают шар и закачивают жидкость. В момент посадки шара в седло в полости перекрывателя создается внутреннее избыточное давление, под действием которого перекрыватель выправляется и закрепляется в колонне. Затем колонну НКТ отсоединяют от перекрывателя и поднимают. На бурильных трубах спускают развальцеватель, создают через него циркуляцию жидкости и при вращении его ротором с частотой 1,0 с ^{— 1} и при нагрузке 50+70 кН развальцовывают цилиндрические концы и недожимы перекрывателя, а также разрушают его башмак. При этом паста, нанесенная на наружную поверхность профильной трубы, уплотняется и достигается герметизация эксплуатационной колонны.

6.10. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЙ (НГВП)

Контроль за поступлением пластового флюида в скважину в процессе промывки (бурения) осуществляется по увеличению объема бурового раствора в приемной емкости, газосодержа-ния в растворе, снижению плотности раствора, повышению скорости восходящего потока (прямые признаки) и изменению параметров раствора (косвенные признаки).

Увеличение объема притока пластового флюида в ствол скважины не должно превышать допустимую величину У_доп, которую устанавливают равной половине предельного объема У_пр, но не более 1,5 м³.

Предельный объем определяют по формулам [3]: газообразный флюид

^упр = —~~₆ ^[Р]~~^Ж-^(10-⁶pg^{(H
- h)} + ^[p^] - Рпл ^{- д}р);

10 (р-р_T)gHp_nAжидкий флюид

Упр = —^-(10^-6pgH + [Ру]_т1п - Р_пл - Др),

10 (р - рф)д

где [p] — допустимое внутреннее давление в рассматриваемом сечении, МПа; [р_у]_тщ — наименьшее из допустимых дав-

119

лений на устье, МПа; S — площадь поперечного сечения газовой пачки, м²; S_min — наименьшая площадь поперечного сечения затрубного пространства, м²; К — коэффициент, учитывающий изменение температуры и сжимаемости газов с глубиной; р — плотность бурового раствора, кг/м³; р_г — плотность газа в рассматриваемом сечении, кг/м³; рф — плотность флюида, кг/м³; g — ускорение свободного падения, м/с²; р_пл — пластовое давление, МПа; Н — глубина залегания проявляющего пласта, м; h — глубина нахождения рассматриваемого сечения, м; А р — превышение забойного давления над пластовым (согласно правилам безопасности), МПа.

Для своевременного обнаружения притока пластового флюида:

изолируют приемную емкость, через которую ведется циркуляция, от других емкостей;

уменьшают поверхность зеркала приемной емкости установкой перегородки;

устанавливают исходный уровень бурового раствора после возобновления круговой циркуляции;

корректируют положение исходного уровня на объем введенных добавок при обработке и утяжелении раствора.

При промывках после прекращения бурения проявление распознают по прямым признакам — увеличению объема бурового раствора в приемных емкостях, повышению расхода жидкости на выходе из скважины, повышению газосодержа-ния в растворе.

Проявление, начавшееся в процессе подъема труб из скважины, распознают по уменьшению объема бурового раствора, доливаемого в затрубное пространство, по сравнению с объемом металла труб, извлекаемых из скважины, и бурового раствора, оставшегося на внутренних стенках труб в виде пленки. Если при подъеме труб будет установлено, что объем доливаемой жидкости уменьшился по сравнению с соответствующим контрольным замером на величину У_доп = ¹/₄У_пр, но не более 1 м³, то необходимо остановить подъем и немедленно приступить к ликвидации начавшегося проявления. В процессе спуска труб в скважину начавшееся проявление распознают по увеличению объема в приемной емкости бурового раствора против расчетного объема вытеснения V,

Фактический объем вытесняемого бурового раствора определяют по контрольным измерениям во время спуска труб по методике, аналогичной для подъема труб, и заносят в таблицу. Если фактический объем не определился, то за кон-

120

Т а б л и ц а 6.9

Объем жидкости V_aon для долива скважин при подъеме труб

Тип и условный размер труб	V , доп' л/м	V , доп л/10 м	V , доп л/100 м	V , доп л/1000 м	Площадь проход ного канала, м²	Площадь поперечного сечения трубы, м²
НКТ 73 х 5,5 мм	1,165	11,65	116,5	1165	0,00301	0,00418
НКТ 89 х 6,5 мм	1,694	16,94	169,4	1694	0,0045	0,0062
Бурильные трубы 73 х 9 мм	1,81	18,1	181	1810	0,00237	0,0048
Бурильные трубы 89 х 9 мм	2,26	22,6	226	2260	0,00396	0,0062

трольный объем вытесняемого раствора принимают расчетный объем металл труб, увеличенный на 1+4 %. Объем вытесняемой жидкости сверяют с контрольным объемом после спуска каждых 10 труб. Увеличение объема в приемной емкости на 1/4 У_пр против контрольного объема указывает на начало проявления.

В табл. 6.9 приведены данные объема жидкости для долива скважины при подъеме труб.

6.11. МЕЖКОЛОННЫЕ ПЕРЕТОКИ ГАЗА И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ УСТРАНЕНИЮ

Негерметичность обсадных колонн может возникнуть в результате ряда факторов (природных, технологических, технических и др.). Наиболее типичными природными факторами являются нарушение массива горных пород трещинами и разрывами, низкая прочность горных пород. К техническим факторам можно отнести нарушения герметичности обсадных колонн, недостатки в конструкции колонной оснастки, стыкующих устройств и т.д.

Основными технологическими факторами, влияющими на степень герметизации заколонного пространства, являются недостатки применяемых способов цементирования, особенности вытеснения буровых растворов тампонажными. Так, при наличии поглощающего горизонта цементный раствор

Рис. 6.33. Схема обвязки скважины компрессо

ром и цементировочным агрегатом с целью обнаружения негерметично-сти в эксплуатационной колонне путем снижения уровня бурового

раствора:

1 — НКТ; 2 —

эксплуатационная к о -

лонна; 3 — техническая колонна; 4 — трубная

головка (крестовина)

АФК

часто не удается поднять до проектной высоты при определенной плотности тампонажного раствора, несмотря на регулирование его фильтрационных и реологических свойств, и в этом случае применяют пакеры двойные муфтовые (ПДМ), а также муфты ступенчатого цементирования (МСЦ).

Для правильного выбора способа устранения межколон-ных перетоков газа надо знать причину его миграции, т.е. установить, идет ли газ из пласта на поверхность по заколон-ному пространству, заполненному цементным камнем, или же перетоки происходят в результате неплотности резьбовых соединений труб.

Существует ряд методов определения межколонных перетоков газа. Например, с помощью геофизических методов, таких, как нейтронный гамма-каротаж (НГК), термометрия, шумометрия и др. Однако при незначительных перетоках газа этими способами не всегда удается выявить перетоки. На Краснодарском ПХГ на первой стадии работ по выявлению причин перетоков газа применялся метод снижения уровня глинистого раствора в скважине следующим образом: после глушения скважины водой с последующим переходом на глинистый раствор соответствующей плотности, убедившись, что межколонные давления отсутствовали, подключали к за-трубному пространству компрессор, а трубное соединяли жесткой линией с мерником цементировочного агрегата.

Долив скважину до устья, начинали закачку воздуха компрессором в затрубное при открытом трубном (рис. 6.33) до получения в мернике агрегата 100 л раствора. Это означало, что уровень в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм снизился на 12,5 м. Закрыв трубное, продолжали нагнетать воздух компрессором в затрубное до давления

5 МПа. Делали выдержку 10 мин с контролем давления в межколонном и затрубном пространствах. Открыв трубное, принимали в мерник еще 200 л раствора. Уровень при этом уже снижался до 37,5 м. Снова закрывали трубное, контролируя в течение 10 мин давление в межколонном пространстве. Эту операцию последовательно продолжали до тех пор, пока в межколонном пространстве появлялось давление. Перед началом работ составляли по данным испытаний исследуемой скважины таблицу по нижеприведенной форме, а после каждого вытеснения объема раствора в таблицу вносили глубину опорожнения затрубного пространства нарастающим итогом:

	Единовременный
Объем вытес	100	200	200	200	200	200	200
ненного раст	Суммарный
вора, л	100	300	500	700	900	1100	1300
	Единовременного
Снижение	12,5	25	25	25	25	25	25
уровня жид	Суммарного
кости, м	12,5	37,5	62,5	87,5	112,5	137,5	162,5

Из существующих способов уплотнения резьбовых соединений труб в газовых скважинах на Краснодарском ПХГ применяются: закачка герметизирующих составов (полимеров) как с наполнителями, так и без них, закачка СБС (соля-ро-бентонитовая смесь), КОФС (кубовый остаток фурфури-лового спирта) с соляной кислотой, а также спуск пакеров на НКТ ниже места установки ПДМ и перевод скважин на пакерную эксплуатацию.

При закачке герметизирующих составов в качестве основного сырья применяется омыленный таловый пек (ОТП) в виде раствора концентрацией от 18 до 25 % (мас.) и водный раствор хлорида кальция или магния. По данным авторов этого способа [10], механизм обработки заключается в том, что при контакте герметизирующего состава с солевым раствором мгновенно протекает реакция высаливания ОТП с образованием герметика, который за счет сил адгезии покрывает поверхности пор и трещин.

Полученный продукт, как утверждают авторы [10], химически устойчив до температуры 280 °С. Реализация способа проводится следующим образом: открывают задвижку меж-колонного пространства и стравливают давление за сутки до обработки. Приготавливают водный раствор талового пека 25 %-ной концентрации. После полного растворения в подогретой до 40+80 °С воде цементировочным агрегатом отбирают 300 л ОТП. После 3+4 мин ожидания продувают затрубное пространство и закачивают в него водный раствор хлористого кальция в количестве 500 л. Через каждые 15+20 мин продувают скважину через затрубное до появления вязкоупругого продукта на устье. Закрывают задвижки на затрубном и межколонном и ведут наблюдение за межколонным давлением. Если же определено, что газ поступает в межколонное пространство в верхней части колонны и расход газа составляет 30 м³/сут и более, то готовят ОТП как и в первом случае, но в приготовленный раствор ОТП вводят наполнитель (мел) в количестве 1 % (мас.). Для образования вязкоупругого продукта в верхней части колонны закачку жидких компонентов ведут агрегатами одновременно. Через сутки на скважине производят продувку до появления на устье следов вязкоупругого продукта.

В отличие от рекомендаций авторов этого метода на ПХГ в некоторых случаях межколонное оставляли открытым. Причем на задвижку межколонного ставили фланец с патрубком и шлангом диаметром 15 мм. Шланг опускали в ведро с водой, где в первое время наблюдалось бурление газа. На вто-124 рой день бурление прекращалось, так как закачанные компоненты, образовав герметик, затягивались выходящим газом через неплотности в колонне и тем самым герметизировали эти неплотности.

При пропусках газа в ПДМ в скважинах ПХГ устанавливают на НКТ ниже ПДМ пакеры механические якорного типа. Над пакером устанавливают циркуляционный клапан такой конструкции, чтобы после распакеровки и установки фонтанной арматуры, закачивая воду или облегченный раствор для вызова притока, из затрубного пространства выходил раствор. Пакер опрессовывают закачкой глинистого раствора в затрубное. При этом из трубного раствор выходить не должен, так как клапан должен закрыться.

Надо отметить, что из 28 скважин, оборудованных пакерами, с ростом пластового давления в газохранилище в 17 из них в затрубном появлялось давление. Причиной этому являются пропуски газа в резьбовых соединениях НКТ и эксплуатационной колонны в верхней ее части, что свидетельствует

об отсутствии жидкости при выпуске газа из затрубного пространства. Об этом же свидетельствуют и высокие темпы набора давления в затрубном пространстве. При снятии кривых восстановления межколонных давлений в различных скважинах видно, что характер при перетоках газа через резьбовые соединения значительно отличается от кривых восстановления давления при перетоках, связанных с негер-метичностью заколонного пространства, заполненного цементным камнем.

При перетоках газа через резьбовые соединения темп нарастания заколонного давления во времени имеет определенную постоянную закономерность (рис. 6.34), в то время как при перетоках по заколонному пространству, заполненному цементом, эта кривая с течением времени меняется (рис. 6.35). Это можно объяснить тем, что при перетоках газа по причине негерметичности резьбовых соединений размеры образовавшихся каналов, по которым проходит газ, не меняются, а поэтому их пропускная способность будет постоянной. В таких условиях нарастание межколонного давления во времени после закрытия задвижки будет определяться пропускной способностью и объемом межколонного пространства, которое заполняется газом. Чем больше пропускная способность и меньше объем межколонного пространства, тем меньше требуется времени на восстановление межколонного давления (см. рис. 6.34).

ю го т, мин

Рис. 6.34. Нарастание межколонного давления при перетоках газа через резьбовые соединения эксплуатационной колонны

Рис. 6.35. Восстановление межколонного давления при перетоках газа по каналам между цементным камнем и колонной

О 10 20 30 Ч-0 Т, мин

При перетоках по причине негерметичности межколонного пространства, заполненного цементным камнем, газ пр о-ходит путь от продуктивного пласта до устья скважины. При этом газ поступает по системе каналов как в самом цементном камне, так и по контактам стенки колонна — цементный камень. В результате этого пропускная способность каналов будет изменяться так, как показано на рис. 6.35.

Большая работа в этой области проведена СевКавНИПИ-газом (Ставрополь), где в результате газодинамических исследований межколонного пространства скважин Карачаганско-го НКГМ, Северо-Ставропольского, Песчано-Умецкого и Ел-шано-Курдюмского ПХГ разработана инструкция, включающая ряд методических приемов и способов исследования межколонных флюидопроявлений [16]. Так, при исследовании связи межколонного и затрубного пространств рекомендуется изменять давление в затрубном пространстве (ЗТП) и регистрировать изменение давления в межколонном пространстве р_мк. Изменять давление в затрубье можно путем к рат-ковременного прекращения подачи (отбора) газа в скважину.

Если при изменении давления в затрубье отмечается синхронное (или с некоторым запаздыванием) изменение р_мк, то связь между ЗТП и МКП существует.

Авторами работы [16] для проведения исследования определения дебита постоянного притока и объема межколонного пространства скважины, свободного от цемента, предлагается следующая обвязка, включающая:

разработанный в СевКавНИПИгазе рециркуляционный сепаратор, совмещенный с ДИКТ-2, для исследования МКП (объем 10 л, производительность по газу 1000 м³/сут);

газовые счетчики с верхними пределами измерения от 100 до 0,4 м³/сут (РГ-100, РГ-40, ГСБ-400);

образцовые манометры, устанавливаемые до и после ДИКТ-2.

При неизвестном дебите флюида на входе сепаратора устанавливается штуцер диаметром 2 мм, а на ДИКТ-2 — диафрагма 3 мм и подключается газовый счетчик с максимальным пределом измерения. В процессе выпуска газа по мере падения давления в МКП производится замена на счетчик с меньшим пределом измерения до получения величины дебита постоянного притока из МКП.

В качестве комплексного устройства, сочетающего в себе высокоточные (до 0,01 МПа) аналоговые манометры и термометры, прибор замера расхода газа в широком диапазоне дебитов и устройства непрерывной записи, предварительной обработки и хранения информации с возможностью последующей передачи на компьютер, используется разработанный ВНИИгазом замерной диагностический комплекс "Стрела 001", "Стрела 002". Данный прибор позволяет с интервалом в секунды и более фиксировать давление в нескольких точках, температуру, расход газа и суммарный объем стравливаемого газа.

После подготовки аппаратуры и химической посуды для отбора проб жидкости и газа на химический анализ, а также термометра и секундомера приступают к выпуску флюида до полного прекращения его выхода или установления постоянного дебита. Время выпуска может составлять от нескольких минут до 2+3 сут в зависимости от объема свободного пространства МКП, источника и глубины поступления, характера пути миграции и наличия притока газа.

Одновременно с выпуском газа с помощью самопишущего манометра фиксируется фон давления в смежном МКП с целью выявления их связи. На основе результатов проведенных исследований определяется объем МКП, не занятого цементом:

V_c = ^{Z(Vt
ЧппТ)} + У_ж, (6.27)

мк

где V_c, V, и V_jk — объемы свободного от цемента пространства МКП, выпущенного газа и жидкости соответственно, м³; z — коэффициент сверхсжимаемости газа; д_пп — дебит постоянного притока газа, м³/ч; р_мк — МКД на начало выпуска газа, МПа; Т — общее время выпуска газа, ч.

Рис. 6.36. Типы кривых накопления давления

После определения причин постоянного дебита и объема, не занятого цементом, МКП приступают к регистрации кривых восстановления межколонного давления (КВД). Регистрация КВД выполняется с использованием самопишущих манометров. Из многообразия зафиксированных кривых авторами работы [16] схематично выделяются типы КВД, обусловленные различными причинами возникновения МКД и условиями миграции газа (рис. 6.36).

Так, негерметичность уплотнений колонной головки характеризуется сопоставимостью значений давлений в смежных МКП и ЗТП, резким ростом р_мк и достижением начального давления р_н в течение времени его восстановления Г_в продолжительностью до нескольких часов (рис. 6.36, а).

При негерметичности резьбовых соединений эксплуатационной колонны (когда движение газа происходит по каналам резьбовых соединений — кольцевому пространству между цементным камнем и обсадной колонной — свободному от цемента объему МКП) форма КВД аналогична кривой в первом случае, но восстановление давления более плавное и длительное, продолжительностью Т_в до нескольких суток (рис. 6.36, •).

Нарушение сплошности цементного камня, при котор ом

газ, двигаясь из пласта по разноразмерным микронарушениям сплошности цементного камня, может нести жидкость, что усугубляет неоднородность каналов и приводит к нарушению их пропускной способности. В результате КВД нарастает с произвольно меняющейся во времени закономерностью (рис. 6.36, в).

И наконец, в случае негерметичности промежуточной колонны тип КВД характеризуется хаотическими колебаниями МКД на уровне р_н до начала выпуска газа (рис. 6.36, г).

Прямолинейность начальных участков всех типов кривых авторы работы [16] связывают со значительными объемами пустотного пространства и величинами дебита постоянного притока из МКП.

Для наблюдения за развитием процессов в МКП необходимо оценивать величину проводимости среды цементного камня во времени. Для этого в работе [16] предлагается провести обработку данных КВД в координатах р_км² — lgT (р_мк в МПа, Т в секундах) и определить коэффициент р.

Определение значения параметра усредненной проводимости кольцевого пространства (канала и трещин цементного камня, микрозазоров на контакте цемента с колонной) выполняется с использованием формулы

П = 1710^-10 м³/(Н • с), (6.28)

где д_пп — дебит постоянного притока газа, м³/ч; в — тангенс угла наклона прямолинейного участка КВД.

В настоящее время при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) используются многие материалы и составы, сведения о которых приводятся ниже.

Соляро-бентонитовая смесь (СБС), конденсатно-бентони-товая смесь (КБС) — представляют собой смеси бентонитовой глины с дизельным топливом или газовым конденсатом, предварительно отстоянным от воды и проверяемым на ее отсутствие показателем плотности. Плотность приготовленной СБС или КБС должна быть в пределах 1200—1250 кг/м³. Готовят смесь непосредственно на скважине перед закачкой в емкости объемом не более 4 м³. С целью предотвратить преждевременную коагуляцию СБС, КБС при контакте с глинистым раствором сначала закачивают буферную пачку углеводородной жидкости, затем СБС или КБС, снова буферную пачку углеводородной жидкости и после этого ведут продавку в пласт глинистым раствором. Эти работы проводят в строгой технологической последовательности, исходя из предусматриваемого вида ремонтно-изоляционных работ, разобщающего устройства и в соответствии с геолого-промысловой характеристикой каждой скважины.

В качестве примера ниже дается описание изоляционных работ в скважине № 117 Краснодарского ПХГ, где заколон-ное давление газа составляло 3,5 МПа и вокруг скважины наблюдались грифоны. Конструкция скважины: направление диаметром 426 мм, 6 м; кондуктор диаметром 245 мм, 250 м; техническая колонна диаметром 245 мм, 860 м; эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена до глубины 985 м. Все колонны зацементированы до устья. Ниже башмака эксплуатационной колонны в интервале 985+998 м установлен гравийно-намывной фильтр.

После глушения скважины глинистым раствором плотностью 1240 кг/м³ заколонные давления не изменились. Причем между эксплуатационной и технической колоннами, т.е. на манометре колонной головки, давления не наблюдалось. Это было связано с тем, что ПДМ был установлен в технической колонне, а не ниже ее башмака, как предписывалось проектом.

Большое давление (3 МПа) было между технической колонной и кондуктором. За кондуктором и направлением были грифоны. После подъема НКТ произвели комплекс геофизических исследований для определения мест перетоков газа по шумомеру. Предположительно на глубине 240 м отмечалась возможная негерметичность эксплуатационной колонны.

Анализ кривых восстановления межколонных давлений показал, что перетоки газа связаны с негерметичностью за-колонного пространства. С целью ликвидации заколонного проявления газа, прежде чем закачать СБС в скважину, спустили следующую компоновку:

1) пакер с опорной пятой, которая упирается в верхнюю часть фильтра;

2) НКТ диаметром 89 мм, 83 м;

3) гидроперфоратор с двумя насадками диаметром 4 мм;

4) НКТ диаметром 89 мм до устья.

Разгрузкой НКТ на 5+6 т произвели распакеровку с установкой на устье трубной головки фонтанной арматуры и оп-рессовали пакер закачкой раствора в затрубное пространство при давлении 13,5 МПа (величина опрессовки устья скважины). После этого вовнутрь НКТ бросили шар для перекрытия центрального отверстия гидроперфоратора. Работой двух аг-130 регатов АН-700 при давлении 25 МПа промыли два отверстия в эксплуатационной колонне на глубине 884 м в течение 1 ч. Определили приемистость — она составила при давлении 4 МПа один кубический метр глинистого раствора за 5 мин. При обратной промывке вымыли много шлама. Затем повторили перфорацию колонны на глубинах 881 и 877 м, в результате чего приемистость увеличилась и составила один кубический метр за 3 мин.

В процессе гидроперфорации колонны и проверки на приемистость скважина поглотила 10 м³ глинистого раствора, в результате чего межколонное давление снизилось с 3,5 до 1,4 МПа, а грифоны вокруг скважины прекратились полностью, что указало на отсутствие прочного цементного камня за колонной. После этого приготовили 3 м³ КБС плотностью 1250 кг/м³ и закачали в затрубное при открытом трубном:

1) разделительную пачку (чистый конденсат) — 0,5 м³;

2) КБС - 2,7 м³;

3) вторую разделительную пачку (чистый конденсат) — 0,5 м³;

4) продавили 4,8 м³ глинистого раствора плотностью 1250 кг/м³ из расчета установки всей смеси в интервале 877+881 м.

Закрыли трубное пространство и продавили указанный объем смеси за колонну. Открыв трубное, путем закачки глинистого раствора в затрубное вымыли остатки КБС. После подъема НКТ с гидроперфоратором и пакером спустили кольцевой фрез с целью очистки стенок колонны под пакер.

После этого спустили на НКТ диаметром 89 мм пакер с упором на "голову" фильтра и после распакеровки освоили скважину через трубное с помощью циркуляционного клапана. В затрубном над пакером остался глинистый раствор плотностью 1250 кг/м³. Скважина была пущена в работу без межколонных давлений.

6.12. ИЗОЛЯЦИЯ ОБВОДНИВШИХСЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ВОЗВРАТ НА ВЫШЕ- ИЛИ НИЖЕЛЕЖАЩИЕ ГОРИЗОНТЫ

Работы по возврату скважин на вышележащий горизонт состоят как в установке цементного моста непосредственно на забое скважины с целью изоляции нижнего объекта от верхнего с последующей перфорацией верхнего объекта, так и в

Рис. 6.37. Схема установки пакера с упором на забой с целью перехода на вышележащий горизонт:

Л — вышележащий горизонт; Б — нижележащий горизонт; 1 — об р ат-ный клапан; 2 — НКТ; 3 — эксплуатационная колонна; 4 — пакер; 5 — перфорированная НКТ

установке пакера. Причем в данном случае сначала п роизво-дят перфорацию колонны.

Рис. 6.38. Пакер с упором на забой:

1, 6 — патрубок НКТ с муфтами; 2 — шайбы опорные; 3 — герметизирующие элементы пакера; 4 — сальниковая коробка; 5 — герметизирующий сальник; 7 — хвостовик НКТ; 8 — удлинитель сальниковой коробки

На рис. 6.37 показана схема установки пакера с упором на забой с целью перехода на вышележащий горизонт.

Рис. 6.39. Схема установки пакера при переходе на нижележащий горизонт:

Л — вышележащий горизонт; Б — нижележащий горизонт; 1 — упорная муфта; 2 — НКТ; 3 —

перфорированная НКТ; 4 — пакер; 5 —

циркуляционный клапан

Рис. 6.40. Циркуляционный клапан:

1 — корпус клапана; 2 — шаровой клапан; 34 — пружина; 4 — отверстие для выхода раствора за трубами; 5 — сквозное отверстие с резьбой для наворота НКТ диаметром 60,3

Пакер с упором на забой (рис. 6.38) состоит из двух подвижных частей: патрубка с двумя муфтами и герметизирующими элементами и сальниковой коробки с удлинителем. При необходимости патрубок изготавливают из НКТ диаметром 60 или 73 мм, в зависимости от диаметра пакерующих элементов. Длина патрубка подбирается из расчета числа устанавливаемых резиновых элементов.

На рис. 6.39 показана схема установки пакера с упором на забой с целью перехода на нижележащий горизонт.

После перфорации колонны в нижележащем интервале спускают компоновку НКТ с пакером и циркуляционным клапаном над ним с целью вызова притока при освоении, а также глушения скважины. На рис. 6.40 изображен циркуляционный клапан, разработанный инженерами Е.М. Костенко и А.А. Брусаковым, который применяется на Краснодарском ПХГ. Конструкция клапана позволяет пропускать через него геофизические приборы диаметром до 40 мм. В обоих случаях в компоновку включают перфорированные НКТ — в первом случае над пакером, а во втором — ниже пакера.

Верхняя часть НКТ на устье вворачивается в трубную головку фонтанной арматуры. За счет веса, передаваемого на подвижную часть пакера, резиновые элементы увеличиваются в диаметре до полного перекрытия затрубного пространства. Пакер опрессовывают на давление, которое получают из суммы давлений гидростатического столба жидкости и допустимого давления на сам пакер, но не выше давления опрессовки устья скважины закачкой раствора в затрубное пространство при открытом трубном. При этом циркуляционный клапан закрывается. Если из трубного пространства раствор не выходит, значит, пакер и клапан сработали.

После установки фонтанной арматуры освоение ведут путем закачки облегченной жидкости в трубы при открытом затрубном пространстве. При этом клапан открывается.

6.13. ПЕРФОРАЦИЯ В ГАЗОВОЙ СРЕДЕ

На месторождениях предприятия Кубаньгазпром впервые в отечественной практике в широких промышленных масштабах нашел применение способ вскрытия продуктивного пласта путем перфорации в газовой среде. Наибольший эффект этот способ дает при переводе работы скважин с одного горизонта на другой, вышележащий или нижележащий, ранее не эксплуатировавшийся. После определения герметичности эксплуатационной колонны (если все ранее вскрытые объекты были изолированы) башмак насосно-компрессорных труб, оборудованный воронкой, устанавливается на 3+5 м выше верхнего интервала перфорируемого горизонта. Устанавливается фонтанная арматура и производится обвязка скважины для освоения и работы ее в газопроводе. С помощью воздушного компрессора и цементировочного агрегата производится полное удаление из скважины жидкости глушения. Газом из шлейфа для удаления воздуха производится продувка скважины. Устанавливается лубрикатор, через который в скважину по НКТ спускаются каротажной партией до заданной глубины специально разрушающиеся перфораторы ПР-54 или ПР-43 и производится выстрел.

О вскрытии горизонта свидетельствует быстрый подъем давления на устье скважины. В зависимости от интервала перфорации производится дополнительно необходимое число спусков перфоратора. Плотность перфорации составляет 10 отверстий на 1 м, а длина вскрываемого фильтра за один спуск достигает 15 м.

Практикой установлено, что перед производством выстрела желательно в скважине создать максимальное избыточное давление газа из шлейфа. В этом случае значительно уменьшается интенсивность поступления пластового флюида из вскрытых отверстий и предотвращаются имевшие место случаи смятия каротажного кабеля, расположенного ниже башмака НКТ. После извлечения каротажного кабеля и демонтажа лубрикатора скважина в течение 1+2 ч отрабатывается на факел, а затем подключается к коллектору для эксплуатации.

6.14. ОПЕРАЦИИ ПО НАТЯЖЕНИЮ

ОБСАДНЫХ КОЛОНН

При эксплуатации скважин на месторождениях с высокими пластовыми температурами происходит удлинение незацемен-тированной части обсадных колонн за счет их прогрева.

В зависимости от температуры и длины незацементиро-ванной части обсадной колонны, а также конструктивных особенностей, примененных при проектировании и строительстве конкретной скважины, может происходить удлинение колонны над поверхностью земли и разрушение обвязки фонтанной арматуры с трубопроводами.

Скважины Краснодарской СПХГ по геолого-техническим характеристикам относятся к сооружениям повышенного риска. Риск объясняется тем, что малейшее отклонение от проектных решений при строительстве и эксплуатации скважин приводит к температурному удлинению обсадных колонн со всеми негативными последствиями. Наиболее распространенные причины температурного удлинения обсадных колонн: недоподъем цементного раствора до устья за одной или несколькими обсадными колоннами образуется при строительстве скважин или в результате постепенного разрушения контакта обсадных колонн с цементным кольцом при циклической эксплуатации;

отсутствие связки всех спущенных колонн (снижается вес конструкции, противодействующий температурному удлинению колонн);

интенсивный отбор газа (температура газа на устье приближается к пластовой);

недостаточное охлаждение закачиваемого газа.

На Краснодарской СПХГ возможны все четыре причины температурного удлинения обсадных колонн. Наиболее вероятной и распространенной причиной является недоподъем цементного раствора за обсадными колоннами. Этот факт влияет на температурное удлинение и существенно усугубляется отсутствием колонных головок, связывающих кондуктор диаметром 324 мм с промежуточной (технической) колонной диаметром 245 мм.

На фоне интенсивного отбора газа в таких скважинах и происходит температурное удлинение обсадных колонн. Это скважины № 68, 112, 131, 132, 142.

Если в скважине в период максимального прогрева обсадных колонн (период интенсивного отбора газа) появилось даже незначительное температурное удлинение, то оно будет увеличиваться после каждого цикла изменения температурного режима работы скважины (закачка — отбор) за счет постепенного увеличения зоны нарушения контакта обсадной колонны с цементным кольцом. Предотвратить этот процесс в эксплуатирующихся скважинах можно путем создания напряжения растяжения в приустьевой части обсадной колонны.

Если отсутствует цементное кольцо за эксплуатационной колонной (или нарушен ее контакт с цементным кольцом), то создать напряжение растяжения в ней можно обычным натяжением эксплуатационной колонны с последующим оборудованием устья колонной головкой ОКК-2. Натяжение колонны должно быть не меньше величины ее температурного удлинения. По данным авторов работы [1], в результате прогрева при закачке в скважину горячего агента (вода, пар, газ), а также в случае фонтанирования колонна обсадных труб стремится удлиниться на величину

h = J aAtdl, (6.29)

где а — коэффициент линейного расширения стали при нагревании на 1 °С; At — изменение температуры, определяемое из выражения

At = tу - tу - - [^ - tу) - Г_з - t з)] = ^у - - ^у - At з), (6.30)

H H

где t-y — среднегодовая температура у устья скважины; у — температура закачиваемого горячего агента; t₃ — температура пласта у забоя скважины; t/ — температура у забоя при закачке горячего агента; At^ A^ — изменение температуры соответственно у устья и на забое.

Подставив выражение (6.30) в уравнение (6.29) и проинтегрировав последнее в пределах l = 0 и l = L, авторы работы [1] получили

aj2

h = aLAt -— (At -At ). (6.31)

у 2H у ^з'

Для предупреждения продольного изгиба и разрушения не-зацементированной части обсадной колонны необходимо при установке устьевого оборудования приложить к колонне растягивающую нагрузку, обеспечивающую удлинение колонны на величину h.

Принимая во внимание, что колонна обсадных труб растягивается, подчиняясь закону Гука, находим

PJ aj

h = — = aLAt -— (At -At ),

EF у 2H у ^з

откуда

P = aEFAt -^aEFJ(At -At ). (6.32)

у 2H у ^{з y v f}

Из уравнения (6.32) видно, что при большей длине незаце-ментированной части обсадной колонны надо приложить меньшее дополнительное усилие для компенсации температурных напряжений.

Аналогичный результат получен при исследовании причин разрушения обсадных колонн в глубоких фонтанирующих скважинах Краснодарского края [12]:

(АГц - Af_y)

P = aEF

где А?_ц и А/~_у — изменения температуры соответственно на уровне верхней части цементного кольца и у устья скважины.

Знание закона распределения температуры вдоль ствола скважины позволяет избавиться от промежуточного параметра А?_ц, зависящего от высоты подъема цементного раствора за колонной, и перейти к известным забойным и устьевым температурам.

При малых значениях L (длины незацементированной части обсадной колонны), когда жесткость колонны велика, нет необходимости принимать какие-либо меры для компенсации температурных напряжений.

При отборе газа из скважины № 142 на Краснодарской СПХГ произошел подъем промежуточной колонны диаметром 245 мм вместе с колонной головкой ОКК-1 и фонтанной арматурой на 100 мм над своим первоначальным местом установки, в результате чего деформировалась центральная задвижка и создалась аварийная ситуация. Скважину срочно задавили водой и перевели на буровой раствор плотностью 1150 кг/м³, что соответствовало гидростатическому давлению на пласт. После глушения колонна просела на 50 мм. Конструкция скважины: кондуктор диаметром 324 мм — 250 м; промежуточная колонна диаметром 245 мм — 900 м; эксплуатационная колонна диаметром 168 мм — 1120 м; искусственный забой — 1110 м; интервал перфорации 1014+1026 м;

ПДМ установлен на глубине 950 м;

цементаж эксплуатационной колонны осуществлен до устья.

С целью оценки технического состояния эксплуатационной колонны в интервале 0+1105 м были проведены геофизические исследования:

регистрация электрического потенциала колонны (ЭПК);

термометрия при подъеме термометра;

дифференциальная магнитная локация;

локация муфт частотная;

микрокавернометрия;

шумометрия;

акустический контроль цементирования (АКЦ). Интерпретация зарегистрированных кривых позволила сделать следующие выводы:

нарушения целостности колонны не обнаружено; на диаграмме АКЦ отмечается наличие цементного камня в заколонном пространстве по всему стволу скважины; наличие контакта цементного камня с колонной (с небольшими интервалами частичного контакта) отмечается в интервале 620+1105 м; выше 620 м отмечается ухудшение качества цементирования.

Предполагая, что во время эксплуатации скважины температура газа на устье была близка к пластовой, увеличение температуры у устья скважины составит 78 — 4 = 74 °С, а на глубине 620 м — 28 °С. Среднее увеличение температуры обсадной колонны в интервале 0+620 м составит: (74 + + 28) :2 = 51 °С.

Свободная от нагрузок обсадная колонна длиной 620 м должна удлиниться при таком изменении температуры на величину:

Al_t = alAt = 12-10 ^—
6-620-51 = 0,38 м.

Но, учитывая и то, что при цементировании в обсадной колонне имелись напряжения растяжения от собственного веса труб, по закону Гука удлинение колонны от веса труб в интервале 0+620 м составляет:

Al = —,

Р EF

где Р = Lq/2 + (Н - L)q = 620-39/2 + (1120 - 620)-39 = = 31 590 кг.

Площадь поперечного сечения колонны диаметром 168 мм с толщиной стенки 12 мм составляет

F = 0,785(16,8² - 14,4²) = 58,78 см² = 0,0059 м²;

Е — модуль упругости Юнга, равный 2,1-10⁶ кгс/см²;

_л , 31 590- 620 _пгп

Al =-= 0,158 м.

^Р 2,1 -10⁶ - 58,78

Теоретически температурное удлинение колонны должно быть равно 0,38 м, но вполне вероятно, что в момент посадки колонны на клинья колонной головки нагрузка на крюке была несколько ниже расчетной. Кроме того, наблюдается удлинение сразу двух колонн, т.е. промежуточная колонна тоже вносит поправку на величину фактического температурного удлинения.

Чтобы предотвратить удлинение колонны при эксплуатации скважины, нужно увеличить растягивающее напряжение в обсадных трубах с последующей обвязкой устья. Дополнительная нагрузка при этом должна обеспечивать вытягивание колонны на 100 мм.

Д_П AlEF 10 • 2,1 • 10⁶ • 58,78 . _{п ппп}

AP =-=-'¦--— = 19 909 кг.

L 620 • 1 0²

Расчет нагрузки на крюке подъемника при натяжении эксплуатационной и промежуточной колонн делается по аналогичному уравнению, но увеличивается площадь сечения обсадных труб и неизвестна длина отсутствия контакта промежуточной колонны с цементным кольцом.

_Ap = А1 _Cp^E(F1 + ^F2⁾ = ¹⁰ • ^2,1 • Ш⁶(⁵⁸,⁷⁸ + ^73,79) = _{44 903 кг}.

L 620 • 10²

В связи с отсутствием данных о контакте промежуточной колонны с цементным кольцом этот участок принят условно равным 620 м, как и за эксплуатационной колонной. Фактически же этот показатель может находиться в интервале от 0 до 900 м. Согласно расчету, чтобы выполнить операцию по натяжению эксплуатационной и промежуточной колонн, необходимо использовать станок большой грузоподъемности. Поэтому решено было натянуть только эксплуатационную колонну. При этом провели следующие работы:

глушение скважины;

монтаж установки А-50 и снятие фонтанной арматуры;

установку цементного моста в интервале 963+1000 м;

снятие трубной головки фонтанной арматуры (крестовины);

ревизию колонной головки с заменой пакерной резины.

При попытке натянуть эксплуатационную колонну при помощи труболовки последняя при натяжке 41 т вытянулась вместе с промежуточной колонной на 50 мм. В связи с невозможностью провести операцию по натяжению двух колонн из-за недостаточной грузоподъемности агрегата было решено провести удлинение обеих колонн за счет естественного прогрева. Для этого струны фонтанной арматуры обвязали с газопроводом при помощи шарнирно-поворотного устройства (рис. 6.41). Шарнирно-поворотное устройство состоит из фланцев, отводов, труб и сальниковых устройств и предназначено для компенсации температурных удлинений паропровода, изменения направления потока рабочей среды: Т — 618 К (345 °С) и р_р — 16 МПа. Изготавливает завод

Рис. 6.41. Схема обвязки фонтанной арматуры с газопроводом при помощи шарнирно-поворотного устройства:

1 — кондуктор диаметром 324 мм;

2 — промежуточная колонна диаметром

245 мм; 3 — эксплуатационная колонна диаметром 168 мм; 4 — фонтанная

арматура АФК 3-65 х 21; 5 — шарнирноповоротное устройство; 6 — газопровод

"Нефтетерммаш", а также завод "Газсервис" при СевКавНИ-ПИгазе.

Подобным образом, применением шарнирно-поворотного устройства были компенсированы напряжения в эксплуатационной и промежуточной колоннах скважины № 132. Здесь после пуска скважины в работу промежуточная колонна с колонной головкой и фонтанной арматурой поднялась на 80 мм и в таком состоянии продолжала находиться в течение эксплуатации скважины. В связи с этим было принято решение изготовить фальшмуфту с наружным диаметром 324 мм, т.е. равную наружному диаметру кондуктора, и с внутренним диаметром 243 мм. Высота муфты 100 мм, которая разрезается вдоль на фрезерном станке, вставляется в кондуктор фасками и обжимается анкерными болтами.

Нагрузка, передаваемая колоннами на фальшмуфту, при охлаждении колонн после эксплуатации скважины рассчитывается по формуле

= ^A _р Е( ^F1 + ^F2)

L '

где E — модуль упругости, кг/см²; F₁ и F₂ — площади поперечного сечения колонн, см²; L — глубина свободной части колонны, см.

Если считать, что промежуточная колонна спущена в интервал, представленный в основном глинами, где сцепление цементного камня слабое, участок L можно принять 0^900 м. Таким образом,

AP = ¹⁰•²'¹ •¹⁰⁶ •⁽^⁷⁸ + ⁷³'⁷⁹⁾ = 30 933 кг.

900•10²

Величина растягивающих напряжений в обсадных колоннах в простаивающей скважине определяется по видоизмененной формуле Гука

AP AlpE 10 • 2,1 • 10⁶ _поо , ₂

о =-= —— =-'¦-= 233 кг /см².

^(F1 + ^F2^{) l} 900 • 10²

Удлинение обсадных колонн можно произвести за счет искусственного прогрева. Технология подразделяется на следующие этапы:

глушение скважины; монтаж оборудования и А-50; установка цементного моста; смена раствора на воду;

прогрев скважины путем прокачки через НКТ горячей воды при помощи ППУ;

установка фальшмуфты; подъем НКТ;

спуск долота и разбуривание цементного моста; подъем долота и спуск НКТ; оборудование устья и освоение скважины.

Прогрев скважины производится с целью имитации теплового состояния скважины в период эксплуатации. Для реализации этого метода дополнительно требуются: емкость вместимостью 10+12 м³ для воды, емкости для сбора и сохранения бурового раствора, передвижная парогенераторная установка (ППУ), агрегат ЦА-320М и водовозка для обеспечения ППУ водой соответствующего качества.

Время прогрева скважины определяется временем, требуемым для достижения температуры воды, выходящей из скважины, равной пластовой температуре.

В скважине № 68, где также при эксплуатации наблюдалось движение колонн: эксплуатационной диаметром 139,7 мм и промежуточной диаметром 245 мм на длину 30 мм, эксплуатационную колонну натянули на 39 т. При этом она вытянулась на 80 мм. После посадки ее на клинья в колонной головке промежуточная колонна просела на 40 мм. Фактическое удлинение 40 мм, что больше удлинения эксплуатационной колонны.

Межколонное пространство между промежуточной колонной и кондуктором обварили листовой сталью толщиной 20 мм. После разбуривания цементного моста установили фонтанную арматуру и после освоения скважину пустили в работу. Дальнейшие наблюдения за работоспособностью колонн в скважине показали полное отсутствие их деформации.

Глава 6

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

6.1. Назначение и устройство электропогружных насосов

Для отбора из скважин больших количеств жидкости используют лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название электропогружные электронасосы. В первом случае - это установки центробежных электронасосов (УЭЦН), во втором - установки погружных винтовых электронасосов (УЭВНТ).

Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД (до

0,35), позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.

При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия внутри поверхности НКТ.

Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и составляет до 600 сут.

Скважинный насос имеет 80-400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса - по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин^-1 и 2800-2950 мин^-1 (с учетом скольжения).

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 4002000 В.

Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.

Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.

Для повышения эффективности работы для вязких жидкостей (до 6-10^-4 м²/с) в диапазоне подач 16-200 м³/сут в ОКБ БН созданы скважинные винтовые насосы с погружным электродвигателем. Установка скважинного винтового насоса, подобно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрозащитой, винтовой насос, кабель, обратный и сливной клапаны (встроенные в НКТ), оборудование устья, трансформатор и станцию управления. За исключением насоса, части установки идентичны.

Одновинтовой насос объемного типа имеет однозаходный винт с внутренним диаметром d, вращающийся в двухзаходной обойме (рис. 6.1). Длина шага нарезки винта t в 2 раза меньше длины шага обоймы Т. Контактная линия на длине шага обоймы образует одну замкнутую полость, которая за один оборот винта перемещается на длину его шага к выкиду насоса. Крайнее положение оси отдельных сечений винта имеет отклонение от оси обоймы, равное 2е. Объем одной замкнутой полости равен площади 4е, умноженной на длину шага обоймы Т (см. рис. 6.1). Частота вращения винта п определяет число этих полостей, перемещаемых к выкиду насоса в единицу времени.

Подача винтового насоса

Q = 4еаТп,

где а - коэффициент.

На длине обоймы и винта можно расположить три-четыре замкнутые области. Напоры, создаваемые насосами, составляют

Рис. 6.1. Рабочие органы винтового насоса

200-1200 м. Допустимое количество свободного газа на приеме насоса почти достигает 50 %.

Шифр установок ЭВН аналогичен шифру установок ЭЦН.

Серийно выпускаются установки: УЭВНТ-5А-16-1200,

УЭВНТ-5А-25-1000, УЭВНТ-5А-100-1000, УЭВНТ-200-900.

6.2. Область применения и характеристики погружных насосов

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: по дебиту 40-1000 м³/сут; по напорам 7401800 м (для отечественных насосов).

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Очевидно, что по дебитам центробежные насосы превосходят СШН, а по энергоемкости они предпочтительнее газлифта.

Однако для У ЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей и т.д.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам.

Все эти факторы с учетом экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе способов эксплуатации скважин.

Установки погружных насосов спускаются в скважину на НКТ следующих диаметров: 60 мм при дебите жидкости Q_ж до 150 м³/сут, 73 мм при 150 < Q_ж < 300 м³/сут, 89 мм при Q_ж > > 300 м³/сут. Расчетные характеристики ЭЦН приводятся для воды, а для конкретных жидкостей (нефти) уточняются с помощью коррелирующих коэффициентов.

Типичная расчетная характеристика УЭЦН приведена на рис. 6.2. Очевидно, что желательно подбирать насос по дебитам и напорам в области наибольшего КПД и минимальной потребной мощности. Параметры установок центробежных насосов приведены в табл. 6.1. Также имеются установки специального назначения: с буквой К - повышенной коррозиестой-кости; с буквой И - повышенной износостойкости.

Установки ЭЦН К могут работать с жидкостями, содержащими до 1,25 г/л H₂S, тогда как обычные установки, - с жидкостями, содержащими до 0,01 г/л H₂S.

Насосы обычного исполнения рекомендуются для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости до 0,1 г/л механических примесей; насосы повышенной износостойкости - для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости свыше 0,1 г/л, но не более 0,5 г/л механических примесей; насосы повышенной коррозиестойкости - для скважин с содержанием сероводорода до 1,25 г/л и водородным показателем рН 6,0-8,5.

Установки ЭЦНИ могут работать с жидкостями, содержащими до 0,5 г/л механических примесей, тогда как обычные

Рис. 6.2. Типичная расчетная характеристика погружного центробежного насоса

Установка	Подача номи нальная, м³/сут	Напор, м	Рекомендуемая рабочая область
Установка	Подача номи нальная, м³/сут	Напор, м	Подача, м³/сут	Напор, м
	Группа 5
У2ЭЦН5-40-1400	40	1400	25-70	1425-1015
УЭЦН5-80-1200	80	1205	60-115	1285-715
У3ЭЦН5-130-1200	130	1165	100-155	1330-870
У2ЭЦН5-200-800	200	795	145-250	960-545
УЭЦН5-80-1550	80	1600	60-115	1680-970
УЭЦН5-130-1400	130	1460	100-155	1700-1100
УЭЦН5-80-800	80	1780	60-115	1905-1030
УЭЦН5-40-1750	40	1800	25-70	1850-1340
	Группа 5А
УЭЦН5А-100-1350	100	1380	80-140	1520-1090
У1ЭЦН5А-160-1100	160	1070	125-205	1225-710
УЭЦН5А-160-1400	160	1425	125-205	1560-1040
У1ЭЦН5А-250-800	250	810	190-330	890-490
У1ЭЦН5А-250-1000	250	1000	190-330	1160-610
У1ЭЦН5А-250-1400	250	1400	190-330	1580-930
У1ЭЦН5А-360-600	360	575	290-430	660-490
У2ЭЦН5А-360-700	360	700	290-430	810-550
У2ЭЦН5А-360-850	360	850	290-430	950-680
У2ЭЦН5А-360-1100	360	1120	290-430	1260-920
У1ЭЦН5А-500-800	500	810	420-580	850-700
УЭЦН5А-160-1750	160	1755	125-205	1920-1290
	Группа 6
У1ЭЦН6-100-1500	100	1500	80-145	1610-1090
У2ЭЦН6-160-1450	160	1590	140-200	1715-1230
У4ЭЦН6-250-1050	250	1185	90-340	1100-820
У2ЭЦН6-250-1400	250	1475	200-330	1590-1040
У2ЭЦН6-350-850	350	890	280-440	1035-560
УЭЦН6-500-750	500	785	350-680	930-490
УЭЦН6-100-1700	100	700	80-145	1820-1230
УЭЦН6-350-1100	350	1120	280-440	1280-700
УЭЦН6-250-1600	250	1580	200-330	1700-1075
	Группа 6А
У1ЭЦН6-500-1100	500	1090	350-680	1350-600
У1ЭЦН6-700-800	700	800	550-900	850-550

установки - с жидкостями, содержащими до 0,1 г/л механических примесей.

Для отбора агрессивных пластовых жидкостей или жидкостей со значительным содержанием механических примесей (песка) используются диафрагменные скважинные насосные установки. Они относятся к объемным плунжерным насосам с электроприводом. При этом жидкость, проходя через приемный и нагнетательный клапаны, не имеет контакта с другими подвижными частями насоса и его привода, так как отделена от них резиновой диафрагмой. Погружной электродвигатель малой мощности (3-6 кВт) с частотой вращения вала 13501500 мин^-1 через эксцентриковый привод и поршень приводит в колебательное движение диафрагму. При давлении 10 МПа подача может составить 10 м³/сут. При отборе обводненной жидкости (до 90 %) с содержанием песка до 1,8 % (по массе) МРП работы насоса в 2-3 раза выше, чем для насосов ЭЦН и СШН.

Кроме скважинных бесштанговых установок с электроприводом, имеется ряд установок с гидроприводом. К ним относятся лопастные турбонасосы, струйные насосы, гидропоршневые и гидроштанговые насосы. Во всех этих случаях к гидравлическому двигателю с поверхности подается под давлением рабочая жидкость. На поверхности располагаются силовой насос, подающий рабочую жидкость, и система подготовки рабочей жидкости.

Более известна гидропоршневая насосная установка

(ГПНУ) с золотниковым распределением. Она состоит из погружного гидропоршневого агрегата, двух концентрически спущенных колонн НКТ, силового насосного агрегата, емкости, оборудования устья и трубопроводов. Золотник гидравлического двигателя направляет рабочую жидкость попеременно в полости цилиндра двигателя, расположенные под и над его поршнем. Поршень двигателя передает возвратно-поступательное движение через шток плунжеру насоса. Эффект применения этих насосных установок состоит в отсутствии штанг и кабеля, что существенно для наклонно направленных скважин, а также в отсутствии спуска-подъема НКТ, так как глубинный агрегат может быть сбрасываемого типа.

Поднимают агрегат давлением рабочей жидкости из кольцевого пространства.

Первые серийные установки УГН-100-200-18 обеспечивают куст скважин с подачей 100 м³/сут. Развиваемое давление плунжерного насоса на поверхности 18 МПа. Планируется создание установок с подачей 25, 40, 160, 250 м³/сут.

Опытные образцы турбонасосов представляют собой лопастную турбину, вал которой соединен с валом центробежного насоса. Центробежный насос подает из скважины жидкость, состоящую из рабочей жидкости и добытой жидкости.

Струйный насос работает на принципе инжекции добываемой жидкости с помощью нагнетаемой рабочей жидкости. Может использоваться в сильнообводненных скважинах (с дебитом до 1 500 т/сут).

Гидроштанговые установки имеют в скважине поршневой двигатель без золотникового распределителя и соединенный с ним поршневой насос (штанговый). Рабочая жидкость (возможно, вода) не смешивается с добытой. Погружной агрегат собирается из двух штанговых насосов. Такая установка будет эффективна в разведочных скважинах труднодоступных районов.

6.3. Установки погружных центробежных насосов

В установку ЭЦН (рис. 6.3) входят погружной электрона-сосный агрегат, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой 1 и насос 2; кабельная линия 3, спускаемая в скважину на подъемных насосно-компрессорных трубах 4; оборудование устья 6 типа ОУЭН 140-65 или фонтанная арматура АФК1Э-65х14; станция управления 7 и трансформатор 8, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 м от устья скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами 5. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность по колонне НКТ.

Погружной электронасос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеет на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

В зависимости от поперечного размера погружного элек-тронасосного агрегата установки подразделяются на три условные группы: 5, 5 А и 6 (табл. 6.2).

Рассмотрим обозначение установки на примере 1У9ЭЦН5А-250-1400:

1 - порядковый номер модификации установки; У - установка; 9 - порядковый номер модификации насоса; Э - привод от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; 5А - группа насоса; 250 - подача, м³/сут; 1 400 - напор, м.

Погружной насос (рис. 6.4) секционный, многоступенчатый с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Применяемые в нефтяной промышленности погружные насосы имеют от 145 до 400 ступеней. Насос состоит из одной или нескольких секций, соединенных между собой при помощи фланцев. Секция имеет длину до

5,5 м. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней и

Показатель	Группа установки
Показатель	5	5А	6
Поперечный размер установки,	116	124	137
мм
Внутренний диаметр эксплуа	121,7	130	144,3
тационной колонны, мм

секций, которое зависит от параметров насоса - подачи и напора. В корпус насоса вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты зажаты в корпусе между основанием и верхней гайкой.

Снизу в корпусе крепится основание насоса с приемными отверстиями и фильтросеткой, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка с установленным в ней обратным клапаном, к которой крепятся насосно-компрессорные трубы.

Центробежный насос приводится во вращение специальным маслозаполненным погружным асинхронным трехфазным электродвигателем переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД.

Двигатель (рис. 6.5) состоит из статора, ротора, вала головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания двигателя.

Двигатель заполняется специальным маловязким маслом для охлаждения и смазки (с высокой диэлектрической прочностью) .

Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. Выводные концы обмотки статора соединяются с кабелем через специальную изоляционную штепсельную муфту кабельного ввода.

Короткозамкнутый многосекционный ротор двигателя набран из магнитных сердечников, чередующихся с подшипниками скольжения. По оси вала выполнен канал для обеспечения циркуляции масла в полости двигателя. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с корот-козамыкающими кольцами.

Электродвигатель секционного исполнения состоит из двух

Рис. 6.4. Погружной центробежный насос:

1 - секция верхняя с ло-вильной головкой; 2 - секция нижняя; 3 - муфта

шлицевая; 4 - пята опорная;

5 - корпус подшипника; 6 -аппарат направляющий; 7 -колесо рабочее; 8 - корпус; 9 - вал; 10 - шпонка; 11 -подшипник скольжения; 12 -втулка защитная; 13 - основание; 14 - сетка фильтра; 15 - муфта приводная

Рис. 6.5. Погружной электродвигатель:

1 - муфта; 2 - радиальноопорный узел; 3 - головка верхняя со штепсельной

колодкой; 4 - вал; 5 - тур-бинка циркуляционная; 6 -статор; 7 - ротор; 8 - подшипник скольжения; 9 -

фильтр масляный; 10 -

основание с обратным клапаном

секций - верхней и нижней, каждая из которых имеет те же основные узлы, что и односекционный двигатель, но конструктивно эти узлы выполнены различно. Механические соединения корпусов секций - фланцевые. Валы соединяются с помощью шлицевой муфты. Электрические соединения осуществляют специальной муфтой, состоящей из полумуфт. При стыковке секций происходит их автоматическое соединение.

Частота вращения двигателей всех типоразмеров одинакова и равна 3000 мин^-1 при частоте тока 50 Гц. Двигатель рассчитан на работу при температуре окружающей среды, не превышающей 90 °С.

Гидрозащита (табл. 6.3) предотвращает попадание пластовой жидкости в полость погружного электродвигателя и состоит из протектора и компенсатора.

Протектор имеет две камеры, заполненные рабочей жидкостью электродвигателя. Камеры разделены эластичным элементом - резиновой диафрагмой с торцевыми уплотнениями. Вал протектора вращается в трех подшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая воспринимает осевые нагрузки. Выравнивание давления в протекторе с давлением в скважине происходит через обратный клапан, расположенный в нижней части протектора.

Компенсатор состоит из камеры, образуемой эластичным элементом - резиновой диафрагмой, заполненной рабочей жидкостью электродвигателя. Полость за диафрагмой сообщается со скважиной отверстиями.

Кабельная линия, обеспечивающая подвод электроэнергии к электродвигателю погружного центробежного электронасоса, состоит из основного питающего кабеля, сращенного с ним плоского кабеля и муфты кабельного ввода для соединения с электродвигателем. В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить кабель КПБК (в качестве основного),

Т а б л и ц а 6.3 Техническая характеристика гидрозащиты

Показатель	1Г51	1Г62
Рабочий объем жидкого
масла, дм³:
протектора	2,8	4,0
компенсатора	4,5	7,0
Мощность передаваемая,	100	180
кВт, не более
Диаметр, мм:
протектора	92	114
компенсатора	103	123

Т а б л и ц а 6.4 Техническая характеристика кабеля КПБК и КПБП

Показатель

КПБК

КПБП

Число жилхплощадь сечения, мм

Наружный диаметр, мм: максимальный номинальный Номинальная строительная длина, м

3x3,5

35,6

13,73

1000-1300

3x50

15,25

800-1000

плоский кабель КПБП и муфта кабельного ввода круглого или плоского типа.

Кабель КПБК (табл. 6.4) состоит из медных одно- или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой, а также из подушки и брони.

Кабель КПБП состоит из медных одно- или многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости, а также из общей шланговой оболочки из полиэтилена высокой плотности, подушки и брони.

Условия работы для кабелей КПБК и КПБП: допустимое давление пластовой жидкости 19,6 МПа; газовый фактор 180 м³/т; температура воздуха от -60 до 45 °С, температура пластовой жидкости 90 °С в статическом положении.

Станция управления С5803 предназначена для управления У ЭЦН мощностью до 100 кВт, а комплектное устройство КУПНА - для установок с электродвигателем мощностью ввода более 100 кВт.

Станция управления ШГС5803 располагается в металлическом шкафу одностороннего обслуживания с отсеком высокого напряжения.

Техническая характеристика ШГС5803-49АРУ1

Напряжение, В:

Комплектное устройство КУПНА80-29А2У1 выполнено в

металлических шкафах защищенной конструкции двухстороннего обслуживания.

Техническая характеристика КУПНА80-29АУ1

ШЭС5003-29А2

Щит управления

Ток силовой цепи, А

100

Напряжение, В:

силовой цепи

3000

220

цепей управления

У трансформаторов предусмотрено масляное охлаждение. Они предназначены для работы на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформаторов выполняется по пять-десять ответвлений (отпаек) для оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения в сети.

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого (ВН) и низкого (НН) напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем.

Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40 кВ. На крышке бака смонтированы: привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два); ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла; объемные вводы ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекающей части; расширитель с маслоуказателем и воздухоосуши-телем.

Воздухоосушитель с масляным затвором предназначается для удаления влаги и осушки воздуха.

Установка погружного винтового электронасоса состоит из насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля круглого и плоского с муфтой кабельного ввода, станции управления и трансформатора.

Винтовые электронасосы предназначены для подъема из скважины жидкости с концентрацией механических примесей не более 0,6 г/л (сероводорода не более 0,01 г/л) с объемным содержанием свободного газа на приеме насоса не более 50 %, а воды не более 99 % и вязкостью не более 6-10^-4 м²/с.

Погружные винтовые насосы однотипны и выполнены по одной конструктивной схеме. Они имеют два рабочих органа: геликоидальные роторы с правым и левым направлениями спиралей. По принципу действия они относятся к объемным, а по способу сообщения энергии жидкости - к ротационным. Насосы отличаются один от другого только размерами рабочих органов, а все остальные узлы и детали взаимозаменяемы и унифицированы.

Каждый рабочий орган насоса состоит из резинометаллической, двухзаходной обоймы и однозаходного винта. Шаг обоймы в 2 раза больше, чем шаг винта.

Винты вращаются вокруг своей оси, кроме того, оси винтов совершают планетарное движение в обратном направлении. Для насосов с подачей 100 и 200 м³/сут винты выполняются из титанового сплава, а для остальных - из легированной стали. Рабочая поверхность винтов покрыта слоем хрома.

Жидкость перекачивается насосом без пульсации, что предотвращает образование стойкой эмульсии из нефти с водой. В насос жидкость поступает одновременно в левый и правый органы через приемные сетки - фильтры. В камере между винтами потоки соединяются, и по кольцевому каналу между корпусом насоса и верхней обоймой жидкость через предохранительный клапан поступает в напорную линию.

Подвижные детали насоса - два рабочих винта и приводной вал - соединены в гибкую систему при помощи двух эксцентриковых муфт. Неподвижные части рабочих органов -обоймы вместе с основанием и корпусом - образуют жесткую систему - трубчатый корпус насоса. Гибкая внутренняя связь подвижных частей рабочих органов позволяет винтам самоус-танавливаться в обоймах.

При перекачке жидкостей с повышенной вязкостью снижаются перетоки через уплотнительную контактную линию между винтом и обоймой. Поэтому характеристика винтового насоса при перекачке вязких жидкостей лучше, чем при перекачке воды.

Приводом винтовых насосов служит погружной электродвигатель (ПЭД) (табл. 6.5) - трехфазный, асинхронный, короткозамкнутый, четырехполюсный, маслозаполненный. Исполнение двигателя вертикальное, со свободным концом вала,

Т а б л и ц а 6.5 Техническая характеристика ПЭД

Показатель	ПЭД5,5-123/485	ПЭД22-123/485	ПЭД32-123/485
Мощность номинальная, кВт	5,5	22	32
Напряжение линейное, В	360	700	1000
Ток номинальный, А	15,7	32	33
Частота тока, Гц	50	50	50
Частота вращения (синхронная), мин^-1	1500	1500	1500
Скольжение, %	6	7,5	7,5
Скорость охлаждающей жидкости, м/с	0,1	0,4	0,9

направленным вверх. Режим работы продолжительный. КПД 77 %. Коэффициент мощности (М_пуск/М_ном) без учета падения напряжения в кабеле 2. Температура окружающей среды при минимальной мощности 50 °С.

Основные узлы электродвигателя - статор, ротор, приводная головка, верхняя и нижняя опоры радиальных подшипников скольжения и основание с фильтром. Статор представляет собой стальной цилиндрический тонкостенный корпус, в котором расположен магнитопровод, состоящий из магнитных и немагнитных пакетов. В последних расположены промежуточные опоры ротора. Ротор электродвигателя многоопорный. Он состоит из пустотелого вала и группы сердечников, между которыми размещены промежуточные радиальные опоры (подшипники скольжения). В головке электродвигателя установлены колодка кабельного ввода, упорный подшипник, воспринимающий массу подвешенного на нем ротора, и концевая радиальная опора вала.

Электродвигатель герметизируется с помощью гидрозащиты, предохраняющей его внутреннюю полость от попадания пластовой жидкости, а также компенсирующей температурные изменения объема и расхода масла.

Гидрозащита выравнивает давление внутри электродвигателя с давлением в скважине на уровне его подвески.

Гидрозащита с избыточным давлением (ГД) и без избыточного давления (Г) состоит из двух узлов: протектора, защищающего полость электродвигателя от попадания пластовой жидкости, и компенсатора для пополнения запаса жидкого масла вследствие утечек через торцевые уплотнители и температурных изменений объема масла в системе электродвигатель - гидрозащита. Протектор гидрозащиты устанавливают между маслом и электродвигателем, компенсатор подсоединяют к нижней части электродвигателя.

Кабельные линии, кабели, трансформаторы и станции управления для погружных винтовых электронасосов идентичны для установок погружных центробежных электронасосов.

Кабельный барабан предназначен для транспортировки кабеля от завода до потребителя, а также для спуска кабеля в скважину и его подъема.

Широко распространены механизированные кабельные барабаны со специальным устройством для правильной укладки кабеля при его наматывании.

Кабельный ролик применяется при спускоподъемных операциях на скважине. Он подвешивается в удобном месте на поясе вышки или мачты на высоте 4-5 м от скважины. Диаметр ролика, равный 810 мм, определен из условий возможного изгиба кабеля. Кабель любого диаметра свободно, без заеданий проходит по ручью ролика при ширине его 50 мм.

Пьедестал предотвращает повреждения кабеля при трении его об угол обсадной колонны при спускоподъемных операциях. Пьедестал своим нижним фланцем крепится к колонному фланцу, а верхний фланец служит для установки на него трубного элеватора. В корпусе пьедестала сделан боковой вырез, в нижней части которого установлен ролик. Кабель, проходя через прорезь подставки, ложится на ролик, не касаясь края обсадной колонны и внутреннего края фланца. Грузоподъемность пьедестала ПМ25 25 т, габариты 395x260x190 м, масса 23,5 кг.

Хомут-элеватор используется при монтаже погружного агрегата для подвешивания в скважине закрепленного в нем электродвигателя. Хомут-элеватор (ХМ5-1 и ХМ6-1,5 грузоподъемностью 10 и 15 кН) одновременно выполняет роль элеватора.

Насос для заправки электродвигателя жидким маслом включают после соединения двигателя с протектором. Подача насоса 1,5 л/мин, максимальное давление 3 МПа. Насос также применяют для опрессовки электродвигателя, проверки герметичности кабельного ввода и других работ при ремонте электродвигателя.

Кабель, подводящий электроэнергию к электродвигателям, при спуске в скважину крепится к НКТ при помощи стальных поясов.

Для работы с ЭЦН и ЭВН используется оборудование устья типа ОУЭН (рис. 6.6). Основой его является уплотнение, герметизирующее место вывода труб и кабеля. Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтанной арматуры и устья штанговых скважинных насосных установок.

В комплект оборудования устья входит колено с обратным клапаном для соединения затрубного пространства с выкидом из НКТ. Оборудование устья типа ОЭУН рассчитано на рабочее давление 14-21 МПа (устьевой сальник), условный проход запорных органов 65 мм.

Аналогичное оборудование устья имеется на базе фонтанной арматуры АФК1Э-65x140, а также ОУЭ-65/50x140 - для районов с умеренным климатом и ОУЭ-65/50x140xЛ - для районов с холодным климатом.

Для механизированной погрузки, перевозки и разгрузки установок ЭЦН и ЭВН используется агрегат АТЭ-6, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б. Погружной насос, электродвигатель и протектор укладываются на платформе.

Рис. 6.6. Оборудование устья ОУЭН140-65:

1 - крестовик; 2 - разрезной фланец; 3 - тройник; 4 - кабель; 5 - разъемный конус

Также устанавливают автотрансформатор и станцию управления. Барабан с кабелем грузят с помощью лебедки, остальное оборудование - своим гидравлическим краном грузоподъемностью 750 кг.

Имеются также установки для транспортировки и механизированной намотки кабеля на базе прицепа МАЗ-8925-ЦПК-2000ПМ и санях УПК-2000С.

Для механизированной перемотки кабелей КПБК и КПБП используются двухбарабанные кабеленаматыватели; на пр ице-пе - К2БП-У1 и на санях - К2БС-У1. Транспортируются они автомобилем МАЗ-500А и трактором Т-150.

6.4. Эксплуатация скважин погружными электронасосами

В нее входят монтаж, обслуживание и ремонт установок погружных центробежных электронасосов.

Перед монтажом УЭЦН необходимо подготовить скважину для ее эксплуатации. Для этого ее промывают, т.е. очищают забой от песчаной пробки и возможных посторонних предметов. Затем в обсадную колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100-150 м, спускают и поднимают специальный шаблон, диаметр которого несколько больше максимального диаметра погружного агрегата. При этом тщательно центрируют вышку или мачту относительно устья скважины.

Перед монтажом установки подводят линию электропередач напряжением 380 В от силового трансформатора до скважины.

На базе предприятия предварительно осматривают и проверяют все оборудование УЭЦН в соответствии с инструкцией по эксплуатации. В насосе - свободное вращение вала от руки при помощи шлицевого ключа: при крутящем моменте не более 6 Н-м вал должен вращаться без заеданий. В электродвигателе - сопротивление изоляции обмотки статора при температуре 20+5 °С мегомметром на 500 или 1000 В: сопротивление должно превышать 100 МОм. Проверяют пробивное напряжение трансформаторного масла, которым заполняется двигатель: оно должно быть >20 кВ, а также герметичность двигателя и вращение вала. Вал должен вращаться свободно без заеданий при приложении крутящего момента <0,1 Н-м.

В кабеле сопротивление изоляции между жилами и каждой из жил и броней при температуре 20 °С должно превышать 100 МОм/км. Герметичность кабельной муфты проверяют опрессовкой трансформаторным маслом при температуре 90100 °С и давлении 1,0 МПа в течение 30 мин. Утечка масла не допускается.

По окончании подготовительных работ все секции насоса, гидрозащиту, двигатель и муфту кабельного ввода закрывают защитными крышками с уплотнительными кольцами.

Станцию управления испытывают на холостом ходу с проверкой электрического соединения аппаратов и их работоспособности.

Сопротивление изоляции обмоток трансформатора и автотрансформатора, а также изоляции между обмотками трансформатора должно быть не менее 10 МОм.

Для спускоподъемных работ применяется механизированный кабельный барабан, который устанавливается не ближе 15-17 м от устья скважины в поле зрения машиниста. Ось барабана должна быть перпендикулярна к линии, соединяющей центры барабана и устья скважины. Кабель, идущий в скважину, должен спускаться с верхней части барабана.

Погружное оборудование монтируют на устье скважины непосредственно перед его спуском. Сборка агрегата проводится при соблюдении максимальной чистоты. При атмосферных осадках проводить монтаж агрегата запрещается. Порядок монтажа определяется инструкцией завода-изготовителя.

Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты. После спуска двух-трех труб устанавливают обратный клапан.

При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешенная к скважине колонна не проворачивалась. Кабель, закрученный вокруг труб, увеличит общий диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение.

Скорость спуска (подъема) агрегата не должна превышать

0,25 м/с. А в процессе его спуска необходимо периодически (через каждые 300 м) замерять сопротивление изоляции и следить за его изменением. При резком снижении сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину 100 МОм.

Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины, которое обеспечивает подключение трубопровода для отбора газа из затрубного пространства; установкой на выходном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости; уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки (при газовых проявлениях); замером динамического уровня.

В процессе эксплуатации погружные электронасосы требуют постоянного ухода за ними. Устройство станции управления позволяет контролировать его работу на заданном режиме.

Наблюдение за работой погружного агрегата состоит в следующем:

1. Замер подачи насоса не реже 1 раза в неделю.

2. Замер напряжения и силы тока электродвигателя при спуске установки, а также еженедельно.

3. Подбор ответвлений трансформатора (автотрансформатора) для установки минимального тока, потребляемого двигателем.

4. Подъем агрегата при снижении сопротивления изоляции до 0,05 МОм и ниже.

5. Подъем агрегата при отключении устройства контроля за изоляцией (УКИ) после предварительного замера мегомметром сопротивления изоляции системы кабель - двигатель.

6. Повторный спуск при отключении установки только после измерения сопротивления изоляции системы кабель -двигатель.

7. Периодическая очистка аппаратуры станции управления от пыли и грязи, подтягивание ослабевших и зачистка подгоревших контактов, проверка затяжки болтов на вводе, выводе и перемычках трансформатора или автотрансформатора (обесточенных).

8. Устранение всех других неисправностей аппаратуры согласно инструкции по эксплуатации.

В процессе эксплуатации при включении установки в работу после двух пусков необходима проверка сопротивления изоляции системы кабель - двигатель.

При невозможности ликвидировать неполадки установки в процессе эксплуатации необходимо поднять погружной агрегат в соответствии с инструкцией по ее демонтажу.

При подъеме труб кабель освобождают от поясов, не допуская их падения в скважину, с одновременным наматыванием его на барабан. При этом кабель должен наматываться равномерно и не касаться земли. Запрещается сматывать кабель на землю. Не допускаются резкие перегибы кабеля и удары по броне. Кабель из скважины должен поступать на верхнюю часть барабана.

После подъема агрегата снимают защитные кожухи плоского кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец обсадной колонны. При этом верхняя секция насоса отсоединяется от нижней.

Агрегат разбирают, и одновременно проверяют герметичность двигателя и гидрозащиты, а также работоспособность сальника насоса.

Конструкция погружного агрегата позволяет проводить его ремонт по узлам, т.е. отдельно электродвигатель, насос и гидрозащиту.

Ремонтные мастерские с учетом технологии ремонта погружного агрегата и кабеля должны иметь следующие цеха: по ремонту насоса с участками разборки, мойки, дефектовки деталей, сборки и испытания; по ремонту гидрозащиты с участками разборки, мойки, сборки, заправки маслом и испытания; по ремонту электродвигателей с участками разборки, сборки, обмотки, сушки и испытания электродвигателей; по ремонту кабеля; литейный с участками чугунного литья, термической обработки; изготовления пластмассовых деталей (при ремонте насосов ЭЦНИ); механический и склад.

Технология ремонта должна предусматривать полное восстановление первоначального значения параметров погружного агрегата.

Технология ремонта предусматривает следующие работы.

По насосу: очистку наружной поверхности от грязи, нефти, парафина и т.д.; разборку насоса на специальном стеллаже с применением механического ключа для развинчивания корпуса и лебедки с целью извлечения пакета; разборку пакета и отдельных узлов; мойку разобранных деталей; дефектовку разобранных деталей и подшипников; замену комплекта деталей, подшипников и узлов насоса вместо забракованных; сборку, смазку и регулировку насоса; испытание насоса в соответствии с техническими условиями (ТУ); проверку крепления насоса и его герметичность; установку упаковочных крышек.

По электродвигателю: очистку наружной поверхности электродвигателя от грязи, нефти, парафина и т.д.; разборку электродвигателя на специальном стеллаже; мойку и дефектовку деталей; разборку ротора и отдельных узлов электродвигателя; ремонт ротора; разборку статора; ремонт статора; пропиточно-сушительный процесс; сборку электродвигателя; испытание электродвигателя.

По гидрозащите: очистку наружной поверхности протектора и конденсатора от грязи, нефти, парафина и т.д.; разборку протектора и компенсатора на стенде; мойку и дефектовку деталей; сборку и испытание протектора и компенсатора.

Капитальный ремонт установок должен производиться в соответствии с техническими условиями.

Ремонт насоса, двигателя и гидрозащиты должен завершаться испытанием их в сборке на стенде.

6.5. Техника безопасности при монтаже и эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами

Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных и винтовых насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности на нефтедобывающих промыслах, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.

Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил.

1. Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.

2. Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.

3. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.

4. Установка включается нажатием на кнопки "Пуск" и "Стоп" или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификации группы I и прошедшим специальный инструктаж.

5. Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов на станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке рубильник - предохранитель, со снятыми предохранителями, двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже группы III.

6. Кабель со станций управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.

7. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

8. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000 В.

9. Менять блок рубильник - предохранитель и ремонтировать его непосредственно на станции управления только при отключенном напряжении сети 380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом с квалификацией не ниже группы III на трансформаторной 6/0,4 кВ).

10. При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту.

ГЛАВА

ТРАНСПОРТ ГАЗА

6.1. РАЗВИТИЕ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ

Газотранспортная система России сложилась в 1975 — 1990 гг. в результате бурного развития добычи газа на месторождениях Западной Сибири. К действующим системам Саратов — Москва, Северный Кавказ — Центр, Бухара — Урал, Средняя Азия — Центр и другим добавились уникальные по мощности и протяженности системы в северных районах Тюменской области (СРТО). Характеристики основных из этих систем приведены в табл. 1.

В условиях снижения спроса на газ и дефицита инвестиций развитие газотранспортных систем осуществляется в следующих направлениях:

достройка начатых газопроводов и оснащение их необходимым оборудованием;

первоочередной ввод компрессорных станций с агрегатами, отвечающими высоким техническим и экологическим требованиям;

загрузка существующих систем до их проектной производительности путем расширения отдельных участков;

первоочередная реконструкция наиболее напряженных участков сети;

строительство новых газотранспортных систем.

В стране создана и продолжает формироваться крупнейшая в мире Единая общегосударственная система газоснабжения (ЕСГ).

Жесткая взаимосвязь основных элементов системы промысел — газопровод — потребитель предопределила необходимость высокого уровня централизации управления газовой промышленностью.

Все эти объекты технологически неразрывно связаны между собой — резкое нарушение в работе одного из эле-

Основные газотранспортные системы в северных районах Тюменской

области

Система	Число ниток	Год ввода	Производительность, млрд. м³/год	Оставшийся срок эксплуа-гации до полной амортизации, лет	Протя женность, км
Надым — Пунга	I	1972	14,5	9	575
	II	1973	14,5	10	572
	III	1975	31	12	566
	IV	1980	31	17	567
	V	1981	31	18	571
Уренгой — Челя-	I	1978	36	15	1547
бинск	II	1979	36	16	1780
Уренгой — Петровск		1982	32	19	3000
Уренгой — Ново-		1983	32	20	3609
псков Уренгой — Ужгород		1983	32	20	4465
Уренгой — Центр	I	1984	32,4	21	3211
	II	1985	32,4	22	3035
Ямбург — Елец	I	1986	32,5	23	3146
	II	1987	32,5	24	3146
Ямбург—Западная		1987	32	24	4366
граница Ямбург — Тула	I	1989	32,5	26	2946
	II	1989	32,5	26	2146
Ямбург — Поволжье		1990	32,5	27	2730
СРТО — Урал		1990	32,5	27	874
СРТО — Кузбасс	II	1991	22	28	1780

ментов ЕСГ влечет за собой изменение режима эксплуатации по всей технологической цепочке и в случае, если своевременно не будут приняты оперативные меры, может повлиять на газоснабжение потребителей.

Развитие ЕСГ характеризовалось последовательной концентрацией производственных мощностей. Если сравнительно недавно наиболее крупные потоки газа достигали 50 — 70 млрд. м³ в год (системы газопроводов Северный Кавказ — Центр, Средняя Азия — Центр), то в настоящее время по газотранспортным системам, проложенным от месторождений Западной Сибири в европейскую часть страны, в одном коридоре транспортируется 250 млрд. м³ газа, а на отдельных участках — до 340 млрд. м³.

По состоянию на 01.01.1995 г. в РАО "Газпром" находилось в эксплуатации:

140750 км магистральных газопроводов и газопроводов-

отводов, в том числе 88025 км газопроводов большого диаметра (1020, 1220 и 1420 мм);

компрессорные станции общей мощностью ГПА

38,3 млн. кВт, в том числе с газотурбинным приводом 32,7 млн. кВт (85,5 %), электрическим приводом 5,2 млн. кВт (13,5 %), поршневым приводом 0,4 млн. кВт (1,0 %).

Для обеспечения нормального функционирования ЕСГ в ее структуре предусмотрена особая подсистема обеспечения надежности регулирования и резервирования газоснабжения. Эксплуатация этой подсистемы осуществляется за счет создания запасов и резервов газа в подземных хранилищах газа (ПХГ), образования резервных мощностей на промыслах и газопроводах или уменьшения потребления газа в периоды повышенного спроса, для чего требуются запасы вторых видов топлива у так называемых "буферных" потребителей. В некоторых случаях регулирование неравномерности газопо-требления возможно благодаря использованию месторождений-регуляторов.

Основным и наиболее эффективным методом регулирования неравномерности газопотребления и резервирования надежности подачи газа потребителям является его подземное хранение.

В настоящее время в России насчитывается 23 подземных хранилища с суммарной активной емкостью 71 млрд. м³ и мощностями по максимальному суточному отбору порядка 400 млн. м³; при этом российский газ хранится не только в ПХГ непосредственно на территории России, но и в хранилищах Украины и Латвии, а также в совместном российско-германском хранилище Реден на территории ФРГ.

В табл. 6.2 приведены основные показатели развития подземного хранения газа в России за 1990 — 1995 гг.

Наметились определенные сдвиги в решении проблемы транспорта газа в сжиженном состоянии. Речь идет о сжижении природного газа (СПГ) и транспортировке его в сжиженном состоянии с помощью танкеров большой грузоподъемности. Мировой опыт развития промышленности СПГ свидетельствует о существенных преимуществах этой технологии перед традиционным трубопроводным транспортом газа в определенных условиях, а именно — при сравнительно небольших объемах газа (5 — 30 млрд. м³ год) и значительных расстояниях (свыше 3000 км). Решающими факторами являются дальность перевозки газа и сравнительные характеристики сухопутной и морской трасс транспортных коммуникаций.

Показатели	1990 г.	1993 г.	1995 г.
Число хранилищ	21	23	23
Объем закачки газа в ПХГ, всего, млрд. м³ В том числе:	27,8	41,1	38,2
в водоносные пласты	6,1	8,9	8,9
в истощенные месторождения	21,7	32,2	29,3
Отбор газа из ПХГ, всего, млрд. м³:	24,9	28,3	35,9
из ПХГ России	24,9	27,7	26,3
из ПХГ других государств	-	0,6	9,6
Максимальный суточный отбор, млн. м³	—	251	282
Объем активного газа на конец закачки, млрд. м³		51,6	71,0
Потребление газа на производственно-эксплуатационные нужды, млрд. м³	404,0	382,0	304,7
Отношение отбора газа к потреблению, %	6,2	7,4	10,1
Примечание. Объем закачки в ПХГ других государств в 1993 г. составил 1,3 млрд. м³, в 1995 г. — 13,5 млрд. м³.

Произошедшие в России перемены создали ряд дополнительных предпосылок, делающих целесообразным использование указанной технологии для освоения Харасавэйского месторождения и организации экспортных поставок газа на мировой рынок.

К таким предпосылкам относятся:

перспективы увеличения экспортных поставок российского газа на мировой рынок, прежде всего в страны Западной Европы;

успехи мировой науки и техники в области производства и межконтинентальных перевозок сжиженного природного газа, обеспечивающие конкурентоспособность этой технологии по сравнению с трубопроводным транспортом газа на большие расстояния;

независимость функционирования морских транспортных коммуникаций (маршрутов танкеров) между производителем и потребителем газа от третьих стран и отсутствие издержек, связанных с платой за транзит, достигающих при трубопроводном транспорте 25 — 30 долл. за 1000 м³ газа;

возможность изготовления в заводских условиях установок сжижения газа и изотермических хранилищ на плавучих основаниях (баржах) и поставка их на место работы в виде готовых к эксплуатации технологических линий;

конверсия оборонных предприятий судостроительного профиля и их готовность к выполнению заказов на поставки танкеров-метановозов требуемой грузоподъемности;

недостаточная загрузка отечественного ледокольного флота и его способность обеспечить круглогодичную проводку метановозов на Харасавэй и обратно.

Вариант поставок газа на экспорт в сжиженном состоянии следует рассматривать с позиций оптимального сочетания преимуществ обеих технологий (трубопроводной и танкерной) при решении задач транспортировки больших объемов природного газа на значительные расстояния.

Организация крупномасштабного производства СПГ в России будет способствовать расширению рынка сбыта российского газа. Потребители газа заинтересованы в создании дополнительного независимого источника газоснабжения, особенно через морские порты, поскольку это способствует повышению надежности энергоснабжения стран — импортеров газа.

6.2. СХЕМЫ СБОРА И ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА И КОНДЕНСАТА

6.2.1. СХЕМЫ СБОРА ГАЗА

Выбор схемы сбора газа зависит от площади и конфигурации месторождения, числа продуктивных пластов и их характеристики, рабочих дебитов скважин, давления на устье, состава газа, наличия в нем конденсата и неуглеводородных примесей (сероводорода, углекислоты, органических кислот), числа скважин и их размещения на месторождении, а также от принятой технологии обработки газа.

Обустройство промысла проектируют по известным данным: составу газа, расположению скважин на газоносной площади, фактическим дебитам пробуренных и дебитам проектных скважин. Довольно часто, особенно в проектах опытной эксплуатации, дебиты скважин по всей газоносной площади по результатам испытаний разведочных скважин принимают одинаковыми. Так как достоверных данных недостаточно, то расчеты следует проводить с некоторым запасом. Диаметры шлейфов и коллекторов, а также конфигурацию промысловой схемы сбора газа выбирают исходя из оптимального сочетания металловложений и гидравлических потерь.

/77-1

Рис. 6.1. Схемы промыслового сбора газа и конденсата:

$¦ — линейная; • — лучевая; , — кольцевая; „ — групповая; 1 — скважины; 2 — шлейфы; 3 — линейный газосборный коллектор; 4 — контур газоносности; 5 — кольцевой ^ газосборный коллектор; Еёе — групповой сборный пункт; аЕ — магистральный газопровод; Ее — газосборный пункт

На ранних этапах развития газовой промышленности применяли различные схемы внутрипромыслового сбора газа (рис. 6.1). При этом каждая скважина имела свой комплекс сооружений, предназначенных для очистки газа от механических примесей, жидкости и предотвращения образования гидратов (сепараторы, конденсатосборники, установки для подачи метанола и т.д.). От этих прискважинных сооружений газ по шлейфам поступал в общий газосборный коллектор и далее через один или несколько промысловых газораспределительных пунктов — в магистральный газопровод. При содержании в газе конденсата от прискважинных сооружений параллельно газосборным сетям прокладывали конденсато-проводы. Линейную схему использовали при разработке вытянутых газоносных площадей с небольшим числом (2 — 3) рядов скажин, лучевую — при значительном числе скважин, размещенных на большой площади, кольцевую (газосборный коллектор огибает газоносную площадь и замыкается) — в тех же случаях, что и лучевую.

Описанные схемы имеют ряд существенных недостатков: а) большое число оборудования и аппаратов, рассредоточенных по всему промыслу; б) каждая скважина, являющаяся самостоятельным пунктом замера и очистки газа, требует постоянного и высококвалифицированного обслуживания;

в) значительные суммарные потери газа по промыслу;

г) сложная система водо-, теплоснабжения, доставки реагентов, что приводит к перерасходу последних; д) несовершенство с точки зрения техники безопасности и соблюдения противопожарных мер; е) рассредоточенность строительных объектов.

Групповая система сбора (см. рис. 6.1, г) позволяет учитывать количество газа и степень его обработки на газосборных пунктах и установках комплексной подготовки газа, размещенных в центре группы скважин. При этом значительно улучшается обслуживание оборудования, а число персонала сокращается в 3 — 6 раз. Газосборные пункты подключены к общепромысловому коллектору, и газ по нему поступает на промысловый газосборный пункт (ГСП) или на головные сооружения, которые в зависимости от направления потока газа к потребителю иногда совмещаются с одним из газосборных пунктов.

Число ГСП на месторождении зависит от размеров газоносной площади и может колебаться в широких пределах — от 2 — 4 до 25. При большом числе ГСП количество общепромысловых газосборных коллекторов может быть больше одного. В этом случае коллекторы сходятся в виде лучей в одном пункте — на промысловом газосборном пункте или головных сооружениях. Если поток газа к потребителям распределяется по противоположным направлениям, то число головных сооружений может соответствовать числу направлений. Число скважин, подключаемых к ГСП, зависит от схемы размещения скважин, их дебитов, и, как правило, не превышает 10 — 12.

При промысловом обустройстве возможны две системы сбора газа и конденсата: децентрализованная и централизованная.

Если окончательная подготовка газа происходит на ГСП, система называется децентрализованной. В этом случае газосборный пункт представляет собой комплекс сооружений законченного цикла промысловой обработки газа и углеводородного конденсата, включая вспомогательные объекты.

При централизованной системе на ГСП осуществляются лишь сбор и первичная сепарация газа. Подготовку его, а также углеводородного конденсата к дальнейшему транспорту производят на головных сооружениях. На чисто газовых месторождениях, как правило, применяют централизованную систему.

Децентрализованную систему используют для высокопродуктивных скважин (1,5 — 2 млн. м³/сут) или когда транспорт необработанного газа затруднен (образуются гидраты, выпадает конденсат и т.д.).

На газоконденсатных месторождениях в тех случаях, когда производительность газосборных пунктов составляет более 10—15 млн. м³/сут, применяют децентрализованную систему сбора.

В остальных случаях на газоконденсатных месторождениях целесообразно внедрять централизованную систему сбора и промысловой обработки газа с полным циклом подготовки его к дальнему транспорту на головных сооружениях.

Для выбора системы обработки газа выполняют техникоэкономические расчеты различных вариантов схем. Если показатели расчетов равноценны, то предпочтение отдают централизованной системе.

6.2.2. РАСЧЕТ ГАЗОСБОРНЫХ СИСТЕМ

Рассмотрим методику численной оценки возможных вариантов выбранной газосборной системы. Для этого находим оптимальное решение, которое определяется минимумом приведенных затрат.

В общем случае методика решения состоит в следующем. Приведенные затраты S выражаются как функция диаметра D, и длины отдельных участков 1, сети:

S = ^ (а + bDn )1,, (6.1)

где а и b — постоянные коэффициенты.

Уравнение (6.1) учитывает уравнение движения газа, приведенное к виду

(АР! _ _BlGtl, (6.2)

1, ^l D⁵^-m

где 1, — длина участка; G, — массовый расход газа на i-м у^частк^е; Ар, = р,²₊1 ^- р²;

B _ 4²^-mAzRT\i^m

_2- m„ 1-m

ⁿ g

Здесь ^ — динамическая вязкость газа; z, R, T — соответственно коэффициент сверхсжимаемости, газовая постоянная и средняя температура газа.

Длина участка

¹i _V^(х,+1 ^- X⁾² + ⁽У,+1 ^- У⁾²

Для ламинарного режима m = 1; А = 64; для зоны гладкостенного сопротивления m = 0,25; А = 0,3164; для зоны квадратичного сопротивления m = 0; А = X.

Совместным решением уравнений (6.1) и (6.2) находят

функцию приведенных затрат:

S = S(x,, у, р,). (6.3)

Оптимальные значения координат узлов разветвления, давления в них или координаты газосборного пункта, соответствующие минимуму приведенных затрат, определяют решением системы уравнений

_ _эS _ 0. (6.4)

дх, ду, др,

В итоге решения задачи об оптимальной системе газосбо-ра чаще всего строят график зависимости приведенных затрат от длины шлейфов 1 или давления газосбора р при различных диаметрах газосборных сетей D.

Если по трубам транспортируются двухфазные смеси (газ + жидкость), необходимо применять уравнение массового расхода газа и вводить соответствующие поправки, учитывающие влияние жидкости на снижение пропускной способности газопровода.

Если в потоке газа содержится небольшое количество жидкости (до 40 см³/м³), в расчетную формулу пропускной способности газопровода вводят поправочный коэффициент Е, учитывающий влияние жидкости на снижение пропускной способности:

Q = 103,15• 10⁴E ~~^(p" ^P*^)DS~~, (6.5)

^ XpTL

где р_н и р_к — соответственно начальное и конечное абсолютное давление газа в газопроводе, МПа; D — диаметр газопровода, м; X — коэффициент гидравлического сопротивления; р — относительная (по воздуху) плотность газа; Т — температура газа, К; L — длина газопровода, км.

Для гидравлического расчета горизонтальных газопроводов при скорости газа более 15 м/с поправочный коэффициент Е можно определить по графику (рис. 6.2).

При скорости газа менее 15 м/с и возможном скоплении жидкости в пониженных местах газопровода поправочный коэффициент Е, вводимый в формулу пропускной способности газопровода, рекомендуется определять из соотношения

) ,^-1

K 0, 32

1,06 - 0,233-

E =

(6.6)

где К — содержание жидкости в газовом потоке, л на 1000 м³, w — скорость движения газа в газопроводе, м³/с.

Если в транспортируемом газе содержится известное количество жидкости, пропускную способность газопровода можно также определить при замене X = X(Re) на Х_см с использованием обычно применяемой для гидравлических расчетов газопроводов формулы

Q = 103,15 • 10^4
-^p*^)D⁵. (6.7)

V ^X смР²^

Коэффициент гидравлического сопротивления Х_см при движении по газопроводу газожидкостного потока можно определить с помощью многопараметрической функции

Xсм = X(Re, е)ф(Р, Fr, ^), (6.8)

где X(Re, е) — коэффициент гидравлического сопротивления при движении потока; Re — число Рейнольдса; е — относительная шероховатость; ^(Р, Fr, ^) — поправочный коэффи-

о w _г

циент; р =-^г— — расходное содержание газа; w_T, w_x —

^w г + ^w ж

приведенные (к полному сечению газопровода) скорости газа и жидкости, м/с; ^ = ^_г/^_ж — соотношение вязкостей газа и жидкости; Fr — критерий Фруда смеси,

F_r = (^w г + ^w ж⁾²

Здесь д — ускорение свободного падения (д = 9,81 м/с²); D — диаметр газопровода, м.

Для жидкостей вязкостью не более 2 мПа-с предложена номограмма (рис. 6.3), с помощью которой можно определить поправочный коэффициент W через величины р и Fr. Последовательность операций при определении Х_см такова. Сначала определяют X = X(Re) по соответствующим формулам или графикам для движения сухого газа. Затем вычисляют расходное газосодержание

Р =

w + w

™ г ^т ™ ж

и критерий Фруда смеси

^(w_r + ^w_ж⁾ gD '

Fr =

см

Рис. 6.3. Номограмма для определения поправочного коэффициента.

Критерий Фруда Fr: 1 — 1;

2 - 2; 3 - 3; 4 - > 4

после чего находят отношение вязкости жидкости к вязкости газа ц_ж/ц_г. По графику на рис. 6.3 определяют ф, а затем X = Хф.

6.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

6.3.1. ОСНОВНЫЕ УРАВНЕНИЯ

Гидравлический расчет газопроводов основывается на следующей системе квазиодномерных уравнений, полученных для средних по сечению давлению и скорости на основе теоремы о количестве движения и баланса массы для элементар

ного участка газопровода при турбулентном режиме течения газа.

Уравнение движения

Уравнение состояния

p = pzRT. (6.11)

Здесь p(x, t) — давление; w(x, t) — скорость течения газа; Z — превышение над горизонталью наклонного газопровода;

с — скорость звука в газе; X — коэффициент гидравлического сопротивления; D — внутренний диаметр газопровода; p(x, t) — плотность газа; z — коэффициент сверхсжимаемости газа; R — газовая постоянная; Т — температура.

Ниже дано решение системы уравнений (6.9) — (6.11) для некоторых типичных случаев течения газа в газопроводах различного назначения.

6.3.2. УСТАНОВИВШИМСЯ РЕЖИМ ТЕЧЕНИЯ В ГАЗОПРОВОДЕ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

В этом случае система (6.9) — (6.11) упрощается:

dp . pw² dz d(pw²)

— = X-+ pg — +-

dx 2D dx dx

d(pw)

(6.12)

p = pzRT.

Эту систему можно свести к двум уравнениям, так как массовая скорость pw = idem.

p_w ² _ (_w ² ^

-dp = X-dx + pgdz + pdl —

(6.13)

2D I 2

p = pzRT.

Первое уравнение системы (6.13) означает, что падение давления в газопроводе складывается из падения давления на преодоление гидравлического сопротивления, подъем газа в вертикальном направлении и изменение скорости газа по длине газопровода.

Для газопровода, проложенного по равнинной местности, можно пренебречь в (6.13) слагаемым pgdz. Заменяя p на p/zRT и w на MzRT/Fp, где М = Fpw — массовый расход газа, получим

-pdp = ^MJRL )x ^ - 2 ip). (6.14)

2F * D p -

После интегрирования (IX. 13) получим формулу для определения массового расхода:

Слагаемое 21п(р_н/р_к) в (6.15) отражает возрастание кинетической энергии по длине газопровода, и его следует учитывать лишь для газопроводов небольшой протяженности со значительной разностью р_н — р_к (например, для отводов небольшой длины от магистрального газопровода). Для газопроводов значительной протяженности при XL/D >> 21п(р_н/р_к) из (6.15) можно вывести основную расчетную формулу объемного расхода, приведенного к стандартным условиям

(Т = 293 К, р = 0,1 МПа):

(6.16)

где р — относительная плотность газа по воздуху; р_н, р_к — начальное и конечное давления на участке газопровода длиной L (без промежуточных компрессорных станций); К — коэффициент, учитывающий размерность единиц.

По уравнению (6.16) можно определить геометрические параметры рассчитываемого участка газопровода, подставляя в него предварительно вычисленный расчетный расход по формуле

Q = °^год 365К_н

где К_н — среднегодовой коэффициент неравномерности газо-потребления; 365 — число календарных дней в году; 0_год — годовой объем перекачки газа.

Коэффициент неравномерности газопотребления для однониточных газопроводов при неизменном характере газопотребления принимают равным 0,85. Для отводов протяженностью более 50 км этот коэффициент может быть принят равным 0,7. При наличии на газопроводе подземных газохранилищ или буферных потребителей принимают коэффициент неравномерности, равный 0,9 или 0,95.

При разности геодезических отметок профиля трассы газопровода Az > 200 м гидравлический расчет следует проводить с учетом профиля трассы. Трассу такого газопровода разбивают на несколько прямолинейных наклонных участ-

ков. Для каждого участка записывают систему уравнений (без учета изменения скоростного напора):

Лрж

(6.17)

dx + pgdz; p = pzRT.

Положив для прямолинейного наклонного участка газопровода длиной l с разностью геодезических отметок Az

pH - p?e^aAf = M ²bl -——

(6.19)

aAz

где индексы "н" и "1" обозначают начало газопровода и конец первого участка.

Составляя уравнения типа (6.19) для всех последующих выделенных прямолинейных наклонных участков и суммируя их, получаем после упрощений, разложения exp(aAz) в ряд и удерживания первых двух членов формулу для массового расхода:

1/2

M =

(6.20)

^L У

1 + — 2L

p² - p2(1 + az_к)

^(zi ^-
zi-1^)l

где k — число участков разбиения трассы; z_K — отметка конечной точки трассы; р_к — давление в конце газопровода.

Изменение давления по длине газопровода происходит по параболе

2 /~1гл2 2 / 2 2\ ^x

^CQx = л^н ^-
(pн ^{- p}J L '

где

C = 1 zTXA

K ² D ⁵

Среднее давление в газопроводе

Pн + P*

Среднее давление устанавливается в газопроводе после остановки перекачки. По среднему давлению определяют коэффициент сверхсжимаемости z. Расстояние от начала газопровода, на котором давление равно среднему, составляет

22 Pн ^- Pср

x ср

22 Pн ^- p_K

6.3.3. ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

Режим течения газа в газопроводах, как правило, турбулентный по квадратичному или смешанному законам сопротивления трению.

Коэффициент гидравлического сопротивления для переходной зоны смешанного закона сопротивления трению рассчитывают по формуле

X = 0,067(¹⁵⁸ + —. , (6.21)

* Re D -

где Re = — число Рейнольдса; v, п — коэффициент

V и

соответственно кинематической и динамической вязкости газа; К — абсолютная шероховатость труб.

При режиме течения по квадратичному закону, когда 158/Re << 2K/D, формула (7.21) имеет вид X = 0,067(2K/D)°'².

В частном случае, если принять К = 0,03 мм (для новых газопроводов), X = 0,03817/D^0,2.

В газораспределительных сетях низкого давления может наблюдаться турбулентный режим течения в зоне гидравличе-

ски гладких труб, когда 158/Re >> 2K/D. Тогда X =

= 0,1844/Re⁰².

Переход от зоны смешанного сопротивления трению к зоне квадратичного сопротивления трению происходит при числе Рейнольдса Re_mp = 11 (2K/D)^-15.

Приняв Q в млн. м³/сут, D — в мм, ^ — в Па-с, получим Reпер = 17,75(Qр / D|i).

Для расхода, соответствующего Re^_p, найдем Q = = 0,219 - 10^-3(D²'> / K^up) или при К = 0,03 мм Q^ = 0,0422 х х D^{2 5}^ / р.

Если Q > Q_пер, то режим течения в данном газопроводе протекает по квадратичному закону. Для учета местных сопротивлений на трассе газопровода (краны, переходы, повороты и т.п.) рекомендуется рассчитанный по приведенным выше формулам коэффициент гидравлического сопротивления увеличивать на 5 %: Х_расч = 1,05Х_т.

С течением времени гидравлическое сопротивление газопровода изменяется. Под воздействием твердых частиц, находящихся в сухом газе, шероховатость может уменьшаться. Наличие в газе влаги и сернистых соединений приводит к внутренней коррозии стенок труб и увеличению шероховатости, что в свою очередь увеличивает коэффициент гидравлического сопротивления. В результате скопления в газопроводе влаги, конденсата, выпадения гидратов значительно увеличивается гидравлическое сопротивление. Изменение гидравлического сопротивления газопровода по сравнению с проектным характеризуется коэффициентом эффективности

E = ^Х т = ^QФ У ^Х ф ^Qт

где Х_т, Хф — теоретическое и фактическое значения коэффициента гидравлического сопротивления; Qф, Q_т — фактическая и теоретическая пропускные способности газопровода.

При наличии на трассе газопровода кранов с меньшим условным диаметром, чем диаметр газопровода, пропускная способность уменьшится и составит (%)

m =

₊⁺1

1 + Ьр

X -

Коэффициенты местного сопротивления кранов, устанавливаемых на газопроводах из труб разного диаметра

D, мм		Z
газопровод	кран	Z
500	500	2,3
700	700	3,9
800	700	8,8
1000	700	12,7
1000	1000 (шаровой)	2,5

где X = Z _кр — n — гидравлическое сопротивление крана (табл.

6.3), n — число кранов на трассе.

6.3.4. РАСЧЕТ СЛОЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Сложными принято считать все газопроводы, отличающиеся от однониточных постоянного диаметра. Гидравлический режим таких газопроводов можно определить при расчете простого эталонного газопровода путем введения коэффициента расхода, который является конструктивной его характеристикой.

Для простых газопроводов коэффициент расхода

D⁵X₀

DqX

где D₀, X₀ — соответственно диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления эталонного газопровода.

При режиме течения по квадратичному закону и одинаковой эквивалентной шероховатости сравниваемых газопроводов К_р = (D/D₀)²⁵. Подсчитанные по этой формуле значения коэффициента расхода приведены в табл. 6.4. Коэффициент расхода сложных газопроводов является функцией коэффициента расхода простых газопроводов, входящих в их состав.

Коэффициент расхода однониточного газопровода, состоящего из нескольких участков разного диаметра,

0,5

ТАБЛИЦА 6.4

Коэффициенты расхода простых газопроводов при D₀ = 1 м

Диаметр газопровода, м	Коэффициент расхода при толщине стенки газопровода, мм
Диаметр газопровода, м	6	7	8	9	10	11
0,426	0,101	0,100	0,0985	0,0973	0,096	0,0945
0,529	0,181	0,179	0,177	0,175	0,173	0,171
0,720	0,408	0,405	0,402	0,398	0,396	0,394
0,820	0,574	0,570	0,567	0,563	0,560	0,556
1,020	—	1,01	1,02	1,005	1,00	0,995
1,220	—	1,63	1,62	1,615	1,61	1,600

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 6.4

Диаметр газопровода, м	Коэффициент расхода при толщине стенки газопровода, мм
Диаметр газопровода, м	12	13	14	15	16
0,426	0,0935	0,0923	0,0913	0,090	0,089
0,529	0,170	0,168	0,166	0,164	0,163
0,720	0,391	0,388	0,385	0,382	0,379
0,8320	0,553	0,550	0,546	0,543	0,540
1,020	0,998	0,983	0,976	0,972	0,970
1,220	1,590	1,585	1,580	1,575	1,570

где l_u Kpi — длина и коэффициент расхода i-ro участка (i = = 1, 2,..., n); L — общая длина сложного однониточного газопровода.

Пропускная способность сложного однониточного газопровода

Q = А^Гтт²- Do⁵Kp,

|| ^Л o^L

где К_р — коэффициент расхода, определяемый по формуле

(7.22).

Коэффициент расхода параллельных газопроводов (с общей, конечной и начальной точками)

К_р =

i = 1

где K_pi — коэффициент расхода i-го параллельного газопровода.

Пропускная способность таких газопроводов

Коэффициент расхода многониточного газопровода с линейными участками разного диаметра

0,5

^кр =

где m — число параллельных линий; n — число участков разного диаметра на каждой линии.

Количество газа, перекачиваемого по г-й нитке системы параллельных газопроводов,

^Qi = ^Qобщ^Kpi^/(Kp1 + ^Kp2 + ... + ^Kpn^),

где K_pi — коэффициент расхода расчетной нитки; К_р1, ..., K_pn — коэффициенты расхода остальных ниток системы.

Эффективным средством увеличения пропускной способности участка газопровода является прокладка параллельных линий газопровода (лупингов). При заданной степени увеличения пропускной способности газопровода х = Q*/Qo необходимая длина лупинга

¹ (1 -х²),

1 - w

где 1_л, L — длина соответственно лупинга и основного газо

провода; w = 1 /

1 +

отношение гидравлического

уклона на участке с лупингом к уклону в основной магистрали при квадратичном законе сопротивления (D_K — диаметр лупинга; D_H — диаметр магистрального газопровода). При Dл = D_M w = 0,25 и

l 4 ₂

6.3.5. СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ГАЗОПРОВОДА И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов оборудуют центробежными нагнетателями с приводом от газовых турбин или электродвигателей. Основные параметры применяемых газоперекачивающих агрегатов приведены в табл. 6.5.

ТАБЛИЦА 6.5

Основные параметры газоперекачивающих агрегатов (ГПА), применяемых на КС

	Рабочее		Номинальные параметры
Тип привода	давление, 10⁵ Па	Марка нагнетателя	подача, млн. м³/сут	сте пень сжатия	мощ ность, МВт
Электродвигатель СТД-4000-2 Газовые турбины:	56	280-12-7	11	1,25	4
ГТН-6	56	Н-6-56	20	1,23	6
ГТН-6	76	Н-6-76	19	1,23	6
ГТК-10-4	56	520-12-1	29	1,25	10
ГТК-10-4	76	370-18-1	37	1,25	10
ГТК-16	56	Н-16-56	52	1,25	16
ГТК-16	76	Н-16-76	52	1,25	16
ГТН-16	76	Н-16-76/1,75	52	1,52	16
ГТН-16	76	Н-16-76/1,37	40	1,37	16
ГТН-16	76	Н-16-76/1,44	32	1,44	16
ГТН-25	76	650-21-2	53	1,44	25
ГПА-Ц-6,3 (с авиадвигателем НК-12СГ)	56		10	1 ,45	6

6.4. НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ТРУБОПРОВОД

При расчете трубопроводов учитывают нагрузки и воздействия на них в процессе сооружения, испытания и эксплуатации. В зависимости от времени воздействия нагрузки подразделяются на постоянные и временные (длительные, кратковременные, особые).

К постоянным нагрузкам и воздействиям относятся: вес единицы длины трубопровода

Ятр = ⁿ,Pcg -^{(D - d},^{2) и
л}Д:р⁵рд ^и а²⁴⁷^

где n_B = 1,1 — коэффициент перегрузки от собственного веса трубопровода; р_с — плотность стали; д — ускорение свободного падения; D_m D_в — наружный и внутренний диаметры трубопровода; 6 — толщина стенки трубы;

вес изоляционных материалов и различных устройств, которые могут быть в трубопроводе, при расчете надземных переходов принимают равным 10 % собственного веса трубы; давление грунта на трубопровод

?гр = ^рд^

где п_г = 1,2 — коэффициент перегрузки; р_с — плотность грунта; h — средняя глубина заложения, считая по оси трубопровода;

гидравлическое давление воды, определяемое весом столба воды над рассматриваемой точкой (с коэффициентом перегрузки 1,0)

q, = р_вдК

где р_в — плотность воды; h_B — высота столба воды;

воздействие предварительного напряжения, создаваемого за счет упругого изгиба на поворотах трубопровода. Продольные напряжения, возникающие в трубопроводе от упругого изгиба, (с коэффициентом перегрузки 1), определяют по формуле

^а п = ± U'

где Е — модуль упругости (для стали Е = 2,1-10⁵ МПа); R — радиус упругого изгиба трубопровода.

К временным нагрузкам и воздействиям относятся следующие.

1. Внутреннее давление, создающееся в стенках трубопровода вследствие кольцевых а_кц и продольных а_пр напряжений,

PD_B . _

^а кц = ⁿp ^;
апр

где n_p — коэффициент перегрузки для давления (равный 1,15 для нефтепроводов диаметром от 700 до 1400 мм с промежуточными нефтеперекачивающими станциями без подключенных емкостей и 1,1 — в остальных случаях); ^ — коэффициент Пуассона (коэффициент поперечной деформации); для стали ^ = 0,3.

Для "полубесконечного" трубопровода (с заглушкой на одном конце перед поворотом)

„ ^pD,

^а пр =

2. Вес продукта на единице длины трубопровода в газопроводе

qпр “ ⁿpP^DB²¹⁰'⁶.

нефтепроводе

™d2

q пр = Рн д—-

где р — давление газа; n_p — коэффициент перегрузки; р_н — плотность нефти (нефтепродукта).

3. Температурные воздействия вызывают в защемленном трубопроводе продольные напряжения

a_t = ± aEAt,

где а — коэффициент линейного расширения материала труб (для стали а = 0,000012 1/°С); At — расчетный перепад температур. Для подземных трубопроводов At = t_э — tф, где t_э — максимальная (или минимальная) температура стенок трубопровода при эксплуатации; tф — наименьшая (или наибольшая) температура при сооружении трубопроводов; нормативный температурный перепад принимается в расчетах не менее 40 °С, для надземных — не менее 50 °С.

К кратковременным нагрузкам (продолжительностью от нескольких секунд до нескольких месяцев) относятся следующие.

Снеговая нагрузка на единицу длины трубопровода

qc = ^псРсн^¹⁰~⁴

где п_с = 1,4 — коэффициент перегрузки; р_сн — нормативная снеговая нагрузка, приходящаяся на 1 м² горизонтальной проекции трубопровода, Па.

Снеговую нагрузку определяют по формуле

^рсн ^Р0^ёсн,

где Р₀ — вес снегового покрова на 1 м² горизонтальной поверхности земли; С_сн — коэффициент перехода от веса снегового покрова к снеговой нагрузке на одиночный трубопровод.

^qn иМп,

где Ь_н — наибольшая толщина слоя льда за пятилетний период. п_п — коэффициент перегрузки.

Ветровая нагрузка на 1 м трубопровода, действующая в перпендикулярном направлении к осевой вертикальной плоскости,

я, = (Ясн + qдн)Dн,

где Я_сн — нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки. я_дн — нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки.

Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений при расчете на прочность определяют по формулам

_R = ^Кн1^т . _R = ^Кн2^т

R-1 = -. U2--,

K1^ K2Kн

где и_н1 — расчетное сопротивление по пределу прочности. и_н2 — расчетное сопротивление по пределу текучести. m — коэффициент условий работы трубопровода, определяемый в зависимости от его категории. К₁, К₂ — коэффициенты безопасности по материалу. К_н — коэффициент надежности.

Коэффициент К₁ для различных труб изменяется от 1,34 до 1,56, а К₂ — от 1,1 до 1,2. Коэффициент надежности К_н зависит от диаметра трубопровода и рабочего давления и изменяется от 1,0 до 1,15.

6.4.1. РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБОПРОВОДА

Толщину стенки трубопровода 6 при известном внутреннем рабочем давлении р определяют по формуле

6 = ⁿpP^Dн

2R1 + n_p)

где п_р — коэффициент перегрузки по давлению. R₁ — расчетное сопротивление материала трубы, определяемое исходя из предела прочности.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений в трубах толщину стенки следует определять по формуле

2⁽^1^R1 + ⁿp⁾

где ^₁ — коэффициент, учитывающий напряженное состояние металла труб при сжимающих продольных осевых напряжениях.

где а_прЫ — значение продольных сжимающих напряжений,

^апpN ^апр( + ^апpp ^{( aEAt} + ^^кц) < ⁰.

При действии продольных сжимающих напряжений толщину стенки трубопровода определяют после нескольких операций, так как в выражение для а_кц входит неизвестное значение толщины стенки. Полученная в результате расчета толщина стенки округляется до ближайшей большей по сортаменту на трубы. Принятое ее значение должно быть не менее 1/140 значения наружного диаметра (не менее 4 мм).

6.4.2. ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ И НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Прочность подземных трубопроводов и надземных, проложенных в насыпи, проверяют по условию

(6.23)

где "ф₂ — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при растягивающих осевых продольных напряжениях, т.е. при а_прМ > 0 коэффициент ^₂ = = 1, а при сжимающих продольных осевых напряжениях, когда а_прМ < 0, коэффициент ^₂ определяют по формуле

где а_кц — кольцевые напряжения от внутреннего давления.

Продольные осевые напряжения а_прМ от нагрузок и воздействий на трубопровод определяют с учетом упругопластической работы металла труб.

С учетом нагрузок в зависимости от внутреннего давления, температурных воздействий и действия упругого изгиба при отсутствии продольных и поперечных перемещении, просадок и пучения грунта продольные напряжения определяют из выражения

ЕВ_н

, — п н /\т -t- ^н

-'кц

апрм = ^а_Кц - aEAt ± (6.24)

где R_min — минимальный радиус упругости изгиба.

Для трубопроводов, прокладываемых в раИонах горных выработок, продольные осевые растягивающие напряжения рассчитывают по формуле

QJ (. л1„ ,

- "ЛйГ*^{1 - c}“-f -,

где Q₀ — интенсивность силового воздействия деформации грунта; t_K — длина зоны срыва грунта относительно трубы в растянутоИ зоне; 1 — длина зоны растяжения.

Деформации трубопроводов проверяют следующим образом:

^ан.пр ^{- ф} 3--- ^н2;

^Кп

ан.кц - К-Ян2, (6.25)

^Кп

где а н.пр — максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздеИствиИ; а_нкц — кольцевые напряжения от нормативного (рабочего)

давления, определяемые по формуле а_нкц - Р^; С — коэф-

фициент, принимаемый равным 1 для трубопроводов III и IV категории, 0,85 — для трубопроводов I и II категории и 0,65 — для категории В; ф_з — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (а_нпр > 0) ф_з = 1, а при сжимающих (а_нпр < 0) ф_з определяется по формуле

¦0,5 ~~^ан'^кц~~— R*

Кп ^н2

1 - 0,75

Ф 3 -

С«н2

Кп ^н2

Общую устойчивость подземных трубопроводов в продольном направлении проверяют в плоскости наименьшей жесткости системы по следующему условию:

где S — эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемое по формуле

S = (^а_кц + aEAt)F;

N_Kp — продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода; F — площадь поперечного сечения стенок трубы.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов

(6.27)

где q,^ — сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы; р₀ — сопротивление грунта продольному перемещению трубы на единицу длины трубопровода; J — момент инерции трубы.

При этом

^p0 ^п-Он^Тпр; ^Тпр ^ргр^^дфгр + ^ё]

где т_пр — предельное сопротивление грунта сдвигу; ф_гр — угол внутреннего трения грунта; С_гр — коэффициент сцепления грунта; р _гр — среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом.

Проверку против всплытия подводных трубопроводов, прокладываемых на переходах через водные преграды и на обводненных участках, производят по условию

^Б > ^Км[-^н.в^ + ^Бизг + ^Бпр.с ^р ^оп], ⁽⁶.²⁸⁾

где Б — необходимое значение пригрузки (вес балласта под водой) или расчетного усилия анкерного устройства на единицу длины трубопровода; К_м — коэффициент безопасности по материалу, равный для анкерных устройств 1, для железобетонных грузов 1,05, при сплошном обетонировании трубопровода в опалубке 1,07, при сплошном бетонировании 1,1 и при балластировке грунтом 1,2; К_нв — коэффициент надежности при расчете устойчивости трубопроводов против всплытия, равный 1,05—1,1; q_H — расчетная выталкивающая сила воды (с учетом изоляции); q — расчетный вес трубопровода с футеровкой и изоляцией на воздух; Б_прс — расчетная пригрузка, необходимая для изгиба трубопровода по дну траншеи; Б_изг — расчетная пригрузка, необходимая для предотвращения подъема трубопровода на криволинейных участках в вертикальной плоскости под воздействием внутреннего

давления и температурных воздействий. я_доп — вес перекачиваемого продукта, дополнительных устройств на трубопроводе и обледенения трубы в воде.

Выталкивающая сила воды на единицу длины трубопровода определяется по формуле

Я в = М^Рвд^, где р_в — плотность воды.

6.5. ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ

При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давление в процессе разработки непрерывно уменьшается. В определенный момент давления становится недостаточно для подачи газа потребителю с заданным расходом, хотя остаточные запасы газа в залежи значительны. Начинается период компрессорной эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС).

При газовом режиме эксплуатации залежи давление в ней и по пути движения газа до промысловой ДКС уменьшается во времени. Подача газа потребителю должна происходить при постоянном давлении. Следовательно, с увеличением объема добываемого из залежи газа давление в приемном газопроводе ДКС будет уменьшаться, степень сжатия газа непрерывно увеличиваться.

Для каждого месторождения можно методами оптимизации определить постоянный годовой отбор газа, число добывающих скважин, мощность привода компрессоров на ДКС, длительность бескомпрессорного и компрессорного периодов эксплуатации, пластовое давление в конце компрессорного периода эксплуатации, при которых получают минимальные эксплуатационные затраты в процессе отбора газа и его подачи в МГ.

Таким образом, эксплуатация промысловой ДКС характеризуется непрерывно изменяющейся степенью сжатия газа, расходом перекачиваемого газа одним компрессором и всей станцией, увеличением числа компрессоров, сложной технологической схемой их компоновки, необходимостью регулирования компрессоров для уменьшения удельной мощности на сжатие газа, сравнительно небольшим сроком работы при эксплуатации газового месторождения с большим начальным пластовым давлением и относительно небольшими запасами газа.

К газоперекачивающим агрегатам для промысловых ДКС предъявляются следующие требования: 1) высокий КПД компрессора при широком изменении степени сжатия газа и его расхода. 2) большая степень сжатия газа в одной ступени (агрегата) для уменьшения числа машин, работающих последовательно. 3) большая подача одного компрессора для уменьшения числа машин, работающих параллельно. 4) возможность регулирования подачи и степени сжатия газа в агрегате для полного использования мощности силового привода. 5) небольшие масса на единицу мощности и габариты привода до-жимного компрессора полной автоматизации работы и дистанционного управления. 6) транспортабельность, размещение в легких сооружениях сборного типа. 7) высокая надежность и большой ресурс работы основных элементов. 8) низкий уровень шума и вибраций. 9) высокий уровень заводской готовности и комплектности, блочность исполнения.

Для сжатия газа до заданного давления на промысловых ДКС можно использовать поршневые, центробежные и винтовые компрессоры.

Мощность силового привода (кВт) для политропного процесса сжатия газа в поршневом компрессоре можно рассчитать по формуле политропного процесса

т-1

¹Рв, ^т _{- 1}

(6.29)

* Рп -

N = ^{10 тр}н^цИ п

60 • 102(т - 1)п

где т — показатель политропы. р_в, р_н — абсолютное давление соответственно в выкидном и приемном коллекторах компрессора. У_ц — геометрический объем, описываемый поршнями компрессоров в единицу времени. ^_п — объемный коэффициент подачи газа. п — КПД привода.

IР

-1

(6.30)

* Рн -

где С — относительный объем вредного пространства цилиндра компрессора, доли ед.. z_u, — коэффициент сверхсжи

маемости газа при давлениях и температурах газа соответственно в приемном и выкидном коллекторах компрессора.

Коммерческую подачу поршневого компрессора при стандартных условиях рассчитывают по формуле

Марка ГПА	Мощ ность, кВт	Частота вращения вала, мин^—1	Число цилинд ров двигателя	Наибольшее число цилиндров компрессора	КПД двигате-ля
ГМ-8	440	600	8	4	0,275
10ГКМ	735	300	10	5	0,226
10ГКН	1100	300	—	—	—
10ГКНА	1100	300	10	5	0,295
МК-8	2060	300	8	4	0,36
ДР-12	5500	330	12	6	0,36
6М-25*	4000	375	Электро	6	0,96
			двигатель
КС-550"	400	600	8	4	0,275

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 6.6

Марка ГПА	Абсолютное давление, МПа		Подача газа, млн. м³/сут	Масса, т	Удельная площадь цеха, м²/100 кВт
Марка ГПА	всасыва ния	нагнета ния	Подача газа, млн. м³/сут	Масса, т	Удельная площадь цеха, м²/100 кВт
ГМ-8	3 — 3,5	1,3—1,5	0,12 — 0,17	25,2	6,85
10ГКМ	2,5	5,5	0,55	58,5	—
10ГКН	—	—	—	65	5,13
10ГКНА	3 — 3,8	5,6	0,98—1,25	63,6	—
МК-8	2,5 — 4,3	5,6	1,54 — 5,28	126,8	3,2
ДР-12	3,5 — 4,5	5,5	8,04—13,3	270	2,7
6М-25*	0,25 — 0,45	5,6	0,68 — 0,87	110,6	—
КС-550"	0,40 — 0,45	6 — 6,4	0,07 — 0,08	56,9	—
* Поршневой компрессор с электроприводом.
" Автономная блочная компрессорная станция				с ГМК типа ГМ-8.

Qп - У цп, (6.31)

^z н ^рс^Тн

где 2_с, Т_с, р_с — соответственно коэффициент сверхсжимаемости, температура и давление при стандартных условиях.

В табл. 6.6 приведены основные технико-экономические показатели отечественных поршневых ГПА с газовыми двигателями.

Применение ГМК в общем случае эффективнее, чем использование комбинированных поршневых компрессоров.

Приводом для центробежных компрессоров может служить авиационная турбина НК-12МВ, переоборудованная на газовое топливо. Номинальная мощность этоИ турбины 6300 кВт, номинальная частота вращения вала турбины 8200 мин^—1, диапазон изменения частот вращения 6150 —

Показатель		Тип агрегата
	ГТН-6	ГПА-Ц-6,3/76	ГТН-10	ГПА-10
Мощность, тыс. кВт	6,3	6,3	10	10
КПД ГТУ, %	24	22 — 23	29 — 30	26,5
Температура цикла ГТУ, °С	760	750	780	790
Степень сжатия цикла ГТУ Частота вращения, об/мин:	6	7,8	4,4	10,3
ротора турбокомпрессора	6200	8200	5200	5620, 7660
силового ротора	6150	8200	4800	4800

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 6.7

Показатель			Тип агрегата
	ГТН-16	ГПА-16	ГТН-25	ГТН-25	ГТН-40
Мощность, тыс. кВт	16	16	25	25	40
КПД ГТУ, %	29	30	28	31	31
Температура цикла ГТУ, °С	900		890	1020	950
Степень сжатия цикла ГТУ Частота вращения, об/мин:	11,5		12,5	13	15
ротора турбокомпрессора	6850	—	4340/5050	71 00	4370, 5200
силового ротора	6500	—	3700	5500	3900

ТАБЛИЦА 6.8

Основные геометрические параметры нагнетателей

Нагнета

тель

Тип

колеса

мм

^b2,

мм

Р1, град.

d₂,

мм

Р2, град.

^b2^/D2

Н-300-1,23

Н-6-76

Н-6-56

Н-6-41

Н-6-28

Примет углы накло на выходе г

К-33-38

К-29-34

К-42-32

К-42-35

шие. D₁ — аа лопаток аза; D₂ — д

366

424

диаметр соответ иаметр 1

нагнета ственно олеса н

1теля; pj, р ; b₂ — ши агнетателя

780

900

^— вхо рина кс

34 32

35 35

лной и вы леса нагн

0,051

0,039

0,045

0,072

0,052

ходной

этателя

8500 мин^-1. Центробежный компрессор с авиационным двигателем позволил получить транспортабельный блочный газоперекачивающий агрегат, полностью автоматизированный, обладающий высоким коэффициентом готовности и автономностью, имеющий дистанционное управление. Удельная масса центробежных компрессоров со стационарным газотурбинным приводом составляет 8-19 кг/кВт, с авиационным двигателем — 0,3-0,7 кг/кВт.

Показатели отечественных газотурбинных агрегатов приведены в табл. 6.7. Основные геометрические параметры нагнетателей с потребляемой мощностью 6 тыс. кВт и при давлении на выходе от 28 до 76 МПа приведены в табл. 6.8.

Винтовые компрессоры принадлежат к классу объемных (поршневых) машин, повышающих давление сжимаемого газа уменьшением объема рабочей полости компрессора в цикле сжатия.

Винтовые компрессоры по своим параметрам превосходят поршневые и при тех же значениях подачи и степени сжатия газа имеют меньшие массу и габариты — соответственно в 10—100 и 3—10 раз.

С учетом требований, предъявляемых к ГПА для промысловых ДКС, привод винтового компрессора должен характеризоваться мобильностью, быстрым набором мощности, простотой и надежностью эксплуатации, большой мощностью при незначительной массе, широким диапазоном регулирования по частоте вращения, высокой степенью автоматизации, высокими технико-экономическими показателями при работе на номинальном и переменном режимах, автономностью.

В качестве привода винтовых компрессоров используют авиадвигатели, переведенные на газообразное топливо.

6.6. КЛАССИФИКАЦИЯ И НАЗНАЧЕНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

Распределение газа между коммунально-бытовыми, промышленными и энергетическими потребителями происходит по разветвленным, многокольцевым городским и промышленным системам газоснабжения, включающим газораспределительные газопроводы, газораспределительные станции (ГРС) и газорегуляторные пункты (ГРП).

Из магистральных газопроводов газ поступает на газораспределительные станции (ГРС), а из них в городские газовые сети. Газопроводы распределительных систем по назначению подразделяют на распределительные — для транспортирования газа по снабжаемой территории и подачи его промышленным и коммунальным предприятиям и в жилые дома. абонентские — для подачи газа от распределительных сетей к отдельным потребителям. внутридомовые — для транспортирования газа внутри зданий.

В зависимости от рабочего давления газопроводы таких систем могут быть:

низкого давления — при непосредственном присоединении потребителей к газовым сетям давление в них не должно превышать 2 кПа при подаче искусственного газа, 3 кПа при подаче природного газа, 4 кПа при подаче сжиженного газа (если бытовые или коммунальные потребители присоединены через регуляторы давления, то давление в таких газопроводах может быть повышено до 5 кПа).

среднего давления — от 5 кПа до 0,3 МПа. высокого давления — от 0,3 до 1,2 МПа.

Газопроводы высокого и среднего давления (до 0,6 МПа) служат для питания распределительных сетей низкого и среднего давления. Городские газопроводы высокого давления (от 0,6 до 1,2 МПа) являются основными линиями, питающими крупные города, и могут быть кольцевыми или лучевыми. Газ по ним подается в газопроводы среднего и высокого (до 0,6 МПа) давления, а также крупным промышленным предприятиям с давлением газа свыше 0,6 МПа.

По числу ступеней давления газовые сети — основной элемент городских систем газоснабжения — могут быть двухступенчатыми (из сетей низкого и среднего или низкого и высокого давления — до 0,6 МПа). трехступенчатыми (из сетей низкого, среднего и высокого — до 0,6 МПа — давления) и многоступенчатыми (из сетей и газопроводов низкого, среднего, высокого — до 0,6 МПа — и высокого — до 1,2 МПа — давления.

Для крупных и средних городов все сети проектируют кольцевыми, а для мелких городов сети могут быть лучевыми. Диаметры распределительных газопроводов обычно находятся в пределах 50 — 400 мм. Газорегуляторные пункты и газораспределительные станции располагают в отдельно стоящих зданиях с отоплением и вентиляцией, ГРП — в центре питаемой ими зоны. Пропускная способность ГРП составляет 100 — 3000 м³/ч, а оптимальный радиус действия 400 — 800 м.

6.6.1. ОБОРУДОВАНИЕ И СХЕМЫ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ И ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ

Регулятор типа РДУК — непрямого действия, максимальное давление газа на входе составляет 1,2 МПа, на выходе от

0,0005 до 0,6 МПа, пропускная способность от 1000 до 12 000 м³/ч.

Рис. 6.4. Принципиальная схема регулятора типа РДУК:

1 — линия подачи газа к регулятору; 2 — регулятор-за-датник; 3 — пружина; 4 — клапан; 5 — регулировочная пружина; 6, 7 — мембра

ны; 8 — линия задания; 9 — демпферное дроссельное

устроИство; 10 — линия

сброса газа; 11 — линия регулируемого давления

Рис. 6.5. Типовая схема ГРС с регуляторами давления прямого действия

типа РД:

1 — одоризационная установка; 2 — входноИ пневматическиИ кран; 3 — узел очистки; 4 — узел подогрева газа; 5 — блок автоматического управления краном; 6 — редуктор-задатчик; 7 — регулятор прямого деИствия; 8 — узел замера количества газа; 9 — трехходовоИ кран; 10 — предохрани-тельныИ клапан; 11 — изолирующие фланцы

Применяют следующие типоразмеры регуляторов РДУК: 2-50, 2-100, 2-200.

На ГРП и ГРС систем газоснабжения используют также регуляторы давления типа РД с усиленным элементом "сопло-заслонка", двухимпульсныИ регулятор РДД, изодромные и двухимпульсные регуляторы давления со своИствами изодром-ного типа РДДИ. Технологическая схема ГРП, оборудованная регулятором типа РДУК, показана на рис. 6.4.

Рабочая линия Обводная линия

?Х|-М-

Рис. 6.6. Схема АГРС:

1 — подогреватель газа. 2 — пневматический узел управления (импульсный механизм). 3 — пневматический кран. 4 — висциновый фильтр (малогабаритный). 5 — регулятор давления прямого действия. 6 — регулятор низкого давления. 7 — сбросный клапан. 8 — предохранительный клапан. 9 — одо-

ризатор. 10 — счетчик

В схеме предусмотрены обводная (байпасная) линия на случай аварии, предохранительный сбросной клапан, контрольно-измерительные приборы. Узел регулирования состоит из отключающего устройства, фильтра, предохранительного запорного клапана, регулятора "после себя”, отключающего устройства.

Газораспределительные станции устанавливают в конце магистральных газопроводов и на отводах от них к крупным центрам потребления.

Газ, поступающий на ГРС из магистрального газопровода, проходит через входной кран узла отключения, поступает на блок очистки и затем направляется по двум или трем параллельным линиям редуцирования, оборудованным регулирующими клапанами. После регуляторов давления газ проходит через расходомерное устройство, в него добавляют одорант, после чего он поступает в распределительную сеть. Одна из типовых схем ГРС с регулятором прямого действия типа РД показана на рис. 6.5.

При пропускной способности в пределах 10—150 тыс. м³/ч широко применяют типовую ГРС в блочно-комплектном исполнении, состоящую из пяти блоков заводского изготовления (блоков отключающих, устройств очистки, редуцирования, одоризационной установки). Для небольших потребителей (колхоз, совхоз, небольшой завод и т.п.) применяют автоматизированные ГРС типа АГРС с пропускной способностью от 1200 до 10 000 м³/ч (рис. 6.6).

Очистку газа на ГРС от механических примесей производят в масляных или циклонных пылеуловителях и в висцино-вых фильтрах. Для предотвращения образования гидратов при редуцировании на ГРС влажного газа он подогревается в теплообменниках. Иногда применяют регуляторы давления с обогреваемым корпусом. Для одоризации природного газа (т.е. придания ему специфического запаха) используют этил-меркаптан (С₂Н₅8И), добавляемый в газ в количестве 16 г на 1000 м³ (при 0 °С и 0,1 МПа). Одоризация производится при помощи капельных автоматических устройств или барботаж-ных одоризаторов. Для снижения уровня шума и уменьшения вибрации линии редуцирования покрывают вибропоглощающим покрытием.

6.6.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИМ РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Расчет распределительных газопроводов проводят для стационарного режима, в этом случае основная система уравнений имеет вид

; pw = const; ^p _ zRT,

др _ Xpw ² dx 2D

(6.32)

где X — коэффициент гидравлического сопротивления; w — скорость газа; D — внутренний диаметр трубы.

После интегрирования системы (6.32) и приведения расхода газа к нормальным условиям получаем основное уравнение для расчета распределительных сетей при изотермическом режиме

(6.33)

где р₀, р₀, Т₀, z₀ — соответственно плотность, давление, температура и коэффициент сверхсжимаемости газа при нормальных условиях.

Для распределительных газопроводов, в которых давление не превышает 1,2 Мпа, а температура газа близка к 0 °С (273 К), можно принять z = z₀ = 1, Т = Т₀. Поэтому для распределительных газопроводов высокого и среднего давления уравнение (6.33) примет вид:

(6.34)

Рис. 6.7. Схемы разветвленных (Ф, • ) и кольцевых (Ф', •' ) сетей

Для расчета газопроводов низкого давления применяют формулу

Pн ^- Рк _ ^0,81X 5 Р0¹^,

(6.35)

D⁵

которую получают из (6.34) путем разложения квадрата разности давления, полагая р_ср = р₀.

Расчетный расход газа в распределительном газопроводе с отбором газа

Q_T + 0,55Q ,

(6.36)

Q р

*расч ¹ пут'

где Q_т — транзитный расход газа; Q^ — отбор по пути.

Распределительные газовые сети могут по конфигурации быть тупиковыми (с односторонним входом газа в любой участок) и кольцевыми — с наличием замкнутых контуров (рис. 6.7).

При кольцевании распределительных газопроводов повышается надежность газоснабжения.

Разветвленная газовая тупиковая сеть при т неизвестных диаметрах участков и потере давления на этих участках рассчитывается по следующей системе уравнений:

^ЛР _ ^a~T ¹i - У ^ЛР _ ^ЛРт.

(6.37)

I _ 1

где Лр_г- — потеря давления на z-м участке; а — коэффициент; D_ir 1_t — соответственно диаметр и длина i-го участка; а, в —

показатели, зависящие от режима течения газа (для квадра-тичноИ зоны а = 2; в = 5,25, для зоны Блазиуса а = 1,75; в = 4,75); к — число разветвлениИ, отходящих от точки питания; Ap_m — расчетныИ перепад давлениИ на каждом ответвлении.

В системе (6.37) число лишних неизвестных равно числу узлов с незаданным давлением. Для замыкания этоИ системы уравнениИ используют дополнительное условие минимизации капитальных затрат на сооружение сети

Кольцевые газовые сети рассчитывают по уравнениям типа уравнениИ Кирхгофа для электрических цепеИ:

Q - 0; У Ар, - 0,

(6.38)

конца

узла

т.е. алгебраическая сумма всех потоков газа, сходящихся в узле, и алгебраическая сумма перепадов давлениИ в замкнутом контуре (кольце) должны быть равны нулю. Поскольку газовые сети в городах рассчитывают на заданныИ перепад давлениИ, к (6.38) надо добавить уравнения, аналогичные второму уравнению в (6.37), где к — число разветвленных потоков. При расчете кольцевых сетеИ высокого и среднего давления для обеспечения большеИ надежности газоснабжения после определения диаметров их проверяют на пропуск необходимых количеств газа при наиболее напряженных режимах работы.

6.7. ВЛИЯНИЕ ВОЛНОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ТРУБОПРОВОДОВ

6.7.1. ВОЛНОВЫЕ ЭФФЕКТЫ В ЗАМКНУТЫХ ОБЪЕМАХ ИЛИ ПРОХОДНЫХ СЕЧЕНИЯХ ТРУБОПРОВОДОВ

При исследовании динамического поведения взвесеИ мелкодисперсных включениИ в жидкостях, заполняющих ограниченным объем или зону проходного сечения трубопровода, по которому распространяются волны, удалось выявить ряд своеобразных форм движения включениИ относительно жидкости:

односторонне направленное движение включениИ, обусловленное неоднородностью возбуждаемых в среде волновых полей, а также нелинейной связью между скоростями и напряжениями в жидкости, с одной стороны, и силой, действующей со стороны жидкости на включения, с другой.

возникновение устойчивых и неустойчивых положений равновесия мелкодисперсных элементов, которые обусловливают их локализацию в ограниченных зонах среды, причем местонахождение этих положений определяется способом возбуждения волн.

возникновение устойчивых периодических режимов движения включений по замкнутым траекториям, сопровождающееся перераспределением среднего давления в среде.

образование пространственно-периодических слоистых структур в системах, содержащих смеси жидкостей с различными механическими и реологическими свойствами.

Условия существования всех перечисленных форм движения и их устойчивости определяются амплитудами и частотами внешнего воздействия, а также геометрическими и физическими параметрами конкретных систем. Особое значение имеет тот факт, что в процессе движения параметры систем самопроизвольно перестраиваются таким образом, что приближаются к резонансным значениям, при которых для поддержания исследуемых режимов требуются минимальные энергозатраты.

Осуществление выявленных форм движения в промышленных условиях дало возможность предложить ряд принципиально новых высокоэффективных технологий, основанных на волновых принципах, для процесса транспортирования, разделения и перемешивания суспензий, эмульсий, а также газонасыщенных жидкостей.

Явление изменения распределения среднего давления в замкнутых объемах, которые можно рассматривать как модели скважин, может быть использовано для управления профилями приемистости или нефтеотдачи с целью повышения эффективности эксплуатации скважин.

Эффекты разделения находят свое приложение в технологических процессах подготовки нефти.

Эффекты транспортировки могут быть использованы для интенсификации газлифтного метода нефтедобычи.

Технологии, использующие установленные волновые эффекты, существенно превосходят по своей эффективности и известные ультразвуковые и вибрационные. Для их реализации и широкого внедрения в настоящее время создается специальный комплекс машин и аппаратов.

6.7.2. ВОЛНОВЫЕ ПРОЦЕССЫ В ПОТОКАХ МНОГОФАЗНЫХ СРЕД. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

Волновые процессы в потоках многофазных сред (например, в трубопроводных системах) могут быть обусловлены внешними воздеИствиями или иметь автоколебательную природу, т. е. возникать вследствие потери устоИчивости стационарных течениИ жидкости, газа или пара.

Исследование механизмов этих процессов проводили исходя из решения модельноИ задачи о течении вязкоИ несжи-маемоИ жидкости в трубопроводе с податливыми стенками.

Механизм потери устоИчивости стационарных течениИ вязкоИ жидкости по трубопроводу с податливыми стенками обусловлен сложными процессами перекачки энергии от потока жидкости к стенкам трубопровода. Выявление его позволило установить значения параметров, определяющих упру-годемпфирующие своИства стенок трубопровода, при которых возмущения либо стабилизируются, либо, наоборот, дестабилизируются.

Были изучены процессы распространения акустических возмущениИ, обусловленных вынужденными колебаниями, источником которых являются насосы трубопровода, а также нестационарными процессами, связанными с перекрытием сечения трубопровода. Предложены инженерные методы оценки уровня вибрациИ трубопровода, обусловленных указанными причинами в условиях многократных акустических резонансов.

Рассмотрено влияние специальных устроИств, стабилизаторов волновых процессов, на возмущения. Показано, что предложенные устроИства являются универсальным средством, позволяющим снизить уровень пульсациИ давления и расхода в трубопроводах и тем самым значительно повысить их надежность и долговечность.

По результатам проведенных исследованиИ предложен и осуществлен на деИствующих промышленных трубопроводах различного назначения (нефтепродуктопроводы, паропроводы энергетических установок АЭС, магистральные нефте- и газопроводы) ряд мер, способствующих повышению их эффективности и надежности. В частности, созданы стабилизаторы, значительно снижающие гидроудар, которыИ возникает при быстром перекрытии сечения нефтепродуктопровода, а также уровень пульсациИ давления на магистральном нефтепроводе за компрессорноИ или насосноИ станциеИ.

Таким образом, на основе проведенных исследований разработаны научные основы нового направления технологии — волновой технологии многофазных систем.

Волновая технология, обладая всеми положительными чертами традиционной вибротехники и ультразвуковой технологии, имеет ряд преимуществ, среди которых важнейшими являются уменьшение энергозатрат, ускорение протекания технологических процессов и повышение эффективности. Первое из них может быть осуществлено при использовании резонансных режимов движения систем, а второе и третье — за счет широких возможностей управления процессами и проведения их в оптимальных условиях.

6.8. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА

Экономику трубопроводного транспорта газа характеризует ряд показателей: объем реализуемой продукции, себестоимость, рентабельность, производительность труда, фондоотдача, энерговооруженность, капиталоемкость, металлоемкость и др.

Объем реализуемой продукции, или объем товарного газа, отличается от объема поступления газа в начальном пункте газопровода на значение технологических потерь и затрат топливного газа. Расход топливного газа в связи с увеличением дальности транспорта, мощности компрессорных станций и роста числа агрегатов с газовым приводом возрастает.

Технологические потери, составляющие примерно 1 %, включают затраты газа на производство ремонтных работ отдельных участков газопроводов, ликвидацию аварий, заправку метанольных устройств, продувку пылеуловителей, конденсатосборников, работу пневмокранов, пневморегуляторов и других контрольно-измерительных приборов, очистку загрязненных участков газопроводов, утечки газа из арматуры, конденсатосборников, коммуникаций и аппаратов компрессорных станций и газораспределительных станций, а также на скрытые потери вследствие фазовых превращений природного газа в процессе транспортировки.

Себестоимость — денежные затраты (прямые и накладные) на транспорт и реализацию газа. Прямые затраты включают заработную плату рабочих основных и вспомогательных производств с отчислениями на социальное страхование, стоимость топлива, электроэнергии, затраты на материалы, отчисления на амортизацию линеИноИ части и компрессорных станциИ, затраты на текущиИ ремонт и прочие прямые затраты. Накладные расходы связаны в основном с управлением производством и включают заработную плату административно-управленческого персонала, командировочные расходы, затраты на организацию производства работ и прочие расходы.

Себестоимость определяется в расчете на объем транспортируемого газа, объем товарного газа и величину транспорт-ноИ работы.

Прибыль служит основным показателм эффективности предприятиИ. Определяется как разница между доходом от реализации товарного газа и себестоимостью его транспорта, а также покупноИ стоимостью газа в начальном пункте трубопровода.

Определенная таким образом прибыль называется балансовой Расчетная прибыль отличается от балансовоИ на значение выплаты в бюджет за основные производственные фонды и оборотные средства, а также величины платы за пользование банковским кредитом.

Оставшаяся после выплат в бюджет часть прибыли остается в распоряжении предприятия.

Показатель рентабельности непосредственно связан с прибылью и определяется отношением прибыли к среднего-довоИ стоимости основных производственных фондов и оборотных средств. Таким образом, масса прибыли и стоимость основных фондов определяют уровень рентабельности.

Повышение рентабельности может быть обеспечено в результате снижения себестоимости транспорта газа, роста производительности труда, улучшения использования основных производственных фондов и т.д.

Производительность труда измеряется объемом транс-портноИ работы, отнесенноИ на одного работника. Неуклонное повышение производительности труда является экономическим законом и главным источником роста производства.

Повышение производительности труда обеспечивается благодаря техническому прогрессу: увеличению рабочего давления и диаметра газопроводов, росту единичноИ мощности ГПА, автоматизации и телемеханизации технологических процессов, внедрению автоматизированных систем управления и др.

Фондоотдача — обобщающий показатель использования основных фондов, характеризующий транспортную работу (или объем транспортируемого газа) на каждый рубль производственных фондов. Для расчета этого показателя объем транспортной работы (или подачи газа) делится на среднегодовую стоимость основных производственных фондов.

Обратным фондоотдаче является показатель фондоемкости.

Главный источник формирования основных фондов магистрального транспорта газа — государственные капитальные вложения, что позволяет создать более мощные, оснащенные передовой техникой транспортные предприятия, обеспечить рациональное размещение и структуру газопроводных систем.

Стоимость основных фондов с течением времени в результате морального и физического износа уменьшается. Для их возмещения создается амортизационный фонд. С этой целью введены нормы амортизационных отчислений, которые состоят из нормы на полное восстановление основных фондов (реновацию) и нормы на капитальный ремонт.

Энергоемкость характеризует расход энергии на выполнение единицы транспортной работы. В качестве измерителя используется также объем товарного или транспортируемого газа.

Экономия энергоресурсов обеспечивается за счет улучшения подготовки газа к транспорту, повышения гидравлической эффективности газопроводов, оптимизации загрузки ГПА.

Показатель капиталоемкости — отношение капитальных вложений к объему транспортируемого газа или транспортной работы. В расчете на объем транспортируемого газа этот показатель возрастает, а в расчете на величину транспортной работы имеет тенденцию к некоторому снижению.

Металлоемкость характеризует удельные металловложе-ния на объем транспорта газа или выполненной транспортной работы. Характер изменения этого показателя соответствует в основном характеру изменения показателя капиталоемкости транспорта газа.

Проблему интенсификации транспорта газа и снижения удельных показателей затрат решают в основном в следующих направлениях:

увеличение диаметра газопроводных магистралей;

повышение плотности перекачиваемой среды;

уменьшение гидравлического сопротивления газопровода;

Технико-экономические показатели сооружения газопровода из труб диаметром 1420 мм

Показатели	Давление, МПа
	7,5	12,0
Пропускная способность газопровода, млрд. м³/год:
валовая	29,3	49,5
товарная	28,6	48,5
Масса труб, тыс. т	347	597
Число агрегатов на компрессорных станциях	20	20
Установленная мощность компрессорных станций,	320	500
тыс. кВт
Число АВО	40	60
Установленная мощность АВО, тыс. кВт	5,9	8,9
Относительные удельные показатели, %:
капиталовложения	1 00	93,8
эксплуатационные расходы	1 00	89,5
приведенные затраты	100	92,0
металловложения	1 00	101,5

замена газотурбинного привода на электрический. сокращение расстояния между компрессорными станциями.

повышение надежности отдельных элементов системы газопроводов (табл. 6.9).

Следующее направление интенсификации транспорта газа связано с понижением его температуры. Так, переход к транспорту газа в сжиженном состоянии приводит к снижению металлозатрат в 2,5 — 3 раза, что, учитывая высокую металлоемкость магистрального транспорта газа, существенно меняет весь межотраслевой баланс металла.

Использование технологии транспорта сжиженного газа связано с решением значительного числа сложных технических проблем и прежде всего:

производством труб, удовлетворяющих значительно более высоким требованиям по ударной вязкости.

разработкой и организацией выпуска мощного оборудования для сжижения (охлаждения) газа и его перекачки.

созданием эффективной тепловой изоляции и технологии ее нанесения на трубы в заводских и полевых условиях.

обеспечением требуемого уровня экологической безопасности низкотемпературного транспорта газа.

обеспечением высокой надежности функционирования низкотемпературных трубопроводов.

Транспорт природного газа при температуре от —20 до

— 30 °С обеспечивает увеличение производительности газопровода на 10—12 % и снижение металлозатрат на 15 — 20 %. При охлаждении до —70 °С достигается двукратное увеличе-

ние пропускноИ способности. ЛинеИная часть таких трубопроводов должна быть выполнена с теплоизоляциеИ, что осложняет конструкцию и значительно повышает стоимость строительства.

Программа дальнеИшего технического развития трубопроводного транспорта газа предусматривает комплексное внедрение различных направлениИ научно-технического прогресса. Так, по мере увеличения доли трубопроводов больших диаметров (1220, 1420 мм) будет осуществляться постепенныИ переход на повышенное рабочее давление (до 10—12 МПа) и пониженную температуру транспортируемого газа, внедрение более мощных газоперекачивающих агрегатов установок о х -лаждения. Одновременно будут выполняться мероприятия по снижению гидравлического сопротивления труб (за счет применения внутренних покрытиИ), расширению объемов строительства компрессорных станциИ с электрическим приводом. Замена газотурбинного привода на электрическиИ обеспечит повышение пропускноИ способности газопроводов благодаря сокращению затрат газа на собственные нужды.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 6

1. Стратегия развития газовоИ промышленности России / Ю.И. Боксер-ман, В.Е. Брянских, Р.И. Вяхирев и др. — М.: Энергоатомиздат, 1997. — С. 344.

2. Смирнов В.А., Боксерман Ю.И., Эскин В.И. Единая система газоснабжения и рынок. — М.: ИНЭИ РАН, МТЭА, 1993. — С. 60.

3. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. — М.: Недра, 1984. — С. 487.

4. Управление системами трубопроводного транспортоа / Е.И. Яковлев, В.Ф. Шириков, В.В. Шершков и др. — М.: ВНИИОЭНГ, 1993. — С. 307.

5. Чирсков В.Г., Иванцов О.М., Кривошеин Б.Л. Сооружение системы газопроводов Западная Сибирь — Центр страны. — М.: Недра, 1986. — С. 304.

6. Трубопроводные системы в энергетике / Под ред. Ю.П. Коротаева — М.: Наука, 1985.

7. Иванцов О.М., Двойрис А.Д Низкотемпературные газопроводы. — М.: Недра, 1980. — С. 303.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ ГАЗОВОМ РЕЖИМЕ

6.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ

Методика расчета основных показателей разработки месторождений природных газов обычно сводится к определению изменения во времени: дебитов газовых

скважин, их потребного числа, пластового и забойного давления в скважинах для выбранного темпа отбора газа из залежи при определенном ТРЭС.

Эти показатели можно определить в результате интегрирования дифференциального уравнения

неустановившейся фильтрации газа при соответствующих краевых условиях.

Уравнение материального баланса для газовой залежи при газовом режиме имеет вид

^aWнРн ^aW_HP(t) Тпл ^ _л

+ Рат^Одоб^.

^zh ^z[P^{(t)]
ат} Т_ст

В дифференциальной форме оно имеет вид

p(t)

* aW _н d

Q (t) = —г м

Рат^ ^dt

^Z(P).

Здесь Q*(t) — темп отбора газа (приведенного к

стандартным условиям) из залежи в рассматриваемый момент времени t; W_H — начальный объем порового пространства газовой залежи; а — средняя газонасыщенность; р_н, p(t) и Р_ат — давление соответственно начальное, текущее пластовое к моменту времени t и атмосферное; z_H, z[p(t)] или z(p) — ко — эффициенты сверхсжимаемости соответственно начальный и текущий к моменту снижения давления в пласте до p ; 0_доб(^ — добытое суммарное количество газа из залежи к моменту времени t; Г_пл, Г_ст — температура соответственно пластовая и стандартная; f = Г_пл/Г_ст'

При определении основных показателей разработки используются расчетные технологические режимы эксплуатации скважин.

Расчетный ТРЭС определяют при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед. Исходя из принятого расчетного ТРЭС, находят изменение рабочих дебитов Q(t) пластовых р_пл(^, забойных p_a(t) и устьевых ру( t) давлений во времени t в зависимости от количества отбираемого газа с месторождения в целом 0_доб(^. Эти расчеты в комплексе с технико — экономическими показателями позволяют найти потребное число скважин n(t), установить сроки бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа.

Сущность расчетов состоит в совместном решении уравнения истощения залежи и уравнений притока газа к забою с заданием в последних определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от выбранного ТРЭС.

Определять показатели разработки газовых

месторождений (при некоторых допущениях) можно методом последовательной смены стационарных состояний. Теоретическое обоснование данного метода

применительно к проектированию разработки газовых месторождений дано Б.Б. Лапуком [2] из понятия об удельных объемах дренирования.

Проект разработки залежи природного газа является комплексной работой, включающей в себя решение всех вопросов, связанных как непосредственно с пластовой частью залежи, так и с наземным оборудованием промысла и определением экономической эффективности выбранного и предлагаемого к практическому внедрению варианта.

Естественно, что составление проекта разработки

осуществляется коллективом высококвалифицированных

специалистов самых различных профилей — от геологов до экономистов.

При комплексном проектировании разработки месторождений по известным величинам Q(t) и Py(t) определяют давление газа на входе в установку обработки газа р_пг(^, давление на входе в магистральный газопровод

^рмг( ^t).

Детальное описание расчетных ТРЭС, основанных на использовании двучленного закона притока газа к забою скважин, приводится во многих учебниках и монографиях по добыче и разработке месторождений природного газа [3 — 7 и

др.].

В настоящей книге излагаются методы расчетов исходя из существования двух законов фильтрации — Дарси и трехчленного закона (1.7) и для каждой скважины своего О_ас и энергосберегающего ТРЭС. Раскрывается понятие средней скважины при существовании этих двух режимов фильтрации.

Исторически первым применявшимся в практике разработки месторождений был ТРЭС постоянного процента а от О_св и О_ас [1, 13, 18]

Q(t) _ Q(t)

= а, = const или --= а ₂ = const.

Qoe(t) ¹ Q_a,(t) ²

В связи с этим в историческом аспекте как память о проф. И.Н. Стрижове ниже приводится методика расчета основных показателей разработки для различных ТРЭС при использовании степенной формулы и заданного процента от Осв и Оа.с [1]. Тем более, что такая методика расчета в литературе отсутствовала до 1992 г. [10].

Вторым ТРЭС был предложенный Б.Б. Лапуком режим постоянной скорости фильтрации на забое скважины [2]

Q(t)

-77 = C = const.

Pjt)

Режим постоянной скорости фильтрации на забое применяли в том случае, если имелась опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя и призабойной зоны глинистого раствора и твердых частиц. Этот режим наилучшим образом соответствует оптимальным условиям работы первой ступени сепарации.

В зависимости от геологического строения залежи, прочности породы-коллектора призабойной зоны, опасности подтягивания контурной воды или образования конуса подошвенной воды, газоконденсатной характеристики, наличия дожимной компрессорной станции при проектировании разработки применяли, исходя из справедливости двучленной формулы притока газа к забою скважины, следующие расчетные ТРЭС.

В случае подверженных разрушению пород — коллекторов призабойной зоны и угрозы конусообразования пластовой воды рекомендован режим постоянной допустимой депрессии на пласт:

Рпл( t) - P3(t) = S = const.

Режим постоянного допустимого градиента давления на стенках скважины

Y = [(р(т*г)ср4 + (йгс_рд²]/рз = const,

где ф, ю — коэффициенты, структура которых подробно изложена в работах [5 — 9 и др.].

Режим постоянного градиента давления на стенке забоя скважины характерен для условий эксплуатации залежи, приуроченной к относительно неплотным породам,

способным разрушаться при достаточно больших дебитах газа из скважины. Во избежание этого скважину предлагалось эксплуатировать при градиенте давления на забое менее

допустимого.

Значение градиента давления Y определяли, исходя из результатов исследований скважин и данных опытной эксплуатации для принятого начального дебита газа Q, при котором еще не наблюдается осложнений во время

эксплуатации. В таком случае получают максимальный суммарный отбор газа при минимальном числе скважин. Это обстоятельство в реальных неоднородных коллекторах

приводит к уменьшению газо— и конденсатоотдачи и другим негативным последствиям.

Если залежь приурочена к прочным коллекторам и отсутствует угроза притока пластовой воды, рекомендуется применять режим постоянного дебита газа, т.е. Q = const. Этот режим применяется чаще других, так как он удобен с точки зрения контроля, и применяли как временный для крепких коллекторов до тех пор, пока градиент давления на забое скважины не достигал опасного значения.

Технологический режим Q = const устанавливали обычно в начальный период пробной или опытной эксплуатации. Дебит выбирали с таким расчетом, чтобы не возникало опасной вибрации оборудования на устье скважины. При этом наблюдается рост депрессии в пласте, и с течением времени она достигает больших значений. Если возможны осложнения во время эксплуатации скважины, то при достижении максимально допустимого значения депрессии устанавливали этот ТРЭС Др = const.

При значительном содержании в газе конденсата (С5 + _в) целесообразен режим постоянного забойного давления рз = = const, которое должно быть выше или, в крайнем случае, равно давлению начала выпадения конденсата в пласте. Этот режим применяется при сайклинг — процессе и в тех случаях, когда нежелательно дальнейшее снижение давления ниже некоторого заданного значения (например, при выпадении конденсата или по другим причинам).

Эксплуатация газовых скважин на режиме при рз = const характеризуется резким уменьшением во времени дебита газа, вследствие чего необходимо интенсивно увеличивать число скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения.

Режим, при котором поддерживается постоянное давление на головке р_г = const, является разновидностью режима рз = = const, более удобного для осуществления на практике. Режим р_г = const необходим, например, для осуществления низкотемпературной сепарации (НТС). Режим р_г = const используют на практике при эксплуатации скважин без штуцера, например, когда давление в газопроводе поддерживается постоянным. Если скважина эксплуатируется без штуцера, этому режиму соответствуют максимальные дебиты, которые можно получить со скважин при постоянном давлении в газопроводе.

До ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной станции, а также на завершающей стадии разработки применяется режим постоянного устьевого давления, позволяющий подавать газ на головную компрессорную станцию магистрального газопровода.

6.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ПРИ РАВНОМЕРНОМ РАСПОЛОЖЕНИИ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ПРЕДЕЛЬНОГО ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕГО

ДЕБИТА

Как было показано в [11], в реальных промысловых условиях вместо двучленного закона фильтрации имеют место два режима фильтрации. При относительно небольших дебитах, когда Q < 0_кр, осуществляется линейная фильтрация по закону Дарси (1.2), которая справедлива до определенного критического дебита О_кр:

pL - рЗ = ^aQ.

При дебитах Q > О_кр справедлив трехчленный закон (1.7)

pL ^- р² = ^{aQ -} ь°кр° + ^{b(Q -} °кр1п q~)^q

^Окр

или

PL ^- рЗ = ^{аО -} Ь°кр° + bQ^Q,

— О

где О = О - Q ln-.

^кр О_кр

кр

Рассмотрим новый подход к методике расчета технологических режимов работы скважин по методу последовательной смены стационарных состояний для параметров средней скважины исходя из наличия двух законов фильтрации — Дарси (1.2) и трехчленного (1.7).

При известной зависимости годового отбора газа во времени N(t) добытое количество газа в каждый момент времени

Q доб (t) = jN(t)dt. (6.1)

Величину Одоб^), зная N(t) для периодов нарастающей и падающей добычи, находим методом графического интегрирования этого уравнения, а для периода постоянной добычи, когда N = const, О_доб№ = N(t). Зная О_доб№ из уравнения материального баланса

p™(t) = z^p^ - %^l, (⁶.²)

¦ ^ZH

^f^W_H ОС ^Тст^/рат^Тст,

находим изменение пластового давления во времени р_пл (t) и строим соответствующие графики изменения во времени N(t), Qc5^(t)
и Рпл^(t) .

6.2.1. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН ПРИ Q < Q_KP

Технологический режим предельного энергосберегающего дебита Q^t)

Как показали исследования, этот режим приводит к уменьшению дебита в процессе разработки. Величина Q^t) определяется экспериментально по результатам ежегод — ных исследований, по которым строится зависимость Q(t) на весь период разработки. При отсутствии этих данных она принимается условно по известным по другим месторождениям.

Уравнение притока газа в этом случае будет иметь вид

и далее

Ру№ = ^p_m^(t) - Dp^(t);

2 2 p₃(t) -0Q (t)

кр

где

1); s = 0,03415—--. (6.6)

T z

cp cp

(6.7)

где к_э — коэффициент эксплуатации.

Для предварительной оценки можно условно принимать О_кр = const во времени, тогда он будет подобен режиму Q = = const.

Технологический режим работы скважин О_кр№ соответствует предельному энергосберегающему дебиту скважин, обеспечивающему минимальные потери пластовой энергии.

Расчеты энергосберегающего технологического режима Окр№ целесообразно выполнять при проектировании разработки месторождений. При этом рост числа скважин при режиме О_кр№ компенсируется повышением коэффициента газоотдачи пласта, снижением мощности и отдалением срока строительства ДКС, повышением надежности работы скважин и уменьшением затрат на капитальный ремонт скважин, в связи с уменьшением количества осложнений и аварий скважин.

Сравнительная оценка применяемого сегодня технологического режима эксплуатации скважин Юбилейного месторождения, Ен — Яхинской площади Уренгойского месторождения с режимом О_кр = const показала, что, несмотря на необходимость опережающего бурения значительного числа скважин при режиме О_кр = const, по нему получены более благоприятные технико — экономические показатели. Они получены за счет резкого снижения мощности ДКС, переноса срока их ввода на 7 — 8 лет, т.е. практически на конец периода постоянной добычи газа. При сравнительной оценке не учитывалось повышение

надежности работы скважин при режиме Q^t) или О_кр = const за счет уменьшения количества осложнений и аварий и тем самым снижения затрат на капитальный ремонт скважин. При рассмотрении вариантов с различным числом скважин при режиме Q^t) или О_кр = const продлевается период постоянной добычи и растет коэффициент газоотдачи в условиях упруговодонапорного режима работы залежи, обеспечивая равномерное продвижение воды в пропластках с разной проницаемостью.

Технологический режим постоянной депрессии Ар = const При режиме Ар = const

^АР^[2рпл№ ^-
АР^] = ^a°^(t)
,

откуда

ООО = f^PLW -Ар], (6.8)

^гд^е РплОО находим согласно (6.2).

Соответственно

Pa^(t) = ^p™^{(t) - А}Р (⁶.9)

22 p_c(t )-6Q (t)

Р_v (t) =

(6.10)

а число скважин для периода нарастающей и постоянной добычи

N (t)

n(t) =

(6.11)

365 • k.Q(t)’

где к_э — коэффициент эксплуатации.

Режим постоянного градиента на стенке забоя

^dP

= const

Г=R_r

г=Rc

Y =

^Q(t)Po

где v =

FPз(t)

Подставляя в указанную выше формулу v и считая

Рат

p = —— р_з , получаем

Рат

mp_aT ^Q(t)

kF Pз(t)

Q(t)

Pз^(t)

= A,

Y =

const,

r = R_r

т.е. Y = const при законе Дарси соответствует режиму постоянной скорости фильтрации на забое скважины С = = const:

Q(t) Р_С ^(t)

C =

(6.12)

= const;

№а

Ao =

2pR_Ghk 2R_сln(R_к / RJ

где для плоскорадиальной фильтрации

№ат ^R^

ат к

ln'

pkh R_e

PL^(t)
- Pз^2(t) = ^aQ(t).

откуда, заменяя p² (t ) = Q² (t )/C² согласно (6.12) и решая последнее уравнение относительно Q(t), получаем

aC²

Q(t) =

+ ^c2P^_A(^t) -

где р_пл№ согласно (6.2) и C = const по результатам исследования скважин.

Зная Q(t) из формулы (6.12), определяем

p₃(t)=Q(t)/C.

Зная р_з(t) и Q(t), согласно (6.10) находим ру(() и число скважин из (6.11).

Для случая соблюдения предельного энергосберегающего дебита

Окр

C = --= const.

зкр

Режим постоянного давления на устье скважины р_г = const

Зависимость между забойным давлением и давлением на устье скважины р_г представим в виде

p 2(t ) = p 2 е^2s + 0Q ²(t). (6.13)

Решая его совместно с уравнением притока газа, получаем

д/а^{2 -} 4^[р²_л ^{(t ) -} p^{2е2s]q -} а Q(t) =-20-. (6.14)

Методика расчета состоит в следующем: по известной зависимости N = N(t) строим график Q^c = Q_Дoб(t).

Для заданных значений t согласно (6.2) находим p_m (t) ; по

формуле (6.14) для известных p_HA(t) — Q(t); по формуле

(6.13), зная Q(t), — p₃(t).

6.2.2. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН

ПРИ Q > Q_Kp

Режим постоянной депрессии Др = const

^pL^{(t) -} P₃^2(t) = ^^(t)°^(t) + ^ЬО(ЧО⁽Ч^, (⁶.¹⁵)

где

^^(t) = ^{а - ЬО}кр;

— ОМ

ООО = О(t) - Окр1п—;

^Окр

Q^(t) считается известным из эксперимента. Зная Q^t), определяем аф(^.

Вид уравнения (6.15), исходя из осредненных параметров по толщине пласта, может быть и иной.

Откуда

Ар[2р_пл(^ - Ар] = аф(^О(Ц + ЬОфОф.

(6.16)

Величину P_HA(t) находим из (6.2) по величине О_доб(^. Далее методом итераций для каждого данного значения P_m(t) находим по уравнению (6.16) величину Q(t). Забойные давления р_з(() находим согласно (6.9). Устьевое давление ру(^ определяем согласно (6.10), а число скважин n(t) — из (6.11).

Режим постоянного дебита Q = const

Частным случаем этого режима является режим О_кр = const, когда уравнения (6.15) и (6.16) превращаются в закон Дарси. Для режима Q = const, зная Q, Q в уравнении (6.16) и

P_m(t) согласно (6.2), находим

Рз⁽Ч = V^P-^{(t) -
а}ф^^{)О - ЬО}°. (⁶¹⁷)

Откуда

^АP^(t) = ^PHA^{(t) -} Pз^(t).

Когда Ар(^ = Ар_пр, переходим на другой режим.

Режим постоянного забойного давления р_з = const Исходным уравнением будет уравнение вида

Рпл (t ) - Рз = аф(t)Q(t) + bQ(t)Q(t). (6.18)

^{ЗНая P}HA ^(t) из (6.2) и р_з = const из (6.18), методом итераций находим значения Q(t), соответствующие каждому значению P_ha (t).

Значения Др(^ находим из Др(^ = р_пл (t) — р_з.

Зная Q(t), находим

22 р2 - 0Q² (t)

Р_г ^(t) =

Соответственно n(t) получим согласно (6.11). Частным случаем режима р_з = const будет режим р_г = const.

Режим постоянного градиента на стенке забоя

скважины Y =

= const

r=R_r

Формула для градиента давления на стенке забоя скважины, исходя из трехчленной формулы притока газа, будет иметь вид

^dP

Y =

г=Rc

m Рз Рз 2

— V - vv + — V

k^v l ^Kp + l

(6.18')

Скорость v и критическая скорость фильтрации на забое

соответственно

°_КР Р

кр г ат

Р 3F

ОРат

Р з F

где Q, Q^ — соответственно дебит и критический дебит при р_ат; р_з — забойное давление; Р_з — площадь фильтрации на забое скважины.

p:b

Решая (6.18') с учетом (6.18'') и р = р -, получаем

ат

Y =

Вводя обозначения

г=R_r ^kF3 p 3 ^lF3 p 3 IFfp 3

^mp ат ^{Q р} ат ^p aT^Q кр ^{Q р} _ат ^p ar^Q

¦ + -

ат ^рат ^p ат

^A 0= kF“^{; Bo} = l]F2 ’ ⁽⁶.¹⁹⁾

получаем формулу для градиента давления

Q Q Q²

Y = A 0 — — B 0 Q кр — + B0-. (6.20)

⁰ p 3 ⁰^KP p 3 ⁰ p 3

Величину градиента давления Y определяем согласно (6.20) по результатам начальных исследований скважин на основе установленного по ним предельно допустимого дебита Q и соответствующего ему р_з.

Режим постоянного градиента давления на стенке забоя скважин

Q Q Q²

^Y = ^Ao — — ^в0°кр — + Во — = ^const -Ъз -Ьз Рз

или

Q Q Q²

^pз = ^Ао y ^Bо^Qкр y + ^Во y ’ ⁽⁶²¹⁾

т.е. за период разработки месторождения поддерживается такое соотношение между Q и р_з, когда значение Y остается постоянным.

Коэффициенты Ао и Во в уравнении (6.21) определяются из коэффициентов а, b и Q^ в трехчленной формуле притока газа (6.15).

Для плоскорадиального притока газа к скважинам, совершенным по степени и характеру вскрытия,

ДР² = (а-bQкр (t))Q(t) + bQ(t)Q(t), (6.33)

где

^ИРкр I ^Rк ь ^Рат ^Р ат (₆₂₃)

а = —гт^-1n^—; b = —;———, (6.23)

pkh R_c 2p²R h²1 ^{( )}

а величины Ao и Bo, так как в данном случае F_a = 2pR_ch, будут исходя из (6.19)

^тР ат „ ^Р ат ^Р ат

Ao = ~~„Л'‘~~ ; Во =

⁰ 2pkhR ’ ⁰ 4p²R²h²1

^cc

С учетом (6.23) получим

А₀ = —

= ИР ат ^a pkh

тогда

Ao =-r^ai_R-" (⁶.²⁷)

^2Rс^hв ^1п^ + C

и Bo соответствует (6.24).

Для скважин, несовершенных по характеру вскрытия, исходя из решения, когда приток к перфорационному каналу моделируется притоком к половине тора, коэффициенты а и b в уравнении (6.22) будут иметь вид

1 h N² R₆ ^:pR~^ln2NRv + h"

R +

pkN²

2N.

где N — общее число перфорационных отверстий; Я_п — радиус тора, определенный по значению перфорационного канала,

РабРа

^b 2p⁴ir2n⁴r_t '

Так как в уравнении (6.19) в случае притока к половине тора

F₃ = 2л²Лс-Кп,

то для N отверстий

_A =_тРт__

⁰ 2p²R R_nkN ’

РатРа

в = ¦

"⁰ 4p⁴r2r2in²

Тогда с учетом (6.25), (6.26), (6.27) и (6.28) для случая равномерной перфорации по всей толщине пласта

А„

1 , h N², R_s

2pR_aRj

~1n + ^— 1n-

pR_c 2NR_T h „ h ^{c 1} R + —

^c 2N

B₀ = b NV2R_n

(6.29)

Для скважин, несовершенных по характеру и степени вскрытия, в уравнении (6.22) коэффициент

/ У

_N2

тРа

a =

pkN²

R+

pR_c 2NRi

а коэффициент b будет иметь вид согласно (6.26). Тогда

A0 =-

-ln-

h_ + ^Cl 2N -

R +-

pR_c 2NR_J h

2pR _сR j

N²

а Во соответствует (6.29).

Методика расчета технологического режима Y = const

следующая. Находим согласно (6.2) p_HA (t), зная Q^5(t).

Исходя из (6.21) и (6.22) для известных значений p_HA (t), методом итераций определяем Q(t) из

Q(t).

[A, + B)(Q(t) -Qa(t))] г + Q(t)[a-bQ -Q(t)]. (6.30)

p*^(t) =

При расчетах по формуле (6.30) для данных значений Q(t) сразу определяется р_з(t) по формуле (6.21). Зная р_з(t) и Q(t), по формуле (6.10) находим ру(() и по формуле (6.17) n(t).

Таким образом, приведенные выше формулы позволяют более точно устанавливать технологические режимы работы скважин, исходя из условий работы по закону Дарси и трехчленному закону, более правильно учитывающие реальные условия фильтрации.

Такой подход позволил обосновать новый технологический режим энергосберегающего дебита Q^t).

6.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СРЕДНЕЙ СКВАЖИНЫ

Для гидродинамических прогнозных расчетов

технологического режима работы скважин часто необходимо осреднить параметры пласта как по площади каждого пласта, так и по толщине при полном или частичном вскрытии всего пласта или при объединении горизонтов.

Для определения газодинамических показателей разработки месторождения часто пользуются понятием

средней скважины, которая имеет среднюю длину шлейфа, среднюю конструкцию, средний допустимый дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений а и b и среднее значение критического (энергосберегающего) дебита О_кр.

Осреднение параметров по площади пласта

Как известно, среднеарифметические значения

коэффициентов фильтрационного сопротивления для средней проектной скважины приводят к значительным погрешностям в определении средних депрессий на пласт, затрудняют получение приемлемых результатов при проектировании разработки месторождений. В связи с этим в 60-х годах была предложена методика определения средних коэффициентов фильтрационного сопротивления, в которой параметры средней скважины определялись на основе предположения справедливости осредненного двучленного закона для всего диапазона изменения дебитов газа [6]. Рассмотрим новую методику выбора параметров средней скважины, когда Q < О_кр и Q > О_кр, которая учитывает средний рабочий дебит пробуренных скважин, средний критический дебит и среднюю депрессию на пласт.

Режимы работы скважин при Q < О_кр

Приток газа к г — й скважине, расположенной в данном участке пласта,

Ар2 = aiQi.

Суммируя по всем скважинам, имеем

ЕАр² = SaiQi, (6.31)

i=1 i=1

где п — число скважин.

Средние параметры определяем, исходя из предположения, что средний дебит О_ср и средняя депрессия

Арс?_р проектных скважин принимаются равными среднему

дебиту и депрессии существующих скважин, и это условие соблюдается в течение всего периода разработки месторождения. Хотя, строго говоря, возможны и другие варианты. Но учитывая прогнозный характер расчетов, это условие можно считать допустимым. Из (6.31) имеем

ДР 2р = ij Др2 = isaQ

^ 1=1 1=1

Приток к средней фиктивной скважине ^ДР²р = ^а cp^Q cp

где

1 ⁿ

^Qcp = nj^; (⁶.³²)

1=1_

^а cp =

?^Qi

Это осреднение справедливо для всех технологических режимов при Q < <Э_кр, включая и режим постоянного

энергосберегающего дебита <Э_кр = const.

Средний критический дебит

₁ ⁿ

QeS,p= ^.jQeSl (6.33)

1=1

или

^Qea.cp = ^ca.ea ^/а cp.

Режимы работы скважин при Q > 0_Кр

В этом случае приток к i — й скважине подчиняется трехчленной формуле, которую запишем в виде

^ДР² = ^а ф1 ^Qi+ ^bi ^Qi (⁶.³⁴)

где

^aф = ^ai - bi^Q_ёб1; ^Qi = ^Qi - ^Q_e6ilⁿQ^.

^Qe6i

Суммируя по всем скважинам, имеем

S Dp2 = S a ф1 Qi + Sbi QiQ.

i = 1 i = 1 ^ i = 1

Получим

in in in ___

Dp2p = ^SApf = TTSa ^Qi + i.? biQi Qi. (6.35)

i =1 i =1 i =1

Для средней скважины, у которой ^АР²р ^, Оср и Q_cp , имеем

^лкср = ^аф.ср ^Q ср + ь ср ^Q CPQCp (⁶-³⁶)

где Арср определяем согласно (6.35) и О_ср — согласно (6.32),

— ₁ ⁿ —

Qcp = m.SQi. (6.37)

i=1

Из (6.35) и (6.36) с учетом (6.37) получим

₁n

^a фср=¹⁶³⁸¹

— 1 ⁿ — —

^ьср = ютт s₁^bi^Qi^Qi. '^63S)

^ср^ ср1=1

Когда отсутствуют результаты исследований скважин по новой методике с определением О_кр;, для приближенной оценки поступаем следующим образом.

По известным значениям проницаемости к;, полученным по данным кернов и геофизики по разным скважинам, по

графику к от 1/7 (рис. 6.1) находим соответствующие kj

значения 1/7j, по которым вычисляем kj/7j. Далее, исходя из корреляционной зависимости ^k (Re^) (рис. 6.2), находим для

каждой скважины соответствующее Re^;, откуда оцениваем значение О_кр; для каждой скважины по формуле

^{2 pR}_c ЬД Re _Kpi

Q • =-—

^QKpi p k

rar •

В случае неполного вскрытия принимается вскрытая толщина пласта.

Далее по формуле (6.33) оцениваем величину 0_крср. Зная значения О_крг- и имея результаты исследований скважин, проведенных только в интервале изменения дебитов Q > 0_кр,

(6.34) приведем к виду

Dp² - _

— = ^а ф + ^bi^Qi.

Рис. 6.2. Зависимость параметра jq JQ ~² Ю~* J Re

Re_Kp от к/1 кр

Обрабатывая результаты в координатах Ap²/Q и Q при

известных значениях О_крг-, находим аф_г-, a_t и b.

Далее согласно (6.35) находим Ар_ср , соответственно и согласно (6.32), (6.37), (6.38) и (6.39) — соответственно

величины О_ср, Q_ср , а_ср, аф._ср и Ь_ср, b_ср . Зная аф._ср, находим

^аср ^аф.ср + ^Ь_ср Окр.ср.

Осреднение параметров по толщине пласта

При разработке пластов большой толщины или многопластовых месторождений единой сеткой скважин, когда известны параметры отдельных пропластков или пластов и требуется определять средние фильтрационные характеристики проектных скважин, которые будут вскрывать одновременно все пропластки или пласты, можно сделать следующие оценки при осредненных параметрах пласта.

Режимы работы скважины при Q ? О_кр Для j-го пропластка или пласта

Для всего пласта или всех m пластов

Ap² = a Q ,

ср сум сум

где

i m

^АР²р = mg ^j;

^асум = m 1 ^;

S — ^j=^{1 a}j m

Q = S Q.;

^су^м j=i -

Q =S Q. . (6.40)

^кр.сум j=1 -кр

Для значений дебитов Q > Q^ в каждом из пластов может быть применен приближенный графический метод нахождения условных коэффициентов a, b и Q^.^m.

Уравнение (6.40) будет справедливо только до

минимального значения Ap^ _min, которое имеет место в одном из пластов.

В интервале изменения величин от Ap^ _min в одном и до

A P^nsx в другом пласте наблюдаются переходные режимы, когда в одних пластах уже наступил трехчленный закон фильтрации, а в других еще продолжается фильтрация по закону Дарси.

Этот приближенный метод состоит в следующем. При Q < Q_Ep индикаторные кривые для каждого горизонта

^A P^f=aQ;

^AP; = a « Q^j + bjQj (Qj- Q ^пОЧ

^Q^kp j

при Q > Q^ они строятся на едином графике Ap² и Q в одном масштабе, из которого определяют суммарные дебиты, соответствующие различным заданным значениям Др² (рис. 6.3).

Полученную зависимость (см. рис. 6.3, кривая I+II) Др² и Q обрабатываем согласно (1.9)

^=^{а - bQ} _Kp+^{b(Q - Q} _Kp ¹ⁿQ^⁾ (6.⁴i)

^{Q Q} Kp

в координатах Др²/0 и Q - Q_Kp 1n- и Др²/0 и Q.

^Kp _Q

Возможны и другие зависимости, неподчиняющиеся (6.41). Вполне реальны величины Q^, равные 1 ,o — 1,5 млн. м³/сут, если работает вся толщина пласта, а не Ю —2o %, как показывают исследования с помощью дебитометрии и АГДМ исследования скважин.

Формулу (6.41) представим в виде

ДР² = а фQ + bQQ (6.42)

или

Рис. 6.3. Определение минимального критического дебита и вида индикаторной кривой при совместной работе двух пластов I и II

ДР² /Q = а - bQKp + bQ. (6.43)

Эти формулы для нескольких пластов только в первом

приближении можем принять для прогнозных расчетов.

Исходят из слоистой однородной модели, состоящей из пластов, когда параметры и толщина всех пластов одинаковы. Тогда

a = a_j/m; b = bj /m²,

где аj и b j — параметры данного пласта.

Имеем

^Q = JQ = ^mQJ ^{; Q}кр = ^mQ K_Pj. ⁽⁶.⁴⁴⁾

Таким образом, фактические значения Q^ для реальных

скважин могут быть при работе всей толщины пласта весьма велики, и это обеспечивает целесообразность прогнозных расчетов при условии Q < Q^.

6.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ СТЕПЕННОЙ ФОРМУЛЫ ПРИТОКА ГАЗА

В связи с появившимися в последнее время предложениями вновь вернуться к степенной формуле притока газа (1.1) (особенно после предложения трехчленной формулы) рассмотрим условия ее использования для расчетов ТРЭС:

Q = с(р2_л - p2 )ⁿ.

Для расчета технологического режима согласно формуле (1.1) необходимо знание изменения коэффициентов С( + ) и п( + ), которые неизвестны, и отсутствуют методы их определения. Принятие же их постоянными приводит к грубейшим ошибкам.

Расчеты технологических режимов работы скважин, когда приток газа к забою скважины подчиняется степенной формуле, будут применимы только для Q > Q^. При Q < Q^ расчеты подобны § 6.21. Зная зависимость годового отбора от времени N(t), добытое количество газа в каждый момент времени Q^(t) определяем по формуле (6.1).

Изменение пластового давления во времени Pn_A(t) находим из уравнения материального баланса и известного значения N(t) согласно (6.2).

Рассмотрим методику расчета основных показателей разработки по методу последовательной смены стационарных состояний для условий средней скважины, исходя из формулы (1.1) при Q > Q^ для технологических режимов Ap = = const, Q = const, р_з = const и ру = const.

Режим постоянной депрессии Ap = const

Зная изменение р_пл№ для заданных Сип, находим изменение Q(t) из формулы (1.1), преобразовывая ее к виду

Q(t ) = C[Ap(;p_M (t) - Ap)]ⁿ. (6.45)

При известных Рпл( t) и Ap = const изменение забойного давления во времени

Ps^(t) = P_M^(t)
-AP-

Согласно (6.10) при известных p_a(t)

p²₃ (t) -0Q²(t)

p_y (t) =

2s • (6.46)

Из (6.11) при известных N(t) и Q(t) число скважин

N(t)

^{n( t)} = 365k _э Q (t)’ ⁽⁶.⁴⁷⁾

где к_э — коэффициент эксплуатации.

Режим постоянного дебита Q = const В этом случае уравнение притока газа (1.1) будет иметь вид

Q = С[р^;_л (t) - p^; (t)]ⁿ = const. (6.48)

Зная С = const и п = const, (6.48) преобразуем к виду

Рил ^{(t) -} Рз ^(t) = ^“) = ^COnst.

Находим по известному начальному значению Др²

Г ^Q1^п

значение комплекса ^—) . Откуда

Р²_ПЛ⁽0 -|^Q I (⁶.⁴⁹)

Рз (t )=

или, зная р_пл (t) из (6.2) и Р_з (t) из (6.49), найдем

^DP^{(t )} = Рил ^{(t) -} Р 3 ^(t) . (⁶.50)

При достижении предельного значения Д p(t) = Др_Пр переходим на другой режим. Изменение устьевого давления во времени Ру(^ находим согласно (6.46), а изменение во времени числа скважин N(t) — согласно (6.47).

Режим постоянного забойного давления р_з = const ^Зная
рп_Л ^(t), согласно (6.2) изменение дебита газа во времени

Q(t) = 0[pL (t) - рЗ ]ⁿ.

Откуда, зная 0(t), согласно (6.47) получим n(t).

Далее находим

^DP^(t) = Рпл ^{(t) -} Рз

Р2 -QQ² (t)

p_у (t) =

(6.51)

е^2s

Режим постоянного давления на устье ру=const

Для рассматриваемого случая уравнение (6.46) представим в виде

Рз (t) = Р²_уе^2s +0Q² (t). (6.52)

Подставляя рЗ (t) в уравнение (1.1), получаем

Q(t ) = С[~П_Л (t) - Р²_уе^2s -0Q² (t)]ⁿ. (6.53)

Решая (6.53) методом итераций, когда это тождество будет соблюдаться, находим для каждого р_пл (t) свое значение Q(f).

Далее из (6.52) согласно (6.50) получаем Др(^.

Изменение во времени n(t), зная Q(t), находим согласно (6.47).

Аналогичным путем решаются задачи для периодов постоянной добычи, когда N(f)=const и падающей добычи, когда n(t)=const.

Ввиду того, что в степенной формуле (1.1) коэффициенты С и п являются переменными и зависящими от дебита, то принципиально для получения более строгого решения необходимо знание C(Q) и ^Q), но практически это весьма затруднительно по сравнению с использованием трехчленной формулы.

Приведенные выше приближенные оценочные формулы расчета основных показателей разработки применимы только для небольших интервалов времени, например, при составлении ТЭО освоения месторождения, когда отсутствует какая — либо другая информация по скважинам.

В остальных случаях целесообразно пользоваться для обработки результатов исследований скважин и расчетах технологических режимов их работы в качестве уравнения притока газа к забою скважины формулами для закона Дарси и трехчленного закона (1.7).

Технологический режим постоянного процента отбора от О_св или О_а
с

Обычно со степенной формулой связывают технологический режим, устанавливаемый как определенный процент (не более 25 %) от Q^^t) или Q^f), т.е.

Qc.(t) = C[p^;„(t)-0,101^;e^;s - 0Q2,(t)]ⁿ. (6.55)

Строго говоря, определенный процент отбора от Q^ и Q^ может быть установлен более точно в случае применения для определения их трехчленной формулы как более

справедливой для высоких скоростей фильтрации, т.е.

pL (t) - 0,101^;e^;s = [a - bQ<t) + bQ Jt)]Q Jt) +0Q^; (t),

или

p^;„ ⁽t ) ^{- 0,1012} = ^[a ^{- bQ} _Hp (t ⁾ + ^bQ „⁽t^)]Q „(t).

Зная изменение Q_а._с(t) или Q_св(t) из (6.54) или (6.55), изменения дебита во времени Q(t) при заданном проценте отбора а находим из выражения

Q(t ) = ^ Q_ac (t)

100 ^a'^c

или

Q(t) = ^ Q c_B (t).

100 ^CB

В литературе до появления статьи [10] отсутствовали сведения по расчету технологических режимов работы скважины, исходя из уравнения притока газа согласно степенной формуле, и ее использования для расчета основных показателей разработки месторождения. Если формула (1.1) не используется при проектировании разработки месторождений, то тем самым практически теряется какой-либо смысл в применении ее для обработки результатов исследования скважин. Можно утверждать о невозможности физического достижения величин Q^ и Q^ при высоких давлениях из-за более раннего достижения предельного дебита, соответствующего звуковому барьеру.

При осуществлении технологического режима

постоянного процента отбора от Q^ или Q^ принципиально могут быть применимы как степенная, так и двучленная или трехчленная формула. Вначале по известному значению N(t) согласно (6.1) и (6.2) определяем Q^c(t) и р_пл (t) . Далее

по известным Рхё ⁽ С ⁾ по формуле (6.54) или (6.55) находим

изменение Q_CB(t) или Q_a._c(t), по которому по заданному

проценту отбора определяем Q(t). Исходя из известных N(t) и Q(t) по формуле вида (6.47) находим изменение числа скважин во времени.

Зн^{ая Q(t) и} рп_Л ⁽t^), определяем изменение p_a(f) исходя из закона Дарси

Р3 ^(t) = л1 PL ^{(t) - aQ(t) ,} (⁶.⁵⁶)

трехчленного закона

Р3 (t) = т]Рпл (t) - [аф + bQ(t)]Q(t) (6.57)

и степенной формулы

Р 3 ^(t) = ]j

рПл ^{(t) -}

Q(t)

_ C(t) _

n(t)

(6.58)

Далее по формуле вида (6.46) находим Ру(^.

6.5. РАСЧЕТЫ ПРИ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКЕ ГРУППЫ ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Важнейшей особенностью проектирования разработки многопластовых газовых месторождений является разбивка продуктивной толщи на эксплуатационные объекты, под которыми обычно понимаются один или несколько пластов, эксплуатирующихся совместно. Правильное укрупнение эксплуатационных объектов повышает техникоэкономические показатели разработки: уменьшает

капиталовложения, повышает производительность скважин, сокращает сроки разработки месторождения. Но не всякое объединение отдельных горизонтов в один эксплуатационный объект можно признать рациональным и эффективным, необходимо решать их комплексно, с учетом различных показателей.

Впервые теоретические исследования притока газа к скважине, дренирующей несколько продуктивных горизонтов, были осуществлены Е.М. Минским и

М.Л. Бурштейн [13]. Затем М.Л. Фиш рассмотрела характер перераспределения пластовых давлений и дебитов в процессе совместной работы двух пластов [14]. В этой работе дается аналитическое решение задачи о совместной эксплуатации двух пластов при условии постоянства их суммарного отбора. Позже С.С. Гацулаевым [15] была предпринята попытка несколько дополнить методику расчета совместной работы группы пластов. В частности, им рассматривались работа одной скважины, дренирующей несколько газоносных пластов, и разработка многопластового месторождения заданным числом скважин.

Сущность расчета совместной разработки группы газоносных пластов состоит в совместном решении уравнений истощения этих пластов и уравнений притока газа к забою скважин с заданием определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от варианта технологического режима.

Для наглядности исследования рассмотрим совместную работу группы газоносных пластов, эксплуатирующихся совместно единичной скважиной. Режим работы пласта — газовый. Давление на забое каждого из этих пластов отличается на давление, создаваемое столбом газа, и принимается одинаковым. Приток газа из каждого пласта к забою скважины подчиняется в первом случае закону Дарси, а во втором — трехчленному закону.

Если процесс притока газа к забою скважины из каждого пласта рассматривать как последовательную смену стационарных состояний, то задача сводится к решению уравнений истощения

j Я1 (t)dt

Q₁

v 0

f t л

j q2^(t)dt

(6.59)

1 --

^Q2

^Р 2 ^(t) = ^Р Н2

f t л j qn^(t)dt

Рп⁽¹⁾ = Рнп

и уравнений притока:

^пр^и Ч ^? Чкр

Р^{2 (t)
-} рЗ ^{(t )} = ^alql^(t);

Р² (t) - рЗ (t) = а2 q2 (t);

(6.60)

рП ^{(t ) -} р^{2 (t)} = ^an qn^(t);

при q > Чкр

Др² = ^афА (t) + Ь^ (t )q_t(t); ^Др² = ^аф2Я2 (^t)+^bq2 (^t )q2 (^t);

^дрП = ^афпЯп^(t)+^ЬпЯп^(t
)qn^(t),

^гд^{е а}ф1 = ^ai^- ь^кр! ^и qi = qi^- qкрi^ln СЁГ.

На практике возможны различные комбинации, когда одни пласты работают согласно закону Дарси (1.2), а другие по трехчленному закону (1.7).

Распределение дебитов в любом пласте может быть получено после дифференцирования уравнений системы (6.59). Тогда для г-го пласта получим

^Q i ^dpi p Hi ^dt .

(6.62)

Перепишем системы (6.60) и (6.61) с учетом формулы (6.62):

^пр^и Ч ^? Чкр

p² (t) - b² (t) :

(6.63)

p2 (t) - b2 (t) =

Q₁ dp₁

p H1 ^dt '

^Q; _-p_H; dt

Q n

^dpn

pn (t) - b^; (t) = -a,

^пр^иq > Чкр

?1 dp1

_- Ph1 ^dt Ph1 ^dt^{%1 n} qкрl

Q1 dp1 _ Q1 dp1

^ap² <^t)=^-аф1

Рн1 ^dt PH1 ^dt

(6.64)

?2 ^dP2

Q_Ld^p2 _- Ph2 ^dt

PH2 ^dt^qкр2n qкр2

?2 ^dP2 Q2 ^dP2

--:—+ b--—

^PH2 ^{dt P}H2 ^dt

^ap2 w=^-аф2

Q ^dPn ^ Ph, ^dt

^qкрn

Q ^dPn Рн» ^dt

Ap_n (t) =-a,

^- qкрn ^ln

B^dPn _ь ^Q^dPn

^фП Рн» ^dt + ⁿ Рн» ^dt

где pi — среднее текущее пластовое давление в i — м пласте (i = 1, 2, 3,..., n); p_Hi — начальное пластовое давление,

соответствующее индексу пласта; Q_;- — начальные запасы газа; qi(t) — текущий отбор газа; р_з(^ — текущее забойное давление; ai, bi — коэффициенты фильтрационного сопротивления соответствующих пластов.

Полученная система дифференциальных уравнений (6.63) и (6.64) определяет закон падения давления в зависимости от продуктивной характеристики этих пластов, их запасов газа и забойного давления. Система n уравнений определяет n неизвестных функций pi(f) и одну функцию p₃(f) при задании начальных условий:

pi⁽⁰⁾ = p_Hi. ⁽⁶.⁶⁵⁾

Чтобы система была замкнутой, необходимо добавить еще одно уравнение, отображающее условие отбора.

Ниже рассмотрим основные условия применения различных вариантов технологического режима работы скважин, эксплуатирующих несколько газоносных горизонтов единым фильтром. При этом начальные пластовые давления принимаются одинаковыми. Отметим, что при эксплуатации пластов, имеющих различное давление, могут при определенных условиях происходить перетоки газа из пластов с большими пластовыми давлениями в пласты с меньшими пластовыми давлениями, что нежелательно. Кроме того, объединение пластов для совместной их работы невозможно ввиду различных условий, ограничивающих эксплуатацию скважин. Приобщение каждого объекта, как правило, возможно при условии, что давления в работающих пластах и в новом примерно равны. Вопрос объединения пластов, имеющих различные пластовые давления, для совместной эксплуатации должен решаться в каждом конкретном случае отдельно.

6.5.1. РЕЖИМ ПОСТОЯННОГО д_кр ГРУППЫ ПЛАСТОВ

Технологический режим работы скважины с постоянным дебитом обычно устанавливается в начальный период разработки месторождения и в основном для пластов, характеризующихся устойчивыми породами.

Уравнение, характеризующее условия эксплуатации многопластовой скважины с постоянным критическим дебитом, запишем в виде

Ё q_KPi⁽ t) = ^Q

i=1

(6.66)

В дифференциальном виде это уравнение можно представить после подстановки в него значения g,(t) из выражения (6.62):

% = -Q.

(6.67)

1=1 Р н ¦

Решение системы (6.63) с учетом уравнения (6.67) определяет функции p,(t) и р_з(^ на заданном технологическом режиме. Рассмотрим характер распределения давлений и дебитов при совместной работе двух пластов, имеющих различные запасы газа и продуктивные характеристики. Тогда для двух пластов необходимо будет реализовать систему, состоящую из трех дифференциальных уравнений:

2 _(t) 2 _(t) ^W1 ^dPl

Pi ^{(t) -} P з ^(t) =^-а1

P H ^dt ’

2_(t) 2 _{(t )} ^W2 ^dP2

(6.68)

P₂^{(t) -} Рз ^(t) = ^-a2 --dT^:

P H

^Wi ^dPi d^p2 =

-Q.

P н ^dt + P н ^dt =

Систему (6.68) можно свести к одному дифференциальному уравнению, для чего проинтегрируем последнее уравнение системы (6.68):

1 2

-p₁(t ) +-p₂ (t ) = W₀ - Qt.

(6.69)

Рн ¹ Рн ^2
0

Постоянная интегрирования определится из начальных условий при t = 0

W₀ = Wj + W2. (6.70)

Таким образом, Wo — суммарные запасы газа.

Решим последнее уравнение системы (6.68) и уравнение (6.69) относительно dp2/dt и p(t). Тогда получим

^dp; = | ^Qp_H Q ^dp1 dt "

Q_; dt

p; ^(t) =

(6.72)

Q_;

p н Q1

Q-^(Q0 - ^Qt) -Q- MO.

Исключим из системы (6.68) p|(t) и заменой dp2/dt и P2(t) их значениями из (6.71) и (6.72) сведем задачу к одному дифференциальному уравнению, отображающему изменения давления в первом пласте:

;

Q[ ( dp

p²n ^{V dt}

^dp1 ; ^Q1

^Q1

+ a -p_H

^Q1

- pH^T(Qt -Q())p1(t) +

v Q

p²H

^x pi (t) -Q^(Qt-^Qo) + a_;Q = 0.

(6.73)

Расчет заданного технологического режима будет производиться следующим образом. Реализация полученного дифференциального уравнения определит функцию P1 (t), т.е. изменение давления в первом пласте при заданном суммарном отборе. Затем подстановкой этой функции в соотношение (6.72) находят распределение давления во втором пласте и забойное давление р_з((), которое необходимо поддерживать на скважине, чтобы обеспечить заданный отбор. Распределение дебитов по пластам определится из формулы (6.63).

Для упрощения полученного дифференциального уравнения (6.73) целесообразно ввести безразмерное время t и новые безразмерные давления, отнесенные к р_н. Безразмерную независимую переменную времени можно представить в виде

(6.74)

X =

Qt -Q Q₀

Безразмерные давления запишутся так:

p1 = p1 / p_H ; p; = p ;/ pн ; p3 = p 3 / p_H. (⁶.⁷⁵)

Тогда производная по времени

Ф1 °Рн ^dPl

“ТГ = ^--л~. ⁽⁶.⁷⁶⁾

dt Q ₀ dt

В этом случае уравнение (6.73) приводится к виду

Рр' - 2ур1t + ЛР² = -X + t², (6.77)

где

Q,Q 2Q

^Р = _Q3 _р2 ^(а1 + ^а2^);

0 ^р н

Q₁ Q 2 -Q2

^У=0" ^{; h}= _Q 2 ^;

^а2 ^Q 2^Q

^Q 0^рн

Здесь р' — дифференцирование по t. Начальные условия примут вид

р₁ = 1 при t = -1. (6.78)

Уравнение (6.77) сводится к дифференциальному

уравнению первого порядка первой степени

РР! - ²У^р11 + Л^р1² = -X + t². (6.79)

В случае л = 0 уравнение (6.79) сводится к обыкновенному дифференциальному уравнению

РР1 - 2ур₁ t = -X + t². (6.80)

Последнее уравнение легко решается в квадратурах. Случай, когда л = 0, соответствует равенству запасов газа в обоих пластах.

Покажем характер распределения пластовых давлений

р^), p2(t) и дебитов 41(f), 42(f), а также забойного давления на конкретных примерах при следующих исходных данных: Qj

= 500 млн. м³, Q2 = 1000 млн. м³; а1 = 1 сут/тыс. м³; а2 = = 10 сут/тыс. м³; р_н = 10,0 МПа; Q = 500 тыс. м³/сут.

Решение дифференциального уравнения (6.79) с учетом исходных данных и при задании начальных условий (6.78) выполнено численными методами. Результаты расчетов

приведены на рис. 6.4, 6.5 в виде графиков. Как показали расчеты, темпы снижения пластовых давлений в обоих пластах сильно отличаются. Первый пласт, обладающий лучшей продуктивной характеристикой и меньшими запасами газа, имеет высокий темп снижения пластового давления. Снижение забой

а б

Р;>Р₃> МПа Р:> R , МПа

О 600 1200 t, сут 0 2000 4000 Г, сут

в г

Pi> Р₃ ’ МПа Pi ^ у МПа

О 1000 2000 30001, сут 0 1000 2000 t, сут

p._t, р_г , МПа

О 1000 2000 t, сут

Рис. 6.4. Распределение давлений во времени при совместной разработке двух пластов при задании различных условий отбора:

а — режим постоянного отбора; б — режим постоянного забойного давления; в — режим постоянной депрессии на первый пласт; г — режим постоянного градиента давления на первый пласт; д — режим постоянной скорости фильтрации на забое первого пласта; 1 — изменение среднего пластового давления в первом пласте; 2 — то же, во втором; 3 — изменение забойного давления

Рис. 6.5. Распределение дебитов по пластам:

а — режим постоянного отбора; б — режим постоянного забойного давления; в — режим постоянной депрессии на первый пласт; г — режим постоянного градиента давления на первый пласт; д — режим постоянной скорости фильтрации на забое первого пласта; 1 — изменение отбора газа во времени для первого пласта; 2 — то же, для второго пласта

ного давления происходит параллельно снижению пластового давления первого пласта, т.е. практически с постоянной

депрессией для первого пласта, которая начинает

увеличиваться к концу его выработки. Сравнительно

длительное время идет перераспределение по пластам. Дебит

первого пласта от максимального значения со временем уменьшается и становится постоянным. Дебит второго пласта увеличивается и также достигает постоянного значения, но все время остается ниже дебита первого пласта.

6.5.2. РЕЖИМ ПОСТОЯННОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ

Режим постоянного забойного давления обычно применяется для газоконденсатных скважин, когда снижение забойного давления нежелательно из-за выпадения конденсата. В этом случае условие, отображающее эксплуатацию скважины на заданном технологическом режиме, можно записать так:

р_з = const. (6.81)

Тогда система (6.60), состоящая из n уравнений, определяет такое же число неизвестных функций. Для двух пластов будем иметь систему, состоящую из двух уравнений:

^Q1^dp1 2_(t) +2 ₀

^-
a1p7dT^-
p-^(t)+^p3=^0;

(6.82)

- a; —^Tp² - p^; (t) + p3 = 0'

² p_H dt

Как видно из этих уравнений, распределение давления в каждом пласте не зависит от параметров и запасов в других пластах. Связь между ними осуществляется только через р_з. Поэтому каждое из этих уравнений можно решать независимо друг от друга.

Чтобы определить характер распределения давления в каждом работающем пласте при данном технологическом режиме, необходимо разбить интервал давлений от начального до конечного на определенные участки и для каждого участка определить время, за которое давление упадет на заданную величину. Далее строится зависимость р = f(t) и определяется характер распределения давления по пластам. В качестве примера на рис. 6.4 и 6.5 приведены графики распределения давления и дебитов при совместной работе двух пластов. Расчет производится при тех же исходных данных, что и в первом примере. Постоянное забойное давление в рассматриваемом примере при этом равно 3,0 МПа.

Из графиков видно, что текущие пластовые давления в каждый момент времени существенно отличаются. Для первого пласта, который имеет более высокую продуктивность и меньшие запасы, уже за сравнительно небольшой промежуток времени пластовое давление достигает забойного давления и пласт отключается. В то же время второй пласт продолжает работать длительное время.

6.5.3. РЕЖИМ ПОСТОЯННОГО ДАВЛЕНИЯ НА ГОЛОВКЕ СКВАЖИНЫ

Режим постоянного давления на головке скважины обычно применяется в период доразработки месторождения, когда отбор по скважинам заметно снижается, а в газопроводе необходимо поддерживать минимальное давление, чтобы обеспечить подачу газа потребителю. В этот период эксплуатация скважин, как правило, осуществляется без штуцера.

Зависимость между забойным давлением многопластовой скважины и давлением на головке имеет вид

р₃²а ) = р_г²в²⁵+е

(6.83)

i=1

где

pL 1,33 -10^-2 ITVCe²⁵ -1)

s = 0,03415-Tz; е =-D-^;

l — коэффициент сопротивления в трубах; Т — средняя температура между забоем и устьем; z — средний коэффициент сверхсжимаемости; D — диаметр трубы; p — относительная плотность газа; L — глубина скважины.

Выразив дебит г —го горизонта в формуле (6.83) через производную, получим дифференциальное уравнение, отображающее условие эксплуатации скважин:

i=1 Рн ^dt

Таким образом, система (6.63) с учетом уравнения (6.84) определяет n + 1 неизвестных функций.

Для двух пластов предстоит реализовать систему дифференциальных уравнений из трех уравнений:

^- М ^- Pi² + р3 = °;

- Р2Р2 - р2 + Р² = 0; f (6.85)

Л1Р1² + h2p2² + 2mp;p2 - p3 + k = 0,

где

w2 w2

h₁ = e—; h₂ = e—

¹ pL ² pL

W1W2

, 2 2s

; k = p e .

m = •

Остальные обозначения прежние.

В большинстве случаев режим постоянного давления на головке скважины применяется в период доразработки месторождения, когда дебиты незначительны. Тогда при эксплуатации такой скважины сопротивление в трубах будет мало и потерями давления от трения вполне можно пренебречь. При этом расчет распределения пластовых давлений осуществляется как и для случая с постоянным забойным давлением.

В целом забойное давление не будет оставаться постоянным. Оно будет снижаться, приближаясь к своей асимптоте р_ге^я.

Характер распределения пластовых давлений и дебитов по пластам аналогичен режиму при постоянном забойном давлении.

6.5.4. РЕЖИМ ПОСТОЯННОЙ ДЕПРЕССИИ НА ОДИН ИЗ ПЛАСТОВ

Будем полагать, что ограничениям подлежит только один пласт, который необходимо эксплуатировать при постоянной

депрессии. Эксплуатация других пластов не подлежит ограничениям. Условие эксплуатации скважины запишется в виде

p_i (t ) - p₃ (t ) = Ap = const. (6.86)

Решение системы (6.63) с учетом условия (6.86) определит характер распределения пластовых давлений и дебитов по каждому пласту.

Для двух пластов задача сводится к системе дифференциальных уравнений

^{- b}1^pi ^- m^p1 + ¹ = ^0;

- b₂p2 - p2 + m² - 2mp₁ + p^; = 0. (6.87)

Здесь m = Ap. Остальные коэффициенты прежние.

Первое уравнение системы (6.87) может быть решено в квадратурах аналогично уравнениям, характеризующим режим эксплуатации скважины с постоянным забойным давлением. Второе уравнение системы в сочетании с первым решается численными методами.

Изображенные кривые (см. рис. 6.4, 6.5) характеризуют распределение пластовых давлений и дебитов при заданных условиях их работы. Расчет произведен при тех же исходных данных, что и в предыдущих примерах. Депрессия на первый пласт была задана (0,5 МПа). Как видно из графиков, темпы снижения пластовых давлений по пластам отличаются между собой в широких пределах. Дебит первого пласта со временем снижается, второго — сначала увеличивается, затем идет постепенное снижение.

6.5.5. О ПРИОБЩЕНИИ ГАЗОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ ДЛЯ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКИ

Проведенные исследования совместной работы двух пластов, имеющих различные эксплуатационные характеристики и запасы газа и объединенных в один эксплуатационный объект, показали, что при задании на группу в целом или на один из пластов условий, ограничивающих их эксплуатацию, пластовые давления, как правило, в процессе разработки разные. В результате чрезмерной разности пластовых давлений могут возникнуть различные осложнения при эксплуатации этих пластов, что приведет в конечном счете к преждевременному выводу скважин из строя и потерям в отдельных горизонтах значительных запасов газа.

Как показали расчеты, примерное равенство пластовых давлений в каждом из совместно работающих горизонтов достигается в том случае, если соблюдается равенство

Q а

—, (6.88)

^Qnp ^-осн

где Qqch — запасы газа в основном горизонте, за который обычно принимается пласт с наибольшими запасами; Q^ — запасы газа в приобщенном горизонте; а_осн, а_пр — коэффициент фильтрации соответственно основного и приобщенного горизонтов.

В этом случае объединенные пласты для совместной разработки можно рассматривать как один эксплуатационный объект. Гидродинамические расчеты по совместной разработке таких пластов могут быть осуществлены, как и для единой залежи, с учетом тех или иных условий, ограничивающих эксплуатацию скважин. Если объединенные пласты для совместной разработки имеют различные условия, ограничивающие их эксплуатацию, то для каждого случая производится отдельный расчет с учетом совместной работы всех пластов. После этого задаются те забойные давления, а следовательно, и суммарные отборы, которые получены для более худших условий эксплуатации скважин.

Когда условие (6.88) не выполняется, объединение горизонтов в один эксплуатационный объект нецелесообразно. Здесь должен ставиться вопрос не об объединении этих горизонтов в один эксплуатационный объект, а о приобщении к основному горизонту того или иного пласта с независимой системой контроля и регулирования процесса разработки. Гидродинамические расчеты совместной работы пластов, имеющих различные геолого — промысловые характеристики, должны исходить из задания функции p_;(f) по каждому горизонту. При расчете работы пластов по газовому режиму, очевидно, следует исходить из того, чтобы в процессе эксплуатации давление в пластах оставалось одинаковым, т.е. соблюдалось равенство

p/(f) = p2(f) = ... = p_n(f). (6.89)

Для соблюдения условия (6.89) необходимо суммарный отбор газа, приходящийся на группу, распределить по отдельным пластам пропорционально их начальным запасам.

В случае проявления упруговодонапорного режима необходимо, чтобы пластовые давления были также примерно равны. Кроме того, следует учитывать продвижение газоводяных контактов в совместно разрабатываемых горизонтах, чтобы избежать преждевременного обводнения скважин.

Задаваясь функцией p(t), а следовательно, и отбором газа по каждому горизонту, определяют число скважин, которое необходимо для того, чтобы обеспечить заданный отбор по каждому пласту с учетом условий, ограничивающих их эксплуатацию.

Далее рассматривается вопрос приобщения различных горизонтов для совместной разработки. При этом возможны следующие случаи.

1. Определенное число скважин с учетом условий ограничения их эксплуатации по всем горизонтам одинаково. Это будет соответствовать условию (6.88). При этом группа совместно разрабатываемых пластов рассматривается как один эксплуатационный объект с единой системой контроля и регулирования процесса разработки.

2. Необходимое число скважин на основной горизонт больше, чем на приобщенный. Тогда приобщение горизонтов для совместной разработки следует производить не во всех скважинах, которые требуются для разработки пластов, подлежащих приобщению, а лишь в некоторой их части, так как часть их потребуется для контроля и регулирования процесса разработки приобщенных горизонтов. Оставшееся число скважин из основного горизонта используется также для регулирования и контроля за разработкой этого объекта.

3. Потребное число скважин на основной объект меньше, чем на приобщенные горизонты. В этом случае приобщение горизонтов для совместной их эксплуатации следует производить не во всех скважинах, пробуренных на основной горизонт, а только в некоторых, с таким расчетом, чтобы оставшееся число скважин можно было использовать для регулирования и контроля за процессом разработки основного горизонта. При этом на горизонты, подлежащие приобщению, бурят недостающее число скважин, которые также могут быть использованы для контроля разработки приобщенных горизонтов.

Преимущество описанной методики проектирования разработки многопластовых газовых месторождений состоит в том, что она допускает совместную эксплуатацию

газоносных горизонтов, имеющих различные

эксплуатационные характеристики и запасы газа с различными условиями, ограничивающими эксплуатацию скважин. При этом значительно упрощаются гидродинамические расчеты, связанные с проектированием разработки многопластовых месторождений.

Технологический режим в процессе эксплуатации может назначаться для каждой многопластовой скважины в отдельности. Зная текущее распределение пластовых давлений в каждом совместно разрабатываемом пласте, нетрудно при известных параметрах а_г-, <Э_кр_г- и Ьг определить дебит каждого горизонта, что очень важно для проведения анализа и регулирования процесса разработки совместно разрабатываемых горизонтов.

На основании выполненных расчетов можно дать рекомендации, при каких условиях объединение нескольких продуктивных горизонтов в один эксплуатационный объект является целесообразным, а также разработать рекомендации по проектированию совместной разработки группы газоносных пластов, имеющих различные эксплуатационные характеристики и запасы газа. Предложенная система разработки группы газоносных пластов обеспечивает регулирование и контроль разработки каждого горизонта в отдельности.

6.6. ПРИБЛИЖЕННЫЙ МЕТОД РАСЧЕТА РАБОТЫ НЕРАВНОМЕРНОЙ СИСТЕМЫ СКВАЖИН

Для того чтобы рассчитать изменение во времени давления, дебиты скважин и их число, необходимо иметь уравнение материального баланса, уравнение притока (1.2) или (1.7) и уравнение, связывающее р_пл и р_к, где р_пл — пластовое давление; р_к — давление на контуре пласта. Кроме того, необходимо связать р_ср в залежи с давлением на контуре р_к. Для этого используем прием, предложенный Г.А. Зотовым [16], довольно хорошо зарекомендовавший себя при решении таких задач. Предлагается принять:

⁽pL ⁾ер» ⁽pер⁾²^, (⁶.⁹⁰)

где

⁽рПл K = WJ рП_л ^(W
)dW

Pcp = “j Рпл ^(W)dW

(6.91)

(6.92)

Задача сводится к нахождению зависимости между давлением на контуре (или в любой фиксированной точке) и давлением в любой точке, т.е. к нахождению поля давления в пласте. Для решения этой задачи наиболее подходящим методом является метод, предложенный в работах [17, 18]. Сущность его заключается в том, что отбор из пласта равномерно распределяется по всей дренажной зоне, как будто он происходит не через отдельные стоки, а из каждого элементарного объема пласта.

При таком подходе основное дифференциальное уравнение фильтрации газа будет иметь вид

dP²

a(e)

а?

1 а

f(e)

+ Q(e) = 0.

(6.93)

f(e) a(e)

В формуле параметры:

P =—; e

t; V= —; ^v0

t =

2mme

(6.93) приняты следующие безразмерные

^кРн

e F(e)

⁼er^{; f(e)}=-ft

2mp_aT T_MeK _ _ dN

Q(e) = ^к Q(e), Q(e) = —.

(6.94)

^kP_H ^Tct ^v0

В случае если отбор газа по площади равномерный, то

Q(e) = N / V = const и Q(e) = Q* / V,

где

_Q* = ²mPaT ХХ _N

(6.95)

^Q = 1 2 f-n ^N.

^kP_H ^Tct ^v0

В безразмерных параметрах (6.94) обозначено: р —

давление; р_н — начальное давление; e — координата одномерного движения; e_R — координата границы пласта; F(e)

— площадь фильтрации; Fo — зафиксированная площадь; к — проницаемость; m — пористость; m — вязкость; t — время; р_ат

— атмосферное давление; Т_пл — пластовая температура; Т_ст

— стандартная температура, равная 293 К; V —

геометрический объем пласта; N — суммарный объемный отбор газа из месторождения при р_ат и Т_ст; Vo = Foe_R.

Уравнение материального баланса в данном случае записывается так:

1 - J Q*dt (6.96)

Pcp =

^CP

или в случае постоянства отбора с месторождения во времени

Pcp = 1 - Q*t. (6.97)

При этом в формулах (6.96) и (6.97)

V(t)

Q* = J Q(V)dV. (6.98)

При равномерном размещении отбора по площади из (6.98) получим:

Q* = QV. (6.99)

В (6.96) и (6.97) р_ср рассчитывают по формуле

₁ V(1)

Pcp = Vr) Jp^(V)dV. ⁽⁶.¹⁰⁰⁾

Решение уравнения (6.93) дает нам искомое распределение давления в пласте. Это решение было получено в работе [18]

для граничных условий: при е = 0 и Q = 1^— = 0 и при е = 1

р = р_к, V = V(l).

Полученное решение имеет вид:

p² - p² = [у(е) -y(i)] - ^^[у(е)-y(i)], (⁶.¹⁰¹)

пл

где

У^(е) = j T(eyd^(e); ⁽⁶.¹⁰²⁾

e V

s(e) = j Q(e )f(e )de = j Q(v)dv; (6.103)

/ ч r v(e) ,, ₄ j(e) = J feyd (e). (6.104)

Таким образом, с помощью формул (1.2), (1.7), (6.90) (6.96), (6.100) и (6.101) можно решить самые разнообразные задачи из практики разработки. Остановимся только на двух

основных задачах.

6.6.1. РАСЧЕТ ЧИСЛА СКВАЖИН И ИХ РАЗМЕЩЕНИЕ

Сложность здесь заключается в том, что из-за недостатка данных точно рассчитать дебит проектной скважины невозможно. Поэтому приходится идти на некоторые упрощения. Вначале на месторождении выделяют зоны более или менее одинаковых продуктивных характеристик, таких, где можно ожидать примерно одинаковые дебиты скважин. Деление на зоны может быть проведено и по любому другому принципу. Например, очень часто скважины стараются ставить в "сухих” зонах пласта из-за опасности подтягивания языков обводнения. После того как зоны равных дебитов установлены, делят заданный суммарный отбор Q* по этим зонам. Причем в каждой из этих зон отбор считают равномерно распределенным.

Рассмотрим наиболее простой случай двух зон с разной продуктивной характеристикой. Последовательность

операций в данном случае выглядит так. По известным принципам вначале устанавливают общий отбор с месторождения, начальные рабочие дебиты, технологический режим, коэффициенты а и ф_кр для каждой зоны, средние характеристики каждой зоны: пористость, проницаемость,

геометрию. По известному отбору строят зависимость добытого количества газа от времени. Далее выбирают определенный период времени, допустим, один год. По графику зависимости суммарной добычи от времени определяют суммарную добычу на конец года и по формуле (6.96) или (6.97) определяют р_ср. Зная р_ср, по формуле (6.100) определяют значение р_к на эту дату. Далее приступают к распределению отборов по зонам. Это распределение можно проводить исходя из разных принципов.

6.6.2. РАСЧЕТ ИЗМЕНЕНИЯ ВО ВРЕМЕНИ ДЕБИТОВ И ДАВЛЕНИЙ ПРИ ПОСТОЯННОМ ЧИСЛЕ СКВАЖИН

Эта задача встречается на последней стадии разработки месторождения, на так называемой стадии "падающей добычи”. Но она также имеет большое и принципиальное значение.

В этом случае число скважин остается постоянным, распределение дебитов по площади нам известно, но неизвестен характер изменения во времени суммарного отбора с месторождения, это искомая величина. Поэтому эту задачу приходится решать приближенно путем аппроксимации кривой изменения отбора во времени кусочно-постоянной (сту-пенчатой) функцией. Тогда расчет сводится к следующему. Начальный отбор N1 считают постоянным на некоторый промежуток времени, например год. Тогда определяют по формуле (6.97) р_ср на конец этого года. Далее по формуле (6.100) определяют р_к. Для того чтобы определить по формуле (6.101) распределение давлений, необходимо знать распределение дебитов. Здесь возможны два случая. Строят карту размещения по площади начальных рабочих дебитов, по которой выводят функциональную зависимость распределения дебитов по координате, т.е. Q(x). В том случае, если такую зависимость установить нельзя, то опять все месторождение разбивают на зоны, по каждой из которых отбор считают равномерным.

После этого по формуле (6.101) определяют распределение пластовых давлений. Далее, либо по местонахождению скважины на эпюре распределения пластовых давлений, либо считая для скважины пластовым давлением средневзвешенное в данной зоне давление, рассчитывают по формулам (1.2) или (1.7) рабочий дебит скважины на конец года. По этим дебитам определяют новый (меньший) суммарный отбор и новое распределение дебитов. Эту точку принимают за нулевую и расчет повторяют. Так рассчитывают весь период разработки месторождения.

6.7. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ

СКВАЖИН

В связи с вводом в разработку газовых месторождений Западной Сибири в условиях криолитозоны и освоением месторождений с низкой проницаемостью Ю.П. Коротаев в 1964 г. вводит понятие и методику расчета температурного технологического режима при проектировании разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений [19]. В последующем были исследованы

газотермодинамические режимы при различных условиях работы скважин [20]. В частности, для обеспечения

безгидратной эксплуатации скважин.

Как известно, природный газ как энергоноситель обладает огромным химическим энергетическим потенциалом. При разработке месторождений целесообразно учитывать и физический энергетический потенциал скважины и залежи в целом. Предлагается в качестве физического энергетического потенциала залежи считать произведение извлекаемых запасов газа на пластовое давление, а в качестве физической энергетической мощности скважины произведение рабочего дебита на депрессию.

Рассмотрение работы пласта и скважин с учетом их физических энергетических характеристик позволит осуществлять энергосбережение на всем пути движения газа от пласта до потребителя и более четко учитывать непроизводительные потери давления. Ставится задача рационального использования избыточного давления, имеющегося в начальный период разработки месторождения.

Несмотря на то что химический потенциал природного газа значительно выше физического энергетического потенциала, но учитывая, что уже сегодня газ в топливноэнергетическом балансе России превысил 50 % и его доля будет непременно возрастать в будущем, то разработка методов расчета ТРЭС, учитывающих рациональное использование всего энергетического потенциала природного газа является актуальной задачей.

Другим важным аспектом являются термодинамические и технологические режимы, которые служат основой для проектирования разработки газоконденсатных

месторождений, при которых проводятся расчеты выпадения конденсата в пласте, изменения состава компонентов в процессе разработки.

В этом случае подход с рассмотрением энергетических и химических характеристик и потенциала природного газа представляется весьма целесообразным при расчетах проектирования комплексной разработки газоконденсатных месторождений, рассматривая и оптимизируя в виде единого целого добычу и переработку газа. При этом основная особенность состоит в обеспечении надежных условий работы газоперерабатывающего завода при переменных в процессе разработки объемах добычи конденсата и отдельных компонентов.

Обычно при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений проводятся расчеты только гидродинамических технологических режимов работы скважин, состоящие в определении изменения во времени пластового Рпл(?), забойного р_з((), устьевого Ру(^ давлений и дебита газа Q(t) при условии постоянства градиента, депрессии, давления или дебита.

Температурный технологический режим работы пласта, ствола и наземных сооружений и характер его изменения в процессе разработки, по существу, имеет не менее важное значение для правильной эксплуатации месторождения, так как процессы образования гидратов, выделения конденсата и отделения воды обусловлены температурным режимом. При этом для правильного выбора эксплуатационного оборудования и сооружений недостаточно знаний температурного режима в данный, например, начальный период, а важно знать характер его изменения на всем пути движения газа пласт — газопровод в процессе разработки месторождения [19].

Таким образом, расчет температурного технологического режима сводится к нахождению изменения во времени в процессе разработки температуры в пласте Т_пл(^, на забое T_a(f), на устье Ту(^, в газопроводе Т_г(?), штуцерах, сепараторах, теплообменниках и других сооружениях.

В общем случае Т_пл(^ будет уменьшаться вследствие расширения газа в процессе разработки. Как показывают расчеты [21], при снижении давления в пласте от 200 до 0,1 МПа пластовая температура изменится всего на 2 °С. Поэтому при расчетах температурного режима без существенной ошибки можно принять T^Jf) = Т_плнач =

const. Пластовую температуру можно приближенно оценивать по геотермическому градиенту.

Для дальнейших расчетов воспользуемся методом последовательной смены стационарных состояний. Зная закон изменения во времени р_пл№ и p₃(t) и величину r_nA(f), температуру на забое определяем по формуле

T3(t) = T_nA(t) - [Рпл№ - Рз(t)]e(t), (6.105)

где e(t) — коэффициент Джоуля-Томсона находится по

энтальпийным диаграммам для данной относительной плотности газа и известных р_пл(^ и р_з(^.

Зная величины р_пл(^, p₃(t), T_пл(t) и T^t), можем найти количество конденсата и воды, которое выделяется в пласте и на забое в процессе разработки, исходя из известных изотерм конденсации и графиков влагосодержания при различных р и T. Далее, определив количество жидкости, которое будет оставаться неподвижной в пласте, исходя из данных фазовой проницаемости, найдем изменение дебита воды и конденсата, поступающих из пласта в процессе разработки месторождения.

Температуру газа на устье скважины Ту(^ для каждого момента времени t, которому соответствуют р_з(^, Ру(?) и Q(t), находим по формуле

Ту^) = T_nA(t) + T(t) — T_nA(f)]e^-'^j(t>^L — wL + p₃^{(t )} - p_v ^(t)e

(1 - e ^{j(t )L}), (6.106)

Kpdp L p

где j = , .—; S = 0,03415~-; w - геотермический

^Q(t)cp Vcp

градиент; L - глубина скважины; K - коэффициент теплопередачи; d - диаметр ствола скважины; Ср - весовая теплоемкость газа при постоянном давлении; р -относительная плотность газа; p - плотность газа;

Tv (t) + T3 (t)

*^cp 2

_T_и pv ^{(t )} + pv ^(t)eS

^и pcp =-2-¦

Изменение средней температуры в стволе скважины в процессе разработки находим по формуле

w - S-

j(t)

T_c = —-³—; г_ср - коэффициент сверхсжимаемости при

T (t) - T (t) _L wL

T_Cp (t) = T_njI (t) + ³ ~~_jL~~ ~~^дд~~ (1 _ e_^jL) - — +

(jL + e^-jL - 1). (6.107)

j ²L

Рз (t) - Py (t)e^s

w-e-l-

Если средняя температура в стволе скважины, определенная по формуле (6.107), отличается от Тср, принятой для расчета Ру(?), то значение Ру(^ следует уточнить.

Надо отметить, что часто при расчетах пластовых давлений по барометрической формуле за устьевую температуру принимают: определенную по геотермическому градиенту на уровне нейтрального слоя, т.е. среднегодовую для данного района, или максимальную на устье, полученную при исследовании скважин.

Если скважина перед измерением статического давления простаивала несколько месяцев, то за устьевую температуру следует брать среднегодовую для данного района. Если же измерения давления проводятся непосредственно после длительной эксплуатации, то в качестве устьевой следует принимать температуру на устье, получаемую при эксплуатации. При измерении статического давления после краткого периода работы скважины, например при исследовании, необходимо устьевую температуру брать с учетом периода исследований и, как правило, при исследовании в течение нескольких часов в качестве устьевой температуры следует принимать температуру на устье, полученную при наименьшем повторном режиме.

Характер изменения температуры газа в коллекторе или газопроводе определим по формуле

T_r (t ) = T + [Ty (t ) - T ]e^-j(t)L^l - e ^P^y ~~L⁾ (~~^(1 - e^-j(t
)L^l), ⁽⁶^Л⁰⁸⁾

Lj(t)

где Т_гр — температура грунта; L1 — длина коллектора; P1(t) — давление в конце коллектора.

При расчетах по формуле (6.108) необходимо учитывать, что Т_гр будет зависеть от сезонных колебаний температуры, а для длинных магистральных газопроводов будет переменной на различных участках в один и тот же период времени.

Зная величины ру(t) и Tу(f) по изотермам конденсации и графикам влагосодержания, определяем количество конденсата и воды, которое будет выделяться в стволе скважины и газопроводе в процессе разработки месторождения. Таким образом можем определить изменение дебитов конденсата и воды в процессе разработки месторождения на выходе газа из коллектора.

Кроме того, определив закон изменения p(t) и T(t), далее можем найти условия и место образования гидратов и характер их изменения в процессе разработки по стволу скважины и газопроводу.

Если в конце коллектора установлен штуцер, то характер изменения температуры после штуцера определим по формуле

T,(t) = ВД - [Р1 (t) - Р2 (t)]e(t), (6.109)

где p2(t) — давление после штуцера.

Обычно в течение длительного периода времени соблюдается p2(t) = const, и со временем температура T2(t) будет приближаться к величине Tj(t).

Аналогично, зная закон изменения Tj( t) и pj (t) по известным формулам для теплообменных аппаратов и формуле (6.109), рассчитываем эффективность работы низкотемпературной сепарации во времени и необходимость увеличения поверхности теплообменников по мере снижения давления и период перехода на применение холодильных машин и других аппаратов. Подобным же образом, исходя из формулы (6.108), находим изменение распределения температуры в процессе разработки по газосборным сетям иной конфигурации, чем прямолинейный коллектор. При расчете температурного режима магистрального газопровода в формуле (6.108), начиная с определенного периода времени, должно быть учтено повышение температуры T^t) при установке компрессорной станции и соответственно рассчитано изменение температурного режима работы.

Комплексное рассмотрение гидродинамического и термодинамического технологических режимов работы скважин и наземных сооружений в течение всего или основного периода разработки газового или газоконденсатного месторождения позволит правильно выбирать эксплуатационные колонны и НКТ, коллекторы и другие наземные сооружения, определять для каждого периода разработки наиболее оптимальные конструкции и своевременно заменять устаревшее оборудование, которое было эффективным для одного периода и не обеспечивает условия нормальной эксплуатации для другого.

6.8. РЕЖИМ “БЕЗГИДРАТНОЙ” ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В РАЙОНАХ МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЫ

В связи с эксплуатацией группы крупных месторождений на севере Тюменской области при их разработке потребовался учет специфических условий распространения многолетней мерзлоты. Эти условия требуют нового подхода к решению ряда проблем разработки, добычи и транспорта газа.

Одной из главных проблем, без решения которой невозможно обеспечить добычу газа, является борьба с гидратообразованием и растеплением и замерзанием пород в скважинах.

В районах северной мерзлотной зоны, где расположены такие месторождения, как Ново-Портовское, Тазовское, Заполярное, развита преимущественно монолитная толща многолетней мерзлоты мощностью около 300 — 400 м. Среднегодовая температура многолетнемерзлых пород изменяется в пределах минус 1—5 °С.

В районах северной подзоны центральной зоны (Уренгойское и Губкинское месторождения) развита в основном двухслойная мерзлота. Ориентировочно мощность многолетней мерзлоты в районе р. Пур равна 200 — 250 м.

Ввиду того, что температуры пород на глубинах 200 — 300 м от дневной поверхности оказываются ниже равновесной температуры гидратообразования, при малых дебитах газа возможно образование пробок.

Надо отметить, что мерзлотно — геологические условия территории газовых месторождений различны. Учитывая указанное обстоятельство, необходимо, чтобы все расчеты базировались на данных непосредственных измерений в скважинах.

Поскольку тепловой режим скважин существенно зависит от их дебита, в ряде случаев можно определить такие предельные дебиты, выше которых будет обеспечен "безгидратный" режим эксплуатации месторождения без подачи ингибитора гидратообразования на забой скважины.

Для выяснения условий гидратообразования в стволе газовых скважин и обоснованного выбора технологического оборудования промысловых сооружений необходимо выполнить расчеты тепловых режимов скважин в течение основного периода разработки. Эти расчеты позволят определить пределы изменения допускаемых дебитов газовых скважин, при которых исключается гидратообразование.

Если к моменту составления проекта разработки месторождения отсутствуют достоверные данные, необходимые для тепловых расчетов (геотермический градиент и теплофизические свойства пород), то выполняют прогнозные расчеты, которые корректируют после получения необходимых данных.

Расчеты стационарных тепловых режимов скважин проводились для системы уравнений, описывающей стационарное неизотермическое течение реального газа [23]:

dp T p

~^ = + ^b2^F^:

dX ¹ p ² T dT dp dX = ^a1dX^a2 + ^a^ ^{- Г} (^x> ^-T)’

(6.110)

при начальных условиях:

x = 0; p = рз; Т = Тз,

где

1G²zR

^b1 = 2gf ²D ^:

^b2 - ж^:

a₁ = e/cp

^a2 = 1/cp;

К.П.Д.

^ap — давление; Т — температура; e — коэффициент Джоуля — Томсона; G — массовый дебит; D, f — диаметр и площадь

сечения скважин соответственно; Ср — изобарная

теплоемкость газа; R — газовая постоянная, Г(Х) —

геотермический градиент; К — коэффициент теплопередачи от газа в породу; 1 — коэффициент гидравлического

сопротивления; z — средний коэффициент

сверхсжимаемости.

На рис. 6.6 приведены кривые изменения температуры газа вдоль ствола скважины при различных значениях К на 1,

2, 4, 6, 8 и 10-й годы разработки месторождения. Здесь же построены равновесные кривые гидратообразования. Выше этих точек термодинамические условия таковы, что возможно образование гидратов.

а б в

Я, м

где

Рис. 6.6. Изменение температуры по глубине скважин при различных значениях коэффициента теплопередачи (Q = 700 тыс. м³/сут):

1 - К = 0; 2 - К = 5; 3 - К = 10; 4 - К = 15; 5 - К = 20; 6 - К = = 50 ккал/(м²-ч-град); 7 - геотермический градиент; 8 - равновесная температура гидратообразования; а, б, в, г, д, е - годы разработки соответственно 1, 2, 4, 6, 8, 10-й

Следует отметить, что все реально возможные температурные кривые T(X) находятся в поле, ограниченном кривыми К = 0 и К = 50 ккал/(м²-ч-град).

Наибольшая опасность гидратообразования имеется, таким образом, в первые два года эксплуатации скважин.

Как показали расчеты, на высоту зоны гидратообразования существенное влияние оказывает геотермический градиент Г(Х). На рис. 6.7 показаны кривые изменения температуры газа вдоль ствола скважины при Г = const (кривая 1) и Г = Г(Х) (кривая 2).

Здесь же даны кривые распределения температур

естественного поля земли (кривые 3 и 4) и

гидратообразования (кривая 5).

Как видно (см. рис. 6.7) для случая, когда геотермический градиент зависит от Х (кривая 3), зона гидратообразования будет больше примерно на 150 м.

Распределение температур и давлений вдоль ствола

скважин имеет вид [25]

т = T* + (T₃ - T*) exp(-азХ) - Г (X ) - mexp(Xp²) х х [erf (р_зЛ/Х) - erf(pVX)];

(6.111)

bjT²

2b₂X

2 2 p = p exp

, (6.112)

1 - exp I -

где

a₁ v p

^аз

Ci^;

10 0 10 T_y °C

Рис. 6.7. Сравнение

распределения температуры

вдоль ствола скважины при различных геотермических градиентах

Рис. 6.8. Изменение температуры по стволу скважины при различных дебитах (К = 10 ккал/(м²-ч-град)): 1—5 — соответствуют Q = = 700, 500, 300, 100,

10 тыс. м³/сут; 6 —

Я, м

геотермический градиент; 7—12 — равновесные

кривые

гидратообразования соответственно в 1, 2, 4, 6, 8 и 10-й годы

разработки месторождения

²Р 3 ^b2 T

+ 2b₁T ^;

* a₂ Г ^T₃ + ^T_y

T* = т --^L +—: t = —-^y

^a3 ^a3

остальные обозначения даны выше.

Для определения допустимых (с точки зрения исключения гидратообразования) дебитов газовых скважин Губкинского месторождения на различные моменты его разработки проведены расчеты проектной скважины при вариации дебитов (10 — 700)10³ м³/сут.

Результаты расчетов приведены на рис. 6.8. С увеличением дебита депрессия температуры вдоль ствола скважины уменьшается. Но в связи с падением давления в процессе разработки месторождения возможно снижать дебиты до некоторых значений без гидратообразования. Для определения пределов изменения допустимых дебитов скважин исследована зависимость температуры на устье от дебита скважины. Точки пересечения кривых гидратообразования на каждый год разработки и устьевой температуры определяют минимально возможные дебиты скважин, при которых исключается гидратообразование.

На рис. 6.9 дана кривая зависимости минимально допустимых дебитов в период разработки месторождения (кри-вая 1). Здесь же нанесена прямая 2, соответствующая выбранному проектному дебиту скважин. Вправо от точки А выше кривой 1 гидратообразование исключается, влево от

Рис. 6.9. Изменение

допустимого дебита скважин, при котором исключается гидратообразование в

800

процессе разработки

месторождения:

600

1 - линия допустимых

дебитов; 2 - проектный

дебит; 3, 4 - зоны гидра

тов

400

200

1 23456789 t, годы

точки А дебиты выше проектных, поэтому будет гидрато-образование.

Таким образом, выбранный рабочий дебит проектной скважины обеспечивает безгидратный режим скважин только во второй и следующие годы разработки Губкинского месторождения; в первые два года необходимо, чтобы дебиты скважин были порядка 1 млн. м³/сут. Эти данные справедливы для условий нормальной эксплуатации скважин, т.е. без их остановок. Если учесть прогрев пород вокруг скважины в процессе эксплуатации, например взять коэффициент теплопередачи по формуле И.А. Чарного [26], то можно убедиться, что с течением времени депрессия температур вдоль ствола скважины уменьшается (рис. 6.10), т.е. условия гидратообразования становятся менее жесткими. Следовательно, рассчитанные выше дебиты скважин имеют некоторый запас, связанный с недостоверностью исходной

Н, м

1 2 34 5

600

400

200

Рис. 6.10. Изменение

температуры газа по стволу скважины при различном

1 - 24; 2 - 120; 3 - 240; 4 -720; 5 - 2000

времени работы, ч:

информации.

В связи с сооружением газовых скважин в криолитозоне необходимо определить максимально возможные дебиты, при которых обеспечивается режим их "безгидратной" эксплуатации. При малых и очень больших дебитах скважины температура газа может стать ниже равновесной температуры гидратообразования. Таким образом, существует диапазон допустимых дебитов скважины, при которых не происходит гидратообразование.

Чтобы определить указанный диапазон, следует решить совместно уравнения для распределения температуры газа на устье скважин и гидратообразования [27]. Формулы для расчета теплового режима скважины имеют вид (6.111) и (6.112).

В качестве контрольной точки выбираем устье скважины, т.е. будем предполагать, что режим "безгидратной" эксплуатации обеспечивается, если Ту > Т_гидр, где Т_гидр(0) — равновесная температура гидратообразования.

Температуру газа на устье скважины определим из уравнения (6.111), допустив, что Х = Н, т.е. на глубине скважины:

T_y = T* + (T₃ - T*)exp(-a3H) - ГН - mexp(Xp²_y) х

х [erf(p₃VX) - erf(p уд/X)], (6.113)

где ру находят из уравнения (6.112) при Х = Н.

Значение дебита, при котором Ту достигает максимума (0_Опт), можно определить из уравнения дТу/дО = 0. Нетрудно убедиться, что дифференцирование обеих частей уравнения (6.113) по Q приводит к сложному трансцендентному уравнению, решение которого можно получить только графически или подбором.

Для наглядности целесообразно построить кривые Ту = =

/1(0) и Т_гидр = /2(0) и найти точки их пересечения, а также максимум функции /1(0), т.е. оптимальное значение дебита, при котором Т_у достигает максимума.

С увеличением дебита теплообмен газа с породой возрастет. Температура газа на устье скважины также повышается до некоторой предельной величины. С дальнейшим ростом дебита потери напора увеличиваются настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля — Томсона превалирует над теплообменом и температура газа снижается. При значительных дебитах скважин необходимо учитывать дроссель-эффект.

Точность указанных расчетов в значительной степени зависит от достоверности принятых значений коэффициента теплопередачи и геотермического градиента. Для проведения прогнозных расчетов следует использовать значения К, полученные обработкой данных натурных исследований скважин.

6.9. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В ГАЗОГИДРАТНЫХ ЗАЛЕЖАХ

При испытании скважин ряда месторождений на приток наблюдалось образование гидратов не только в стволах скважин, но и непосредственно в призабойной зоне пласта.

Анализ результатов испытания газовых скважин Мессояхского месторождения показал, что нормальную работу скважин с устойчивым дебитом можно обеспечить лишь на тех режимах испытания, на которых призабойная температура газа (т.е. температура его сразу за пределами перфорированной части обсадной колонны) будет не ниже соответствующей данному режиму равновесной температуры гидратообразования. Вполне закономерно, что соблюдение этого условия явится также предпосылкой для длительной и устойчивой работы эксплуатируемой скважины без образования гидратов в призабойной зоне пласта, хотя при этом и не исключается ввод в скважину ингибитора для борьбы с гидратами в ее стволе.

Режим работы скважины, при котором призабойная температура газа должна быть выше равновесной температуры гидратообразования, назовем режимом безгидратной работы пласта. Далее излагается способ его расчета с определением максимально допустимых дебитов, предельных пластовых депрессий и забойных давлений данного режима.

Расчет может быть использован при проектировании разработок месторождений Крайнего Севера и определении технологических условий работы газовых скважин.

Так как составлению проекта разработки и вводу скважин в эксплуатацию предшествуют разведочные работы на месторождении, то химический состав газа, коллекторские свойства и продуктивная характеристика газонасыщенного пласта являются известными.

Из определения режима безгидратной работы пласта следует, что граничными условиями для его расчета должны быть соотношения

Тс = Тр; рс = рр, (6.114)

где Т_с — призабойная температура газа, °С; р_с — призабойное давление газа, МПа; Тр — равновесная температура гидратообразования, °С; р_р — равновесное давление гидратообразования, МПа.

Предельное изменение призабойной температуры вследствие дроссельного процесса при движении газа в пласте, согласно работе [21], определяется в первом приближении формулой

Тс = Тдд - 8ср(рпл - рс), (6.115)

где Т_пл — пластовая температура, °С; р_пл — пластовое давление, МПа; е_ср — среднеинтегральный по области дренажной зоны коэффициент Джоуля — Томсона,

pn„

jsdp

s _cp = -^-. (6.116)

pn: ^- pc

Необходимо отметить, что из-за большой теплоемкости скелета пласта призабойная температура газа в течение начального периода работы скважины сохраняется выше предельной, а тепловой режим является неустановившимся. Однако в прогнозных расчетах на длительный срок эксплуатации скважин целесообразно допустить, что тепловой режим является установившемся. Это существенно упрощает расчеты, а также повышает надежность их результатов, так как ориентирует проектные расчеты на худший случай.

Пластовое давление к моменту времени t можно определить по преобразованной формуле (6.115) с учетом граничных условий (6.114)

T - T

p^^ ^(t) = ~-^p + pp. ^(6Л17)

Решая уравнение (6.117) совместно с уравнениями фильтрации газа к скважине (1.2) или (1.7), получим формулы для расчета максимально допустимого дебита газа Q(t) при безгидратной работе пласта.

При дебитах Q < <Э_кр будет

Q(t) = -a

Рс

(6.118)

ср

При дебитах газа Q > <Э_кр значение Q(t) находится

методом итераций из формулы

(

: aQ(t) - bQ_KpQ(t) + b x

^Рс

¦ + Рр

сР

(6.119)

Q( t)

Q(t) - Qkp in Q

Q( t)

^кр

Необходимо отметить, что зависимость правых частей уравнений (6.117) — (6.119) от времени t выражена в неявной форме, через заданные значения р_р и Гр, относящиеся к различным, пока еще неизвестным, моментам времени t.

Однако при проектировании разработки изменение во времени пластового давления в залежи находится по заданным отборам независимо от показателей технологического режима работы газовых скважин.

Таким образом, зависимость среднего пластового давления в залежи от времени р_пл = ф(т) следует считать известной. Так как любому пластовому давлению соответствуют свои значения р_с = р_р и Q(t), определяемые из формул (6.117) — (6.119), то их изменения легко увязываются со временем эксплуатации месторождений на истощение. В свою очередь по найденным призабойном и пластовом давлениям, а также дебиту газа можно определить все остальные технологические показатели эксплуатации скважины при безгидратной работе пласта (забойное и устьевое давления, пластовую депрессию и т.д.).

По данной методике были проведены расчеты основных технологических показателей эксплуатации скважины при безгидратной работе пласта по Мессояхскому газовому месторождению.

Рис. 6.11. Основные показатели

технологического режима эксплуатации скважин Мессояхского

месторождения при

безгидратной работе

СЗ

пласта:

п 1 1 2 А С

1 - пластовое давление;

2 - депрессия; 3 -

дебит газа

Время эксплуатации х, годы

Как видно из рис. 6.11, эксплуатация газовой скважины на режиме безгидратной работы пласта характеризуется быстрым возрастанием предельной пластовой депрессии (с 1,91 до 4,22 МПа) в первые пять лет разработки месторождения. Это обусловлено снижением равновесной температуры гидратообразования по мере падения пластового

давления в залежи с чисто газовым режимом. Так как pф₀- рС возрастает во времени, то и предельный дебит безгидратной работы пласта также увеличивается независимо от абсолютных значений фильтрационных коэффициентов а и b и критического дебита 0_кр, которыми определяются лишь темпы роста 0(т) и начальное значение его для t = 0.

Для приводимых в примере значений этих коэффициентов предельный дебит в течение первых пяти лет разработки возрастает примерно на 20 % (с 464 при t = 1,2 года до 530 тыс. м³/сут при t = 5,6 года).

Температура газа при прохождении его через отверстия перфорации заметно снижается. Это обусловливает образование гидратов непосредственно в забойной части ствола скважины и выше.

Таким образом, при эксплуатации скважины на режиме безгидратной работы пласта забойная температура газа может быть значительно ниже равновесной, и тем не менее в пласте гидраты образовываться не будут, а нормальная работа скважины обеспечится либо при подаче в поток газа на забое антигидратного ингибитора, либо путем повышения

различными способами температуры газа в стволе скважины.

В таком случае контроль за соблюдением данного технологического режима можно осуществить поддержанием дебита газа и забойного давления на заданном значении, зависящем от пластового давления. Эта зависимость рассчитывается с помощью предлагаемой методики.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 6

1. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. — М.: Гостоптехиздат, 1946.

2. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. — М.: Гостоптехиздат, 1948.

5. Смирнов А.С., Ширковский А.И. Добыча и транспорт газа. — М.: Гостоптехиздат, 1957.

6. Коротаев Ю.П., Зотов Г.А. Расчеты технологических режимов работы газовых скважин по методу последовательной смены стационарных состояний // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1960. — Вып. 9(17).

7. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы газовых скважин. — М.: Недра, 1978.

8. Козлов В.Г. Периоды разработки газовых месторождений и этапы развития ДКС // НТО. Сер. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. 1981. — Вып. 10.

9. Ширковский А.И., Латонов В.В., Сахарова В.К. Влияние режима эксплуатации пласта на диаметр эксплуатационной скважины (обсадной колон-ны) и систему транспорта газа // Тр. ин-та / МИНХ и ГП. — 1964.

— Вып. 48.

10. Коротаев Ю.П. О расчете технологических режимов эксплуатации и обработки результатов исследования скважин по степенной формуле // Экспресс-информ. — 1992. — Вып. 5.

11. Коротаев Ю.П. Исследование и режимы эксплуатации скважин. — М.: изд. ВНИИЭГАЗПРОМ, 1991.

12. Коротаев Ю.П. Избранные труды. Т. 1. — М.: Недра, 1996.

13. Минский Е.М., Бурштейн М.Л. Приближенный расчет притока газа к скважине, дренирующей одновременно неколько газоносных пластов // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. - 1956. - Вып. VIII.

14. Фиш М.Л. К вопросу о совместной эксплуатации двух газоносных пластов одной скважиной // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1960. — Вып. 9/17.

15. Гацулаев С.С. О расчете разработки многопластового месторождения с газовым режимом // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1964. — Вып. 19/27.

16. Зотов Г.А. Приближенное решение первой фазы нестационарной фильтрации реального газа в пласте, параметры которого зависят от давления // НТС по геологии, разработке и транспорту природного газа. —

1963. — Вып. 1.

17. Лейбензон Л.С. Собрание Трудов, т. 11. — М.: Изд-во АН СССР, 1953.

18. Минский Е.М., Малых А.С. О центральном расположении скважин (на примере Северо-Ставропольского газового месторождения) // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1963. — Вып. 18/26.

19. Коротаев Ю.П. Приближенная методика расчета температурного технологического режима при проектировании разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1964. — Вып. 19(27).

20. Коротаев Ю.П., Кривошеин Б.Л., Новаковский В.Н. Термогазодинамика газопромысловых систем. — М.: Недра, 1991.

21. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. — М.: Недра, 1965.

22. Коротаев Ю.П., Гагиев В.Г., Гергедава Ш.К. Системное моделирование оптимальных регионов эксплуатации объектов добычи природного газа. — М.: Недра, 1989.

23. Коротаев Ю.П., Кривошеин Б.Л. Режим "безгидратной" эксплуатации месторождений в районах многолетней мерзлоты // Газовое дело / ВНИИОЭНГ. — 1968. — № 5.

24. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа.

— М.: Недра, 1965.

25. Коротаев Ю.П. Методы исследования пластов и скважин и проектирования разработки газовых месторождений: Докторская дис. — М.: ВНИИ, 1966.

26. Чарный И.А. Изв. ОТН АН СССР. — 1948. — № 2.

27. Коротаев Ю.П., Кривошеин Б.Л. Определение допустимых дебитов скважин при опасности образования гидратов // Газовое дело / ВНИИ-ОЭНГ. — 1968. — № 7.

НАСОСЫ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ г л а в а НЕФТИ

6.1. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

Из гидравлики известно, что течение жидкости в линейной части трубопровода происходит от сечений с большим значением напора (под этим термином подразумевается сумма (p/(pg) + z)) к сечениям с меньшим значениям напора, причем уменьшение самого напора происходит вследствие работы сил трения. Между слоями жидкости, движущимися друг относительно друга, возникают силы трения, их называют вязким трением, благодаря чему механическая энергия движения постепенно переходит в тепло и рассеивается в пространстве. Для восстановления напора и обеспечения дальнейшего течения жидкости необходимы устройства, "создающие напор". Такими устройствами являются насосы.

Насосы — это устройства для принудительного перемещения жидкости от сечения с меньшим значением напора (в линии всасывания насоса) к сечению с большим значением напора (в линии нагнетания насоса).

Движение жидкости в направлении против давления достигается принудительным путем. В так называемых центробежных насосах, которые в основном используются для перекачки нефти, жидкость перемещается от сечения с меньшим давлением к сечению с большим давлением центробежной силой, возникающей при вращении рабочего колеса с профильными лопатками.

Принцип действия центробежного насоса понятен из рис. 6.1. На нем представлена схема рабочего колеса насоса с профильными лопатками. Если перейти в систему координат, связанную с вращающимся колесом, то можно считать, что само колесо стоит неподвижно, а на заполняющую его жидкость действует центробежная сила рш²г (где р — плотность жидкости; ш — угловая скорость вращения; r — расстояние частицы жидкости от оси вращения).

Центробежная сила заставляет жидкость двигаться вдоль лопаток колеса от центра к периферии. Эта сила способна преодолеть перепад давления Ар = р_н — р_в, равный разности давления р_н нагнетания (на периферии колеса) и давления р_в всасывания (в его центральной части), т.е. заставить жидкость перемещаться из области низкого давления в область высокого давления (см. рис. 6.1). Разумеется, что для такого принудительного перемещения необходимы затраты энергии на вращение рабочего колеса.

Та часть насоса, в которой находится рабочее колесо, обеспечивающее напорное перемещение жидкости от меньшего давления к большему, называется центробежным нагнетателем, а та часть насоса, которая создает вращения вала с находящимся на нем рабочим колесом — приводом насоса. Приводом насоса может быть электрический двигатель, двигатель внутреннего сгорания или иное механическое устройство.

Для того чтобы понять механику действия центробежного нагнетателя, рассмотрим рабочее колесо с радиально расположенными на нем лопатками. Уравнение баланса сил, действующих на жидкость, движущуюся по радиусу от центра колеса к периферии, можно записать следующим образом:

рш²г — dp/dr = pf_T(Q).

Здесь dp/dr — радиальный градиент давления, противодействующий движению; f_T(Q) — сила трения. Последняя зависит от подачи Q (для насосов подачей называют расход жидкости), причем, как правило, f_T(Q) возрастает при увеличении Q.

Проинтегрировав уравнение баланса сил от 0 до R (R — радиус рабочего колеса), получим:

- Ap = Rpf (Q)

или

Ap = - Rpf (Q). (6.1)

Отсюда видно, что вращение рабочего колеса с угловой скоростью ю способно заставить жидкость перемещаться против разности давлений Aр между периферией колеса и его центральной частью, причем максимальное значение разности давлений, которое способна преодолеть центробежная сила, равно pro²R²/2. Такое значение Ар достигается при Q =

0, когда сила трения отсутствует, при других же Q имеет место соотношение (61), называемое (Q-Ар)-

характеристикой насоса. При увеличении Ар подача Q насоса уменьшается и, наоборот, чем меньше перепад давлений, который должен преодолеть нагнетатель, тем больше будет подача жидкости.

Величина Ар = р_н — р_в называется дифференциальным давлением, а соответствующая ему величина H =(р_н — р_в)/рд — дифференциальным напором насоса:

H = ^Ю2д² - Rf_x(Q)/g. (6.2)

²д

Пример. Какой максимальный дифференциальный напор может развить центробежный насос с радиально расположенными лопатками рабочего колеса, имеющего диаметр 0,5 м и вращающегося с частотой 3000 оборотов в минуту?

Решение. Число 3000 оборотов в минуту соответствует угловой скорости ю = 2п3000/60 = 2п50 с^-1. Тогда согласно (6.2) имеем:

H_max = rn²R²/2g = 4п² 50²-0,25²/(2-9,81) а 314,4 м.

6.2. НЕФТЯНЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ

Центробежные насосы составляют основной вид нагнетательного оборудования для перекачки нефти по

магистральным трубопроводам и применяются как на головной, так и на промежуточных перекачивающих станциях.

Использование центробежных насосов на головной перекачивающей станции или промежуточных станциях, имеющих резервуарные парки, обладает некоторыми особенностями. Дело в том, что быстроходным магистральным насосам необходимо иметь избыточное давление на входе. Это давление должно предотвратить опасное явление, которое может возникать внутри насоса в результате уменьшения давления в быстро движущейся жидкости. Явление, о котором идет речь, называется кавитацией (от лат. cavitas — полость) и состоит в образовании пузырьков, заполненных парами перекачиваемой жидкости. Когда эти пузырьки попадают в область высокого давления, они схлопываются, развивая при этом огромные точечные давления. Кавитация приводит к быстрому износу частей нагнетателя и снижает эффективность его работы. Поэтому для подачи нефти к магистральным насосам обычно используют специальные подпорные насосы, главной задачей которых взять нефть из резервуаров и подать ее на вход основных магистральных насосов, создав необходимый кавитационный запас.

В то же время промежуточные перекачивающие станции магистральных нефтепроводов, работающие по схеме из насоса — в насос, оснащены лишь основными магистральными насосами, поскольку необходимый для их нормальной работы подпор создается предыдущей перекачивающей станцией.

Общие технические условия на магистральные насосы определяются ГОСТ 12124 — 87 "Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов", который распространяется как на основные, так и на подпорные насосы. В нем определены типы и основные параметры этих насосов. Государственный стандарт охватывает 11 типов основных насосов, а с учетом сменных роторов (рабочих колес) — 20 типов.

Насосы в упомянутом ГОСТе расположены в порядке возрастания подачи от 125 до 12500 м³/ч. Насосом самой большой подачи является насос НМ 10000-210. Маркировка насоса расшифровывается так: насос магистральный с подачей 10000 м³/ч и напором 210 м.

На перекачивающих станциях основные магистральные насосы соединяют последовательно, так чтобы при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммировались. Это позволяет увеличить напор на выходе станции. Для насосов ряда от НМ 125-550 до НМ 360-460 соединяют после-

Рис. 6.2. Трехсекционный насос типа НМ:

1 — входная крышка; 2 — предвключенное колесо; 3 — секция; 4 — направляющий аппарат; 5 — второе рабочее колесо; 6 — напорная крышка; 7 — подушка подпятника; 8 — торцевое уплотнение; 9 — подшипник качения; 10 — втулка; 11 — диск; 12 — первое рабочее колесо; 13 — вал; 14 — зубчатая муфта

12 11 10

довательно, как правило, два насоса при одном резервном. Для насосов с подачей от 500 м³/ч и выше соединяют последовательно три насоса при одном резервном.

По конструкции основные насосы, входящие в ГОСТ 12124 — 87, подразделяются на два типа: секционные многоступенчатые с колесами одностороннего входа (на подачи от 125 до 710 м³/ч) и одноступенчатые с колесами двухстороннего входа (на подачи от 1250 м³/ч и более). Последние имеют сменные колеса (роторы) на подачи 0,5-О_он; 0,7-О_он; 1,25-О_он, где О_он — подача насоса с основным колесом при номинальном режиме перекачки. В насосах с двухсторонним входом перекачиваемая жидкость подводится к рабочему колесу с двух сторон, в насосах с односторонним входом — с одной стороны.

На рис. 6.2 представлена конструктивная схема основного секционного (в данном случае трехсекционного) нефтяного насоса типа НМ. Корпус насоса, а точнее его нагнетателя, ограничен входной крышкой 1, расположенной над линией всасывания, и напорной крышкой 6 над линией нагнетания. Между крышками установлены нагнетательные секции с основными рабочими колесами насоса (в данном случае их три). Рабочие колеса 5, 12 и используемое для увеличения всасывающей способности предвключенное шнековое колесо 2 установлены на общем валу 13, соединенном через зубчатую муфту 14 с электродвигателем. Нефть подается в насос через входной патрубок (находящийся под крышкой 1) и при содействии предвключенного шнекового колеса 2 попадает в первую ступень 12 нагнетателя, в которой происходит увеличение ее напора на некоторую величину. Затем нефть последовательно попадает в рабочие колеса 5 и т.д., прохождение которых приводит к дальнейшему увеличению напора, и, наконец, через выкидной патрубок (находящийся под крышкой 6) нефть уходит из насоса.

6.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ (О -.^-ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

В табл. 6.1 приведены данные о расходах, на которые рассчитан тот или иной насос, а также о развиваемых ими напорах. Однако эти данные относятся к так называемым номинальным значениям параметров. Например, неф-

Тип насоса	Кавитационный запас (на воде), м	КПД¹ (на воде), %	Номинальная мощность привода, кВт
НМ 1250-260	20	80	1250
НМ 1800-240	25	83	1600
НМ 2500-230	32	86	2000
НМ 3600-230	40	87	2500
НМ 5000-210	42	88	3150
НМ 7000-210	52	89	5000
НМ 10000-210	65	89	6300
НМ 10000-210	87	87	8000
(1,25^о.н)
¹ КПД — коэффициент полезного действия.

тяной насос НМ 2500-230, рассчитанный на подачу 2500 м³/ч и создание напора 230 м, может иметь фактическую подачу как большую 2500 м³/ч, так и меньшую. Соответственно этому и создаваемый насосом напор может быть как больше 230 м, так и меньше этого значения. Какой именно расход будет обеспечивать насос в нефтепроводе и какой при этом будет создаваться напор, зависит от совместной работы насоса (или насосов перекачивающей станции) и обслуживаемого участка трубопровода (см. гл. 8). Однако для каждого значения развиваемого насосом напора существует единственное значение обеспечиваемой им подачи. Функциональная связь Н = F(Q) между дифференциальным напором Н, создаваемым насосом, и обеспечиваемой им подачей Q (расходом) носит название напорной (Q — Н)-характеристикой насоса.

Как уже говорилось, в центробежных насосах нефть течет принудительно от меньшего давления р_н в линии всасывания к большему давлению р_в в линии нагнетания за счет центробежных сил, действующих на жидкость, захватываемую лопатками рабочего колеса. При постоянном числе оборотов рабочего колеса существует закономерность: чем больший перепад давлений Ар = р_н — р_в(или разность напоров Н = Ар/рд) должен преодолеть центробежный нагнетатель, тем меньшую подачу Q нефти он может обеспечить, т.е. зависимость Н = F(Q) у центробежных насосов имеет монотонно убывающий характер: dF/dQ < 0 (рис. 6.3).

Пусть, например, нагнетатель центробежного насоса создает напор Н₁ (т.е. центробежная сила преодолевает разность давлений р_н — р_в = pgHj), тогда обеспечиваемый насо-


			tor
			sJ


___	I	V

	У
	1	1
				дОП

Н, м 325

275

225

175

125

N, кВт

3000

4000

3000

2000

А^ДОП 9 ^ 60

Л,%

100

2000 4000 6000 Q, м³/ч

Рис. 6.4. Характеристики нефтяного центробежного насоса НМ 7000-210 с диаметром рабочего колеса 475 и 428 мм

сом расход жидкости составляет величину Qj. Если же требуется создать больший напор H₂ > Н₁ (т.е. преодолеть

большую разность давлений р_н — р_в = pgH₂), то расход Q₂, обеспечиваемый насосом, будет меньше: Q₂ < Q₁ (см. рис.

6.3).

Монотонное убывание функции F(Q) поясняет ранее полученная модельная формула (6.2): чем больше значение Н = = Др/рд, т.е. разности давлений, которую нужно преодолеть нагнетателю, тем меньше его подача Q. В то же время при уменьшении подачи Q уменьшаются потери /_T(Q) в нагнетателе и, следовательно, создаваемый напор увеличивается, приближаясь к своему максимальному значению ro²R²/2g.

На рис. 6.4 приведены характеристики нефтяного центробежного насоса НМ 7000-210 с диаметром рабочего колеса 475 и 428 мм. Там же представлены зависимости мощности N(Q) и коэффициента n(Q) полезного действия (КПД) насосной установки от подачи Q.

6.3.1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ АППРОКСИМАЦИЯ ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСА

Характеристики (Q — Н) центробежных насосов часто аппроксимируют двухчленной зависимостью

Н = a — bQ², (6.3)

в которой напор Н измеряется в м, а расход Q — в м³/ч, поэтому единица измерения коэффициента a — м, а коэффициента b — м/(м³/ч)². В частности, для модельного нагнетателя, рассмотренного в предыдущем пункте (см. 6.2) a = = ro²R²/2g, а сила /_T(Q) сопротивления принимается пропорциональной квадрату подачи: /_T(Q) = bg/RQ².

В проектной практике для аппроксимации (Q —H)-характеристики насоса используются паспортные кривые, а вычисление параметров a и b осуществляется методом наименьших квадратов по пяти точкам (Q,, Н,), лежащим на этих кривых:

i=5 i=5 i=5 i=5

^Q? 2hQ-2h, 2Q,⁴

¦i=1—i=1 ⁱ=^1
i=¹ ; b

Пример. С паспортной кривой (Q — Н)-характеристики центробежного насоса НМ 1250-260 сняты следующие значения Q, расходов и соответствующих им дифференциальных напоров Н,:

T а б л и ц а 6.2

Коэффициенты аппроксимации характеристик некоторых центробежных насосов

Тип насоса	Диаметр рабочего колеса, мм	а, м	b, м/(м³/ч)²
НМ 1250-260	440	331	0,451-10^-4
НМ 2500-230	430	282	0,792-10^-5
НМ 2500-230	405	251	0,812-10^-5
на подачу 1800 м³/ч
НМ 2500-230	425	245	0,160-10^-4
на подачу 1250 м³/ч
НМ 3600-230	450	304	0,579-10^-5
НМ 3600-230	430	285	0,644-10^-5
на подачу 2500 м³/ч
НМ 3600-230	450	273	0,125-10^-4
на подачу 1800 м³/ч
НМ 5000-210	450	272	0,260-10^-5
НМ 5000-210	470	286	0,529-10^-5
на подачу 3500 м³/ч
НМ 5000-210	480	236	0,484-10^-5
на подачу 2500 м³/ч
НМ 7000-210	455	299	0,194-10^-5
НМ 7000-210	475	281	0,249-10^-5
на подачу 5000 м³/ч
НМ 10000-210	495	307	0,975-10^-6
НМ 10000-210	505/484	305	0,208-10^-5
на подачу 7000 м³/ч
НМ 10000-210	475/455	263	0,197-10^-5
на подачу 5000 м³/ч

Затем подставляем значения вычисленных сумм в формулы для аппроксима-ционных коэффициентов. В результате находим: a ^ 331; b ^ 0,451 * 10^-4, так что (Q — Н)-характеристика насоса может быть представлена зависимостью Н = 331 — 0,451*10^—4Q².

В табл. 6.2 приведены коэффициенты a и b аппроксимации Н = a — bQ² напорных (Q —Н)-характеристик для некоторых нефтяных центробежных насосов серии НМ.

6.3.2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЕ И ПАРАЛЛЕЛЬНОЕ СОЕДИНЕНИЕ НАСОСОВ

На перекачивающих станциях центробежные насосы соединяют последовательно для увеличения напора или параллельно для увеличения расхода.

При последовательном соединении насосов (рис. 6.5) их (Q —Н)-характеристики складываются; при этом расход нефти в насосах один и тот же, а напоры суммируются: Q₁ = = Q₂ = Q; Н = Н₁ + Н₂.

Если Н = a₁ — b₁Q² — характеристика первого насоса, Н = a ₂ — b₂Q² — характеристика второго насоса, то система двух последовательно соединенных насосов имеет характеристику

Н = a + a2) — (b + b₂)Q². (6.4)

На плоскости переменных (Q, Н) последовательному соединению насосов соответствует сложение графиков функций Н = F₁(Q) и Н = F₂(Q), представляющих характеристики этих насосов, вдоль оси напоров: при каждом значение абсциссы Q складываются ординаты точек этих графиков (рис. 6.6). Утолщенной линией представлена суммарная характеристика последовательно соединенных насосов.

При параллельном соединении насосов (рис. 6.7) их (Q — Н)-характеристики складываются иначе. Расходы нефти в на-

Рис. 6.5. Последовательное соединение насосов

Рис. 6.6. Сложение характеристик насосов при последовательном соединении

сосах суммируются, а напор, создаваемый каждым насосом, один и тот же: Q = Q_х + Q₂; H = H_x = H₂.

Если H = a_x — b_xQ² — характеристика первого насоса, H = a₂ — b₂Q² — характеристика второго насоса, то система двух параллельно включенных насосов имеет характеристику

д/a - H)/bj + ^(a₂ - H)/b₂ = Q. (6.5)

На плоскости переменных (Q, H) параллельному соединению насосов соответствует сложение графиков функций H = = FJQ) и H = F₂(Q), представляющих характеристики этих насосов, вдоль оси расходов: для каждого значения ординаты

Рис. 6.7. Параллельное соединение насосов

Рис. 6.8. Сложение харак- \

теристик насосов при па- ¦

раллельном соединении

Н складываются абсциссы Q точек этих графиков (рис. 6.8). Утолщенной линией представлена суммарная характеристика параллельно соединенных насосов.

Пример 1. (Q — Н)-характеристика центробежного насоса НМ 1250-260 с диаметром рабочего колеса 440 мм имеет вид: Н = 331 — 0,451*10^—4Q², а другого насоса той же марки, но с диаметром рабочего колеса 465 мм — вид: Н = = 374 — 0,451*10^—4Q², (Н — м, Q — м³/ч). Какую характеристику будет иметь система этих двух насосов, соединенных последовательно?

Решение. Согласно (6.4) получаем:

Н = (331 + 374) — 2*0,451*10^—4Q² = 705 — 0,902*10^—4Q².

Пример 2. (Q — Н)-характеристика центробежного насоса НМ 1250-260 с диаметром рабочего колеса 440 мм имеет вид: Н = 331 — 0,451*10^—4Q², а другого насоса той же марки, но с диаметром рабочего колеса 465 мм — вид: Н = 374 — 0,451*10^—4Q², (Н — м, Q — м³/ч). Какую характеристику будет иметь система этих двух насосов, соединенных параллельно?

Решение. Согласно (6.5) получаем:

7(331 - Н)/0,451 * 10^-4 +7(374 - Н) / 0,451 • 10^-4 = Q или

л/331 - Н + V374 - Н = 6 • 716 • 10^-4 = Q, где Н < 331 м.

6.3.3. ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ

Характеристикой перекачивающей станции называют суммарную (Q —Н)-характеристику всех работающих на ней насосов (включенных последовательно или параллельно) за вычетом (Q —Н)-характеристики подводящих коммуникаций. Последние считаются элементом, соединенным с насосами станции последовательно.

Пример. На перекачивающей станции работают два последовательно включенные насоса с характеристиками: Н = F₁(Q) = 331 — 0,451*10^—4Q² и Н = F₂(Q) = 374 — 0,385-10^—4Q². Кроме того, известно, что потери напора h_c в станционных коммуникациях (техническое название — "обвязке” станции) представляются зависимостью h_c = 25 — 0,036*10^—4Q² (Н, h_c — м, Q — м³/ч). Какую характеристику будет иметь перекачивающая станция, как единый объект?

Решение. Характеристика перекачивающей станции Н = F(Q) представляется суммарной характеристикой системы насосов за минусом потерь напора в обвязке, т.е. выражением -Fj(Q) + F₂(Q) — h_c(Q):

H = F(Q) = 680 - 0,800-10^—Q

6.3.4. МОЩНОСТЬ И КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАГНЕТАТЕЛЯ И НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

Полезная мощность N_n нагнетателя, т.е. та мощность, которая расходуется нагнетателем на преодоление разности давлений Ap = р_н — p_в при подаче Q, равна, очевидно:

^Nп = ^Ap^Q = pg—^Q

или

Nп = ApQ = pgHQ,

а мощность N, затрачиваемая насосной установкой представ

ляется формулой

pgHQ

(6.6)

П1П2

или

_N = Nn = pgQF(Q),

П П1П2

где п₁, П₂ — коэффициенты полезного действия самого нагнетателя и его привода соответственно; п = П₁П₂.

Следует отметить, что коэффициент n(Q) полезного действия насосной установки не является монотонной функцией расхода Q. Для каждой установки существует интервал расходов, в котором функция n(Q) близка к своему максимальному значению. Как правило, кривые N(Q) и n(Q) изображаются на (Q —Н)-диаграмме насосной установки (см. рис. 6.4), причем насосы для перекачки нефти выбираются таким образом, чтобы перекачка велась с расходом Q, в интервале значений, в котором величина n(Q) является наибольшей.

Пример. Рассчитать полезную мощность насосной установки, перекачивающей нефть с расходом 2500 м³/ч, если разность давлений нагнетания и всасывания составляет 25 атм.

Решение. Используя формулу N = ApQ, получаем:

N = 25-98100-2500/3600 = 170Э,125-10³ Вт, т.е. 1703,125 кВт.

Характеристику (n — Q) центробежного насоса обычно представляют в виде двучленной зависимости

П = kQ — k₁Q², (6.7)

в которой k, k₁ — коэффициенты аппроксимации. Эти коэффициенты определяют по паспортной кривой (см. рис. 6.4) так же, как и коэффициенты напорной характеристики — методом наименьших квадратов:

ZQi²^Qi⁴-l 2Qi³1 ZQi²^Qi⁴-l 2Qi³¹

i=1 i=1 * i=1 ) i=1 i=1 * i=1

Пример. Определить мощность на валу центробежного насоса НМ 3600-230 при перекачке нефти (р = 870 кг/м³) с расходом Q = 2500 м³/ч, если известны его напорная характеристика H = 273 — 0,125-10^—4Q² и КПД П₁ = 0,83 (H — м, Q — м³/ч).

Решение. Вычисляем напор, развиваемый насосом при расходе Q = = 2500 м³/ч; H = 273 — 0,125-10^—4-2500² а 195 м.

Вычисляем мощность N на валу нагнетателя:

_N = pg^QH = 870-9,81-(2500/3600)-195 ^ _1392
кВт.

П₁ 0,83

При последовательном соединении насосов (см. рис. 6.5) КПД системы насосов находится на основе следующих соотношений:

pg^(Hl+^H2^)Q _ pg^Hl^Q , pg^H2^Q_;

^H1 ^/n(1) + ^H 2^/n(2)

где H₁ = F₁(Q), H₂ = F₂(Q) — характеристики первого и второго насосов, соответственно; n₁(Q), n₂(Q) — КПД этих насосов.

При параллельном соединении насосов (см. рис. 6.7) КПД системы насосов находится на основе следующих соотношений:

Q = ^Q1 + ^Q2

П П(1) П(2)'

Здесь учтено, что напоры, создаваемые параллельно соединенными насосами, равны. Из последних двух уравнений системы (6.9) находятся расходы Q₁ и Q₂ в насосах, затем вычисляются П(₁) ^и П(₂) ^и, наконец, рассчитывается коэффициент п:

- = Q / Q — + Q2/ Q —.

= 251 — 0,812-10^—5Q² (напор Н — м, расход Q — м³/ч), соединенные последовательно, перекачивают нефть с расходом Q = 1800 м³/ч. При этом расходе КПД первого насоса п₍₁) = 0,78, а второго п_и = 0,83. Определить КПД системы этих двух насосов.

Решение. Сначала вычисляем напоры, развиваемые насосами при заданном расходе:

Н₁ = 273 — 0,125-10^—4-1800² а 232,5 м; Н₂ = 251 — 0,812-10^—5-1800² а 224,7 м. Затем по формуле (6.8) рассчитываем КПД системы насосов:

232,5 + 224,7

п = - а 0,80.

232,5/0,78 + 224,7/0,83

Пример 2. Два центробежных насоса серии НМ: один с характеристикой Н = 245 — 0,16-10^—4Q², а другой с характеристикой Н = 295 —

— 0,363-10^—4Q² (напор Н — м, расход Q — м³/ч) соединенные параллельно, перекачивают нефть с расходом Q = 1800 м³/ч, причем оказалось, что КПД первого насоса п₍₁) = 0,72, а второго п(₂) = 0,80. Определить КПД системы этих двух насосов.

Решение. Согласно (6.9) КПД системы параллельно соединенных насосов рассчитывается по формулам

^п = |3/п(1) + Q/п (2) или ^п = С»1^/п(1) + ^(Q
— С»1^)/п (2).

Для определения подачи Q₁ первого насоса составим систему уравнений:

Н^^ = Н^) ^ 245 — 0,16-10^—4Q 2 = 295 — 0,363-10^—4(1800 — Q₁)²,

откуда получаем квадратное уравнение: Q² — 6437-Q₁ + 3330640 = 0. Это уравнение имеет единственный корень Q₁ а 567,4, не превышающий 1 800 м³/ч.

Далее находим: 1800/п = 567,4/0,72 + (1800 — 567,4)/0,80 ^ п а 0,73.

6.4. ПОДПОРНЫЕ НАСОСЫ

Из табл. 6.1 видно, что основные нефтяные насосы требуют для своей нормальной работы довольно значительный кавитационный запас: минимальное допустимое

138 давление на их входе постепенно возрастает с 2,0 атм. для насосов НМ 1250-260, рассчитанных на наименьшую подачу, до 8,7 атм. для насосов НМ 10000-210, обладающих наибольшей подачей. Подпорные насосы, применяемые для создания такого давления, требуют гораздо меньших значений давления на входе.

В табл. 6.3 и 6.4 представлены краткие технические характеристики горизонтальных подпорных насосов серии НМП и вертикальных — серии НПВ.

Для подпорного насоса НМП 3600-78 с диаметром рабочего колеса 725 мм (Q — ^-характеристика имеет вид: H = = 90,7 — 0,974-10^—5Q²; для насоса НМП 5000-115 с диаметром рабочего колеса 840 мм аналогичная характеристика имеет вид: H = 140 — 0,999-10 ^{— 5}Q². Здесь H — в м; Q — в м³/ч.

Необходимый кавитационный запас для подпорных насосов находится в пределах от 0,22 до 0,5 атм. и может быть обеспечен за счет уровня взлива в резервуарах (см. табл. 6.3, 6.4).

Горизонтальные подпорные насосы серии НМП представляют собой одноступенчатые насосы двустороннего входа со спиральным отводом и горизонтальным разъемом корпуса. Частота вращения вала составляет 1000 об/мин. Вертикальные подпорные насосы серии НПВ также являются одноступенчаТ а б л и ц а 6.3

Краткие технические характеристики горизонтальных подпорных насосов серии НМП

Тип насоса	Кавитационный запас (на воде), м	КПД (на воде), %	Номинальная мощность привода, кВт
НМП 2500-74	3,0	83	800
НМП 3600-78	3,0	82	800
НМП 5000-115	3,5	85	1600

Т а б л и ц а 6.4

Краткие технические характеристики вертикальных подпорных насосов серии НПВ

Тип насоса	Кавитационный запас (на воде), м	КПД (на воде), %	Номинальная мощность привода, кВт
НПВ 1250-60	2,2	76	400
НПВ 2500-80	3,2	83	800
НПВ 3600-90	4,8	84	1250
НПВ 5000-120	5,0	85	2000

тыми насосами с двусторонним входом жидкости; частота вращения вала составляет у них 1500 об/мин.

На рис. 6.9 представлена конструктивная схема вертикального подпорного насоса НПВ 2500-80.

Данный насос относится к классу одноступенчатых насосов (т.е. насосов с одним рабочим колесом) двухстороннего входа. На каждом входе 14 для повышения всасывающей способности установлены предвключенные шнековые колеса 15 и 17. Роторная часть насоса с рабочим колесом 16 монтируется на вертикальном валу 13 внутри секций 7, соединенных с корпусом 2 насоса. Посредством крышки 8 насос

Рис. 6.9. Поперечный разрез вертикального подпорного

насоса НПВ 3500-80:

1 — стакан; 2 — спиральный корпус; 3 — перепускной

канал; 4, 7 — напорная секция; 5 — крестовина; 6 — подшипник качения; 8 —

напорная крышка; 9 — муфта; 10 — радиально-упорный подшипник; 11 — фланец;

12 — торцевое уплотнение;

13 — вал; 14 — вход; 15, 17 —

предвключенное колесо;

16 — рабочее колесо монтируется на опорном фланце наружного стакана 1. Выкидной патрубок соединен с напорным трубопроводом (линия нагнетания), ведущим к основным насосам станции. У выхода вала из патрубка в крышке имеется торцевое уплотнение 12. Вал опирается на опорно-упорный шариковый подшипник. На фонаре насоса вертикально установлен электродвигатель, работающий на открытом воздухе. Роторы насоса и двигателя соединены зубчатой муфтой. Нижней опорой ротора служит подшипник скольжения. Нефть из резервуара поступает в насос через приемный патрубок (линия всасывания) и далее по входам 14 при содействии предвклю-ченных шнековых колес 15 и 17 попадает в рабочее колесо 16. Нефть высокого напора после рабочего колеса движется внутри корпуса 2 по секции 4 и через выкидной патрубок уходит к основным насосам станции.

На перекачивающих станциях подпорные насосы соединяют, как правило, параллельно, для того чтобы обеспечить требуемый подпор при меньшей подаче в каждом из отдельно взятых насосов. Ведь, как известно, при параллельном соединении насосов общий поток жидкости разделяется на части, составляющие подачи этих насосов. Наиболее распространенная схема соединения подпорных насосов — два работающих и один резервный.

6.5. ИЗМЕНЕНИЕ

НАСОСНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

При выборе насосов для перекачки нефти может возникнуть необходимость в изменении гидравлических характеристик насосов. Как правило, эти изменения осуществляют путем замены рабочего колеса насоса рабочим колесом другого (большего или меньшего) диаметра, изменением числа оборотов рабочего колеса нагнетателя насоса (насосов) или перепуском части нефти из линии нагнетания в линию всасывания.

6.5.1. ЗАМЕНА РАБОЧЕГО КОЛЕСА

При замене рабочего колеса центробежного нагнетателя (Q —Н)-характеристика насоса изменяется. Если первоначальный диаметр рабочего колеса был D₀, а характеристика имела вид: Н = F(Q), то после замены рабочего колеса на колесо с диаметром D₁, его рабочая характеристика будет иметь вид:

₂

H = ⁽F, (6.10)

* Do. * Dl.

т.е. график, изображающий характеристику насоса, растягивается вдоль оси напоров в (D₁/D₀)² раз и вдоль оси расходов — в (D₁/D₀) раз. В частности, если F = a — bQ², то после замены рабочего колеса, его рабочая характеристика будет иметь вид:

( , 2

H = ai ^DI - bQ². (6.11)

* Do -

Пример 1. (Q — Н)-1арактеристика центробежного насоса НМ 1250-260 с диаметром рабочего колеса 465 мм имеет вид:

H = 369,7 — 0,451-10^—4Q²

(H — м, Q — м³/ч). Какую характеристику будет иметь тот же насос, если его рабочее колесо обточить до 440 мм?

Решение. Согласно формуле (6.10) новая характеристика насоса имеет

вид:

h = + i40'

* 465

= 331 - 0,451-10^-4Q².

369,7 - 0,451-10^{-4 ( Q}

* 440/465

Пример 2. (Q — Н)-1арактеристика центробежного насоса НМ 1250-260 с диаметром рабочего колеса 465 мм имеет вид:

Н = 369,7 — 0,451-10^—4Q²

(Н — м, Q — м³/ч). На сколько нужно обточить рабочее колесо насоса, чтобы при той же подаче (расходе) насос развивал напор на 40 м меньше? Решение. Согласно формуле (6.11) имеем:

( , 2 369,71—LI = 329,7,

* 465.

откуда находим: D₁ а 439 мм, т.е. нужна обточка колеса на 36 мм.

6.5.2. ИЗМЕНЕНИЕ ЧИСЛА ОБОРОТОВ РОТОРА НАГНЕТАТЕЛЯ

При изменении частоты вращения рабочего колеса центробежного нагнетателя (Q —Н)-характеристика насоса тоже изменяется. Если номинальная частота вращения ротора составляла п₀ об/мин, а измененная частота вращения составляет п₁ об/мин, то новая рабочая характеристика насоса будет иметь вид:

Н = [-3-0 F!q(6.12)

\п0 j \ И1)

т.е. график, изображающий характеристику насоса, растягивается вдоль оси напоров в (л₁/л₀)² раз и вдоль оси расходов — в (л₁/л₀) раз. В частности, если F = a — bQ², то после изменения числа оборотов рабочая характеристика центробежного насоса приобретает следующий вид (см. сделанное выше пояснение):

I ,²

Н = a[ — j - bQ². (6.13)

\п0 )

Пример 1. (Q — Н)-характеристика центробежного насоса НМ 1250-260 при частоте вращения вала ротора п₀ = 3000 об/мин имеет вид:

Н =331 — 0,451-10^—4Q²

(Н — м, Q — м³/ч). Какую характеристику будет иметь тот же насос, если частоту вращения вала его ротора снизить до 2800 об/мин?

Решение. Согласно формуле (6.13) новая характеристика насоса имеет

вид:

Н = ^[ 2800| -331-0,451-10^-⁴Q² = 288-3 - 0,451-Ю^-4Q².

\ 3000j

Пример 2. (Q — Н)-характеристика центробежного насоса НМ 1250-260 при частоте вращения вала ротора п₀ = 3000 об/мин имеет вид:

Н = 331 — 0,451-10^—4Q²

(Н — м, Q — м³/ч). На сколько нужно увеличить число оборотов вала ротора насоса, чтобы при той же подаче повысить развиваемый напор на 40 м? Решение. Согласно формуле (6.13) имеем:

|—^| -331 = 351,

\ 3000j

откуда находим, что n а 3090, т.е. всего на 3 %.

6.5.3. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ПОЯСНЕНИЯ

Правила трансформации характеристик центробежных нагнетателей при изменении диаметра рабочего колеса или числа его оборотов, а также от отклонения свойств транспортируемой жидкости от свойств воды, для которой, как правило, даются паспортные характеристики нагнетателей, следуют из общих положений теории размерности, подобия и моделирования явлений.

В общем случае дифференциальное давление А р, создавае-

мое нагнетателем данной конструкции, зависит от скорости v схода жидкости с его рабочего колеса, диаметра D и числа оборотов n (n = ю/2п) последнего, от плотности р и вязкости v перекачиваемой жидкости, т.е. Ар = f(v, D, n, р, v). Согласно теории размерности и, в частности, п-теореме Букингема, эту зависимость можно представить в безразмерном виде:

Ар/(рп²В²) = f(v/nD, nD²/v).

Переходя к дифференциальному напору Н = Ар/рд, получаем:

Н = n²D²F(Q/nD, nD²/v), (6.14)

где F = f / д; v = Q/S₀ (S₀ — площадь сечения выходного патрубка, постоянная для данной конструкции насоса).

Аналогично для изменения характеристики N(Q) мощности нагнетателя при изменении числа n оборотов его рабочего колеса или его диаметра D можно получить формулу:

N = n³D³ N(Q/nD) = рд n²D²QF(Q/nD, nD²/v).

Характеристика n(Q) КПД нагнетателя может быть представлена (правда, только в первом приближении) формулой: П = n(Q/nD, nD²/v).

Зависимость характеристик нагнетателя от плотности перекачиваемой жидкости. Поскольку плотность р перекачиваемой жидкости не входит в зависимость (6.14), то дифференциальный напор нагнетателя не зависит от плотности перекачиваемой жидкости. В то же время мощность нагнетателя (при прочих равных параметрах) пропорциональна плотности перекачиваемой жидкости.

Зависимость характеристик нагнетателя от вязкости перекачиваемой жидкости. Второй параметр nD²/v в полученных зависимостях можно было бы назвать числом Рейнольдса нагнетателя Re = (nD)D/v = nD²/v, поскольку nD — характерная скорость схода жидкости с его рабочего колеса. Этот параметр учитывает влияние вязкости перекачиваемой жидкости на значение потерь энергии внутри самого нагнетателя, т.е. на значение сопротивления f_T(Q) в формуле (6.2). В результате исследований установлено:

1. При весьма больших числах Re (а именно, при Re > > Re_m где Re_п — так называемое переходное число Рейнольдса для насоса данной конструкции) сопротивление f_T(Q) перестает зависеть от числа Re, а зависит только от подачи Q.

Следовательно, при Re > Ие_п характеристика насоса не зависит от вязкости v перекачиваемой жидкости, т.е. Н = = n²D²F(Q/nD). Полученный результат показывает, что изменение диаметра рабочего колеса или угловой скорости его вращения приводит к растяжению графика характеристики нагнетателя вдоль оси напоров пропорционально (nD)² и вдоль оси расходов пропорционально nD (см. пункты 6.5.1 и 6.5.2).

Аналогично график характеристики N(Q) мощности нагнетателя при изменении диаметра рабочего колеса или числа его оборотов растягивается вдоль оси мощности пропорционально (nD)³ и вдоль оси расходов пропорционально nD.

Наконец, график характеристики п(О) КПД нагнетателя при изменении диаметра рабочего колеса или числа его оборотов растягивается (в первом приближении) только вдоль оси расходов пропорционально.

2. Однако если Re = nD²/v < Re_m то характеристики центробежного нагнетателя, построенные на воде (v_B = 1 сСт), отличаются от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидкости. Правила нахождения переходного числа Re_п Рейнольдса в зависимости от так называемого коэффициента k быстроходности насосов

(6.15)

(n — об/мин; О_он — м³/с; Н_он — м; для насосов с двухсторонним входом подача О_он в формуле для k берется равной половине номинальной) приводятся в специальной литературе, в том числе, в РД-39-30-990 — 84 "Методика расчета напорных характеристик и пересчета параметров центробежных насосов магистральных нефтепроводов при изменении частоты вращения и вязкости перекачиваемой жидкости" (АК "Транснефть", 1984). Согласно этим правилам, по коэффициенту быстроходности k, являющемуся индивидуальной характеристикой насоса того или иного типа, переходное число Re_п Рейнольдса рассчитывается по формуле

,5 т, — 0,305

(6.16)

Re,, = 3,16-10⁵k

из которой затем находится критическое значение v_п вязкости нефти, выше которого необходим пересчет характеристик: nD²/v < Re_m откуда следует:

v_п > ^nD2 = ~~^nD~~² к°’³⁰⁵. (6.17)

К^еп 3Д6-10⁵

В специальной литературе приводятся также правила пересчета характеристик нагнетателей "с воды" на транспортируемую жидкость. Общие следствия из этих правил таковы: при умеренных значениях кинематической вязкости нефти, т.е. вязкостях, которые не превышают значения v_m определяемого формулой (6.17), пересчитывать характеристики нагнетателей "с воды" на данную нефть, нет необходимости;

при вязкостях нефти, превышающих значение v _п, определяемое формулой (6.17), пересчет характеристик необходим (см. упомянутое РД);

характеристики центробежных нагнетателей для нефтей с вязкостями, превышающими значение v _п, определяемое формулой (6.17), характеристики центробежных нагнетателей лежат ниже характеристик, построенных "на воде";

напор, развиваемый нагнетателем при малой (нулевой) подаче, не зависит от вязкости жидкости.

Проиллюстрируем сказанное примерами.

Пример 1. Для насоса с подачей Q_ож = 1250 м³/ч; Н_он = 260 м; D = = 495 мм; п = 3000 об/мин имеем: к = 3,65-3000^1250/(2-3600)/260^3/4 а 70. Критическое число Ие_п Рейнольдса равно 3,16¦ 10⁵¦ 70^-0,305 а 86500, а вязкость нефти, для которой необходим пересчет характеристик, находится по формуле (6.17)

v = (3000/60)0,495²¦ 70°'³⁰⁵/316000 » 1,42¦ 10^-4 м²/с или 142 сСт, т.е. такая нефть должна иметь весьма высокую вязкость.

Пример 2. Для насоса с подачей Q_OK = 10000 м³/ч; Н_он = 210 м; D = = 495 мм; п = 3000 об/мин имеем: к = 3,65¦ 3000^10000/(2¦ 3600)/210^3/4 а 235. Критическое число Ие_п Рейнольдса равно 3,16¦ 10⁵¦235^-0,305 а 59800, а вязкость нефти, для которой необходим пересчет характеристик:

v_п = (3000/60)0,495²¦235°‘³⁰⁵/316000 » 2,05¦ 10^-4 м²/с или 205 сСт, что еще выше, чем в предыдущем случае.

6.5.4. ИЗМЕНЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК

НАСОСА МЕТОДОМ ПЕРЕПУСКА

Характеристику центробежного нагнетателя можно изменять также методом перепуска. При перепуске часть нефти из линии нагнетания (линии высокого давления) возвращается по байпасу обратно в линию всасывания (линию низкого давления). Обозначив через д_п расход нефти, возвращаемой из линии нагнетания в линию всасывания, получим, что подача насоса увеличится и станет равной Q + д_п.

Н = F(Q + дп). (6.18)

Поскольку известно, что при изменении аргумента функции на некоторое значение д_п > 0 (д_п = const) ее график сдвигается влево по оси Q на такое же значение, то можно видеть, что при каждом значении подачи Q, развиваемой насосом, напор Н уменьшается. В частности, если характеристика насоса представляется формулой F(Q) = a — bQ², то насос с перепуском части нефти из линии нагнетания в линию всасывания имеет характеристику:

Н = F(Q) = a - b(Q + дп)² = (а - Ьд²) - 2ЬдпQ - bQ². (6.19)

Нетрудно заметить, что график измененной характеристики насоса лежит ниже графика исходной характеристики того же насоса.

Пример. (Q — Н)-характеристика центробежного насоса имеет вид: Н = = 331 — 0,451 *10^-4Q² (Н — м, Q — м³/ч), причем перекачка ведется с расходом 1000 м³/ч. Какой перепуск нефти через насос нужно устроить, чтобы пр и той же подаче снизить дифференциальный напор насоса на 15 м?

Решение. Сначала определяем дифференциальный напор, развиваемый насосом с исходной характеристикой. Имеем:

Н = 331 — 0,451*10^—4Q² = 331 — 0,451*10^—4*1000² = 285,9 м.

Используя (6.19), составляем уравнение:

331 — 0,451*10^—4(1000 + д_п)² = 285,9 — 15, из которого находим: д_п а 154,4 м³/ч.

6.6. ПРИВОД НАСОСОВ

Обратимся теперь к устройствам, которые обеспечивают вращение вала рабочего колеса центробежного нагнетателя. Как уже говорилось, такие устройства называют приводом насоса. В качестве привода к основным и подпорным насосам используются преимущественно асинхронные и синхронные электродвигатели высокого напряжения. Из асинхронных двигателей часто применяют электродвигатели с короткозамкнутым ротором серии АТД (табл. 6.5).

Двигатели серии АТД монтируют в одном помещении с насосами, поскольку они изготовляются во взрывобезопасном исполнении. Это достигается тем, что в корпусе двигателя поддерживается достаточное избыточное давление воздуха,

Марка	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение¹, кВ	КПД при номинальной нагрузке, %	Частота вращения вала, об/мин
АТД-800	800	6/3	94,5	2980
АТД-1000	1000	6/3	94,5	2980
АТД-1250	1250	6/3	94,5	2980
АТД-1600	1600	6/3	95,0	2980
АТД-2000	2000	6/3	95,0	2980
АТД-2500	2500	6	96,0	2980
АТД-4000	4000	6	96,0	2980
АС-4000/6000	4000	6	96,2	2985
АЗМ-4000/6000	4000	6	97,0	2985
АЗС-4000/6000	4000	6	96,2	2985
АЗМ-5000/6000	5000	6	97,2	2985
АС-5000/6000	5000	6	96,5	2985
АС-5000/3000	5000	3	96,5	2985
АЗС-5000/6000	6000	6	96,5	2985
АЗМ-6300/6000	6300	6	97,5	2990
АВ-8000/6000	8000	6	96,6	2960
¹ В числителе указано максимальное напряжение, в знаменателе — минимальное.

исключающее проникновение в двигатель паров нефти. Однако при использовании асинхронных двигателей мощностью от 2,5 до 8,0 МВт требуется установка в помещениях насосной дорогостоящих статических конденсаторов больших мощностей (которые при колебаниях нагрузки станции и температуры окружающей среды часто выходят из строя), а также комплекса высоковольтного оборудования, усложняющего схему электроснабжения.

С конца 60-х годов XX века в качестве привода магистральных насосов начали применять синхронные двигатели серии СТМ, а позднее — более совершенные двигатели серии СТД. Синхронные электродвигатели обладают лучшими показателями устойчивости по сравнению с асинхронными, что особенно важно при случающихся падениях напряжения в сети. В табл. 6.6 приведены основные характеристики синхронных электродвигателей серии СТДП.

По стоимости синхронные электродвигатели, как правило, дороже, чем аналогичные асинхронные, однако имеют лучшие энергетические характеристики, что делает их применение эффективным. Считается, что КПД синхронного двигателя изменяется незначительно при нагрузках, близких к номинальной мощности двигателя. При нагрузках, составляю-

Марка	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение¹, кВ	КПД при номинальной нагрузке, %	Частота вращения вала, об/мин
СТДП-800-2	800	10/6	96,0	3000
СТДП-1250-2	1250	10/6	96,5	3000
СТДП-1600-20	1600	10/6	96,7	3000
СТДП-2000-2	2000	10/6	96,7	3000
СТДП-2500-2	2500	10/6	96,8	3000
СТДП-3200-2	3200	10/6	97,1	3000
СТДП-4000-2	4000	10/6	97,2	3000
СТДП-5000-2	5000	10/6	97,3	3000
СТДП-6300-20	8000	10/6	97,4	3000
СТДП-8000-2	10000	10/6	97,6	3000
СТДП-10000-2	12500	10/6	97,7	3000
СТДП-12500-2	5000	10/6	97,7	3000
¹ В числителе указано максимальное напряжение, в знаменателе — минимальное.

щих 0,5 — 0,7 номинальной мощности, КПД синхронных электродвигателей значительно снижается. Последнее должно быть принято во внимание при сравнительном анализе конкурирующих вариантов как на стадии проектирования, так и при эксплуатации, в том числе модернизации, насосного оборудования перекачивающих станций.

Отечественная и зарубежная практика эксплуатации нефтепроводов показала, что в условиях постоянно изменяющегося уровня загрузки трубопроводных систем целесообразно использовать регулируемые приводы насосных агрегатов. Путем регулирования числа оборотов рабочего колеса нагнетателя удается плавно менять его гидравлические и энергетические характеристики, подстраивая работу насоса к изменяющимся нагрузкам. Этим обеспечивается прежде всего экономия энергии, затрачиваемой на перекачку нефти (рис. 6.10).

На этом рисунке представлены (Q —Н)-характеристики центробежного нагнетателя с номинальной частотой вращения рабочего колеса n₀ об/мин (сплошная кривая) и с измененной частотой n, < n₀ об/мин (пунктирная кривая). Если для перекачки нефти с уменьшенным расходом требуется меньший напор, чем определяемый рабочей точкой M₀, то это можно достичь снижением числа оборотов ротора насоса и смещением рабочей точки в новое положение M,. Разность площадей не заштрихованного и заштрихованного

прямоугольников пропорциональна экономии мощности, затрачиваемой на перекачку (M₁M* — напор, который требуется дросселировать, если не используется регулируемый привод).

Регулированию поддаются электродвигатели как постоянного, так и переменного тока. Двигатели постоянного тока позволяют осуществлять регулирование числа оборотов пр о-стым изменением сопротивления (например, введением реостата в цепь ротора двигателя), однако у таких двигателей диапазон регулирования сравнительно узок. Двигатели переменного тока допускают регулирование числа оборотов путем изменения частоты питающего тока (с промышленной частоты 50 Гц до большего или меньшего значения в зависимости от того, требуется увеличить число оборотов вала ротора или уменьшить, соответственно). Технически такое регулирование осуществляется с помощью тиристорных преобразователей частоты (система ТПЧ — АД). Анализ показывает, что система ТПЧ — АД высокооборотного регулируемого электропривода получила наибольшее распространение в зарубежной практике.

Из других приводов к насосным агрегатам в отдельных случаях используются газотурбинные двигатели. Чаще всего в качестве приводов используются газовые турбины авиационного типа мощностью от 1 до 25 кВт. Число оборотов силовой турбины, как правило, больше, чем у электродвигателя и лежит в пределах от 4500 до 7000 об/мин. Поскольку скорость вращения вала турбокомпрессора несколько больше (она составляет от 5000 до 12000 об/мин), между турбиной и насосом устанавливают редуктор, снижающий число оборотов. Регулирование числа оборотов газотурбинного привода достигается регулированием подачи топлива. Из отечественных газотурбинных приводов к насосам наибольшую известность получил двигатель НК-12-СТ, используемый преимущественно в газовой промышленности для компоновки газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-6,3.

Показатели			Компоненты
Показатели	сн«	С_аН_в	с_ан.	Я-С4Н10	*-С₄Н ю	я-С₅Ни	1-С, II1₂
Молекулярная масса	16,042	' 30,068	,144,094	58,120	*"58,120	72,151	72,151
Молекулярный объем при 0 °С и 760 мм рт. ст.	22,36	22,16	21,82	I 21,50	21,75	20,87	20,87
Плотность при 0 °С и 760 мм рт. ст., кг/м³	0,7168	1,356	2,010	2,703	2,668	3,457	3,457
Плотность при 20 ^СС и 760 мм рт. ст., кг/м³	0,6679	1,263	1,872	2,5185	2,4859	3,221	3,221
Относительная плотность (по воздуху)	0,555	1,049	1,562	2,091	2,067	2,674	2,490
Газовая постоянная, м/°С	52,95	\| 28.19	19,23	14,95	14.95	11,75	11,75
Теплоемкость при 0^:С и 760 мм рт. ст., С_р/Су,	0,5172	0,3934	0,3701	0,3802	0,3802	0,3805	0,3805
ккал/кг*°С	0,39361	0,3273	0,3252	0,3466	0,3466	0,3533	0,3533
Коэффициент динамической вязкости при 20 °С и 760 мм рт. ст., Ю"“ кг-с/м²	1,0484	0,8720	0,7649	0,6956	0,7027	0,6354	0,6507
Фактор ацситричности молекул (и Параметры потенциалов:	(1,0104	0,0986	0,1524	0,02010	0,1849	0,2539	0,Я993
«/А, К	140,0	23G.0	206,0	208,0	217.0	269,0	269,0.
о, А	3,808	4,384	5,420	5,869	5,819	6,099	6,057
^безр	—	—	—	—	—	_	—
Критическая температура Т_кр, К	190,55	305,43	369,82	425,16	408,13	469,65	460,39
Критическое давление р_кр, кгс/см²	46,95	49,76	43,33	38,71	37,19	34,35	34,48
Температура кипения Г_кип, К	111,7	184,6	231,1	272,7	261,5	309,3	301,0
Теплопроводность при 0° С и 760 мм рт. ст., ккал/м•ч•°С	0,026	0,016	0,013	0,011	0,010	0,0106	0,0106

тшнт

Продолжение та б л- II.1

Показатели				Компоненты
Показатели	с.н₁₄	С₇Н„	с»н„	n₂	Н,	Воздух
Молекулярная масса	86,178	100,198	114,22	28,016	2,016	28,96
Молекулярный объем при 0 °С и 760 мм рт. ст-	22,42	22,47	22,71	22,404	22,43	22,4
Плотность при 0 °С и 760 мм рт. ст., кг/м³	3,845	4,459	5,030	1,2503	0,0899	1,2928
Плотность при 20 °С и 760 мм рт. ст., кг/м³	3,583	4,155	4,687	1,1651	0,0837	1,2046
Относительная плотность (по воздуху)	2,974	3,450	3,820	0,967	0.069	1,000
Газовая постоянная, м/°С	9.84	8.46	7,42	30,26	420,63	29,27
Теплоемкость при 0 °С и 760 мм рт. ст., CpiCv,	Р,3»27	0.3846	0,3856	0.2482	3,3904	0,2397
ккал/кг-°С	0.3600	0,3652	0,3686	0,1770	2,4045	0,1712
Коэффициент динамической вязкости при 20° С и 760 мм рт. ст., 10'⁶ кг -с/м²;	0,6169	0,5500	0,5030	1,6981	0,8984	1,7419
Фактор ацентричности молекул о Параметры потенциалов:	0,3007	0,3498	0,4018	0,040	0	—
е/k, К	423,0 \|	288,0	333,0	91,5	33,3	78,6
а, А	5,916	7,000	7,407	3,681	2,968	3,711
^безр	—	—	—	0	0	—
Критическая температура Т_кр, К	507,35	540,15	568,76	126,26	33,25	37,2
Критическое давление /?_кр, кгс/см²	30,72 \|	27,90	25,35	34,65	13,25	132,4
Температура кипения Г_кнп. К	341,9	371,6	398,9	77,3	20,4	78,8
Теплопроводность при 0° С и 760 мм рт. ст., ккал/м-ч-°С	0,00966	0,0092	0,0084	0,020	0,148	0,021

Показатели	Метан	Этан	Пропан	Изобутан	н- Бутан	Иэопентан	н-Пентан	Гексан
Химическая формула	СН,	C₂H_S	с₃н₈	с,н_\|0	н-С,Н,₀	U30-C_SH,₂	н-С,Н_1г	с₆н₁₃
Молекулярная масса	16,04	30,07	44,09	58,12	58,12	72,15	72,15	86,18
Газовая постоянная, кг-м/(кг-^вС)	52,95	28,19	19,23	14,95	14,95	11,75	11,75	9,84
Температура при 0,1 МПа, °С:							11,75	9,84
плавления	-182,5	-172,5	-187,5	-145,5	-135,0	-160,6	-129,7	-95,5
кипения	-161,3	-88,6	-42,2	-10,1	-0,5	+28,0	+36,2	+69,0
Критические параметры:								+69,0
температура *Т_К1>,* К	190,5	305,4	369,8	408,1	425,2	460,4	469,7	507,4
давление *р_Щ),* МПа	4,88	5,07	4,42	3,80	3,95	3,51	3,50	3,13
плотность, кг/м³	162	210	225,5	232,5	225,2	-	232	-
объем, м³/кг	0,00617	0,0047	0,00443	0,0043	0,0044	-	0,0043	-
Плотность при 0,1 МПа и 0 °С,	0,717	1,344	1,967	2,60	2,60	3,22	3,22	3,88
кг/м³							3,22	3,88
Удельный объем при 0,1 МПа и	1.4	0,746	0,510	0,385	0,385	0,321	0,321	0,258
0 °С, кг/м³							0,321	0,258
Плотность в жидком состоянии при Г_к„„ и 0,1 МПа, кг/м³	416	546	585	582 (при 0 °С)	600	625	637	664
Удельная теплоемкость при 0,1 МПа и 0 “С, кДж/(кг°С):
при постоянном давлении *с_р*	2,22	1,73	1,57	1,50	1,50	1,45	1,45	1,42
при постоянном объеме *с_г*	1,70	1,44	1,36	1,31	1,31	1,29	1,29	1,28
Теплота при 0,1 МПа, кДж/кг:							1,29
испарения	570	490	427	352	394	356	340	340
плавления	60,7	95,1	80,0	77,5	75,4	70,8	116	151
Теплопроводность при 0 'С и 0,1 МПа, Вт/(м ч °С)	0,30	0,018	0,015	0,0135	0,0135	0,0127	0,0127

Теплота сгорания при 0,1 МПа и 15 ^eC, 10³ кДж/кг: высшая	55,69	51,96	49,86	49,44	49,44	49,23	49,23	48,69
низшая	50,15	47,35	46,47	45,67	45,67	45,46	45,46	45,17
Количество воздуха, необходимое	9,54	16,67	23,82	30,97	30,97	38,11	38,11	45,26
для сжигания 1 кг газа, м'¹ Средняя температура воспламе	715	567	545	512	512	-	-	-
нения с воздухом, “С Теоретическая температура горе	1830	2020	2043	2057	2057	2080	2090	2090
ния, °С Объем газа от испарения 1 м³	442,1	311,1	272,9	229,4	237,5	204,6	206,6	182
жидкости, приведенный к 0,1 МПе и 0 °С, м³ Коэффициент динамической вяз	1,05	0,87	0,76	0,70	0,70	0,65	0,63	0,62
кости при 0 “С и 0,1 МПа, 10“¹² мПа-с Фактор ацентричности молекул со	0,0014	0,0986	0,1524	0,1949	0,2010	0,2223	0,2539	0,3002
Параметры потенциалов: e/fe, К	140	236	206	217	208	269	269	423
о, Н м	3,818	4,388	5,420	5,82	5,89	6,10	6,06	5,92

ТАБЛИЦА 1.2

Состав природных газов_г добываемых из газоконденсатных месторождений

Месторож дение	Объемная доля компонента в газе, %								Отно- си- тель- ная плот ность по возду ху
Месторож дение	СН₄	С,Н_Ь	С,Н₈	с₄н₁₀	*-5^ 12 +В	n₂+r*	со₂	H₂S
Шебелин-	92,0	4,00	1,1	0,52	0,26	2,00	0,12	—	0,606
ское
Вуктыльское	74,80	8,70	3,9	1,80	6,40	4,30	0.10	—	0,882
Оренбург	84,0	5,0	1,6	0,70	1,80	3.5-4,9	0.5-	1,3-5,0	0,680-
ское							1,7		0.70
Уренгойское:	88,28	5,29	2,42	1,00	2,52	0.48	0,01	-	0,707
БУ-8	82,2?	6,56	3,24-	1,49	5.62	0,32	0,50	—	0.813
БУ-14
Надымское	75,11	8,62	3,90	1,44	10,20	0,38	0,35	—	0,876
Юбилейное	79.47	9,06	4,43	1,64	4,38	0,48	0,54	—	0,794
Заполярное,	79,41	6,12	4.16	2,39	7,33	0,42	0,17	—	0,880
БТ-5
Варье ганское	70,35	6,48	7,33	2,88	10,04	2,71	0,21	—	0,907
Астраханское	58,86	1,88	0.60	0,23	0,12	0,81	11,00	26,5	0,855

*R —инертные газы.

Состав нефтяных газов

ТАБЛИЦА 1.3

Месторож дение	Объемная доля компонента в газе, %								Относительная плотность по воздуху
Месторож дение	СН,	С₂Н₆	С₃Н₈	с,н₁₀	CsH₁₂₊B	N, + R-	co₂	H₂S	Относительная плотность по воздуху
Бавлинское	35,0	20,7	19,9	9.8	5,8	8,4	0,4	—	1,181
Мухановское	30.1	20,2	23,6	10.6	4.8	6.8	1,5	2,4	1,186
Ишимбай-	42,4	12,0	20.5	7.2	3.1	11,0	1,0	2,8	1,046
ское
Ромашкин-	38,8	19,1	178	8.0	6,8	8,0	1,5	—	1,125
ское
Самотлор-	53,4	7.2	15,1	8.3	6,3	9,6	0,1	—	1,010
ское, Б-8
Узеньское	50,2	20,2	16.8	7.7	3,0	2,3	—	-	1,010
Жеты бай	63.9	16,2	8.1	5.1	5,1	1.2	0,4	—	0,827
ское
‘R —инертные газы.

между континентами достиг 24 % от общего транспорта природного газа;

твердый природный газ (ТПГ) получают из жидкого метана при дальнейшем понижении температуры до минус 182,5 °С и атмосферном давлении. ТПГ, по мнению авторов, принадлежит большое будущее при его использовании, транспорте и хранении;

широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), которая в основном состоит из пропан-бутановых фракций, находящихся при “Обычных''условиях в переходном состоянии от пара к жидкости, получается при переработке газоконденсатного или нефтяного газа, или нестабильного конденсата и нефти. ШФЛУ является хорошим сырьем для химической 11 ромышленности;

биогаз получают из биомассы с помощью бактерий и ферментов. Сырьем для его производства служат морские водоросли, растительные и другие органические отходы;

искусственный газ получают путем газификации твердого юплива (уголь, торф, сланцы и др.) при неполном сгорании, .1 также переработки жидких топлив (нефти, мазута, конденсата и др.). По теплотворной способности он почти в два ра-<а ниже природного газа и имеет сложный химический состав.

Исторически в Европе и США промышленное использование искусственного газа началось раньше природного газа. Переработка каменного угля позволила решить энергетическую проблему комплексно. Уже в те годы газовая промышленность на основе угля давала два вида топлива: газообразное и твердое. Половина используемого угля выходила в виде кокса, который использовался как в быту, так и в промышленности. Наиболее эффективным для получения искусственного газа оказался процесс Лурги, разработанный в Германии для использования бурового угля. В последующем в промышленности искусственного газа стал применяться процесс риформинга с использованием водяного пара для газификации легкого нефтяного дистиллята, известного под названием ипфта. Эти заводы риформинга очень эффективны. В дальнейшем был разработан процесс каталитического обогащении газа путем применения очень активного катализатора, в результате чего получили богатый метаном газ.

В Европе, США, Южной Африке и других регионах продолжают и сейчас еще работать заводы по производству искусственного газа из угля и нефти в небольших объемах по • равнению с природным газом. В б. СССР в 60-х годах полу-

ПРИЛОЖЕНИЕ

^ Ниже приведено решение некоторых интегралов, Согласно работе [15]

Г» Ay 1 _

I -у=- = -у=- In (2 У cR + 2с х + ь) =

arcsin -

У—с У—А

~ In (2сх Ь),

/г

где = сх² + + а; Д = 4ас — 6².

dx __ 1 ^ 2а + Ьл: + 2 j/*,а/?

К/? Ка х

1 . 2а А- Ьх

¦ arcsin •

V—cl х V~b² — 4ac

используемых в гл. II,

> 0]

[с > 0, Д > 0]

\с< 0, А < 0]

[с> 0, Д - 0]

[а>0]

[а <0, Л < 0]

, 2a 4- bx

¦ arctg —^~~_!_~~

^afth„ = [“>»]

^ln la>o, Д = oj

l/"_a 2a + bx

2 V bx + c*² bx

[a = 0, b =j= OJ

7 ВЫЗОВ ПРИТОКА НЕФТИ

И ГАЗА ИЗ ПЛАСТА, г л а в а ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

7.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В отечественной практике вызов притока флюида из пласта осуществляют созданием депрессии на пласт путем замены бурового раствора в скважине на более легкий (вода, нефть, газированный раствор, пена) или снижением уровня жидкости в скважине вытеснением сжатым газом (азотом, воздухом), реже тартанием или свабированием.

Свабирование и тартание применяют очень редко из-за их взрывоопасности, низкой производительности, отсутствия надежного контроля за процессом. В США эти способы снижения давления в ПЗП применяются значительно шире, так как буровые обеспечены надежной противовыбросовой арматурой, лубрикаторами и контрольными устройствами.

В РФ разработана технология освоения скважин с использованием газификационной установки АГУ-8К. Производительность установки 5 — 6 м³/мин газообразного азота, максимальное давление до 22 МПа. Широкое применение ограничивается не только дефицитом установок, но в основном отсутствием в нефтегазовых районах страны, особенно в районах массового бурения, заводов по производству азота (заправочных станций). В США для этой цели широко используется газификационная установка фирмы "Кадд Прешер Контрол". Особенностью установки является наличие в комплекте лебедки с намотанными на ее барабан тонкими трубами диаметром 25 — 31 мм, которые при операциях по вызову притока принудительно пропускают в НКТ через лубрикатор на глубину более 5000 м.

Применение газообразных веществ и их смесей с жидкостями позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы. Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико-химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов. Газообразный азот, используемый в нефтяной промышленности, взрывобезопасный, химически малоактивный, нетоксичный. Круг задач, решаемый в нефтепромысловой практике с использованием азота, весьма широкий и разнообразный. Ниже будут рассмотрены особенности и преимущества технологических процессов вызова притока из пластов после вскрытия азотогидропескоструйной перфорацией, термообработки и кислотной обработки скважин с применением азота, описан опыт их внедрения.

Жидкий азот получают при разделении воздуха путем низкотемпературной ректификации. Производительность установок для разделения воздуха составляет 0,2—1,6 т/ч жидкого азота. Имеются также небольшие (массой 5 т) стационарные установки по производству жидкого азота производительностью 0,055 т/ч.

Перевозку жидкого азота от места производства до нефтепромыслов можно также осуществлять изотермическими цистернами объемом около 25 м³ железнодорожным транспортом или цистернами типа ТРЖК (ЦТК) объемом 3 — 7 м³ автотранспортом. Слив и складирование жидкого азота осуществляют в цистерны вместимостью 25—100 т.

Физико-химические свойства азота. Газообразный азот бесцветен, не обладает запахом и вкусом, не токсичен, масса

1 м³ газообразного азота при нормальных условиях составляет 1,25 кг.

При температуре —195,8 °С газообразный азот превращается в бесцветную подвижную жидкость плотностью 808 кг/м³, а при дальнейшем охлаждении — в твердую массу с температурой плавления —209,9 °С. Теплота парообразования азота равна 199,3 Дж/г. При испарении 1 м³ жидкого азота получаем 702,5 м³ газообразного азота при 20 °С и давлении 0,1 МПа.

При температуре t = —147 °С и давлении р_кр = 2,35 МПа азот обладает плотностью 311 кг/м³ и находится в критическом состоянии.

Газообразный азот слабо растворим в нефти и воде.

Растворимость азота в нефти и воде с изменением температуры меняется незначительно.

При давлении до 30 МПа сжатие азота происходит практически без отклонений от законов идеальных газов и изменение объема описывается зависимостью

_V V_t ¦ 273,2p_f

^V 0--^,

Po(273,2 + f)

где V₀, Po — соответственно объем и давление в нормальных условиях; V_t, p_f — объем и давление в данных условиях; f — температура.

Вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти с растворенным азотом снижаются. Азот, закачанный в скважины, сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами. Плотность газа азота составляет 1,25 кг/м³, следовательно, он тяжелее углеводородных газов и при закачке в скважины будет находиться в нижней части ствола. В присутствии азота повышается давление насыщения нефти углеводородными газами.

Фильтрация азотожидкостных смесей через пористую среду проходит при более высоких давлениях, чем фильтрация жидкости.

Смесь азота с воздухом, содержащая менее 5 % кислорода, предотвращает возникновение взрыва при закачке в нефтяные скважины.

Для транспорта жидкого азота к скважинам используют азотные газификационные установки. Из выпускаемых отечественной промышленностью установок наилучшими параметрами применительно к нефтегазодобывающей промышленности обладает установка АГУ-6000-500/200 или то же АГУ-8К (далее - АГУ).

Установка АГУ состоит из автомобиля КрАЗ-219-Б, резервуара ТРЖК-5, резервуара погружного насоса КВ6101 или ТРЖК-7, погружного насоса жидкого азота НЖК-29М или НСГ-500/200, испарителя.

Для проведения промысловых работ обычно используются две установки.

Способы и технологические приемы по вызову притока из пласта, применяемые в отечественной практике и за рубежом, примерно одинаковые.

В американской практике большинство скважин (исключение составляют скважины с низкими пластовыми давлениями) оборудуют специальным комплектом внутрискважинно-го оборудования, состоящего из НКТ, пакеров, циркуляционного клапана и других приспособлений для проведения операций по освоению и глушению скважин, созданию противодавления в межколонном пространстве для предотвращения смятия обсадных труб и защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления и агрессии пластовых флюидов.

В табл. 7.1 представлены данные о передвижных воздушных компрессорах, выпускаемых в РФ и США, которые используют при освоении скважин.

В РФ разработана передвижная компрессорная установка СД9/101 на рабочее давление 9,9 МПа при подаче 9 м³/мин, ведутся работы по созданию более совершенных моделей. Разработан и прошел приемочные испытания передвижной агрегат ПНКА-1 для приготовления и нагнетания пены или аэрированной жидкости. Производительность агрегата (по пене) 10 м³/ч, максимальное давление нагнетания 10 МПа, содержание воздуха в пене 35 — 45 %. Следует также отметить, что получаемая с помощью этого агрегата пена имеет недостаточную степень аэрации (до 45), что не позволит его эффективно использовать при освоении многих скважин.

В последние годы в РФ и за рубежом проводятся научноисследовательские работы по разработке технологических процессов освоения скважин с применением так называемых самогенерирующихся пенных систем. Вспенивание растворов производится газами, выделяющимися при химических и термохимических процессах, происходящих непосредственно в скважине.

Проведенными исследованиями показана перспективность этого способа — исключается частично или полностью необходимость применения специального оборудования (например, компрессоров высокого давления), повышается технологичность и безопасность работ.

Т а б л и ц а 7.1

Характеристика передвижных воздушных компрессоров, выпускаемых в РФ и США

		США					РФ
	Фирма	Фирма "Элиот"				Тип компрессора
Параметр	"Ин-		Модель
	жер- солл- Рэнд"	38МВ	32МВ	25МВ	УКП-80	КС16/100	КПУ16/250	СД9/101
Мощ ность, кВт	3169,2	Нет свед.	Нет свед.	Нет свед.	220,6	301,5	500,1	132,4
Подача, м³/мин	85	600	300	100	8	16	16	9
Давление нагнета ния, МПа	10,5	20	50	70	8	10	25	9,91
Масса, т	6,35	13,2	9,53	7,3	16,1	23	28,5	10

Большое внимание уделяется предупреждению загрязнения окружающей среды, в частности, при освоении скважин. В США с этой целью фирмой "Бейкер” выпускаются две модели горелок для сжигания сырой нефти, газа, газового конденсата вместе с поступающими с ними инертными флюидами. Сжигание поступающего из скважины флюида обеспечивает чистоту вокруг буровой, что особенно важно при строительстве морских скважин.

7.2. ТИПОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Применяемые в РФ типовые технологические схемы освоения скважин и последовательность операций при этом представлены на рис. 7.1. Почти повсеместно в отрасли распространена схема I, наиболее простая, но имеющая существенные недостатки: отсутствие изоляции обсадной колонны от высоких забойных давлений в скважине и агрессивности продукции. Схема II приемлема при наличии от-

Рис. 7.1. Типовые схемы освоения скважин, применяемые в РФ:

I — общепринятая схема освоения скважин; II — схема освоения с пакером; III — схема освоения с комплектом оборудования; 1 — обсадная колонна; 2 — НКТ; 3 — пакер; 4 — клапан безопасности; 5 — пакер, обеспечивающий циркуляцию жидкости при закачивании; 6 — телескопическое соединение; 7 — клапан, обеспечивающий циркуляцию; 8 — клапан пропуска ингибитора; 9 — разъединительное соединение; 10 — пакер с якорем;

II — упорное кольцо для опускаемого клапана

крытых забоев, а схема III — для условий сероводородсодержащих месторождений с использованием специального комплекса оборудования управляемых клапанов (типов КУСА, КОУК), который позволяет повысить безопасность эксплуатации скважин.

Вызов притока флюида из пласта базируется на снижении забойного давления в скважине ниже пластового, т.е. создании депрессий на пласт.

Депрессия на пласт при использовании технологических схем I и II (см. рис. 7.1) обычно создается заменой бурового раствора в скважине на более легкий, затем на воду, нефть, пену, газированную жидкость. Для создания более глубоких депрессий используются методы снижения уровня жидкости в скважине путем вытеснения жидкости сжатым газом (воздухом, азотом), тартанием или свабированием.

Особого внимания заслуживают вопросы освоения сероводородсодержащих месторождений, так как агрессивный и ядовитый сероводород осложняет или совсем исключает использование уже известных и апробированных технологий, например, снижение уровня жидкости или аэрацию воздухом. Если для месторождений с высокими пластовыми давлениями проблем с созданием депрессии на пласт нет, для них достаточно лишь заменить буровой раствор на более легкий, то для скважин с аномально низкими и близкими к нормальным пластовыми давлениями апробированных технологий в отрасли до последнего времени не было. Схема такого технологического процесса представлена на рис. 7.2.

В зарубежной практике имеется больший выбор технологических схем заканчивания скважин. Наиболее распространенные из них представлены на рис. 7.3. Последовательность операций этих схем приведена ниже.

Схема I — перфорация; спуск НКТ (диаметр 83 мм); оборудование устья; установка пакера; вызов притока с помощью специальных автономных установок с непрерывными (гибкими) колоннами.

Схема II — разбуривание цементного стакана; бурение и расширение ствола скважины против продуктивного пласта; спуск и установка хвостовика; гравийная набивка расширенного интервала; спуск НКТ, оборудованных погружным насосом; оборудование устья скважины; вызов притока с помощью погружного насоса.

Схема III — перфорация; спуск параллельных колонн НКТ — первая для закачки ингибитора, вторая для отвода нефти (диаметр 60 мм); оборудование устья; установка двух-386

Рис. 7.2. Схема вызова притока нефти, содержащей H₂S, на скважинах месторождения Жанажол (коэффициент аномальности пластового давления не выше 1,3):

t — перфорация; а — ингибирование труб, оборудования; , — вытеснение нефти пеной или азотом; „ — вызов п р итока; % — работа скважины, ингибирование продукции; I — раствор CaCl₂; II — ингибированная нефть; III — пластовая нефть; IV — пена (азот); 1 — НКТ; 2 — обсадная колонна; 3 — нижняя скважинная камера; 4 — пакер; 5 — ингибиторный клапан

трубного пакера; создание депрессии; перфорация через НКТ, вызов притока.

IV V VI

Рис. 7.3. Схемы освоения скважина (I-VI), применяемые в США:

1 — НКТ; 2 — надпакерная жидкость; 3 — пакер; 4 — погружной насос; 5 — эксплуатационная колонна; 6 — хвостовик; 7 — гравийная набивка; 8 — колонна для подвески хвостовика; 9 — двухтрубный пакер; 10 — клапан-отсекатель; 11 — ингибиторный клапан; 12 — циркуляционный клапан; 13 — уплотнительный узел; 14 — посадочный ниппель; 15 — перфорационный патрубок; 16 — колонна насосных штанг; 17 — вставной штанговый насос (эжекторный); 18 — перфорированный пласт; 19 — цементный стакан; 20 — необсаженный ствол

Схема IV — перфорация; установка стационарного пакера с дополнительным уплотнением; спуск НКТ (диаметр 73 мм) через пакер с дополнительным уплотнением; вызов притока с помощью специальных автономных установок и с непрерывной (гибкой) колонной труб.

Схема V — перфорация; спуск НКТ (диаметр 73 мм); спуск колонн штанг с вставным штанговым насосом; оборудование устья; вызов притока с помощью вставного насоса.

Схема VI — вскрытие бурением продуктивного пласта; спуск параллельных колонн НКТ (диаметр 73 мм); цементирование колонн НКТ; оборудование устья; создание депрессии; перфорация через НКТ выбранных интервалов; отработка скважины.

Особенности этих технологических схем — их более высокая техническая оснащенность, а также направленность на сокращение общих затрат на разработку месторождения (многорядное заканчивание, одновременно — раздельная эксплуатация нескольких горизонтов).

Для вызова притока в зарубежной практике используются передвижные азотные газификационные установки. Имеющийся широкий типоразмерный ряд этих установок производительностью от 1800 до 9000 нм³/ч по газообразному азоту на рабочие давления от 40 до 70 МПа и выше обеспечивает эффективность проведения всей гаммы внутрискважинных работ: снижение забойного давления вплоть до полного

"осушения" скважины; перфорацию при депрессии на пласт в среде азота; азотно-кислотные воздействия на пласт и ряд других операций. Использование азота обеспечивает полную взрывобезопасность процессов. Все более широкое распространение находят технологические процессы освоения скважин с использованием специального оборудования с непрерывной колонной труб, которое значительно облегчает и ускоряет спускоподъемные операции. Оборудование смонтировано на шасси автомобиля и включает в себя барабан большого диаметра с намотанной на нем колонной труб диаметром 19 — 25 мм. Длина наматываемых на барабан труб колеблется от 700 до 5500 м. Специальный механизм подачи через лубрикатор может подавать гибкие трубы непосредственно в НКТ, находящиеся под давлением. Газообразный азот, спецжидкости и другие агенты подаются через ступицу барабана и по гибким трубам в скважину. Агрегат обслуживается одним оператором. Предназначена такая установка для самых различных операций: очистки песчаных пробок, замены одного типа жидкости другой жидкостью или газом (при вызове притока), цементирования, кислотных обработок, гидровзрыва пласта, спуска и подъема под давлением и др. Работы могут проводиться при давлениях до 31 МПа.

7.3.1. ВЫБОР ЗНАЧЕНИЯ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

Значение депрессии при вызове притока ограничено следующими требованиями. Градиент давления а на цементную оболочку обсадной колонны со стороны водоносных пропластков или подошвенных вод не должен превышать 2 МПа. Тогда депрессия на пласт

Лрз ^ Рпл - (Рпл - ah), (7.2)

где р_пл — давлений в водоносном пласте или на ВНК, МПа; h — высота качественной цементной оболочки между водоносным пропластком или ВНК и ближайшим перфорационным отверстием, м.

Перепад давлений Др₂ на эксплуатационной колонне не должен превышать установленного требованиями нормативных документов. Устойчивость призабойной зоны пласта обеспечивается при выполнении соотношения

^ДР2 * ⁰сж ^{— 2(1} Рг ^— Рпл⁾. ⁽⁷.³⁾

где о_сж — предел прочности породы пласта на сжатие с учетом его изменения при насыщении породы фильтратом бурового раствора, МПа; 1 — коэффициент бокового распора; р_г — вертикальное горное давление, МПа.

Горное давление определяется средней плотностью вышележащих пород р_ср (в г/см³) с учетом содержащихся в них жидкостей:

Рг = 0,01 Рср Н, (7.4)

где Н — глубина залегания пласта, м.

Коэффициент бокового распора определяется через коэффициент Пуассона v по формуле

1 = v/( 1 v). (7.5)

Обычно р_ср = 2,3+2,5 г/см³.

Данные о коэффициенте Пуассона приведены в табл. 7.2. Поскольку формула (7.3) является приближенной, а точность определения о_сж весьма невысока, уточненное значение депрессии Др₃ рекомендуется устанавливать экспериментально для каждого месторождения по специальным методикам (например, методом многоцикловых испытаний). Для трещиноватых коллекторов снижение давления в призабойной зоне не должно приводить к смыканию трещин:

Модуль упругости Е и коэффициент Пуассона v для горных пород

v ?-10"⁴, МПа

Порода

Глины пластичные Глиные плотные Глинистые сланцы Известняки Песчаники Песчаные сланцы Гранит

0,38-0,45

0,25-0,35

0,10-0,20

0,28-0,33

0,30-0,35

0,16-0,25

0,26-0,29

6-10

3-7

2,4-3,0

6,6

(7.6)

где а - раскрытие трещин, мм; l - длина трещин, мм.

Депрессия на пласт должна обеспечивать перепад давлений Др₄ необходимый для преодолевания сил сопротивления движению жидкости в призабойной зоне р_сопр:

Др4 * Р.

(7.7)

Значение р_сопр зависит от коллекторских свойств пласта и степени загрязнений призабойной зоны при вскрытии. Как правило, оно составляет 2-5 МПа и определяется экспериментально при освоении скважин.

Для слабосцементированных пластов во избежание разрушения призабойной зоны депрессию необходимо создавать плавно. Темп снижения забойного давления рекомендуется не выше 0,2 МПа/мин.

Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным, т.е. соответствовать существующим нормам времени на проведение работ, предшествующих вызову притока (спуск НКТ, оборудование устья и т.д.). При перфорации на депрессии вызов притока следует осуществлять сразу после ее проведения. Вызов притока из пласта достигается во всех случаях путем снижения забойного давления одним из методов, указанных в табл. 7.3. Забойное давление снижается до получения притока либо до достижения допустимой депрессии на пласт.

Продукция пласта, получаемая при освоении и отработке скважины, после ее очистки от бурового раствора должна направляться в нефтесборную сеть.

Для скважин, перфорируемых при депрессии, в случае отсутствия притока после перфорации забойное давление сни-

	Осуществление метода		Характеристика месторожде-
Метод сни				ния
жения за			Коэффициент ано			Наличие
бойного	Реализация	Технические	мальности пластово			в продук
давления	метода	средства	го давления			ции H₂S
		средства	1,0	1,0-1,3	1,3	и СО₂
Замена	1. На буровой:
жидкости	1.1. Раствор	Ц А			+	+
в скважи	меньшей плот
не на бо	ности	Ц А		+	+	+
лее легкую	1.2. На воду 1.3. На безводную дегазированную нефть 1.4. На пенную систему, у которой в качестве дисперсионной среды:	ЦА, АЦ	+	+		+
	1.4.1. Воздух	ЦА, КС6	+	+
	1.4.2. Азот	ЦА, АГУ-8К	+	+		+
	1.4.3. Дымовые	ЦА, ДГ	+	+		+
	газы
Снижение	2.1. Свабирова-	Сваб, подъ
уровня	ние 2.2. Использование глубинного насоса 2.3. С помощью сжатого газа	емник Погружной насос	+
	2.3.1. Сжатым	КС	+	+
	воздухом (ком-
	прессование)
	2.3.2. Сжатым	АГУ-8К	+	+		+
	азотом
	2.3.3. Аэриро	КС	+	+
	вание через пу
	сковое отвер
	стия в НКТ
	2.4. Пенные сис
	темы по пунк-
	ту 1 .4
Комбина	3. Замена жидкос
ция пер	ти на более лег
вых двух	кую с последую
методов	щим снижением уровня
	3.1. Глубинным	ЦА, глубин	+	+		+
	струйным насо-	ный насос
	сом
	3.2. Сжатым воз	ЦА, КС	+	+
	духом
	3.2.1. Аэриро	ЦА, КС	+	+
	вание с помо
	щью установки
	пусковых муфт

Метод снижения забойного давления

Осуществление метода

Характеристика месторождения

Реализация

метода

Технические

средства

Коэффициент аномальности пластового давления

Наличие в продукции H₂S и СО₂

1,0

_н^и_,3

а,0

1,3

Комбинация первых двух методов

П р и м насосный с тоцистерна комендуем

3.2.2. Аэрирование жидкости

3.2.3. Нагнетание воздушных пачек

3.2.4. Нагнетание воздушных “подушек”

3.3. Дымовыми газами

3.4. Вытеснение жидкости из скважины азотом

э ч а н и е. АГУ-8К — агрегат; КС — перед ; ДГ — установка д ые процессы.

ЦА, КС

Компрессор низкого давления (буровой), ЦА ЦА, ДГ

ЦА, АГУ-8К

газификацио вижная коми ля производс

нная а. рессор гва ды

зотная ус ная ста! мовых г<

танов] щия; 1зов; (

а; ЦА — Щ — ав-+ ) — ре-

жается до допустимо возможного согласно технологическому регламенту.

Вызов притока из пласта с повышенными и аномально высокими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии на пласт путем замены бурового раствора на более легкую жидкость.

Вызов притока из пластов с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии путем замены бурового раствора на более легкую жидкость и последующего снижения уровня жидкости в скважине (см. табл. 7.3).

Способ создания депрессии выбирается исходя из конкретных условий: глубины скважины, пластового давления, технического состояния скважины, наличия оборудования, материалов, технических средств и опыта освоения аналогичных объектов.

Наличие сероводорода в продукции скважин обусловливает особые условия освоения. При наличии в нефтяном газе сероводорода до 6 % (по объему) эксплуатационная колонна, насосно-компрессорные трубы, глубинное оборудование, устьевая арматура должны быть предназначены для работы в сероводородной среде. При наличии в нефтяном газе сероводорода более 6 % (по объему) последняя промежуточная, эксплуатационная и лифтовая колонны должны быть составлены из коррозионно-стойких труб нефтяного сортамента (отечественных или импортных); наземное оборудование (согласно паспорту завода-изготовителя, фирмы-поставщика) рассчитано на работу в этой среде при установленных проектом параметрах. Перфорация скважин осуществляется только при репрессии на пласт при заполнении скважины жидкостью, инертной к сероводороду.

Перед освоением скважина оборудуется комплексом управляемых клапанов-отсекателей. Внутренняя поверхность обсадной колонны, внешняя и внутренняя поверхности НКТ обрабатываются ингибитором коррозии путем замены жидкости, заполняющей скважину, на жидкость, содержащую ингибитор коррозии.

В скважинах с пластовым давлением выше гидростатического и АВПД вызов притока нефти осуществляется заменой бурового раствора на более легкую жидкость, инертную к сероводороду.

В скважине с пластовым давлением ниже гидростатического (АНПД) и содержанием сероводорода в нефти до 6 % (по объему) вызов притока осуществляется нагнетанием природного или нефтяного газа по согласованию с местным органом Госгортехнадзора, двух- или многофазных пен, инертных к сероводороду и углекислому газу, инертных (дымовых) газов с содержанием кислорода не более 2 % (по объему). После получения притока через ингибиторный клапан в продукцию скважины вводится ингибитор коррозии. Освоение скважин осуществляется согласно описанию в работах с соблюдением правил техники безопасности и охраны окружающей среды.

Если в процессе заканчивания скважины проницаемость породы призабойной зоны снизилась, то вызов притока следует начинать только после проведения мероприятий, направленных на восстановление проницаемости призабойной зоны. В противном случае скважина может оказаться "сухой" или вызов притока при применении обычных методов может произойти, но только по немногочисленным отдельным про-пласткам, имеющим повышенную проницаемость, а это приведет к неравномерной по толщине выработке пласта и низкой конечной нефтегазоотдачи.

Следует иметь в виду, что в газонасыщенных коллекторах проникший раствор выносится потоком газа только из крупных поровых каналов. Пласты с аномально высоким 394 пластовым давлением часто требуют высокой репрессии при вскрытии бурением, а создать в процессе вызова притока равную по абсолютному значению депрессию, с целью удаления проникшего в пласт раствора, технически невозможно.

Метод восстановления проницаемости призабойной зоны выбирается в зависимости от предполагаемых причин и степени снижения естественной проницаемости, свойств коллектора, условий заканчивания скважины. Для восстановления проницаемости призабойной зоны широко применяются кислотная обработка и гидравлический разрыв пласта (ГРП).

При кислотной обработке происходит растворение породы и загрязняющего породу материала, очищение поровых каналов, трещин, каверн, увеличение размеров и возникновение новых каналов фильтрации. Перед применением кислотного воздействия обычно рекомендуется дополнительная кумулятивная или гидропескоструйная перфорация. Для обработки карбонатных пород применяется раствор соляной кислоты, в случае терригенных коллекторов — смесь растворов плавиковой и соляной кислот.

Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости разрыва и расклинивающего агента (обычно кварцевого песка) под давлением, достаточным для раскрытия существующих или возникновения новых трещин в породе. Этот метод характеризуется высокой гибкостью процесса — в качестве жидкости разрыва могут применяться вода, нефть, кислотный раствор, в качестве расклинивающего агента — различные твердые сыпучие материалы. С целью снижения значения давления разрыва и инициирования развития трещин предварительно рекомендуется провести дополнительную кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию.

Важным является то обстоятельство, что кислотная обработка и ГРП применимы практически при любой степени снижения проницаемости призабойной зоны. Относительно высокая стоимость этих методов не должна служить препятствием к их применению, поскольку затраты быстро окупаются.

7.3.2. ЗАМЕНА БУРОВОГО РАСТВОРА

ЖИДКОСТЬЮ МЕНЬШЕЙ ПЛОТНОСТИ

Процесс замены бурового раствора жидкостью меньшей плотности осуществляется по схеме, приведенной на рис. 7.4.

Рс. 7.4. Схема обвязки оборудования для замены бурового раствора водой:

1 - насосный агрегат; 2 - емкость для воды (или водовод); 3 - емкость для сбора бурового раствора; 4 - устье скважины; 5 - вода; 6 - буровой раствор

Закачивают жидкость меньшей плотности в затрубное пространство до полной замены ею раствора. Иногда закачку жидкости ведут в НКТ. Преимущество закачки жидкости в затрубное пространство заключается в том, что при получении притока до окончания замены раствора создаются нор -мальные условия для работы скважины и вынос твердых частиц из интервала перфорации более полный в связи с в ысо-кой скоростью движения жидкости. Когда p_max выше предела прочности колонны, необходимо снизить плотность бурового раствора, заменив его сначала легким, а затем другой жидкостью еще меньшей плотности.

При замене бурового раствора более легкой жидкостью возможны случаи, когда приток флюида из пласта начинается до окончания процесса. При этом давление на выкиде насосов уменьшается, и их подачи может не хватить для поддержания притока. В таких случаях, а особенно при испытании слабосцементированных и подверженных разрушению коллекторов, на выкидной линии устанавливают штуцер, которым регулируют скорость потока и давление. Регулировать давление на забой рекомендуется также при вызове притока из скважин с высоким газовым фактором и газовых, так как быстрое освобождение от жидкости может привести к ее деформации. Установка штуцеров и регулирование потока рекомендуются для плавного запуска скважины, при котором давление на забой снижается постепенно. В результате роста давления на устье при закачке в скважину жидкости меньшей плотности может наблюдаться поглощение раствора. В этом случае рекомендуется устранить все искусственные сопротивления (убрать штуцера, полностью открыть задвижки) и уменьшить подачу насосных агрегатов. Целесообразно также предусматривать обработку закачиваемой жидкости ПАВ, чтобы попадающая в пласт жидкость не ухудшала его коллекторских свойств. Иногда депрессия, полученная в результате замены жидкостей, недостаточна для вызова притока из пласта. Тогда используют другие способы снижения давления на забой.

7.3.3. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПРИ помощи ВОЗДУШНОЙ ПОДУШКИ

Вызов притока достигают путем уменьшения уровня жидкости в скважине вследствие использования энергии сжатого воздуха.

Согласно этому методу колонну НКТ опускают до верхних отверстий перфорации, а компрессор и насосный агрегат обвязывают с затрубным пространством при помощи устьевого оборудования (рис. 7.5).

В затрубное пространство компрессором нагнетают воздух, вследствие чего образуется воздушная подушка высотой

Н. Потом компрессор отключают и при помощи цементировочного агрегата закачивают в затрубное пространство определенный объем воды (в зависимости от запланированной глубины снижения уровня). Воду закачивают с такой скоростью, чтобы пузырьки воздуха не могли перемещаться вверх и накапливаться в затрубном пространстве около устья скважины. К моменту прекращения нагнетания воды ее столб над воздушной подушкой достигает высоты Н_в. Суммарная высота столба жидкости и столба сжатого воздуха должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получения притока из продуктивного пласта. После прекращения подачи воды затрубное пространство на устье б ы -стро соединяют с атмосферой, и жидкость, содержащаяся

Рис. 7.5. Вызов притока из пласта методом воздушной подушки:

а — нагнетание воздуха компрессором; б — закачивание воды на воздушную подушку насосом; 1 — эксплуатационная колонна; 2 — НКТ; 3 — воздух, нагнетаемый компрессором; 4 — устьевая арматура; 5 — обратный клапан; 6 — компрессор; 7 — насосный агрегат; 8 — вода, заполняющая скважину до начала нагнетания воздуха; 9 — продуктивный пласт; 10 — воздушная подушка; 11 — вода, закачанная на воздушную подушку

над воздушной подушкой, под действием энергии сжатого воздуха выбрасывается из скважины.

Глубину снижения уровня жидкости в скважине Н, изменяющуюся в диапазоне от 400 до 1600 м, можно определить из табл. 7.4 по заданному максимальному давлению, создаваемому компрессором, и количеству воды, нагнетаемому в кольцевое пространство.

Т а б л и ц а 7.4

Соотношение между глубиной снижения уровня жидкости в скважине давлением воздуха в кольцевом пространстве и количеством закачанной воды

Глубина снижения уровня жидкости в скважине, м	Давление воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды, МПа	Количество воды, закачанной в кольцевое пространство, м³	Глубина снижения уровня жидкости в скважине, м	Давление воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды, МПа	Количество воды, закачанной в кольцевое пространство, м³
400	3,5	5	1000	9,5	10
500	5,0	5	1100	12,0	10
600	6,5	5	1200	8,0	15
700	8,0	5	1300	11,0	15
800	5,5	10	1 500	8,5	20
900	7,5	10	1600	10,5	20

Если условия вызова притока отличаются от приведенных (см. табл. 7.4), то используют формулу

^НвпРк S

(7.8)

^H = ^квп ^H, +

Рк + pg^Hв ^S + ^S]

где к_{в п} - эмпирический коэффициент, к, _п = 0,8; Н_в - высота столба воды, поступившей в затрубное пространство; Н_{в п} - высота воздушной подушки; р_к - давление воздуха в кольцевом пространстве (на выходе компрессора) перед нагнетанием воды; p - плотность воды; S - площадь сечения кольцевого пространства; S_НКT - площадь проходного сечения колонны НКТ.

Уровень жидкости над воздушной подушкой определяется объемом закачанной жидкости У_в и площадью внутреннего сечения колонны S:

(7.9)

н_в = v/s.

Высота воздушной подушки зависит от давления воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды:

(7.10)

Для того чтобы пузырьки воздуха не могли двигаться навстречу потоку, производительность насоса Q_H во время нагнетания воды должна удовлетворять следующему условию:

д_в > s[k>]

(7.11)

где [ю]_min - минимальная скорость воды, предотвращающая направление вверх движения пузырьков воздуха в затрубном пространстве, [ю]_тШ = 0,4 м/с.

Если необходимая глубина снижения уровня воды в скважине известна, то соотношение между значениями Н_в и Н_{в п} можно определить по формулам

(7.12)

Коэффициенты В и С, которые входят в уравнение (7.13), определяют по формулам

B = ~~^Ррд(8 + ^S~~~~^нкт)Н,п~~ - р_к; (7.14)

^k вп^S

C = I H_Вп|p_K. (7.15)

7.3.4. ВЫЗОВ ПРИТОКА

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПУСКОВЫХ КЛАПАНОВ

Согласно этому методу приток в скважину достигают путем снижения уровня жидкости в трубах за счет ее аэрации и последующего выброса. Перед пуском в скважину на колонне НКТ размещают в предварительно рассчитанных местах специальные пусковые клапаны. Используя компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают воздух и снижают уровень жидкости. Если уровень жидкости в затрубном пространстве будет ниже уровня размещения клапана на колонне НКТ, то при его открытии воздух из за-трубного прсотранства поступит в колонну и вытеснит жидкость, находящуюся над клапаном.

В случае применения нескольких пусковых клапанов после первого выброса жидкости отверстие в первом клапане перекрывают (например, при помощи канатной техники), а уровень жидкости в затрубном пространстве понижают до уровня размещения следующего клапана.

Число пусковых клапанов зависит от значения депрессии, которую необходимо получить для вызова притока пластовой жидкости.

Расстояние от устья скважины до места размещения первого клапана

L = Лст +--pf^- -AL, (7.16)

_а( 1 . ^S Ур ^Р г ^ркомп⁵

V * Sh„ б3^{Рр -} Рат 6

где Л_ст — расстояние от устья скважины до статического уровня в скважине, м; р_комп — давление на выходе компрессора, Па; р_г — плотность газа (воздуха), нагнетаемого в затрубное пространство, кг/м³; р_ат — атмосферное давление, Па; AL — разность между расчетным и фактическим уровнями размещения клапана, м.

Клапан следует крепить на 20-25 м выше рассчитанного уровня. Если клапан и распределение сред пребывают на одном уровне, то давления в затрубном пространстве и НКТ будут одинаковыми, вследствие чего воздух не будет проходить через клапан.

Второй сверху клапан размещают на глубине

L2 = L +--pps--. (7.17)

g²1 + 6²рр -^PT^pKOMn7

³^SНКТ ^{6 3
р}ат ⁶

Формулу (7.17) используют также для определения глубины размещения следующего клапана. Глубина размещения нижнего клапана не должна быть меньше, чем уровень, обеспечивающий вызов притока в скважину. При определении уровня размещения клапанов уровень жидкости, содействующий приток в скважину, может быть заданным непосредственно либо через депрессию на пласт, которую необходимо создать:

H* = ^Рпл-^-^^Р, (7.18)

РрУ

где р_пл - пластовое давление; Ар - депрессия на пласт, обеспечивающая вызов притока в скважину.

7.3.5. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ВЫЗОВА

ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ⁵⁷

Вызов притока при помощи струйных аппаратов обеспечивают путем снижения давления в подпакерной зоне до размеров, меньших гидростатического. Это значение следует поддерживать на протяжении запланированного времени.

Известно, что в струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешенный поток с переменным давлением. Поток, соединяющийся с рабочим потоком из камеры низкого давления, называется инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии потока в кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку.

Рис. 7.6. Струйный аппарат

Рис. 7.7. Схема размещения струйного аппарата в скважине:

1 — бурильная колонна; 2 — рабочая насадка; 3 — приемная камера с диффузором; 4 — затрубное пространство; 5 — всасывающая линия

Во время протекания через струйный аппарат выравниваются скорости потоков и снова происходит превращение кинетической энергии смешанного потока в потенциальную.

Основные элементы струйного аппарата (рис. 7.6) — сопло (рабочая насадка) 1 и приемная камера с диффузором 2. За счет процессов трения рабочий поток О_р смешивается с инжектированным потоком Q_H, и на выходе струйного аппарата получают смешанный поток Q_с. Все струйные аппараты, работающие при освоении скважины, принадлежат к высоконапорным, у которых соотношение площадей камеры смешивания меньше четырех (/_с//_р < 4).

Схема размещения струйного аппарата в скважине предполагает его установление в колонне НКТ с пакером (рис. 7.7). Буровой раствор подается по колонне труб к рабочей насадке аппарата. Расход рабочей жидкости равен расходу поверхностных насосов. Далее поток проходит через камеру смешения аппарата с диффузором и через затрубное пространство направляется к устью скважины. Инжектированный поток (пластовая жидкость) по всасывающей линии направляется в камеру смешения аппарата, где смешивается с рабочим потоком. "Всасывающая” линия образована находящейся ниже аппарата колонной труб.

В процессе расчета режима работы струйного аппарата используют его безразмерную характеристику, полученную на основании применения закона сохранения количества движения в характерных сечениях струйного насоса:

= к41,75 + 0,7 U² ¦

(7.19)

ДРр

где Др_с — разница давлений смешанного и инжектированного потоков; Д р_р — разница давлений рабочего и инжектированного потоков; /_р, /_и, /_с — площадь соответственно рабочего сопла на выходе потока, камеры инжекции и камеры смешения; Р_р, Ри, Р_с — плотность соответственно рабочего, инжектированного и смешанного потоков; U — коэффициент инжекции.

Отношение перепадов давлений Др_с/Др_р называют относительным напором струйного аппарата:

^ДРс _ Рс ^- Ри (7 20)

^ДРр Рр ^- Ри

где р_с, р_и, р _р — статическое давление соответственно смешанного, инжектированного и рабочего потоков.

Коэффициент инжекции определяют из выражения

и = 0_и/0р.

(7.21)

Необходимого снижения давления на пласт достигают путем регулирования давления рабочей жидкости насосными агрегатами с учетом коэффициента инжекции.

Значение статических давлений рассчитывают по уравнениям

^рр ^рж р + ^ра ^Др ;

(7.22)

(7.23)

рс = рж с + Др”,

где р_{ж р}, р_{ж с} — давление (гидростатическое) соответственно столба рабочей и смешанной жидкости:

рж р = РрдН; рж с = PcgH;

(7.24)

р_а — давление в выкидной линии поверхностного насоса; Др*, Др** — потери давления соответственно в колонне труб и затрубном пространстве; Н — глубина размещения струйного аппарата в скважине.

Значение р_и рассчитывают по ограничениям, которые накладываются горно-техническими требованиями (недопустимость перетока воды из ближайших горизонтов, разрушение породы, давление, возникающее вследствие насыщения нефти газом, прочность обсадной колонны).

Решая систему уравнений (7.20), (7.22) и (7.24), получают выражение для определения давления в выкидной линии поверхностного насоса, необходимого для того, чтобы достичь заданного снижения давления в камере инжекции:

Р_и[1 - (ДРс/ ДРр)]

ЛРс ^/
ДРр

(7.25)

7.3.6. ПОИНТЕРВАЛЬНОЕ СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

В этом случае насосно-компрессорные трубы спускают на глубину 750-800 м, исходя из того, что гидростатическое давление столба жидкости и сопротивление движению ее и воздуха не превышали 8 МПа (рабочее давление компрессора УКП-80). В кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, вытесняющий жидкость в колонну НКТ. Нагнетание газа или воздуха продолжают до полного вытеснения жидкости в интервале спуска НТК. Если скважина не начала фонтанировать, а уровень жидкости поднимается медленно, то допускают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта.

В условиях подачи компрессора УКП-80 (расход до 8 м³/мин) время продавки сжатого воздуха при испытаниях скважин увеличивается. Это более всего проявляется при испытании глубоко залегающих пластов с низкими пластовыми давлениями, когда требуется значительное снижение уровня жидкости в скважине.

Указанный метод постепенного погружения НКТ с периодической продувкой воздухом или газом имеет следующие недостатки: во время очередного наращивания труб возможны фонтанные проявления; пусковые давления, возникающие перед продавкой, могут вызывать поглощение жидкости в пласт; скважина может начать работать до того, как башмак НКТ достигнет фильтрационных отверстий.

Поэтому такой метод применяется крайне редко.

7.3.7. СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ ПОРШНЕВАНИЕМ (СВАБИРОВАНИЕМ)

Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором.

Этот способ освоения скважин используют при спущенных в скважину насосно-компрессорных трубах и установленной на устье фонтанной арматуре.

Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате при помощи лебедки от тракторного подъемника или бурового станка на 100-300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения притока пластового флюида.

7.3.8. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА

МЕТОДОМ АЭРАЦИИ

Методом аэрации можно постепенно увеличивать депрессию до любого заданного значения. Суть процесса аэрации заключается в постепенном снижении плотности жидкости в затрубном пространстве и насосно-компрессорных трубах вследствие одновременного нагнетания в скважину определенного количества сжатого воздуха (газа) и воды (нефти). Двигаясь вниз по кольцевому пространству, рабочий агент, смешанный с жидкостью, дополнительно сжимается под весом столба жидкости, пока не достигнет башмака НКТ. Дойдя до башмака труб, пузырьки рабочего агента попадают из затрубного пространства в НКТ и, постепенно расширяясь, отдают полученную ими энергию, вследствие чего жидкость поднимается, одновременно снижается ее плотность внутри НКТ. С увеличением закачки сжатого рабочего агента депрессия плавно увеличивается, вследствие чего в скважину в определенный момент поступает из пласта его флюид.

До начала вызова притока необходимо выполнить следующие рабты:

1) спустить НКТ и тщательно промыть скважину технической водой (если в ней был буровой раствор) с ПАВ;

2) установить на 5—10 м выше верхних отверстий перфорации обсадной колонны башмак колонны НКТ;

3) оборудовать устье скважины полным комплектом фонтанной арматуры крестового или тройникового типа и привести его в рабочее состояние;

4) на верхней рабочей струне фонтанной арматуры установить штуцер с оптимальным размером канала для предупреждения избыточной депрессии на пласт или избыточного противодавления в период работы скважины для ее очистки;

5) обвязать со скважиной цементирующий агрегат и компрессор.

Схема однорядного лифта при аэрации показана на рис. 7.8.

^1
1 I_1_I

Рис. 7.8. Схема однорядного лифта при аэрации:

1, 2 — линия подачи соответственно газа и жидкости; 3 — смеситель; 4 — задвижка; 5 — обсадная колонна; 6, 8 — НКТ; 7 — переводник

Сжатый воздух, подаваемый компрессором (или газ из газопровода высокого давления), смешивается с водой в аэраторе (рис. 7.9), опрессованном давлением 15 МПа.

Для успешного создания аэрации подбирают такое соот-

Рис. 7.9. Аэратор:

1 — гайка быстрого соединения; 2 — расходомер воздуха 406

ношение между количеством подаваемой в единицу времени жидкости и сжатого воздуха (газа), чтобы обеспечить движение пузырьков до башмака НКТ без образования "воздушной подушки".

С целью контроля за качественным проведением аэрации на нагнетательной линии должен устанавливаться расходомер воздуха (или газа). При подаче воды необходимо, чтобы скорость нисходящего потока смеси была больше скорости всплытия пузырьков воздуха. Последняя принимается в пределах 0,15 — 0,30 м/с. Если это условие не выполняется, то пузырьки воздуха будут всплывать, образуя "воздушную подушку” в затрубном пространстве, что приведет к срыву процесса аэрации.

Кроме того, необходимо следить, чтобы давление на преодоление гидравлических потерь и разницы плотности жидкости (смеси) в трубах и затрубном пространстве в сумме не превышало максимального давления, разиваемого компрессором.

Практически процесс аэрации необходимо начинать при подаче воды 4,5 —5,5 л/с (в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и НКТ диаметром 73x60 мм) и при подаче воздуха 120—130 л/с (7,5 м³/мин) компрессором УКП-80.

Процесс аэрации всегда надо начинать при заполненной жидкостью скважине. Если уровень жидкости в скважине был снижен при помощи какого-либо метода, а приток не получен, то перед аэрацией скважину опять необходимо заполнить жидкостью.

Сначала в работу включают цементировочный (промывочный) агрегат для определения давления в нагнетательной линии при оптимальной подаче жидкости. Это давление не должно превышать 4,0 — 4,5 МПа. Потом подключают компрессор и давление в нагнетательной линии возрастает (приблизительно на 10—15 МПа за счет увеличения скорости потока). С этого момента начинается первый этап аэрации. По мере нагнетания воды и воздуха давление в затрубном пространстве постепенно возрастает, достигая определенного значения, и некоторое время держится на одном уровне.

Повышение давления объясняется тем, что при движении вниз циркулирующей смеси плотность жидкости в НКТ в начальный период превышает плотность смеси в кольцевом пространстве, вследствие чего создается дополнительное давление. Когда аэрированная смесь достигает башмака и проходит внутрь НКТ, разница в плотностях постепенно исчезает, а давление опять падает. Если во время закачки аэрированной жидкости давление на нагнетательной линии начнет превышать рабочее давление компрессора (газа в коллекторе), то необходимо увеличить подачу жидкости или на некоторое время отключить компрессор (закрыть газ).

Воздух (газ) из смеси попадает в НКТ и вызывает выброс жидкости. Плотность смеси в трубах постепенно уменьшается, и давление в нагнетательной линии падает. С момента начала падения давления уменьшают подачу жидкости, для чего агрегат переводят на первую скорость, а потом его останавливают, оставляя работать компрессор.

Для контроля за увеличением депрессии необходимо измерять количество вытесненной из скважины жидкости объемным или другим способом.

В момент снижения давления в затрубном пространстве пласт может начать работать. Это становится заметно по повышению давления на буфере и в затрубном пространстве.

При работе пласта скважину переключают на запасную линию или через тройник на ней для отрабатывания, после чего струю направляют на рабочую линию через штуцер.

При отсутствии притока из скважины в момент первого падения давления процесс аэрации продолжают.

7.3.9. СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Нефтеносные пласты встречаются на большой глубине, но с пластовым давлениями ниже гидростатического на 14 — 15 МПа. В таких скважинах уровень жидкости устанавливается значительно ниже устья. Вызвать приток из такого пласта обычным методом очень трудно, а иногда и невозможно. Во время работы компрессора, например, создается дополнительное противодавление на пласт, вследствие чего поглощается жидкость, уровень ее в обсадной колонне снижается, и компрессор работает, не выполняя своей роли.

Естественно, что чем ниже уровень жидкости в скважине, тем труднее дренировать пласт и получать из него устойчивый приток флюида. Для вызова притока из пласта с низким пластовым давлением необходимо применять особенные технологические приемы, при которых повышение уровня в сважине не вызовет повышения давления на забой.

Рассмотрим технологическую схему вызова притока и дренирования пласта при испытании глубокой скважины с низким пластовым давлением и хорошей проницаемостью пласта. В этом случае вызов притока из пласта осуществялет-ся с подачей воздуха в скважину по схеме обратной и прямой промывки.

В первом случае (рис. 7.10, Г) предусмотрено использование пакера. Порядок проведения процесса при этом следующий: в скважину на НКТ 1 спускают пакер 5, который устанавли-

вают в эксплуатационной колонне 3 над кровлей пласта. Глубину установки пакера определяют исходя из прочности эксплуатационной колонны с учетом возможного полного опорожнения подпакерной зоны. Ниже пакера монтируют хвостовик с НКТ длиной 40 — 50 м с обратным клапаном 6 от электроцентробежного насоса ЭЦН-5 с диаметром проходного отверстия 40 мм. Над пакером размещают пропускной патрубок 4 длиной 0,5 м с тремя отверстиями диаметром 15 мм (или обратный игольчатый клапан). На НКТ на расчетных глубинах устанавливают пусковые муфты 2 с отверстиями диаметром 2 мм или клапанами.

Пакер вместе с прямоточным клапаном и обратным клапаном от ЭЦН-5 разъединяет затрубное пространство и призабойную зону так, что жидкость, вытесняемая воздухом из межтрубного пространства, не может попасть в пласт, а поступает в НКТ, где и аэрируется. В момент, когда давление над обратным клапаном от ЭЦН-5 становится ниже давления под ним, клапан открывается и пластовая жидкость входит в НКТ, а потом, смешиваясь со струей воздуха, поступающего сквозь пусковые муфты (клапаны), выбрасывается на поверхность. После очистки перфорационных каналов и улучшения проницаемости призабойной зоны скважина начинает работать.

Второй схемой (рис. 7.10, ГГ) предусмотрено закачивание воздуха в НКТ. В этой схеме отсутствует пакер, низ труб оборудуется игольчатым обратным клапаном, а на расчетных глубинах устанавливаются пусковые муфты или клапанаы.

Воздух от компрессора, подаваемый в насосно-компрессорные трубы, вытесняет жидкость из них сквозь отверстия или клапаны в затрубное пространство, но при этом давление нагнетания не передается на пласт. Вследствие большой разности объемов труб и затрубного пространства уровень жидкости в затрубном пространстве незначительно поднимается, поэтому поглощение не возникает. Как только к первой пусковой муфте (клапану) подойдет воздух и войдет в затрубное пространство, в нем начинается аэрация жидкости, что приводит к уменьшению давления на пласт.

7.3.10. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЕН

Сущность вызова притока флюида из продуктивного пласта состоит в замене имеющейся в скважине жидкости (после перфорации) на двухфазную пену. В качестве жидкости могут быть использованы буровые растворы или вода. Однако применение пен может быть излишним, если приток флюида из пласта происходит при замене бурового раствора на воду.

Вызов притока жидкости и газа может осуществляться двумя способами:

с применением двухфазной пены;

с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен.

Наличие ПАВ в жидкости (воде) резко снижает скорость всплывания пузырька газа, увеличивает прочность оболочек пузырьков, способствует образованию более мелких пузырьков газа, препятствует коалесценции — слиянию отдельных мелких пузырьков газа с образованием более крупных.

Действие ПАВ на скорость движения пузырьков, по А.Н. Фрумкину, сводится к следующему. Молекулы ПАВ, адсорбировавшиеся на поверхности пузырьков, при движении последних в жидкости сносятся течением к "кормовой" части пузырька. Вследствие накопления ПАВ на "корме" пузырька там снижается поверхностное натяжение. Таким образом, поверхностное натяжение в верхней части пузырька станет больше, чем в нижней. Вдоль поверхности пузырька начнут действовать силы, стремящиеся выровнять поверхностное натяжение и предотвратить дальнейший снос молекул ПАВ в "кормовую" часть пузырька. Эти силы тормозят движение молекул ПАВ по поверхности пузырька, снижая подвижность его поверхности.

По исследованиям ВНИИ, при диаметре пузырька 1,2 мм скорость его всплывания в дистиллированной воде составляет 30 см/с, а в 1%-ном растворе ПАВ (сульфонол, ДСРАС) скорость снижается до 8 см/с, т.е. почти в 4 раза. С увеличением диаметра пузырька до 4 — 5 мм эффект снижения скорости всплывания несколько уменьшается. Однако и в этом случае скорость всплывания пузырька в растворе ПАВ намного меньше, чем в чистой воде. Было установлено, что в области значений числа Рейнольдса 1 < Re < 200 скорость всплывания пузырька газа в растворах ПАВ и стабилизаторов (КМЦ и ЭСЦ) прямо пропорциональна диаметру пузырька и обратно пропорциональная корню квадратному из вязкости раствора.

Переходя от рассмотрения свободного всплывания единичных пузырьков к групповому поднятию пузырьков в скважине на большие расстояния, необходимо учитывать следующие моменты, которые усложняют происходящие явления:

пузырьки по мере всплывания увеличиваются в объеме вследствие уменьшения гидростатического давления среды;

пузырьки всплывают в "стесненных" условиях группами, замедляя свое движение;

всплывание пузырьков происходит не в спокойной жидкости, а в движущихся в разных направлениях потоках.

Таким образом, ПАВ в объеме аэрированной воды в стволе скважины снижает скорость подъема воздушных пузырьков за счет тормозящего действия на разделе жидкость — воздух вследствие адсорбции ПАВ на поверхности пузырька и предохраняет пузырьки от коалесценции. В результате пузырьки воздуха более равномерно распределяются в стволе скважины, увеличивается полезная работа, выполняемая каждым пузырьком, и уменьшаются потери на относительное движение.

Плотность пены является одной из важнейших физических характеристик пенной системы, определяющей, в частности, статическое давление столба пены в скважине. Плотность пены р_п зависит от плотностей пенообразующего раствора р_ж и воздуха р_г и истинного газосодержания ф:

Рп = Рж(1-ф) + Ргф.

(7.26)

В силу сжимаемости газовой фазы плотность пены зависит от давления. Если принять, что газ следует закону Бойля — Мариотта, т.е.

(7.27)

где р° — плотность газа при нормальных давлении р₀ и температуре Г₀; р — давление столба пены в скважине; Т — температура в скважине, то

Рг = Рж⁽1 ^-ф⁾ + ФР° —Т¹-

(7.28)

Po ^Т

При отсутствии относительного движения фаз истинное газосодержание равно расходному газосодержанию в (отношение расхода газа Q_T к расходу смеси (0_ж + QJ). Тогда плотность пены

где а — степень аэрации (отношение расхода газа при нормальных давлении и температуре Q_T к расходу жидкости QJ.

При движении газожидкостной смеси по вертикальной трубе (в скважине) наблюдается проскальзывание газа относительно жидкости. Вследствие этого в восходящем потоке фактическая плотность смеси превышает плотность, рассчитанную по формуле (7.33) без учета проскальзывания; в нисходящем потоке — обратное соотношение.

Проскальзывание воздуха относительно жидкости в двухфазной пене, даже не стабилизированной специальными стабилизаторами, невелико. При сравнении истинного и расходного газосодержаний для двухфазной пены отмечено, что истинное газосодержание не более чем на 5 % меньше расходного (в восходящем потоке). Для водовоздушной смеси эта разница составляет более 20 %.

В табл. 7.5 приведены сравнительные данные для случая циркуляции пены при Q_x = 3 л/с и а = 40. Полученные результаты аналогичны данным опытов на вертикальном стенде. При небольших давлениях (малой глубине) фактическая и расчетная плотности почти совпадают, при больших давлениях имеется небольшая разница, причем измеренная плотность меньше расчетной, как это и должно быть для нисходящего потока. Сравнение истинного и расходного газосодержания и в этом случае показывает, что для двухфазной пены разница между ф и в не превышает 5 %. Таким образом, для восходящего и нисходящего течения двухфазной пены можно принять

ф = (1 ± К)в, (7.30)

где К — коэффициент проскальзывания, равный 0,05 (знак минус относится к случаю восходящего потока, плюс — нисходящего).

Т а б л и ц а 7.5 Плотность пены по глубине скважины

Глубина, м	Плотность	пены, г/см³
Глубина, м	измеренная	рассчитанная
200	0,27	0,26
400	0,32	0,31
600	0,36	0,37
800	0,41	0,43
1000	0,47	0,49
1200	0,52	0,55
1400	0,56	0,61

Если установлено, что после полной замены в скважине бурового раствора на воду нет признаков фонтанирования и для вы1зова притока из пласта требуется уменьшать уровень жидкости в скважине в целях снижения забойного давления, то устье скважины оборудуют согласно рис. 7.11 и приступают к выполнению работ по вызову притока двухфазной пеной.

Для этого буровой раствор в скважине заменяют на водный раствор ПАВ. Концентрацию ПАВ (ОП-10, сульфонол, ДС-РАС и др.) принимают в пределах 0,1—0,2 % (по активному веществу). Во избежание контакта больших объемов бурового раствора с вскрытой перфорацией толщиной п р о-дуктивного пласта замену бурового раствора на водный раствор осуществляют прямой промывкой. Водный раствор закачивают в НКТ, буровой раствор вытесняют через затрубное пространство. После этого приступают к замене водного раствора ПАВ на двухфазную пену. Как правило, такая замена проводится при обратной промывке, т.е. пена закачивается в затрубное пространство, водный раствор ПАВ вытесняется из скважины по НКТ. Вытесняемый водный раствор ПАВ в дальнейшем используют для образования пены. Однако во избежание контакта большого количество водного раствора ПАВ со вскрытой толщиной пласта, как и при замене бурового раствора водным раствором ПАВ, применяют следующий технологический прием.

Сначала водный раствор ПАВ можно заменить на двухфазную пену с малой степенью аэрации (например, а = = 5+10) при прямой промывке до полного удаления из скважины водного раствора ПАВ, а затем приступить к дальнейшим работам по снижению забойного давления путем замены в скважине пены с меньшей степенью аэрации (с большей плотностью) на пену с большей степенью аэрации (с меньшей плотностью). При этом нагнетание осуществляется в затрубное пространство, а вытеснение происходит по НКТ. Описанный технологический прием, т.е. предварительная замена водного раствора ПАВ на двухфазную пену с малой степенью аэрации, можно использовать в тех случаях, когда известно, что такая замена не вызовет притока жидкости и газа из пласта.

Очень важен пусковой момент, т.е. начало замены водного раствора ПАВ в скважине на двухфазную пену. Осуществляется это следующим образом. Из мерной емкости 9 (см. рис. 7.11) насосом 8 подают в аэратор 6 водный раствор ПАВ, который по линии 7 поступает в НКТ 1, а вытесняемая из скважины жидкость по затрубному пространству 12 направляется на дневную поверхность в емкость 10 или в другую емкость по линии 11. Расход жидкости при этом принимают равным 3-5 л/с. После появления циркуляции во внутреннюю перфорированную трубу аэратора 6 подают компрессором 4 сжатый воздух и по линии 7 в НКТ уже поступает пена, которая начинает вытеснять из скважины жидкость.

В аэратор сжатый воздух подают постепенно, плавно и малыми дозами.

Такой режим образования пены необходим для предотвращения появления в скважине воздушных пробок. Наличие воздушных пробок резко повышает давление, что может вызвать большие осложнения вплоть до выхода из строя компрессора и устьевого оборудования. При больших расходах воздуха в пусковой период возникает резкая пульсация давления, хорошо фиксируемая манометрами 2 и расходомером

3. Правильный режим подачи воздуха для образования пены в аэраторе характеризуется плавным изменением давления жидкости, а затем по мере проникновения пены в НКТ давление постепенно снижается и после полной замены жидкости пеной при данной степени аэрации становится постоянным. Во избежание попадания жидкости в компрессор и воздуха в насос на их нагнетательных линиях устанавливают обратные клапаны 5. Дальнейший режим снижения забойного давления с применением двухфазной пены зависит от параметров применяемого компрессора.

Промысловая практика показывает, что при использовании компрессора УКП-80 для образования пены в течение 7 — 8 ч снижается забойное давление в скважине глубиной 5000 — 6000 м на значение, равное 80 — 85 % гидростатического. Поэтому нет смысла применять более мощные компрессоры для вызова притока жидкости и газа из пласта двухфазной пеной. Напротив, можно использовать и менее мощные компрессоры. Однако при этом продолжительность вызова притока будет больше. Таким образом, зная характеристику компрессора и задаваясь предельным давлением нагнетания, можно проектировать режим снижения забойного давления с применением двухфазной пены.

При замене в скважине жидкости на двухфазную пену, а затем пены с большей плотностью на меньшую для постепенного снижения забойного давления необходимо прежде всего добиваться устранения пульсации давления. Достигается это путем постепенного и плавного снижения расхода жидкости. При необходимости расход жидкости можно довести до 0,5 — 0,3 л/с при сохранении подачи компрессора на неизменном уровне.

Таким путем можно добиться существенного снижения давления на забое скважины, соблюдая при этом режим вызова притока жидкости и газа из пласта — плавность и отсутствие пульсации давления. Это очень важно для предотвращения преждевременного прорыва подошвенной воды, нижних и верхних вод, расположенных над кровлей и в подошве продуктивного пласта.

Анализ промысловой практики показывает, что применение пенных систем для вызова притока жидкости и газа из пласта является прогрессивным способом, отвечающим современным требованиям технологии освоения разведочных и добывающих скважин.

Способ освоения скважины с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен предназначается для вызова притока жидкости и газа из пласта в скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, для периодической очистки призабойной зоны пласта от кольматирующих веществ в эксплуатирующихся скважинах, а также для освоения скважин после производства в них ремонтных работ. В целях повышения эффективности удаления кольматирующего пласт материала в процессе вызова притока пластового флюида пенообразующий массовый состав должен содержать компоненты (в %), представленные ниже:

Сульфонол (ОП-10)

Едкий натр

0,04 (0,04) 3 (10)

Нефть.................

Этиленгликоль.

Остальное

Пресная вода

Сущность технологии очистки призабойной зоны пласта состоит в том, чтобы в скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, до вызова притока очистить пласт от твердой и жидкой фаз бурового раствора. В добывающих скважинах, находящихся длительное время в эксплуатации, необходимо периодически очищать призабойную зону пласта от глинистых частиц, асфальтосмолистых веществ, парафина и т.д. Кроме того, призабойную зону как в новых, так и в старых скважинах следует очищать от воды, проникшей в низкопроницаемые зоны продуктивной толщи.

Одним из важных условий повышения эффективности проводимого процесса является сохранение в неизменном состоянии полученной на поверхности пены в процессе ее нагнетания в скважину и последующего продавливания в пласт. Для выполнения этого используют буферные жидкости (нижняя и верхняя), в качестве которых применяется пенообразующий раствор.

Последовательность операций перед вызовом притока с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен следующая:

1. Имеющуюся в стволе скважины жидкость после перфорации колонны заменяют на водный раствор ПАВ с концентрацией 0,1 —0,2 % (по активному веществу). Замену осуществляют прямой промывкой. Нагнетание водного раствора ПАВ в НКТ обеспечивает контакт минимального количества жидкости со вскрытой толщиной пласта.

2. После полной замены жидкости на водный раствор ПАВ в НКТ нагнетают 1—2 м³ пенообразующего раствора, затем закачивают пену и поверх пены вновь нагнетают 1—2 м³ пенообразующего раствора. Таким образом, пена движется в НКТ, находясь между двумя буферными жидкостями.

3. Задвижку в затрубном пространстве закрывают только тогда, когда половина нижней буферной жидкости окажется в затрубном пространстве. После этого начинается продавли-вание в пласт находящейся в НКТ второй половины нижней буферной жидкости, заданного объема пены и всего объема верхней буферной жидкости водным раствором ПАВ концентрацией 0,1—0,2 %.

4. Объемы нижней и верхней буферных жидкостей (пенообразующей раствор, из которого образуют пену для нагнетания в пласт) в каждом конкретном случае определяют опытным путем.

5. Поскольку освоение скважин обычно проводят компрессорами УКП-80, то объем нагнетаемой в пласт пены для его очистки и степень аэрации определяют в зависимости от приемистости ПЗП, значения пластового давления и состояния эксплуатационной колонны. Степень аэрации может колебаться в пределах 0,5-2,0 в пластовых условиях, а объем пены в пересчете на пенообразующий раствор составит 3-10 м³.

6. После нагнетания в пласт пены и буферных жидкостей скважину оставляют под давлением в течение 1-3 ч.

7. По истечении указанного времени приступают к работам по вызову притока жидкости и газа из пласта.

Последовательность работ по вызову притока двухфазной пеной следующая:

1. Постепенно снижают давление, открыв задвижку на устье скважины, и одновременно нагнетают в затрубное пространство двухфазную пену (концентрация ПАВ 0,1-0,2 % по массе активного вещества) для последующей полной замены на нее всей находящейся в стволе скважины жидкости.

2. Во избежание образования в кольцевом пространстве воздушных пробок в кольцевое пространство сначала нагнетают раствор ПАВ при расходе жидкости не более 3 л/с и одновременно подают через аэратор небольшое количество воздуха, постепенно увеличивая его расход до полной подачи компрессора. Отсутствие пульсации после аэратора будет свидетельствовать о равномерности смешивания водного раствора ПАВ с воздухом и образовании двухфазной пены.

3. Для дальнейшего уменьшения забойного давления постепенно снижают расход водного раствора ПАВ при постоянной подаче компрессора, т.е. увеличивая степень аэрации, что приводит к уменьшению плотности пены в стволе скважины.

Эта операция продолжается до получения полного притока нефти и газа из пласта. В процессе этих работ по мере снижения забойного давления ПЗП будет очищаться от загрязняющих пласт веществ. При необходимости повторной очистки ПЗП следует до вызова полного притока повторить нагнетания пены специального состава (ПАВ + едкий натр + + нефть + этиленгликоль).

Использование пен при освоении скважин имеет ряд преимуществ:

соблюдаются благоприятные условия для плавного вызова притока флюида из пласта, так как в результате изменения степени аэрации удается в широком диапазоне регулировать плотность пены и создавать необходимое значение депрессии на пласт;

в связи с плавным изменением депрессии исключается возможность разрушения пород призабойной зоны, цементного кольца и эксплуатационной колонны;

устраняются почти полностью проникновение воды в пласт и ухудшение фильтрационной характеристики призабойной зоны;

предотвращается возможность образования взрывов с разрушением наземного и подземного оборудования, что может быть при освоении скважины с использованием воздуха.

Технология освоения скважин с применением пен в зависимости от пластового давления делится в основном на три категории:

первая

Рпл = (0,8*1,0)р_г;

вторая

Рпл = ^(0,5+^0,7)р_г;

третья Рпл = (0,1*0,4)р_г;

где р_пл — давление пластовое; р_г — давление гидростатическое.

Для создания щадящих условий депрессии на пласт, в зависимости от значения пластового давления, в каждом конкретном случае освоение скважины с точки зрения циркуляции в ней пены осуществляется по одному из двух вариантов.

При первом варианте с пластовым давлением первой и второй категорий схема циркуляции следующая. Замена столба жидкости в скважине пеной большой плотности проводится с малой степенью аэрации при прямом способе циркуляции (пену закачивают через НКТ, а жидкость вытесняется на поверхность через кольцевое пространство). После замены жидкости пеной приступают к вызову притока, используя пену с меньшей плотностью; циркуляцию при этом осуществляют обратным способом — вытесняющую пену закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемую удаляют из скважины через НКТ.

Второй вариант освоения скважины с низким пластовым давлением (третья категория) заключается в том, что циркуляция пены производится сразу обратным способом (закачка пены осуществляется в кольцевое пространство), а вытеснение жидкости и пены из скважины - через НКТ.

Плотность пены зависит от плотностей пенообразующего раствора и воздуха, истинного газосодержания ф и определяется при атмосферном давлении по формуле

Рп = Рж^{(1 -}ф⁾ + ФР⁰ — . ⁽⁷.³¹⁾

где Р_п - плотность пены, кг/м³; Р_ж - плотность пенообразующего раствора, кг/м³; р°° - плотность газа при нормальном давлении р₀ и температуре Г₀, кг/м³; ф - газосодержа-ние, кг/м³; Т - температура окружающей среды, °С.

Так как плотность двухфазной пены можно регулировать в пределах от 900 до 100 кг/м³, что достигается постепенным увеличением газосодержания, то вызов притока из пласта можно осуществлять плавно.

Скважины глубиной до 3000 м рекомендуется осваивать при расходе пенообразующего раствора 3-5 л/с, а глубже 3000 м - при расходе 2-6 л/с. При освоении скважин глубиной 5000-6000 м рекомендуется использовать компрессо-

Т а б л и ц а 7.6

Расход газа (воздуха) Q, при определенных значениях расхода жидкости О_ж и степени аэрации а

Сте пень аэра-	Расход жидкости Q_x
ции а	2/0,12	3/0,18	4/0,24	5/0,30	6/0,36	7/0,42	8/0,48	9/0,54	10/0,60
5	10/0,6	15/0,9	20/1,2	25/1,5	30/1,8	35/2,1	40/2,4	45/2,7	50/3,0
10	20/1,2	30/1,8	40/2,4	50/3,0	60/3,6	70/4,2	80/4,8	90/5,4	100/6,0
20	40/2,4	60/3,6	80/4,8	100/6,0	120/7,2	140/8,4	160/9,6	180/10,8	200/12,0
30	60/3,6	90/5,4	120/7,2	150/9,0	180/10,8	210/12,6	240/14,4	240/16,2	300/18,0
40	80/4,8	120/7,2	160/9,6	200/12,0	240/14,4	280/16,8	220/19,2
50	100/6,0	150/9,0	200/12,0	250/15,0	300/18,0
60	120/7,2	180/10,8	240/14,4	300/18,0
70	140/8,4	210/16,8	280/16,8
80	160/9,6	240/14,4
90	180/10,8	270/16,2
100	200/12,0	300/18,0
110	220/13,2
120	240/14,4

П р и м е ч а н и е. В числителе приведены значения в л/с, в знаменателе - в м³/мин.

ры, по технической характеристике обеспечивающие давление 8—12 МПа и подачу воздуха 8—16 м³/мин.

Процесс постепенного повышения степени аэрации при постоянном расходе пенообразующего раствора должен бы ть прекращен после достижения заданного забойного давления

Р = Р1 ^- Р 2'

где р ₁ — текущее забойное давление в процессе освоения скважины; р₂ — значение снижения забойного давления после остановки насоса и компрессора вследствие самоизлива пены при данной степени аэрации.

К параметрам режима освоения относятся: степень аэрации — 5, 10, 20, 40, 60, 80, 120; расход сжатого воздуха — 8 — 16 м³/мин; плотность пены — 900—100 кг/м³; забойное допу-

Рис. 7.12. Зависимость степени аэрации а от расхода воздуха Q, при постоянном расходе жидкости Q_ж

Рис. 7.13. Оборудование для очистки, охлаждения и закачки выхлопных газов в скважину компрессором СД9/101:

1 — циклонные сепараторы; 2 — в ыхлопной коллектор дизель-мотора В-2; 3 — термоэкранные трубопроводы; 4 — компрессор СД9/101; 5 — термометр; 6 — всасывающий коллектор компрессора СД9/Ш1; 7 — адсорбер; 8 — нагнетательная линия; 9 — отбор выхлопных газов из коллектора дизель-мотора

1 2 3 4 5 6 7 8

стимое давление (р_пл + х), МПа, где х — расчетное значение, равное (0,1*0,2)Рпл.

Основным параметром освоения скважины является забойное давление. Оно получается расчетным путем или задается.

Отличительная особенность освоения скважины второй категории от первой заключается в том, что в начальный период освоения, когда в НКТ нагнетается пена для вытеснения жидкости из скважины, степень аэрации принимается значительно выше. Она должна иметь такое значение, чтобы за время замены столба жидкости в скважине пеной при пря-

мой схеме циркуляции забойное давление было бы на уровне пластового.

Вызов притока газа в скважинах третьей категории производится с самого начала путем нагнетания двухфазной пены в кольцевое пространство с малым расходом жидкости (3 — 5 л/с) с постепенным повешением степени аэрации вплоть до фонтанирования скважины.

В табл. 7.6 приведены данные о расходе газа (воздуха) Q_в при определенном расходе жидкости Q_ж и принятой степени аэрации а. На рис. 7.12 приведен график зависимости степени аэрации а от расхода воздуха при постоянном расходе жидкости Q_x.

СевКавНИПИгазом разработана технология освоения

скважин с использованием инертных выхлопных газов по замкнутому циклу дизель-мотор — компрессор — скважина, которая может быть рекомендована в нефтегазовой отрасли. Выхлопные газы дизель-мотора содержат в газообразном состоянии 80 % азота, до 10 % оксидов углерода, до 3 % оксида и диоксида азота, 3 — 4 % бензопирена и около 2 % остаточного после окисления топлива кислорода.

На рис. 7.13 показано оборудование для очистки, охлаждения и закачки выхлопных газов в скважину компрессором СД9/101.

Технология гарантирует безопасные условия освоения скважин и эффективность процесса.

7.3.11. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПЕНАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЖЕКТОРОВ

Эта технология используется при вызове притока в разведочных и эксплуатационных скважинах, пластовое давление которых равно гидростатическому или меньше его. Суть технологии заключается в приготовлении двухфазных пен, заполнении ими скважины и замене ими воды, за счет чего создается необходимое значение депрессии.

Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжатого воздуха. Могут использоваться и передвижные компрессоры высокого давления. Основные факторы, обеспечивающие условия взрывобезопасно-сти при освоении скважин при помощи этого технологического процесса по сравнению с технологией освоения скважин путем вытеснения жидкости сжатым воздухом, следующие:

уменьшение вероятности внутрискважинного горения вследствие использования в качестве рабочего агента пены;

использование сжатого воздуха низкого давления.

Для освоения скважины необходимо следующее оборудование (устье скважины оборудуется согласно проекту на ее сооружение):

передвижной компрессор (УКП-80, КПУ16/100 и др.) или компрессоры пневматической системы буровой установки (КТ-6, КТ-7, КСЕ-5М);

цементировочный агрегат ЦА-320М с диаметром цилиндрических втулок не более 115 мм;

дополнительный цементировочный агрегат ЦА-320М для подачи воды (при отсутствии действующего водонапорного водопровода);

в зимний период при отсутствии котельной установки промысловая паровая передвижная установка ППУА-1200/ 1 00;

манометр показывающий класса 2,5 с границей измерений до 40 МПа;

эжектор жидкостно-газовый ЭЖГ-1; в случае использования передвижных компрессоров эжектор должен быть укомплектован насадкой с диаметром выходного отверстия 5,6 мм, камерой смешения с диаметром цилиндрической части 10 мм (расстояние между ними 10 мм).

Для приготовления пенообразующих жидкостей необходимо использовать следующие материалы: техническую воду; поверхностно-активные вещества (ПАВ) — сульфонол по ТУ 6-01-862-73; ОП-7, ОП-10 по ГОСТ 8433-81 и др.

Перед проведением процесса вызова притока следует спустить в скважину лифтовую колонну на глубину, при которой ее башмак размещается на 5-10 м выше интервала перфорации.

Перед началом процесса вызова притока устье скважины должно быть оборудовано трубопроводами и арматурой таким образом, чтобы обеспечить возможность закачивания пены в межтрубное пространство и одновременно выброс жидкости из трубного пространства скважины, а также возможность совершения самовсплыва пены из межтрубного и трубного пространства одновременно.

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при проведении процесса вызова притока с использованием передвижных компрессоров или компрессоров буровой установки изображена на рис. 7.14.

Обвязку эжектора следует совершать таким образом, что-

Рис. 7.14. Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины:

1 — цементировочный агрегат; 2 — линия для подачи пенообразующей жидкости; 3 — эжектор; 4 — манометр; 5—8, 13, 15 — задвижки; 9 — заглушка; 10 — выброс пены; 11 — накопительная емкость; 12 — нефтепромысловый коллектор; 14 — эксплуатационная колонна; 16 — пенопровод; 17 — обратный клапан эжектора; 18 — воздухопровод; 19 — компрессор

бы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз.

Подведение сжатого воздуха к эжектору при использовании компрессоров буровой установки следует выполнять при помощи резинового шланга с внутренним диаметром не менее 25 мм или на быстро разборном трубопроводе с НКТ.

При кустовом бурении подвод воздушной линии от действующей буровой к группе осваиваемых скважин целесообразно выполнить заранее в период их обвязывания с коллектором. Конец воздухопровода следует подвести к центру группы скважин и оборудовать его запорным вентилем.

Подготовка пенообразующей жидкости для двухфазной пены может быть выполнена непосредственно в процессе закачивания пены в скважину. При этом очередная порция ПАВ в воде растворяется в свободном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата. На 1 м³ воды необходимо вводить от 1 до 3 кг (в перечислении на активное вещество) сульфанола, ОП-3, ОП-10 или других ПАВ. Количество добавки ПАВ к воде зависит от ее солевой концентрации, качества ПАВ и уточняется экспериментальным путем в лабораторных условиях по методике ВНИИ (Е.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Васильева, 1980). Данной методикой определяется зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ.

Не допускается попадание в растворы ПАВ и пенообразующей жидкости: нефти, масла, дизельного топлива.

Параметры вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов выбирают исходя из необходимости создания требуемого значения снижения забойного давления (депрессии) и имеющегося компрессорного оборудования.

Создание необходимого снижения давления на забое р_з при проведении работ регламентируется инструкцией б. ВНИИКРнефти (1988 г.).

При использовании в качестве источника сжатого газа передвижных компрессоров в зависимости от значения р_з может быть выполнен полный цикл закачивания пены с выходом ее на устье через трубное пространство с последующим самоизливом или частичный цикл с последующим самоизли-вом. В последнем случае пена закачивается на необходимую глубину в межтрубное пространство, не доходя до башмака колонны НКТ.

В обоих случаях процесс закачивания пены выполняется при постоянной степени аэрации, чтобы обеспечить заранее определенное начальное значение давления пенообразующей жидкости р_з, подаваемой в эжектор.

При использовании в качестве источника сжатого воздуха компрессоров буровой установки в зависимости от значения р_з может быть выполнен полный или частичный цикл закачивания пены в скважину с последующим самоизливом, а также два цикла закачивания пены с самоизливом, а также два цикла закачивания пены с самоизливом после каждого из них. В этом случае пена подается в скважину при сменной степени ее аэрации, а заданный режим работы эжектора обеспечивается созданием полного начального значения давления р_ж.

Для выбора р_ж при использовании передвижных компрессоров необходимо по номограмме (рис. 7.15) определить степень аэрации, при которой для необходимой глубины спуска Н лифтовых труб обеспечивается заданное значение Др_з, а позже по этой номограмме в зависимости от найденной степени аэрации и типа (марки) компрессора следует определить р_ж.

Если определенную по номограмме (см. рис. 7.15) степень аэрации из-за ее небольшого значения невозможно обеспечить при имеющемся компрессорном оборудовании, то необходимо выполнить частичный цикл закачивания пены.

При проведении частичного цикла необходимо выбрать максимальное значение степени аэрации и соответствующее 426

Рис. 7.15. Номограмма для определения возможного снижения давления на забое скважины Ар при различных степенях аэрации:

1, 2, 3, 4, 5 — при степенях аэрации а соответственно 30, 40, 50, 60 и 70

_I_I_I__I_I_

0 500 1000 1500 2000 2500 Н, м

ее значение для компрессора имеющегося типа (рис. 7.16). Потом по номограмме (рис. 7.17) следует определить глубину продавки h и относительный объем пенообразующей жидкости V_k/S (где У_ж — объем пенообразующей жидкости, м³; S — площадь поперечного сечения межтрубного пространства или колонны в зависимости от необходимого значения Ар и выбранной максимальной степени аэрации). По полученному значению V_k/S и площади S затрубного пространства определяется необходимый объем пенообразующей жидкости V_ж. Относительный объем пенообразующей жидкости V_k/S для проведения одного полного цикла определяется по номограмме (см. рис. 7.17). При этом за глубину продавки h принимается глубина спуска Н лифтовых труб. По полученным значениям V_k/S и фактическому значению S колонны определяется необходимый объем пенообразующей жидкости.

Рис. 7.16. Номограмма для определения рабочего давления р_р эжектора при различных степенях аэрации а для различных компрессоров:

1 - УКП-80; 2 -

СД9/101; 3 - КПУ-16/100

427

Рис. 7.17. Номограмма для определения глубины продавки h и относительного объема пенообразующей жидкости У_ж/&:

1, 2, 3, 4, 5 — при степенях аэрации а соответственно 30, 40, 50, 60 и 70

При использовании компрессоров буровой установки следует по заданному значению Д р _з установить необходимость проведения одного, двух или частичного циклов закачивания пены. Для этого по номограмме (рис. 7.18) необходимо провести до пересечения друг с другом перпендикуляр из точек на осях, соответствующих Д р_з и Н. Если точка пересечения перпендикуляров находится в области, ограниченной кривыми 1 и 2, то следует совершить процесс за один цикл закачивания пены, а если точка находится в области, ограниченной кривыми 1 и 3, то за два цикла.

Если точка находится ниже кривой 1, следует совершить частичный цикл закачивания пены.

Если установлена необходимость проведения одного цикла циркуляции пен по номограмме (см. рис. 7.18) в зависимости от заданных значений Др_з и Н, то необходимо определить значение р_ж.

При необходимости проведения процесса в два цикла закачивания пены давление р_ж в первом цикле устанавливается равным 15 МПа, а во втором цикле определяется из номограммы (см. рис. 7.18) в зависимости от Др_з и Н. При выполнении частичного цикла по заданному значению Др_з по номограмме (см. рис. 7.17) определяются глубина продавливания пены h и соответствующее ей значение У_ж/Б. При этом значение р_ж принимается равным 15 МПа. По полученному зна-

Рис. 7.18. Номограмма для определения возможной депрессии при одно- либо двухцикловой закачке пены и при различном давлении пенообразующей жидкости на входе в эжектор:

1, 2, 3 и Г, 2, 3 - 10, 15, 20 МПа при одном и двух циклах соответственно

чению У_ж/Б и фактическому значению S межтрубного пространства определяется необходимый объем пенообразующей жидкости.

Относительный объем пенообразующей жидкости УЖ/S для проведения одного цикла определяется по номограмме (см. рис. 7.17), при этом за глубину продавки h принимается глубина спуска лифтовых труб Н, а значение V^S определяется по глубине продавки. По полученному значению V^S и фактическому значению S колонны определяется необходимый объем пенообразующей жидкости. При необходимости проведения второго цикла объем пенообразующей жидкости для него составляет 70 % от значения У_ж для первого цикла.

После спуска НКТ, монтажа наземного оборудования, обвязки эжектора с компрессором и цементировочным агрегатом трубопроводное наземное оборудование должно быть опрессовано гидравлическим способом на давление 25 МПа. При этом предварительно отсоединяется воздухопровод от бокового патрубка эжектора.

Пневматическим способом опрессовывается выкидной воздухопровод на максимальное рабочее давление компрессора, после чего открываются задвижки 15, 6, 7 и закрываются задвижки 8, 5, 13 (см. рис. 7.14).

При помощи насоса цементировочного агрегата пенообразующая жидкость подается в эжектор. Давление подачи пенообразующей жидкости в начале процесса закачивания пены в скважину при использовании компрессора буровой установки или передвижного компрессора определяется так, как это описано выше. После этого подается воздух в эжектор от компрессора. При использовании компрессоров буровой установки давление воздуха на входе в эжектор должно находиться в пределах от 0,7 до 0,8 МПа. При использовании передвижных компрессоров давление воздуха на входе в эжектор устанавливается произвольно в пределах от 1-2 МПа в начале процесса закачивания пены в скважину и до 2-6 МПа в конце процесса. Значение указанных давлений воздуха определяется значением давления закачивания жидкости и типами компрессоров.

После заполнения скважины пеной в расчетном объеме, а также после промывки скважины пеной (или при закачке пены в межтрубное пространство при частичном цикле) следует закрыть задвижку 15, открыть задвижку 8 и выполнить на протяжении не менее 1,5 ч самоизлив пены по трубопроводу 10 в накопительную емкость (см. рис. 7.14).

При наличии притока нефти или газа из трубного пространства закрывается задвижка 6 и после вытеснения пены из межтрубного пространства закрывается задвижка 8, отсоединяется трубопровод 10, устанавливается на место его подключения к устью скважины заглушка 9 и открываются задвижки

6, 7, 13, направляя продукцию скважины в коллектор. В случае применения передвижного компрессора при отсутствии притока нефти или газа после самоизлива пены на протяжении 1,5 ч необходимо продолжить ее самоизлив до его окончания.

В случае применения компрессоров буровой установки при отсутствии притока нефти и газа после выполнения первого цикла закачивания пены и ее самоизлива в течение 1,5 ч необходимо совершить второй цикл закачки и самоизлив пены до его окончания.

Если приток не получен, то скважину оставляют с открытыми задвижками на трубном и межтрубном пространстве в ожидании притока в течение 36 ч.

Если повторные промывки пеной не дают результата, то следует применять другие методы искусственного воздействия на призабойную зону для интенсификации притока.

Необходимо строго выполнять правила безопасного проведения работ.

Вызов притока из скважины следует проводить по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом управления буровых работ.

Работники и инженеры должны быть обучены правилам проведения работ при освоении скважин. Каждая смена производственного персонала должна быть проинструктирована о мерах безопасности при выполнении каждой конкретной операции.

При размещении в зоне скважины техники необходимо учитывать и направление ветра.

Расстояние между объектами должно быть следующим:

не менее 25 м от передвижной техники до устья скважины и приемной емкости;

не менее 10 м от компрессора до других агрегатов;

не менее расстояния, равного высоте вышки плюс 10 м, от культбудки до устья скважины.

Запрещается работа с эжектором без обратного клапана или с негерметичным обратным клапаном на боковом патрубке для подачи воздуха. При отрицательных температурах следует применять подогретую пенообразующую жидкость. Воздухопровод после сборки страхуется стальным тросом диаметром не менее 5 мм. Трос прикрепляется к воздухопроводу хомутами, размещенными на расстоянии 200 мм от его соединения. Концы троса крепятся к стационарным якорям.

Выкидную линию от скважины до приемной емкости собирают из НКТ с внутренним диаметром не менее 50 мм, надежно крепят ее возле устья, в местах поворотов и в приемной емкости при помощи стопорных или стационарных якорей, рассчитанных на разрывные усилия потока не менее 1 т.

При опрессовке обвязки все люди должны быть удалены из опасной зоны.

Во время всего процесса вызова притока на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и от накопительной емкости запрещается проведение работ, не связанных с процессом освоения скважины, пользование открытым огнем, пребывание посторонних людей, наличие техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах.

Не допускается попадание пены в источники питьевой воды.

В период самоизлива пены и ожидания притока запрещается оставлять скважину закрытой, чтобы не создать условия для образования сжатой взрывоопасной смеси при разрушении пены.

7.3.12. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПОМОЩЬЮ

КОМПЛЕКТОВ ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУМЕНТОВ

Кроме основного своего предназначения -испытания перспективных объектов в поисковых скважинах - комплект испытательных инструментов (КИИ) используют для вызова притока из пластов малой продуктивности, очистки околоскважинной зоны пластов, оценки эффективности обработок пластов, испытания на герметичность цементных мостов и колонн и для решения других задач, связанных с созданием депрессии в ограниченном интервале ствола скважины, обсаженной колонной.

Пластоиспытатели позволяют создавать мгновенную высокую депрессию, что является благоприятным фактором для очистки призабойных зон пласта и вызова притока пластового флюида. При этом повышается эффективность результатов испытания (экономичность, объем и качество информации) и обеспечивается испытание объектов в скважинах с негерметичной колонной обсадных труб.

Пакер, испытатель пластов, запорный и поворотный клапаны и глубинные регистрирующие манометры обеспечивают выполнение процесса испытания. Остальные узлы КИИ служат для предупреждения возможных осложнений или аварий в скважине.

Пакер изолирует интервал испытания от остальной части скважины. Длину хвостовика (труб ниже пакера) выбирают такой, чтобы при спуске КИИ к забою пакер находился над объектом испытания. При передаче на пакер осевой сжимающей нагрузки его резиновый элемент деформируется, увеличивается в диаметре и перекрывает ствол скважины. Шток пакера снабжен каналом, постоянно открытым для прохода пластового флюида. Если приложить к пакеру осевую растягивающую нагрузку, то уплотняющий элемент пакера возвращается в исходное положение.

Испытатель пластов снабжен приемным и уравнительным клапанами, сменным штуцером. Испытатель пластов устанавливается выше пакера. При спуске и подъеме КИИ пластоис-пытатель растянут, его приемный клапан закрыт, поэтому не допускает поступления промывочной жидкости в трубы.

Уравнительный клапан пластоиспытателя открыт, и через него обеспечивается переток промывочной жидкости из-под пакера (при спуске) или под пакер (при подъеме КИИ) через фильтр, шток пакера, безопасный переводник и ясс. Наличие такого перетока снижает эффект поршневания при движении пакера в скважине.

После упора хвостовика на забой скважины и передачи на КИИ осевой сжимающей нагрузки происходит свободное сжимание пакера, пакерование ствола скважины и медленное сжимание пластоиспытателя. Во время этого процесса закрывается уравнительный клапан, а затем открывается приемный клапан пластоиспытателя, соединяя полости пустых или частично заполненных жидкостью труб над КИИ с подпакерным объемом скважины. Давление под пакером мгновенно уменьшается, и начинается приток из пласта.

По окончании испытания при натяжении инструмента пластоиспытатель растягивается, закрывается его приемный клапан, перекрывая полость труб над КИИ, после чего открывается уравнительный клапан, соединяя затрубное пространство над пакером с подпакерным пространством. Давление под пакером и над пакером выравнивается, и на пласт передается давление ствола промывочной жидкости в скважине.

Промышленность выпускает многоцикловые испытатели пластов, обладающие двух-, трех- и многоцикловыми запорно-поворотными клапанами (ЗПК). Последний предназначен для перекрытия полости труб по окончании притока с целью регистрации процесса восстановления забойного давления. Его устанавливают выше испытателя пластов и спускают открытым. В конце притока путем вращения труб над КИИ запорно-поворотный клапан закрывают и выдерживают в закрытом положении (для получения кривой восстановления давления). Продолжительность закрытого периода должна быть равной приблизительно половине времени притока, но не менее 20 мин.

В многоцикловых испытателях при последующем вращении труб клапан опять открывается и опять закрывается, повторяя многократный цикл испытания.

При испытании хвостовик может упираться (рис. 7.19) или не упираться на забой, когда в скважину спускают механический шлипсовый пакер, способный опираться на стенку обсадной колонны. При упоре на забой необходимо обратить внимание на качество моста, чтобы не вызвать проседание хвостовика в нем.

Рис. 7.19. Схема пакерования при работе с КИИ:

1 — колонная головка; 2 — НКТ; 3 — циркуляционный клапан; 4 — верхний манометр; 5 — запорно-оборотный клапан; 6 — испытатель пластов; 7 — ясс; 8 — пробоотборник; 9 — пакер; 10 — обсадная колонна; 11 — фильтр; 12 — пласт; 13 — манометр; 14 — опорная плита; 15 — башмак

Параметр	КИИ-65	КИИ- 95(КИИ2А-95)	МИГ-80
Внешний диаметр, мм	65	95	80
Общая длина комплекта, м	20	21,6	23,4
Общая масса комплекта, кг	300	910	635
Типоразмер соединительных резьб	3-50	3-76	3-62
Допустимая нагрузка, кН:
при сжатии	150	300	60
при растягивании	100	250	200
Допустимый крутящий момент,	4,0	6,0	5,4
кН-м
Допустимое давление окружающей	80	80	45
среды, МПа
Максимальная температура окру
жающей среды, °С:
с обычной резиной	130	130	130
с термоустойчивой резиной	200	200	200
Диаметр резиновых элементов, мм	67, 78, 87, 92	109, 115, 135, 145	87, 92, 98
Диаметр скважины, мм	77-112	118-161	97-112
Нагрузка при пакеровании, кН	10-50	60-80	10-60

Для проведения работ в эксплуатационных колоннах используются инструменты, техническая характеристика которых приведена в табл. 7.7.

7.3.13. ГАЗООБРАЗНЫЕ АГЕНТЫ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Применение газообразных агентов для освоения скважин

Применение газообразных агентов - наиболее перспективное направление развития методов снижения давления в скважинах. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса в широких пределах расходов и давлений. Газообразные агенты могут обеспечивать быстрое опорожнение глубоких скважин, быстрое и резкое или медленное и плавное снижение давления в скважине, дренирование пласта с подпиткой сжатым газом для обеспечения фонтанирования и др.

Сначала повсеместно применяли в качестве газообразных агентов воздух. Закачка воздуха в скважину часто приводит к взрывам, которые, как правило, сопровождаются травмированием людей, создают условия для открытого фонтанирования скважин, причиняют значительный материальный ущерб народному хозяйству. После аварий многие скважины обычно ликвидируются из-за невозможности их восстановления.

При восстановительных работах или при ликвидации скважины не достигается качественная изоляция продуктивных пластов и горизонтов с питьевыми водами, а также в целом всего разреза из-за невозможности проведения необходимого объема работ в разрушенном стволе скважины.

Основные причины аварий — нарушение технологии работ (закрытие скважины со сжатым воздухом на длительное время и последующий спуск или подъем глубинных приборов в ней, зажигание факела при продувке скважины воздухом); 30 % аварий — результат выпуска газовоздушной смеси из скважины в атмосферу или перепуска ее из скважины в замкнутую полость в устьевом оборудовании (лубрикатор, манифольдная линия) от разряда статического электричества и ударной волны сжатия. Они возникли также в связи с нарушением технологии вызова притока — закрытия скважины со сжатым воздухом на длительное время, приводящего к образованию взрывчатой смеси в больших объемах и под высоким давлением.

Для устранения этой группы аварий необходимо сразу же после окончания закачки удалить воздух из скважины. Поскольку определенное количество взрывчатой смеси образуется в процессе закачки воздуха, удалять ее из скважины следует через специальное устройство с целью исключения возможности воспламенения от разряда статического электричества, ударного сжатия и открытого огня.

Следовательно, применение способа вызова притока жидкости из нефтяных скважин с помощью передвижных воздушных компрессоров не отвечает требованиям охраны труда и охраны природы. Отсюда возникает необходимость отказаться от этого способа и перейти к безопасным методам вызова притока жидкости с использованием в качестве рабочего агента инертных газов, в частности азота. До внедрения безопасных способов освоения скважин с помощью инертных газов можно допустить освоение воздушной пеной с использованием передвижного компрессора.

В качестве транспортного и технологического оборудования используется установка АКУ-8К, применяемая в химической промышленности для транспортировки и газификации жидкого азота.

Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводо-436 род, в условиях малопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подземного горения и других случаях, где существующие методы освоения малоэффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температуре окружающего воздуха — 30 и + 50 °С.

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотсодержащих систем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газированной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом.

Подготовка оборудования и материалов для освоения скважин азотом

Оборудование позволяет осуществить газификацию на скважине жидкого азота, приготовление и нагнетание в скважину газообразного азота и газированных азотом жидкостей (пен) для вызова притока флюида из пласта.

Схема обвязки наземного оборудования для вызова притока из пласта путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом показана на рис. 7.20, а для вызова притока из пласта с использованием газированной азотом жидкости (пены) — на рис. 7.21.

Перед началом процесса необходимо оборудовать устье скважины фонтанной арматурой и обвязать с нефтесборным коллектором.

Перед закачиванием рабочего агента (газообразного азота, пены) устье скважины следует обвязать с азотными установками таким образом, чтобы обеспечивалась возможность нагнетания рабочего агента в трубное и межтрубное простран-

Рис. 7.20. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом:

1 — азотная газификационная установка АГУ-8К; 2 — электростанция; 3 — газопровод (шланги высокого давления); 4 — об ратный клапан; 5 — узел подключения азотных газификационных установок к скважине ("гребенка”); 6 — заглушка на резервном входе "гребенки”; 7 — нагнетательная линия для подачи газа в скважину; 8 — манометр; 9 — тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству; 10, 11, 13, 14—17 — задвижки фонтанной арматуры; 12 — к рестовина; 18 — выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 19 — нефтесборный коллектор; 20 — накопительная емкость; 21 — якорь стопорный для закрепления выкидной линии; 22 — пробоотборный кран

ства и одновременно выхода жидкости из межтрубного и трубного пространств скважины. Обвязку эжектора необходимо осуществить так, чтобы его боковой патрубок с обр ат-ным клапаном был направлен вертикально вниз.

У задвижек фонтанной арматуры 15 (см. рис. 7.20) и 22 (см. рис. 7.24) следует установить регулируемые штуцеры диаметрами от 8 до 16 мм.

Конец линии 7 вентиля делителя расхода 8 (см. рис. 7.21) необходимо опустить до дна каждого отсека мерной емкости насосного агрегата (для исключения вспенивания жидкости) и закрепить. Площадь проходного сечения вентиля (вентилей) делителя расхода 8 должна составлять 0,8— 1,5 см².

Все напорные трубопроводы обвязки наземного оборудования следует опрессовать на полуторократное давление от ожидаемого максимального рабочего давления гидравлическим способом, а газовые линии — газообразным азотом на максимальное давление газификационной установки. Результаты опрессовок необходимо оформить актом.

Следует обеспечить наличие на скважине жидкого азота (4,2 —8,4 т), а при использовании газированной жидкости (пены) — расчетные количества технической воды и ПАВ.

Рис. 7.21. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока с применением газированной жидкости (пены):

1 — азотная газификационная установка; 2 — электростанция; 3 — газопровод (шланги высокого давления); 4 — обратный клапан; 5 — узел подключения газификационных установок к скважине ("гребенка”); 6 — насосный агрегат; 7 — трубопровод для сброса жидкости в емкость насосного агрегата (опускается до дна мерной емкости); 8 — вентиль или блок вентилей для регулирования расхода пенообразующей жидкости (делитель расхода); 9 — тройник; 10 — фильтр; 11, 16, 12 — запорное устройство для отключения линии, подключенной к насосному агрегату; 13 — штуцер; 14 — смеситель жидкой и газообразных фаз (тройник, аэратор или эжектор); 15 — т р ой-ник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству скважины; 17 — заглушка на резервном входе — "гребенке”; 18—22, 24, 25 — задвижки фонтанной арматуры; 23 — крестовина; 26 — выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 27 — нефтесборный коллектор; 28 — накопительная емкость; 29 — якорь стопорный для закрепления выкидной линии; 30 — пробоотборный кран; 31 — манометр

Пенообразующую жидкость следует приготовлять в свободном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата непосредственно в процессе закачивания газированной азотом жидкости (пены) в скважину.

Возможен вариант заблаговременного приготовления пенообразующей жидкости в передвижной емкости или в автоцистерне.

На 1 м³ воды необходимо добавлять от 3 до 7 кг (в пересчете на активное вещество) сульфанола, ОП-10 или других ПАВ.

Количество добавления ПАВ к воде зависит от ее солевого состава, качества ПАВ и может быть уточнено экспериментальным путем. Для этого в лабораторных условиях по методике ВНИИ следует определить зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ, изменяя последнюю в пределах от 0,05 до 1,00 % (по объемной доле) по активному веществу, и принять такое минимальное значение концентрации, при котором устойчивость пены составляет не менее 95 % от максимально возможной.

Технология освоения скважин азотом

Технология включает работы по вызову притока из пласта и может применяться в следующих случаях:

при освоении скважин, содержащих сероводород;

при освоении скважин в зоне влияния подземного горения;

при проведении работ в зимний период в условиях низких температур окружающего воздуха.

Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине на газообразный азот служат номограммы, приведенные на рис. 7.22 и 7.23. Пользуясь номограммами, можно определить необходимый объем газообразного азота У_г, максимальное устьевое (продавочное) давление р_у и продолжительность операций Т от начала закачивания азота до первого пролета его через башмак лифта или до полного осушения скважины (если это необходимо и возможно) при заданных глубине скважины Н, плотности жидкости в скважине р_ж, темпе нагнетания азота д_а и выбранном варианте закачивания (в трубы или межтрубное пространство).

Построение номограмм проведено для скважин, оборудованных 146-мм эксплуатационной колонной и 73-мм НКТ при различной глубине их спуска. Температура на устье скважин принята 10 °С, градиент ее изменения составляет 2,3 °С на 100 м глубины. Расход газа принят равным 6 и 12 нм³/мин.

Порядок пользования номограммами указан стрелками (см. рис. 7.23).

Так, в случае применения двух установок АГУ-8К (д_а = = 12 нм³/мин) для освоения скважины, заполненной до устья жидкостью плотностью 1000 кг/м³, к моменту прорыва газа через башмак лифта (при Н = 3000 м) необходимо осуществить закачивание (см. рис. 7.23) 2,1 тыс. нм³ азота в лифт (при прямой промывке) или 5,5 тыс. нм³ азота в межтрубное пространство при обратной промывке. Длительность нагнетания при работе двух установок АГУ-8К составляет 3 и 8,2 ч соответственно. Ожидаемое устьевое давление составляет 21,8 МПа.

Объем газа, установленный по номограмме, должен быть увеличен на значение, необходимое для дренирования пласта в начальной стадии вызова притока.

т, ч

К_г,тыс. м³ ^ 18 15 12 9 6 3 0

- и

: / , / ; //

- / //

—" Н, тыс. м

| 1^1........

1 «к.1 1 | 1 | 1 1 1 1 ; \ >

- \

- \

- \

- \

- \

1 2 3 4 5

¹⁰

²⁰

зо

⁴⁰

50 N

р, МПа

Рис. 7.22. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (р_ж = 850 кг/м³):

р_у, р_б— соответственно давление на устье и у башмака лифта при нагнетании азота в скважину, МПа; р_ср — среднее давление в скважине, заполненной азотом, МПа; А, Б — закачивание соответственно в межтрубное пространство и лифт; d_л = 73 мм; D_K = 146 мм

Номер кривой............................................................................................................12 3 4

Способ закачивания........................................... А Б

q_a, нм³/мин........................................................................................................................6 12 6 12

При пользовании номограммами решаются обратные задачи. Например, можно определить предельную глубину освоения по располагаемому объему азота и др.

Перед проведением работ по вызову притока необходимо спустить в скважину колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промыть скважину. Затем приподнять НКТ и установить башмак на 5—10 м выше интервала перфорации.

После оборудования устья приступить к замене жидкости в скважине на газообразный азот.

Порядок выполнения операций следующий.

Т,ч

р, МПа

Рис. 7.23. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (р_ж = 1000 кг/м³). Условные обозначения см. рис. 7.22

Открыть устьевые задвижки 11, 13, 15 и закрыть задвижки 10, 14, 16, 17 (см. рис. 7.20).

С помощью газификационных установок 1 по шлангам высокого давления 3 через обратные клапаны 4 осуществить подачу газообразного азота в межтрубное пространство скважины через "гребенку" 5, нагнетательную линию 7 и тройник 9. Вытесняемая газообразным азотом и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 18 должна поступать в накопительную емкость 20.

Нагнетание в скважину газообразного азота следует осуществлять в расчетном объеме, не превышая максимального рабочего давления газификационных установок. При необходимости снижения продавочного давления в скважину следует закачать порцию воды, обработанной ПАВ, или нефти.

Контроль за процессом закачивания газообразного азота в скважину вести по показаниям манометра 8 на нагнетательной линии 7 и на щитах управления газификационных установок.

По мере нагнетания газообразного азота в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва (пролета) газа через башмак НКТ, после чего оно начинает резко уменьшаться.

Во избежание выброса жидкости и газообразного азота на выкиде скважины 18 необходимо регулировать противодавление в трубном пространстве скважины с помощью задвижки 15, оборудованной штуцером.

Подачу газообразного азота в скважину (при отсутствии притока) вести в количестве, необходимом для создания максимально возможной депрессии на пласт, после чего закрыть задвижку 11 и при открытых задвижках 15, 16 на выкиде поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня жидкости в скважине.

При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространство скважины и следить за подъемом давления на устье.

При повышении давления на буфере до значения, достаточного для работы скважины, в системе сбора закрыть задвижки 15, 16, отсоединить трубопровод 18, поставить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 15, 17, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 19.

Технология освоения скважин газированной азотом жидкостью (пеной)

Технология предназначена для вызова притока нефти и газа из пласта и должна применяться для создания глубоких депрессий на пласт при плавном темпе снижения забойного давления.

Выбор режима освоения заключается в следующем. Для определения рабочих параметров при замене жидкости в

Рис. 7.24. Номограмма для расчета процесса вызова притока из пласта с применением пены с последующим ее самоизливом из скважины (р_ж = = 1000 кг/м³):

I — относительный объем газа |У_г|; II — степень газификации а; III — максимальное устьевое давление р_у
max; 1, 2, 3, 4, 5, 6 — глубина осваиваемой скважины соответственно 1000, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000 м; р_з — забойное давление; а, |У_г| — безразмерные величины

скважине на пену с последующим ее самоизливом, независимо от диаметров обсадной колонны и лифта, служат номограммы (рис. 7.24).

Пользуясь номограммами, можно определить необходимую степень газификации а, объем газообразного азота У_г и ма-симальное устьевое (продавочное) давление р_{у max}, обеспечивающие требуемое забойное давление р_з при заданных глубине скважины Н и плотности жидкости в скважине р_ж = = 1000 кг/м.

Необходимый объем газообразного азота определяется из равенства

У = |У_Г|У_С,

где |Уг| — относительный объем газообразного азота, который определяется по номограмме: У_с — объем пространства скважины, в которое производится нагнетание пены, м³. Требуемый объем пенообразующей жидкости

Уж = |Уг|^/а,

где |Уг|, а — известны из номограммы (см. рис. 7.24).

Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине пеной с ее самоизливом и последующим "осушением" скважины газообразным азотом, независимо от диаметра колонны и лифта, служат номограммы, приведенные на рис. 7.25 и 7.26.

Пользуясь номограммами, можно определить требуемый (минимальный) объем газа У_г, в том числе для приготовления пены У_п_ж, необходимую степень газификации а и максимальное продавочное давление на устье р_{у max}, обеспечивающее забойное давление р_з при заданных глубине скважины Н, плотности жидкости в скважине р_ж и условия минимизации объема используемого азота ввиду ограниченных возможностей азотных установок по запасу жидкого азота. Объем пенообразующей жидкости

Уж = |Уп ж|Ус/а,

где значения |У_{п ж}|, а — известны из номограммы (см. рис. 7.25).

После оборудования устья приступают к промывке скважины пеной. Открывают задвижки 12, 18, 19, 22, закрывают задвижки 20, 21, 24, 25 (см. рис. 7,21). С помощью цементировочного агрегата 6 и азотных газификационных установок готовят и нагнетают газированную жидкость (пену) в межтрубное пространство скважины по нагнетательной линии 15, обвязанной с фонтанной арматурой.

Требуемая степень газификации а достигается за счет регулирования подачи пенообразующей жидкости в смеситель

14 с помощью делителя расхода жидкости 8 при неизменном расходе газа, также подаваемого в смеситель 14.

Например, изменение расхода пенообразующей жидкости

Рис. 7.25. Номограмма для расчета процесса вызова притока из пласта с самоизливом и последующим осушением скважины газообразным азотом:

I — минимально необходимый относи

тельный объем газа |V_r|; II — степень газификации а; III — относительный объем газа для приготовле^ния ^{пены |}Уп ж¹; ¹ (Л 1"), 2 (2', 2"), 3 (3', 3"), 4 (4', 4") — плотности жидкости в скважине соответственно 800, 900, 1000, 1100 кг/см³; а, |VJ, |V_n ж1 - безразмерные величины

от 1 до 4 л/с при постоянной подаче азота 200 л/с, что соответствует одновременной работе двух установок АГУ-8К, обеспечивает регулирование а от 50 до 200.

Пенообразующая жидкость подается агрегатом 6 в смеситель 14 через делитель расхода 8, фильтр 10 и обратный клапан 4. Азот подается в смеситель 14 по газовым линиям 3 через обратные клапаны 4.

Заданный расход пенообразующей жидкости обеспечивается путем поддержания постоянным определенного перепада давления на штуцере 13 посредством регулирования степени открытия вентиля (вентилей) делителя расхода 8.

Контроль за перепадом давления на штуцере 13 осуществляется по манометрам 11, 31, а за расходом жидкости — по изменению ее уровня в емкости насосного агрегата 6, куда сбрасывается избыток жидкости по линии 7.

Регулирование соотношения подаваемых в скважины количеств азота и жидкости следует осуществлять таким обр а-

Рис. 7.26. Номограммы для расчета процесса вызова притока из пласта пеной с ее самоизливом и последующим осушением скважины газообразным азотом:

I — максимальное устье

II -

вое давление р_у

забойное давление р₃;

1 (1), 2 (2), 3 (3), 4 (4) -плотности жидкости в

скважине соответственно 800, 900, 1000, 1100 кг/м³

зом, чтобы исключалось образование газовых пробок в скважине и резкое колебание давления при нагнетании смеси в скважину.

Вытесняемая газированной жидкостью (пеной) и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 26 поступает в накопительную емкость 28.

Контроль за процессом закачивания газированной азотом жидкости (пены) следует вести по показаниям манометров 11, 31, 16, манометров на щитах управления газификационных установок 1 и на насосе цементировочного агрегата 6.

По мере нагнетания газированной азотом жидкости (пены) в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва пены через башмак лифта, после чего оно начинает уменьшаться.

После первого прохождения пены через башмак лифта необходимо уменьшить подачу пенообразующей жидкости и вести промывку скважины при повышенной степени газификации или приступить к осушению скважины газообразным азотом.

При использовании аэратора или тройника в качестве смесителя давление пенообразующей жидкости, подаваемой в смеситель 14 насосным агрегатом 6 (см. рис. 7.21), не должно превышать предельно максимального давления, развиваемого азотной газификационной установкой 1, с учетом прочности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры.

Если это условие не выполняется, то следует вместо аэратора использовать эжектор.

Для обеспечения устойчивой работы эжектора в процессе нагнетания пены необходимо поддерживать давление жидкости на входе в сопло эжектора не менее чем в 1,5 — 2 раза выше давления, получаемого на выходе эжектора или на устье скважины.

Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости (пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до значения, максимально допустимого для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2 — 3 мин, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания.

После окончания промывки скважины пеной закрыть задвижку 18, открыть задвижку 24 и осуществить в течение не менее 1,5 ч самоизлив пены одновременно из трубного и межтрубного пространств скважины по трубопроводу 26 в накопительную емкость 28.

При отсутствии признаков притока нефти и газа после самоизлива пены в течение первых 1,5 ч необходимо продолжить самоизлив до его окончания. При отсутствии притока также следует поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня в скважине.

При наличии притока нефти и газа закрыть задвижки 22, 24, отсоединить трубопровод 26, установить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 22, 25, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 27.

Значение создаваемой депрессии на забое не должно превышать предельно допустимых значений, определяемых гео-лого-техническими условиями и расчетом на прочность обсадной колонны на смятие наружным давлением.

7.3.14. ОБРАБОТКА СКВАЖИН СМЕСЬЮ

КИСЛОТНОГО РАСТВОРА С АЗОТОМ

И ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ

В нефтегазовой промышленности в последние годы успешно начали применять азот для увеличения эффективности кислотных обработок, несмотря на удорожание процесса примерно в 2 раза. Это объясняется увеличением эффективности кислотных обработок в присутствии азота, которое отмечается повсеместно. После обработки дебиты нефти возрастают обычно в 2 — 4 раза.

Для обработки скважин применяют газированную азотом кислоту — азотно-кислотную смесь (АКС) — при содержании азота 50 — 700 м³/м³. Скорость закачки кислотных растворов составляет 0,1—0,3 м³/мин при давлении нагнетания до 40 МПа. Преимущества воздействия АКС связаны с движением смеси в основном по порам наибольшего диаметра. Это было также показано при изучении кернового материала после воздействия АКС методами ртутной порометрии. При нагнетании кислоты с газовой фазой в насыщенную жидкостью пористую среду несмачиваемая фаза (газ) движется по центральной части поровых каналов с опережением, так как скорость движения газа за счет его низкой вязкости значительно выше скорости движения кислоты. Прохождение нагнетаемой смеси через расширения и пережимы пор, частое изменение направления движения, связанное с извилистостью поровых каналов, способствуют турбулизации потока. При этом возникают условия для увлечения кислоты в сфере движения газа по наибольшим поровым каналам и для выборочного разложения участков поровой среды кислотным раствором, в результате чего формируются проникающие зоны значительного растворения цементирующего вещества. Нейтрализация кислоты, естественно, происходит по пути ее движения с газом в порах наибольших размеров, т.е. там, где это может дать наибольший прирост проницаемости. С другой стороны, турбулизация потока вызывает улучшение доставки активной кислоты в зоне движения к стенкам поровых каналов, включая и контакты обломочных зерен. Это способствует более полному растворению глинистого цемента, разуплотнению обломочного скелета и открывает новые пути сообщения пор.

Обобщив результаты ранее выполненных лабораторных исследований и промысловых работ, можно сделать выводы, что преимущества обработки пластов кислотными растворами в смеси с газообразным азотом достигаются в основном за счет быстрого и более полного извлечения из обработанной части пласта отработанного кислотного раствора, продуктов реакции и продавочных жидкостей, рационального использования химической активности кислотного раствора в поровом пространстве с точки зрения максимального увеличения проницаемости пласта, более глубокого проникновения активного кислотного раствора, роста пор и числа соединяющих каналов, в результате чего предотвращается образование в прискважинной части пласта жидкостных барьеров.

Технология обработки скважин кислотой, газированной азотом

Технология обработки пласта АКС предназначена для восстановления и улучшения коллекторских свойств сильно загрязненного или слабопроницаемого продуктивного пласта с целью облегчения условий по вызову притока нефти и газа и повышению нефтегазоотдачи.

Технология азотно-кислотных обработок пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок АГУ-8К заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта через перфорационные отверстия нагнетаются последовательно порции сжатого газообразного азота и газированного азотом кислотного раствора, которые продавливаются в пласт водой, нефтью или газированной азотом жидкостью (пеной).

В связи с высокой активностью азотно-кислотной смеси и практически полной ее нейтрализацией еще в процессе фильтрации в призабойной зоне нет необходимости в выдерживании кислоты на реагирование. Поэтому сразу после окончания продавливания приступают к освоению скважины, плавно снижая устьевое давление с целью удаления продуктов реакции кислоты из пласта и создания необходимой депрессии для вызова притока из скважины.

Технология значительно повышает взрывобезопасность проведения работ по освоению скважин и технико-экономические показатели кислотного воздействия на призабойную зону пласта, особенно в условиях, отличающихся слабопроницаемыми породами и сравнительно низкими пластовыми давлениями.

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при обработке АКС приведена на рис. 7.27. Приготовление

Рис. 7.27. Схема обвязки оборудования и устья скважины при азотнокислотной обработке призабойной зоны пласта и вызове притока:

1 — газификационная установка АГУ-8К; 2 — электростанция; 3 — газопровод (шланги высокого давления); 4 — обратный клапан; 5 — "гребенка”; 6 — насосный агрегат 4АН-700 (ЗЦА-400, ЦА-320М); 7 — кислотовоз Аз-30А или КП-6,5; 8 — трубопровод для подачи кислотного раствора или пенообразующей жидкости в смеситель (эжектор); 9 — оборудование для регулирования соотношения фаз; 10 — смеситель (аэратор, тройник, эжектор); 11 — манометр; 12 — нагнетательная линия для подачи технологического агента (жидкости, газированной жидкости — пены, газа) в скважину; 13 — тр ой-ник; 14—20 — задвижки фонтанной арматуры; 21 — выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 22 — нефтесборный коллектор; 23 — крестовина фонтанной арматуры; 24 — задвижка для отключения линии насосных агрегатов; 25 — накопительная емкость; 26 — якорь стопорный для закрепления выкидной линии; 27 — пробоотборный кран

смеси кислотного раствора с газообразным азотом осуществляется аналогично приготовлению газированной жидкости (пены). Однако необходимо следить за изменением давления. Давление закачиваемой в скважину азотно-жидкостной смеси при использовании аэраторов не должно быть более 20 МПа, при использовании жидкостно-газовых эжекторов не более 35 МПа с учетом прочности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры. Выбор рецептур кислотных растворов и ингибиторов должен производиться с учетом имеющегося промыслового опыта на данном месторождении, а также минералогического состава горных пород коллектора и степени их уплотнения.

При азотно-кислотной обработке закачивание кислотного раствора в пласт целесообразно проводить двумя порциями.

Для сокращения непроизводительного расходования плавиковой кислоты на растворение компонентов пласта, которые хорошо реагируют с соляной кислотой, и предотвращения образования нерастворимых фторидов в качестве первой порции кислотного раствора, составляющей 30 — 40 % общего объема раствора, применяется 10—15%-ная соляная кислота. В качестве второй порции необходимо использовать 10— 15%-ную соляную кислоту с добавкой 2 — 4 % плавиковой кислоты.

Необходимый объем кислотного раствора следует определять по результатам лабораторных исследований в условиях, близких к пластовым, и имеющегося промыслового опыта.

В качестве продавочной жидкости следует использовать воду, нефть или газированную азотом жидкость (пену).

Объем продавочной жидкости устанавливается исходя из условия заполнения ею внутреннего объема НКТ, объема эксплуатационной колонны в интервале перфорации и вытесняемой в призабойную зону пласта части объема кислотного раствора с целью полной его нейтрализации согласно зависимости

^р = ^К_Т + V'_к + K'V_K р, (7.32)

где Ун_КТ — внутренний объем НКТ; V' _к — объем эксплуатационной колонны в интервале перфорации; K' — опытный ко

эффициент, определенный по данным лабораторных исследований, обычно K' = 0,5; V_{K р} — объем кислотного раствора.

Формула (7.32) применима для терригенных коллекторов.

Для карбонатных коллекторов следует использовать зависимость

V = У_НКТ + V '

^v пр ^v НКТ ^{1 v} э к

Для проведения обработки АКС необходимо спустить в скважину колонну НКТ до забоя и промыть скважину. После промывки приподнять НКТ, установив башмак лифта на 2 —

3 м выше верхнего перфорационного отверстия. Оборудовать устье скважины фонтанной арматурой.

Если ожидаемое максимальное давление нагнетания азотно-кислотной смеси превышает допустимое для эксплуатационной колонны, то НКТ следует оборудовать пакером двустороннего действия с обратным клапаном, установив его выше интервала перфорации. Пакер должен обеспечивать закачивание азотно-кислотной смеси в пласт и пропускание жидкости из межтрубного пространства в трубное при вызове притока флюида из пласта.

Определить приемистость пласта в зависимости от давления нагнетания, которое не должно составлять более 80 % от давления гидроразрыва пласта.

В случае недостаточной приемистости пласта вследствие загрязнения призабойной зоны необходимо установить кислотную ванну и путем тщательной промывки удалить продукты реакции с забоя скважины. В условиях возможного отложения в призабойной зоне тяжелых компонентов нефти (парафинов, смол, асфальтенов) провести обработку скважины растворителем или теплоносителем. Повторно определить приемистость пласта. С помощью насосных агрегатов 6 и кислотовоза 7 (см. рис. 7.27) приготовить расчетное количество кислотного раствора.

При ожидаемом максимальном давлении на устье р_у <

< 20,0 МПа (в качестве смесителя используется аэратор или тройник) выполнить следующие работы. Открыть задвижки 15, 18, 19, закрыть задвижки 16, 14, 17, 20, 24 и с помощью газификационных установок 1 произвести нагнетание в лифтовую колонну газообразного азота из расчета заполнения газом внутреннего объема лифта, что будет соответствовать моменту начала пролета газа через башмак лифта. После окончания закачивания газообразного азота закрыть устьевую задвижку 19 (на межтрубном пространстве) и при открытых задвижках 15, 18, 24 с помощью установок 1 и насосных агрегатов 6 через смеситель 10 осуществить нагнетание в лифтовую колонну азотно-кислотной смеси, исходя из условия обеспечения не менее 50 нм³ азота на 1 м³ раствора при расходе последнего от 0,20 до 0,25 м³/мин. Первоначально в смеситель 10 подать соляную кислоту, затем — глино-кислоту. Путем нагнетания в трубное пространство газированной азотом продавочной жидкости, продавить азотнокислотную смесь в пласт. После окончания продавливания закрыть задвижки 15, 24 и плавно снизить давление в межтрубном и трубном пространствах скважины, открыв задвижки 17, 19 с целью своевременного удаления продуктов реакции из пласта и направив выходящую из скважины жидкость по выкидной линии 21 в накопительную емкость 25. После снижения давления в скважине открыть задвижку 14, закрыть задвижку 19 и с помощью установок АГУ-8К произвести подачу газа в межтрубное пространство для вызова притока и дренирования пласта.

При ожидаемом максимальном давлении на устье 20 < р_у <

< 35 МПа (в качестве смесителя используется эжектор) выполнить следующие операции. Открыть задвижки 15, 18, 19, 24, закрыть задвижки 14, 16, 17, 20 (см. рис. 7.27) и с помощью азотных газификационных установок 1, насосных агрегатов 6 и кислотовоза 7 через смеситель (эжектор) 10 по линии 12 осуществить приготовление и нагнетание в лифтовую колонну азотно-кислотной смеси (газированного азотом кислотного раствора) при открытом межтрубном пространстве, исходя из условия обеспечения не менее 50 нм³ азота на 1 м³ кислотного раствора, при расходе последнего от 0,20 до 0,25 м³/мин.

Перед закачиванием азотно-кислотной смеси можно заполнить лифт газообразным азотом до давления на устье 20 МПа.

После заполнения лифтовой колонны азотно-кислотной смесью закрыть устьевую задвижку 19 на межтрубном пространстве и продолжить нагнетание в скважину требуемого объема газированного кислотного раствора.

После подачи в скважину всего объема кислотного раствора продавить азотнокислотную смесь в пласт.

По окончании продавливания закрыть устьевую задвижку

15 и плавно снизить давление в межтрубном и трубном пространствах скважины, открыв задвижки 17, 19 с целью своевременного удаления продуктов реакции кислоты из пласта, направив выходящую из скважины жидкость по выкидной линии 21 в накопительную емкость 25.

После снижения давления в скважине закрыть задвижку 19, открыть задвижку 14 и с помощью установок АГУ-8К и насосных агрегатов 6 через смеситель 10 произвести нагнетание газированной азотом жидкости (пены) в межтрубное пространство для дренирования пласта и вызова притока.

7.3.15. ГАЗОГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ

ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН

Вопрос о сохранении естественной проницаемости стенок перфорационных каналов и увеличении их глубины приобретает особую остроту при вскрытии глубоко-залегающих пластов с уплотненными коллекторами, например в Предкарпатье, и горизонтов с пластовым давлением ниже гидростатического. Такие условия наблюдаются обычно в старых обустроенных нефтяных районах. Первое — при разведочном бурении на больших глубинах, второе — при возврате на вышележащие объекты многопластовых месторождений. Из всех известных и применяющихся способов перфорации этим требованиям наиболее полно отвечает газогидропескоструйная перфорация.

Исследования, проводимые на стендах, показали, что за счет добавления газа (азота) в жидкостно-песчаную смесь можно значительно (в 2 — 3 раза) увеличить длину канала.

Наряду с этим газогидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ по сравнению с обыкновенной гидропескоструйной перфорацией.

При проведении процесса создается дополнительный перепад давлений на насадках за счет разности плотностей аэрированной смеси в насосно-компрессорных трубах и в затрубном пространстве, увеличивающийся с ростом глубины скважины. Например, при расходе жидкости (воды) 0,54 м³/мин и азота 6 и 12 м³/мин (при работе соответственно одной или двух установок АГУ-8К) и глубине скважины 2000 м средняя расчетная плотность смеси (предполагается отсутствие потерь скольжения газа относительно жидкости) составит в затрубном пространстве 0,73 и 0,60 г/см³, а в трубах — 0,97 г/см³. Тогда дополнительный перепад давления за счет разности плотностей равен 4,8 — 7,4 МПа. С увеличением глубины скважины до 4000 м дополнительный перепад возрастает примерно до 8,8—13,6 МПа. Таким образом, при добавлении азота возникают реальные возможности увеличения предельной глубины гидроперфорации за счет компенсации возрастающих с глубиной гидравлических потерь в трубах.

Очень важным фактором, способствующим широкому применению гидроперфорации с азотом, является создание при проведении процесса давления в скважине, значительно меньше гидростатического. В условиях рассмотренного примера в скважине глубиной 2 — 4 тыс. м различие между давлением в затрубном пространстве и гидростатическим давлением составит приблизительно 5—15 МПа. Благодаря этому исключается возможность загрязнения перфорационных каналов и проникновения в пласт инородных жидкостей и при вскрытии объектов с пониженным пластовым давлением. Кроме того, при газогидропескоструйной перфорации сочетается процесс вскрытия с вызовом притока при пониженном давлении на пласт, а также происходит постоянное дренирование скважины. Наличие газопроявлений способствует еще большему разгазированию столба в затрубном пространстве и, следовательно, стимулирует процесс.

Одним из основных факторов, влияющих на получение каналов большой протяженности, является энергия струи, которая в основном определяется перепадом давления в на-

Т а б л и ц а 7.8

Влияние перепада давлений на размеры перфорационного канала

Номер обр аз-ца	Перепад давлений на рабочей насадке, МПа	Расход воды, л/с	Расход газооб разного азота, нм³/мин	Время перфорации, мин	Размеры отверстия, мм		Объ ем выработки, см³
Номер обр аз-ца	Перепад давлений на рабочей насадке, МПа	Расход воды, л/с	Расход газооб разного азота, нм³/мин	Время перфорации, мин	глубина	вход в металлическую заглушку	Объ ем выработки, см³
6	20	2,7	3,0	20	89	15x22	105
16	25	3,0	3,4	20	108	16x22	120
17	29	3,3	4,2	20	130	21x21	132
П р и м е ч а н и е. Значения а_сж =				60 МПа, с!_н = 4,5 мм, ф = 0,24.

садке. При прочих равных условиях с ростом перепада давлений в насадке длина канала увеличивается (табл. 7.8). Например, при повышении перепада на 5 МПа (в 1,25 раза) увеличиваются длина канала и объем выработки соответственно в 1,25 и 1,2 раза.

Очевидно, с точки зрения увеличения размера каналов процесс газогидропескоструйной перфорации целесообразно проводить при максимально возможном перепаде давлений. Однако повышать перепад можно до известного значения, которое определяется техническими и технологическими возможностями используемого оборудования, насосных агрегатов и азотных установок, с одной стороны, и экономически выгодными затратами, с другой. Из этих соображений при азотогидропескоструйной перфорации для установок 4АН-700 и АГУ-8К рекомендуется поддерживать перепад давлений на рабочей насадке 25 — 30 МПа.

Экспериментальными исследованиями установлено, что применение газожидкостной смеси при абразивной перфорации повышает темп образования перфорационного канала и способствует его увеличению в 1,5 — 2 раза.

Из результатов исследований (рис. 7.28 и 7.29) видно, что с добавлением азота в рассматриваемых пределах (при прочих равных условиях) длина канала увеличивается в 1,4—1,6 раза, а объем — в 2,3 — 2,5 раза.

Рис. 7.28. Продольное сечение перфорационных каналов при гидроперфорации (а) и азотогидро-перфорации (•)

Рис. 7.29. Влияние газосодержания на длину (1, 3) и о^ъем (2, 4) перфорационных каналов:

1, 2 — для образцов с а_сж = 39 МПа, Ар = 11 МПа, d_H = 6 мм; 3, 4 — для образцов с а_сж = 60 МПа, А р = 20 МПа, d_H = = 4,5 мм

120 1100

о^L

*200*	- /
*\180*	**- 3^ 1 Ур*** . „
_ о
*Щ140* &	rv"
- <
*® 100* ₍**	\ \о \ \ V
’ <	г 1 1 1

0,15 0,30 0,45

0,60

Газосодержание

600

1400

§200 0

г 300

Г / i/ i I /

А ^ * - *

- S 200

,ч

Ц <*'

-^700

Г 1 1 1

20 40 60

Время, мин

Рис. 7.30. Изменение длины (1, 4-6) и объема (2, 3, 7) перфорационного канала во времени при различных условиях:

1 — ф = 0,65, d_H = 6 мм, Ар = 11 МПа, а_сж = 52 МПа; 2, 4 — ф = 0,30, d_H = 4,6 мм, Ар = 20 МПа, а_сж = 60 МПа; 3, 5 — ф = 0,32, d_H = 6 мм, Ар = = 15 МПа, а_сж = 52 МПа; 6, 7 — ф = 0, d_H = 6 мм, Ар = 15 МПа, а_сж = = 52 МПа

Увeличeниe глубины выработки с ростом газосодeржания обyсловлeно возрастаниeм динамичeского напора струи за счет yвeличeния ee скорости.

Pазмeры входного отвeрстия практичeски He отличаются, но форма era при большом газосодeржании приближаeтся к кругу, а при малом — имeeт форму эллипса.

Увeличeниe врeмeни ^рфорации от 20 до 40 и от 40 до 80 мин при использовании газожидкостных смeсeй позволяeт yвeличить размeры пeрфорационныx каналов (рис. 7.30, кри-вью 4, 5) в 1,33 и 1,12 раза соотвeтствeнно, т-e. прирост длины канала очeнь замeдляeтся.

Oбъeм выработки при газогидропeскострyйной ^рфора-ции в тeчeниe 80 мин от начала рeзки yвeличиваeтся пропорционально времени, тогда как при гидропескоструйной перфорации увеличение происходит с затуханием (рис. 7.30, кривая 7).

Из проведенных исследований видно, что при гидропескоструйной перфорации отверстие образуется в течение 30 — 40 мин, а дальше в основном увеличивается объем канала.

Прирост увеличения объема перфорационного отверстия при изменении газосодержания в рассматриваемых пределах на протяжении всего времени в течение 80 мин резки не уменьшается. Это свидетельствует о целесообразности продолжения газогидроперфорации до 80 мин, если необходимо увеличить поверхность фильтрации перфорационного канала.

7.3.16. ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ САМОГЕНЕРИРУЮЩИХ ПЕННЫХ СИСТЕМ

Технологический процесс освоения скважин с применением самогенерирующих пенных систем (СГПС) направлен на сохранение и восстановление коллекторских свойств продуктивных пластов с целью повысить продуктивность добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин, сократить затраты на их освоение и обеспечить безопасность работ, выполняемых при этом.

Технологический процесс основан на газировании жидкости азотом, образующимся в результате химических реакций, и образовании пенных систем в скважине или призабойной зоне пласта. Степень газонасыщения раствором может изменяться при нормальных условиях от 10 до 120. Побочным продуктом процесса образования азота является водный раствор хлористого натрия.

Материалами для приготовления раствора СГПС служат: нитрит натрия технический в растворе, допускается использование натрия кристаллического; аммоний хлористый технический;

косульфат-3-10н, допускается использование сульфонола НП — 3 или превоцела (продукт Германии);

бензолсульфокислота, допускается использование амидосульфоновой (сульфаминовой) кислоты, соляной кислоты ингибированной.

Исходные растворы СГПС готовятся на водной основе с использованием следующих химических продуктов:

аммоний хлористый технический (нашатырь), газообразо-ватель — порошок или гранулы белого цвета, растворимость в воде — 29,4 %, плотность 1,527 г/см³;

Плотность раствора нитрита натрия при различных концентрациях реагента

Плотность раствора, г/см³	Концентрация нитрита натрия, г/л	Плотность раствора, г/см³	Концентрация нитрита натрия, г/л
1,215	364	1,123	236
1,193	332	1,113	224
1,176	309	1,100	204
1,170	299	1,095	195
1,157	280	1,090	187
1,146	264	1,086	180
1,137	249	1,082	173

нитрит натрия в растворе, газообразователь — бесцветная, светло-желтая или светло-желтая с зеленоватым оттенком прозрачная жидкость; невзрывоопасное и непожароопасное вещество.

Перед приготовлением раствора СГПС контролируют содержание основного вещества по плотности раствора (табл. 7.9 и 7.10).

При необходимости получения раствора с повышенной степенью газонасыщения — 80 — 120 (в нормальных условиях) — вместо нитрата натрия в растворе используют кристаллический нитрит натрия, который представляет собой

Т а б ли ц а 7.10

Количество воды (л) для разбавления 1 м³ раствора нитрита натрия до заданной концентрации

Входная концентрация реагента, кг/м³	Заданная концентрация реагента, кг/м³
Входная концентрация реагента, кг/м³	347	331	316	303	291	280	270	260	251	243	235	227	221	214	208	202	197
364	50	100	150	200	250	300	350	400	450	500	550	600	650	700	750	800	850
347	—	48	95	143	190	238	286	333	381	429	476	542	571	619	667	714	762
331	—	—	45	91	136	182	227	273	318	363	409	454	500	545	591	636	682
316	—	—	—	43	87	130	174	217	261	304	348	391	435	478	522	565	609
303	—	—	—	—	42	83	125	167	208	250	292	333	375	417	458	500	542
291						40	80	120	160	200	240	280	320	360	400	440	480
280							38	77	115	154	192	231	269	308	346	385	423
270								37	74	111	148	185	222	259	296	333	370
260									36	71	107	143	178	214	250	286	321
251										34	69	103	138	172	207	241	276
243											33	67	100	133	167	200	233
235												32	64	97	129	161	193
227													31	62	94	125	156
221														30	61	91	121
214															29	59	88
208																29	57
202																	28

кристаллы бесцветные или желтоватого цвета, плотность 2,17 г/см³, растворимость в воде при 20 °С — 88 г на 100 г воды.

Косульфат-3-10н, пенообразователь — смесь натриевых солей алкилсульфата и сульфата моноэтаноламида. Это пастообразная масса от белого до светло-коричневого цвета. Содержится косульфат в герметически закрываемых железных бочках вместимостью 100 — 200 дм³ или полиэтиленовых банках вместимостью до 10 дм³.

Сульфонол НП-3, пенообразователь, выпускается в виде вязкой пасты, хорошо растворяется в воде.

Превоцел, пенообразователь, представляет собой смесь жирного спирта и окиси этилена с блоксополимером окиси этилена (окиси пропилена), растворимость в воде хорошая, плотность при 20 °С 1,20 г/см³.

В качестве инициатора реакции газообразования при температуре 20 — 70 °С используют бензолсульфокислоту, допускается применение сульфаминовой или соляной кислоты.

Амидосульфоновая (сульфаминовая) кислота представляет собой негигроскопические кристаллы без запаха, плотность 2,126 г/см³, растворимость в воде при 20 °С 21,3 г на 100 г воды. Кальциевые и магниевые соли, образующиеся в продуктах реакции сульфаминовой кислоты, хорошо растворимы в воде.

Соляная кислота, ингибированная техническая — прозрачная, бесцветная жидкость.

Технология проведения работ. Вскрытие продуктивного пласта перфорацией с использованием СГПС в качестве перфорационной среды осуществляют при депрессии или при репрессии на пласт. При вскрытии пластов перфорацией при депрессии на пласт используют перфораторы, спускаемые на насосно-компрессорных трубах (ПНКТ-73, ПНКТ-89) или через НКТ (ПР-43, ПР-54, ПР-89, КПрУ-65). Устье скважины герметизируют фонтанной арматурой, а при вскрытии пласта перфоратором типа ПР — дополнительно оборудуют лубрикатором.

Количество раствора СГПС выбирают из расчета заполнения скважины в интервале от искусственного забоя до глубины на 15 — 20 м выше верхней части интервала перфорации. Количество водного раствора ПАВ 1,0—1,5%-ный разделительный (буферный) раствор выбирают из расчета заполнения в скважине (затрубном пространстве) интервала длиной 40 — 50 м между раствором СГПС и жидкостью, заполняющей скважину.

Раствор СГПС приготавливают на растворном узле или на скважине (кусте скважин) с помощью насосного агрегата 460

		Реагент, кг/м³			Снижение
Назначение	Г азообразователь		Пенообразователь -косульфат	Инициатор -бензолсуль-фокислота	забойного давления в скважине
	аммоний хлорис тый	нитрит натрия	(сульфанол НП-3, пре-воцел)	(сульфамино-вая кислота, соляная кислота)	глубиной 25003000 м, МПа
Перфорационная среда для вторичного вскрытия пласта:
при депрессии на пласт при температуре 70-120 °С	280±20	280±20	30±3(30±3)		0,2
при репрессии на пласт при температуре 45-70 °С Раствор для ОПЗ и вызова притока из пласта:	200±15	200±1 5	25±2(25±2)		0,1
при температуре 20-70 °С	200±15	200±15	20±2(20±2)	^-	⁵, ⁰ 1 ⁰
при температуре 70-120 °С*	280±20	280±20	25±2(25±2)		⁷, ⁵ 1 ⁰
* Инициатор используют в виде (100- 150 л на 1 м³ раствора СГПС).			3%-ного раствора на водной основе

(например, ЦА-320). При этом исходный раствор нитрита натрия разбавляют водой до заданной концентрации (см. табл. 7.10), а затем вводят в него хлористый аммоний и пенообразователь (табл. 7.11). После ввода каждого реагента раствор перемешивается в течение 15 — 20 мин (насос работает "на себя") до полного растворения реагентов. При всех операциях приготовленный раствор СГПС перевозят и хранят в закрытых емкостях.

Раствор ПАВ приготовляют на скважине, используя емкости насосных агрегатов. После ввода пенообразователя раствор перемешивают в течение 10—15 мин.

Нагнетают растворы в НКТ последовательно: ПАВ (первая порция для размещения в затрубном пространстве), раствор СГПС, раствор ПАВ (вторая порция) и продавочная жидкость. Затем проводят перфорационные работы. Проведение дальнейших работ по освоению скважины (ОПЗ и вызов притока) с использованием СГПС проектируется в соответствии с рекомендациями РД-39-0147009-506 — 85. Обязательным условием проведения работ данным способом при репрессии на пласт является полное соответствие их "Единым техническим правилам ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях".

Наличие СГПС контролируется в заданном интервале в скважине с помощью резистивиметра.

При обработке скважин с температурой 70—120 °С проводят следующие работы.

Определяют количество раствора СГПС из расчета заполнения скважин в интервале от забоя до глубины на 10—15 м выше верхней части интервала перфорации, заполнения НКТ до глубины не более 1000 м от устья скважины (значение давления жидкости, заполняющей НКТ над раствором СГПС, не должна превышать 10,0 МПа, а значение температуры в верхней части СГПС — свыше 70 °С) и нагнетания в пласт раствора в количестве 0,1—0,2 м³ на 1 м вскрытой (перфорацией) толщины пласта.

Количество раствора ПАВ (содержание ПАВ 0,5—1,0 %) выбирают из расчета заполнения в НКТ и затрубном пространстве интервалов длиной 40 — 50 м между раствором СГПС и жидкостью, заполняющей скважину.

Приготавливают растворы СГПС и ПАВ.

Нагнетают последовательно в НКТ: раствор ПАВ (первая порция), раствор СГПС, раствор ПАВ и продавочную жидкость с учетом задавливания в пласт части растворов СГПС (0,1—0,2 м³ на 1 м) при закрытом затрубном пространстве.

Выдерживают скважину (при закрытом затрубном пространстве) 30 — 40 мин для осуществления процессов генерации азота и образования пены. Контролируются эти процессы по росту давления на устье скважины — в НКТ и затрубном пространстве, а завершаются работы после стабилизации давления. При проведении работ давление в затрубном пространстве не должно превышать значения допустимого давления на эксплуатационную колонну.

Пускают скважину на самоналив для очистки призабойной зоны пласта.

Если планируется эксплуатация фонтанным способом и при самоналиве обеспечивается создание необходимой депрессии на пласт, то после проведения ОПЗ исследуют скважину на приток и вводят ее в эксплуатацию.

При выполнении работ с целью создать повышенные депрессии на пласт допускаются использование дополнительного количества раствора СГПС и повышение количества газо- и пенообразователей. При этом дополнительное количество раствора СГПС размещают в затрубном пространстве скважины.

Если планируется эксплуатация скважины механизированным способом (например, с использованием ЭЦН), то после ОПЗ осуществляют промывку скважины до забоя рабочим раствором (например, водным раствором ПАВ), не загрязняющим коллектор, прокачав 1,5 —2,0 объема НКТ до поступления чистой жидкости; в случае необходимости заполняют скважину задавочной жидкостью (например, солевым раствором), поднимают НКТ, опускают глубинный насос и вводят скважину в эксплуатацию с исследованием на приток.

После ОПЗ нагнетательных скважин пускают скважину на самоналив для очистки призабойной зоны пласта или осуществляют промывку скважины раствором ПАВ до забоя до поступления чистой жидкости и вводят скважину под нагнетание.

При обработке призабойной зоны скважин с температурой 20 — 70 °С проводят работы, аналогичные перечисленным, дополнительно используя инициатор реакции газообразования. Количество инициатора выбирают по табл. 7.11.

Приготавливают раствор инициатора в виде 3%-ного раствора на водной основе в емкости. Вводят инициатор в раствор СГПС в процессе нагнетания его в скважину.

Для контроля качества проводимых работ используют глубинные регистрирующие манометры и термометры, которые устанавливают в процессе ОПЗ и вызова притока в НКТ на глубине на 10—15 м выше башмака НКТ.

Для оценки результатов работ по сохранению и восстановлению коллекторских свойств пластов проводят комплекс гидродинамических исследований; исследование методом установившихся отборов (не менее чем на трех режимах) с получением индикаторных диаграмм и коэффициентов продуктивности; исследование методом восстановления давления с определением состояния призабойной зоны и качества (степени совершенства) сообщения скважины с пластом — коллектором; исследование профиля притока флюида к скважине для дифференцированной оценки качества работ.

При освоении скважин с применением СГПС должны соблюдаться требования следующих документов: правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности; отраслевой инструкции по безопасности труда при освоении нефтяных и газовых скважин; отраслевой инструкции по безопасному ведению работ при применении пенных систем в

Предельно допустимая концентрация, мг/м³

Нитрит натрия

Хлористый аммоний Косульфат-3-1 0н

Сульфанол НП-3 Превоцел

Бензолсульфокислота

Амидосульфоновая (сульфаминовая) кислота

Соляная кислота

По степени воздействия на организм относится к 3-му классу опасности; недопустимо попадание внутрь организма Не токсичен

Продукт не выделяет паров, поэтому не характеризуется ПДК Не токсичен Не токсичен

По степени токсичности относится к 3-му классу опасности По степени токсичности относится к 4-му классу опасности

По степени токсичности относится к 3-му классу опасности

добыче нефти и газа ИБТВ 1-103-89; отраслевой инструкции по безопасности труда при бурении с использованием газообразных агентов иБтВ 1-062-79.

Материалы, используемые для освоения скважин с СГПС, являются серийно выпускаемыми отечественной промышленностью. При их применении должны соблюдаться меры безопасности, изложенные в стандартах и технических условиях на эти материалы.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ, содержащихся в составе СГПС, и их характеристики приведены в табл. 7.12.

7.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

7.4.1. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА СООТНОШЕНИЕМ ФАКТИЧЕСКОЙ И ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ

Наиболее характерный показатель добывающих возможностей скважины - коэффициент продуктивности п, равный части суточного отбора продукции, которая приходится на единицу депрессии:

п = О/Ар, (7.33)

Рис. 7.32. График изменения давления на забое скважины после ее закрытия

Рис. 7.31. Типичная индикаторная диаграмма для фонтанной нефтяной скважины

где О — дебит скважины (в м³/сут) при депрессии Ар (в МПа); А р = р _пл— р _з, р _пл — пластовое давление, МПа; р_з — забойное давление, МПа.

Различают фактический коэффициент продуктивности скважины п_ф и потенциальный коэффициент продуктивности П_п, значения которого рассчитывают по известным значениям гидродинамических параметров продуктивных пластов.

Определяют фактический коэффициент продуктивности на основании индикаторных диаграмм (рис. 7.31), которые строятся по результатам исследования скважины на сложившихся режимах отбора продукции (не менее трех).

Индикаторная диаграмма отображает зависимость дебита (в м³/сут) скважины от депрессии

и дает возможность определить фактический коэффициент продуктивности Пф.

Согласно уравнению Дюпюи потенциальный дебит скважины (в м³/сут)

Q_ii = 2пе-^Ар-. (7.35)

bln(R_K /г_с)

Разделив правую и левую части уравнения (7.47) на Ар, получим выражение для определения потенциального коэффициента продуктивности скважины (в м³/(МПа-сут)):

п_п = 5,43 •10¹¹е-¹-, (7.36)

b ln(R_K/ r_c)

где е = kh/^ - гидропроводность продуктивных пластов, м³/(Па^с); к - проницаемость пластов, м²; h - толщина продуктивной части пластов, м; b - объемный коэффициент для нефти (коэф-фициент увеличения объема сепарированной нефти в пластовых условиях); Я_К - радиус контура питания (зоны), м; г_с - радиус ствола скважины в интервале продуктивных пластов, м.

Для наиболее распространенных значений Я_к = 250 м и г_с = 0,1 м, которые обеспечивают удовлетворительную для промышленных расчетов точность, уравнение (7.36) принимает вид

П_п = 0,7-10^пе¹. (7.37)

Для определения гидропроводности пластов, охваченных фильтрацией во время отбора продукции, используют кривые восстановления давления на забое скважины, закрытой после отбора продукции на протяжении времени Т с дебитом Q (рис. 7.32).

При отсутствии кривых восстановления давления параметр гидропроводности можно определить через проницаемость и эффективную толщину пластов на основании керновых и промыслово-геофизических исследований.

Обработку КВД проводят, например, по методу Хорнера, в соответствии с которым процесс восстановления давления на забое скважины описывается уравнением

Pt = Рпл - ln —, (7.38)

4пе

или

_п ог\о Qb i T + t

Pt = Рпл ^- 0,208 lg-

8 t

где p_t — забойное давление через определенные промежутки времени t после закрытия скважины (5—10 мин); Т — продолжительность работы скважины перед закрытием; Q — дебит скважины перед закрытием.

При наличии в зоне фильтрации вокруг скважины однородных по проницаемости коллекторов график зависимости

(7.38) в координатах

можно изобразить в виде

прямой а (рис. 7.33), наклон которой в оси времени

(7.39)

По угловому коэффициенту i определяют гидропроводность пластов (в м³/(Па-с)) в зоне фильтрации вокруг скважины

,-и Qb

(7.40)

8 = 0,208 • 10

Рис. 7.33. График восстановления давления на забое скважины, преобразованный по методу Хорнера:

а — для однородного пласта; б — для пласта с ухудшенной гидропроницаемостью призабойной зоны; 1, 2 — призабойная и отдаленная зоны соответственно

Если в призабойной зоне скважины гидропроводность пластов ухудшается, тогда на графике восстановления давления (см. рис. 7.33) выделяются два прямолинейных отрезка 1 и 2 с коэффициентами наклона соответственно ij (призабойная зона) и i₂ (отдаленная зона), по которым на основании (7.40) определяют гидропроводность призабойной и отдаленной зон.

Поскольку продуктивность скважины находится в прямой зависимости от гидропроводности пластов и в обратной зависимости от депрессии, то уменьшение гидропроводности или дополнительные потери давления во время фильтрации продукции обусловливают уменьшение дебитов при одном и том же значении депрессии.

Наиболее обоснованные и объективные показатели состояния призабойной зоны скважины следующие: отношение коэффициентов продуктивности (фактического к потенциальному) ОП; отношение параметров гидпроводности (отдаленной зоны к призабойной зоне) ОГ; значение скин-эффекта S.

Показатель соотношения продуктивностей — это частное от деления фактического коэффициента продуктивностей скважины на потенциальный коэффициент продуктивности:

ОП = Пф/Пп

(7.41)

Согласно выражениям для фактического Пф = О/Ар и потенциального коэффициентов продуктивности получаем

(7.42)

а для значений Л_к = 250 м; г_с = 0,1 м, которые обеспечивают удовлетворительную для промысловых расчетов точность, уравнение (7.42) имеет вид

ОП = (6 * 8) —.

(7.43)

Ар

При известной гидропроводности пластов (на основании КВД) и значениях Я_к = 250 м и г_с = 0,1 м соотношение продуктивностей можно определить по формуле

Отношение гидропроводностей находят делением параметра гидропроводности пластов отдаленной зоны на гидропроводность призабойной зоны, значения которых получают на основании КВД (см. рис. 7.33):

ОГ = ²/(= / /i₂, (7.45)

И ⁶ отз/ ³ И ⁶ пз ^{1 2}

где i₁, i₂ - угловые коэффициенты прямолинейных отрезков кривой восстановления давления в координатах Ap_t = f( lgt)

или Ap₍ = f| lg ^T~~^{+ f}~~^ соответственно для призабойной и отдаленной зон.

При невозможности определить гидропроводность призабойной зоны на основании кривой восстановления давления используют зависимость

ОГ = 2 —5 /2 —5 , (7.46)

³ И ⁶ квд / ³ и ⁶п 2 kh 5

где j—| - гидропроводность пластов, полученная на

^{3 И 6} КВД

основании обработки кривой восстановления давления;

2 kh 5

j—| - гидропроводность пластов, полученная на основании

3 И 6_п

фактического коэффициента продуктивности.

Гидропроводность пластов (в м³/(Па-с)) определяют по формуле

3“5 = 0,42-10-%b(lgR_K - lgrc), (7.47)

3 ^И 6_п

а при значениях R_K = 250 м и Гс = 0,1 м записывают в виде

j ^kh| = 1,43-10^-11п_фЬ. (7.48)

3 И 6_п

Как первый (соотношение продуктивностей), так и второй (соотношение гидропроводностей) методы имеют тот недостаток, что здесь используются значения дебита, пластового давления и депрессии, точность которых в промышленных условиях, особенно при наличии низкопроницаемых коллекторов, не всегда гарантирована. Поэтому широкое применение, особенно в зарубежной практике, получил метод оценки состояния призабойной зоны через скин-эффект S.

7.4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА

НА ОСНОВАНИИ КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ

ДАВЛЕНИЯ

Физический смысл показателя скин-эффекта иллюстрирует зависимость его значения от соотношения между проницаемостью пластов удаленной зоны к и призабойной зоны k_s:

S = ^кL in h., (7.49)

^ks ^rc

где r_s — радиус призабойной (скиновой) зоны; r_c — радиус ствола скважины в продуктивном интервале.

Скин-эффект характеризует состояние призабойной зоны скважины, а его значение свидетельствует о наличии или отсутствии дополнительных фильтрационных сопротивлений, которые могут быть обусловленными как низким качеством вскрытии пластов, так и изменением фильтрационных параметров призабойной зоны во время отбора продукции. Поскольку такие изменения влияют на процесс восстановления давления в скважине после прекращения нагнетания или отбора, то для оценки наличия скин-эффекта и определения его значения используют КВД, характер которых связан с фильтрационными параметрами зависимостью

Ар = in ^225xt, (7.50)

4nkh r_c

где Ap_t — прирост давления в течение времени t после закрытия скважины, МПа; х = 10-^к--— пьезопровод-

И^{(т в} ж + ^в п⁾

ность пластов, см²/с; m — коэффициент пористости коллекторов; в_ж, в_п — коэффициенты сжимаемости жидкости и породы соответственно.

Правая и левая части уравнения (7.50) равнозначны, когда отсутствуют дополнительные сопротивления в призабойной зоне, а их неравенство свидетельствует о различии между гидропроводностью призабойной и отдаленной зон, что ухудшение гидропроводности призабойной зоны обусловливает необходимость затрат дополнительной депрессии Аp_sпри неизменном объеме фильтрации продукции.

Положительное значение скин-эффекта свидетельствует о наличии дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне скважины, на преодоление которых затрачивается определенная часть депрессии Ар_s = iS, по которой оценивают соотношение продуктивностей

ОП = ^{Ар
Ар}s

^АР1

При этом в зависимости от состояния призабойной зоны возможны следующие варианты:

Состояние призабойной зоны.

Скин-эффект.

Соотношение продуктивностей

Соотношение гидропроводностей.

k_s < k k_s > k k_s = к S > 0 S < 0 S = 0 ОП < 1 ОП > 1 ОП = ОГ > 1 ОГ < 1 ОГ =

РАЗОБЩЕНИЕ СТВОЛА ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИНЫ

7.1. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

Цементные мосты устанавливают в процессе проведения буровых работ, например, необходимо изменить направление скважины, а также при освоении скважины. Во время освоения скважин цементные мосты устанавливают для того, чтобы отделить пространство скважины, которое не имеет выхода на продуктивные пласты; исследовать новые верхние нефтегазовые горизонты; изолировать зоны водопроявлений и создать искусственные опоры для испытателей пластов на трубах.

Место установки цементных мостов, их интервал, параметры цементного раствора и промывочной жидкости, статическую температуру, объем цементного раствора и жидкости для продавливания в трубы, компоновку заливочных труб, расход времени на проведение операции определяет геологическая служба предприятия и оформляет в виде плана проведения работ. Рекомендуется минимальный объем тампонажного раствора 1,5 и 1,8 м³ для установления в обсадных колоннах диаметрами до 146 и 168 мм соответственно. Подбор рецептуры тампонажного раствора и буровых жидкостей производят в лабораториях.

Чтобы максимально приблизить условия выбора рецептур тампонажного раствора и буровых жидкостей к реальным условиям скважины, необходимо выполнить анализы с теми же цементами (тампонажными материалами) и химическими реагентами, которые будут использованы в промышленных условиях.

Исследования на консистометре с целью определения сроков схватывания тампонажного раствора целесообразно проводить по программе, имитирующей процесс установки не только во времени при заданных давлении и температуре, но и по характеру проведения работ.

Подбирая рецептуру цементного раствора, время схватывания принимают таким, чтобы оно было равно времени установки моста с запасом до 25 %. Буферные, тампонажные и промывочные жидкости проверяют на схватывание в смеси с контактирующими жидкостями в соотношении 3 : 1; 1 : 1; 1 : 3 в условиях, которые отвечают интервалам установки цементного моста.

Перед спуском в скважину колонны заливочных (бурильных или насосно-компрессорных) труб выполняют контрольные измерения длины труб и их шаблонирование.

Цементировочная головка должна быть опрессована на полуторакратное давление и иметь разделительные пробки.

На скважине следует создать запас воды для приготовления тампонажного раствора, а также жидкости для продавливания.

Тампонажный цемент подвергают лабораторному анализу.

Успешность установки цементного моста зависит от рационального применения технических средств и приемов, а также тампонажных материалов. Чтобы обеспечить успешную установку цементных мостов, обязательно применяют устройства для контролируемого забойного цементирования (УКЗЦ) и разделительные пробки.

7.2. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ЗА УСТАНОВКОЙ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

Украинские инженеры В. В. Кравец, Б. А. Теришак разработали и внедрили в производство комплект для установки мостов КУМ-1 и устройство для контролируемого забойного цементирования УКЗЦ-73Н (рис. 7.1).

Комплект КУМ-1 предназначен для многократной контролируемой установки цементных мостов и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметрами 89, 73 и 60 мм. В комплект входят устройство УКЗЦ-73Н, цементирующая головка (ЦГ), шаровые эластичные разделительные пробки (ШРП), центраторы из легкоразбуриваемого материала, фрезеры.

Устройство УКЗЦ-73Н (см. рис. 7.1) предназначено для многоразовой установки мостов, а также для контроля за транспортировкой к необходимому участку скважин разных технологических жидкостей при различных операциях (например, кислот для обработки призабойной зоны). Устройство УКЗЦ-73Н состоит из корпуса, в щелевых пазах которого находятся один или два ряда опорных ножевых пластинок, расположенных через 120° по окружности (сечения A—A и Б-Б). Принцип работы устройства УКЗЦ-73Н следующий: манометр цементировочного агрегата на устье скважины четко фиксирует сигнал в виде импульса давления о прохождении шаровой пробки че р ез ножевую опору. Импульс давления регулируется изменением геометрических параметров ножевых опорных пластинок и находится в пределах от 8 до 10 МПа.

НКТ- 73

Цементировочная головка (рис.

7.2) состоит из корпуса, нижнего, среднего и верхнего патрубков диаметром 73 мм с кранами высокого давления,

Рис. 7.1. Устройство контролируемого забойного цементирования нижнего и верхнего стопорных штифтов и крышки. Собирают ее во время установки цементного моста в следующем порядке: отвинчивают крышку, вывинчивают верхний стопорный штифт и ввинчивают нижний стопорный штифт, вставляют шаровую разделительную пробку (ШРП) и перемещают ее под давлением до упора в нижний стопорный штифт, ввинчивают верхний стопорный штифт, вставляют вторую ШРП и закручивают крышку. Все три крана высокого давления ставят в положение “Закрыто”.

Рис. 7.3. Цементировочная головка кассетного типа:

1 - кран высокого давления; 2 - заглушка; 3 - ножевая опора; 4 - ШРП; 5 - кассета; 6 - винт; 7 - крышка; 8 - корпус

Рис. 7.2. Цементировочная головка:

1, 5, 7 - верхний, средний и нижний патрубки соответственно; 2 - крышка; 3 - корпус; 4, 6 - верхний и нижний стопорные штифты

Для этих операций иногда используют цементировочную головку кассетного типа (рис. 7.3), которая состоит из корпуса, имеющего резьбу в верхней части для соединения с квадратной штангой, а в нижней - с насосно-компрессорными трубами, заглушки, оборудованной краном высокого дав-

Рис. 7.4. Центратор Рис. 7.5. Трубный фрезер

ления и двух кассет для размещения в каждой из них двух ШРП, предохраняющих от перемещения ножевыми опорами. Кассеты закрываются крышками с винтом. Перед закачкой растворов в кассеты вставляют ШРП и закрывают их крышками. Головку навинчивают на колонну НКТ. В зависимости от плана работ закачивание жидкости проводят через ведущую трубу, соединенную с головкой, или через кран высокого давления, к которому подсоединена нагнетательная линия.

Шаровые разделительные пробки предназначены для распределения контактирующих жидкостей во время их движения в колонне НКТ, также они воспринимают сигнал об окончании процесса продавливания. Пробки, имеющие диаметр 80 мм, изготовленные из резины типа 54-23 (2Ф-77) либо 54-40-39 (ТУ 38-105-1563-83). Условная прочность резины на растяжение 810 МПа, относительное удлинение при разрыве 350-450 %, твердость по Шору (А) 50-70 усл.ед., эластичность по отслаиванию 65 %, температура хрупкости -50 °С, термостойкость 150-200 °С. Благодаря высокой упругости (эластичности) пробки хорошо проходят через более узкие участки НКТ диаметром 73 мм, а также через бурильные трубы диаметром 89 мм.

Центраторы (рис. 7.4) предназначены для центровки колонны НКТ в обсадной колонне на участке установки моста для обеспечения качественного заполнения затрубного пространства тампонажным раствором, а также для более легкого обуривания колонны НКТ в случае их прихвата.

Фрезер (рис. 7.5) устанавливают в нижней части НКТ для облегчения их спуска при прохождении в стволе скважины при наличии песчаных пробок и частиц цементного камня.

7.3. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ

Буферные жидкости применяют для предотвращения смешивания тампонажного раствора с контактирующими жидкостями, повышения степени вытеснения промывочной жидкости и удаления рыхлой глинистой корки. Объем буферной жидкости, закачанной тампонажным раствором, определяют из расчета заполнения 50-100 м внутреннего пространства заливочных труб. Объем буферной жидкости, которую закачивают перед тампонажным раствором, находят из условия обеспечения равновесия столба жидкости в затрубном пространстве и в колонне заливочных труб.

При установке мостов в обсаженном стволе скважины буферной жидкостью является вода, которая используется для приготовления тампонажного раствора.

Во время промывания скважины раствором на углеводородной основе и цементированием ее тампонажным раствором на водной основе целесообразно применять трехпорционную буферную жидкость:

первая порция - дизельное горючее + 0,5-2 % неиногенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) (дисольван, сульфанол, ОП-10);

вторая порция - вода + 0,5 - 2 % неионогенного ПАВ;

третья порция - вода, на которой готовят тампонажный раствор.

Подбирая состав буферной жидкости, необходимо проверить ее совместимость как с тампонажным, так и с буровым раствором. С этой целью готовят смеси буферной жидкости и тампонажного раствора в соотношениях 1 : 9, а также 1 : 3 (по объему) и испытывают на консистометре при давлении и температуре, которые будут иметь место во время установки моста. Смеси буферной жидкости и бурового раствора испытывают в аналогичных условиях при объемных соотношениях 1 : 9, 1 : 1, 1 : 3. При этом буферная жидкость не должна сокращать время схватывания тампонажного раствора, а растекание смесей должно отличаться от растекания исходных растворов не менее чем на 20 %.

Дальнейшим закачиванием продавочной жидкости вытесняют тампонажный раствор из колонны заливочных труб в затрубное пространство до получения сигнала о посадке второй шаровой разделительной пробки на ножевую опору устройства. Этим завершается процесс продавливания тампонажного раствора.

После поднятия заливочных труб из зоны моста в зависимости от плана работ производится прямое либо обратное промывание для удаления остатков тампонажного раствора. В первом случае цементировочным агрегатом создается избыточное давление в трубах для разрушения второй разделительной пробки, что обусловливает циркуляцию жидкости сквозь трубы в затрубное пространство. Во втором случае создается циркуляция через межтрубное пространство скважины, в результате чего ШРП выносятся на поверхность.

После окончания работ скважину оставляют для ОЗЦ не менее чем на

48 ч.

Качество цементного моста (несущая способность, прочность, проницаемость) проверяют разгрузкой колонны заливочных труб, опрессовкой или снижением давления в трубах. Виды испытаний цементных мостов зависят от назначения, а также от действия на мост нагрузок. При необходимости цементный мост обуривают до заданной глубины, но не раньше срока ОЗЦ.

7.4. ПРОВЕРКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

После цементирования или установки моста эксплуатационную колонну следует испытать на качество проведения тампонажных работ, прочность и герметичность.

При испытании колонны на герметичность максимальное значение внутренних рабочих давлений p, для секций, составленных из однотипных труб, определяют для глубин, которые отвечают фактической верхней границе этих секций в скважине, а верхнюю секцию колонны проверяют при внутреннем давлении на устье колонны

Роб.у = 1,1p_B

при условии, что это давление не ниже минимально необходимого избыточного внутреннего давления на устье при испытании. Его значения для труб разного диаметра приведены ниже.

Диаметр колонны, мм.............. 114-127 141-146 168

Давление, МПа............................................12 10 9

Избыточные внутренние давления, действующие на трубы секций колонны при ее испытании, определяют по формуле

Роб.у = 1,1 pв - Рж^Н,

где р_ж - плотность жидкости, заполняющей колонну; g - ускорение свободного падения; Н - расстояние от устья скважин до верхней границы секции, которую рассматривают.

Считают, что колонна выдержала испытание на герметичность при опрессовке: 1) если после замены раствора водой отсутствует перелив воды или выделение газа из колонны; 2) когда давление не уменьшается на протяжении 30 мин; 3) если давление уменьшается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания свыше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении испытания менее 7 МПа.

Испытание на герметичность методом снижения уровня проводится при бурении разведочных скважин, а также тех эксплуатационных скважин, в которых давление у устья несущественно превышает атмосферное. Уровень жидкости в скважине, необходимый для испытания, определяют по формуле

^Нж = ^Нпр + ^50,

где Н_пр - уровень жидкости в эксплуатационной колонне, необходимый для появления притока, м.

Определенный таким образом уровень не должен быть меньше предельного значения, которое зависит от способности труб противодействовать сминающим давлениям.

При испытании колонну считают герметичной, если: при уменьшении уровня жидкости в скважине менее 450 м допускается поднятие его за 8 ч (для колонн с диаметрами 114-219 мм) не более 0,8 м; при снижении уровня в пределах от 400 до 600 м - 1,1 м; от 600 до 800 м - 1,4 м; от 800 до 1000 м - 1,7 м; более 1000 м - 2,0 м.

Уровень измеряют аппаратом Яковлева или другими приборами спустя

3 ч после его снижения для того, чтобы избежать влияния стекания жидкости со стенок колонны на результаты измерений.

Если уровень жидкости в колонне на протяжении 8 ч поднимается выше указанного, то измерение повторяют, и если он подтверждается, то колонну считают негерметичной и разрабатывают мероприятия для ликвидации ее негерметичности.

В скважинах, заполненных перед цементированием глинистым раствором плотностью 1400 кг/см³ и выше, заменяют глинистый раствор на воду и на протяжении 1 ч после стабилизации температуры констатируют отсутствие перелива жидкости или выделения газа.

7.5. РАЗОБЩЕНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

ПОЛИКОНДЕНСИРУЮЩЕЙСЯ ПСЕВДОПЛАСТИЧНОЙ ЖИДКОСТЬЮ

На многих промыслах широко применяются методы обработки призабойной зоны (ПЗ) пласта. Основная часть дополнительно добытой нефти приходится на гидроразрыв пласта (ГРП) и кислотную обработку (КО).

Для защиты верхней части эксплуатационной колонны от высоких давлений, создаваемых при обработке ПЗ методами ГРП, КО и другими, широко применяются механические пакеры (например, ПШ-5-500, ПС-5-500). Однако при наличии дефектов (смятия, сужения) эксплуатационной колонны, грата на стыкосварных соединениях, а также в скважинах с разноразмерными колоннами использовать механические пакеры невозможно. Надежная герметизация, спуск и извлечение механических пакеров значительно усложняются в скважинах с искривленным стволом. В связи с этим возникла необходимость в разработке новых и совершенствовании существующих способов па-керования.

Предложены способы пакерования с применением вязкопластичных жидкостей: глинистого раствора; эмульсии из эпоксидной смолы с наполнителем в условиях узкого зазора, создаваемого специальным приспособлением на насосно-компрессорных трубах (НКТ).

Глинистый раствор как вязкопластичная жидкость, имеющая низкое напряжение сдвига, работоспособен только при небольших перепадах давления. Кроме того, после ГРП он может проникать в пласты и ухудшать их фильтрационные свойства. Использование специального устройства на НКТ при наличии наполнителя в виде твердых частиц (около 50 %) может привести к прихвату труб в узком зазоре. Поэтому существующие способы не получили широкого применения.

Во ВНИИнефти предложены вязкоупругие составы (ВУС) на основе полиакриламида и смол. С применением ВУС разработаны и успешно внедряются новые технологические операции по временному отсечению при-фильтровой зоны скважины для предотвращения загрязнения пласта, по установке цементных мостов и изоляции водопритоков.

ЦНИЛом "Укрнефть" разработана новая технология пакерования меж-трубного пространства скважин с применением псевдопластичной жидкости.

Ниже изложены результаты лабораторных и промысловых исследований по разработке технологии разобщения ствола скважины в температурном интервале 30-70 °С с псевдопластичной жидкостью (ППЖ), представляющей собой подкисленный (рН = 5,0+6,5) водный раствор полимеров (гипан, мочевиноформальдегидная смола МФС) и формалина.

Описаны технологические схемы и опыт пакерования поликонденсиру-ющейся псевдопластичной жидкостью скважин в объединении "Укрнефть" при обработке ПЗ (перепад давления на пакере до 50 МПа в течение 3-4 ч).

Предложенная технология успешно испытана для защиты верхней части ствола скважины при закачке воды под давлением до 20 МПа в течение года.

Установка пакера из ППЖ осуществляется путем закачки 2-4 м³ ППЖ с поверхности в заданный интервал затрубного пространства по схеме прямой или обратной циркуляции. Предложена и используется технология пакерования ППЖ при наличии в скважине конструкций НКТ двух типов.

Схема одноколонной конструкции (ОК). При пакеровании скважины, оборудованной одноколонной конструкцией труб постоянного диаметра или ступенчатой, обычно применяются 60-, 73- или 89-мм НКТ (рис. 7.6, а).

Высота столба ППЖ в затрубном пространстве зависит от ее свойств, размеров затрубного пространства и перепада давления на пакере. Важное преимущество пакерования по схеме ОК - возможность разобщения ствола скважины без проведения спускоподъемных операций и при наличии в скважине эксплуатационных колонн любых размеров.

Высота столба испытанного в промысловых условиях состава ППЖ в затрубном пространстве между 146-мм обсадной колонной и 73-мм НКТ не должна превышать 200-250 м. При такой высоте пакер работоспособен в течение 3 ч при перепаде давления 20-25 МПа. Увеличение высоты столба ППЖ в скважине выше указанных пределов вызывает затруднения при освобождении НКТ после проведения операции под давлением в связи с увеличением нагрузки на крюке выше допустимой при срыве труб. Уже п р и высоте пакера 250 м дополнительная нагрузка на крюке при срыве труб составляет около 200 кН.

При указанной высоте пакера имеется возможность освобождения труб и восстановления циркуляции в скважине путем повышения давления под пакером до 40-50 МПа или путем подъема НКТ.

Раазработан состав ППЖ (описанный ниже), который по истечении заданного периода времени обеспечивает самоосвобождение труб, так как продукты поликонденсации отдают воду и, сжимаясь вокруг НКТ, отходят от

Рис. 7.6. Технологические схемы пакерования скважин ОК ($ ) и СКУ ( •):

1 - щелок (р > 1120 кг/м³); 2 - ППЖ; 3 - пресная или пластовая вода (р < 1300 кг/м³); h - высота пакера из ППЖ

Рис. 7.7. Устройство для опрессовки НКТ и промывки скважины:

1 - корпус; 2 - сбросовый клапан; 3 - золотник; 4 - уплотнение; 5 - срезной штифт; 6 - ограничитель

стенки эксплуатационной колонны. Появляется возможность для циркуляции жидкости в скважине и для подъема НКТ при небольшой дополнительной нагрузке.

Схема специальной колонны с упором (СКУ). При пакеровании скважины по данной схеме в эксплуатационную колонну спускается специальная колонна НКТ с упором, которая (см. рис. 7.6, б) обычно состоит из следующих элементов:

насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, спускаемых до верхнего уровня установки пакера;

устройства для опрессовки НКТ;

устройства для промывки (при необходимости) затрубного пространства скважины под упором;

цилиндрического упора высотой 100-150 мм, диаметр которого на 8

16 мм меньше диаметра колонны;

хвостовика из НКТ длиной до 300 м (диаметр хвостовика определяется в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны).

В качестве упора можно применять переводник пакеров ПШ-5-500 или ПС-5-500 с навинченным на него дюралюминиевым расширением.

Устройство для опрессовки НКТ и промывки скважины (рис.7.7) состоит из корпуса 1, на верхнем торце которого находится седло для опрессо-вочного шарового клапана. На боковой поверхности корпуса имеется девять отверстий, расположенных в три ряда. В отверстия нижнего ряда ввинчены три срезных штифта. При спуске в скважину и во время ГРП отверстия верхних рядов закрыты золотником 3 с уплотнениями 4. Для промывки скважины необходимо сбросить клапан 2 и поднять давление в НКТ до 10,0—

15,0 МПа. Применение специальной колонны НКТ с упором улучшает условия пакерования. При одинаковой высоте столба ППЖ допустимый перепад давления на пакер возрастает более чем в 2 раза (до 50 МПа).

Пакер из ППЖ применяется для разобщения ствола скважины с целью защиты верхней части колонны от высоких давлений кратковременно (на 3

4 ч) при обработке под давлением или длительно (до одного года) при закачке воды в пласт в скважинах с негерметичной эксплуатационной колонной в верхней части ствола. В последнем случае для увеличения прочности пакера возможно применение не одного, а нескольких упоров в интервале закачки ППЖ.

Если пластовое давление в скважине меньше гидростатического или равно ему, то закачку ППЖ производят через НКТ по схеме прямой циркуляции, а если оно больше гидростатического - в затрубное пространство.

Выбор технологической схемы пакерования осуществляется с учетом ге-олого-промысловых условий и задач разобщения ствола скважины.

7.5.1. ПОДБОР РЕЦЕПТУР ПОЛИКОНДЕНСИРУЮЩЕЙСЯ ПСЕВДОПЛАСТИЧНОЙ ЖИДКОСТИ

Приготовление ППЖ производится в поверхностных условиях, затем она доставляется насосными агрегатами в заданный интервал затрубного пространства, где происходит изменение ее физического состояния. Продукты поликонденсации ППЖ, выполняющие роль пакера при ГРП, КО и других подобных операциях, подвергаются воздействию больших перепадов давления (до 25-50 МПа).

В результате лабораторных и промысловых исследований было установлено, что ППЖ, применяемая для пакерования, должна отвечать следующим требованиям:

не содержать сгустков геля и хорошо прокачиваться насосом; сохранять подвижность при температуре 20 ± 2 °С в течение не менее

4 ч, а в пластовых условиях - при температуре 30-70 °С в течение 0,5-2,0 ч;

в результате поликонденсации за 20-40 ч превращаться в однородное упругое тело с разрушающим напряжением при сдвиге т_р не менее 5 кПа и долговечностью под нагрузкой не менее 3 ч;

после отверждения обладать эластическими свойствами и хорошей адгезией к металлу.

Некоторыми из перечисленных свойств обладает кислая гипано-формалиновая смесь (ГФС), применяемая для ограничения притока вод.

Жидкая ГФС через определенный промежуток времени (индукционный период), который зависит от соотношения реагентов в смеси, температуры и давления, отверждается, превращаясь в гель.

Увеличение концентрации формалина в смеси, и особенно концентрации соляной кислоты, приводит к сокращению индукционного периода геле-образования и уменьшению эластичного геля.

Гелеобразование ускоряется также при повышении температуры. Изменяя соотношение реагентов в ГФС, можно получать составы с заранее заданным для данной температуры индукционным периодом и гель с определенными механическими свойствами. Однако механическая прочность и эластичность таких гелей недостаточны для целей пакерования. Кроме того, они быстро стареют, теряя воду и уменьшаясь в объеме. Процесс ускоряется с повышением температуры. Ниже приведены исследованные составы ГФС (в см³).

Добавление в ГФС мочевиноформальдегидной смолы (МФС) с массовой долей гипана 20-40 % позволяет повысить прочность системы и улучшить ее эластичные свойства. Данные, характеризующие влияние МФС на механические свойства продуктов поликонденсации ГФС, приведены в табл. 7.1.

Методика определения разрушающего напряжения сдвига т_р и методика определения относительной деформации сдвига описаны ниже.

Из табл. 7.1 видно, что при температуре 50 °С процесс созревания (упрочнения структуры) геля состава I происходит быстрее, чем геля состава II: т_р соответственно равно 9,0 и 8,1 кПа. При более длительном термо-статировании образцов, а также при более высокой температуре термостати-

Т а б л и ц а 7.1

Механические параметры ППЖ

Номер	Разрушающее напряжение сдвига, кПа				Модуль жесткости
состава	50 °С		70 °С		50 °С
	24 ч	48 ч	24 ч	48 ч	24 ч	48 ч
I	9,0	5,1	4,3	4,1	30	92
II	8,1	12,5	11,2	10,3	6	17

рования значение т_р для состава I уменьшается почти вдвое. Это связано, очевидно, с уменьшением адгезии к металлу в результате старения геля. Для образцов состава II, термостатированных в тех же условиях, значение т_р, наоборот, увеличивается. Таким образом, введение в ГФС мочевино-формальдегидной смолы дает возможность увеличить прочность продуктов поликонденсации ППЖ более чем в 2 раза.

Введение в ГФС мочевиноформальдегидной смолы сопровождается также значительным повышением эластичности системы, о чем можно судить по величине модуля жесткости. Со временем эластичность снижается.

Приведенный в табл. 7.1 состав II отвечает требованиям, предъявляемым к ППЖ, и может использоваться для герметизации затрубного пространства скважин. Реагенты, необходимые для приготовления ППЖ, доступны и недороги.

В результате решения ряда задач исследовательского и практического характера (выбор соотношения реагентов, последовательность их смешения, скорость и длительность перемешивания и т.д.) были разработаны методика приготовления ППЖ в лабораторных условиях и необходимое оборудование.

Псевдопластичная жидкость готовится в химическом стакане. Для улучшения перемешивания в стакан помещается ребристая вставка. Перемешивание осуществляется турбинной мешалкой (рис. 7.8) с частотой вращения 280-290 об/мин.

При перемешивании на таком режиме у ребер вставки образуются волны высотой приблизительно 7 мм. Уменьшение частоты вращения при перемешивании сопровождается появлением сгустков геля при добавлении в ги-пан кислотно-формалиновой смеси (КФС). Перемешивание с большей частотой вращения тоже нежелательно, так как ППЖ насыщается пузырьками воздуха (сильно аэрируется), что приводит к искажению результатов опыта.

В стакан заливают гипан, включают мешалку и перемешивают в течение 3-5 мин. Объемы соляной кислоты и формалина рассчитывают заранее, исходя из их концентрации и заданных для данной рецептуры массовой доли активных веществ: хлористого водорода HCl в соляной кислоте и формальдегида СН₂О в формалине. Пример расчета объемов приведен ниже.

КФС добавляют в гипан медленно (в течение 8-10 мин) по каплям, чтобы не допустить коагуляции гипана и появления сгустков геля. После 5-мин перемешивания в стакан добавляют мочевиноформальдегидную смолу (за 30 с) и полученную жидкость перемешивают еще 5 мин. Время приготовления ППЖ составляет 20-25 мин. Исходные концентрации соляной кислоты и формалина, используемых для приготовления КФС, колеблются в широких пределах: соляной кислоты - от 20,6 до 31 %, формалина - от 22 до 40 %. Поэтому для приготовления КФС заданного состава требуются разные объемы этих реагентов.

Расчет объемов соляной кислоты и формалина производится по количеству HCl и СН₂О, которое должно содержаться в ППЖ данного состава.

Например, установлено, что для гипана, содержащего в 100 г 86 мг-экв щелочи, оптимальным (температура термостатирования равна 50 °С) является следующий состав ППЖ.

Рис. 7.8. Турбинная мешалка для приготовления ППЖ:

1 - стакан; 2 - ребро вставки; 3 - тур-бинка; 4 - основа вставки; 5 - вал

Предположим, что в лаборатории имеется 20,8 %-ная соляная кислота (в 1000 см³ содержится 231 г HCl) и 38 %-ный формалин. Объем раствора соляной кислоты У_ск, содержащий 3,4 г HCl, находится из пропорции: 1000 см³ раствора соляной кислоты содержат 231 г HCl, а У_ск - 3,4 г HCl, откуда Ус.к = 14,7 см³.

Аналогично из пропорции находят объем формалина, который для рассматриваемого примера

У_ф = 147*4,7/38 = 12,3 см³.

Так как КФС всегда готовят объемом 40 см³, то объем воды для ее приготовления составит 40 - (14,7 + 12,3) = 13 см³.

Расчетные объемы реагентов (воды, формалина и кислоты) смешивают и получают КФС с заданной массовой долей HCl и СН₂О, которую определяют титрованием.

Для определения содержания HCl в коническую колбу отбирают пипеткой 2 см³ КФС и титруют 1н. раствором едкого натра NaOH в п рисутствии фенолфталеина до появления малиновой окраски.

Для определения содержания СН₂О в нейтрализованную при определении HCl пробу КФС прибавляют 50 см³ 27 %-ного свежеприготовленного раствора сернокислого натрия Na₂0₃ и титруют 1 н. раствором соляной кислоты до исчезновения малиновой окраски.

На титрование КФС приведенного состава идет 4,6-4,7 см³ 1 н. раствора едкого натра и 7,8-7,9 см³ 1 н. раствора соляной кислоты.

Эти значения, найденные в лаборатории для КФС определенного состава, служат ориентиром при приготовлении КФС в промысловых условиях.

Соотношение компонентов в ППЖ зависит от свойств исходных реагентов, задаваемого индукционного периода гелеобразования, температуры и давления в интервале установки пакера.

Рис. 7.9. Зависимость количества добавляемой кислоты а от щелочности о шпана

В связи с тем, что состав и свойства реагентов из разных партий различны, за 5-10 дней до проведения работ производится отбор проб реагентов, предназначенных для пакерования скважин. Пробы реагентов анализируют, на основе полученных данных выполняют соответствующие расчеты, составляют несколько рецептур (обычно четыре), в которых варьируют в определенных пределах содержания HCl и СН₂О (в г).

Если гипан обладает высокой вязкостью, то к нему добавляют воду в таком количестве, чтобы условная вязкость по ВП-5 не превышала 2400-3000 с.

Подбор соотношения реагентов осуществляется с использованием методов планирования эксперимента. В качестве параметра оптимизации принимается т_р, а в качестве факторов - массовое содержание хлористого водорода HCl и формальдегида СН₂О.

Состав ППЖ подбирают по плану полного двухфакторного эксперимента. Сначала определяют уровни изменения факторов и производят их кодирование.

Затем проводится эксперимент в соответствии с программой, заложенной в матрице планирования.

По результатам опытов производится их обработка с целью определения однородности дисперсий и значимости коэффициента в уравнении регрессии

У = А + А₁Х₁ + Л₂Х₂,

где А, А_1? Л₂ - коэффициенты в уравнении регрессии.

Если коэффициенты значимы, то определяют адекватность уравнения регрессии и осуществляют крутое восхождение в область максимальных значений т_р. Подбирается состав ППЖ, отвечающий поставленным выше требованиям.

В результате исследований по подбору рецептур ППЖ была установлена зависимость между содержанием щелочи в гипане и количеством HCl, вводимым в ППЖ.

На рис. 7.9 приведена опытная зависимость по определению количества добавляемой соляной кислоты от содержания щелочи в гипане, где Щ - щелочность гипана, мг-экв щелочи на 100 г гипана; В_х и В₂ - верхний предел удельного расхода кислоты при t = 30-60 °С и t = 70 °С соответственно; Н -нижний предел удельного расхода кислоты при t = 70 °С.

Верхний и нижний пределы содержания HCl в ППЖ рекомендуется использовать для определения величин Z₁⁺¹ и Z₁^-1 следующим образом:

Z+ = щв, z₁^-1 = щн.

Пределы изменения количества формальдегида в ППЖ при постановке эксперимента можно принять следующие:

Z₂^-1 = 3 г CH₂O; Z₂+¹ = 5 г CH₂O.

Объемы реагентов для приготовления КФС с заданной массовой долей HCl и СН₂О определяются в результате расчетов.

Использование изложенной методики значительно сокращает затраты времени на подбор оптимального состава ППЖ.

7.5.2. ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ И МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПАКЕРУЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ

Изучение механических свойств пакерующей жидкости необходимо для разработки технологии процесса пакерования скважин и подбора оборудования. Структурно-механические свойства пакерующей жидкости значительно отличаются от свойств продукта ее поликонденсации.

Исследование реологических свойств пакерующей жидкости до поликонденсации проводилось на капиллярном вискозиметре длиной 0,62 мм и диаметром 0,004 м.

На рис. 7.10 приведена характерная кривая течения пакерующей жидкости, состоящей из смеси 100 см³ гипана, 36 см³ смолы УКС-Б, 34 см³ 10 %-ной HCl (3,56 г HCl) и 16 см³ 37 %-ного формалина (5,92 г СН₂О), при температуре 20 °С в диапазоне изменения скорости сдвига при закачке пакерующей жидкости в скважину.

В результате обработки опытных данных установлено, что исследуемая смесь представляет собой псевдоп ластичную неньютоновскую жидкость, подчиняющуюся степенному закону:

т = К у™, (7.1)

где К - мера консистентности жидкости (чем больше К, тем больше вязкость жидкости); у - скорость сдвига; m - характеризует степень неньютоновского поведения жидкости (чем больше m, тем более выражены неньютоновские свойства).

0,735

Н ¦ с

Для исследованной жидкости К = 23,7 -, m = 0,735.

_м²

Величина кажущейся вязкости для степенного закона выражается в виде ц = К у™^-1 (7.2)

или в данном случае

Таким образом, с возрастанием скорости движения кажущаяся вязкость убывает. Это объясняется тем, что с ростом скорости сдвига молекулы постоянно ориентируются своими большими осями вдоль направления потока. В связи с отсутствием начального напряжения сдвига рекомендуемая псевдо-пластичная пакерующая жидкость не требует приложения усилий для разрушения структуры в начале перекачки. Плотность исследуемой жидкости при температуре 20 °С составляет 1100 кг/м³.

Также определялась растекаемость пакерующей жидкости по конусу АзНИИ. По результатам опытов растекаемость составляет 25 см. Следовательно, жидкость должна хорошо прокачиваться промысловыми насосными агрегатами.

Прежде чем обсуждать вопрос о выборе параметров, характеризующих механические свойства продуктов поликонденсации ППЖ, необходимо установить их физическое состояние.

Изменение физического состояния продуктов поликонденсации ППЖ изучали по термомеханической кривой, которую снимали методом пенетра-ции. Исследуемые образцы после поликонденсации охлаждались до температуры 0 °С, а затем при их термостатировании через каждые 10 °С снимались показатели пенетрации П (деления). Характерная термомеханическая кривая показана на рис. 7.11.

Из формы кривой можно заключить, что исследуемые продукты поликонденсации ППЖ ведут себя как аморфный полимер с температурой стеклования около 0 °С. С повышением температуры от 10 до 50 °С их деформируемость увеличивается за счет роста подвижности звеньев - это переходная область. В интервале температур 50-80 °С находится область эластичного состояния, характеризующаяся обратными деформациями.

Для пакерования скважин рекомендуется применять продукт поликонденсации ППЖ в эластичном состоянии или в близлежащей переходной области. Вследствие высокой подвижности молекул и надмолекулярных структур продукты поликонденсации ППЖ обладают небольшим модулем жесткости в скважине, способны хорошо воспринимать вибрации насоснокомпрессорных труб при прокачке рабочих жидкостей и колебания давления жидкости, закачиваемой плунжерными и поршневыми насосами.

При использовании продуктов поликонденсации ППЖ в качестве пакера необходимо учитывать также (как для конструкций из пластмасс) поведе-

у, с -'

4000

Рис. 7.10. Кривая течения ППЖ:

т - напряжение сдвига; у - скорость сдвига

3000

2000

1000

1000 т,Н/м²

500

Рис. 7.11. Термомеханическая кривая продуктов поликонденсации псевдоплас-тичной жидкости

50 Т° С

ние их под нагрузкой во времени и характерный для таких материалов большой разброс значений показателей прочности.

Используя рекомендации по методам расчета конструкций из полимеров в качестве основной механической характеристики исследуемого материала, допустимое напряжение сдвига при долговечной нагрузке рассчитываем по формуле

т _д = К_однК_длК_нТр, (7.4)

где К_одн - коэффициент однородности (определяется по результатам статистической обработки замеренных значений разрушающего напряжения сдвига т_р); К_дл - коэффициент, учитывающий поведение материала при длительной нагрузке (определяется путем статистической обработки опытных данных разрушения материала во времени при различной величине нагрузки); К_н -коэффициент, учитывающий разброс значения величины т_р за счет погрешностей опыта.

Для исследуемого материала определено К_одн = 0,77, К_дл = 0,42 (при нагрузке в течение 3 ч), К_н = 0,65. Отсюда

т д = 0,21Тр, (7.5)

т р, (7.6)

i=1

где т_р - разрушающее напряжение сдвига, определяемое путем испытания не менее пяти образцов на пластомере; п - число опытов.

Модуль жесткости и относительная деформация при сдвиге характеризуют способность материала пакера воспринимать нагрузки.

Относительная деформация при сдвиге цилиндрического образца определяется по Рейнеру из зависимости

у_сд = АА_СД/R, (7.7)

где Ак_сд - максимальная стрела прогиба по оси цилиндрического элемента; R - радиус образца.

Модуль жесткости при сдвиге определяется по зависимости

G = т/2у_Сд. (7.8)

7.5.3. ПЛАСТОМЕРЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

Сущность метода определения разрушающего напряжения сдвига заключается в измерении давления, при котором происходит сдвиг или разрушение сплошности цилиндрического образца продуктов поликонденсации ППЖ, находящихся в металлической обойме. Образец получают в металлических трубках длиной 150 мм и внутренним диаметром 16 мм.

Эти трубки, предварительно обезжиренные горячим раствором кальцинированной соды и хорошо промытые пресной водой, закрывают со стороны резьбы резиновыми пробками, смазанными тонким слоем вазелина (во избежание прилипания образца к пробкам).

Пакерующую смесь заливают в подготовленные таким образом обоймы вровень с краями, чтобы высота столба ППЖ в обоймах была одинаковая и составляла 130 мм, зак рывают их сверху резиновыми сосками (соски защищают ППЖ от испарения) и помещают обоймы в термостат с заданной температурой на 20-40 ч.

Обоймы с ППЖ, приготовленные для автоклавирования, сосками не закрывают. Их помещают открытыми в автоклав, заполненный маслом, например, трансформаторным, или водой при температуре 30-70 °С и давлении 10-25 МПа.

Более достоверные результаты получаются при автоклавировании проб ППЖ, так как в этом случае учитывается влияние на процесс поликонденсации ППЖ не только заданной температуры, но и давления. При этом резко снижается отрицательное влияние пузырьков воздуха, попадающих в паке-рующую смесь при ее приготовлении, на механические свойства продуктов поликонденсации ППЖ. При термостатировании в металлических обоймах ППЖ в результате поликонденсации последняя превращается в гель, связанный со стенками обоймы.

Определение механических свойств продуктов поликонденсации ППЖ производится на пластомере (рис. 7.12). Для определения упругих деформаций применяется измерительная пипетка 10. Контейнер 2 заполняют сжатым газом, а контейнер 5 пресной водой. Открывают вентиль 3 и создают давление в контейнере 5. Плавно открывая вентиль 8, передают давление со скоростью 0,2 МПа/мин на образец.

При разрушении испытываемого образца происходит резкое снижение давления, что фиксируется манометром 9. Давление разрушения образца принимается равным максимальному давлению, приложенному к испытываемому образцу.

После разрушения образца вентиль 8 закрывают. Образцы, в которых при внешнем осмотре обнаружены дефекты (пустоты, инородные включения, трещины), для определения т_р не используются.

Расчет разрушающего напряжения сдвига (кПа) ведется по зависимости

т_р = pd/4h, (7.9)

где р - максимальное давление, кПа; d - внутренний диаметр трубки, см; h - высота столба ППЖ, см.

За результат испытания принимают среднее арифметическое из пяти и более параллельных определений. Вычисляют среднеквадратическую ошибку измерений.

Сущность метода определения относительной деформации сдвига состоит в определении объема выпучивания V на деформированной по сравнению с начальным состоянием образца поверхности. Связь между величиной максимальной стрелы прогиба Д^_д (см) и вытесненным объемом, равным объему параболоида вращения, определяется зависимостью

Рис. 7.12. Пластомер:

1, 7 - вентили; 2, 5 - контейнеры; 3, 8 - линейные вентили на напорных линиях; 4, 9 - образцовые

манометры; 6 - емкость для заправки контейнера

водой; 10 - градуированная пипетка; 11 - продукт поликонденсации ППЖ; 12 - металлическая обойма

Рис. 7.13. Пластомер высокого давления:

1 - консоль для крепления контейнера; 3, 5 - манометры образцовые; 4 - блок управления давлением в контейнере; 6 - запорные вентили; 7 - баллон со сжатым азотом; 8, 15 - прессы; 9 - бачок с керосином; 10 - металлические обоймы; 11 - термопара; 12 - термостат; 13 - манометр дифференциональный; 14 - газожидкостный разделитель; 16 - контейнер высокого давления; 17 - термостатируемая емкость; 18 - блок подачи давления к металлическим обоймам; 19 - продукт поликонденсации ППЖ

Ак_сд = 2 V / nR², (7.10)

где V - объем воды, вытесненный в пипетку, см³; R - радиус обоймы, см.

Для измерения относительной деформации сдвига на металлическую обойму 12 надевается резиновая вакуумная трубка, в которую вставляется пробка с пипеткой. Цена деления пипетки 0,01-0,02 см³.

Резиновая трубка и пипетка (до 0) заполняются водой. На образец подается давление, и через каждые 0,025 МПа делают выдержку в течение 60 с, после чего снимают показания измерения уровня воды в пипетке. Величина давления, подаваемого на образец, не должна превышать 0,5-0,7

^от Тр.

Для определения разрушающего напряжения сдвига при заданных температуре и давлении разработан пластомер высокого давления (рис. 7.13).

Контейнер высокого давления 16 вскрывают, прессом 8 через блок подачи давления 18 заполняют жидкостью подводящие линии, которые затем соединяют с обоймами 10. Обоймы заполняют пакерующей жидкостью с помощью шприца. Затем контейнер 16 заполняют жидкостью выше верхнего уровня трубок, включают подогрев и после закрытия крышки полость над обоймами заполняют азотом до давления 10-25 МПа с помощью блока 4 и баллонов 7 и пресса 15.

После поликонденсации пакерующей жидкости прессом 8 создают на образцах в обоймах 10 перепад давления, необходимый для разрушения продукта поликонденсации. Перепад давления измеряется дифференциальным манометром 13.

Для расчета высоты столба продуктов поликонденсации ППЖ в скважине, оборудованной НКТ без упора, способного выдержать заданный перепад давления в течение заданного времени, рекомендуется использовать формулу

h = ²⁵⁰^^{(D - d}_T⁾ (7 11)

^х д

где h - высота столба пакера, м; Др - ожидаемый перепад давления на пакере, МПа; D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d-_! - наружный диаметр труб, м; т_д - допустимое напряжение сдвига при продолжительной нагрузке, кПа.

В табл. 7.2 приведены результаты расчета по зависимости (7.11) и опытные данные о разобщении ствола скважин Долинского и Битковского месторождений продуктами поликонденсации ППЖ (146-мм эксплуатационная колонна, схема ОК).

Из сопоставления этих данных видно, что предлагаемая методика расчета может быть рекомендована для применения.

Т а б л и ц а 7.2

Параметры пакерования ППЖ в скважинах

	Месторождение
Показатели	Битков	Долина
	Скв. 662	Скв. 814	Скв. 675	Скв. 278	Скв. 283
Интервал установки паке	1230-1440	2050-2300	1910-2050	1800-2200	1821-2256
ра, м
Высота пакера, м	210	250	140	400	435
Объем пакерующей жидкос	2,4	2,8	1,4	3,0	4,7
ти, м³
Диаметр НКТ, мм	73	73	73	89	73
Температура в интервале	33-40	54-62	50-55	42-52	43-53
пакерования, °С
Состав ППЖ:
₃ гипан, см³	100	100	100	100	100
МФС, см³	20	20	36	30	30
HCl, г	2,5	2,5	3,6	2,4	3,4
СН₂О, г	5,3	7,2	5,9	5,7	4,7
Тип мешалки		Турбинная		Эжекторный смеситель
т_р по замесу, кПа:
лабораторному	11,0	5,0	7,6	8,0	6,5
промысловому	6,2	5,4	6,4	6,5	7,5
Время термостатирования, ч	65	18	24	19	44
Др_р_асч (т пром), МПа	20,6	20,4	14,0	55,7	51,5
Дрф, МПа	17,0	20,0	8,0	30,0	41,0
Длительность работы паке	0,3	1,0	4,0	3,0	4,0
ра под нагрузкой в скважи-
не, ч
Способ разрушения	Подъем	Самопро	Путем по-	Подъем	Подъем
	негерме-	изволь	вышения	НКТ, про	НКТ, раз-
	тичных	ны й	давления	мывка	буривание
	НКТ, про		до 20 МПа,		остатков
	мывка		промывка		пакера
Дебит скважины, т/сут:
до ОПЗ	0,5	18,0	28,4	-	-
после ОПЗ	0,5	29,0	28,4
Приемистость скважины,
м³/сут:
до ОПЗ	-	-	-	180	80
после ОПЗ	-	-	-	350	200

Для скважин, в которых спущены НКТ с упором, прочность пакера из продуктов поликонденсации ППЖ примерно в 2 раза выше расчетной по приведенной методике.

Опытом установлено, что пакер высотой 250 м при зазоре между упором и эксплуатационной колонной не более 16 мм по диаметру через 20-40 ч надежно разобщает ствол скважины в затрубном пространстве при давлении на устье до 45 МПа в течение 3-4 ч.

7.5.5. ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ППЖ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

Наиболее сложной и ответственной технологической операцией при установке пакера является приготовление ППЖ. В связи с тем, что реагенты используются в небольших количествах, повышаются требования к чистоте оборудования и точности дозировки исходных компонентов. В промысловых условиях были испытаны два способа приготовления ППЖ: в турбинной мешалке и с помощью эжекторного смесителя.

Как установлено лабораторными и подтверждено промысловыми исследованиями, гидродинамические условия перемешивания исходных компонентов и порядок их ввода существенно влияют на качество ППЖ.

Применение эжекторного смесителя позволяет следующее: в широких пределах изменять гидродинамические условия перемешивания исходных компонентов; ППЖ приготовлять непосредственно на скважине; обеспечивать перемешивание гипана с КФС в закрытой камере эжектора; работы по подготовке скважины производить одновременно с приготовлением ППЖ. В качестве технологических насосов и емкостей применяется стандартное оборудование, имеющееся на нефтяных предприятиях.

Опытным путем установлено, что прокачка гипана и КФС через эжекторный смеситель должна происходить при 1500 < Re' < 2000. Смешение при таких режимах не сопровождается интенсивным выделением тепла и разогреванием смеси, появлением сгустков геля. При увеличении параметра Рейнольдса до 2500-3000 температура смеси повышалась на 12-17 °С и происходило образование большого количества сгустков геля. Установлено также, что параметры механических свойств продуктов поликонденсации ППЖ, приготовленной с помощью эжекторного смесителя при 1500 < Re' < 2000, и ППЖ, полученной в лабораторных условиях, обычно отличаются не более чем на 20 %.

Для исключения возможности образования сгустков геля в процессе смешения гипана с КФС при 1500 < Re' < 2000 необходимо соблюдать соотношение подачи компонентов в пределах 7 < < 9.

^кфс

Перед приготовлением ППЖ рассчитывают ее объем:

Т/_ППЖ = 0,785(D² - d²)h + 0,2 м³, (7.12)

где D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; й_т - наружный диаметр НКТ; h - высота столба ППЖ, определяемая по уравнению (11) или из опыта.

Эжекторный смеситель и насосные агрегаты обвязывают согласно технологической схеме рис. 7.14. После этого приступают к приготовлению КФС.

Ее готовят в закрытой емкости объемом 0,9 м³, в которой можно про-

Рис. 7.14. Схема обвязки оборудования при приготовлении и закачке ППЖ:

1 - агрегат ЦА-320; 2, 8 - опорный трубопровод; 3 - эжектор; 4 - регулировочный кран; 5, 6 - емкость соответственно для КФС и МФС; 7 - агрегат 4АН-700; 9 -НКТ; 10 - патрубок; 11 - задвижка; 12, 13 -автоцистерны; 14 - пакер из ППЖ; 15 -

эксплуатационная колонна; 16 - щелочь; 17 - вода; 18 - раствор

изводить точный замер объемов компонентов , их качественное перемешивание и дозировку КФС на эжекторный смеситель. В емкость сначала заливают расчетное количество воды, а затем - формалин и соляную кислоту. Тщательно перемешивают смесь и отбирают пробы на титрование. Объемы 1 н. раствора едкого натра и 1 н. раствора соляной кислоты, полученные в результате титрования, сравнивают с контрольными объемами для КФС данного состава, которые были определены в лабораторных условиях. В случае несовпадения объемов добавляют в КФС формалин, кислоту или воду.

Одновременно с приготовлением КФС отсек чана Б агрегата ЦА-320 заполняется гипаном. Этот отсек соединен трубами через эжекторный смеситель с отсеком А. Всасывающая полость эжекторного смесителя подсоединяется через регулировочный кран 4 к емкости 5, в которой приготовлена КФС. В момент выхода агрегата ЦА-320 на заданный режим прокачки гипана через эжекторный смеситель кран 4 полностью закрыт. После стабилизации расхода гипана (2-2,5 л/с) плавно приоткрывается кран

4 и устанавливается такой расход КФС (обычно 0,3 л/с), при котором не образуются сгустки геля. После смешения гипана с расчетным количеством КФС через приемный чан агрегата 6 закачивают в чан со смесью моче-виноформальдегидную смолу. Перемешивают ППЖ насосом агрегата путем циркуляции в течение 10-15 мин, после чего смесь готова к закачке в скважину.

Время приготовления КФС объемом 0,7-0,9 м³ составляет 0,7-1,2 ч. Приготовление ППЖ объемом 2,5-2,9 м³ с учетом времени на приготовление КФС колеблется в пределах 1,7—2,7 ч.

7.5.6. УСТАНОВКА ПАКЕРА ИЗ ППЖ В СКВАЖИНЕ

Способ подготовки НКТ зависит от технологической схемы пакерования. Па-керование по схеме ОК производится обычно без спускоподъемных операций с использованием НКТ, находящихся в скважине. Перед установкой пакера колонна НКТ опрессовывается на давление, равное ожидаемому или в 1,5 раза больше него. Выполнение работ без опрессовки связано с риском, так как повышение давления в процессе проведения операции иногда приводит к нарушению герметичности НКТ (см. табл. 7.2, скв. 662).

При установке пакера по схеме СКУ из скважины извлекаются НКТ и глубинный насос, замеряется глубина забоя, при необходимости промывается пробка. Вместо извлеченных НКТ в скважину спускают специальную колонну НКТ с упором и устройством для опрессовки НКТ и промывки затрубного пространства над упором (см. рис. 7.6 и 7.7). НКТ опрессовываются на давление 40-50 МПа, после чего опрессовочный клапан извлекается.

Устье скважины оборудуется герметичной устьевой головкой 2АУ-700, которая обеспечивает закачку жидкостей и контроль давления в трубах и затрубном пространстве, а также быстрое перекрытие кранов. Герметичность кранов проверяется при давлении 40-50 МПа.

Возможно проведение частичной разгрузки пакера из ППЖ за счет восприятия части давления (в пределах допустимого) верхней частью обсадной колонны. Для этого затрубное пространство скважины оборудуют предохранительным клапаном, отрегулированным на заданное давление, которое создается одновременно с увеличением давления в НКТ.

ППЖ является полярной жидкостью, поэтому для обеспечения хорошего сцепления полимера со стенками эксплуатационной колонны и НКТ в нефтяных скважинах необходимо очистить их от нефти.

Десорбция и отмывка нефти с металлических поверхностей осуществляется водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) неионогенного типа (превоцел, дисольван).

По схеме прямой циркуляции ствол скважины промывается 0,1-0,3 %-ным водным раствором ПАВ. Затем в интервал пакерования закачивают 0,3— 0,5 %-ный водный раствор ПАВ объемом 5-6 м³ и оставляют его в скважине на 16-20 ч. После выдержки осуществляется интенсивная прямая промывка ствола скважины 0,1-0,3 %-ным раствором ПАВ объемом 5-10 м³ при расходе

9-12 л/с. В водонагнетательных скважинах обработка ствола ПАВ обычно не требуется.

Работы по пакерованию планируются с учетом пластового давления и температур в интервале установки пакера из ППЖ. Перед установкой пакера из ППЖ необходимо определить поведение скважины, заполненной жидкостью. Если скважина изливает, то замеряется дебит при изливе, а если поглощает, определяется ее приемистость при давлении 3,6 и 9 МПа.

Доставка ППЖ в заданный интервал затрубного пространства через НКТ осуществляется успешно при значении коэффициента приемистости не более 1 • 10^-6 м³/(с • МПа). При более высокой приемистости принимаются меры по ее ограничению.

Одним из эффективных методов ограничения приемистости является закачка меловой суспензии плотностью 1200-1400 кг/м³. После определения приемистости скважина промывается 0,3 %-ным раствором ПАВ.

Если скважина изливает, то закачка ППЖ в заданный интервал производится через затрубное пространство (при величине дебита при свободном изливе через затрубное пространство, большем 0,240^-3 м³/с).

Дальнейшая подготовка ствола скважины зависит от способа доставки ППЖ в заданный интервал затрубного пространства. Если закачка ППЖ планируется через НКТ, то в ствол скважины ниже башмака НКТ закачивается соленая вода (р > 1130 кг/м³), а в затрубное пространство - слабо минерализованная вода (р < 1030 кг/м³), и затрубное пространство закрывается.

При закачке ППЖ через затрубное пространство скважина может быть полностью заполнена соленой водой.

После подготовки эксплуатационной колонны производится обвязка устья скважины согласно схеме на рис. 7.14. Насосным агрегатом 7 по схеме прямой циркуляции НКТ заполняется жидкостью плотностью р₃, большей плотности ППЖ - р₂. После этого задвижка на затрубном пространстве закрывается, и жидкость плотностью р₃ закачивается в скважину в объеме, равном объему эксплуатационной колонны от низа НКТ до забоя скважины. Затем она оттесняется жидкостью плотностью р₄, меньшей плотности ППЖ, до башмака НКТ. Таким образом, перед закачкой ППЖ в НКТ в затрубном пространстве находится жидкость плотностью р₄, а в эксплуатационной колонне и ниже башмака НКТ - плотностью р₃. Благодаря этому предотвращается оседание ППЖ на забой и перемещение ее в затрубном пространстве. Закачка пакерующей смеси осуществляется агрегатом 1, с помощью которого она готовилась при открытой задвижке на затрубном пространстве. Продавка жидкостью плотностью р₃ в заданный интервал затрубного пространства производится агрегатом 7.

В связи с тем, что вязкости и плотности ППЖ и продавочной жидкости существенно отличаются, необходимо процесс прокачки и продавки ППЖ осуществлять при режимах, которые обеспечивают меньший объем смешения.

Расчеты показали, что для достижения минимальных зон смешения процесс закачки ППЖ должен быть разделен на два этапа. Заполнение труб ППЖ необходимо осуществлять при расходах 9-12 л/с, а продавку ее в затрубное пространство - при расходах 16-20 л/с.

Уменьшить объем смешения ППЖ с вытесняющей и вытесняемой жидкостями можно путем закачки перед и после ППЖ буферного раствора с вязкостью и плотностью, близкими к ППЖ. В качестве буферного раствора можно применять гипан. Объем буферного раствора должен быть равен объему зоны смешения, определяемой по уравнению В. С. Яблонского, и составлять 0,3-0,6 м³. При контакте гипана с минерализованной водой происходит коагуляция гипана. Однако это явление не нарушает процесса закачки ППЖ в затрубное пространство. После заполнения НКТ псевдопластичной жидкостью ее продавливают в заданный интервал затрубного пространства. Объем продавочной жидкости равен сумме объемов НКТ и затрубного пространства в интервале 30-50 м. После доставки ППЖ в заданный интервал на затрубном пространстве немедленно закрывается задвижка. Остальной объем продавочной жидкости находится в емкости, установленной у устья скважины, которая обвязывается с НКТ. Жидкость предназначена для компенсации поглощения скважиной в течение 10-14 ч.

В процессе закачки ППЖ необходимо контролировать давление закачки. Оно соответствует потерям давления при движении закачиваемых жидкостей. При проведении промысловых испытаний при закачке ППЖ с расходом

10-12 л/с (скв. 538 Б, 662 Б, 814 Д) потери давления на 1000 м длины НКТ составляли 1,2-3,0 МПа.

7.5.7. ОБРАБОТКА ПЛАСТА И УДАЛЕНИЕ ПРОДУКТОВ ПОЛИКОНДЕНСАЦИИ ППЖ ИЗ СКВАЖИНЫ

Для уточнения времени проведения операций под давлением и допустимого перепада давления на пакер отбираются пробы готовой ППЖ, которые тер-мостатируются при заданных условиях.

В лабораторных условиях определяют предельное напряжение сдвига продуктов поликонденсации ППЖ промыслового замеса и на основании полученных данных составляют заключение о проведении промысловых работ.

Задвижка на затрубном пространстве открывается, а выкид из затрубного пространства отводится на амбар и надежно закрепляется. Перед началом процесса пакер из продуктов поликонденсации ППЖ опрессовывается насосным агрегатом на давление, составляющее 30-50 % ожидаемого при ГРП. После этого осуществляется обвязка техники и проводится ГРП. Необходимо отметить, что выход на максимальное рабочее давление при ГРП осуществляется плавно. Сначала поднимают давление до значения, составляющего приблизительно 50 % максимального, а через 5-10 мин поднимают давление до максимального рабочего при ГРП.

По окончании процесса воздействия на пласты необходимо разрушить пакер и извлечь НКТ. При установке пакера высотой 150 м по технологической схеме ОК пакер работает под нагрузкой кратковременно и по истечении 0,5-1 ч разрушается самопроизвольно (скв. 538 Б; 814 Д) или после увеличения давления на 20-50 % больше рабочего (скв. 675 Д).

Увеличение высоты пакера, установленного по технологической схеме ОК, до 400-450 м осложняет его разрушение. В этом случае пакер разрушают путем подъема НКТ. В начальный момент подъема НКТ нагрузка на крюке достигает предельно допустимой для агрегатов подземного ремонта (480 кН для скв. 278 и 500 кН для скв. 283). При установке пакера высотой 200-250 м по технологической схеме СКУ его разрушают путем подъема НКТ с последующей промывкой ствола скважины от продуктов поликонденсации ППЖ. В начальный момент подъема нагрузки на крюке на 70-90 % превышают вес труб (320 кН для скв. 824 Д, 300 кН для скв. 645 Д, 270 кН для скв. 633 Д, 320 кН для скв. 24 Д). Для снижения нагрузки на крюке подъемного агрегата в начальный момент подъема НКТ в скважину можно закачивать жидкость под давлением до 30 МПа, в результате чего создается дополнительное выталкивающее усилие на пакер.

7.5.8. ОПЫТ ПАКЕРОВАНИЯ СКВАЖИН ППЖ

Первая опытная работа по разобщению ствола скважины была проведена на нефтяной скв. 538 Битковского нефтяного месторождения с использованием гипано-формалиновой смеси. Установку пакера проводили без подъема НКТ по схеме ОК. Ствол скважины от углеводородов не очищали.

ППЖ готовили путем смешения в турбинной мешалке 1,9 м³ гипана с добавлением 1,1 м³ КФС, состоящей из 0,6 м³ 37 %-ного формалина и 0,5 м³ 10 %-ной соляной кислоты. ППЖ закачали в интервал 1550-1850 м затрубного пространства с расходом 0,3-0,5 м³/мин при давлении 3,5 МПа. Продукт поликонденсации промыслового замеса ГФС обладал т_р = 1,6 кПа. Через 17 ч приступили к испытанию пакера на герметичность. Открыли затрубное пространство и агрегатом 4АН-700 плавно подняли давление за 25 мин до 25 МПа и поддерживали его в течение 20 мин. Пакер был герметичным. Затем увеличили давление до 35 МПа. Из затрубного пространства появилась жидкость, расход ее постепенно увеличивался, и через 6 мин произошло полное разрушение пакера, который впоследствии был вымыт водой. Пакер разрушался постепенно. Полное разрушение происходило через 10-15 мин после начала истечения жидкости из затрубного пространства. Объем воды, закачанной в пласт при давлении 25 МПа, составил 20 м³, что достаточно для проведения кислотной обработки пласта.

Для успешного проведения ГРП необходимо увеличить прочностные свойства и эластичность продукта поликонденсации ППЖ, а также удалить углеводороды со стенок эксплуатационной колонны и НКТ в интервале установки пакера.

Для проведения кислотного ГРП на нефтяной скв. 814 Долинского нефтяного месторождения (см. табл. 7.2) был установлен пакер из ППЖ, в состав которой дополнительно была введена МФС. В целях очистки эксплуатационной колонны от углеводородов в интервал установки пакера закачали на 2 ч смесь 0,6 м³ четыреххлористого углерода и 2 м³ дизельного топлива. Затем эту смесь вымыли и в данный интервал закачали на 20 ч пластовую воду плотностью 1040 кг/м³ с добавкой 0,3 % дисольвана.

В турбинной мешалке приготовили 2,8 м³ ППЖ и закачали ее в скважину. Через 20 ч приступили к проведению кислотного ГРП. Затрубное пространство в процессе ГРП было закрыто. В течение 1 ч при перепаде давления на пакер 18 МПа в скважину закачали 24 м³ кислотного раствора и

15 м³ продавочной жидкости. В конце продавки из затрубного пространства начала истекать вода, а через 8 мин пакер полностью разрушился и был удален из скважины прямой промывкой. В результате успешного проведения кислотного ГРП дебит нефти увеличился в 1,6 раза и составил 29 т/сут.

По технологической схеме ОК также был установлен пакер из ППЖ на скв. 675 Д Долинского нефтяного месторождения, на которой аналогично, как и на скв. 814 Д, была проведена кислотная обработка пласта под давлением (см. табл. 7.2).

При установке пакеров на скв. 538 Б, 662 Б, 814 Д и 675 Д ППЖ готовилась в турбинных мешалках, размещенных на территории цеха КФС. Точная дозировка КФС при использовании турбинных мешалок затруднена. Поскольку на приготовление ППЖ в турбинной мешалке требуется 3-4 ч, возможно преждевременное отверждение ППЖ на поверхности до закачки ее в скважину.

Для устранения указанных трудностей была разработана технология приготовления ППЖ с помощью эжекторного смесителя. Впервые эжекторный смеситель был использован при установке пакера на нагнетательной скв. 278 Долинского нефтяного месторождения (см. табл. 7.2). На этой же скважине с целью повышения прочности пакера была увеличена его высота до 400 м. Оборудование для приготовления ППЖ обвязали по схеме рис. 7.14. В емкость для приготовления КФС залили 276 л пресной воды, добавили 270 л 39 %-ного формалина и 138 л 30 %-ной соляной кислоты. КФС тщательно перемешивали в течение 5 мин.

В отсек Б чана насосного агрегата 1 закачали 1,8 м³ гипана. Включив насосный агрегат, начали прокачку гипана через эжекторный смеситель с расходом 2,3 л/с. При этом давление до сопла эжекторного смесителя составило 15,0 МПа. После выхода агрегата на режим, плавно открывая кран 4 на линии подсоса КФС, установили расход КФС 0,25 л/с ив течение 50 мин КФС смешивали с гипаном. В полученную смесь насосным агрегатом закачали 0,6 м³ МФС и мешали в течение 15 мин. Приготовленную ППЖ закачали в скважину по технологической схеме ОК. Через 19 ч пакер опрес-совали на 20,0 МПа и провели ГРП, закачав в скважину 9 т песка и 360 м³ воды. В процессе ГРП пакер в течение 3 ч выдержал перепад давления

30,0 МПа. Разрушение пакера осуществили путем подъема НКТ с промывкой. Необходимо отметить, что в начале подъема были затяжки НКТ. После проведения ГРП приемистость скважины увеличилась в 1,9 раза и составила 3,50 м³/(сут • МПа).

По технологической схеме ОК и при такой же последовательности технологических операций был установлен пакер высотой 435 м нагнетательной скв. 283 Д. В процессе ГРП в скважину закачали 8 т песка при перепаде давления 41 МПа и 250 м³ жидкости. Пакер был герметичен в течение всего процесса. Попытка разрушить пакер увеличением давления до 52,0 МПа была безуспешной. Пакер разрушили путем подъема НКТ. После проведения ГРП приемистость скважины увеличилась в 2,2 раза.

В результате промысловых испытаний пакерования скважин пакером из продуктов поликонденсации ППЖ по технологической схеме ОК установлено следующее:

при установке пакера высотой 140-210 м он выдерживает перепад давления 10,0-18,0 МПа, что недостаточно для проведения ГРП;

пакер высотой 140-210 м при перепаде давления 17,0-18,0 МПа недолговечен под нагрузкой;

разрушение пакера высотой до 210 м осуществлялось путем увеличения давления с последующей прямой промывкой;

для проведения ГРП с перепадом давления на пакер 30,0 МПа и более его высоту увеличили до 400-450 м;

пакер высотой 400-450 м не разрушался путем подъема НКТ; в процессе подъема НКТ возникали затяжки.

Для увеличения прочности пакера и уменьшения его высоты предложена схема пакерования со спуском специальной колонны НКТ с упором. По технологической схеме СКУ проведено 12 скважино-операций по установке пакера из ППЖ. На 11 скважинах проведены ГРП, на одной скважине -длительное разобщение ствола для закачки воды в пласт.

В качестве примера реализации схем СКУ приведено описание процесса на нефтяной скв. 24 Долинского нефтяного месторождения. В скважину спустили специальную колонну НКТ с упором до глубины 1700 м 73-мм трубы, упор в виде патрубка диаметром 134 мм, а далее до глубины 2000 м спустили трубы диаметром 89 мм. С помощью эжекторного смесителя приготовили ППЖ объемом 2,8 м³, ППЖ закачали через НКТ в интервал 1695-1945 м затрубного пространства. Через 40 ч пакер опрессовали давлением 20,0 МПа и приступили к проведению ГРП. При давлении на устье 45,0 МПа в скважину закачано 9 т песка и 360 м³ водного раствора 0,4 %-ного полиакриламида. Пакер разрушен путем подъема НКТ. После ГРП дебит нефти увеличился в 2 раза.

При установке пакера из ППЖ в скважинах с низким динамическим уровнем, поглощающих воду, разработана технология временной закупорки разреза скважины меловой суспензией. Применение меловых суспензий позволяет в 2-5 раз снизить приемистость скважин и таким образом уменьшить объем жидкости для подпитки скважины на время поликонденсации ППЖ.

На нефтяной скв. 209 Долинского месторождения испытана схема СКУ с закачкой ППЖ в затрубное пространство. Этот прием закачки ППЖ в заданный интервал затрубного пространства был предложен после неудачных операций по установке пакера на скв. 547 и 209 Долинского месторождения. В этих скважинах пластовое давление выше гидростатического, вследствие чего они изливают.

Например, на скв. 209 через 20 ч после закачки ППЖ через НКТ заданный интервал затрубного пространства пакера не был обнаружен. Очевидно, ППЖ в процессе доставки ее в затрубное пространство разбавилась водой, изливающейся из скважины. Повторно установку пакера осуществили путем закачки ППЖ в затрубное пространство. Скважину перед закачкой ППЖ заполнили жидкостью плотностью 1200 кг/м³. С помощью эжекторного смесителя приготовили 2,8 м³ ППЖ и закачали в затрубное пространство. Продавку провели пресной водой. Через 88 ч опрессовали пакер на 22,0 МПа и провели ГРП. После ГРП дебит нефти увеличился в 1,9 раза и составил 32,7 т/сут.

В связи с тем, что в НГДУ "Долинанефтегаз" имеются нагнетательные скважины с дефектными колоннами, закачка воды в которые из-за нарушений герметичности прекращена, была рассмотрена возможность применения пакера из ППЖ для длительного разобщения ствола скважины.

Промысловые испытания пакера из ППЖ для длительного разобщения проведены на скв. 689 Д.

ППЖ приготовлена с использованием эжекторного смесителя. Установка пакера осуществлена по схеме СКУ. Через 140 ч пакер опрессовали на давление 25,0 МПа и ввели скважину в эксплуатацию под закачку воды при давлении 18,0 МПа. Пакер из ППЖ выдержал перепад давления в 15,0 МПа в течение 11 мес.

Таким образом, в результате проведенных промысловых испытаний установлено, что пакерование скважин по технологической схеме ОК может успешно применяться при проведении кислотной обработки пласта. При проектировании на скважинах ГРП с давлениями разрыва 45,0 МПа установку пакера из ППЖ необходимо производить по технологической схеме СКУ. В скважинах с пластовым давлением ниже гидростатического необходимо снизить приемистость пластов меловыми суспензиями, а в скважинах с пластовым давлением выше гидростатического ППЖ - закачивать в заданный интервал через затрубное пространство.

Промысловые испытания подтвердили возможность применения пакеров из ППЖ для длительного разобщения межтрубного пространства.

Технологическая эффективность пакеров из ППЖ заключается в возможности их применения в скважинах с дефектными эксплуатационными колоннами, в скважинах с сильно искривленными стволами, в которых использование известковых конструкций механических пакеров невозможно. Ранее эти скважины были исключены из фонда.

В связи с тем, что на таких скважинах проведение ГРП, КО и других методов интенсификации без применения пакера из ППЖ невозможно, то дополнительную добычу, полученную от обработки пласта, и экономический эффект можно считать результатом применения пакеров из ППЖ с последующей ОПЗ.

Для разобщения ствола скважин, состояние эксплуатационной колонны которых не позволяет применять механические пакеры, успешно могут быть применены псевдопластичные жидкости на основе гипано-формалиновой смеси с добавкой МФС, способной после поликонденсации отверждаться, приобретая свойства упругого тела. Такой пакер хорошо воспринимает нагрузки и обеспечивает защиту верхней части обсадной колонны при ГРП, кислотных обработках и других видах воздействия на призабойную зону.

Опробование в промысловых условиях разработанной технологии разобщения ствола скважины при закачке воды в пласт при давлении 1518 МПа показало, что время работы пакера в таких условиях пока достигает 1 г., после чего происходит его самопроизвольное разрушение. Поэтому необходимо продолжить изыскания с целью увеличения долговечности пакера из ППЖ.

В числе других задач совершенствования нового метода пакерования при использовании схемы ОК можно назвать увеличение прочности продуктов поликонденсации ППЖ и улучшение адгезии к поверхности НКТ и эксплуатационной колонны. Необходимо испытать в промысловых условиях разработанную рецептуру самоосвобождающегося пакера из ППЖ с добавкой хлористого аммония.

Целесообразно совершенствовать схему СКУ, особенно для разработки конструкции упора, имеющего большой зазор с эксплуатационной колонной при спуске НКТ и минимально возможный зазор во время закачки ППЖ и работы пакера. При этом упор должен при необходимости легко разрушаться. Работы в данном направлении продолжаются.

Состав ППЖ, описанный в обзоре, работоспособен при температурах 30-70 °С. Для установки пакера из ППЖ в скважинах с большей температурой требуется провести дополнительные исследования.

Проводятся лабораторные и промысловые эксперименты по разработке технологии поинтервальной обработки скважин с многопластовыми разрезами большой толщины с применением пакера из ППЖ. Здесь пакер из ППЖ выполняет две функции - защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от высоких давлений и направляет поток рабочей жидкости при ГРП в заданный интервал разреза скважины. Получены первые положительные результаты при использовании такой технологии на скважинах Долинского месторождения.

Применение разработанной технологии пакерования скважин позволит увеличить фонд скважин, призабойная зона которых может быть подвергнута обработке, что окажет прямое влияние на темпы текущей добычи нефти и нефтеотдачу.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ УНП НА ОСНОВЕ ПДС И МПДС В УСЛОВИЯХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ДЕВОНСКОГО ГОРИЗОНТА

7.1. ЗАДАЧИ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ,

ВЫБОР ОПЫТНЫХ УЧАСТКОВ

На основе результатов лабораторных экспериментов в предыдущих разделах было показано, что при закачке в пласт слабоконцентрированных растворов ПАА, глинистой суспензии и различных модифицирующих добавок представляется возможным за счет избирательной фильтрации технологических жидкостей в высокопроницаемые прослои неоднородного пласта существенно ограничить движение воды по промытым пропласткам и зонам. Это, в свою очередь, приводит к перераспределению закачиваемой воды по толщине пласта и подключению в работу относительно низкопроницаемых прослоев, характеризующихся более высокой нефтенасыщенно-стью. Эти выводы позволили выбрать месторождения и сформулировать содержание основных задач промысловых экспериментов.

С учетом распределения остаточных запасов нефти по месторождениям и нефтедобывающим регионам страны целенаправленные крупномасштабные промысловые эксперименты проводились в условиях залежей, приуроченных к терри-генным отложениям девона, терригенным отложениям нижнего карбона, полимиктовым коллекторам месторождений Западной Сибири и карбонатным отложениям карбона и девона.

Задачи промысловых исследований определили исходя из следующих соображений. В условиях лабораторных экспериментов удается решить задачи по оценке эффективности технологий увеличения нефтеотдачи пластов лишь частично из-за ограниченной возможности моделирования реальных условий вытеснения нефти водой. Поэтому при проведении промысловых экспериментов ставятся более сложные задачи, связанные с обоснованием оптимальных условий применения испытуемых технологий УНП и оценкой влияния ряда факторов, таких как: тип коллектора;

степень расчлененности продуктивных пластов объекта разработки;

наличие и степень гидродинамической связи между про-пластками неоднородного пласта;

соотношение коэффициентов проницаемости отдельных пропластков;

значение и преобладающая форма остаточной нефтена-сыщенности пласта;

степень обводненности продукции отдельных скважин или группы скважин опытного участка;

приемистость водонагнетательных скважин; концентрация глинистых суспензий и водных растворов полимеров;

объемы закачиваемых оторочек на метр перфорированной толщины пласта, вскрытого водонагнетательной скважиной;

состав и концентрация модифицирующих химических продуктов, применяемых для увеличения остаточного сопротивления водонасыщенного пласта после закачки ПДС;

зональная неоднородность пласта и параметры, ее характеризующие;

технология закачки технологических жидкостей для образования ПДС и МПДС.

Кроме того, в задачу промысловых экспериментов входят отработка технологий и выбор технических средств для организации подготовки и закачки компонентов ПДС и МПДС, оценка приемистости водонагнетательных скважин и изменения профиля приемистости пласта и др.

По результатам лабораторных исследований для изучения в промысловых условиях были предложены следующие технологии УНП на основе использования ПДС и других модифицирующих химических продуктов:

последовательная закачка слабоконцентрированных водных растворов ПАА и глинистой суспензии (базовая технология ПДС);

модифицированная технология (МПДС) на основе ПДС и алюмохлорида (A!Cl₃);

модифицированная технология (МПДС) на основе ПДС и хлористого кальция (CaCl₂);

модифицированная технология (МПДС) на основе ПДС и щелочных стоков производства капролактама (ЩСПК);

модифицированная технология (МПДС), основанная на последовательном применении ПДС и водных растворов ПАВ;

модифицированная технология (МПДС), основанная на последовательном применении ПДС и нефтеотмывающих композиций на основе ПАВ и других химических продуктов.

7.2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕКОТОРЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ,

ПРИУРОЧЕННЫХ К ДЕВОНСКОМУ ГОРИЗОНТУ

Значительная доля остаточных запасов нефти рассматриваемого района приходится на объекты, приуроченные к девонскому горизонту [51, 57, 59, 135, 229 и др.].

В Татарстане около 94 % балансовых запасов нефти приходится на 15 % месторождений, а в Башкортостане 85 % балансовых запасов нефти содержатся на 11 % месторождениях. Наиболее крупные эксплуатационные объекты в Татарстане приурочены к горизонту Д₁ Ромашкинского, Бавлинско-го, Ново-Елховского, Бондюжского и Первомайского месторождений. В горизонте fli содержится 84,5 % извлекаемых запасов нефти республики [51].

В республике Башкортостан на ряде известных месторождений, таких как Туймазинское, Шкаповское, Серафимов-ское, Сергеевское, Константиновское и другие, около 35 % начальных запасов нефти сосредоточено в пластах девонского горизонта.

Нефтеносными являются отложения девонского горизонта на нефтяных месторождениях Самарской и Оренбургской областей.

Наибольшее количество промысловых экспериментов по применению новых технологий УНП на основе ПДС и МПДС было проведено на девонских залежах месторождений республики Татарстан. В связи с этим приведем краткую геоло-го-физическую характеристику этих объектов.

Изучению геолого-физических характеристик девонских месторождений Татарстана посвящены труды многих авторов [56, 58, 85, 133, 229 и др.]. Все месторождения по особенностям геологического строения можно разделить на две группы. Первая группа контролируется структурами первого и второго порядков, а вторая приурочена к структурам третьего порядка. К первой группе относятся Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское, Бондюжское, Первомайское и Сабан-чинское месторождения. Для других месторождений этой группы ловушками являются структуры второго порядка: валы, валообразные поднятия, террасы.

Ко второй группе относятся все остальные месторождения Татарстана, в основном мелкие, приуроченные к локальным поднятиям различного генезиса и другим тектоническим осложнениям.

Осадочная толща Ромашкинского месторождения общей толщиной до 2000 м сложена отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем и является характерной для месторождений платформенного типа. Здесь установлена нефтеносность 22 горизонтов девона и карбона, которые при благоприятном сочетании структурного, литологического и стратиграфического факторов являются перспективными для поисков залежей и добычи нефти.

В терригенной части девона выделено пять нефтеносных пластов Д₀, Д_ь Дп, Д_ш, и fli_V, соответствующих различным стратиграфическим подразделениям.

Геологическое строение и литолого-петрографическое описание пород пашийского Д₁ и кыновского Д₀ горизонтов, являющихся основными эксплуатационными объектами разработки Ромашкинского месторождения, приводится в работах [131, 132, 229]. В литологическом отношении породы-коллекторы представлены переслаиванием песчаных, песча-но-алевролитовых пород.

Песчаники обычно мелкозернистые. Преобладают зерна размером 0,1— 0,16 мм, равномерно обломочной структуры и серовато-белой окраски. Обломочный материал в песчаниках составляет 80— 95 %. Они обладают высокой пористостью до 20— 25 %, проницаемость их меняется от 0,2 до 1,5 мкм². Снижение проницаемости наблюдается в прослоях с худшей отсортированностью обломочного материала, т.е. при наличии алевролитовой фракции и в участках наибольшего развития глинистого цемента, состоящего из чешуек гидрослюды, каолинита и кварца. Песчаные пласты не выдержаны в пространстве и в различной степени замещаются слабопроницаемыми породами, в результате чего наблюдаются резкие изменения толщины и прерывистости пласта.

В составе горизонта Д1 Ромашкинского месторождения выделяются восемь продуктивных пластов. Как правило, каждый из выделенных пластов представлен одним, за редким исключением двумя пропластками (рис. 7.1). При этом репер «аргиллит» разделяет отложения горизонта на две различающиеся между собой по характеру строения пачки: верхнепа-шийскую (пласты «а», «61», «б₂», «б₃») и нижнепашийскую (пласты «в», «г₁», «г₂», «г₃д»). Однако при изучении особенностей геологического строения и выработки запасов нефти принято включать пласт «в» в верхнюю пачку пластов.

Наибольшую толщину отложения горизонта Д1 имеют в полосе, протягивающейся с юго-запада на северо-восток (Зай-Каратайская-Алькеевская пл.). По обе стороны от нее толщина горизонта сокращается до 24— 32 м. В результате слияния различных геологических процессов продуктивные пласты в большей части разреза оказались разобщенными друг от друга непроницаемыми глинистыми разделами. На отдельных участках горизонта это привело к слиянию или выклиниванию пластов. Таким образом, ритмичность в осад-конакоплении предопределила высокую степень неоднородности горизонтов Д_: и Д₀ Ромашкинского месторождения.

Муллинские слои на территории Ромашкинского месторождения обнаруживаются практически повсеместно. В мул-линских слоях выделяется песчаный пласт Д_п и аргиллитовая пачка над ним. Породы пласта Д_п, как и в других пластах старооскольского горизонта, имеют серую окраску, мелкозернисты и состоят из хорошо отсортированных песчаников. Толщина пласта Д_п не выдержана и колеблется от 16 до 30 м до полного замещения глинистыми породами. Пласт Д_п имеет единую гидродинамическую систему с пластом Д_ь Отметка водонефтяного контакта (ВНК) колеблется от 1483,5 до 1488,2 м, среднее значение отметки ВНК принято равным 1486 м.

Пласт Дщ характеризуется невыдержанностью литологического состава пород, особенно на западных площадях Ромашкинского месторождения, где наблюдается ритмичная смена песчано-алевролитовых пород алевролито-аргиллитовыми, что позволяет выделить в разрезе три пропластка Дщ , Дщ, Дщ . Песчаники пласта Д_ш мелкозернистые, светло-серые, неяснослоистые, что обусловлено неравномерным чередованием алевролитового и глинистого материала.

В целом по Ромашкинскому месторождению пористость

Рис. 7.1. Геологический профиль по отложениям горизонта Д1 Ромашкинского месторождения [133]:

1 — верхний известняк (репер), 2 — песчаники, 3 — алевролиты, 4 — глины

пород пласта Д_ш колеблется от 17 до 23,3 %, составляя в среднем 17,4 %, проницаемость от 0,01 до 1,650 мкм², при среднем значении 0,366 мкм².

На ряде площадей Ромашкинского месторождения пласт Д_ш представлен тремя пропластками Дщ, Дщ, Дщ (Альметь-евская, Миннибаевская, Южная площади). На отдельных площадях за счет слияния пропластков Д_ш^а и повсеместно распространенного пропластка Дщ выделяют два пропластка (Западно-Лениногорская, Сармановская и Восточно-Суле-евская площади). Пропласток Д₁₁₁^в имеет самостоятельное значение на юго-западных площадях Ромашкинского месторождения. Наблюдается слияние пропластков Дщ и Дщ на Альметьевской, Миннибаевской, Южной, Восточно-Суле-евской и Азнакаевской площадях. В целом толщина пропластка Дщ изменяется от 0,6 до 3 м, Дщ — от 3 до 15 м, Д₁₁₁^в — от 0 до 2 м. Наиболее крупные залежи нефти в пластах Д_ш выявлены и впервые введены в эксплуатацию на Абдрахма-новской площади.

Пласт Д_1У чаще всего разделяется глинистыми породами на два пропластка (Д5У и Д^_у). Нижний по разрезу пропласток Д^_у представлен серыми грубозернистыми плохо отсортированными песчаниками с примесью в подошве пласта, довольно плохой окатанностью зерен, косой слоистостью, верхний пропласток Ду алевролито-глинистый. Толщина аргиллито-вой пачки, покрывающей пласт Д_1у, изменяется от 2 до 12 м. Наиболее крупные залежи нефти пласта Д_1у были выявлены и впервые введены в эксплуатацию на Абдрахмановской площади. Залежи нефти пластовые сводовые с высотой от 6 до 12 м.

В целом по Ромашкинскому месторождению извлекаемые запасы нефти пластов Д_п, Д_ш, Д_1у по категориям Ci+ С₂ и с учетом ресурсов перспективных структур С₃ оцениваются в объеме до 25 % от текущих извлекаемых запасов нефти горизонта Д₁.

Среди пород коллекторов терригенного девона по продуктивности выделяют [57, 133, 229] три группы. К первой группе относятся высокопродуктивные породы проницаемостью более 0,1 мкм² и пористостью более 12,5 % (Ромашкинское месторождение) или проницаемостью более 0,2 мкм² и пористостью более 18 % (Ново-Елховское месторождение). С учетом существенного влияния содержания глинистых материалов на процессы вытеснения нефти водой, выделяется вторая группа пород с объемным содержанием глинистых материалов более 2 %. К третьей группе относятся коллекто-

ры с проницаемостью 0,03— 0,1 мкм² и нефтенасыщенностью более 50 % (Ромашкинское месторождение).

Разработка коллекторов второй и третьей групп должна существенно отличаться от разработки коллекторов первой группы с объемным содержанием глинистых материалов менее 2 %.

В табл. 7.1 представлены некоторые геолого-физические характеристики объектов разработки нефтяных залежей девонского возраста, заимствованные из работ [51, 57, 229].

Таким образом, продуктивные пласты нефтяных месторождений, приуроченных к девонскому горизонту, характеризуются сложным геологическим строением, большой неоднородностью по проницаемости, что является одним из основных факторов, определяющих недостаточно высокую эффективность методов заводнения нефтяных залежей. Геологофизическая неоднородность объектов разработки и высокие темпы добычи нефти из высокопродуктивных коллекторов обусловили быстрое истощение залежей с активными запа-

Таблица 7.1

Геолого-физические характеристики некоторых объектов разработки, приуроченных к девонскому горизонту месторождений Татарстана и Башкортостана

Месторождение	Объект разра ботки	Нефте насы щенная толщина, м	Средние значения коэффициентов		Начальная неф-тенасы-щен-ность, доли ед.
Месторождение	Объект разра ботки	Нефте насы щенная толщина, м	пористости, %	проницаемости, мкм²	Начальная неф-тенасы-щен-ность, доли ед.
Ромашкинское	Дг	8,9	0,189	0,375	0,807
	До	3,2	0,184	0,300	0,800
	Дп	2,89	0,200	0,146	0,714
	Дш	4,74	0,165	0,261	0,615
	flrv	2,89	0,189	0,490	0,708
Бавлинское	Дг	6,4	0,195	0,473	0,778
Ново-Елховское	Дг⁺ До	6,5	0,203	0,420	0,860
Туймазинское	Дг	5,8	0,220	0,480	0,890
	Дп	9,5	0,220	0,910	0,900
Шкаповское	Дг	5,4	0,180	0,430	0,740
	fllV	5,9	0,180	0,340	0,850
Серафимовское	До⁺ Дг	5,8	0,190	0,340	0,870
	Дп	6,6	0,190	0,500	0,890
	Aw	2,9	0,170	0,310	0,880
Раевское	Дг	7,7	0,200	0,350	0,900

сами и рост доли трудноизвлекаемых запасов на месторождениях Татарстана с 32,8 % в начале разработки до текущих 79,3 %. Этим и обусловливается необходимость создания более совершенных методов воздействия на залежи с трудноиз-влекаемыми запасами нефти.

7.3. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДЕВОНА И НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ

Одним из определяющих условий в формировании конечной нефтеотдачи пластов и эффективного применения технологий УНП являются коллекторские свойства пород. По условиям фильтрации и аккумуляции нефти часть коллекторов месторождений Татарстана относятся к простым (поровым) и сложным (трещинно-поровым и порово-трещинным) [7]. Эти признаки и предопределяют неравномерность фильтрации воды и нефти в коллекторе, что подтверждается многочисленными промысловыми исследованиями [85]. Размеры пор и трещин в коллекторах изменяются в диапазоне от 0,001 до 0,1— 2 мм, что указывает на возможность применения технологических жидкостей с различными физико-химическими свойствами, в том числе содержащих твердые дисперсные частицы горных пород [230].

Наряду с физическими свойствами пород (гранулометрический состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность, химический состав, карбонатность, содержание глин), для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений важное значение имеют физико-химические свойства насыщающих пласт нефти, воды и газа, которые определяют условия вытеснения нефти водой и конечную нефтеотдачу пласта. Кроме того, от состава и свойств пластовых флюидов зависит выбор технологических жидкостей для воздействия на пласт.

Как известно, пористая среда представляет собой систему трубок или каналов, размеры которых изменяются от 0,03 до

1,0 мкм², что определяет высокую неоднородность условий фильтрации жидкостей. Нефть сначала вытесняется из более крупных пор, оставаясь неподвижной в микроканалах, т.е. микронеоднородность и сложный характер строения пласта по коллекторским свойствам являются причиной прорыва вод или газов и неполной выработки пласта.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды также является одной из главных причин уменьшения конеч-

ной нефтеотдачи. Исследования показывают, что с ростом вязкости нефти более сильно проявляются различия неоднородностей коллекторских свойств в процессе вытеснения нефти водой.

Как было показано в предыдущих разделах, существенно влияют на процесс вытеснения нефти водой зональная и послойная неоднородность, их расчлененность, песчанистость, толщина, условия залегания пластов. Обобщающим фактором, позволяющим объединить влияние многочисленных гео-лого-физических характеристик залежи на процесс разработки, является структура запасов нефти.

Анализ состояния разработки отдельных пластов Ромашкинского месторождения на третьей стадии разработки показал, что при эксплуатации единым фондом скважин горизонта Д1 происходит более интенсивная выработка запасов нефти пластов площадного развития, т.е. преимущественно «г» и «д» [229]. В то же время для достижения высокого коэффициента конечной нефтеотдачи требуется длительная эксплуатация скважин, сопровождаемая добычей значительных объемов попутной воды. Объединение практически всех продуктивных пластов горизонта Д1 в один объект разработки привело к существенному усилению отрицательного влияния неоднородности пластов на конечную выработку запасов нефти, на темпы отборов, усложнило процессы разбурива-ния, организации системы поддержания давления и регулирование процессов разработки. Совместная эксплуатация послойно-неоднородных пластов одной сеткой скважин приводит к опережающему обводнению высокопроницаемых пластов и пропластков, ухудшению равномерной выработки запасов нефти.

Основные причины опережающего вытеснения нефти и обводнения отдельных пропластков послойно-неоднородных пластов следующие:

высокая слоистая неоднородность продуктивного пласта по проницаемости;

совместная эксплуатация высокопроницаемых монолитных песчаников и низкопроницаемых тонкослоистых прослоев, разделенных прерывисто или непрерывисто непроницаемыми прослоями пород;

частичное или полное отключение отдельных нефтенасыщенных прослоев из процесса выработки под влиянием технологических факторов;

опережающее продвижение воды по интервалам пласта с низкой начальной нефтенасыщенностью в зоне ВНК.

Исходя из приведенных факторов, следует считать, что в процессе заводнения многопластовых нефтяных месторождений, включающих в себя и низкопроницаемые коллекторы, происходит частичное или полное «отключение» из разработки в первую очередь малопроницаемых прослоев. Об отключении некоторых прослоев из разработки свидетельствуют многочисленные результаты по снятию профилей приемистости в водонагнетательных скважинах. Подтверждением этого является и устойчивый рост в ряде случаев содержания нефти при самоизливе водонагнетательных скважин, в которые ранее были закачаны сотни тысяч кубических метров воды [57, 229 и др.].

В процессе вытеснения нефти из продуктивных коллекторов происходит прорыв воды от нагнетательных к добывающим скважинам по главным линиям тока, наиболее проницаемым пропласткам, участкам. Неполному охвату пласта воздействием закачиваемой воды способствует различие соотношений подвижностей нефти и воды, послойная и объемная неоднородность пород коллектора.

В результате часть нефти остается в виде целиков вблизи нейтральных линий тока. Происходит быстрое обводнение добываемой жидкости и снижение охвата пласта дренированием. Увеличение охвата пласта воздействием может быть достигнуто путем снижения проницаемости водопроводящих каналов пласта и создания слабодренируемых барьеров на путях фильтрации воды между нагнетательными и добывающими скважинами.

Остаточные запасы нефти на объектах, приуроченных к девонскому горизонту, по степени значимости сосредоточены [58, 114, 138]:

в водонефтяных зонах;

в маломощных низкопроницаемых пропластках; в линзах, тупиковых и застойных зонах; в кровельной части продуктивных пластов.

При разработке залежей нефти в неоднородных пластах с применением традиционных технологий разработки, указанные в приведенным перечне запасы вырабатываются низкими темпами. Конечная нефтеотдача при этом не превышает

0,2— 0,3. Малопродуктивные пласты с небольшой толщиной отличаются сложным строением, значительной прерывистостью площадного распространения и расчлененностью по разрезу. Для большинства таких коллекторов характерно многолинзовое и полосообразное распространение с причудливыми формами контуров.

На месторождениях Татарстана определенная доля запасов нефти в этой группе коллекторов сосредоточена и в пластах «г» и «д» нижнепашийской пачки. Литолого-петрографичес-кая особенность этой группы коллекторов отчетливо проявилась как на первых этапах разработки месторождения, так и позднее в условиях эксплуатации многопластовых залежей единой сеткой скважин [57, 229].

На Ромашкинском месторождении в ВНЗ содержится 18 % начальных извлекаемых запасов нефти. Из-за высокой расчлененности продуктивных пластов строение водонефтяных зон залежей на Ромашкинском, Ново-Елховском, Бондюж-ском и Первомайском месторождениях имеет сложный характер.

По условиям залегания продуктивных пластов на Ромашкинском месторождении выделяют [3, 4] четыре типа водонефтяных зон:

в виде локальных участков различной формы внутри чисто нефтяной зоны залежи;

окаймляющие нефтяную залежь в виде узких полос шириной до 1,5 км;

площадное развитие в виде широких полос и полей;

с хорошей гидродинамической связью с вышележащими высокопродуктивными пластами.

Основные запасы нефти приурочены к ВНЗ третьего (около 50 %) и первого типов (25 %). Остальные распространены равномерно между вторым и четвертым типами.

Анализ динамики разработки Ромашкинского месторождения за 50 лет, выполненный в работах [4, 30, 51, 56, 57, 85, 133, 134, 229 и др.], показал, что высокая неоднородность коллекторских характеристик пород, ухудшение свойств пластовых жидкостей и сложность геологического строения залежей способствовали в процесе разработки с применением заводнения переводу значительной доли запасов нефти в категорию трудноизвлекаемых запасов (с 33 % до 79,9 %) (табл. 7.2).

Темпы разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами в 2— 3 раза ниже, чем для пластов с активными запасами нефти, приуроченных к продуктивным пластам с лучшими коллекторскими свойствами.

Основные методы воздействия на продуктивные пласты, приводящие к увеличению текущей и конечной нефтеотдачи, базируются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов: площадного, законтурного, внутриконтурного. Поддержание пла-

Структура и освоенность запасов углеводородного сырья Татарстана на 01.01.1997 г. [51]

Структура запасов углеводородного сырья	Начальные извлекаемые запасы, %	Остаточные извлекаемые запасы, %	Накопленный отбор нефти, %	Освоение начальных извлекаемых запасов, %
1. Терригенные отложения:
с глинистостью более 2 % (по массе)	6,7	7,4	6,5	74,6
с вязкостью нефти >30 мПас	6,5	14,5	4,1	48,7
алевролиты	6,3	13,2	4,2	51,5
2. Карбонатные коллекторы	8,7	32,1	1,7	15,1
3. Водонефтяные зоны	5,4	12,5	3,3	47,0
4. Трудноизвле-каемые запасы	33,6	79,6	19,8	45,7
5. Активные запасы	66,4	20,4	80,2	92,9
Всего	100,0	100,0	100,0	77,0

стового давления совместно-раздельной закачкой воды при дифференцированном давлении нагнетания используется для интенсификации разработки месторождения в начальных стадиях и как метод вторичного воздействия после извлечения значительных запасов нефти. В условиях послойной и зональной неоднородности пластов одним из путей интенсификации добычи нефти является избирательное заводнение, позволяющее наиболее рационально использовать энергию закачиваемой воды и более полно учитывать характер неоднородности строения объекта разработки. Основная особенность указанного метода состоит в том, что в качестве нагнетательных используются скважины с лучшими продуктивными характеристиками и хорошей гидродинамической связью с окружающими скважинами. Широкие промышленные испытания и внедрение избирательного заводнения показали его достаточную эффективность, наряду с интенсификацией добычи нефти, что способствовало увеличению нефтеотдачи пластов [30, 138, 180, 207 и др.].

Очаговое заводнение основано на поддержании пластового давления, которое осуществляется на отдельных участках нефтяного месторождения путем нагнетания воды в скважины, переведенные из добывающего фонда или дополнительно

пробуренные для этой цели. Очаговое воздействие позволяет целенаправленно изменять направление потоков и увеличивать перепады давления между линиями нагнетания и отбора жидкостей с целью обеспечения более полного вытеснения нефти из менее проницаемых зон пласта. Результаты промышленных испытаний очагового заводнения с одновременным повышением давления нагнетания на Ромашкинском и Ново-Елховском месторождениях Татарстана показали, что в условиях зональной и послойной неоднородности, а также прерывистости продуктивных пластов, оно позволяет значительно увеличить коэффициент нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием. Таким образом, очаговое заводнение является эффективным средством вовлечения в активную разработку относительно малопродуктивных коллекторов [180, 207].

Достаточно эффективными способами совершенствования заводнения неоднородных пластов являются повышение давления нагнетания воды, изменение направления фильтрационных потоков, циклическое воздействие на пласт, форсированный отбор жидкостей и др.

Перечисленные способы регулирования процесса разработки широко применяются на нефтяных месторождениях Татарстана, Башкортостана, Самарской области, Западной Сибири и других регионов страны.

Результаты поддержания повышенных давлений на линии нагнетания воды, близких к горным, на Бавлинском месторождении, Абдрахмановской и других площадях Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений показали, что с увеличением депрессии на пласт происходит увеличение работающей толщины и коэффициента гидропроводности пласта [85, 180 и др.].

Среднее увеличение работающей толщины пласта при росте давления нагнетания с 11 до 15 МПа составило 22,1 % [85]. Перевод на повышенное давление нагнетания воды позволил довести суммарный прирост добычи нефти по Ромаш-кинскому месторождению на начало 1980 г. до 160 10⁶ т. При этом выявлены следующие особенности применения этого метода:

повышение давления нагнетания до 0,8— 0,9 от горного давления (23— 25 МПа) позволяет вовлечь в работу менее продуктивные пропластки, но пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм² (на Ромашкинском месторождении) при этом не включаются в активную разработку;

при повышении давления нагнетания выше горного коэф-

фициент охвата по толщине пласта увеличивается незначительно и остается на постоянном уровне при более интенсивном обводнении добываемой продукции;

с увеличением толщины заводняемого пласта наблюдается некоторое уменьшение коэффициента охвата воздействием водой при повышении давления нагнетания за счет роста приемистости интервалов с лучшими коллекторскими свойствами;

ограничивающим фактором повышения давления является гидроразрыв пласта, приводящий к образованию трещин и ухудшению условий для вытеснения нефти закачиваемой водой.

Таким образом, анализ литературных данных показывает, что проблема увеличения охвата неоднородных пластов заводнением полностью не может быть решена, даже с применением повышенных давлений на линии нагнетания воды. Она не решается и при таких методах регулирования заводнением, как изменение направления потоков и циклическое, избирательное, очаговое заводнение, хотя применение их приводит к некоторому увеличению отборов нефти на второй и третьей стадиях разработки нефтяных месторождений. На Ромашкинском и Самотлорском месторождениях широкомасштабное внедрение этих методов позволило в 1974 — 1978 гг. получить до 2520 т нефти на скважину, а после обводнения продукции выше 70— 80 % они дают незначительные приросты добычи нефти.

Важным фактором, способствующим увеличению охвата неоднородных пластов заводнением, является выбор оптимальной сетки скважин и порядок их разбуривания. В нашей стране принято двухстадийное разбуривание: первоначально залежи разбуриваются редкой сеткой скважин с последующим избирательным уплотнением с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти [207]. Эффективность уплотнения сетки скважин зависит от степени расчлененности объектов разработки, коллекторских характеристик совместно эксплуатируемых пластов и стадии разработки месторождения. Влияние стадии разработки на эффективность наглядно иллюстрируется примером по Ромашкинскому месторождению: в начальный период внедрения метода (1962 — 1972 гг.) среднегодовая добыча нефти на одну дополнительную скважину росла, а в последующие годы (1973— 1979 гг.) наблюдалось ее снижение [207]. В 1988 г. добыча снизилась по сравнению с 1979 г. с 2,0— 11,2 тыс. т (по группам) до 1,1 —

6,6 тыс. т в год на одну скважину. Бурение дополнительных скважин на поздней стадии разработки месторождений сопровождается отрицательными последствиями не только из-за уменьшения запасов и добычи нефти на одну пробуренную скважину, но и в связи с быстрым продвижением контуров нефтеносности и сокращением периода эксплуатации скважин по сравнению со сроками их физического износа. Как и при всех методах заводнения, основанных на гидродинамическом воздействии, не исключается опережающее обводнение пласта по высокопроницаемым пропласткам и оставление неизвлеченных запасов нефти в малопроницаемых пластах или в отдельных прослоях коллектора с высокой проницаемостью.

В отличие от Ромашкинского и других месторождений, где в основном принята пятирядная линейная система заводнения, на Акташской площади Ново-Елховского месторождения внедрена избирательная система заводнения, учитывающая особенности геологического строения эксплуатационного объекта, характеризующегося высокой зональной неоднородностью и прерывистостью продуктивных пластов [48, 31 и ДР-]-

Однако внедрение избирательной системы заводнения, как показано в работе [85], не решает всех задач, связанных с преждевременным обводнением высокопродуктивных пластов и обеспечением наиболее полного охвата залежей воздействием.

Исследованиями эффективности разработки продуктивных площадей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений установлено, что на современном этапе существующая система заводнения является низкоэффективной в связи с неоднородностью продуктивных пластов по коллекторским свойствам.

Применение гидродинамических методов увеличения охвата пластов воздействием ограничивается рядом факторов, приведенных в табл. 7.3.

Таким образом, для всех методов заводнения характерна высокая обводненность добываемой продукции на поздней стадии, при которой эксплуатация скважин становится нерентабельной, несмотря на наличие значительных объемов остаточной нефти. Эта закономерность характерна для всех методов заводнения, что обусловлено изменением фильтрационного сопротивления каналов движения воды по мере заводнения продуктивного пласта. После прорыва воды по высокопроницаемым пластам происходит перераспределение

Условия применения гидродинамических методов регулирования процессов заводнения неоднородных продуктивных пластов

Наименование метода

Повышение давления нагнетания

Изменение направления потоков

Циклическая закачка и отбор

Форсирование отбора жидкостей из пласта

Выделение пластов в отдельный объект эксплуатации по коллекторским свойствам

Уплотнение сетки скважин

Принцип действия метода на увеличение охвата заводнением

Увеличение градиента давления

Повышение охвата дренированием

Изменение градиента пластового давления

Увеличение градиента давления

Уменьшение влияния неоднородности пластов

Увеличение градиента давления, перенос фронта вытеснения, интенсифи

кация отбора жидкости из пласта и др.

Условие надежного применения метода по обводненности продукции, %

до 75— 85

до 75 — 80

70— 80

75 — 80

Не ограничены

Не более 80— 90

Недостатки ме

Ограниченная возможно ных мощностей для полн стов

Использование метода т ных участках месторож ность)

Низкая эффективность ненных пластах на позд| работки

Ограниченность применен

Применение метода тол1 чески неоднородных плас

Высокая стоимость рабе движение фронта выте дящее к сокращению п< тации скважин

потоков закачиваемой воды. Массы воды в этих условиях фильтруются по трубкам тока с наиболее низким фильтрационным сопротивлением, основная часть энергии сосредотачивается в промытых зонах, что приводит к снижению давления в смежных нефтенасыщенных пропластках.

Энергия закачиваемой воды в этих условиях в основном затрачивается на перекачивание жидкости через пласт, и ее становится недостаточно для дальнейшей разработки малопроницаемых участков пласта. Для создания достаточного перепада давления в таких пластах приходится неуклонно наращивать закачку воды, что приводит к резкому увеличению добычи попутной воды (табл. 7.4 и 7.5). Увеличение установленных мощностей для повышения давления нагнетания воды становится невыгодным. Извлечение остаточной нефти на поздней стадии разработки залежей требует применения прогрессивных технологий.

Одним из перспективных направлений решения этой задачи является ограничение движения вод по обводненным

Таблица 7.4

Показатели текущей нефтеотдачи пластов и суммарного водонефтяного фактора (ВНФ) до и после достижения 90%-ной обводненности добываемой жидкости для некоторых девонских месторождений

Месторожде	Показатели достижения 90%-ной обводненности добываемой жидкости		Прирост показателей после 90%-ной обводненности на 01.01.94 г.		Прирост показателей с 01.01.94 г. до конца разработки
ние, горизонт	Теку щая нефте отдача, %	Сум марный ВНФ, м³/т	Теку щая нефте отдача, %	Сум марный ВНФ, м³/т	Теку щая нефте отдача, %	Сум марный ВНФ, м³/т
Бавлинское, Д_г (основная залежь)	54,6	0,55	3,0	18,0	2,1	26,6
Бондюжское, Дг	52,6	1,42	3,5	8,9	3,0	16,2
Туймазинское, Дг⁺ Дп	49,9	1,07	5,1	20,2	3,6	55,0
Шкаповское, Дг	48,5	1,36	4,8	17,2	2,1	31,9
Шкаповское, fliV	51,0	0,84	3,8	18,0	3,2	32,3
Серафимов-ское,Д_г	54,8	1,30	2,9	13,5	1,5	25,4
Серафимов-ское, fl_IV	54,2	1,2	4,6	16,8	0,6	21,7
Константинов-ское, fl_IV	57,5	0,66	3,6	6,0	2,6	9,1

Объемы нагнетания воды в продуктивные пласты

до и после достижения 90%-ной обводненности добываемой жидкости [51]

	Показатели процесса заводнения
	до достижения 90%-ной обводненности жидкости		после достижения 90%-ной обводненности продукции
Месторождение, горизонт	Накопленный объем воды, млн. м³	Закачано воды на одну тонну добытой нефти, м³	Накопленный объем закачки воды, млн. м³	Закачано воды на одну тонну добытой нефти, м³
Бавлинское, fl_I (основная залежь)	139,5	2,28	67,9	20,0
Бондюжское, fl_I	163,1	3,02	36,2	9,9
Шкаповское, fl_I	208,9	3,40	188,3	21,9
Шкаповское, fl_IV	164,3	3,20	61,0	16,0
Серафимовско-Леонидовское, Д+ Д0	89,9	1,98	31,7	15,8
Константинов-ское, Д_п	26,4	2,40	17,8	18,7
Константинов-ское, fl_I	5,5	1,94	3,2	8,36
Туймазинское, Дп	670,4	1,90	599,9	14,7

зонам нефтеводонасыщенного коллектора с целью повышения эффективности использования энергии пластовых и закачиваемых вод для вытеснения остаточной нефти из низкопроницаемых объемов продуктивных пластов.

7.4. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ И ОПЫТНЫХ УЧАСТКОВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Технологии увеличения конечной нефтеотдачи пластов на основе ПДС и МПДС исследовались и внедрялись в широких масштабах на девонских месторождениях Татарстана с 1981 г. К началу 1994 г. было обработано 360 участков, в результате чего добыто дополнительно 703,87 тыс. т нефти. Среднее значение прироста дебита нефти на один опытный участок за счет улучшения выработки пластов составило 1960 т.

Применение ПДС для увеличения нефтеотдачи пластов

оказалось высокоэффективным мероприятием, что обусловило широкомасштабное ее внедрение. За 1981— 1999 гг. количество опытных участков уже составило 796, объем дополнительно добытой нефти по месторождениям Татарстана превысил 1,8 млн. т (рис. 7.2). По отдельным опытным участкам объем дополнительно добытой нефти достигал 35 тыс. т при продолжительности эффекта до 8 лет. При этом произошло существенное сокращение добычи попутной воды и соответствующее уменьшение ее закачки для поддержания пластового давления.

За последние годы в НИИнефтепромхим и НПФ «Иджат ЛТД» с участием автора на основе базовой ПДС разработан и запатентован [156— 159 и др.] ряд технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением модифицирующих химических продуктов, получивших общее название МПДС (модифицированные полимердисперсные системы) (табл. 7.6).

При разработке технологий УНП с применением МПДС было учтено разнообразие физико-геологических и технологических условий разработки залежей. Применение модифицированных полимердисперсных систем позволяет образовать в обводненных пропластках полимерминеральные комплексы, снижающие степень влияния неоднородности пласта на процессы извлечения остаточной нефти. В результате этого происходит перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта воздействием закачиваемой водой.

Среди представленных в табл. 7.6 технологий УНП имеются методы, предназначенные для пластов с различной приемистостью при закачке воды. Модифицированные ПДС с регулируемыми свойствами могут быть использованы в различных горно-геологических условиях эксплуатации продуктивных пластов с большим разнообразием физико-химических свойств насыщающих жидкостей, в том числе в пластах с высоковязкими нефтями как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах.

Анализ результатов внедрения ПДС и МПДС за первые 10 лет показал, что наиболее эффективными оказались обработки, выполненные с полным соблюдением основных требований к технологическим процессам и к объектам применения. При этом важное значение имеет обеспечение выполнения полного комплекса промысловых исследований до и после закачки технологических жидкостей.

Применение технологий МУН на основе ПДС и МПДС, как и других способов увеличения нефтеотдачи пластов, требует немалых материальных затрат и выполнения на скважи-

Рис. 7.2. Динамика дополнительно добытой нефти за счет применения ПДС и МПДС на месторождениях Таг,

1 — дополнительная добыча нефти (сверху указаны значения накопленной добычи за счет применени

2 — количество участков (накопленных обработок), 3, 4 — соответствующие прогнозные значения

Технологии увеличения нефтеотдачи пластов с применением ПДС и других химреагентов

Наименование технологии

Геолого-физические условия применения

Способ разработки неоднородных пластов с применением ПДС

Способ разработки неоднородных пластов с применением ПДС со стабилизирующими добавками

Способ разработки обводненных месторождений с применением ГОК и ПДС

Способ разработки обводненных месторождений с применением ПДС с регулируемыми свойствами

Способ разработки неоднородных пластов с применением ПДС с ПАВ

Способ разработки неоднородных пластов с применением ПДС с CaCl2

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением ПДС и Na₂CO₃

Способ разработки неоднородных пластов с применением ПДС с СТА

В терригенных и карбонатных отложениях с приемистостью водонагнетательных скважин 300— 600 м³/сут при 10 МПа

1. В терригенных и карбонатных отложениях с приемистостью более 600 м³/ сут.

2. Для ограничения притока высоконапорных закачиваемых вод в добывающих скважинах

В терригенных отложениях с приемистостью скважин 300— 600 м³/сут при 10 МПа; в пластах, представленных алевролитами

В терригенных и карбонатных отложениях с низкой приемистостью пласта (менее 300 м³/ сут)

В терригенных отложениях с приемистостью 300— 600 м³/сут при 10 МПа

В терригенных отложениях с приемистостью более 250 м³/сут при 10 МПа, в пластах с опресненными водами

В терригенных и карбонатных отложениях с приемистостью пласта более 200 м³/ сут

В терригенных отложениях с приемистостью более 250 м³/сут при 10 МПа

нах весьма трудоемких и дорогостоящих технологических операций. В связи с этим выбор первоочередных опытных участков, а также месторождений для крупномасштабного использования ПДС и МПДС должен производиться по результатам тщательного анализа геологического строения и физических свойств продуктивных пластов, состояния и особенностей выработки запасов нефти, наличия или отсутствия гидродинамической связи между скважинами и пластами (пропластками). Если выбор опытных участков производится без тщательного анализа, то при сложном строении продуктивного пласта весьма велика вероятность получения неудовлетворительных результатов от применения технологии и высока степень риска неоправданных затрат на промысловые эксперименты.

Исходя из общих представлений о механизме увеличения нефтеотдачи пластов при закачке в неоднородные пласты технологических жидкостей для образования в промытых водой зонах пласта ПДС (МПДС), а также из общих принципов выполнения работ по анализу разработки нефтяных залежей, гидродинамики нефтегазовых пластов и геолого-физического строения коллекторов, были использованы все возможности для обеспечения единообразия в объеме работ и последовательности их выполнения при выборе опытных участков и объектов широкого применения для закачки ПДС и МПДС. Следует еще раз подчеркнуть, что многопластовость, сложность построения основных продуктивных пластов, изменчивость коллекторских свойств пород, неравномерная обводненность пластов, относительно низкий охват воздействием при обычном заводнении характеризуют месторождения, приуроченные к девонскому горизонту, как перспективные объекты для применения рассматриваемых в настоящей книге МУН на основе ПДС и МПДС.

Механизм увеличения коэффициента нефтеотдачи при использовании ПДС и МПДС, за исключением нескольких вариантов, основан на увеличении охвата пласта воздействием закачиваемой воды путем увеличения фильтрационного сопротивления обводненных промытых зон пласта. В результате этого достигается возможность регулирования движения воды по высокопроницаемым пластам с целью ограничения фильтрации.

Требования к скважинам и опытным участкам, выбранным для закачки технологических жидкостей, можно сформулировать, исходя из геолого-физических, технологических и технических соображений, учитывающих процессы образования ПДС и МПДС и механизм увеличения охвата пласта воздействием, а также из состояния и особенностей выработки неоднородного пласта при заводнении и технического состояния водонагнетательных скважин.

С учетом предполагаемого механизма увеличения нефтеотдачи объектами применения технологий УНП на основе ПДС и МПДС могут быть прежде всего послойнонеоднородные коллекторы, коэффициенты проницаемости отдельных прослоев которых различаются в несколько раз, разрабатываемые как единый объект. Малопроницаемые пласты (прослои) должны характеризоваться более высокой те-

кущей нефтенасыщенностью, чем высокопроницаемые интервалы пласта. Отдельные пропластки должны прослеживаться хотя бы до ближайших добывающих скважин и иметь достаточно активную гидродинамическую связь с водонагнетательными скважинами.

Следует иметь в виду, что если малопроницаемый пласт (пропласток) выклинивается или замещается непроницаемыми породами, не достигая ближайших добывающих скважин, и не имеет литологических окон на границе с высокопроницаемым пластом, то получение положительного эффекта от применения технологии маловероятно. То же самое может произойти и при высокой водонасыщенности пород малопродуктивного пласта (пропластка).

Объектами применения ПДС и МПДС для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов могут быть также коллекторы, представленные одним достаточно хорошо развитым пластом большой толщины, проницаемость которого существенно изменяется по толщине. Однако на раннем этапе промысловых работ следует отдавать предпочтение послойнонеоднородным коллекторам.

Для обеспечения успешной закачки технологических жидкостей, образующих ПДС и МПДС, в высокопроницаемый пласт он должен быть хорошо дренирован и скважина должна иметь приемистость не менее 200— 250 м³/сут при давлении на устье скважин, равном принятому на этом объекте давлению закачки воды. Для условий месторождений Татарстана, приуроченных к девонскому горизонту, это давление составляет 10 МПа. Однако приведенное требование не вытекает из особенностей самой технологии УНП. Поэтому оно, скорее всего, относится только к первоочередным объектам промысловых исследований. Выбор скважин по этому признаку должен уточняться по мере накопления информации по параметрам закачки технологических жидкостей для образования ПДС и МПДС.

Исходя из изложенных соображений, опытные участки для проведения промысловых исследований эффективности применения ПДС и МПДС выбирали по следующим критериям:

1. Продуктивные пласты нефтяных залежей должны характеризоваться послойной неоднородностью с гидродинамически не связанными прослоями. Для оценки неоднородности пластов используются данные геофизических исследований скважин: стандартный электрокаротаж, радиокаротаж (РК и НГК), микрокаротаж и др. Определению подлежит вид неоднородности — макронеоднородные с толщиной низкопроницаемых пропластков больше 1 м и микронеоднородные пласты с толщиной низкопроницаемых прослоев менее 1 м. Последние практически не поддаются индивидуальной геофизической характеристике.

2. Соотношение проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков должно быть не менее 2.

3. Низкопроницаемые и высокопроницаемые пропластки послойно-неоднородного пласта должны иметь площадное распространение от водонагнетательных до окружающих реагирующих добывающих скважин, по меньшей мере до первого добывающего ряда. Для установления наличия гидродинамической связи между скважинами и изучения характера распространения пород-коллекторов используют геологические профили, карты распространения коллекторов, блок-диаграммы, а также результаты гидродинамических исследований скважин и пластов.

4. Наличие в разрезе послойно-неоднородного пласта в водонагнетательных скважинах пропластков, не вовлеченных в разработку (не принимающих воду) и характеризующихся повышенной остаточной нефтенасыщенностью. Эти данные можно получить путем анализа результатов исследования водонагнетательных скважин глубинными расходомерами.

5. Высокая обводненность добываемой продукции скважин (80- 95 %) выбранного опытного участка, косвенно являющаяся признаком выработанное™ обводненных пропластков и образования промытых зон пласта. В качестве первоочередных объектов промысловых испытаний были выбраны участки пласта Д₁ Березовской, Северо-Альметьевской, Чиш-минской, Альметьевской и Холмовской площадей Ромашкинского месторождения с высокой, превышающей 90 %, обводненностью добываемой продукции.

6. Приемистость нагнетательных скважин, выбранных для закачки технологических жидкостей для образования ПДС и МПДС, должна составлять более 250 м³/ сут при давлении нагнетания 10 МПа.

7. Низкий коэффициент охвата нефтяной залежи воздействием закачиваемой воды из-за высокой расчлененности пласта и изменчивости коэффициента проницаемости пород. Приближенное значение текущего значения коэффициента охвата воздействием можно оценить путем комплексного использования методов контроля за разработкой нефтяных залежей с применением промысловых наблюдений, геофизических и гидродинамических исследований.

При выборе участков и скважин для закачки ПДС и МПДС следует выполнить комплексный анализ геологофизической характеристики и особенностей строения пласта, состояния выработки, особенностей литологической и гидродинамической связи между пластами и скважинами. Такой анализ требует проведения следующих работ:

1. По карте разработки объекта следует найти более или менее гидродинамически обособленные участки, состоящие из одной или нескольких нагнетательных и окружающих их добывающих скважин. Эти скважины в дальнейшем будут именоваться реагирующими. Количество добывающих скважин, расположенных по разным направлениям от нагнетательной скважины, должно быть достаточным. Приемистость нагнетательных скважин должна быть не менее 200 м³/ сут. На предварительном этапе таких очагов или участков выбирается несколько, так как некоторые из них по разным критериям будут отброшены. Следует отметить, что при массовом применении технологии наличие гидродинамической обособленности опытного участка не является обязательным.

2. В масштабе карты разработки строится схема расположения скважино-точек выбираемого опытного участка. На схему наносятся водонагнетательные и добывающие скважины до третьего ряда включительно.

3. На схеме расположения скважино-точек выбираемого опытного участка проводят границы распространения коллекторов по каждому пласту (пропластку), выделяемому в данном объекте разработки. Здесь используются зональные карты, построенные в том же масштабе, что и карта разработки. Если на зональных картах отмечаются литологические особенности изменения коллектора, то они переносятся и на схему. Зоны распространения коллекторов по отдельным пластам обозначаются разными цветами.

4. Рядом с номером скважины отмечаются индексы (условные обозначения) пластов, перфорированнных в данной скважине, указывается толщина пласта. По этим данным и по другим имеющимся сведениям изучается возможность и наличие литологической связи между соседними пластами и пропластками, между нагнетательной и добывающей скважинами. Устанавливается наличие гидродинамической связи между скважинами по каждому пласту (пропластку). По возможности на схеме необходимо указать литологические окна между пластами, границы выклинивания пластов, зоны тектонического экранирования и др. Используя перечисленные сведения, следует показать, какие номера добывающих скважин могут реагировать на изменение условий работы пласта в результате закачки гелеобразующих составов в нагнетательные скважины.

5. Изучаются результаты геофизических измерений в скважинах, выполненных как при бурении, так и при последующей эксплуатации скважин, профили приемистости и притока жидкостей, гидродинамических исследований на не-установившихся режимах. Обобщаются данные исследования кернов, определения нефтенасыщенности пород продуктивного пласта, глинистости и др. Если представляется возможным, то сопоставляются профили приемистости и притока, оценивается наличие и степень гидродинамической связи между скважинами. Необходимо снять копии профилей приемистости и притока для дальнейшего использования при изучении эффективности воздействия на пласт гелеобразующими составами.

6. Для удобства анализа гидродинамической обстановки в районе опытного участка, литолого-фациальной характеристики продуктивных пластов, литологической связанности отдельных пластов и пропластков, характера выработанное™ их с целью наиболее полного учета при выборе опытного участка и скважины рекомендуется строить блок-диаграмму. Если представляется возможным, то на основе косвенных данных на блок-диаграмме следует указать вероятные пути движения гелеобразующего состава, а также наиболее предполагаемые зоны образования геля.

7. Важнейшим фактором, влияющим на эффективность новых методов увеличения нефтеотдачи пластов, является величина и форма остаточной нефтенасыщенности пласта. Однако современные методы промысловых исследований не позволяют достоверно оценить значение остаточной нефтенасыщенности. Поэтому для приближенной оценки этого параметра следует построить карту распределения удельных начальных запасов нефти по скважинам, карту суммарных отборов нефти с начала разработки. Вычислить разницу между начальными запасами нефти по каждой скважине и суммарными отборами нефти. В результате получим приближенную картину общего распределения остаточных запасов нефти по зонам расположения скважин. Необходимо отметить, что эти вычисления основаны на ряде серьезных допущений. Поэтому они носят приближенный характер. Однако для качественной оценки распределения остаточных запасов нефти такой информацией следует пользоваться. Карту распределения остаточных запасов нефти по скважинам строят так же, как и карту суммарных отборов нефти.

8. Необходимо изучить распределение закачиваемой воды по добывающим скважинам путем построения карты суммарных отборов воды; по результатам такой работы отметить основное направление движения воды по пластам или в целом по группе пластов объекта разработки. Привести описание степени равномерности распределения закачиваемой воды по добывающим скважинам.

9. Построить графики изменения обводненности продукции добывающих скважин и графики изменения дебитов скважин во времени (графики — в координатах «время — дебит по жидкости и обводненность продукции скважины»). Выполнить анализ динамики обводненности скважин с целью определения степени равномерности продвижения воды в пластах. Естественно, выводы окажутся качественными. Однако они необходимы для комплексирования с другими материалами, характеризующими динамику обводнения скважин и пластов.

10. Изучить техническое состояние скважины (обсадной колонны) для оценки герметичности обсадной колонны, отсутствия движения воды по зонам (каналам) негерметичности цементного камня в вышележащие пласты или наоборот. Для этой цели следует ознакомиться с эксплуатационной карточкой скважины и произведенными записями в ней.

11. После комплексного обобщения перечисленных выше материалов делается вывод о пригодности анализируемого участка пласта для экспериментальной закачки гелеобразующих составов с целью увеличения нефтеотдачи пластов.

12. На основе использования данных эксплуатации скважины строятся основные характеристики вытеснения нефти, предусмотренные в «Методическом руководстве по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов», РД-153-39.1-0.04-96.

В соответствии с приведенными выше требованиями были выбраны первоочередные опытные участки и очаговые нагнетательные скважины для закачки технологических жидкостей для образования ПДС и МПДС с целью увеличения нефтеотдачи пластов на девонских месторождениях республики Татарии, Удмуртии, Башкортостан и Западной Сибири.

7.5. ПРИГОТОВЛЕНИЕ И ЗАКАЧКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ

Приготовление и закачка в пласт технологических жидкостей при проведении промысловых экспериментов приобретает важное значение, и поиск оптимальных решений этой задачи является одной из целей промыслового эксперимента. Прежде всего, необходимо выдержать оптимальные концентрации химреагентов при приготовлении больших объемов растворов, обеспечить непрерывное закачивание заданных объемов оторочек и технологических жидкостей в течение определенного времени. К сожалению, до сего времени у нефтяников практически нет специальных передвижных установок для дозированной закачки растворов химических продуктов в необходимых количествах. Использование обычных, имеющихся на промыслах технических средств, специально не предназначенных для этой цели, в масштабах крупной нефтедобывающей отрасли страны приводит к большим неоправданным затратам. Давно назрела необходимость разработки и организации массового производства специальной многоцелевой передвижной высоконадежной промысловой химической лаборатории для оперативного контроля за основными параметрами закачиваемых в скважину в больших количествах химических реагентов для различных целей.

В условиях наших экспериментов основные технологические жидкости представлялось возможным готовить непосредственно у скважины, используя исходные химические продукты или путем разбавления предварительно приготовленных высококонцентрированных их растворов.

Параметры технологических жидкостей, образующих ПДС и МПДС, зависят от геолого-физических характеристик продуктивных пластов и состояния выработки запасов нефти. Общие объемы закачки компонентов ПДС были оценены по данным первых оценочных экспериментов и существенно зависят от приемистости водонагнетательной скважины, а также от общей и работающей толщи пластов. Рабочая концентрация водного раствора ПАА колеблется в пределах от 0,5 до 1,0 кг/м³, а содержание глины в суспензии — от 20 до 60 кг/ м³ и зависит от удельной приемистости скважины на единицу работающей толщины пласта. Концентрация ПАВ в растворе в зависимости от геолого-физических характеристик и состояния разработки объекта колеблется в пределах от 2,5 до 10 % (по массе).

Как было показано в четвертом и шестом разделах, для увеличения остаточного сопротивления при фильтрации воды по высокообводненным пропласткам после закачки ПДС рекомендуется использовать алюмохлорид, хлористый кальций, щелочные стоки производства капролактама и др. Ниже приводятся основные характеристики химических продуктов, используемых для приготовления технологических жидкостей.

Полиакриламид (ПАА) отечественного производства — синтетический высокомолекулярный полимер. Полиакриламиды, в зависимости от технологии их получения, различаются по своим физико-химическим и эксплуатационным свойствам: молекулярной массе, степени гидролиза, растворимости в воде, вязкости водных растворов, стойкости к различным видам деструкции, фильтрационным характеристикам растворов в пористой среде и др.

В технологиях УНП с применением ПДС используются полиакриламиды, разрешенные к применению в технологических процессах добычи нефти и удовлетворяющие следующим основным техническим требованиям: товарная форма — порошок;

дисперсность — суммарное количество частиц размером менее 0,25 и более 1,0 мм не больше 20 % массы;

характеристическая вязкость (в растворе хлористого натрия концентрацией 10 г/дл при 25 °С) — 8— 20 дл/ г;

содержание карбоксильных групп (степень гидролиза) — 5— 30 % (молярная доля);

время растворения в пресной воде не более 60 мин, в минерализованной воде — не более 240 мин.

Для приготовления технологических жидкостей могут быть использованы ПАА: РДА-1020 (фирма «НИТТО»), CS-35 (Са-нье «Кемикал»), Аккотрол-623 («Мицуи Дианамид»), flKS-0RPF-40NT («Дай Ити Коге Сейяку»). Некоторые характеристики указанных марок полимеров приведены в табл. 7.7. В технологии могут быть использованы также другие марки полимеров, разрешенные к применению в Минтопэнерго, по согласованию с разработчиком технологии УНП.

Применяемые полимеры должны пройти входной контроль качества в соответствии с РД-39-3-976 —83. Применение полиакриламидов с истекшим гарантийным сроком хранения допустимо после проведения испытаний на соответствие требованиям ТУ или вышеизложенным требованиям. Эти испытания проводятся в соответствии с РД-39-23-666 — 81, по совместному решению руководства внедряющей организации и авторов технологии УНП.

Характеристика полимеров, рекомендованных к использованию в технологии

Показатели	РДА-1020	CS-35	Аккотрол- 623	Д
Внешний вид	Белый порошок с размером частиц не более 1,7 мм
Содержание основного вещества, % (по массе), не менее	95	60	90	92
Молекулярная масса х10^-6	10— 13	13	11,5	13
Степень гидролиза, % (моль)	15 — 20	20	15	13,3
Время растворения в пресной воде, мин	240	240	65	60

Алюмохлорид. Является отходом производства алкилиро-вания бензола олефином и представляет собой жидкость слегка желтого или серого цвета с зеленоватым оттенком.

Согласно ТУ 38.302163 — 89 алюмохлорид имеет pH = 0,8 — 0,2 и содержит: AICl₃ — 200— 300 г/дм³: органические при

меси — 0,5 г/ дм³: взвешенных частиц й 0,5 г/ дм³.

Алюмохлорид с содержанием AICI₃ 200— 300 г/дм³ имеет низкую температуру замерзания, равную —55 °С. Плотность товарной формы алюмохлорида зависит от содержания хлористого алюминия (рис. 7.3).

Алюмохлорид проявляет кислотные свойства. По ТУ 38.102163 — 84 допускается его хранение в емкостях из углеводородистой стали, при температурах не более + 40 °С.

Скорость коррозии углеродистой стали Сталь 3 алюмохлоридом в товарной форме алюмохлорида при + 25 °С составляет около 1 мм/ год. По технологическим схемам алюмохлорид в пласт закачивается после пресной или сточной воды в небольших объемах.

Продолжительность контакта с обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами незначительна, поэтому коррозия их практически исключается.

Хлористый кальций согласно ГОСТ 450 — 77 выпускается трех марок: кальцинированный, гидратированный и жидкий. Размер частиц хлористого кальция, выпускаемого в виде чешуек и гранул, не должен превышать 10 мм.

По физико-химическим показателям хлористый кальций должен соответствовать нормам, приведенным в табл. 7.8.

алюминия

пературе 20 °С

Рис. 7.3. Зависимость плотности товарной формы

алюмохлорида р от содержания в нем хлористого

Ca!ci₃ ^ПР^И тем

Хлористый кальций легко растворяется в воде, его растворимость зависит от температуры (табл. 7.9).

Таблица 7.8

Характеристика показателей хлористого кальция по ГОСТ 450-77

Показатели	Кальцинированный		Гидратиро ванный	Жидкий
Показатели	высший сорт	1-й сорт	Гидратиро ванный	Жидкий
Внешний вид	Порошок или гранулы белого цвета		Чешуйки или гранулы белого или серого цвета	Раствор желтоватозеленого цвета, прозрачный или с легкой мутью
Массовая доля хлористого кальция, %, не менее	96,5	90	80	35
Массовая доля магния в пересчете на MgCl₂, %, не более	0,5	0,5	Не нормируется	Не нормируется
Массовая доля прочих хлоридов, в том числе MgCl₂, в пересчете на NaCl, %, не более	1,5	Не нормируется	5,5	3,0
Массовая доля железа (Fe), %, не более	0,004	То же	Не нормируется	Не нормируется

	Кальцинированный		Гидратиро ванный
Показатели	высший сорт	1-й сорт	Гидратиро ванный	Жидкий
Внешний вид	Порошок или гранулы белого цвета		Чешуйки или гранулы белого или серого цвета	Раствор желтоватозеленого цвета, прозрачный или с легкой мутью
Массовая доля нерастворимого в воде осадка, %, не более	0,1	0,5	0,5	0,15
Массовая доля сульфатов в пересчете на сульфат-ион, %, не более	0,1	Не нормируется	0,3	Не нормируется

Таблица 7.9

Температура, °С	- 54	0	+ 10	+ 20	+ 40	+ 60
Растворимость, г в 100 г воды	42,5	60	65	74,5	115	137

Щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) является отходом производства капролактама и представляет собой водный раствор натриевых солей кислых побочных продуктов воздушного окисления цикпогексана (марка ЩСПК) и щелочной сток, дополнительно содержащий в своем составе капролактам или смесь капролактама и натриевой соли е-аминокапроной кислоты (марка ЩСПК-А).

ЩСПК и его модификация применяются в стройиндустрии, промышленности строительных материалов, дорожном и транспортном строительстве и целом ряде других отраслей народного хозяйства. В последние годы ЩСПК нередко используется для составления композиционных систем, используемых в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов.

Разработан с участием автора щелочной сток производства капролактама модифицированный (ЩСПК-М), получаемый путем использования модифицирующих добавок. ЩСПК-М предназначен для применения в нефтедобывающей промышленности в качестве щелочного реагента в гелеобразующих технологиях увеличения нефтеотдачи пластов.

По физико-химическим показателям ЩСПК-М по ТУ 2458001-42129794 — 2001 должен соответствовать нормам, указанным в табл. 7.10

Наименование показателей	Норма
Внешний вид	Жидкость от светло- до темнокоричневого цвета, непрозрачная, допустимо наличие осадка
Плотность при 20 °С, кг/ м³, не менее	1000
Массовая доля сухого вещества, %	12,0— 45,0
Массовая доля натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипинат натрия), %	9,0— 30,0
pH раствора	8,0— 13,0
Содержание модифицирующих добавок, %, (массовая доля), не более	2,0

Поверхностно-активные вещества. В качестве поверхностно-активных веществ используются водорастворимые неионогенные ПАВ на основе оксиэтилированных алкилфено-лов — неонол АФ_9-12, ОП-10, Превоцел NG-12, а также товарные формы неонола АФ_9-12 типа СНО-3, СНО-4, СНПХ-1М, СНПХ-СНО-1П.

В соответствии с ТУ 38.103625 — 87 неонол АФ_9-12 должен удовлетворять следующим основным техническим требованиям:

внешний вид при t = 25 °С — прозрачная маслянистая жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета;

температура помутнения 1%-ного водного раствора не ниже 83 °С;

массовая доля основного вещества — не менее 97,5 %. Неионогенное ПАВ типа ОП-Ю должно удовлетворять следующим основным техническим требованиям:

внешний вид при 25 °С — пастообразное вещество светложелтого или коричневого цвета;

плотность при 20 °С 1060—1080 кг/м³; температура помутнения 1%-ного водного раствора 55 — 65 °С;

массовое содержание основного вещества — не менее

80 %.

По физико-химическим показателям товарные формы неонола АФ_9-12 типа СНО-3 должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в табл. 7.11.

Товарные формы неонола АФ_9-12 типа СНО-3 представляют собой композиционную смесь неионогенного ПАВ

Некоторые показатели товарных форм неонола АФ9-12 типа СНО-3

Наименование	Товарная форма неонола типа СНО-3
показателя	Марка А	Марка Б	Марка В
Внешний вид	Однородная прозрачная жидкость
Массовая доля НПАВ, %	65- 70	55- 60	55- 60
Кинематическая вязкость при 10 °С, мм²/с, не более	550	400	500
Температура застывания, °С, не выше	- 25	- 30	- 30

АФ₉__12> бутанола (изобутанола), гидрофосфата натрия (диам-монийфосфат) и воды, содержание которых в различных марках приведено в табл. 7.12.

Товарные формы неонола АФ_9-12 типа СНО-4 в соответствии с ТУ 39-5794688-033 — 88 по составу и свойствам должны удовлетворять требованиям и нормам, указанным в табл. 7.13.

Товарная форма неонола АФ_9-12 типа СНПХ-1М представляет собой композиционную смесь неонола АФ_9-12 [30 % (по массе)], моноэтиленгликоля [28 % (по массе)] и воды [42 % (по массе)] и должна в соответствии с ТУ 39-5765657-048 — 87 удовлетворять следующим условиям:

внешний вид — однородная бесцветная жидкость; кинематическая вязкость при температуре —10 °С — не более 600 мм²/ с;

температура застывания не выше —40 °С.

Товарная форма неонола АФ_9-12 типа СНПХ-СНО 1Н представляет собой композиционную смесь неонола АФ₉_₁₂ [30 % (по массе)], полиэтиленгликоля [28 % (по массе)] и воды

Таблица 7.12

Наименование компонентов	Товарная форма неонола
Наименование компонентов	СНО-ЗА	СНО-ЗБ	СНО-ЗВ
Неонол АФ₉_₁₂	70	60	60
Бутанол	21	30	-
Изобутанол	-	-	30
Вода	9	10	10
Гидрофосфат	0,07	0,08	0,08
аммония

Таблица 7.13

Основные показатели товарных форм неонола АФ.,|₂ типа СНО-4

Внешний вид

Однородная прозрачная жидкость

Массовая доля НПАВ, %

Кинематическая вязкость при й 10 °С, мм²/с, не более

Температура застывания, °С, не выше

Неонол АФ_9-1₂

Кубовые остатки производства бутиловых спиртов

Головная фракция производства бутиловых спиртов

Изопропанол

я-бутанол

Вода

Гидрофосфат

аммония

55-60

500

- 30

55-60

30-33

10- 11,86 0,06-0,08

55-60

500

- 30

55-60

30-33

10-11,86

0,06-0,08

55-60

75-80

1500

-15

75-80 15- 18

500

- 30

55-60

30- 33

10-11,86 0,06- 0,08

5- 7

75-80

1500

-15

75-80

15- 18

5- 7

[42 % (по массе)] и должна в соответствии с ТУ 39-5765657049 — 87 удовлетворять следующим условиям:

внешний вид — однородная жидкость темного цвета; вязкость при температуре —10 °С — не более 700 мм²/ с; температура застывания не выше —40 °С.

В основу выбора оптимальных концентраций химических продуктов в технологических жидкостях, закачиваемых в нефтяные залежи для образования ПДС и МПДС, и объемов закачки были положены результаты экспериментальных исследований, приведенных в 4 и 6 разделах книги.

Технология выполнения работ при проведении промысловых экспериментов заключается в последовательной закачке модифицирующих добавок, водного раствора полимера (ПАА), глинистой суспензии, продавочной и буферной жидкостей. В качестве продавочной и буферной жидкостей использовалась закачиваемая в пласт промысловая сточная вода. Буферная вода в принятой технологии служит для регулирования места образования водоизолирующего состава (ПДС или МПДС).

Закачивание компонентов ПДС и МПДС в пласт осуществляется через нагнетательные скважины за 4— 5 равных по объему циклов в следующей последовательности: раствор ПАА — буферный объем воды (5— 10 м³) — глинистая суспензия — буферный объем воды (5— 10 м³). В циклах соотношение объемов раствора ПАА и глинистой суспензии берется равным 1:1. После закачки последней оторочки глинистой суспензии закачивается не менее половины объема (одного цикла) раствора полиакриламида. В случае использования модифицирующих добавок водные растворы последних в количестве 15— 20 % от суммарного объема технологических жидкостей вводятся в пласт в начале процесса.

Общий объем V технологических жидкостей без буферной воды по результатам промысловых экспериментов рекомендовано определять по формуле

V = Z О,,

(7.1)

где Z — постоянная, зависящая от удельной приемистости скважины и определяемая по табл. 7.14; Q_B — приемистость нагнетательной скважины при давлении нагнетания на устье 10 МПа, м³/ сут.

Концентрации полимера, глины и модифицирующих химических продуктов в технологических жидкостях существенно влияют на величину остаточного сопротивления в промытой водой пористой среде после образования ПДС (МПДС). Оптимальные значения концентраций химпродуктов предварительно оценены путем проведения лабораторных исследований в свободном объеме и способом фильтрации в пористой среде (см. разделы 4 и 6). Эти параметры уточнялись и в процессе промысловых экспериментов, по результатам которых составлена табл. 7.14.

Потребность в ПАА G_Raa и глинопорошке О_гп (в тоннах) определяется по формулам

100

^GI1AA = Op ПАА'

(7.2)

где G_p паа и G_{p гл} — рабочие характеристики ПАА и глинопо-рошка соответственно, % (по массе); У_Паа и V_m — объемы

Экспериментальные данные для определения суммарного объема технологических жидкостей и концентрации химических продуктов в растворах

Удельная приемистость скважины д_уд, м³/ сут-м	Параметр Z	Концентрация ПАА Спад, кг/ м³	Концентрация глины С_гл, кг/ м³
менее 50	3,0	0,5	20
50—100	4,0	0,5	40
100—150	4,5	0,6	60
150 — 200	5,0	0,7	70
200 — 250	6,0	0,8	80

раствора полимера и глинистой суспензии соответственно, необходимые на одну скважино-операцию, м³.

Приготовление и закачивание технологических жидкостей может производиться по «разовой» схеме в остановленную скважину (рис. 7.4). При этом с помощью насосных агрегатов и других технических средств технологические жидкости с рабочей концентрацией полимера [0,5— 0,1 (по массе)] и гли-

12 3 4

Рис. 7.4. Схема обвязки оборудования при «разовой» закачке технологических жидкостей ПДС (МПДС):

1 — автоцистерна; 2 — накопительная емкость; 3 — насосная установка; 4 — расходомер; 5 — скважина; 6 — смеситель

6 4 5

нистой суспензии (20— 80 кг/ м³) готовят на скважине. В некоторых случаях закачивание ПДС целесообразно в работающие водонагнетательные скважины без их остановки по «проточной» схеме (рис. 7.5). При этом на скважину доставляются концентрированные растворы полимера, глинистой суспензии и модифицирующих химических продуктов.

Дозирование концентрированного раствора ПАА и концентрированной глинистой суспензии в нагнетаемую в пласт воду осуществляется со скоростью, обеспечивающей расчет-

ный массовый расход ПАА ш_Пдд и глинопорошка ш_гл (в кг/ мин), которые рассчитываются по следующим формулам:

^ШПАА ^ШПАА

где 7"паа и 7"_гл — соответственно продолжительность одного цикла закачки раствора полимера и глинистой суспензии, мин.

Закачивание готовых растворов в скважину производится чередующимися циклами в следующей последовательности: раствор ПАА 50- 100 м³; буферный объем воды 5- 10 м³; глинистая суспензия 50- 100 м³; буферный объем воды 5- 10 м³.

При этом объемное соотношение раствора ПАА и глинистой суспензии составляет 1:1.

После закачивания модифицирующего раствора в качестве буферной жидкости закачивается 10- 15 м³ пресной воды.

Перед началом процесса нагнетания технологических жидкостей собирают и опрессовывают технологическую линию при давлении, в 1,5 раза превышающем рабочее давление, возникающее в процессе выполнения работ по технологии.

Комплекс подготовительных операций включает следующие работы:

промывку скважины технической водой; проведение комплекса геофизических исследований, в том числе определение приемистости скважины;

исследование технического состояния скважины, герметичность колонны, отсутствие заколонных перетоков, отсутствие зумпфа и др.; устранение выявленных недостатков.

Процесс закачки технологических жидкостей осуществляется непрерывно. После завершения закачки всего объема ПДС производится нагнетание воды в объеме не менее 30 м³, и скважина включается в работу.

Прерывание процесса закачки компонентов ПДС возможно только после окончания полуцикла закачки ПАА. В этом случае находящийся в скважине раствор продавливается в

пласт водой объемом 20— 25 м³ и скважина останавливается. Перед возобновлением процесса закачки производится нагнетание воды в пласт объемом 2— Зм³и определяется приемистость пласта. Прерывание процесса на других стадиях допустимо только в случае аварийной ситуации.

При закачке компонентов ПДС в пласт давление нагнетания не должно превышать допустимого на эксплуатационную колонну. В случае резкого повышения давления процесс закачки приостанавливается и скважина переводится на нагнетание в пласт чистой воды до снижения давления. После восстановления режима процесс закачки технологических жидкостей возобновляется.

Для осуществления работ по приготовлению и закачиванию технологических жидкостей, образующих ПДС и МПДС используется комплекс технических средств и специального оборудования (табл. 7.15).

Как показали результаты многочисленных промысловых испытаний, оптимальное количество циклов равно 4 или 5. Тогда объемы закачки технологических жидкостей определяют путем деления общих объемов их на операцию на количество циклов.

Таблица 7.15

Технические средства, используемые для приготовления и закачивания растворов реагентов

Технологические

операции

Применяемое

оборудование

Тип оборудования

Технические условия или техническая характеристика

1. Приг Смешение порошкового полиакриламида с водой

Растворение полиакриламида в воде

Закачка готового раствора полиакриламида

отовление и закачка Эжекторный смеситель

Емкость накопительная или цистерна насосных установок или прицеп-цистерна или автоцистерна

Насосная установка

раствора полиакрш

ПИ 8-8350

АНЦ 11-257 АЦ-10

АзинМаш-ЗОА

УНЦ1-160х32К

УНЦ1-160х50К

УНЦ1-160х70К

УНЦ1Т100x200

ЦА-320А

АзинМаш-ЗОА

памида

Нестандартное

оборудование

Вместимость не менее 2,5 м³

ТУ26-16-98-70

ТУ26-16-32-70

ТУ26-16-52-77

ТУ26-02-640-75

ТУ26-02-30-75

ТУ39-5765657-

071-89

Технологические

операции

Применяемое

оборудование

Тип

оборудования

Технические условия или техническая характеристика

2. П

Приготовление глинистой суспензии

Накопление (перемешивание глинистой суспензии)

Закачка готовой суспензии

Закачка алюмохлорида

Доставка жидких химреагентов к скважине Сбор отходов

Расходомер

Манометр

Расходомер

зиготовление и зака

Смесительная установка или эжекторный смеситель

Бак установки ЦА-320 или емкость накопительная вместимостью не менее 0,5 м³

Закачивание моди^

Насосная устано там, или Автоцистерна

Накопительная емкость на 20 м³ (при необходимости — использовать как аварийную емкость)

4. Приборы

РГД-4

СВ9

чка глинистой суспе

УС6-30

ЗАС-ЗОС

СМ-4М

2СММ-20

УС5-30

Насосная установка

ицирующего реаген

вка, коррозионно-уст остановки, приведен АЦ-13, АЦ-20,

4ЦД

}ля контроля

ТУ39-01-0 ГОСТ 2

нзии

ТУ26-26-59 — 77 ТУ26-16-100 — 80 ТУ26-16-74 — 75 ТУ26-16-52 — 77 ТУ26-16-100 — 80 Нестандартное оборудование

га

ойчивая к кисло-ные выше

ТУ26-16-99 — 79

9-562 — 80 405 — 80

Для образования модифицированных ПДС перед циклическим закачиванием компонентов ПДС перед закачиванием раствора полимера в пласт закачивают водный раствор модифицирующего реагента в количестве до 15— 20 % от общего объема раствора полимера и суспензии глин.

7.6. ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ И ИХ РЕЗУЛЬТАТЫ

На первом этапе промысловых испытаний полимердисперс-ные системы применялись для обработки обводненных интервалов пласта и пропластков через добывающие скважины 5799, 8003, 16375 (НГДУ «Апьметьевскнефть») и скв. 6627 (НГДУ «Джалильнефть») (табл. 7.16). Основная задача экспериментальных работ состояла в изучении возможности закачки технологических жидкостей для образования ПДС и снижения обводненности добываемой жидкости. Для приготовления полимерного раствора использовался полиакриламид РДА-1020. Глинистая суспензия готовилась из биклян-ской глины (Альметьевский завод глинопорошка). Оба компонента готовились на пресной воде р. Камы, используемой для заводнения пластов. В продуктивные пласты циклически закачивались раствор ПАА и глинистая суспензия. Расходы технологических жидкостей в каждом цикле составляли 50й 70 м³, темп закачки — 2,8- 3,15 м³/мин. Давление нагнетания изменялось от 10 до 15 МПа в пласты девонского горизонта и в пределах от 6 до 8 МПа — верхнего карбона. При этих режимах в обводненные пласты было закачано 160- 220 м³ ПДС.

Скважины осваивались через 48й 72 ч после обработки. В трех из пяти скважин, обработанных ПДС, произошло сокращение добытой попутной воды на 10— 22 % и прирост дебита по нефти от 10 до 20 % (см. табл. 5.20). Одна обработка оказалась неэффективной (скв. 16375).

За четыре месяца эффективной работы из скв. 8003 после обработки ПДС дополнительно было извлечено свыше 100 т нефти за счет снижения обводненности добываемой жидкости, объем попутной воды был сокращен на 1700 м³, а в скв. 6627 добыто 388 т нефти при уменьшении объема попутной воды на 20,7 тыс. м³.

Таблица 7.16

Результаты обработки добывающих скважин ПДС

для ограничения добычи попутной воды на Ромашкинском месторождении

Номер скважины	Индекс пласта	Прони цаемость, мкм²	Количество ПДС, м	Обводненность добываемой жидкости, %
Номер скважины	Индекс пласта	Прони цаемость, мкм²	Количество ПДС, м	до обработки	после обработки
5799	Д1	0,42	210	98,4	63,3
8073	Д1	0,51	170	96,1	91,7
16575	C1bb	0,68	160	99,0	99,0
6627	C1bb	0,61	220	96,8	80,1
13124	Д1	0,38	422	100,0	67,0

В скв. 13124 Холмовской площади ПДС закачивалась в полностью обводненную скважину в количестве 422 м³ при аномальном пластовом давлении 18,2 МПа и объемном расходе 2— 4 м³/мин. В результате интервалы приемистости претерпели большие изменения (рис. 7.6), что указывает на увеличение фильтрационного сопротивления обводненных ин-

0 5 10 15 Ом м

*1796*	VI 141 \| *J 25* мВ		*1796*
*1800*	/кс >пс		*1800*
*1804*	OJ		*1804*
*1808*		-	*1808*
*1812*	*1 /* / N /		*1812*
Н. м	*1 /* / N /		Н, м

м-’

q. м ³/(сут м); р, МПа Q,

800

400

-	^Р« .
-	0/
	/ *ч -*
' \|	А/ uij-п-п-1 1 1

8 16 24 32 40 U ч

Рис. 7.6. Геофизические (я) и промысловые рабочие характеристики (б, «, г) скв. 13124 Холмовской площади Ромашкинского месторождения до (б), во время («) и после закачивания ПДС (г):

Рк — давление нагнетания ПДС; Q — объем закачанного раствора; q₀ — объемный расход нагнетания ПДС; q„ — приемистость пласта

тервалов пласта в призабойной зоне. После освоения скважины обводненность добываемой жидкости составила 67 %.

Таким образом, промысловые испытания в добывающих скважинах подтвердили фильтруемость технологических жидкостей, образующих ПДС в терригенных пластах с проницаемостью 0,38 — 0,68 мкм², и показали избирательность их действия на обводненную часть пласта. Кроме того, результаты этих исследований являются доказательством принципиальной возможности воздействия водоизолирующим составом на удаленные зоны частично обводненного пласта.

На втором этапе опытно-промышленные работы проводились по технологической схеме применения нефтевытесняющих агентов, т.е. путем закачивания жидкостей для образования ПДС в промытых водой объемах пласта через водонагнетательные скважины.

Первые промысловые опыты проводились на участках Ромашкинского месторождения с обводненностью добываемой продукции 78— 86 % при текущих значениях коэффициента нефтеотдачи в пределах от 0,279 до 0,595, что соответствует поздней стадии эксплуатации залежей.

Технология закачки ПДС состояла в последовательном циклическом нагнетании малоконцентрированного водного раствора полимера и суспензии глины. Для регулирования места образования ПДС между раствором полимера и глинистой суспензии закачивается пресная вода, используемая в качестве буферной жидкости.

Одной из первых операция по закачке ПДС была произведена в водонагнетательную скв. 11228. В качестве реагирующих были выбраны пять скважин (скв. 2312, 2328, 2329, 11229 и 29796). Средняя обводненность продукции этих скважин к началу обработки составляла 78 %. Влияние закачки ПДС на работу реагирующих скважин проявилось через 4— 5 мес снижением обводненности добываемой продукции. Продолжительность эффекта составила 16 мес, а объем дополнительно добытой нефти за это время — 6738 т. Произошло изменение профиля приемистости скв. 11228, в результате чего стали принимать воду низкопроницаемые интервалы пластов.

Технологическая эффективность обработок водонагнетательных скважин определялась величиной суммарной дополнительно добытой нефти по всем реагирующим скважинам опытного участка, уменьшением обводненности добываемой жидкости, качественным и количественным показателями перераспределения закачиваемой воды по интервалам перфорации, уменьшением объема попутной воды и ограничением закачки воды для поддержания пластового давления.

Основной характеристикой вытеснения нефти водой, по которой определялись расчетная, фактическая и дополнительная добыча нефти, была зависимость логарифма накопленного водонефтяного фактора lg ZR_B от логарифма накопленной добычи воды lgQ_B- Для проверки надежности полученных результатов определялась зависимость «накопленная добыча нефти Q_H — логарифм накопленной добычи воды lgQ_B»- После определения суммарных объемов накопленной нефти и воды по реагирующим скважинам участка и построения графика выбранной характеристики по фактическому значению О^Ф на дату анализа находят lg О^Ф и по линейной зависимости устанавливают прогнозное значение lg как координату абсциссы lg О^Ф.

По формуле

где Д"п — прирост коэффициента нефтеотдачи, равный отношению ДОн/Обал (где Обал — балансовые запасы нефти опытного участка); К_в — коэффициент вытеснения нефти, принятый в проекте для данного объекта разработки.

Кроме того, прирост коэффициента охвата заводнением можно оценить по изменению работающей толщины пласта, вскрытой водонагнетательной скважиной опытного участка по формуле

Др_охв = ДЛ_П/h, (7.8)

где Ah_n — приращение работающей толщины пласта в результате перераспределения закачиваемой воды после обработки ПДС; h — перфорированная толщина пласта.

В дальнейшем испытания разработанной технологической схемы проводились на Березовской, Северо-Альметьевской, Чишминской, Холмовской и других площадях Ромашкинского месторождения, а также на других объектах ОАО «Татнефть».

Промысловые испытания и внедрение технологии УНП на основе ПДС за 1981— 1986 гг. осуществлялись на объектах, разрабатываемых НГДУ «Апьметьевскнефть», «Джалиль-нефть», «Елховнефть» в соответствии с РД 39-23-1187 — 84 «Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и ограничения притока воды».

Закачивание ПДС в скважины производилось в 1980 — 1986 гг. тремя организациями: ТПУ «Татнефтепромхим», Аль-метьевским УПНП и КРС и Азнакаевским УПНП и КРС. Технологический процесс состоял из следующих операций:

проверка герметичности колонны и наличия заколонных перетоков путем проведения комплекса геофизических и гидродинамических исследований;

приготовление высококонцентрированных [0,5— 0,9 % (по массе)] раствора порошкообразного полиакриламида типа Пушер, CS, Аккотрол, РДА, PflS и других объемом 18— 25 м³;

дозирование и подача полученного раствора насосными агрегатами ЦА-320 или АН-700 в скважину с параллельным закачиванием воды в соотношении, необходимом для разбавления раствора до расчетной концентрации, равной 0,05 — 0,09 % (по массе). Объем разбавленного раствора изменялся в пределах от 200 до 350 м³;

закачивание буферной оторочки воды между технологическими жидкостями объемом 5— 10 м³;

дозирование глинистого раствора плотностью 1200 кг/ м³ в скважину в соотношении, необходимом для получения суспензии с расчетной концентрацией глины. Объем суспензии глины выбирается равным объему разбавленного полимерного раствора;

закачивание буферной воды объемом 5— 10 м³; повторение цикла последовательной закачки раствора полимера и суспензии глины необходимое число раз, достаточное для закачки расчетного объема ПДС;

проведение исследований нагнетательной скважины и промысловые наблюдения за работой скважин после закачки ПДС.

На некоторых скважинах, в частности, обработанных ТПУ «Татнефтепромхим», приготовление растворов рабочей концентрации производилось на устье скважины. Закачивание технологических жидкостей осуществлялось насосными агрегатами при закрытой линии водовода. Преимущество указанного варианта в том, что при его реализации достигается более точное соблюдение параметров технологического процес-

са — концентрации компонентов и их объемов. Однако, при этом удлиняется время закачивания и увеличивается трудоемкость обработки, что отражается на общих затратах на проведение операции.

В табл. 7.17 приведены основные характеристики опытных участков и данные о показателях обработки ПДС водонагнетательных скважин по девонскому горизонту месторождений Республики Татарстан.

Выбор реагирующих скважин производился с учетом гидродинамической связи их с нагнетательной скважиной. Нередко при разработке многопластовых объектов встречаются примеры, когда нагнетательная скважина работает на один пропласток, а окружающие добывающие скважины перфорированы на несколько пропластков одного горизонта. На опытном участке нагнетательной скв. 11238 Альметьевской площади вскрыт пласт «а» горизонта Д_ь а соседние скв. 2312, 2329 и другие эксплуатируют также и нижние пласты «б» и «в» этого же горизонта. В таких случаях в качестве реагирующих выбирались такие скважины, которые перфорированы на интервалы нагнетания воды обрабатываемой скважины, т.е. имеющие гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной.

Определенная сложность при выборе реагирующих скважин существует при обработке скважин из нагнетательного ряда или когда рядом с обрабатываемой скважиной находится еще одна или несколько нагнетательных скважин, ведущих закачку в один и тот же пласт. При таком расположении скважины зона влияния определяется с учетом распределения давления по карте изобар. Следует отметить, что закачка ПДС может повлиять на работу скважин второго и третьего рядов от нагнетательной.

Выбранные таким образом скважины образуют участок, по эксплуатационным показателям которого оцениваются эффективность закачивания полимердисперсной системы. Через точки, расположенные на половине расстояния между скважинами участка и соседними скважинами, проводят границы участка, по которым определяется площадь участка и с учетом конкретных геолого-физических параметров вычисляются балансовые запасы нефти, вовлечение в разработку с применением полимердисперсной системы.

После выбора участка определяются параметры технологического процесса: объем технологических жидкостей для образования ПДС, концентрация компонентов, расход ПАА и глинопорошка, производительность агрегатов и др.

Опытный	Площадь, номер	Обводненность добы	Среднесуточная добыча нефти, т/сут	Приемистость нагнетательной скважины, м³/сут		Общий объем за-
участок скважины	залежи, индекс пласта	ваемой продукции, %	Среднесуточная добыча нефти, т/сут	до обработки	после обработки	нологиче-ских жидкостей, М³
11228	Альметьевская пл., Дг	78	65,0	576	432	1300
14840	То же	98	5,0	144	160	2990
10841	Миннибаевская пл., Дг	84	33,4	432	257	—
9563 «д»	То же	93	55,2			1495
21500	Сев. Альметьевская пл., Д_г	92	74,2	384	255	1375
5971	Березовская пл., Д_г	76	49,2			2000
13556	То же	9	25,0			2660
3068	Миннибаевская пл., Дг	96	48,1	623	490	2600
20168 «а»	Миннибаевская пл., Дг	83	42,0	600	500	2660

Среднее значение дополнительно добытой нефти по 9 скважинам

Анализ результатов проведенных работ за 1980— 1986 гг. на большом количестве опытных участков и залежей с терри-генными коллекторами на Ромашкинском и Ново-Елховском месторождениях позволил внести некоторые уточнения в критерии применимости ПДС для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения добычи попутной воды.

В частности, требования, предъявляемые к участкам, сводятся к следующему:

обводненность добываемой продукции обрабатываемого участка может составить до 98 %;

приемистость водонагнетательных скважин для терриген-ного девона должна быть не менее 500 м³/ сут при давлении нагнетания 10 МПа;

толщина пласта составляет от 3 до 25 м, при больших толщинах рекомендуется раздельная закачка с помощью пакеров;

плотность закачиваемой воды не более 1125 кг/ м³; возможно применение ПДС как в послойно-неоднородных пластах, так и в монолитных пластах с неоднородной проницаемостью;

с достаточной эффективностью могут быть обработаны с применением ПДС скважины при площадном заводнении.

Технология УНП на базе ПДС может применяться и в скважинах разрезающих рядов или при других способах регулирования процессов заводнения. Однако при этом потребуется закачивание больших объемов технологических жидкостей по сравнению с работами, проводимыми на единичных скважинах.

По результатам промысловых исследований, выполненных на месторождениях Татарстана, установлено:

закачивание технологических жидкостей, образующих ПДС, сопровождается повышением давления нагнетания на 3— 5 МПа и снижением коэффициента приемистости водонагнетательных скважин (см. табл. 7.17). Эти изменения являются свидетельством образования ПДС в водонасыщенных зонах пласта и увеличения фильтрационных сопротивлений промытых водой пропластков;

наблюдается уменьшение содержания воды в продукции реагирующих добывающих скважин. Изменение обводненности добываемой жидкости колеблется в широких пределах, от нескольких процентов до 35— 40 %, что является косвенным подтверждением существенного изменения направления фильтрационных потоков в пласте;

сравнение профилей приемистости водонагнетательных

скважин, снятых до и после проведения закачки, показывает, что обработка неоднородного пласта ПДС приводит к перераспределению закачиваемой воды и подключению в работу интервалов пласта с низкой проницаемостью. При этом происходит ограничение движения воды по высокопроницаемым промытым водой интервалам и увеличение коэффициента охвата пласта воздействием закачиваемой водой по толщине;

применение ПДС для обработки 48 водонагнетательных скважин обеспечило дополнительную добычу нефти в количестве 99 216 т, что составляет 2067 т на одну обработку. Часть обработок оказалась неэффективной, очевидно, из-за неудачного выбора опытных участков. Удельная эффективность по участкам без учета неудачных обработок составила 3427 т;

применение ПДС привело к значительному сокращению добычи попутной воды, что является свидетельством возможности применения указанной технологии для регулирования процессов заводнения нефтяных залежей.

7.7. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ УНП НА ОСНОВЕ ПДС И МПДС НА ДЕВОНСКИХ ЗАЛЕЖАХ АКТАШСКОЙ ПЛОЩАДИ НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ УНП

Опытно-промышленные работы по применению ПДС на Ак-ташской площади Ново-Елховского месторождения были начаты в 1988 г.

Основные промышленные залежи нефти на Акташской площади в девонском горизонте приурочены к пластам Д₀, Д_1а, Д₁₆₁, Д_1б2+ з, Дтв, Дт, характеристики которых приведены в табл. 7.18.

Продуктивными породами пашийского и кыновского горизонтов Акташской площади являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, переслаивающиеся между собой и переходящие друг в друга, что характерно для всего Ново-Елховского месторождения. Все песчано-алевролитовые породы мономинерального состава сложены в основном кварцем (95— 98 %) с небольшой примесью зерен полевого шпата, чешуек мусковита и обычным комплексом устойчивых минералов, составляющих менее 1 % массы по-

Геолого-физическая характеристика залежей Акташской площади Ново-Елховского месторождения

Пласт	Средняя отметка ВНК, м	Средняя толщина пласта, м	Высота залежи, м	Средняя глубина залегания кровли пласта, м	Пористость, %	Нефте-насыщен-ность, %
До	— 1514,2	3,1	37,2	1695,0	17,3 — 20,5	80,5 — 87,0
flia	— 1513,3	1,6	28,2	1704,5	16,5 — 20,6	76,2 — 83,7
Д-161	— 1511,7	1,94	25,7	1706,5	16,7 — 21,1	75,7 — 85,3
Д162+ 3	— 1512,7	3,25	22,7	1708,9	16,3 — 21,7	74,2 — 85,5
Д1.	— 1514,4	2,22	17,4	1716,4	17,4 — 21,3	77,3 — 85,2
Дт	— 1513,9	3,4	18,9	1719,7	18,0 — 21,6	80,0 — 84,7

роды. Пелитовая фракция в песчано-алевролитовых породах горизонтов Д₀ и Д₁ полиминеральна. В составе крупнопелито-вой фракции (0,01 — 0,001 мм) преобладают кварц и кальцит, реже в меньших количествах встречаются цеолиты, чешуйки слюд, титаносодержащие минералы, каолинит, гидрослюда и хлорит. Мелкопелитовая фракция (0,001 мм) отличается преобладанием глинистых минералов. Глинистая примесь в песчаниках небольшая: от долей процентов до 5,8 % и в среднем равна 1,4 %.

Алевролиты имеют такой же минеральный состав, что и песчаники, но с худшей окатанностью обломочного материала. Глинистый материал, заполняющий единичные поры, в среднем составляет 5,5 %.

Высокопродуктивные неглинистые коллекторы проницаемостью больше 0,1 мкм², глинистостью менее 2 % слагаются песчаниками (до 83 %) с прослоями алевролитовых песчаников до 17 %, преимущественно в пластах толщиной более 2 м, обладают хорошей сортировкой обломочного материала и наиболее рыхлой укладкой зерен и как следствие й высокими коллекторскими свойствами.

Высокопродуктивные глинистые коллекторы проницаемостью более 0,1 мкм², глинистостью более 2 % слагаются песчаниками алевролитовыми и алевролитами песчаными с преобладанием последних. Встречаются включения глинистых галек, кальцитизация, прослои и прожилки углистоглинистого материала по напластованию, что значительно ухудшает их емкостно-фильтрационные характеристики. В среднем для данного класса пород пористость составляет

19,7 %, проницаемость — 0,466 мкм² и остаточная водонасы-щенность 21,2 %.

Низкопродуктивные коллекторы проницаемостью менее 0,1 мкм², глинистостью более 2 % слагаются в основном плотными, послойно неравномерно глинистыми и песчанистыми алевролитами, что обусловливает характер нефтенасыщения пород от слабого до послойно неравномерного и снижение емкостно-фильтрационных характеристик. Пористость составляет в среднем 14,5 %, проницаемость 0,084 мкм², остаточная водонасыщенность 39,3 %.

Характерной особенностью Акташской площади является высокая степень неоднородности продуктивных пластов по проницаемости (табл. 7.19).

Пластовые воды Акташской площади относятся к хлор-кальциевому типу с минерализацией до 280 г/л, плотностью 1800Й 1809 кг/м³, с pH = 5,8— 6,65. Согласно результатам лабораторных исследований, описанных в разделе 6 книги, при взаимодействии полиакриламида с ионами поливалентных металлов (A!³⁺, Cu²⁺, Ca²+) и ЩСПК в средах пластовых вод возможно гелеобразование.

Горно-геологические условия и состояние разработки продуктивных пластов Акташской площади Ново-Елховского месторождения отвечают основным требованиям применимости технологий увеличения нефтеотдачи пластов с использованием ПДС и модификаций ПДС со ЩСПК, алюмохлоридом и

Таблица 7.19

Геолого-физические параметры продуктивных пластов и пластовых флюидов девонского горизонта Акташской площади

Параметры	Значения параметров
Средняя глубина залежи, м	1750
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	6,4
Проницаемость коллектора по группам, мкм²: высокопродуктивные неглинистые высокопродуктивные глинистые низкопродуктивные	0,260— 0,770 0,190— 0,550 0,084
Плотность пластовой нефти, кг/м³	815— 816
Динамическая вязкость пластовой нефти, мПас	4,0
Соотношение нефтенасыщенной и водонасыщенной толщины в водонефтяных зонах, м/ м	4,75/7,00
Среднее значение коэффициента расчлененности по всему разрезу	3,55
Коэффициент расчлененности для нефтенасыщенной части	2,08

хлористым кальцием. Это объясняют следующие особенности рассматриваемого месторождения как объекта проведения промысловых экспериментов:

высокая степень неоднородности пород по проницаемости в разрезе продуктивного пласта;

зональная неоднородность коллекторов; высокая обводненность добываемой жидкости, составляющая 80— 96 %, что свидетельствует о хорошей дренированное™ высокопроницаемых пропластков;

сосредоточение большей части остаточных запасов нефти в низкопроницаемых пропластках и зонах, извлечение которых представляется возможным только с применением комплексных методов воздействия на пласт, позволяющих одновременно с ограничением движения вод в промытых зонах улучшить нефтевытеснение;

разработка месторождения с применением методов заводнения, приводящих к преждевременному обводнению добывающих скважин.

ЗАДАЧИ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

В процессе промысловых испытаний предусматривалось решение следующих задач:

выбор и обоснование опытных участков для проведения опытно-промысловых испытаний технологий;

определение оптимальных объемов закачки технологических жидкостей для образования МПДС (ПДС + ЩСПК; ПДС + алюмохлорид; ПДС + СаС1₂), буферной воды, обеспечивающих приемлемую эффективность проводимых операций в различных геолого-физических условиях пластов с различной степенью выработанности;

разработка технологий УНП с применением системы «ПДС — ЩСПК» с закачкой технологических жидкостей через нагнетательные скважины;

оценка влияния испытуемых технологий УНП на основе ПДС и МПДС на эффективность процессов заводнения нефтяных залежей на поздней стадии разработки;

оценка влияния системного воздействия физико-химическими методами (ПДС и МПДС), применяемого с целью совершенствования заводнения на поздней стадии разработки III блока Акташской площади на нефтеотдачу и ограничение добычи попутной воды.

В зависимости от геолого-физических условий применения и свойств химреагентов разработано множество схем закачки

технологических жидкостей в пласт. При проведении промысловых экспериментов выбор объемов и последовательности закачки химреагентов производился по результатам лабораторных исследований с учетом опыта проведения работ на других месторождениях.

Целесообразная последовательность технологических операций определяется на стадии лабораторных исследований, уточнение же их производится с учетом конкретных промысловых условий, приемистости пласта, физико-химических свойств насыщающих его жидкостей.

В соответствии с результатом лабораторных исследований (см. раздел 6), были определены объемы закачки реагентов в каждом цикле. По этой схеме закачивание реагентов в пласт включает следующие этапы работ:

1) определение приемистости пласта путем нагнетания воды;

2) закачку 30— 50 м³ ЩСПК;

3) закачку 5— 10 м³ воды в качестве разделительной жидкости между технологическими жидкостями;

4) циклическую закачку ПДС по схеме: 50— 100 м³ — водного раствора ПАА; 5— 10 м³ — воды в качестве разделительной жидкости; 50— 100 м³— глинистой суспензии; 5— 10 м³ — воды в качестве разделительной жидкости;

5) продавливание всей этой системы в пласт закачиваемой для ППД водой в объеме, на 30— 40 % превышающем объем НКТ.

Объемное соотношение раствора ПАА и глинистой суспензии составляло 1:1.

Как было показано выше, одной из главных задач при проведении опытно-промысловых работ по воздействию на продуктивные пласты является выбор опытных участков на залежах, наиболее полно отвечающих условиям эффективного применения новой технологии УНП.

На основе результатов многочисленных промысловых экспериментов установлено, что из геолого-физических факторов на эффективность технологий УНП на основе осадкообразующих химреагентов существенно влияют степень истощения запасов нефти (текущая нефтеотдача), толщина пласта, тип коллектора, фильтрационные характеристики пористой среды, состав и свойства породы, нефти, воды.

Выбор опытных участков и скважин для закачки систем «ПДС — ЩСПК», ПДС с алюмохлоридом и CaCl₂ производился в соответствии с требованиями, изложенными в начале настоящего раздела книги.

0 5 10 Ом м

1-1-1-1-1

О 125 250 Ом м

1660

1664

1668 Н, м

V VJ_\\ \пс^	¹ 25 мВ		, Т f
t \	!кс'\| vi $	--1 >• __1 ^	*\ р*
	X 4- I⁴» *		JJ /
	V * "f *		j 1
“ ^---			__.-т
-		1 1 1	1 1 1

О 232 464 0 232 464

q, (м³/сут)/м q, (м³/сут)/м

q, (м³/сут)/м

-ч,
	1
-Ч,	^"
	/ _ / / ' 1 1

800

400

О 0,5 0 12 24 36 t,ч

р, МПа 16

Рис. 7.7. Диаграммы геофизических исследований (а), профили приемистости до закачки (б) и после закачки ПДС («), графики изменения рабочих параметров нагнетания (г) по скв. 11228 Ромашкинского месторождения

Опытно-промышленные работы по применению ПДС и МПДС на Акташской площади проводились на участках 80 водонагнетательных скважин (рис. 7.7). Рассмотрим некоторые результаты этих работ.

ТЕХНОЛОГИЯ УНП НА ОСНОВЕ «ПДС+ЩСПК»

НА УЧАСТКЕ СКВ. 1374

На рис. 7.8 показана блок-схема опытного участка скв. 1374, построенная по данными геофизических исследований в скважинах, имеющих гидродинамическую связь с нагнета-

388

1598

Рис. 7.8. Блок-диаграмма участка нагнетательной скв. 1374 по закачке «ПДС+ЩСПК»:

1 — интервал перфорации, 2 — глинистый пропласток, 3 — нефтенасыщенный продуктивный пласт

тельной, т.е. скв. 1374. Целью построения этой схемы является, с одной стороны, установление наличия сообщения между скважинами, с другой — прогнозирование изменения направления фильтрационных потоков в связи с закачкой ПДС со ЩСПК, а также определение наличия литологических «окон» между пластами и других особенностей фильтрации.

Опытный участок скв. 1374 расположен вблизи контура нефтеносности и основные гидродинамически связанные с ней скважины (скв. 1599, 3304, 3476) сильно обводнены.

Из анализа схемы (см. рис. 7.8) следует, что участок скв. 1374 весьма неоднороден по толщине вскрытых пластов — толщина пропластков изменяется от 1,2 до 7 м (табл. 7.20). Наблюдается и зональная неоднородность: толщины пропластков существенно изменяются в направлении от нагнетательных к добывающим скважинам, имеются случаи выклинивания отдельных пропластков. К тому же проницаемость этих пропластков изменяется в широком диапазоне в каждой скважине.

Анализ обводненности продукции добывающих скважин опытных участков показывает на наличие прорыва воды в большинстве скважин — добываемая из них продукция содержит 64,8— 99,3 % попутной воды (см. табл. 7.20).

Таким образом, выбранный объект-участок нагнетательной скв. 1374 соответствует критериям применения разработанной технологии «ПДС+ ЩСПК».

Закачка технологических жидкостей производилась в соответствии с [115] по схеме: 30 м³ — ЩСПК; 5— 10 м³ — воды, далее циклично ПДС (водный раствор ПАА — 100 м³, ГС — 100 м³). Всего в 4 цикла было закачано в пласт 800 м³ МПДС, закачано продавочной воды в объеме 30 м³.

Таблица 7.20

Характеристика продуктивных пластов опытных участков скв. 1374 Акташской площади Ново-Елховского месторождения

Номер сква жины	Индекс пласта	Интервал перфорации, м	Толщина пласта, м	Порис тость, %	Прони цае мость, мкм²	Обводненность добываемой продукции, %
Нагнета	Д-162+ 3	1748,6—1750,0	1,4	21,1	0,350	_—
тельная	Д1.	1755,2—1764,6	2,4	22,5	1,150
1374	fllr	Слияние пластов в, г	7,0	22,5	1,150
Добы	Д-161	1688,2—1993,0	1,4	20,2	0,620	92,3
вающая	Д162+ 3	слияние пластов	3,4	20,2	0,620
1599
Добы	fllB	1724,8—1726,8	5,2	20,2	0,850	99,3
вающая 3304
Добы	flla	1767,6—1773,2	1,6	22,5	1,140	64,8
вающая 3476	fll61 Д162+ 3	слияние пластов	1,2 2,8	22.5 21.6	1,140 0,450

Рис. 7.9. Технологические параметры закачки МПДС (ПДС+ЩСПК) в скв. 1374 Акташской площади:

1 — объем закачиваемой воды; 2

кривая давления в конце закачки ПДС

На рис. 7.9 показан график закачки технологических жидкостей и режимы закачки (давление нагнетания) в скв. 1374 по циклам закачки.

Как видно из рис. 7.10, давление в конце продавливания технологических жидкостей водой поднялось с 4,0 до

Рис. 7.10. Характеристика вытеснения нефти на опытном участке нагнетательной скв. 1374 «Q - Ох»:

1 — фактическая; 2 — усредненная базовая

10,5 МПа, что указывает на образование водоизолирующей массы в пласте.

Эффективность проведенной операции оценивали по изменению профиля приемистости до и после закачки ПДС со ЩСПК и по характеристикам вытеснения (рис. 7.9 и 7.10). Промысловые наблюдения показали, что влияние закачки «ПДС — ЩСПК» на работу добывающих скважин 1599, 3304, 3476 обнаружилось через 1,5 мес. Возросли дебиты по нефти при снижении содержания воды в добываемой продукции: в скв. 1599 от 92,3 до 23,8 %, а в скв. 3476 от 64,8 до 34,4 %.

На рис. 7.11 приведены стандартные геофизические диаграммы КС и ПС, а также профили приемистости закачиваемой воды, замеренные расходомером типа РГД до и после обработки пласта в скв. 1374. Анализ кривых показывает перераспределение потоков в призабойной зоне пласта и увеличение охвата его заводнением на 44 % за счет подключения в работу ранее не работавших пропластков. В результате в работу включены менее проницаемые алевролитовые пропла-стки в интервалах 1748,3-1750,1; 1758,1-1758,6; 1761,51764,0 м.

Перераспределение потоков из интервала высокопроницаемых пропластков в менее проницаемые подтверждает

б в

а <7- м /(сут-м)

Рис. 7.11. Стандартные диаграммы геофизических исследований (а) скв. 1374 и профили приемистости пласта до (б) и после («) закачивания «ПДС+ЩСПК»

Н, м

увеличение фильтрационного сопротивления высокопроницаемых пропластков вследствие образования водоизолирующей массы при взаимодействии ПДС со ЩСПК в пластовых условиях. В результате ограничения движения воды по пласту на участке нагнетательной скв. 1374 за 12 мес. эффективной работы дополнительно извлечено 1276 т нефти. Эти данные получены по характеристикам вытеснения тремя методами (метод Назарова, Борисова и ТатНИПИнефть), которые дали расхождение в пределах — 4 %, что указывает на достоверность результатов расчетов. Следует отметить, что к моменту времени оценки эффективности обработок «ПДС+ ЩСПК» скважины продолжали давать дополнительную нефть.

Таким образом, в скважинных условиях показано, что применение ПДС, модифицированной ЩСПК по разработанной в настоящей работе технологии, приводит к перераспределению фильтрационных потоков в продуктивном пласте и росту дебита нефти вследствие увеличения охвата пласта воздействием и улучшения нефтевытеснения (см. рис. 7.11). Закачивание ПДС и ЩСПК, взаимодействующих с компонентами продуктивного пласта с образованием высокопрочной водоизолирующей массы, блокирующей промытые каналы нефтеводонасыщенного коллектора, обеспечивает вытеснение нефти из менее проницаемых пропластков, подтверждая тем самым целесообразность развития направления по разработке методов УНП на основе применения модифицированных ПДС.

Преимуществом данной технологии (Пат. Р.Ф. 2140532) является ее экологическая безопасность, наличие и доступность химических продуктов, возможность использования имеющихся технических средств для приготовления и закачки в пласт технологических жидкостей, отсутствие коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ УНП НА ОСНОВЕ МПДС («ПДС+А1С1₃» И «ПДС+СаС1₂»)

Опытно-промышленные работы по применению «ПДС+ CaCl₂» на Акташской площади проводились на участке нагнетательной скв. 1540. Пласты, вскрытые выбранной скважиной, весьма неоднородны по толщине, значение которой изменяется от 1,0 до 9,2 м, неоднородны по проницаемости (0,500— 1,100 мкм²), наблюдается зональная неоднородность строения коллекторов.

Для закачки «ПДС+ AICl₃» выбран участок нагнетательной скв. 1438а с аналогичным строением и физической характеристикой продуктивных пластов. Приемистость нагнетательной скв. 1540 составляла 1000 м³/сут, а скв. 1438а — 360 м³/ сут при давлении закачки 8 МПа.

Важным критерием выбора опытных участков явилась достаточно высокая степень неоднородности фильтрационных характеристик продуктивных пластов, а также высокая обводненность продукции скважин (92,0-96,0 %).

Анализ динамики обводненности продукции добывающих скважин опытных участков скв. 1540 и 1438а показывает наличие преждевременного прорыва воды в большинстве скважин.

Таким образом, выбранные объекты-участки нагнетательных скв. 1540 и 1438а соответствуют критериям применения разработанных технологий УНП с использованием «ПДС — AICI₃» и «ПДС - CaCI₂» (табл. 7.21) [93, 94].

Закачивание технологических жидкостей на основе «ПДС — AICI3» и «ПДС — CaCb» производилось также в соответствии с требованиями инструкции [95] и с учетом результатов лабораторных исследований, приведенных в разделе 6.

На рис. 7.12 графически изображены объемы и режимы закачки в пласт технологических жидкостей на участке нагнетательной скв. 1540, а также изменение давления нагнетания в ходе операции. Как видно из рис. 7.13, в процессе

Таблица 7.21

Технические показатели применения ПДС с алюмохлоридом и хлористым кальцием на Акташской площади

Показатели	Участок нагнетательной скважины
	1540	1438а
Расход реагентов, т:
ПАА	0,28	0,30
гс	18,0	20,0
алюмохлорид	—	15,9
CaCl2	40,0	—
Продолжительность закачки технологических жидко	18	6
стей, сут
Количество циклов	7	7
Приемистость, м³/сут:
до закачки	1000	360
после закачки	720	212
Дополнительная добыча нефти, т:
общая	3302	3753
удельная на т реагента	81	231

Рис. 7.12. Динамика процесса закачки «ПДС+СаСЬ» в скв. 1540 Акташской площади:

1 — хлористый кальций; 2 — вода; 3 — полиакриламид; 4 — глинистая суспензия

закачки давление нагнетания на устье скв. 1540 увеличилось с 8,0 до 16,0 МПа, что является косвенным подтверждением роста фильтрационных сопротивлений промытых водой высокопроницаемых пропластков за счет образования в пористой среде модифицированных ПДС.

Для оценки влияния закачки «ПДС — AICl₃» и «ПДС — CaCl₂» на распределение закачиваемой воды по разрезу продуктивного пласта были сняты профили с помощью глубинных расходомеров типа РГД до и после обработки скважины (рис. 7.14). Результаты исследований показывают перераспределение закачиваемой воды в призабойной зоне пласта и

Рисх 714. Диаграммы геофизических исследований (а) нагнетательной сквх 1438а и профили приемистости пласта до (tf) и после (в) закачиванияягяяяяя «ПДС — AICI3»

увеличение охвата послойно-неоднородного пласта заводнением (на скв. 1540 на 48 %; на скв. 1438а — на 42 %) за счет подключения в работу ранее не работавших пропластков. В результате воздействия воду стали принимать менее проницаемые алевролитовые пропластки в интервалах (скв. 1438а) 1640,2—1642,6; 1645,— 1645,5 м. Такое перераспределение закачиваемой воды является еще одним свидетельством увеличения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых пропластков вследствие образования водоизолирующей массы (МПДС) в пластовых условиях.

Закачка технологических жидкостей производилась в количестве: 200 м³ — CaCl₂; 20 м³ — воды, далее циклично ПДС (ПАА — 100 м³, ГС — 100 м³) (табл. 7.21). Всего в 7 циклов закачали в пласт 1400 м³ ПДС, затем задавили в пласт водой в объеме 30 м³.

Технологическая эффективность обработки опытных участков с применением «ПДС — AICI₃» и «ПДС — CaCl₂» оценивалась с помощью следующих показателей:

уменьшение содержания воды в добываемой жидкости из реагирующих скважин или сокращение темпа роста обводненности;

снижение объемов добычи попутной воды по опытным участкам;

продолжительность существования положительного эффекта в показателях работы реагирующих добывающих скважин;

дополнительная добыча нефти за счет улучшения степени выработки геологических запасов;

сокращение объемов закачки воды для ППД за счет уменьшения отборов жидкости в результате ограничения движения воды по высокопроницаемым промытым пропласт-кам.

По данным промысловых наблюдений за содержанием воды в продукции окружающих скважин установлена стабилизация или уменьшение обводненности добываемой жидкости. Эффект снижения обводненности наблюдался в скважинах опытного участка: в скв. 1540 через 1,5 мес, а в скв. 1438а — через 3 мес.

Дополнительная добыча нефти из скважин опытных участков 1540 и 1438а определялась по [118] путем построения характеристик вытеснения нефти. Результаты этих работ показали, что участок скв. 1540 с сохранением прироста добычи нефти проработал 31 мес., за это время было извлечено дополнительно 3302 т нефти. На участке скв. 1438а эффект продолжался в течение 34 мес. За это время извлечено дополнительно 3763 т нефти.

Таким образом, в промысловых условиях показано, что применение ПДС, модифицированной хлоридами алюминия и кальция, позволяет на поздней стадии разработки залежей перераспределить фильтрационные потоки в неоднородном продуктивном пласте и извлечь дополнительную нефть вследствие увеличения охвата пласта воздействием. Закачивание «ПДС — AlCl₃» и «ПДС — CaCl₂», взаимодействующих с компонентами продуктивного пласта и между собой с образованием водоизолирующей массы, блокирующей промытые во-дой пропластки нефтеводонасыщенного коллектора, обеспечивает вытеснение нефти из менее промытых пропластков.

Опытно-промышленные испытания на Акташской площади технологий УНП на основе ПДС, модифицированных хлоридами алюминия и кальция, в терригенных коллекторах показали их высокую эффективность. Обработки высокообвод-ненных пластов системой «ПДС+ AICl₃» и «ПДС+ CaCl₂» обеспечивают прирост коэффициента нефтеотдачи на 13,1 % по сравнению с применением базовой ПДС.

7.8. ПОВЫШЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ОБВОДНЕННЫХ ЗОН НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОГО КОЛЛЕКТОРА -ЭФФЕКТИВНОЕ СРЕДСТВО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ЗАВОДНЕНИЯ ПЛАСТОВ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В 1992 г. в «ТатНИПИнефть» был выполнен анализ разработки горизонтов Д₀ и Д₁ Акташской площади Ново-Елховского месторождения, который показал, что значительный объем запасов нефти не вовлечен в активную разработку. Сюда относились запасы нефти отдельных изолированных линз, различного рода тупиковых и застойных зон и слабопроницаемых коллекторов. Низкий коэффициент нефтеизвлечения обусловлен вскрытием многопластового объекта горизонта Д₁ общим фильтром и отсутствием дифференцированного по пластам воздействия. Структура начальных запасов нефти горизонтов Д0 и Д1 характеризовалась следующим образом. К нефтяной зоне приурочено 79,2 % балансовых и 80,5 % извлекаемых запасов; к водонефтяным зонам соответственно 21,8 и 19,5 %. В высокопродуктивных коллекторах содержалось

79,8 % балансовых и 85,9 % извлекаемых начальных запасов нефти.

Для технико-экономической оценки текущего и конечного коэффициентов нефтеотдачи пластов по Акташской площади Ново-Елховского месторождения были рассмотрены три возможных варианта дальнейшей разработки.

Первый вариант предусматривал практическое сохранение осуществляемой системы разработки. Намечалось бурение скважин-дублеров взамен вышедших из строя по техническим причинам.

Второй вариант предусматривал большой комплекс мероприятий, направленных на совершенствование системы разработки с целью увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи:

бурение дополнительных скважин на участках тупиковых и застойных зон, линз и полулинз, ВНЗ и малопродуктивных коллекторов;

разукрупнение эксплуатационного объекта;

создание блоковой системы воздействия на пласты площадного распространения и широкое внедрение очагового и избирательного заводнения на прерывистые пласты;

широкое внедрение различных модификаций циклического воздействия и изменение направлений фильтрационных потоков.

Третий вариант предусматривал дополнительно к мероприятиям второго варианта, дальнейшее внедрение физикохимических методов повышения коэффициента извлечения.

По Акташской площади, согласно составленной в 1992 г. концепции развития Ново-Елховского месторождения до 2010 г., коэффициент извлечения в 2010 г., по первому варианту должен составить 0,482, по второму — 0,489, по третьему — в результате применения физико-химических методов УНП он должен возрасти до 0,499. На площади применяется избирательная система заводнения, учитывающая особенности геологического строения эксплуатационного объекта, характеризующегося высокой зональной неоднородностью и прерывистостью продуктивных пластов.

Акташская площадь в силу неоднородности коллекторов как по вертикали, так и по горизонтали обводняется весьма неравномерно. Закачиваемая вода для ППД прорывается по наиболее проницаемой части пласта к добывающим скважинам, в результате отсечения «целиков» нефти значительные зоны продуктивного пласта остаются не вовлеченными в активную разработку. В этом случае вода перестает быть активной нефтевытесняющей средой, поскольку обводненность продукции некоторых добывающих скважин уже в 1988 г. превышала 90 %. Большой объем отбираемой воды усложняет процесс добычи, подготовку нефти и тем самым влияет на уровень рентабельности процесса разработки.

Для уменьшения обводненности добываемой продукции и повышения дебита скважин, вовлечения в разработку заводнением новых нефтенасыщенных интервалов на Акташской площади испытаны и применяются различные физикохимические методы УНП: воздействие полимердисперсными системами и их модификациями, оксиэтилцеллюлозой, составами на основе силиката натрия, комплексное воздействие водоизолирующими композициями на основе ПАВ и других химических продуктов.

Дополнительная добыча нефти в результате применения физико-химических методов УНП на Акташской площади составила 435 тыс. т по 122 обработкам, причем основная часть ее, равная 301,1 тыс. т (70 %), приходится на технологии, основанные на увеличении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон нефтеводонасыщенного коллектора: ПДС и их модификации, ОЭЦ, КДС, СПС, AICl₃+ ЩСПК. Текущая средняя эффективность технологий УНП превышает 1500 т на одну обработку, несмотря на низкие дебиты добывающих скважин по нефти, которые за рассматриваемый период (1987й 1998 гг.) снизились с 6,5 до

4,1 т/ сут. Благодаря активному применению новых МУН, обводненность добываемой продукции удерживалась в течение 10 лет на уровне 90— 91 % (рис. 7.15 и 7.16).

Анализ методов УНП, внедренных на Ромашкинском и Ново-Елховском месторождениях до 1992 г., показал, что в условиях Акташской площади (высокая степень неоднородности, прерывистые пласты, высокая обводненность добываемой продукции) наиболее эффективны методы УНП, основанные на увеличении охвата пласта воздействием и комплексного действия. Все ранее применявшиеся физикохимические методы УНП на Акташской площади в основном применялись в единичных нагнетательных скважинах, что не позволяло добиваться высоких показателей коэффициента извлечения нефти по всей площади. Акташская площадь состоит из восьми блоков, она эксплуатируется по третьему варианту развития системы разработки площадей Ново-Елховского месторождения, но вместо применения по этому варианту рекомендуемых методов УНП (АСК и ПАВ) были начаты опытно-промысловые испытания и внедрение высо-

Рис. 7.15. Динамика добычи нефти, жидкости и закачки воды на III блоке Акташской площади:

1 — закачка воды; 2 — добыча жидкости; 3 — добыча нефти

Рис. 7.16. Динамика средних дебитов жидкости, обводненности добываемой продукции на III блоке Акташской площади:

1 — действующий фонд скважин; 2 — средний дебит жидкости; 3 — обводненность

коэффективных методов УНП, разработанных для извлечения нефти из высокообводненных послойно-неоднородных пластов: ПДС, КДС, СПС и ОЭЦ.

Блок III Акташской площади находится в разработке более

40 лет. В действующем фонде в 1993 г. находилось 86 нагнетательных и 129 действующих скважин. Утвержденные начальные запасы составляют 93 625 тыс. т нефти, на 01.01.1993 г. всего отобрано 41 292,7 тыс. т нефти и 11 831,3 тыс. т воды, текущая обводненность отбираемой жидкости достигла 93 %.

Для того, чтобы отобрать утвержденные начальные извлекаемые запасы нефти или даже больше и достигнуть или даже превзойти утвержденный коэффициент нефтеизвлечения, равный 0,464, необходимо было усовершенствовать систему заводнения пластов.

В связи с этим на блоке III Акташской площади начат крупномасштабный эксперимент по внедрению новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов на 28 опытных участках с применением системного воздействия однородными технологиями УНП (рис. 7.17).

Основным экспериментальным объектом был выбран блок III Акташской площади. Выбор блока III Акташской площади для испытаний и внедрения новейших технологий УНП обоснован тем, что он оказался раньше других блоков на поздней стадии разработки. В силу наиболее благоприятного геологического строения выработка запасов нефти на блоке III происходила опережающими темпами. Проблемы регулирования разработки и стабилизации добычи нефти на этом блоке являются типичными для всего месторождения, своего рода макетом для выбора проектных решений при разработке всей Акташской площади и, в конечном счете, для месторождений Татарстана.

Анализ работы скважин блока III показал, что они эксплуатируют несколько пластов. Терригенные толщи девона блока III представляют собой многопластовый объект. Залежи нефти приурочены к пластам с различными условиями залегания: отдельные изолированные линзы, полосы и площадное залегание коллекторов. Поэтому блок III можно считать совокупностью типов залежей нефтей с различными режимами. В среднем в каждой скважине вскрыто 2— 3 пласта. Большинство объектов на блоке III характеризуется значительной изменчивостью коллекторских свойств и высокой степенью взаимодействия интервалов пласта вследствие их слияния. На блоке III остаточные запасы являются трудноизвлекаемыми из-за приуроченности их к ВНЗ и высокой обводненности добываемой продукции. К началу опытных работ добыча нефти на блоке III продолжала падать, темп отбора нефти от НИЗ снизился с 0,94 % в 1989 г до 0,55 % в 1992 г.

Рис. 7.17. Схема опытного участка III блока Акташской площади Ново-Елховского месторождения:

I — блок № 1;Д — блок № 2; III — блок № 3; IV — блок № 4; V — блок № 5; VI — блок № 6. В числителе — номер скважины; в знаменателе — давление, атм; изолинии — линии одинакового давления

Геолого-физические параметры и характеристика неоднородности залежи нефти блока III приведены в табл. 7.22. В целом за короткий период с 1993 по 1999 гг. на 28 опытных участках блока III были промышленно опробированы и

I_1_I_I_I_I_I_I_i_

09.1996 03.1997 06.1997 11.1997 03.1998 08.1998 01.1999 05.1999 11.1999

280 320 360 400 440

Накопленная добыча жидкости, тыс. м ³

Время (месяц, год)

Рис. 7.13. Характеристика вытеснения нефти на участке скв. 1438а Акташской площади после закачки «ПДС+А1С1₃»:

1 — фактическая; 2 — усредненная базовая

Геолого-физические параметры продуктивных пластов блока III Акташской площади

Показатели		Продуктивные пласты
Показатели	Дс	Д1 — а	Д1— 61	Д1 — 62+ 3	Д1— в	fli— Г
Глубина, м	1695	1704	1706	1709	1716	1719
Нефтенасыщенная толщина, м	3,07	1,6	1,9	3,2	2,2	3,4
Проницаемость, мкм²	0,776	0,593	0,593	0,593	0,593	0,593
Пористость, %	20	19,2	19,9	20,6	20,5	21,2
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,65	0,60	0,65	0,65	0,65	0,65
Коэффициент расчлененности, доли ед.	2,1	2,1	2,1	2,1	2,1	2,1
Динамическая вязкость нефти, мПа с	4	4	4	4	4	4

внедрены шесть технологий УНП, из которых пять направлены на увеличение коэффициента охвата и одна является комплексной. Промысловые геофизические исследования, проведенные на всех 28 нагнетательных скважинах блока III Акташской площади, подтвердили существенные изменения в характере работы пласта после воздействия технологий УНП. В зависимости от геолого-физических характеристик пласта наблюдается либо увеличение степени дренирования низкопроницаемых интервалов, либо подключение в активную разработку малопроницаемых нефтенасыщенных прослоев пласта. Добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательными, реагируют стабилизацией или снижением обводненности, увеличением дебитов нефти, что свидетельствует об эффективности применяемых технологий УНП.

В результате воздействия вышеуказанными технологиями УНП на блоке III дополнительно добыто 117,275 тыс. т нефти (табл. 7.23), при снижении попутно добываемой воды на 1249 тыс. м³. В целом же, по многим опытным участкам эффект продолжается, и поэтому конечная нефтеотдача как общая по всем технологиям, так и по каждой в отдельности, ожидается более высокой. Как видно из данных табл. 7.23, основная часть дополнительно добытой нефти (86,4 %) приходится на технологии УНП с применением ПДС и модифицированных ПДС.

Начиная с 1997 г. на пяти участках блока III проходят испытания по системному внедрению технологий на основе мо-

Эффективность физико-химических методов УНП за 1993-1999 гг. на блоке III Акташской площади

Технологии УНП	Количество обработок	Суммарная дополнительная добыча нефти, т	Дополнительная добыча нефти на 1 обработку, т
Полимердисперсная система (ПДС)	17	93966	5527
Коллоиднодисперсная система	5	13905	2784
ПДС+ AICI3	3	4495	1495
ПДС+ CaCl2	1	1570	1570
ПДС+ ЩСПК	1	1276	1276
Сшитые полимерные системы	1	2693	2693
Итого	28	117275	4188

дифицированных ПДС, характеризующихся более высокой эффективностью, чем полимердисперсные системы.

Анализ технологической эффективности методов УНП на основе применения модифицированных ПДС показал, что дополнительная добыча нефти на один обработанный участок на блоке III составила для системы «ПДС — AlCl₃» 3753 т, для «ПДС - CaCl₂» - 3302 т и для «ПДС - ЩСПК» - 1276 т. Продолжительность эффекта на ряде участков превысила два года, составляя в среднем 1,5 года.

Как видно из рис. 7.15 и 7.16, системное внедрение методов УНП, основанных на изменении фильтрационного сопротивления промытых зон пласта, приводит к уменьшению и стабилизации уровней закачки и отбора жидкости, вследствие уменьшения проводимости высокопроницаемых зон пласта.

Внедрение на блоке III методов УНП, способствующих ограничению притока вод в добывающие скважины и в промытые зоны пласта, не только привело к сокращению объемов попутно добываемой воды с 3342,7 тыс. м³/год в 1993 г. до 2471,2 тыс. м³/год в 1999 г., но и позволило сэкономить энергоноситель (воду) и, следовательно, финансовые средства.

Известно, что основными задачами применения методов УНП на поздней стадии разработки являются:

1) замедление темпов падения добычи нефти;

2) улучшение технико-экономических показателей разработки объекта;

3) вовлечение всех запасов нефти в разработку;

4) достижение максимального, экономически обоснованного коэффициента конечной нефтеотдачи пластов.

На блоке III Акташской площади за счет применения новых технологий УНП удалось стабилизировать темп отбора текущих извлекаемых запасов, в 1993 г. он составлял 7,5 %, а в 1999 г. — 7,1 %, что является подтверждением эффективности применяемых способов извлечения остаточной нефти.

Существенное сокращение удельного и суммарного расхода закачиваемой воды и добываемой жидкости позволило не только сократить текущие эксплуатационные расходы на подготовку, транспорт и добычу нефти, но и улучшить экологическую ситуацию.

Таким образом, методы УНП, основанные на увеличении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон коллектора, являются методами совершенствования заводнения. Своевременная и качественная изоляция вы-сокообводненных более проницаемых обособленных нефтяных слоев (пластов) позволяет существенно увеличить извлекаемые запасы нефти.

Системную закачку с изменением направлений фильтрационных потоков следует внедрять в начальный период разработки, когда залежь полностью разбурена, достаточно хорошо изучено ее геологическое строение и освоена блочная система заводнения. В проекте разработки нефтяного объекта должны быть предусмотрены рекомендации по технологиям и объемам применения методов УНП.

AAE^A IЕА AEAD IN IANE II ODOAAI, IlfiDUOUl У1АЁйР

Снижение потерь давления на трение имеет большое практическое значение в связи с необходимостью уменьшения энергетических затрат.

В работе [15] показано, что при использовании труб, покрытых эмалью, значительно снижаются потери давления на трение, или уменьшается диаметр, или увеличивается пропускная способность труб. Исследования были проведены для случая, когда по трубе движется либо вода, либо воздух. Используем результаты, приведенные в работе [15], для решения гидродинамических задач, связанных с движением гидросмеси по вертикальным и горизонтальным трубам.

Экспериментальными исследованиями, посвященными движению воды по трубе, покрытой эмалью, было установлено, что коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном режиме течения определяется по формуле

, 0,2028 ,

^X _—0"2?. ^(7Л)

Re⁰'²⁵

Выше было показано, что для расчета потерь давления на трение при движении гидросмеси можно использовать выражение для определения X при течении однородной жидкости с заменой критерия Рейнольдса Re на критерий Рейнольдса по смеси Re^.

Значит, по аналогии с (3.11) с помощью (7.1) можно записать:

( + 0,25

По формуле (7.3) и условию (3.23) получим выражение для

определения расхода жидкости, обеспечивающего минимум потерь давления:

, , и, ьо, . 0 75 , , ‘

0 154747|i⁰'²⁵ (¹³^55ят + ^4qT Яж + Яж) (^YжОж + ^Yт Ят ) \Яж + Ят)

-1 +—¦--

g⁰⁷⁵d^4,75 Ят(Yт ^- Yж)

или

(7.5)

_х* Ят +^{0 5}Яж + ^{0 75}y ж + °.⁵ ) _ 0 (7.4)

* 13, 55я² + 4Я_тЯ_ж + я'ж ^y ж ^Яж + ^Y т^Ят ^Яж + ^Ят -

-1 + А

^Яж

, > 0,25 . > 0,75 . > 1,5 )^13,55+ ⁴я ж+я ж²) (я ж+y т) )¹+я ж)		(¹+^0,5я ж )(¹+я ж)
1 + яж)	¹- *т Y	13,55+ 4q ж + 4Я ж²
⁷ + 0,5 * + ^Y т	_ 0,
_ ^0,154747и^0,25Ят⁷⁵_;_Я* _ _/_{; Y}* _ _Y /Y 025 075 475 ’ ^ж Ч ж'Чт’ i т i т' i ж' Y ж,²⁵д ^0,75d ^4,75

Уравнение (7.5) совпадает с (3.25); расхождение между ними заключается в различии значений А.

Очевидно, что для определения оптимального я*_ж по уравнению (7.5) можно использовать результаты, приведенные в табл. 3.5, при условии А = А₁.

Потери давления при движении гидросмеси по горизонтальной трубе, покрытой эмалью, по аналогии с (4.16) и с учетом (7.2) можно найти так:

0,25 0,75. 1,75

Ар = 0,154747 ^—~~^{Y см 1Ясм}~~ х

g °'⁷⁵d^4,75

/ _х 0,25

х)1 + 2,5а ₀ + 10,05а 2 + 0,00273е^{166а 0}) . (7.6)

Условие, при котором соблюдается минимум потерь давления, в данном случае определяется также по уравнению (4.15) или данным табл. 4.2.

Для гидродинамических расчетов эрлифта в случае использования труб, покрытых эмалью, расчеты следует проводить по уравнению (5.19) при условии, что коэффициент 0,388708 уменьшается в 1,56 раза. Значит, получаем:

Яж ^рбаш ^qi 1д Яа ^ра

. (у _т .+ ^Яж ^Яж + 0 19 1 ^{( Y} Т 1+

Y ж¹ Ра

¹ + «о!—^^L - ¹| — ^{+ 0 19
1} + «0^—^ - ¹|

{Y ж ) ^Яа {Y ж )

^Яж ^рбаш + о 19

^рбаш _— 1 _— 0 19 ^Яа ln ^Яа ^Ра

^Яж ^Яж

¦ + 0₍ 19

+ 0,24917яЖ¹⁷⁵Яа(₁ + a0 1т}' _х

Яж I ^{1 — а} 0 Y ж J

^Я

х⁽1 + 2, §а₀ + 10Р5а 2 + 0,00273e^16,6“⁰) х

5 ! §?аш — ff²a | + -fl — |²а | + 3 { ^ — Ж)

+ 1 1,

1 — !_б

^—:

баш

(7.7)

1—

баш

+¹ in

(У?баш + 1	^^{— 1})'
{-\/?баш ^— 1	(Ж + ¹)

У^баш in V^баш + ¹

По всем вышеприведенным уравнениям можно проводить необходимые расчеты так, как это было показано для труб, свободных от покрытия.

Предложенные выражения, полученные для негазированных гидросмесей, могут быть использованы при решении технологических вопросов, связанных с бурением скважин с помощью двойной бурильной колонны.

В этом случае гидротранспорт выбуренной породы осуществляется обратной циркуляцией промывочной жидкости, т.е. жидкость закачивается в пространство между внешней и центральной колоннами бурильных труб, а вынос разбуренной породы происходит по центральной колонне. Помимо этого бурение скважины двойной бурильной колонной может сопровождаться непрерывным выносом керна, сформированного в виде цилиндра определенной длины и диаметра.

Возникает необходимость решить следующие задачи: 1) определить потери давления, а значит, и давление нагнетания в зависимости от механической скорости проходки и расхода промывочной жидкости в случае, когда выбуренная порода представлена в виде «шлама»; 2) вычислить скорость движения керна; 3) рассчитать расход жидкости, при котором происходит эффективный гидротранспорт керна; 4) определить зазор между внешней и центральной колоннами бурильных труб, при котором потери давления минимальны;

5) рассмотреть перечисленные задачи как при промывке скважины водой, так и в случае использования глинистого раствора.

МЕТОАЫ ОПРЕЛЕАЕНИЯ МИКРОКОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА ВОЛЫ

7.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЙОДА, БРОМА

Содержание в природных водах йода колеблется от микрограммов до десятков и сотен миллиграммов в 1 дм³; содержание брома значительно выше.

Бром находится в форме простого аниона (Br+). Формы нахождения йода в природных водах более разнообразны (I₂, I^-,

i 03).

В нефтегазопоисковой практике наличие повышенных значений йода и брома может быть использовано в качестве косвенных гидрогеохимических показателей нефтегазоносности и расценивается как благоприятный фактор, свидетельствующий

о высокой степени гидрогеологической закрытости недр и сохранности нефтегазовых скоплений.

Исследованиями установлено, что присутствие йода и брома в осадочных породах пропорционально битуминозности пород.

Источником йода в пластовых водах является органическое вещество вмещающих пород растительного происхождения, а также липиды, вулканические возгоны.

Содержание брома органического происхождения в подземных водах невелико, большая часть его имеет неорганическое происхождение и поступает в подземные воды в результате выщелачивания галогенных толщ, а также из продуктов дегазации вулканов.

Приводятся методы йодометрического определения йода с применением бромной воды в качестве окислителя и определение суммы йода и брома с применением натрия (калия) хлорноватистокислого (гипохлорита) в качестве окислителя; вычисление брома производят по разности между определениями. Кроме того, представляем методику измерения массовой концентрации бромид-ионов в природной воде методом колориметрического анализа.

Отбор проб. Используют пробы, отобранные на общий анализ согласно “Требованиям к отбору проб”.

Сущность метода. Метод позволяет определять суммарно все неорганические формы (I₂, I^-, I O-), основан на окислении йодидов до йодатов бромной водой и йодометрическом определении йода:

I^- + 3Br^- ^ I O^- + 3Br^-;

I O^- + 6H+ + 6I^- ^ I^- + 3I₂ + 3H₂O;

3I₂ + 6 S₂O3 ^ 3S₄O6^- + 6I^-.

Мешающие влияния. Определению мешают ионы железа и высокие концентрации сероводорода.

Для устранения влияния железа в пробу добавляют 2-3 капли 2 н NaOH, кипятят, осадок отфильтровывают, промывают, объем фильтрата доводят до 50 см³ и продолжают определение, как указано в проведении анализа.

В присутствии сероводорода в пробу добавляют большее количество бромной воды до появления желтого цвета.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Метиловый оранжевый (индикатор), раствор 1 г/дм³. 0,1 г индикатора растворяют в 100 см³ горячей воды и после охлаждения раствор фильтруют.

Бромная вода. В склянку с хорошо притертой пробкой наливают —100 см³ воды, добавляют ~2 см³ брома, оставляют содержимое склянки в покое не менее суток для насыщения бромом. На дне склянки всегда должен находиться избыток нерас-творившегося брома.

Кислота серная H₂SO₄, раствор 200 г/дм³. 11 см³ серной кислоты (плотность - 1,84 г/см³) наливают в цилиндр с водой, объем доводят до 100 см³.

Калий йодистый KI, раствор 6 г/дм³. 0,6 г KI растворяют в воде, объем раствора доводят до 100 см³.

Фенол С₆Н₅ОН, раствор 10 г/дм³. 1 г свежеперегнанного фенола растворяют и общий объем раствора доводят водой до 1 00 см³.

Натрий серноватистокислый Na₂S₂O₃, растворы 0,1 н и 0,01 н готовят из стандарт-титров с соответствующим разбавлением в мерных колбах. Проводят установку поправочного коэффициента нормальности растворов Na₂S₂O₃.

Установка поправочного коэффициента нормальности раствора Na₂S₂O₃. В коническую колбу с притертой пробкой приливают 100 см³ воды, прибавляют 10 см³ раствора йодида калия (150 г/дм³), 5 см³ (1:4) серной кислоты и 20 см³ 0,01 н раствора бихромата калия. Раствор перемешивают, оставляют стоять в темноте 5 мин, после этого титруют раствором 0,01 н Na₂S₂0₃ до соломенно-желтого цвета, после добавления 5 капель крахмала до обесцвечивания.

K = 20/V,

где V - объем раствора Na₂S₂0₃, пошедший на титрование, см³.

Титрование проводят в двух-трех параллельных пробах и берут среднее значение K, проверку делают 1 раз в неделю.

Крахмал, раствор 10 г/дм³. 1 г крахмала растворяют в 100 см³ воды и нагревают до кипения. Раствор фильтруют.

Натрия гидроксид NaOH, раствор 2 н. 8 г NaOH растворяют в воде, объем доводят до 100 см³.

Проведение анализа

В коническую колбу вместимостью 100 см³ наливают 1050 см³ (в зависимости от минерализации) профильтрованной исследуемой воды, добавляют до 50 см³ дистиллированной водой, 1 каплю раствора метилового оранжевого (1 г/дм³),

6 капель раствора H₂S0₄ (200 г/дм³), 8-10 капель свежеприготовленной бромной воды. При обесцвечивании раствора бромную воду добавляют до появления устойчивой желтой окраски. Колбочку ставят на электроплитку и нагревают содержимое до начала кипения (появления первого пузырька). Остаток брома выдувают резиновой грушей, добавляют 1-2 капли раствора фенола (10 г/дм³) - образуется тетрабромфенол, раствор обесцвечивается.

Охлаждают содержимое колбы до комнатной температуры, добавляют 4 капли раствора H₂S0₄ (200 г/дм³), 3 см³ раствора KI (6 г/дм³), выдерживают в темноте 5 мин. Титруют из микробюретки 0,01 н раствором натрия серноватистокислого до соломенно-желтого цвета, добавляя 5 капель раствора крахмала (10 г/дм³), и продолжают титрование до обесцвечивания.

Обработка результатов

Массовую концентрацию йода X (мг/дм³), Х^мг-экв/дм³) рассчитывают:

X = 0,2115 • а • K • 1000/V; X₁ = X/126,9, где а - объем 0,01 н раствора натрия серноватистокислого,

израсходованный на титрование ионов йода, см³; V - объем исследуемой пробы, см³; 0,2115 - масса йода, эквивалентная 1 см³ 0,01 н раствора Na₂S₂O₃, мг; 126,9 - эквивалентная масса

I^-, мг; K - поправочный коэффициент нормальности натрия серноватистокислого.

Допустимые расхождения между повторными определениями 1 мг/дм³ при содержании йода более 2 мг/дм³.

Пример. Объем исследуемой пробы V - 5 см³; объем 0,01 н Na₂S₂O₃, израсходованный на титрование а - 0,5 см³; K = 1

X = 0,2115 • 0,5 • 1 • 1000/5 = 21,15 мг/дм³;

Х₁ = 21,15/126,9 = 0,17 мг-экв/дм³.

ГИПОХЛОРИТНЫЙ ЙОДОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ СУММЫ ЙОДА И БРОМА

Сущность метода. Метод основан на окислении ионов брома и йода до бромат- и йодат-ионов гипохлоритом калия, разрушении избытка последнего муравьино-кислым натрием и йодометрическом определении йода и брома.

Содержание бром-ионов определяют по разности результатов титрования суммы Br^- и I^- и йода по методу с бромной водой.

Мешающие влияния. Определению мешают магний, железо, сероводород, большое содержание органического вещества.

При содержании ионов магния, превышающем в пробе 1

1,2 мг-экв/дм³, щелочность гипохлорита полностью расходуется на осаждение гидроксида магния, образуется обильный осадок, который в условиях дефицита избытка щелочности может сорбировать ионы йода и брома. Для устранения их влияния анализ ведут из разбавленных растворов.

Определению мешает железо при содержании более 1 мг/дм³. Его выделяют из раствора кипячением исследуемой воды с 2-3 каплями 2 н щелочи (NaOH). Полученный осадок отфильтровывают, промывают дистиллированной водой, объем доводят до 50 см³ и определяют Br^- и I^-.

Влияние сероводорода устраняют, прибавив в пробу 0,30,5 мг кадмия уксуснокислого. Выпавший в осадок сульфид кадмия отфильтровывают.

При большом содержании органического вещества в воде (окрашенные воды) определение проводят, прибавляя большее количество гипохлорита, либо в разных аликвотах до получения воспроизводимых результатов.

Ориентировочные объемы исследуемой воды при определении суммы йода и брома в зависимости от содержания брома

Содержание брома, мг/дм³	Объем исследуемой воды, см³
До 500	10
500-1000	5
1000-2000	1-2
Свыше 2000	Разбавление в 50, 100 раз

Объем исследуемой воды на анализ отбирают в зависимости от содержания брома (табл. 7.1).

При анализе рассолов, богатых бромом, определение ведут из разбавленных растворов в параллельных пробах разных объемов. Получив воспроизводимые результаты, убеждаются в правильности определения.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Натрий хлористый NaCl, насыщенный раствор. 365 г соли растворяют в 1 дм³ дистиллированной воды при 20-25 °С, раствор фильтруют.

Калий йодистый KI, растворы 100 г/дм³, 150 г/дм³. Соответственно 10, 15 г KI помещают в мерный цилиндр, растворяют и объем доводят до 100 см³. Раствор должен быть бесцветным, прозрачным. Йодистый калий может быть загрязнен свободным йодом, придающим раствору желтоватую окраску. Для очистки сухой кристаллический йодистый калий помещают на фильтре в воронку и промывают 96%-ным этиловым спиртом до тех пор, пока промывные порции спирта не станут бесцветными. Промытый йодистый калий помещают между слоями фильтровальной бумаги и сушат на воздухе в темном шкафу в течение суток. Очищенный препарат вновь проверяют на чистоту. Спирт регенерируют отгонкой.

Кислота серная H₂SO₄, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра.

Натрий серноватистокислый Na₂S₂O₃, растворы 0,1 н и 0,01 н готовят из стандарт-титра с соответствующим разбавлением.

Крахмал, раствор 10 г/дм³, 1 г крахмала растворяют в 100 см³ воды, доводят до кипения. Раствор фильтруют.

Натрия или калия гидроксид, раствор 1,7 н. 68 г гидроксида натрия или 95,4 г гидроксида калия осторожно растворяют в воде, после охлаждения объем раствора доводят до 1 дм³.

Калий марганцовокислый KMnO₄.

Кислота соляная HCl (плотность - 1,19 г/см³).

Кальций хлористый CaCl₂.

Приготовление натрия (калия) хлорноватистокислого (гипохлорита). В колбу 4 (рис. 7.1) установки для получения хлорноватистокислого натрия (или калия) наливают 1 дм³ 1,7 н раствора гидроксида натрия или калия. Колбу погружают в сосуд 5 со льдом или снегом и охлаждают 1-2 ч.

Склянку 3 на 1/2 заполняют водой. В колбу 2 помещают 120 г калия марганцовокислого. В воронку 1 наливают соляную кислоту (плотность - 1,19 г/см³) и открывают кран так, чтобы кислота поступала в колбу 2 по каплям. Расход соляной кислоты ~ 400 см³.

Образовавшийся при взаимодействии соляной кислоты и перманганата калия хлор промывается в дистиллированной воде в склянке 3 и направляется в колбу 4, заполненную щелочью. Насыщение щелочи продолжают 6-7 ч до получения 1,2-1,4 н раствора гипохлорита с остаточной щелочностью 0,30,5 н. Нормальность раствора гипохлорита начинают проверять через 2 ч после начала насыщения и далее через каждые 30 мин.

Оптимальными условиями получения гипохлорита являются

Рис. 7.1. Установка для получения гипохлорита натрия (калия):

1 - воронка с соляной кислотой; 2 - реакционная колба; 3 - промывная склянка; 4 - колба с раствором гидроксида натрия (калия); 5 - кристаллизатор со льдом

скорость подачи кислоты в реакционную колбу 2 - 30 капель в минуту; скорость барботирования хлора в склянке 4 50+60 пузырьков в минуту. Хлор поглощается интенсивно при температуре -3+-5 °С. Для этого в лед 5 добавляется кальций хлористый. Раствор гипохлорита хранят в холодильнике.

Второй способ получения гипохлорита. Техническую хлорную известь отечественного производства заливают водой из расчета 1:2 по объему, закрывают, перемешивают и ставят в холодильник на 3-5 дн. для насыщения. Полученный раствор отфильтровывают и хранят в холодильнике.

Определение нормальности гипохлорита. В коническую колбу на 250 см³ отмеряют 50 см³ 0,1 н раствора серной кислоты, прибавляют 10 см³ раствора йодистого калия (100 г/дм³), вносят точно 1 см³ гипохлорита. Плотно закрывают колбу, перемешивают содержимое и титруют йод 0,1 н раствором натрия серноватистокислого. Нормальность раствора гипохлорита н₁ находят по формуле

н₁ • V₁ = н • V,

где V - объем раствора натрия серноватистокислого, израсходованный на титрование йода, выделенного 1 см³ (V₁) раствора гипохлорита, см³; н - нормальность раствора натрия серноватистокислого.

Избыточную щелочность определяют в той же пробе. Отти-тровывают избыток серной кислоты 0,1 н раствором гидроксида натрия в присутствии индикатора метилового оранжевого до перехода окраски от красной до желтой.

Расчет нормальности избыточной щелочности X в растворе гипохлорита производят по формуле

X = 50а - Vн - V^₂,

где 50 - объем H₂SO₄, добавленный при определении нормальности гипохлорита, см³; а - нормальность H₂SO₄, 0,1; V - объем раствора Na₂S₂O₃, израсходованный при определении нормальности гипохлорита, см³; н - нормальность Na₂S₂O₃, 0,1;

V₂ - объем раствора NaOH, израсходованный на титрование избытка H₂SO₄, см³; н₂ - нормальность раствора NaOH.

Приготовленный описанным способом раствор гипохлорита натрия (калия) получается обычно 1,2-1,3 н с избыточной щелочностью, равной 0,2-0,3 н. Раствор гипохлорита из технической хлорной извести имеет нормальность ~ 0,66+0,90.

Борная кислота Н₃ВО₃, насыщенный раствор. 55 г борной кислоты растворяют в 1 дм³ воды. Раствор фильтруют.

Аммоний молибденовокислый (NH₄)₂MoO₄, раствор 10 г/дм³. 1 г соли растворяют в воде, объем доводят до 100 см³.

Натрий муравьинокислый NaCHO₂, раствор 200 г/дм³. 20 г соли растворяют в воде, объем доводят до 100 см³.

Соляная кислота HCI, раствор 1:1. Смешивают равные объемы кислоты (плотность - 1,19 г/см³) и воды.

Калия бихромат K₂Cr₂O₇, растворы 0,1 н, 0,01 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующим разбавлением. При отсутствии стандарт-титра для приготовления 0,01 н раствора 0,4904 г K₂Cr₂O₇, высушенного при 105 °С, растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 1 дм³.

Кислота серная ^SO₄, раствор 1:4. В термостойкий стакан с 80 см³ воды приливают 20 см³ кислоты (плотность -1,84 г/см³).

Проведение анализа

В коническую колбу вместимостью 250 см³ помещают 10 см³ исследуемой воды, добавляют 40 см³ дистиллированной воды, 25 см³ насыщенного NaCl, раствор гипохлорита (5 см³ - первый способ получения или 10 см³ - второй способ) и нагревают на плитке в течение 3 мин. Затем к раствору добавляют 10 см³ насыщенного раствора борной кислоты и снова нагревают в течение 3 мин. После этого к раствору по каплям приливают 5 см³ раствора муравьинокислого натрия (200 г/дм³), кипятят раствор в течение 6 мин, затем охлаждают до комнатной температуры.

К охлажденному раствору добавляют 10 см³ раствора йодида калия (100 г/дм³), 1 см³ катализатора раствора (NH₄)₂MoO₄ (10 г/дм³) и 10 см³ раствора HCI (1:1).

Колбу с анализируемым раствором помещают в темное место на 3 мин, после чего титруют 0,01 н раствором Na₂S₂O₃ до светло-желтого цвета с последующим добавлением 1-2 капель раствора крахмала (раствор синеет) и продолжают титровать до обесцвечивания раствора. Отмечают объем Na₂S₂O₃, пошедший на титрование.

Загрязнение реактивов ионами Br^- и I^- учитывается холостым опытом. Для этого в колбу отмеряют 50 см³ дистиллированной воды и проводят определение Br^- и I^-, как описано выше.

При определении суммы йода и брома существенное влияние оказывает температурный режим. Все пробы должны нагреваться в одинаковых условиях.

Массовую концентрацию ионов брома X (мг/дм³), Х₁ (мг-экв/дм³) рассчитывают:

X = 0,1332(a - b - a₁) ¦ K ¦ 1000/V; Х₁ = Х/79,9,

где а - объем 0,01 н раствора Na₂S₂O₃, пошедший на титрование суммы брома и йода, см³; b - объем. 0,01 н раствора Na₂S₂O₃, пошедший на титрование холостой пробы, см³; а₁ -объем 0,01 н раствора Na₂S₂O₃, пошедший на титрование йода, см³; 0,1332 - масса брома, эквивалентная 1 см³ 0,01 н раствора Na₂S₂O₃, мг; 79,9 - эквивалентная масса Br^-, мг; K - поправочный коэффициент нормальности раствора Na₂S₂O₃.

Допустимые расхождения между повторными определениями 2 мг/дм³ при содержании брома до 50 мг/дм³; при более высоких концентрациях - 4 %.

Пример. Объем исследуемой пробы V = 5 см³; объем раствора 0,01 н Na₂S₂O₃, израсходованный на определение суммы (I+Br) а = 8,2 см³; на титрование холостой пробы b = 2,9 см³; на титрование йода а₁ = 0,5 см³; K = 1. Массовая концентрация брома:

X = (8,2 - 2,9 - 0,5) ¦ 0,1332 ¦ 1 ¦ 1000/5 = 127,87 мг/дм³;

Х₁ = 127,87/79,9 = 1,60 мг-экв/дм³.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИЙ БРОМИД-ИОНОВ КОЛОРИМЕТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ

Выполнение измерений массовой концентрации бромид-ионов в пробах природной воды можно проводить колориметрическим методом на фотометре любой марки. Диапазон измеряемых концентраций (без разбавления) 1-10 мг/дм³. При концентрации бромид-ионов свыше 10 мг/дм³ пробу разбавляют дистиллированной водой.

Сущность метода. Метод основан на окислении бромид-ионов хромовокислым калием в кислой среде до свободного брома, экстракции брома хлороформом, образовании розового бромпроизводного розанилина при взаимодействии брома с фуксинсерной кислотой. Интенсивность светопоглощения бромпроизводного розанилина в хлороформе измеряют при длине волны 540 нм в кювете с толщиной светопоглощающего слоя - 10 мм. Объем пробы воды для определения бромид-ионов должен быть не менее 100 см³.

Реактивы. Фуксин кислый, раствор в серной кислоте. На-

веску 0,1 г фуксина растворяют при нагревании в 100 см³ дистиллированной воды. К 100 см³ раствора приливают 1000 см³ серной кислоты 1:20. Раствор хранят в склянке из темного стекла с притертой пробкой.

Калий бромистый.

Приготовление основного стандартного раствора бромистого калия. Навеску 1,489 г калия бромистого, высушенного до постоянной массы при 105 °С, растворяют в воде и доводят объем раствора водой до 1 дм³. 1 см³ раствора содержит 1 мг бромид-ионов.

Приготовление рабочего стандартного раствора бромистого калия. 10 см³ основного стандартного раствора разбавляют в мерной колбе дистиллированной водой до 1000 см³. 1 см³ раствора содержит 0,01 мг/см³ бромид-ионов.

Калий хромовокислый.

Кислота соляная.

Кислота серная.

Приготовление раствора серной кислоты 1:20. К 1000 см³ дистиллированной воды приливают 50 см³ концентрированной H₂SO₄ (d = 1,84).

Хлороформ медицинский.

Вода дистиллированная.

Приготовление градуировочных растворов.

В мерные колбы на 50 см³ вносят 0-5-10-15-20-25-3550 см³ рабочего раствора бромида, доводят объем до метки дистиллированной водой. Получают растворы с содержанием бромид-ионов 0-1-2-3-4-5-7-10 мг/дм³. Далее с растворами проводят те же операции, что и с пробами.

Проведение анализа

В стакан на 150 см³ помещают 50 см³ анализируемой пробы (или градуировочные растворы) приливают 2,5 см³ концентрированной HCl, перемешивают, 10 см³ концентрированной H₂SO₄, перемешивают и ставят на водяную баню для охлаждения до 10-15 °С. Далее (не более чем в 3 пробы одновременно) добавляют 2,5 см³ 10 % К₂СгО₄, перемешивают и выдерживают на водяной бане 10-20 мин (не дольше), накрыв стаканчики стеклянными воронками для уменьшения возможных потерь брома. Переносят содержимое стаканчика в делительную воронку на 100 см³, цилиндром на 10 см³ приливают 10 см³ хлороформа и проводят экстракцию брома 1 мин. После разделения фаз слой хлороформа сливают в стаканчик, водную фазу отбрасывают. Хлороформ из стаканчика снова переносят в делительную воронку, добавляют 5 см³ раствора фуксина в серной кислоте. Перемешивают содержимое воронки встряхиванием в течение 1 мин.

После разделения фаз слой хлороформа фильтруют через предварительно смоченный хлороформом фильтр “красная лента” в пробирку с притертой пробкой. Через 1 ч раствор в пробирке готов к проведению измерений. Окраска устойчива не менее суток. Измерения проводят на колориметре при длине волны 540 нм в кювете 10 мм.

Обработка результатов

По результатам измерения градуировочных растворов строят график зависимости оптической плотности от концентрации компонента в растворе. Содержание бромид-иона в анализируемой пробе находят по графику. Если производилось разбавление, то результат умножают на разбавление. За окончательный результат принимают среднее из двух определений, имеющих допустимое расхождение (в мг/дм³).

7.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИОНОВ АММОНИЯ

В природных водах аммоний присутствует в виде ионов аммония ( NH+), аммиака (NH₃) и недиссоциированных молекул NH₄OH. Количественное соотношение этих форм имеет важное экологическое значение и определяется величиной рН и температурой воды.

В водах нефтегазовых месторождений содержание иона аммония повышено по сравнению с водами пустых структур и является косвенным показателем нефтегазоносности. Генетически ион аммония связан с накопленным в период седиментоге-неза органическим веществом, разлагающимся в анаэробных условиях в процессе катагенетических превращений.

Присутствие ионов аммония в поверхностных, питьевых и грунтовых водах связано с жизнедеятельностью микроорганизмов. Высокие концентрации ионов аммония характерны для поступающих в водоемы бытовых и промышленных стоков, что приводит к ухудшению санитарного состояния водоема. Еще более токсичным для гидробионтов является аммиак.

Отбор проб. Для определения ионов аммония используют пробу на общий анализ, отобранную согласно “Требованиям к отбору проб”.

Пробу анализируют в день отбора или консервируют добавлением 0,3 см³ раствора (1:1) или хлороформом 1-2 см³ на 1 дм³ воды. Законсервированные пробы хранятся в холодильнике.

Сущность метода. Метод основан на взаимодействии реактива ^сслера (йодно-ртутная соль и щелочь) с ионом аммония с образованием окрашенного в желтый цвет соединения -йодистого меркураммония. Интенсивность окраски пропорциональна концентрации ионов аммония.

Мешающие влияния. Определению мешают железо, жесткость, высокая минерализация, наличие сульфидов, органических соединений, окраска. Влияние их устраняют применением метода дистилляции (отгонка в щелочной среде).

В прозрачных водах допустимо применение прямого определения.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества, безаммиачную дистиллированную воду.

Реактив ^сслера (продается готовым). Рекомендуется хорошо отстаивать реактив, для определения использовать прозрачный слой. При получении новой партии проверять 2

3 точки на калибровочном графике.

Hатрия гидроксид NaOH, раствор 200 г/дм³. 20 г NaOH растворяют в безаммиачной воде, объем доводят до 100 см³.

Hатрия гидроксид NaOH, раствор 15 г/дм³.

Hатрия карбонат Na₂CO₃, раствор 15 г/дм³. 1,5 г соответствующего реактива растворяют в воде в мерном цилиндре вместимостью 100 см³ и доводят объем до метки.

Безаммиачная вода. К 1 дм³ дистиллированной воды добавляют по 1 см³ растворов NaOH (15 г/дм³) и Na₂CO₃ (15 г/дм³) и кипятят в открытой колбе или стакане до уменьшения объема вдвое. Хранят в плотно закрытой полиэтиленовой посуде не более недели.

Аммония хлорид NH₄Cl, основной стандартный раствор с концентрацией NH+ 0,1 мг/см³. ^большое количество соли высушивают в сушильном шкафу при t = 105+110 °С в течение 30-40 мин и охлаждают в эксикаторе над хлоридом кальция. Отвешивают 0,2970 г, растворяют в безаммиачной воде в мерной колбе вместимостью 1 дм³, объем доводят до метки. Хранят раствор в плотно закрытой полиэтиленовой посуде в течение

2-3 мес.

Рабочий стандартный раствор хлорида аммония, 0,01 мг/см³. 50 см³ основного стандартного раствора разбавляют и объем доводят до метки безаммиачной водой в мерной колбе вместимостью 500 см³.

Трилон Б (комплексон III), раствор 500 г/дм³. Растворяют 10 г NaOH в 40 см³ воды, добавляют 50 г трилона Б, объем доводят водой до 100 см³ в мерном цилиндре.

Проведение анализа

Прямое определение. В мерную колбу (V = 100 см³) вносят

1-50 см³ исследуемой воды (в зависимости от концентрации

NH+), объем доводят до метки безаммиачной водой. Раствор переносят в коническую колбу (V = 250 см³), добавляют 2 см³ реактива Несслера, взбалтывают и через 20 мин колоримет-рируют в кювете с толщиной поглощающего слоя 50 мм, X = = 440 нм (синий светофильтр).

Загрязнение реактивов учитывается холостым опытом. Определение проводят со 100 см³ безаммиачной воды.

Если в исследуемом растворе после развития окраски появляется муть, то необходимо применить метод дистилляции.

Метод дистилляции. Собирают на шлифах перегонную установку. Очищают ее от следов аммиака кипячением дистиллированной воды до отрицательной качественной реакции на ион аммония с реактивом Несслера. После этого в колбу для перегонки наливают 1-10 см³ исследуемой воды, 100 см³ безаммиачной воды, 5 см³ раствора гидроксида натрия (200 г/дм³). Собирают в колбе-приемнике 30-50 см³ отгона, доводят объем до 100 см³ в мерной колбе безаммиачной водой и далее поступают как при проведении анализа при прямом определении.

Построение калибровочного графика для прямого определения. В мерные колбы вместимостью 100 см³ вносят 0; 0,5; 1,0; ...; 10,0 см³ рабочего стандартного раствора (0,01 мг/см³ NH4),

что соответствует массовой концентрации NH4 в пробе 0; 0,005; 0,01; ...; 0,1 мг/см³, доводят объем до метки безаммиачной водой. Содержимое колб переносят в конические колбы на 250 см³, вносят по 2 см³ реактива Несслера, взбалтывают и через 20 мин колориметрируют в кювете с толщиной слоя 50 мм, X = 440 нм (синий светофильтр).

Строят калибровочный график, откладывая на оси абсцисс значения концентрации NH+ в пробе, мг/см³, на оси ординат - соответствующие значения оптической плотности с учетом оптической плотности “холостой” пробы.

Построение калибровочного графика для метода дистилляции производят в идентичных условиях. Для этого 0; 0,5; 1,0; ...; 10 см³ рабочего стандартного раствора (0,01 мг/см³) вносят в перегонную колбу, добавляют —100 см³ безаммиачной воды, 5 см³ NaOH (200 г/дм³) и далее поступают, как при проведении анализа.

Обработка результатов

Массовую концентрацию иона аммония X (мг/дм³) и Х₁ (мг-экв/дм³) рассчитывают:

X = а ¦ 1000/V; Х₁ = Х/18,

где а - массовая концентрация NH4 в пробе, определенная по калибровочному графику с учетом холостой пробы, мг/см³;

V - объем пробы, взятый для анализа, см³; 18 - эквивалентная масса NH+, мг.

Допустимые расхождения между повторными определениями 0,05-0,1 мг/дм³, если содержание не превышает 0,5 мг/дм³. При более высоких концентрациях - 20 %.

По найденному содержанию аммония (в мг-экв/дм³) можно рассчитать концентрации NH₃ и NH4 в исследуемой воде в зависимости от рН и температуры воды.

Содержание NH4 (%) находят, вычитая из 100 % указанное в табл. 7.2 содержание NH₃. Колебания в величине ионной силы мало отражаются на содержание аммония в воде.

Пример. Объем пробы, взятый для анализа V = 1 см³; рН воды = 8,0; t = 25 °С; оптическая плотность дистиллята -0,332, холостой пробы - 0,012; значению 0,332 - 0,012 = 0,320

соответствует концентрация NH+ в пробе 0,0624 мг/см³. Массовая концентрация иона аммония

X = 0,0624 ¦ 1000/1 = 62,40 мг/дм³; Х₁ = 62,40/18 =

= 3,47 мг-экв/дм³.

Таблица 7.2

Относительное содержание NH₃ в воде, %, для ионной силы раствора 0,025, минерализации 1 г/дм³

t,	р Н
°с	6	7	8	8,5	9	9,5	10	10,5	11
25	0,05	0,49	4,7	13,4	32,9	60,7	83,1	93,9	98,0
15	0,02	0,23	2,3	6,7	19,0	42,6	70,1	88,1	96,0
5	0,01	0,11	0,9	3,3	9,7	25,3	51,7	77,0	91,5

По табл. 7.2 при рН = 8, t = 25 °С в воде содержится 4,7 % NH₃ или 3,47 ¦ 4,7/100 = 0,16 мг-экв/дм³; m _NH3 = 0,16 ¦ 17 = = 2,7 мг/дм³;

X N_H4 = (3,44 - 0,16) ¦ 18 = 59,04 мг/дм³.

7.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НИТРАТОВ

Система, включающая азотсодержащие вещества, должна рассматриваться при анализе вод как единое целое.

Источником поступления нитратов в воды является органическое вещество растительного и животного происхождения, при разложении которого в присутствии кислорода (аэробные условия) и бактерий освобождается аммиак (NH₃), окисляемый до нитритов ( NO2), затем до нитратов ( NO3). Помимо окисления бактерии способны также фиксировать атмосферный азот, восстанавливая нитраты и нитриты до аммиака и свободного азота.

В анаэробных условиях, что характерно для вод глубоких горизонтов, развиваются процессы денитрификации, ведущие к исчезновению NO2 и NO3 и образованию аммиака. Последний окисляется до свободного азота, насыщая им пластовые воды.

В поверхностных водах источниками поступления нитратов могут быть применяемые в сельском хозяйстве минеральные удобрения, содержащие азотнокислые соли, сбросы промышленных и бытовых сточных вод. По содержанию нитратов судят о санитарном состоянии воды. Для водоемов санитарнобытового и рыбохозяйственного пользования допускается концентрация нитрат-иона 45 мг/дм³ при суммарном содержании азота до 1 0 мг/дм³.

Приводится арбитражный колориметрический метод определения нитратов с фенолдисульфоновой кислотой.

Отбор проб. Пробу отбирают согласно “Требованиям к отбору проб” и анализируют в день отбора. При отсутствии условий консервируют 2-4 см³ хлороформа или 1 см³ H₂SO₄ (плотность - 1,84 г/см³) на 1 дм³ исследуемой воды.

Сущность метода. Метод основан на реакции нитратов с фенолдисульфоновой кислотой с образованием нитропроизводных фенола, которые со щелочами образуют соединения, окрашенные в желтый цвет.

Чувствительность метода 0,1 мг/дм³ нитратного азота.

Мешающие влияния. Определению мешают: хлориды в концентрации более 10 мг/дм³. Их влияние устраняют в ходе анализа добавлением эквивалентного количества сернокислого серебра;

цветность воды. В этом случае к 150 см³ исследуемой воды добавляют 3 см³ суспензии гидроксида алюминия, пробу тщательно перемешивают и после отстаивания в течение нескольких минут осадок отфильтровывают, отбрасывая первую порцию фильтрата;

незначительно завышают результаты нитриты, при содержании их 20 мг/дм³ массовая концентрация нитратов увеличивается на 1 мг/дм³.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Калий азотнокислый KNO₃, основной стандартный раствор, содержащий 0,1 мг/см³ нитратного азота. 0,7218 г азотнокислого калия, высушенного в течение двух часов при 105 °С, растворяют водой в мерной колбе вместимостью 1 дм³, добавляют 1 см хлороформа и доводят объем до метки. Раствор хранят в холодильнике. Срок годности 1 мес.

Рабочий стандартный раствор, содержащий 0,01 мг/см³ нитратного азота. 50 см³ основного раствора переносят в мерную колбу вместимостью 500 см³ и доводят объем водой до метки. Раствор готовят непосредственно перед анализом.

Аммиак NH₄OH, 25%-ный водный раствор.

Квасцы алюмоаммонийные NH₄Al(SO₄)₂ • 12H₂O, или квасцы алюмокалиевые, KAl(SO₄)₂ • 12H₂O.

Алюминия гидроксид Al(OH)₃, суспензия. 25 г квасцов растворяют в 200 см³ воды, раствор подогревают до 60 °С и постепенно, при постоянном помешивании, добавляют 11 см³ раствора аммиака. После отстаивания осадок переносят в большой стакан и промывают декантацией дистиллированной водой до отсутствия в промывной воде аммиака, хлоридов и нитратов. Кислота серная H₂SO₄ (плотность - 1,84 г/см³).

Кислота фенолдисульфоновая, раствор в H₂SO₄. 25 г кристаллического бесцветного фенола (если препарат окрашен необходима его очистка перегонкой) растворяют в 150 см³ H₂SO₄ (плотность - 1,84 г/см³) и нагревают в течение 6 ч на водяной бане с обратным холодильником. Раствор хранят в склянке из темного стекла.

Серебро сернокислое Ag₂SO₄, раствор. 1,10 г соли растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 250 см³, объем доводят до метки. 1 см³ раствора приблизительно эквивалентен

1 мг Cl^-. Раствор хранят в склянке из темного стекла.

Трилон Б, аммиачный раствор. 50 г соли растирают с 20 см³ дистиллированной воды до получения пасты, растворяют в 50 см³ раствора аммиака (25%-ный).

Проведение анализа

Отбирают 10-100 см³ прозрачной или профильтрованной воды (в этом объеме содержание нитратного азота не должно превышать 0,6 мг). Добавляют раствор сернокислого серебра в количестве, эквивалентном содержанию хлор-иона в исследуемой пробе, осадок хлорида серебра отфильтровывают. Фильтр промывают водой, фильтрат выпаривают в фарфоровой чашке на водяной или песчаной бане досуха. Добавляют в чашку

2 см³ раствора фенолдисульфоновой кислоты, растирают стеклянной палочкой до полного смешения с сухим остатком, затем переносят в мерный цилиндр небольшими порциями воды (общий объем 20 см³).

Добавляют 7 см³ раствора аммиака, развивается желтая окраска. Если при добавлении раствора аммиака выделяются гидроксиды металлов, их удаляют фильтрованием через стеклянный фильтр или прибавляют по каплям аммиачный раствор трилона Б до полного растворения осадка. Фильтрат или прозрачный раствор переносят в мерный цилиндр, объем доводят до 50 см³ и колориметрируют, как при получении данных для калибровочного графика.

Построение калибровочного графика. В фарфоровые чашки вместимостью 50 см³ пипетками вносят 0; 0,5; 0,7; ...; 20 см³ рабочего раствора (0,01 мг/см³ нитратного азота) и добавляют примерно 10 см³ воды.

Выпаривают на водяной или песчаной бане. К сухому остатку добавляют 2 см³ фенолдисульфокислоты и тщательно растирают стеклянной палочкой. Переносят, добавляя воду порциями (общий объем воды 20 см³), в мерные цилиндры вместимостью 50 см³. Приливают 7 см³ раствора аммиака, перемешивают палочкой, доводят объем до 50 см³ водой, вновь перемешивают до равномерного развития окраски желтого цвета по всему объему.

Оптическую плотность окрашенных растворов измеряют на фотоэлектроколориметре на светофильтрах (X = 480+490 нм) в кюветах с толщиной слоя 3 см. Из величин оптических плотностей растворов вычитают оптическую плотность холостой пробы. Полученные результаты наносят на график: ось орди

нат - оптимальная плотность, ось абсцисс - массовая концентрация нитратного азота в пробе, мг/см³.

Окраска стандартной шкалы растворов устойчива в течение нескольких недель и может быть использована для визуального определения.

Обработка результатов

Массовую концентрацию нитратов в пересчете на нитратный азот X (мг/дм³) вычисляют:

X = а ¦ 1000/V,

где а - массовая концентрация нитратного азота в пробе, найденная по калибровочному графику или шкале стандартных растворов, мг/см³; V - объем пробы, взятый для анализа, см³.

Массовую концентрацию нитрат-ионов (NO3) X₁ (мг/дм³) вычисляют:

X₁ = X ¦ 4,43,

где 4,43 - пересчетный коэффициент.

Допустимое расхождение между повторными определениями 0,1 мг/дм³, при содержании в воде нитратного азота до 5 мг/дм³, при более высоких концентрациях - 0,5 мг/дм³.

Пример. Объем пробы, взятый на анализ V = 10 см³; оптическая плотность пробы - 0,23; оптическая плотность холостой пробы - 0,11; оптическая плотность пробы с поправкой на холостой опыт - 0,12, что соответствует по калибровочному графику массовой концентрации нитратного азота в пробе а = = 0,085 мг/см³.

X = 0,085 ¦ 1000/10 = 8,5 мг/дм³;

содержание нитратов

X₁ = 8,5 ¦ 4,43 = 37,66 мг/дм³.

7.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КРЕМНИЕВОЙ КИСЛОТЫ

Кремний присутствует в природных водах, в основном, в форме растворенной ортокремниевой кислоты Н^Ю₄, которая, слабо диссоциирует по реакции:

Н^Ю₄ « Н+ + H₃SiO^- .

При нейтральных значениях рН лишь около 5 % растворенного кремния может находиться в форме аниона H₃SiO-, при рН < 5 соединения кремния присутствуют в форме коллоидной поликремниевой кислоты, которая при увеличении рH переходит в ортокремневую кислоту.

Кремниевая кислота легко дегидратируется, в результате этой необратимой реакции H₄SiO₄ = 2H₂J + SiO₂ образуется устойчивая форма SiO₂.

Кремний является биологически важным элементом, поэтому его содержание в поверхностных водах зависит от присутствия фитопланктона и носит сезонный характер.

Характерно высокое содержание силикатов в пластовых и попутных водах газовых и газоконденсатных месторождений. Отношение кремния к хлору в конденсационных водах на порядок и более выше, чем в пластовых водах. Это объясняется спецификой состава и повышенной агрессивностью конденсационных вод по отношению к силикатным породам, слагающим залежь.

Приводится колориметрический метод определения.

Отбор проб. Отбор проб проводят согласно “Требованиям к отбору проб” в полиэтиленовые бутыли, мутные воды предварительно фильтруют. Определение производят сразу после отбора, при отсутствии условий пробу консервируют 2 см³ хлороформа или 1 см³ раствора H₂SO₄ (1:3) на 1 дм³ воды, пробы хранят не более 1-3 сут.

Сущность метода. Мономерно-димерная форма кремнекис-лоты реагирует в кислой среде с молибденом аммония, образуя окрашенную в желтый цвет кремнемолибденовую гетерополикислоту состава H₄[Si(Mo₃O₁₀)₄] • 2H₂O, существующую в растворах в двух формах: а- и в- форме. Лучшая воспроизводимость результатов - при доминировании в растворе а- формы, что имеет место при рH ~1,5 (0,05 н по HCI). Поэтому регулирование рH до 1,5 является обязательным. Интенсивность окраски пропорциональна концентрации кремния в интервале от

0 до 1 5 мг/дм³.

Мешающие влияния. Определению мешают: высокое содержание органических веществ. Их удаляют концентрированием. Для этого пробу помещают в платиновую чашку, добавляют концентрированные кислоты - 1 см³ H₂SO₄,

3 см³ HNO₃ и выпаривают досуха. После исчезновения дыма слегка прокаливают, приливают 50 см³ дистиллированной воды, 50 см³ соляной кислоты и проводят определение;

железо (II), дающее синюю окраску. Устраняют добавлением нескольких кристаллов надсернокислого аммония;

фосфаты. Устраняют добавление раствора щавелевой или винной кислот. В присутствии фосфорной кислоты вводится поправка, для чего из найденного количества двуокиси кремния вычитывается 0,5 мг на каждый миллиграмм содержания Р2О5;

сероводород и сульфиды. Удаляют подкислением, продуванием воды воздухом;

фториды. Для удаления используют борную кислоту, добавляя в 20-кратном количестве;

цветность, мутность. Устраняют путем компенсирования окраски во время колориметрирования. Для этого проводят измерение оптической плотности фона исследуемой воды без добавления реактивов и вычитают ее из оптической плотности пробы.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и свежеприготовленную дистиллированную воду. Все реактивы, включая дистиллированную воду, хранят в полиэтиленовых емкостях.

Кислота серная ^SO₄, плотность - 1,84 г/см³.

Кислота серная ^SO₄, растворы 1:1, 1:3. Один объем концентрированной серной кислоты добавляют соответственно к одному и трем объемам дистиллированной воды.

Кислота азотная HNO₃, плотность - 1,39 г/см³.

Кислота соляная HCl, плотность - 1,19 г/см³.

Кислота борная Н₃ВО₃.

Кислота щавелевая Н₂С₂О₄ ¦ 2Н₂О.

Хлороформ.

Аммоний надсернокислый (NH₄)₂S₂O₃.

Аммоний молибденовокислый ШИ^Мо^^ ¦ 4Н₂О, раствор 100 мг/дм³. 10 г соли помещают в цилиндр вместимостью 100 см³, растворяют в воде на холоде и доводят объем водой до метки. Раствор фильтруют.

Стандартный раствор кремния, содержащий 0,5 мг SiO₂ в

1 см³. 2,175 г силиката натрия (Na₂SiO₃) растворяют в дистиллированной воде в мерной колбе вместимостью 1 дм³, объем доводят водой до метки.

Рабочий раствор кремния, содержащий 0,05 мг SiO₂ в 1 см³. Готовят разбавлением стандартного раствора в 10 раз.

Стандартный раствор кремния удобно готовить из навески окиси кремния (SiO₂).

Приготовление основного стандартного раствора, содержащего 0,1 мг/см³ SiO₂ (100 мг/дм³ SiO₂). Навеску 0,100 г SiO₂ предварительно прокаленного при 900 °С, сплавляют в платиновом тигле с 3 г смеси для сплавления (2 г Na₂CO₃ + 1 г Na₂B₄O₇). При 900 °С в течение 15-20 мин до получения прозрачного сплава. После остывания сплав заливают в полиэтиленовом стакане горячей дистиллированной водой (около 100 см³). Оставляют для выщелачивания на ночь. После полного разложения сплава, добавляют в стакан при энергичном помешивании сразу 100 см³ HCl (1:3) и продолжают перемешивать до полного растворения осадка. Раствор переносят в мерную колбу на 1000 см³, обмывают стакан и тигель дистиллированной водой, доливают до метки, перемешивают. Раствор устойчив в течение года. Хранят в полиэтиленовой емкости.

Рабочий стандартный раствор SiO₂, 10 мг/см³ готовится в день анализа разведением основного раствора дистиллированной водой в 10 раз.

Допустимо в качестве стандартов применять искусственные растворы, если шкала приготовленная из них имеет такую же окраску.

Пикриновая кислота (2, 4, 6 - тринитрофенол - C₆Н₂0Н(N0₂), раствор соответствует окраске 0,05 мг SiO₂ см³. 0,04 г кислоты растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 1 дм³, объем доводят водой до метки.

Хромовокислый калий (K₂CrO₄), раствор, окраска которого соответствует 0,5 мг SiO₂ см³. 0,331 г соли растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 1 дм³, объем доводят до метки.

Рабочий стандартный раствор хромовокислого калия, содержащий 0,05 мг SiO₂ см³. Готовят разбавлением стандартного в десять раз.

Проведение анализа

В пробирку с притертой пробкой помещают 20 см³ исследуемой воды, прибавляют 2 см² молибденовокислого аммония и

4 капли раствора серной кислоты (1:1). Раствор перемешивают и через 15 мин колориметрируют в кюветах с толщиной слоя 2-5 мм при X = 440 нм. Параллельно проводят “холостое” определение с 20 см³ дистиллированной воды.

Построение калибровочного графика. В пробирки вместимостью 20 см³ отбирают 0,0; 1,0; 2,0; ...; 10,0 см³ рабочего раствора силиката натрия (0,05 мг Si0₂/см³), доводят объем до 20 см³ водой, что соответствует содержанию SiO₂ в пробах 0,0; 0,05; 0,10; ...; 0,50 мг/см³. Доливают в каждую пробирку по

2 см³ молибденовокислого аммония и 4 капли раствора H₂SO₄ (1:1). Далее поступают, как описано в “Проведении анализа”.

По полученным данным строят калибровочный график, откладывая: на оси абсцисс массовые концентрации SiO₂ в пробах, мг/см³; на оси ординат - соответствующие оптические плотности с поправкой на “холостой” опыт.

При применении искусственного раствора в пробирки вместимостью 20 см³ пипетками вносят раствор пикриновой кислоты в количествах 0,0; 1,0; 2,0; ...; 10,0 см³ и доводят дистиллированной водой до 20 см³, что соответствует окраске кремнесодержащих растворов 0,00; 0,05; 0,10; ...; 0,50 мг SiO₂/см³ в пробе.

Строят калибровочный график, как указано выше.

Обработка результатов

Содержание кремниевой кислоты X (мг SiO₂/дм³), вычисляют по формуле:

X = а • 1000/V,

где а - массовая доля кремниевой кислоты в пробе, найденная по калибровочному графику, мг/см³; V - объем пробы воды, взятый для определения, см³.

Содержание кремния Si X₁ (мг/см³) вычисляют по формуле:

X₁ = X • 0,467,

где 0,467 - пересчетный коэффициент.

Допустимые расхождения при повторных определениях в интервале концентраций Si от 2 до 15 мг/дм³ составляют 2 %.

Пример. Объем пробы, взятый для анализа V - 20 см³; оптическая плотность пробы - 0,10; оптическая плотность

“холостой” пробы - 0,02; оптическая плотность анализируемой пробы с вычетом “холостой” - 0,08; по калибровочному графику данному значению соответствует массовая доля SiO₂ -0,115 мг/см³ в пробе.

X = 0,115 • 1000/20 = 5,75 мг/дм³;

X₁ = 5,75 • 0,467 = 2,69 мг/дм³.

7.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФОСФАТОВ

Фосфор является важным биогенным элементом, содержание и формы его в поверхностных водах изменяются в зависимости от сезона. В поверхностные воды фосфаты попадают из почвы, из сточных вод или из органической массы при ее разложении.

Фосфор присутствует в водах в виде различных неорганических фосфатов, соотношение форм которых зависит от величины рH воды (табл. 7.3).

Соотношение форм фосфорной кислоты в зависимости от pH воды (в мольных процентах)

Компонент

р H

H₃PO4

H2PO-

HPO4^-

PO³^-

0,10

97,99

1,91

0,01

83,68

16,32

33,90

66,10

4,88

95,12

0,51

99,45

0,04

0,05

99,59

0,36

99,73

3,47

Приводится колориметрический метод определения.

Отбор проб. Пробы отбирают согласно “Требованиям к отбору проб”, консервируют добавлением 2 см² хлороформа на 1 дм³ пробы, хранят при t = 3+5 °С не более 3 сут.

Сущность метода. Метод основан на способности фосфатов образовывать с молибдатом аммония в кислой среде под действием восстановителей окрашенное синее соединение фосфорномолибденовой гетерополикислоты H₇[P(Mo₂O₇)₆] • 28H₂O, интенсивность окраски которого определяют колориметрически. Из всех применяемых для этой цели восстановителей наиболее устойчивую окраску дает свежеприготовленный раствор хлористого олова.

Мешающие влияния. Определению мешают кремниевая и мышьяковая кислоты, окрашивающие растворы в синий цвет, и восстановители: закисное железо, органические вещества,

сульфиды и сероводород в концентрациях серы, превышающих

3 мг/дм³. Их устраняют путем предварительного отделения органического вещества бутилацетатом и окислением легко-окисляющихся веществ перманганатом калия. Для этого 100 см³ исследуемой воды помещают в делительную воронку, добавляют 10 см³ раствора серной кислоты (1:1) и по каплям 0,1 н раствор перманганата калия (KMnO₄) до устойчивой в течение нескольких минут слабо-розовой окраски. Затем добавляют 5 см³ бутилацетата, содержимое встряхивают и оставляют до разделения слоев. Слой бутилацетата, окрашенный органическими веществами, отбрасывают, отделившуюся водную часть, содержащую фосфор, анализируют.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Бутилацетат (бутиловый эфир уксусной кислоты)

CH₃COO(CH₂)₃CH₃.

Калий марганцевокислый KMnO₄, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра.

Кислота серная ^SO₄, раствор 1:1. К одному объему воды приливают один объем кислоты (плотность - 1,84 г/см³).

Аммоний молибденовокислый (NH₄)₆(Mo₇O₂₄) ¦ 4H₂O, раствор 100 г/дм³. 10 г соли растворяют в дистиллированной воде, объем доводят до 100 см³, фильтруют, добавляют 300 см³ раствора серной кислоты (1:1).

Кислота соляная HCl, плотность - 1,19 г/см³.

Медь сернокислая CuSO₄, раствор 40 г/дм³. 4 г соли растворяют в воде в мерном цилиндре, объем доводят водой до 1 00 см³.

Олово двухлористое SnCl₂, раствор. 100 мг металлического олова растворяют в 2 см³ HCl (плотность - 1,19 г/см³), добавляют 1 каплю раствора сернокислой меди, подогревают на водяной бане до полного растворения, объем доводят водой до 10 см³. Употребляют свежеприготовленный раствор.

Калия фосфат однозамещенный КН₂РО₄, основной стандартный раствор. 0,1417 г однозамещенного фосфорнокислого калия растворяют в мерной колбе вместимостью 1 дм³, доводят

объем водой до метки. 1 см³ раствора содержит 0,1 мг HPO^^-.

Рабочий раствор фосфата калия, содержащий 0,001 мг HPO₄²"/см³. Готовят разбавлением основного стандартного раствора в 100 раз.

Проведение анализа

10 см³ исследуемого раствора вносят в мерную пробирку на 20 см³, добавляют 2 см³ молибденовокислого аммония и 1 каплю двухлористого олова. Содержимое пробирки перемешивают однократным перевертыванием при закрытой пробке, оставляют на 5 мин и колориметрируют. При наличии фосфатов раствор окрашивается в голубой цвет.

Параллельно проводят “холостое” определение с дистиллированной водой.

Растворы колориметрируют на спектрофотометре в кювете с толщиной слоя 20-50 мм при X = 815 нм.

Построение калибровочного графика. В колориметрические пробирки вместимостью 10 см³ пипеткой вносят рабочий раствор однозамещенного фосфорнокислого калия (0,001 мг HPO^/см³) 0,0; 1,0; 2,0; ...; 10,0 см³ и доводят до 10 см³ дистиллированной водой. Полученные растворы соответствуют содержанию HPO^^- в пробах 0,0; 0,001; 0,002; ...; 0,01 мг/см³. Добавляют в пробирки по 2 см³ молибдата аммония и по 1 капле двухлористого олова. Далее поступают, как в “Проведении анализа”.

Строят калибровочный график: по оси абсцисс откладывают значения массовой концентрации HPO^^- в пробе, мг/см³; по оси ординат - соответствующие значения оптической плотности с учетом “холостого” определения.

Обработка результатов

Массовую концентрацию HРО^2-, X (мг/дм³) рассчитывают по формуле

X = а • 1000/V,

где а - массовая концентрация HPO^^- в пробе, найденная по графику, мг/см³; V - объем пробы, взятый для анализа, см³.

Расхождения между повторными определениями при концентрациях HPO4^- до 0,2 мг/дм³ составляют 5 %.

Пример. Объем пробы, взятый для анализа, V = 10 см³; оптическая плотность пробы - 0,13; “холостой” пробы - 0,05; оптическая плотность пробы с учетом “холостой” - 0,08; по калибровочному графику данному значению соответствует массовая концентрация HPO^^- в пробе - 0,003 мг/см³.

X = 0,003 • 1000/10 = 0,3 мг/дм³.

7.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ БОРА

Содержание бора в подземных водах углеводородных месторождений колеблется от единиц до десятков миллиграммов на 1 дм³, указывая на глубинный характер его происхождения.

В зависимости от рH бор может находиться в виде различных боратов (солей борной и полиборной кислот), а также в виде свободных орто- и метаборной кислот. Предполагается также образование в природных водах растворимых органических и неорганических комплексных соединений бора.

В сильнощелочных водах бор находится в виде ^ВО₃ и H^O^, соотношение их форм приведено в табл. 7.4.

Учитывая разнообразие соединений бора в природных водах и трудность выявления преобладающего соединения в химических анализах, бор выражают в виде элементного бора (В).

Таблица 7.4

Соотношение Н₃В0₃ и I^BOj в сильнощелочных водах, %

Компонент			р Н
	7	8	9	10	11
Н3В0₃	100	98	63	15	2
H2BO-	0	2	37	85	96

В поверхностных водах соединения бора содержатся в незначительных концентрациях и являются их естественной составной частью.

Высокое содержание бора отмечается в промышленных и бытовых сточных водах, образующихся при производстве или применении различных стиральных порошков.

Приводится объемный титриметрический метод определения бора, применимый для широкого диапазона концентраций.

Отбор проб. Пробы отбирают в полиэтиленовую посуду согласно “Требованиям к отбору проб”.

Сущность метода. Метод заключается в способности борной кислоты образовывать с органическими гидроокисными соединениями (маннит, инвертный сахар, глюкоза и др.) более сильные комплексные кислоты, которые могут быть количественно оттитрованы щелочью. Константа диссоциации комплексной маннито-борной кислоты K = 6 • 10^-6, в 10⁴ раз больше, чем первая константа диссоциации борной кислоты (K = = 6 • 10^-10). Поэтому борная кислота, как чрезвычайно слабая, не титруется. Добавление маннита (или инвертного сахара) переводит борную кислоту в маннито-борную по реакции:

С₆Н₈(ОН)₆ + Н₃В0₃ = H[BO₂C₆H₈(OH)₆] + H₂O,

которая оттитровывается с индикатором фенол-рот или фенолфталеином.

H[BO₂(C₆H₈(OH)₆)₂] + NaOH ^ Na[BO₂(C₆H₈(OH)₆)₂] • H₂O.

Мешающие влияния. Определению мешают железо, алюминий, медь, никель и другие тяжелые металлы, фосфаты, аммоний, фтор, слабые кислоты (H₂C0₃, H₂S, CO₂, H₂SiO₃), окрашенные органические вещества, карбонаты, гидрокарбонаты.

Допустимые концентрации мешающих веществ при определении бора: Fe³+ - 1,0 мг/дм³; NH+ - 10 мг/дм³; HPO4^- -50 мг/дм³; SiO₂ - 100 мг/дм³. От влияния этих компонентов освобождаются путем взятия на анализ меньших аликвот исследуемой воды.

От многих элементов в виду их низкой концентрации можно не освобождаться.

От углекислого газа и сероводорода освобождаются кипячением.

От Fe³+ освобождаются осаждением щелочью.

При содержании аммония более 1 мг в пробе его удаляют кипячением пробы со щелочью.

Органические вещества и окраску удаляют активированным углем. Для этого 10 см³ исследуемой воды помещают в стакан, подкисляют 0,5 см³ HCl (100 г/дм³), добавляют ~50 мг угля (на кончике шпателя), перемешивают раствор и оставляют на 1 ч. После этого уголь отфильтровывают через фильтр “синяя лента” и промывают водой (для уплотнения фильтр предварительно обрабатывают сначала холодной, затем два раза кипящей водой). Общий объем доводят до 50 см³ и продолжают операции как в проведении анализа.

Карбонатные и гидрокарбонатные ионы разрушают соляной кислотой, предварительно добавляя ее к исследуемой воде, удаляют СО₂ и оттитровывают избыток HCl раствором щелочи с индикатором метил-рот.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду, освобожденную от СО₂ кипячением.

Метиловый красный, индикатор, раствор 2 г/дм³. 0,2 г индикатора растворяют в 100 см³ 60 % этилового спирта (61 см³ спирта + 39 см³ воды).

Феноловый красный, индикатор, раствор 4 г/дм³. 0,4 г индикатора растворяют в 100 см³ 20 % этилового спирта (20 см³ спирта + 80 см³ воды).

Метиловый оранжевый, индикатор, раствор 1 г/дм³. 0,1 г индикатора растворяют в 100 см³ горячей воды. После охлаждения раствор фильтруют.

Фенолфталеин, индикатор, раствор 10 г/дм³. 1 г индикатора растворяют в 100 см³ этилового спирта.

Кислота соляная HCl, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра.

Кислота борная ^ВО₃, стандартный раствор, содержащий бор 0,1 мг/см³. 0,286 г дважды перекристаллизованной ^ВО₃ помещают в колбу вместимостью 500 см³ и растворяют в воде, объем раствора доводят до метки.

Буферная смесь ^H = 7,6). Буферную смесь готовят путем смешивания растворов А и Б.

Раствор А, 0,2 М раствор натрия фосфорнокислого двуза-мещенного. 3,5595 г Na₂HPO₄ • ^О растворяют в воде в мерной колбе на 100 см³, объем раствора доводят до метки.

Раствор Б, 1 М раствор лимонной кислоты. 2,1 г лимонной кислоты растворяют в воде в мерной колбе емкостью 100 см³, объем доводят до метки.

С помощью бюреток и пипеток отмеривают 93,65 см³ раствора А и 6,35 см³ раствора Б, смешивают их в колбе, добавляют 4 капли раствора фенолового красного. Раствор хранят плотно закрытым.

Маннит (кристаллический). Используется без какой-либо предварительной обработки, но должен быть проверен холостым опытом на содержание свободной минеральной кислоты. Hайденное количество кислоты учитывается при определении бора.

Бария гидроксид Ва(ОШ₂ • 8H₂O, раствор 0,025 н или натрия гидроксид NaOH, раствор 0,025 н. 100 г Ва(ОШ₂ • 8H₂O или NaOH заливают 100 см³ освобожденной от углекислоты прокипяченной дистиллированной водой, интенсивно взбалтывают, закрывают и оставляют стоять 5-7 сут. После этого определяют нормальность полученного раствора.

Oтбирают пипеткой точно 1 см³ (V) полученной щелочи, добавляют 10 см³ дистиллированной воды и титруют 0,1 н раствором соляной кислоты в присутствии индикатора метилового оранжевого. Hормальность раствора Ва^Ш₂ (н) рассчитывается:

V • н = V₁ • н₁,

где V₁ - объем HCl 0,1 н, израсходованный на титрование, см³; н₁ - нормальность HCl.

В мерную колбу вместимостью 1 дм³ отмеряют раствор Ва^Ю₂ 0,025 н в количестве 1000 см³, объем доводят до метки водой, освобожденной от углекислоты. Полученный раствор Ва^Ш₂ имеет нормальность 0,025.

Пример. Hа титрование 1 см³ Ва^Ш₂ пошло 2,4 см³ HCl

^{0,1 н}; ^н Ba(OH)₂ = ^2,4 • ^0,1 = ^0,24

Via(OH)₂ = 1000 • 0,025/0,24 = 104,2 см³.

Для приготовления раствора 0,025 н берут 104,2 см³ раствора ВаЮШ₂, помещают в мерную колбу вместимостью 1 дм³, растворяют в воде, объем доводят до метки.

Установка титра 0,025 н раствора Ва(ОН)₂. Oтбирают 10 см³ стандартного раствора борной кислоты, добавляют 40 см³ воды и проводят определение как указано в проведении анализа.

Титр T_Ba(OH)2 (мг/см³) вычисляют по формуле

где V - объем борной кислоты, см³; С - содержание бора в растворе борной кислоты, мг/см³; V₁ - объем 0,025 н Ва(ОШ₂, израсходованный на титрование борной кислоты после добавления маннита, см³.

Пример. Hа титрование 10 см³ стандартного раствора борной кислоты пошло 3,7 см³ 0,025 н Ва(ОЮ₂:

TBa(OH)₂ = 10 • 0,1/3,7 = 0,27 мг/см³.

Титрование проводят три раза и берут среднее значение.

Уголь активированный. 20 г активированного угля заливают 200 см³ соляной кислоты (10 г/дм³), смесь перемешивают и оставляют на ночь. После этого раствор кислоты сливают, уголь заливают дистиллированной водой (V = 200 см³), хорошо взбалтывают, снова сливают. Промывку проводят до отрицательной реакции на ион хлора, отмытый уголь высушивают в термостате при температуре 70-80 °С и хранят в банке с притертой пробкой.

Проведение анализа

В коническую колбу пипеткой отмеряют 10 см³ исследуемой воды, цилиндром 40 см³ дистиллированной воды, прибавляют

2-4 капли раствора метилового красного (2 г/дм³) и приливают по каплям 0,1 н раствор HCl до кислой реакции и избыток 0,5 см³. Колбу соединяют с обратным холодильником и раствор кипятят в течение 10 мин для удаления СО₂.

При наличии сероводорода кипячение продолжают до отсутствия H₂S по качественной реакции на свинцовую бумагу (для этого намоченную в дистиллированной воде полоску свинцовой бумаги кладут на открытый конец холодильника). Затем колбу отсоединяют от холодильника, закрывают резиновой пробкой, снабженной двумя отверстиями: в одном находится стеклянная трубка с натронной известью, другое, предназначенное для носика бюретки, должно быть закрыто стеклянной палочкой.

Колбу быстро охлаждают холодной водой, оттитровывают избыток HCl раствором Ва(ОШ₂ 0,025 н до появления желтой окраски по метиловому красному.

Далее определение ведут или а) с индикатором фенолфталеин или б) с индикатором феноловый красный:

а) к исследуемой воде после нейтрализации избытка соляной кислоты добавляют 4-5 капель раствора фенолфталеина

(10 г/дм³), 0,5-1 г маннита и титруют маннито-борную кислоту 0,025 н раствором щелочи до перехода окраски в розовую. Прибавляют новую порцию маннита и титруют снова до розовой окраски. Если цвет раствора при прибавлении новой порции маннита не изменился, то считают титрование законченным;

б) к исследуемой воде после нейтрализации избытка соляной кислоты прибавляют 4 капли фенолового красного и продолжают титровать щелочью до неисчезающей в течение минуты окраски, соответствующей окраске стандарта, в качестве которого используется буферный раствор, имеющий рН = 7,6. Прибавляют 0,5-1 г маннита и титруют выделившуюся манни-то-борную кислоту 0,025 н раствором щелочи до цвета стандарта. Добавление новых порций маннита и титрование продолжают до тех пор, пока при внесении очередной порции маннита раствор не перестает менять розовую окраску.

При повышенных концентрациях бора после добавления в анализируемый раствор маннита окраска его может быть розовой. Это связано со значительным понижением рН раствора от образовавшейся маннито-борной кислоты, что влечет переход в розовый цвет индикатора метилового красного. При титровании такого раствора щелочью окраска постепенно переходит в желтую и в конце титрования снова розовеет от индикатора фенолового красного. В таком случае необходимо повторить анализ с меньшим объемом воды.

Обработка результатов

Массовую концентрацию бора X (мг/дм³) рассчитывают по формуле

X = V₁ • Т • 1000/V,

где V - объем исследуемой воды, см³; V₁ - объем 0,025 н Ва(0Н)₂, израсходованный на титрование бора после добавления маннита, см³; Т - титр 0,025 н раствора Ва(0Н)₂, мг/см³.

Допустимые расхождения между повторными определениями 1 мг/дм³, если его содержание не превышает 20 мг/дм³; при более высоких концентрациях - 5 %.

Пример. 0бъем исследуемой воды V = 10 см³; объем 0,025 н Ва(0Н)₂, израсходованный на титрование, V₁ = 1,77 см³;

O концентрации бария в подземных водах газовых и газоконденсатных месторождений имеется мало данных. Содержание бария может оказаться ценным коррелятивом для различия отдельных горизонтов и пластов в пределах одного месторождения, которые трудно отличить по химическому составу (например, валанжинские пласты Севера Тюменской области). Практика показала, что присутствие в подземных водах иона бария находится в прямой зависимости от наличия или отсутствия газонефтяной залежи и при удалении от контура неф-тегазоносности снижается. Причем в чисто газовой залежи содержание бария, как правило, выше чем в газоконденсатной.

Приводится весовое определение бария.

Отбор проб. Пробы отбирают согласно “Требованиям к отбору проб” и подкисляют HCl (плотность - 1,19 г/см³) из расчета 1 см³ на 1 дм³ воды.

Сущность метода. Метод основан на соосаждении иона бария серной кислотой с образованием малорастворимого мелкокристаллического осадка BaSO₄ с последующим определением его весовым методом.

Мешающие влияния. Oпределению мешают карбонаты кальция и магния, так как с ними могут соосаждаться карбонаты бария, поэтому пробу подкисляют при отборе.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кислота серная H₂SO₄, раствор 2 н. В мерную колбу вместимостью 1 дм³ помещают ~ 0,5 дм³ дистиллированной воды, добавляют 56 см³ серной кислоты (плотность - 1,84 г/см³). После охлаждения доводят объем водой до метки.

Кислота соляная HCl, раствор 2 н. В мерную колбу вместимостью 1 дм³ помещают ~ 0,5 дм³ воды добавляют 162 см³ соляной кислоты (плотность - 1,19 г/см³) и после охлаждения доводят объем водой до метки.

Серебро азотнокислое AgNO₃, раствор 0,1 н. Способ приготовления описан ранее.

Проведение анализа

25 см³ исследуемого раствора отбирают в термостойкий стакан вместимостью 100 см³ и нагревают на водяной бане почти до кипения. Для предупреждения образования коллоидных осадков вводят в пробу 3 см³ 2 н раствора соляной кислоты. Медленно (1 капля в секунду) добавляют 3 см³ серной кислоты

(2 н), предварительно подогретой, тщательно и энергично перемешивая смесь стеклянной палочкой.

Выпавший мелкокристаллический осадок оставляют на водяной бане на 2-3 ч для созревания. Затем накрывают стакан часовым стеклом и оставляют его на ночь.

Для проверки полноты осаждения на следующий день в раствор над созревшим и отстоявшимся осадком осторожно вводят 1-2 капли раствора серной кислоты (2 н). В случае неполного осаждения при повторном добавлении серной кислоты происходит помутнение раствора из-за образовавшегося осадка сульфата бария. ^обходимо добавить еще 1 см³ раствора серной кислоты и повторить операции, связанные с созреванием и выпадением осадка.

При отсутствии мути осадок количественно переносят на воронку с фильтром “синяя лента”, промывая горячей водой с 1-2 каплями раствора серной кислоты до отрицательной реакции на ион хлора (проба с AgNO₃).

Фильтр с осадком помещают в доведенный до постоянного веса фарфоровый тигель и озоляют на газовой горелке, наблюдая, чтобы не происходило вспышки фильтра при озоле-нии, так как, в этом случае, может произойти образование сульфида бария по реакции: BaSO₄ + 4C = BaS + 4CO, и количество образовавшегося сульфата бария окажется существенно заниженным.

Затем тигель с озоленным осадком помещают в муфельную печь и доводят до постоянного веса при температуре 800 °С.

Обработка результатов

Массовую концентрацию бария X (мг/дм³) вычисляют по формуле

X = (а - b) • 0,5885 • 1000/V,

где а - масса тигля с осадком, мг; b - масса тигля, мг; 0,5885 -коэффициент пересчета BaSO₄ на Ва; V - объем пробы, взятый на анализ, см³.

Допустимые расхождения между повторными определениями составляют 3-5 % в зависимости от концентрации бария в воде.

Пример. Oбъем пробы, взятый для анализа V = 25 см³; масса тигля с осадком а = 8676,5 мг; масса пустого тигля b = = 8676,0 мг.

Присутствие ртути отмечено в подземных водах углеводородных месторождений. 0на может находиться в ионной форме (Hg²+) и в составе ртутьорганических комплексов, в виде которых осуществляется ее миграция. 0сновной формой миграции ртути считают газопаровую фазу, поэтому ртуть присутствует и в конденсационных водах, и в газовой фазе. Известна прямая связь ртути с тепловыми аномалиями.

Ртуть и ее соединения способны накапливаться в водах и породах. При разработке месторождений существует опасность попадания пластовых вод на поверхность. В связи с этим определение ртути должно быть предусмотрено при проведении гидрогеоэкологического мониторинга.

Отбор проб. Пробы отбирают в полиэтиленовые емкости согласно “Требованиям к отбору проб”. В присутствии механических примесей пробу фильтруют через плотный фильтр “синяя лента” и консервируют серной кислотой (плотность -1,84 г/см³) или азотной кислотой (плотность - 1,39 г/см³) из расчета 1 см³ кислоты на 1 дм³ пробы. Анализ выполняют сразу после доставки проб в лабораторию.

Сущность метода. Фотометрическое определение основано на взаимодействии ртути (II) с дитизоном в кислой среде (рН ~ 1,5+2) с образованием желто-оранжевого комплекса -дитизоната ртути, который растворяется в органическом растворителе.

Метод специфичен для ртути и применим для широкого диапазона концентраций от сотых долей миллиграмма до десятков миллиграмм в 1 дм³.

Мешающие влияния. Метод весьма чувствителен к малейшим загрязнениям, поэтому применяемая посуда должна быть предназначена только для этого анализа, делительная воронка для экстрагирования должна быть выполнена из кварцевого или молибденового стекла.

0пределению мешают медь, серебро, которые в кислой среде образуют также дитизонаты, экстрагируемые хлороформом. Влияние меди устраняют переводом ее в комплексные соединения трилоном Б, серебра - роданистым калием.

В пробах воды с большим содержанием кальция (больше 10 г/дм³) вместо серной кислоты для консервации применяют азотную кислоту (1:1) в количестве 5 см³ на 1 дм³ пробы, так как при прибавлении серной кислоты образуется сульфат кальция, мешающий определению ртути. Количество дитизона при этом уменьшают вдвое.

Перед определением проводят окисление пробы перманганатом калия для выделения ртути (II). При этом органические вещества и восстановители, присутствующие в воде, окисляются и переходят в форму, не мешающую дальнейшему определению ртути.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кислота серная H₂SO₄, раствор 1:1. К одному объему воды приливают один объем кислоты (плотность - 1,84 г/см³).

Гидроксиламин солянокислый NH₂OH • HCl, раствор

100 г/дм³. 10 г гидроксиламина растворяют в воде, объем доводят до 100 см³.

Водорода пероксид ^О₂, раствор. 10 см³ пергидроля (33 %) разбавляют водой до 100 см³. Раствор хранят в темной склянке.

Кислота азотная HNO₃, раствор. 16,7 см³ кислоты

(плотность - 1,39 г/см³) разбавляют водой до 1 дм³.

Калий марганцевокислый KMnO₄, раствор 30 г/дм³. 3 г соли растворяют в воде, объем раствора доводят до 100 см³.

Калий марганцевокислый KMnO₄, раствор 1 н. 31,6 г соли растворяют в воде, объем раствора доводят до 1 дм³.

Трилон Б, раствор 1 н. 186 г трилона Б растворяют в воде, объем доводят до 1 дм³.

Калий роданистый KCNS, раствор 100 г/дм³. 10 г соли растворяют в воде, объем доводят до 100 см³.

Аммиак NH₄OH, водный раствор 1:100. Один объем аммиака (25 %) растворяют в 100 см³ воды.

Хлороформ медицинский.

Кислота аскорбиновая, раствор 30 г/дм³, 3 г кислоты растворяют в воде, объем доводят до 100 см³. Раствор готовят пе

ред проведением анализа.

Кислота соляная HCl раствор 1:1. К одному объему воды приливают один объем кислоты (плотность - 1,19 г/см³).

Основной раствор дитизона C₇H₇N₃S = NC₆H₅, 1 • 10^-3 М. 0,0641 г дитизона растворяют в 250 см³ хлороформа.

Рабочий раствор дитизона, 1 • 10^-4 М. Перед анализом основной раствор разбавляют в 10 раз хлороформом.

Очистка дитизона. 1 г препарата, имеющегося в продаже, растворяют в 100 см³ хлороформа, жидкость помещают в делительную воронку вместимостью 500 см³, добавляют 10 см³ раствора аскорбиновой кислоты (30 г/дм³) и 100 см³ раствора гидроксиламина (100 г/дм³). Встряхивают смесь в воронке в течение двух минут, затем оставляют воронку в вертикальном положении до полного расслоения. Дитизон переходит в водный слой в виде желтого первичного дитизоната аммония, а продукты его окисления остаются в слое органического растворителя, окрашивая его в желтый или коричневый цвет. Нижний хлороформенный слой сливают в другую делительную воронку вместимостью 1 дм³, следя за тем, чтобы в водном аммиачном растворе не осталось капель хлороформа. Извлечение дитизона свежими порциями аммиачного раствора с аскорбиновой кислотой повторяют до тех пор, пока новые порции водноаммиачного раствора не будут окрашены в желтый цвет (для этого обычно требуется 5-6 извлечений).

Аммиачные растворы, содержащие дитизон, собирают вместе в делительную воронку, подкисляют раствором соляной кислоты (1:1) до кислой реакции, пока дитизон не выпадет в виде темных хлопьев, а цвет раствора из оранжевого перейдет в бледно-зеленый. 0садок дитизона отфильтровывают через бумажный фильтр, 2-3 раза промывают раствором аскорбиновой кислоты, собирая осадок струей из промывалки в нижнюю часть фильтра, и оставляют на воздухе до высушивания. Сухой очищенный дитизон хранят в плотно закрытой посуде в темном месте.

Ртуть азотнокислая Hg(NO)₂ • 0,5Н₂0, основной стандартный раствор, содержащий Hg²+ 0,1 мг/см³. 0,166 г соли ртути растворяют в мерной колбе вместимостью 1 дм³ в небольшом количестве воды, подкисляют 2-3 каплями концентрированной HNO₃, объем доводят до метки водой.

Рабочий стандартный раствор ртути, содержащий Hg²+ 0,001 мг/см³. 1 см³ основного стандартного раствора помещают в мерную колбу вместимостью 100 см³ и объем доводят водой до метки. Срок годности 2-3 дня. Раствор хранят в прохладном темном месте.

Проведение анализа

100-200 см³ пробы помещают в плоскодонную колбу со шлифом, приливают 10 см³ раствора ^SO₄ (1:1) и несколько капель раствора KMnO₄ (1 н), присоединяют к обратному холодильнику и кипятят в течение 10 мин. Если раствор обесцвечивается, добавляют 2-3 капли раствора KMnO₄, окраска должна сохраняться в течение 15 мин. Большой избыток перманганата мешает определению.

После охлаждения пробы обратный холодильник ополаскивают небольшими порциями воды в колбу, отсоединяют и по каплям добавляют раствор солянокислого гидроксиламина (100 г/дм³) до полного обесцвечивания раствора. Переносят пробу в делительную воронку на 250 см³, приливают 10 см³ раствора уксусной кислоты, 5 см³ раствора трилона Б, 0,5 см³ раствора KCNS, тщательно перемешивают. Затем добавляют

5 см³ рабочего раствора дитизона в хлороформе и встряхивают смесь в течение двух минут. После расслоения смеси сливают хлороформенный раствор в градуированную пробирку с притертой пробкой и доводят объем экстракта до 5 см³. Oптичес-кую плотность полученного раствора измеряют при X = 490 нм в кювете с толщиной оптического слоя 10 мм. Параллельно проводят в тех же условиях “холостое” определение.

Массовую концентрацию Hg²+ определяют по калибровочному графику.

Построение калибровочного графика. В плоскодонные колбы со шлифами на 250 см³ помещают 200 см³ дистиллированной воды, приливают пипеткой рабочий стандартный раствор ртути (0,001 мг/см³) в количествах 0,0; 0,1; 0,2; ...; 1,0; ...; 5,0 см³, что соответствует массовой концентрации ртути в пробах 0,0; 0,0001; 0,0002; ...; 0,001; ...; 0,005 мг/см³. Растворы обрабатывают описанным ранее способом.

По полученным данным строят калибровочный график: на оси абсцисс - массовая концентрация ртути в пробе с учетом “холостой” пробы, мг/см³; на оси ординат - соответствующая оптическая плотность.

Обработка результатов

Массовую концентрацию ртути X (мг/дм³) определяют по формуле

X = а • 1000/V,

где а - массовая концентрация ртути в пробе, найденная по калибровочному графику, мг/см³; V - объем пробы, взятый для анализа, см³.

Допустимые расхождения между повторными определениями при концентрации ртути от 0,1 до 2,0 мг/дм³ составляет

4 %.

7.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЫШЬЯКА

Мышьяк в природных водах распространен незначительно, что объясняется низким содержанием его в горных породах. Миграция его в водах происходит, в основном, в форме ионов HAsO3^- и HAsO^-. Содержание мышьяка в водах газовых и газоконденсатных месторождений измеряется единицами мкг и ниже. В пластовых водах, содержащих сероводород, мышьяк, как правило, не обнаруживается, что связано с соосаждением его в виде сульфида мышьяка.

В силу высокой токсичности, определение мышьяка должно быть включено в комплекс компонентов при проведении гидрогеоэкологического мониторинга.

Приводится колориметрический метод определения.

Отбор проб. Пробы отбирают согласно “Требованиям к отбору проб”, консервируют добавлением концентрированной соляной кислоты из расчета 3 см³ на 1 дм³ пробы. Определение проводят не позже трех суток после отбора.

Сущность метода. Метод основан на извлечении всех форм мышьяка из воды гидроксидом железа с последующим восстановлением мышьяка хлористым оловом до коллоидного элементного мышьяка. При этом раствор окрашивается в красновато-коричневый цвет, интенсивность которого пропорциональна содержанию мышьяка.

Мешающие влияния. Определению мешают:

органические соединения, их устраняют кипячением пробы с добавлением серной кислоты и пероксида водорода;

железо, мышьяк может выпадать в осадок с гидроксидом железа, поэтому при исследовании железистых вод осадок проверяют на присутствие мышьяка.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кислота серная H₂SO₄, плотность - 1,84 г/см³.

Водорода пероксид ^О₂, 33%-ный.

Кислота соляная HCl, раствор 1:1. К одному объему воды приливают один объем кислоты (плотность - 1,19 г/см³).

Железо хлорное FeCl₃ • 6^О, раствор 100 г/дм³. 13,9 г хлорного железа помещают в колбу вместимостью 100 см³, растворяют и доводят до метки раствором соляной кислоты (1:1). ₃

Аммиак NH₄OH, водный раствор. К 440 см³ раствора аммиака (25%-ного) добавляют воду до объема 1 дм³.

Железо-аммиачные квасцы Fe(NH₄) • (SO₄)₂, раствор 100 г/дм³. 10 г квасцов помещают в колбу на 100 см³ и доводят до метки водой.

Медь сернокислая CuSO₄ • 5H₂O, раствор 10 г/дм³. 1 г соли помещают в мерный цилиндр вместимостью 100 см³, растворяют и доводят объем до метки раствором соляной кислоты (1:1).

Олово хлористое SnCl₂, раствор. 10 г металлического гранулированного олова растворяют в концентрированной HCl в мерной колбе вместимостью 100 см³ при нагревании на водяной бане. Выдерживают в течение 2-3 ч. После охлаждения объем доводят кислотой до метки. Используют только свежеприготовленный раствор.

Натрия гидроксид NaOH, раствор 1 н. Готовят из фикса-нала или 4 г щелочи растворяют в воде, объем доводят до 1 00 см³.

Кислота серная ^SO₄, раствор 1 н. Готовят из фиксана-ла, содержимое ампулы растворяют в воде и объем доводят до

1 00 см³.

Стандартный раствор, содержащий мышьяк 0,1 мг/см³. 0,132 г As₂O₃ растворяют в 10 см³ раствора гидроксида натрия, прибавляют 10 см³ раствора серной кислоты (1 н) и доводят дистиллированной водой до 1 дм³.

Рабочий стандартный раствор, содержащий мышьяк 0,001 мг/см³. Готовят разведением основного стандартного раствора в 100 раз. Раствор готовят непосредственно перед анализом.

Проведение анализа

Аликвоту исследуемой воды, содержащую не более 0,2 мг мышьяка, доводят до 100 см³ дистиллированной водой, прибавляют 0,5 см³ железо-аммиачных квасцов, нагревают до кипения, прибавляют по каплям аммиак до полного осаждения железа и оставляют на водяной бане на 15-20 мин. 0садок отфильтровывают и промывают горячей водой с NH₄OH (несколько капель). Затем подставив под воронку стакан, в котором проводилось совместное осаждение железа и мышьяка, растворяют на воронке осадок 2-3 см³ горячей HCl (1:1) и переводят фильтрат из стакана в пробирку вместимостью 20 см³. К полученному раствору, объем которого не должен превышать 5

7 см³, добавляют 1 см³ раствора CuSO₄ в HCl и 5 см³ раствора хлористого олова в кислоте.

Доводят объем раствором соляной кислоты (1:1) до 15 см³, нагревают на водяной бане 20 мин, охлаждают и колориметрируют при X = 560 нм. Параллельно проводят “холостое” определение с 100 см³ дистиллированной воды.

Построение калибровочного графика. В градуированные пробирки вместимостью 20 см³ отмеривают 0,0; 0,1; 0,2; ...; 1,5 см³ рабочего стандартного раствора мышьяка (0,001 мг/см³), что соответствует содержанию мышьяка в пробах 0,0; 0,0001; 0,0002; ...; 0,0015 мг/см³. Прибавляют 2-3 капли хлорида железа в соляной кислоте, 1 см³ CuSO₄ и 5 см³ раствора хлористого олова в соляной кислоте, как при выполнении определения. Доводят объем соляной кислотой до 15 см³, нагревают на водяной бане 20 мин, охлаждают и колориметрируют. По полученным данным строят калибровочный график: на оси абсцисс - массовая концентрация мышьяка в пробе, мг/см³; на оси ординат - соответствующее значение оптической плотности с учетом “холостого” определения.

Обработка результатов

Массовую концентрацию мышьяка X (мг/дм³) рассчитывают по формуле

X = а • 1000/V.

где а - массовая концентрация As в пробе, найденная по графику, мг/см³; V - объем пробы, взятый для анализа, см³.

Допустимые расхождения при повторных определениях при концентрации мышьяка 0,1 мг/дм³ - 20 %.

Пример. 100 см³ определяемой воды, обработанной согласно методике, соответствует по цвету раствору, содержащему

1,3 см³ стандартного раствора мышьяковистого натрия (или 0,0013 мг As в 1 см³).

X = 1,3 • 0,001 • 1000 : 100 = 0,013 мг/дм³.

7.10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВАНАДИЯ

Ванадий - один из наиболее рассеянных элементов: содержание его в земной коре составляет 0,015 %, постоянно обнаруживается в нефтях, битумах, торфах, углях. Растворенный в природных водах ванадий часто не имеет генетической связи с нефтью, но иногда используется в корреляционных целях.

Ванадий образует в воде устойчивые анионные комплексы (V₄O₁₂)^4- и (V₁₀O₂₆)^6-. Существенную роль в миграции ванадия выполняют растворенные комплексные соединения с органическими веществами, особенно с гумусовыми кислотами.

Максимальное содержание ванадия в природных водах -

0,5 мг/дм³. Предельно допустимая концентрация ванадия в водоемах по санитарно-токсикологическому показателю составляет 0,1 мг/дм³.

Приводится колориметрический метод определения ванадия.

Отбор проб. Пробы отбирают согласно “Требованиям к отбору проб”, консервируют добавлением 5 см³ концентрированной азотной кислоты на 1 дм³ исследуемой воды. Oбъем пробы - от 500 до 1000 см³.

Сущность метода. Метод основан на фотометрическом определении ванадия в кислой среде в виде окрашенного тройного комплексного соединения с 4-(2-пиридилазо)-резорцином и пероксидом водорода.

Мешающие влияния. Oпределению мешают алюминий, железо, титан. Их устраняют концентрированием ванадия на гидроксиде магния.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Hатрия гидроксид NaOH, раствор 40 г/дм³. 4 г щелочи растворяют в воде, объем доводят до 100 см³.

Магния сульфат MgSO₄, раствор 100 г/дм³. 10 г соли растворяют в воде, объем доводят до 100 см³.

Фенолфталеин (индикатор), раствор 1 г/дм³. 0,1 г индикатора помещают в цилиндр, объем доводят водой до 100 см³.

Кислота серная H₂SO₄, раствор 1:9. К девяти объемам воды приливают один объем кислоты (плотность - 1,84 г/дм³).

Водорода пероксид H₂O₂, раствор 1:29. 1 объем пероксида водорода (плотность - 1,112 г/дм³) растворяют в 29 объемах дистиллированной воды. Раствор должен быть свежеприготовленным.

Калий марганцевокислый KMnO₄, раствор 10 г/дм³. 1 г соли растворяют в воде и доводят объем до 100 см³.

Hатрий азотистокислый NaNO₂, раствор 10 г/дм³. 1 г соли помещают в цилиндр вместимостью 100 см³ и доводят объем до метки водой.

Мочевина (карбамид) CO(NH₂)₂, раствор 100 г/дм³. 10 г мочевины помещают в цилиндр вместимостью 100 см³ и доводят объем водой до метки.

Hатрий фтористый NaF, раствор 40 г/дм³. 4 г натрия соли помещают в цилиндр вместимостью 100 см³ и доводят до метки водой.

4-(2-пиридилазо)-резорцин (мононатриевая соль) C₁₁H₈O₂Na х х H₂O, раствор 0,5 г/дм³. 0,05 г соли помещают в цилиндр и доводят водой до 100 см³. Раствор должен быть свежеприготовленным.

Ванадия окись V₂O₅, стандартный раствор, содержащий ванадий 0,1 мг/см³. 0,1785 г прокаленной при 500 °С окиси ванадия, растворяют в 5 см³ раствора NaOH (40 г/дм³), нейтрализуют раствором H₂SO₄ (1:9), добавляют избыток 10-20 см³ кислоты. Затем переносят в мерную колбу на 1 дм³, доливают водой до метки и перемешивают.

Рабочий раствор, содержащий ванадий 0,01 мг/см³. 10 см³ стандартного раствора переносят в мерную колбу на 100 см³ и доливают до метки водой. Раствор готовят в день применения.

Проведение анализа

В случае, если проба воды была подкислена при отборе (законсервирована), перед определением аликвоту нейтрализуют щелочью. Для расчета объема щелочи 10 см³ отдельной пробы в присутствии фенолфталеина титруют раствором гидроксида натрия (40 г/дм³).

100 см³ исследуемой пробы нейтрализуют рассчитанным объемом щелочи, добавляют еще 2 см³ раствора NaOH (40 г/дм³), перемешивают, добавляют 2 см³ раствора MgSO₄ (100 г/дм³), перемешивают и оставляют в покое до полного осаждения осадка (можно оставить на ночь). Если проба содержит достаточно большое количество магния, что видно по выпадению осадка из пробы после добавления в нее щелочи, сернокислый магний в пробу не добавляют.

После отстаивания большую часть раствора над осадком сливают сифоном, а остаток отфильтровывают через фильтр (белая лента). 0садок на фильтре промывают 1-2 раза небольшим количеством дистиллированной воды, воронку с промытым осадком переносят в мерную колбу на 50 см³ и растворяют осадок 10 см³ раствором ^SO₄ (1:9), собирая фильтрат в мерную колбу. Фильтр после растворения осадка промывают 1-2 раза небольшим количеством дистиллированной воды.

К раствору в мерной колбе приливают 0,5 см³ раствора пероксида водорода (1:29) и по каплям раствор марганцевокислого калия (10 г/дм³) до устойчивой розовой окраски. Через 1

2 мин добавляют по каплям при перемешивании раствор азотистокислого натрия (10 г/дм³) до появления слабо-желтой окраски и не позднее чем через 1 мин приливают 5 см³ раствора мочевины (100 г/дм³) (чтобы при анализе выдержать интервал времени, работают одновременно с партией в шесть проб).

Затем при постоянном перемешивании добавляют 2 см³ раствора фтористого натрия (40 г/дм³), 2,5 см³ раствора монона-триевой соли (0,5 г/дм³) и 2 см³ раствора пероксида водорода, доливают водой до метки и выдерживают в кипящей водяной бане в течение 10 мин. После этого пробу охлаждают в кристаллизаторе со льдом в течение 15 мин и сразу колориметри-руют при X = 540 нм в кювете с толщиной слоя 50 мм. Параллельно проводят “холостое” определение со 100 см³ дистиллированной воды.

Построение калибровочного графика. В стаканы на 100 см³ пипеткой помещают 0,0; 0,3; 0,5; ...; 3,0 см³ рабочего стандартного раствора (0,01 мг/см³), что соответствует массовой концентрации ванадия в пробе 0,0; 0,003; 0,005; ...; 0,030 мг/см³. Приливают водопроводную воду (для лучшего образования осадка Mg(OH)₂) до объема 100 см³ и далее ведут определение, как указано в проведении анализа.

Растворы колориметрируют и по полученным данным строят калибровочный график, откладывая: по оси абсцисс - массовую концентрацию ванадия в пробе, мг/см³; по оси ординат - соответствующее значение оптической плотности с учетом “холостой” пробы.

Обработка результатов

Содержание ванадия X (мг/дм³) вычисляют по формуле X = а • 1000/V.

где а - массовая концентрация ванадия в пробе, найденная по калибровочному графику, мг/см³; V - объем исследуемой пробы, взятый на анализ, см³.

Допустимые расхождения при повторных определениях составляют 20 %.

Пример. Объем пробы, взятый для анализа V - 100 см³; оптическая плотность “холостой” пробы - 0,06; оптическая плотность пробы с поправкой на “холостой” опыт - (0,08 - 0,06) = = 0,02; по калибровочному графику данному значению соответствует массовая концентрация ванадия а - 0,01 мг/см³. X = = 0,01 1000/100 = 0,1 мг/дм³.

Глава 7

АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ОРИЕНТАЦИИ ТРЕЩИН НА ДИНАМИКУ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА

В настоящее время в России на месторождениях с заводнением добывается более 90 % всей нефти [65]. В низкопроницаемых коллекторах приконтурное и внутриконтурное заводнение нередко сочетается с широкомасштабным применением гидравлического разрыва пласта, являющегося одним из наиболее эффективных методов повышения производительности скважин. Наибольший эффект достигается при проектировании ГРП как элемента системы разработки, когда выбор скважин для проведения гидроразрыва осуществляется с учетом всей пластовой системы, взаимного расположения скважин, взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин [21, 29, 44, 72, 77]. Опыт применения ГРП показывает, что в некоторых случаях сразу после проведения операции наблюдаются как резкий рост, так и падение обводненности [11, 22, 69]. Рост обводненности, как правило, связывают с ускоренным прорывом воды по трещине от нагнетательных скважин или с разрывом экрана, отделяющего продуктивный пласт от водонасыщенного пласта. Снижение обводненности обычно объясняют вовлечением в разработку зон и пропластков, не дренированных ранее, сообщаемость которых со скважиной обеспечивается вертикальной трещиной гидроразрыва.

Оценка эффективности и влияния ГРП на динамику обводнения скважин связана с анализом сложных фильтрационных процессов многофазной фильтрации в окрестности скважины и трещины [46, 51, 72]. Перераспределение потоков в латеральном направлении из-за появления в пласте высокопроводящей трещины обусловливает изменение обводненности продукции скважины за счет ускоренного продвижения флюидов по трещине. В зависимости от положения трещины относительно текущей границы раздела нефти и воды обводненность добываемой продукции после ГРП может резко возрасти или снизиться. В общем случае требуются расчеты на базе специальных численных гидродинамических моделей. Однако качественные оценки могут быть выполнены на основе достаточно наглядной аналитической модели.

7.1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОДВИЖЕНИЯ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ДВУХ ЖИДКОСТЕЙ К СКВАЖИНЕ, ПЕРЕСЕЧЕННОЙ ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА

Анализируется поведение языка обводнения в окрестности добывающей скважины после проведения гидроразрыва, появления в пласте высокопроводящей трещины и установления стационарного распределения давления. Предполагается, что вытеснение носит поршневой характер, суммарная подвижность смеси в области, занятой водой, и в области чистой нефти постоянна, средняя доля воды в зоне смеси - F. Начальное положение границы раздела нефти и прорвавшейся в скважину воды непосредственно перед проведением ГРП известно, Г₀ : y = y₀X). Движение границы раздела Г :y = y(x,t) описывается уравнением в частных производных [23, 24]

-фхУх + фу = 0. (7.1)

Здесь x, у - координаты, t - время, ф - потенциал течения, ф -пористость, h - толщина пласта. Уравнение (7.1) относится к гиперболическому типу и может быть решено методом характеристик [62], которые в данном случае являются линиями тока рассматриваемого течения: dx = ф_х dy = ^фу

dt фй ' dt фй

Уравнения характеристик в комплексной форме имеют вид

dZ Ф₂ , ,

- =--; v(z) = const (7.2)

dt фй

где Z = x + iy - комплексная переменная; у - функция тока; Ф = ф + iy - комплексный потенциал течения. В случае идеальной трещины, расположенной вдоль оси х с центром в начале координат, имеющей полудлину 1, распределение потенциала имеет вид

+ ф w- (7.3)

l V l²

2л

V J

Здесь ф„ - значение потенциала на контуре трещины, определяемое забойным давлением, Q - дебит жидкости после ГРП. Для интегрирования уравнения (7.2) с учетом (7.3) перейдем к новой переменной ф, определяемой вдоль линии тока:

Z = lch[~~^2лф~^ф~~w ~~+ W~~ - (74)

Тогда начальное условие для уравнения (7.2) будет задаваться значениями потенциала (7.3) на границе раздела нефти и воды ф₀ = ф(х,у₀ (х)). В результате интегрирования получим

' ^4л(ф~фw A _shT ^{4Л ф}0 -фw

4 л (ф - фо) 4лу 2Qt

cos

Q Q лфй1

Моменты f подхода различных точек границы раздела нефти и воды к трещине вдоль соответствующих линий тока определяются из этого уравнения при ф = ф_№:

^4л (фо ^-фw^)N| ^{4л ф}о ^-фw⁾_cos4W= 2Qt*

Q J Q Q лфй1

Зная положение границы раздела относительно трещины в произвольные моменты времени, можно вычислить долю воды в добываемой продукции и динамику обводненности.

Пусть к моменту проведения гидроразрыва язык обводнения сформировался в результате прорыва воды к одиночной скважине с дебитом О₀ от прямолинейной границы, расположенной на расстоянии R₀ от скважины параллельно оси х. Предположим, что угол у вершины языка обводнения перед ГРП составляет 2а₀, соответственно обводненность продукции скважины равна a₀Fln (рис. 7.1). Уравнение границы раздела нефти и воды в момент прорыва может быть получено в результате интегрирования уравнения (7.1) для потенциала точечного стока Ф = = -^^lnZ + C с

2л

учетом начального положения границы раздела [23]:

Z₀ = R₀tJsin² Р - cos^-2 а₀е^ , 0 < Р < л. (7.6)

В частности, если гидроразрыв производится сразу после подхода фронта воды к скважине и а₀ = 0, то уравнение (7.6) прини-

R₀ i мает вид Z₀ = —— е .

tgP

Если направление трещины перпендикулярно первоначальной границе раздела нефти и воды, т.е. граница параллельна оси у, то к моменту достижения обводненности а₀ положение границы раздела задается уравнением

Z₀ = R₀-\j cos ² Р - cos ² а ₀е^ , -"2<Р<"2 . (77)

При а₀ = 0 имеем Z₀ = Л^Ре"¹³.

Основным фактором, определяющим обводненность непосредственно после ГРП, является направление трещины.

I X

Рис. 7.1. Положение границы раздела в различные моменты времени (трещина ГРП параллельна первоначальной границе)

Так, если трещина проходит вне языка обводнения, то обводненность сразу после ГРП резко падает, поскольку в трещину начинает поступать нефть из зоны, ранее не охваченной вытеснением, потом по мере заводнения пласта доля воды в добываемой продукции постепенно возрастает. И наоборот, если одно из крыльев трещины оказывается внутри языка обводнения, то доля воды в добываемой продукции после ГРП сразу возрастает от a₀F/n до F/2, затем некоторое время снижается по мере того, как вода, находящаяся вблизи скважины, поступает в трещину и замещается нефтью, после чего наблюдается постепенный рост обводненности, связанный с продвижением фронта воды вдоль трещины к скважине.

Для количественных оценок необходимо подставить соответствующее начальное условие (7.6) или (7.7) в уравнение (7.5) с учетом соотношения (7.4).

Наибольший интерес представляют две крайние ситуации, когда ось трещины параллельна первоначальной границе раздела нефти и воды либо ортогональна этой границе.

1. Если ось трещины параллельна первоначальной границе раздела, то уравнение границы к моменту проведения ГРП задается выражением (7.6). Связь между значениями потенциала ф₀ и функции тока у вдоль этой границы определяется в результате подстановки (7.6) в (7.4):

4я(фо ^-Фw ) Q

n2^_I tg-²iW

(7.9)

+ tg^{2 a}o I^- 1.

C = 2 sin

----— I ty -

Q i ( Q

Момент t* подхода соответствующих точек границы раздела нефти и воды к трещине вычисляется по формуле (7.5) с учетом

(7.8), (7.9); обводненность добываемой продукции ю при этом составит

(7.10)

Поскольку сразу после проведения гидроразрыва трещина оказывается в зоне чистой нефти, то обводненность резко снижается. Последующий рост обводненности в зависимости от количества добытой нефти оказывается несколько более медленным, чем в случае, если бы ГРП не проводился. Поэтому рассмотренная ситуация наиболее благоприятная и может привести к заметным результатам даже при достаточно высокой доле воды в продукции скважины перед гидроразрывом. Увеличение длины трещины приводит к дополнительному приросту добычи нефти.

2. Если ось трещины перпендикулярна первоначальной границе раздела, то положение границы к моменту проведения ГРП задается уравнением (7.7). В результате ГРП одно из крыльев трещины оказывается в зоне, заполненной водой. В этом случае схема решения остается прежней, однако значения A, B и C, подставляемые в (7.8), определяются следующим образом:

Обводненность добываемой продукции в момент f в этом случае составит

ю = 2yF/Q.

(7.12)

Поскольку сразу после ГРП одно из крыльев трещины оказывается в области, занятой водой, обводненность возрастает до F/2. После этого в результате перераспределения фильтрационных потоков, связанного с появлением трещины, вода, находящаяся вблизи скважины, поступает в трещину и замещается нефтью, и доля воды в потоке несколько снижается. В момент времени t_min, определяемый из условия B = C, достигается минимальное значение обводненности; соответствующая линия тока y_min показана на рис. 7.2 (график 3). Затем граница раздела нефти и воды смещается вдоль трещины к скважине, и доля воды в добываемой продукции возрастает. Увеличение длины трещины может привести к увеличению притока воды к краевым участкам трещины и снижению абсолютного отбора нефти.

Полученные результаты могут быть распространены на случай ряда добывающих скважин, параллельного первоначальной границе раздела нефти и воды. Если полудлина трещины 1 существенно меньше расстояния между скважинами в ряду ст, то картина течения в окрестности каждой скважины определяется решением, полученным выше для одиночной скважины. Зависимости (7.5),

(7.8)-(7.12) позволяют определить динамику обводнения после гидроразрыва. Однако дебиты одиночной скважины Q и скважины в ряду Q_r при прочих равных условиях различны. Отношение дебита жидкости после ГРП к дебиту до гидроразрыва для одиночной скважины определяется формулой [92]

J f2 I

> y‘ J

?=*Ц,

Рис. 7.2. Положение границы раздела в различные моменты времени (трещина ортогональна первоначальной границе):

1 - t = 0; 2 - 0 < t < tmin; 3 - t = t_min; 4 - t > t_min

Здесь использовано выражение для эффективного радиуса скважины, пересеченной идеальной трещиной гидроразрыва, /e = 1/2. В случае ряда скважин аналогичное отношение дебитов имеет вид [92]

Формулы для расчета обводненности (7.10), (7.12) приведены для скважины, расположенной в краевой области пласта, поскольку учитывают продвижение языка обводнения только с одной стороны. Аналогичный процесс имеет место для первого ряда скважин в рядных системах разработки. Если скважина находится в стягивающем ряду, то языки обводнения подходят к ней с двух сторон, и картина течения симметрична относительно линии расположения ряда, поэтому значение обводненности должно быть удвоено.

7.2. РАСЧЕТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА

Результаты расчетов на основе полученных решений могут быть представлены в виде графиков безразмерного дебита нефти Q_oil/Q₀ в зависимости от безразмерного времени Q₀t/3,14фhR₀, прошедшего с момента ГРП, построенных для скважин, находящихся в краевой зоне или в стягивающем ряду при различной длине 1/R0 и направлении трещин, разной обводненности перед гидроразрывом и различном расстоянии между скважинами в ряду ct/R₀. Например, на рис. 7.3 приведены графики, соответствующие случаю, когда гидроразрыв проводится непосредственно перед прорывом воды к добывающей скважине. Предполагается, что скважина расположена в стягивающем ряду, причем расстояния между скважинами в ряду и до первоначальной границы раздела нефти и воды совпадают ct/R₀ = 1. Приведем некоторые оценки. Пусть R₀ = = 500 м, ф = 0,2, h = 5 м, дебит жидкости перед ГРП составляет Q₀ = 5 м³/сут. Если трещина гидроразрыва имеет полу-длину 50 м, то 1/R₀ = 0,1. Из графика на рис. 7.3 найдем дебит нефти через год после ГРП: для трещины, параллельной ряду, значение Q_oll/Q₀ составит 1,8, соответственно дебит нефти - 9 м³/сут; для трещины, ортогональной ряду, Q_oll/Q₀ = 1,5, при этом дебит нефти равен 7,5 м³/сут. По графику можно определить также дебит нефти, если ГРП не проводится, в данном случае его величина снижается незначительно и через год составит около 5 м³/сут. Таким образом, при заданной длине трещины независимо от ее направления эффект от проведения ГРП оказался положительным: получено увеличение дебита нефти. В случае более длинной трещины определяющим фактором при оценке эффективности ГРП оказывается направление трещины. Например, при полудлине 100 м (1/R₀ = 0,2) дебит нефти через год после проведения ГРП при параллельной ориентации трещины составит 10 м³/сут, а при наиболее неблагоприятной ориентации трещин перпендикулярно ряду всего 2,5 м³/сут, т.е. окажется ниже, чем в случае, когда гидроразрыв не проводится.

a fl.oj u.of ом o,wt oj

врс.кя, Ц" t /ВДАЛ ¹

Рис. 7.3. Дебит нефти после прорыва воды в скважину с трещиной гидроразрыва (скважина расположена в стягивающем ряду).

IRo равно: 1 - 0,1; 2 - 0,2; 3 - 0,3; 4 -без ГРП

Для подтверждения полученных выводов о динамике обводненности после ГРП были проведены численные расчеты на базе специальной трехмерной модели многофазной фильтрации, учитывающей трещины гидроразрыва конечной проводимости. Причем в расчетах использовались реальные фазовые проницаемости и вязкости нефти и воды. Рассматривалось двухстороннее вытеснение нефти водой от прямолинейных параллельных контуров к ряду добывающих скважин, расположенному посередине между ними. Был рассчитан базовый вариант без применения ГРП и варианты с гидроразрывом в добывающих скважинах, который производился в момент достижения заданной обводненности добываемой продукции. Были рассмотрены варианты с обводненностью перед ГРП 1, 25, 50 и 80 %. В отдельных вариантах предполагалась параллельная и ортогональная ориентация трещин по отношению к контуру, т.е. проанализированы как наиболее благоприятная, так и наиболее неблагоприятная ситуация. Расстояние между скважинами в ряду и между рядами было принято равным 600 м, рассчитаны варианты с полудлиной трещин 50, 100 и 200 м.

Несмотря на размазывание фронта воды в сеточных моделях, были выявлены те же эффекты, что и при аналитическом исследовании процесса. Показано, что при параллельной ориентации трещины происходит падение обводненности после ГРП, а затем постепенное возрастание. При ортогональной ориентации трещины обводненность после ГРП резко возрастает, затем несколько снижается, после чего вновь постепенно возрастает.

В вариантах с параллельной ориентацией трещины отмечено снижение обводненности при одновременном росте добычи жидкости вследствие ГРП по сравнению с базовым вариантом. Этот эффект более значителен для длинных трещин. В вариантах с ортогональной ориентацией трещины обводненность выше, чем в базовом варианте, однако поскольку отбор жидкости также выше, то добыча нефти превышает этот показатель базового варианта. Наиболее сильно различия вариантов с разным направлением трещин проявляются в первый год после ГРП, затем уровни текущей добычи нефти сближаются. При благоприятной ориентации трещины отмечена высокая эффективность ГРП на поздней стадии разработки, т.е. при высокой обводненности добываемой продукции. Расчеты показали целесообразность проведения повторных гидроразрывов в такой ситуации. Уменьшение расстояния между скважинами не привело к каким-либо изменениям выявленных закономерностей.

Следует отметить, что аналогичные расчеты, проведенные для пятиточечной системы расстановки скважин, показали, что эффект изменения обводненности в результате перераспределения фильтрационных потоков после ГРП при площадной системе заводнения незначителен. Проведены расчеты технологических показателей как при ориентации трещины по направлению к нагнетательной скважине, так и под углом 45° к этому направлению. Было принято, что расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами составляет 400 м, полудлина трещины равна 100 и 200 м. Расчеты показали, что уровни добычи нефти и накопленные показатели вариантов достаточно быстро сближаются. Зависимости текущей обводненности от нефтеотдачи для базового варианта и для вариантов с ГРП с разной ориентацией трещины практически совпадают. Это связано с тем, что для площадных систем разработки коэффициент охвата пласта вытеснением более высокий, чем для рядных систем. Поэтому и эффекты, связанные с изменением обводненности из-за различной ориентации трещин, в этом случае носят непродолжительный и менее выраженный характер.

Таким образом, влияние направления трещин на обводненность после ГРП оказывается наиболее существенным при рядных системах расстановки скважин и в краевых зонах пласта. В этих случаях направление трещин является важным фактором, определяющим долю воды в продукции обводненных скважин после ГРП. Любые оценки, не учитывающие этот параметр, могут оказаться неверными. Возможно как резкое падение, так и быстрый рост обводненности. Время, в течение которого затем восстанавливается первоначальное значение обводненности, может быть сопоставимо с продолжительностью эффекта ГРП. Учет ориентации трещин при проектировании системы разработки с использованием ГРП дает возможность замедлить процесс обводнения скважины при одновременном увеличении добычи жидкости.

etMT 7

ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЮЩИЕСЯ В ПРОЦЕССАХ ПОЛУЧЕНИЯ ХОЛОДА

7.1.1. СПОСОБ НАГНЕТАНИЯ ЖИДКОСТИ ПУЛЬСАЦИОННЫМ АППАРАТОМ И ПУЛЬСАЦИОННЫЙ АППАРАТ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Краткое описание

Способ нагнетания жидкости пульсационным аппаратом используется для получения холода в установках сбора, подготовки и переработки углеводородных газов.

Способ нагнетания жидкости реализуется в пульсационном аппарате. На рис. 7.1 представлен пульсационный аппарат для нагнетания жидкости.

Аппарат содержит корпус 1 с подводящим и отводящим газ патрубками 2, 3 и полузамкнутыми емкостями 4, закрепленными своими открытыми концами внутри корпуса 1, а также установленное внутри корпуса 1 с возможностью вращения газораспределительное устройство 5 с соплами 6. Сопла 6 установлены с наклоном. Пульсационный аппарат содержит расширительную камеру 7. Газораспределительное устройство 5 имеет канал 8 с отверстиями 9, 10 и 11 для отвода газа из полузамкнутых емкостей 4 в расширительную камеру 7. Аппарат дополнительно снабжен камерами 12, 13 с патрубками 14, 15 для низконапорной и высоконапорной жидкостей, глухой конец 16 каждой полузамкнутой емкости снабжен двумя клапанами 17, 18, клапан 17 при этом подключен к камере 12 с низконапорной жидкостью, а клапан 18 - к камере 13 с высоконапорной жидкостью.

Кроме того, каждая полузамкнутая емкость 4 дополнительно снабжена сильфоном 19, разделяющим полузамкнутую емкость

4 на две части, одна из которых подключена к полости корпуса 1, а другая сообщается через клапаны 17, 18 с камерами 12, 13 для низконапорной и высоконапорной жидкостей.

Клапаны 17, 18, выполненные в виде вихревых элементов, имеют тангенциальный 20 и радиальный 21 каналы, при этом один из вихревых элементов 17 подключен радиальным каналом 20 к камере с низконапорной жидкостью, а тангенциальным каналом - к полузамкнутой емкости. Второй вихревой элемент 18 подключен радиальным каналом 21 к полузамкнутой емкости 4, а тангенциальным каналом 20 к камере 13 с высоконапорной жидкостью.

Таким образом, в пульсационном аппарате одновременно с охлаждением газа производится перемещение и нагнетание жидкости и газожидкостной смеси.

Устройство работает следующим образом.

Исходный газ с давлением 8,0 МПа и температурой 300 К подают через патрубок 2 во вращающееся против часовой стрелки газораспределительное устройство 5. Момент вращения газораспределительному устройству 5 сообщает реактивное усилие, возникающее при истечении исходного газа из наклонно установленных сопел 6 в полузамкнутые емкости 4. Истекая из сопла 6, исходный газ поочередно ударно заполняет полузамкнутые емкости 4. При ударном заполнении газ сжимается в полузамкнутых емкостях 4 и нагревается до температуры 450 К. Нагретый газ передает свое тепло стенкам полузамкнутых емкостей 4. Тепло отводится от полузамкнутых емкостей 4 конвекцией окружающего воздуха, имеющего температуру 238 К. По мере вращения газораспределительного устройства 5 к заполненным полузамкнутым емкостям 4 подходит канал

8 с отверстиями 9, 10 и 11, через которые сбрасывается из полузамкнутых емкостей 4 газ в расширительную камеру 7, давление в которой равно 3,5 МПа. В расширительной камере 7 газ расширяется и при этом охлаждается до температуры 264 К. Клапан 17 под действием разрежения открывается, газ из камеры 12 всасывается в полузамкнутые емкости 4 жидкостью под давлением 3,55 МПа. А при ударном заполнении полузамкнутых емкостей 4 исходным газом, подаваемым из сопел

6, давление жидкости повышается примерно до 7,5 МПа. Под действием этого давления клапан 18 открывается, а клапан 17 закрывается, и жидкость исходным газом вытесняется в камеру 13. При всасывании жидкости клапан 18 закрыт под действием разности давлений в камере 13 и полузамкнутых емкостях 4. Низконапорная жидкость покидает камеру 13 через патрубок 15.

При высоком числе оборотов газораспределительного ус-

Рис. 7.1. Пульсационный аппарат для нагнетания жидкости:

t ~ фронтальный разрез аппарата; • -разрез в плане (A-А); , - местный разрез (А—А); „ - местный разрез ((?—0; %, А, Е - выполнение клапанов в виде вихревых элементов.

1 - корпус; 2, 3 - подводящий и отводящий газ патрубки; 4 - полузамкнутые емкости; 5 - газораспределительное устройство; 6 -сопла; 7 - расширительная камера; 8 -канал; 9, 10, 11 - отверстия для отвода газа; 12, 13 - камеры; 14, 15 - патрубки для низконапорной и высоконапорной жидкостей; 16 - глухой конец полузамкнутой емкости; 17, 18 - клапаны; 19 - силь-фон; 20, 21 - тангенциальный и радиальный каналы

тройства 5 процесс ударного заполнения газом полузамкнутых емкостей 4 и сбросе из них газа в расширительную камеру 7 протекает очень быстро и достигает 50 Гц. При такой частоте конструкции клапанов 17 и 18, содержащие движущиеся механические детали, не успевают срабатывать и перекачивания жидкости не происходит. Выполнение клапанов 17 и 18 в виде вихревых элементов позволяет решить задачу по перекачке жидкости при частоте заполнения и сброса газа из полузамкнутых емкостей, равной 50 Гц.

Работают вихревые клапаны 17, 18 следующим образом. При сбросе газа жидкость через радиальное отверстие 21 попадает в полость клапана 17 и через тангенциальный канал

20 - в полость полузамкнутой емкости 4. Давление жидкости в данном случае обусловливается только потерями давления на изменение направления движения под углом 90°. При ударном заполнении газом полузамкнутых емкостей 4 обратное движение жидкости из полузамкнутых емкостей 4 через клапан 17 осуществляется следующим образом. Жидкость попадает через тангенциальный канал 20 в полость клапана 17 и приобретает вращательное движение, при котором сопротивление клапана в несколько раз больше, чем при прямолинейном движении жидкости. Поэтому количество жидкости, вытекающей из полузамкнутых емкостей 4 при ударном заполнении ее газом, меньше количества жидкости, поступающей в полузамкнутые емкости при сбросе газа из полузамкнутых емкостей 4. Клапан 18 работает следующим образом. Жидкость под действием ударного воздействия газа проходит через радиальный канал

21 и через тангенциальный канал 20 клапана 18 в камеру 13. При этом движение жидкости прямолинейное и сопротивление клапана небольшое. При сбросе газа из полузамкнутых емкостей 4 жидкость из камеры 13 поступает в тангенциальный канал 20 в полость клапана 18 и приобретает вращательное движение, при котором сопротивление клапана возрастает. Поэтому количество жидкости, которое поступает в камеру 13 через клапан 18 из полузамкнутых емкостей 4 при ее ударном заполнении газом, больше, чем количество жидкости, проникающей из камеры 14 в полузамкнутые емкости 4 при сбросе из нее газа в расширительную камеру 7. Таким образом осуществляется перекачивание жидкости с помощью клапанов 17, 18, выполненных в виде вихревых элементов.

Наличие сильфона 19, разделяющего полузамкнутую емкость 4 на две полости, одна из которых входит внутрь корпуса 1, а другая сообщается через клапаны 17, 18 с камерами 12,

13 позволяет перекачать жидкости, содержащие газ без смешивания газовой части последней с исходным газом, подаваемым в полузамкнутую емкость. Таким образом, наряду с охлаждением газа в пульсационном аппарате реализуется перемещение и нагнетание газожидкостной смеси.

Эффективность

Расширение функциональных возможностей аппарата и повышение его эффективности достигается за счет более полного использования энергии, выделяющейся при ударном заполнении полузамкнутых емкостей и последующем сбросе газа в расширительную камеру, подаче жидкости при сбросе газа и отборе при ударном заполнении.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ № 2075013, БИ № 7, 1997 (Авторы: Е.П. Запорожец, Г. К. Зиберт).

7.1.2. СПОСОБ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА И ПУЛЬСАЦИОННЫЙ АППАРАТ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Краткое описание

Предложенный пульсационный аппарат относится к струйной технике, используется для получения холода в установках сбора, подготовки и переработки углеводородных газов.

Способ охлаждения газа реализуется в пульсационном аппарате (рис. 7.2).

Пульсационный аппарат для охлаждения газа состоит из корпуса 1 с подводящим исходный газ и отводящим охлажденный газ патрубками 2 и 3, полузамкнутых емкостей 4, а также установленного между корпусом 1 и стенкой динамической камеры 10 газораспределительного устройства 5 с соплами 6 для подачи исходного газа в полузамкнутые емкости 4. Кроме того, он содержит расширительную камеру 7, коаксиально разме-

5 3 10 9 11 14 3

Рис. 7.2. Пульсационный аппарат:

1 - корпус; 2, 3, 11, 12 - патрубки; 4 - полузамкнутые емкости; 5 - газораспределительное устройство; 6 - сопла; 7 - расширительная камера; 8 -отверстия; 9 - форкамера; 10 - динамическая камера

щенные в корпусе 1 и сообщающиеся между собой через отверстия 8 форкамеры 9 и динамическую камеру 10, а также патрубки 11 и 12 для подвода к форкамере 9 и отвода от динамической камеры 10 охлаждающей среды, причем камеры 9 и 10 соединены между собой отверстиями в стенке форкамеры.

Способ охлаждения газа в пульсационном аппарате осуществляется следующим образом. Исходный природный газ с давлением 12,0 МПа и температурой 303 К через патрубок 2 по зазору 15 подают в сопла 6 газораспределительного устройства 5. Истекая из сопел 6 со скоростью примерно 300 м/с, исходный газ ударно заполняет полузамкнутые емкости 4. При ударном заполнении газ внутри емкости нагревается до температуры 608 К. Выделившееся тепло через стенку полузамкнутой емкости передается жидкой охлаждающей среде (диэти-ленгликолю), которая поступает через патрубок 11, форкамеру 9 и отверстия 8 в динамическую камеру 10. Температура охлаждающей среды на входе в пульсационный аппарат равна 303 К. При заполнении полузамкнутых емкостей 4 динамическая камера 10 поворачивается вокруг своей оси, приводя в движение охлаждающую среду полузамкнутыми емкостями 4. Энтальпия газа в полузамкнутых емкостях 4 при этом снижается. При повороте динамической камеры 10 открытый конец полузамкнутой емкости 4 достигает расширительной камеры 7. Газ из полузамкнутой емкости 4 сбрасывается в расширительную камеру 7 до давления 7,0 МПа. При сбросе газа возникает реактивное усилие, вращающее динамическую камеру 10 с полузамкнутыми емкостями 4. В камере 7, расширяясь, газ охлаждается до температуры 257 К и покидает пульсационный аппарат через патрубок 3. Охлаждающая среда покидает динамическую камеру 10 через патрубок 12.

Эффективность

Эффективность охлаждения газа повышается за счет высокой теплоотдачи от газа в полузамкнутых емкостях охлаждающей среде и за счет перемешивания окружающей среды путем перемещения полузамкнутых емкостей ударным заполнением их исходным газом с последующим его сбросом в расширительную камеру.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Патент РФ № 2075012, БИ № 7, 1997 (Авторы: Е.П. Запорожец, Г. К. Зиберт).

7.1.3. СПОСОБ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА И ПУЛЬСАЦИОННЫИ АППАРАТ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Предложенный пульсационный аппарат (рис. 7.3) относится к струйной технике и используется для получения холода в установках сбора, подготовки и переработки углеводородных газов.

Пульсационный аппарат для охлаждения газа содержит корпус 1 с подводящим 2 и отводящим 3 газ патрубками, полузамкнутые емкости 4, встроенные в корпус 1 и расположенные в одной плоскости, а также газораспределительное устройство 5 с соплами 6, размещенными попарно друг напротив друга в плоскости полузамкнутых емкостей 4, установленное внутри корпуса 1 с возможностью вращения. Отверстия 7 полузамкнутых емкостей 4 выполнены на внутренней поверхности корпуса 1 .

Выходные отверстия 8 сопел 6 выполнены на внешней поверхности газораспределительного устройства 5. Внешняя поверхность газораспределительного устройства 5 выполнена прилегающей к внутренней поверхности корпуса 1.

Для уменьшения трения и лучшей герметизации внешняя поверхность газораспределительного устройства и внутренняя поверхность корпуса 1 выполняются из фторопласта. Кроме того, в газораспределительном устройстве 5 расположен эжектор 9, выходы активного 10 и пассивного 11 сопел которого находятся в одной плоскости с отверстиями 7 полузамкнутых емкостей 4. Выход 12 эжектора 9 расположен под углом к плоскости полузамкнутых емкостей 4 в сторону, противоположную направлению вращения газораспределительного устройства. Для установки в рабочее положение газораспределительного устройства 5 служит вал 14, прикрываемый крышкой 15.

Способ охлаждения газа в пульсационном аппарате осуществляется следующим образом.

Исходный газ с давлением 8,0 МПа и температурой 300 К поступает через патрубок 2 во вращающееся по часовой стрелке газораспределительное устройство 5. Первоначальный момент вращения газораспределительному устройству 5 сообщается через вал 14. Истекая из сопел 6 газораспределительного устройства 5, исходный газ поочередно заполняет полузамкнутые емкости 4. При ударном заполнении газ сжимается в полузамкнутых емкостях 4 и нагревается до температуры 450 К.

л-л

Рис. 7.3. Пульсационный аппарат:

I - корпус; 2, 3 - подводящий

и отводящий газ патрубки; 4 -полузамкнутые емкости; 5 -газораспределительное уст

ройство; 6 - сопло; 7,8 -отверстия; 9 - эжектор; 10,

II - выходы активного и пассивного сопел; 12 - выход эжектора; 13 - расширительная камера; 14 - вал; 15 -

крышка

Б-Б

8 7 7 7

Нагретый газ передает свое тепло стенкам полузамкнутых емкостей 4. Тепло (показанное на рис. 7.3 в виде зигзагообразных стрелок) отводится от полузамкнутых емкостей 4 конвекцией окружающего воздуха, имеющего температуру 283 К. По мере вращения газораспределительного устройства 5 к заполненным полузамкнутым емкостям 4 подходит активное сопло 10 эжектора 9. Через активное сопло 7 эжектора 9 сжатый и отдавший тепло газ сбрасывается из полузамкнутой емкости 4 в расширительную камеру 13, в которой давление равно 3,5 МПа. После опорожнения полузамкнутой емкости 4 к ее отверстию 7, расположенному на внутренней поверхности корпуса 1, подходит вход пассивного сопла 11 эжектора 9. Путем эжектирования оставшегося газа в полузамкнутой емкости 4 газом, сбрасываемым через активное сопло 10 эжектора 9 в расширительную камеру 13, создается разрежение перед заполнением полузамкнутой емкости 4. Разрежение в полузамкнутой емкости достигает 1,2-1,3 МПа. В расширительной камере 13 сбрасываемый газ расширяется и при этом охлаждается до температуры 264 К.

Эффективность

Повышение эффективности охлаждения газа достигается тем, что в способе охлаждения газа в пульсационном аппарате, включающем поочередное ударное заполнение полузамкнутых емкостей исходным газом, подаваемым из сопла, и последующее опорожнение полузамкнутых емкостей путем сброса из них газа в расширительную камеру с получением холодильного эффекта, перед заполнением после опорожнения в полузамкнутой емкости создают разрежение путем эжектирования оставшегося в ней газа газом, сбрасываемым в расширительную камеру.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Патент РФ № 2054145, БИ № 4, 1996 (Авторы: Е.П. Запорожец, Л.М. Мильштейн, Г.К. Зиберт, Л.П. Холпанов).

Краткое описание

Предложенный способ охлаждения газа используется для получения холода в установках сбора, подготовки и переработки углеводородных газов.

Способ охлаждения газа реализуется в аппарате, фронтальный разрез которого представлен на рис. 7.4, и осуществляется следующим образом.

Исходный газ с давлением 12,0 МПа и температурой 308 К поступает через патрубок 2 в корпус 1. Затем исходный газ через тангенциальные щелевые отверстия 14 поступает в завих-ритель 9, при этом сообщает последнему момент вращения. Вихрь исходного газа из завихрителя 9 попадает через отверстия 13 в энергоразделительную камеру 10, в которой исходный газ приобретает вихревое течение и разделяется на горячий и холодный потоки. Горячий поток вихревого течения (показан белыми стрелками) стекает по периферии энергоразделительной камеры 10 в газораспределительное устройство 6. Температура горячего потока - 359 К. Холодный поток (показан черными стрелками) занимает внутреннюю часть энергоразделительной камеры 10. Холодный поток с температурой порядка 270-280 К движется по сложной траектории: вначале попутно горячему потоку, затем меняет направление движения на противоположное и, двигаясь вдоль эжекционного патрубка 11, через отверстие 12 поступает в патрубок 3, отводящий газ. Горячий поток через сопла 7 поочередно ударно заполняет полузамкнутые полости 4. При ударном заполнении полузамкнутых полостей 4 горячий газ сжимается, в результате чего температура его повышается до 500 К. Нагретый газ передает свое тепло стенкам полузамкнутых полостей 4. Тепло отводится от полузамкнутых полостей 4 конвекцией окружающей среды, имеющей температуру 313 К. По мере вращения газораспределительного устройства 6 сопла 7 отводятся от заполненных полузамкнутых полостей 4, и из последних газ сбрасывается в расширительную камеру 8, давление в которой 3,0 МПа. В расширительной камере 8 сбрасываемый газ расширяется и при этом охлаждается до температуры 250 К. Затем газ через эжекционный патрубок 11 покидает расширительную камеру 8.

Холодный поток исходного газа с температурой 270-280 К и давлением 5,0 МПа эжектирует газ из расширительной камеры 8. В процессе эжекции холодный поток исходного газа

Рис. 7.4. Установка для осуществления способа охлаждения газа:

1 - корпус; патрубки: 2 - подачи исходного газа, 3 - для отвода газа, 11 -эжекционный; 4 - полузамкнутые полости; 5, 6 - газораспределительное устройство; 7 - сопло; 8 - расширительная камера; 9 - завихритель; 10 -энергоразделительная камера; 12, 13, 14 - отверстия

передает свою энергию газу из расширительной камеры 8, поднимая его давление до 3,3 МПа. При этом холодный поток исходного газа расширяется и охлаждается, поэтому полученная в результате процесса эжекции газовая смесь имеет температуру 245 К.

В связи с тем, что перед подачей исходного газа в завихри-теле 9 и энергоразделительной камере 10 создается вихревое течение с горячим и холодным потоками и горячий поток подается в полузамкнутые полости 4, в последних в процессе и х

ударного заполнения горячий газ сжимается и дополнительно нагревается, в результате чего увеличивается количество тепла, передаваемого внешней среде, уменьшается энтальпия сжатого газа и достигается низкая температура охлаждения газа при его расширении в расширительной камере 8.

Смешение холодного потока исходного газа с газом из расширительной камеры 8 приводит к расширению первого и получению более низкой температуры газовой смеси - 245 К.

Эжекционное смешение холодного потока исходного газа с газом из расширительной камеры 8 повышает давление охлажденного газа до 3,3 МПа и снижает затраты энергии на входе и выходе пульсационного аппарата.

Эффективность

Эффективность охлаждения газа повышается за счет эжек-ционного смешивания исходного газа, повышения давления и его расширения.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Патент РФ № 2072487, БИ № 3, 1997 (Авторы: Е.П. Запорожец, Б.П. Шулекин, Г.К. Зиберт, Л.П. Холпанов, В.П. Берестов) .

7.1.5. СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ХОЛОДА В БИАГЕНТНОЙ ЭЖЕКТОРНОЙ УСТАНОВКЕ

Краткое описание

Предложенный способ используется в холодильной технике и может применяться в нефтяной и газовой промышленности.

Способ получения холода осуществляется в биагентной эжекторной установке, принципиальная схема которой представлена на рис. 7.5.

В исходном положении парообразователь 2 наполнен биагентной смесью, состоящей из низкокипящего компонента -

Рис. 7.5. Биагентная эжекторная установка:

1 - насос; 2 - парообразователь; 3, 4 - эжекторы; 5, 6 - сепараторы; 7, 8 -сигнализаторы уровня; 9-12 - управляемые клапаны; 13-16 - обратные

клапаны; 17 - конденсатор; 18 - дроссель; 19 - холодильная камера; 20 -импульсный трубопровод; 21 - вентиль

паров пропана и высококипящего компонента - метанола. Сепараторы 5 и 6, имеющие одинаковые объемы, конденсатор 17 и холодильная камера 19 наполнены парами пропана. Обратные клапаны 13, 14, 15, 16 закрыты. Управляемые клапаны 9 и 11 открыты, а 10, 12 закрыты. Включают насос 1, парообразователь 2 и конденсатор 17. Насос 1 нагнетает под давлением

2,0 МПа метанол в активное сопло эжектора 3. Под действием струи метанола в приемной камере эжектора создается р азре-жение, под воздействием которого открывается обратный клапан 13 и пары пропана отсасываются эжектором 3 из холоди-тельной камеры 19 и нагнетаются им в сепаратор 5. По мере нагнетания сепаратора 5 смесью метанола и паров пропана в нем происходит постепенный рост давления от 0,1 до 0,4 МПа, при котором эжектор 3 прекращает свою работу по вакуумиро-ванию холодильной камеры 19. В приемной камере эжектора 3 резко возрастает давление, под действием которого обратный клапан 13 закрывается.

После того, как эжектор 3 прекратил свою работу по эжек-

тированию паров пропана с холодильной камеры 19 и обратный клапан 13 закрылся, насос 1 продолжает нагнетать метанол через активное сопло эжектора 3 в сепаратор 5, дожимая в нем пары пропана до давления 1,9 МПа, при котором обратный клапан 14 открывается. Метанол, нагнетаемый насосом 1, вытесняет сжатые пары пропана из сепаратора 5 в конденсатор 17.

Как только метанол вытесняет из сепаратора 5 сжатые пары пропана, сигнализатор уровня 7 выдает команду на переключение управляемых клапанов 9-12. Управляемые клапаны

9 и 11 закрываются, а клапаны 10 и 12 открываются. Насос 1 начинает нагнетать метанол из парообразователя 2 в эжектор

4 и сепаратор 6 и описанный цикл повторяется. Из сепаратора 5 через управляемый клапан 10 биагентная смесь, состоящая из метанола и растворенного в нем пропана, вытекает в парообразователь 2. При этом в сепараторе 5 создается разрежение, под действием которого обратный клапан 13 открывается и через пассивное сопло эжектора 3 из холодильной камеры 19 в сепаратор 5 вновь поступают пары пропана и по мере опустошения сепаратора заполняют его. Сжатые пары пропана попадают в конденсатор 17, охлаждаются в нем до температуры около 18-20 °С и образуют жидкую фазу, с помощью которой при дросселировании через дроссель 18 в холодильной камере 19 получают температуру -35 °С.

Для получения холода предложенным способом расходуется энергия в 2,3 кВт.

Эффективность

Эффективность предложенного способа получения холода достигается за счет снижения энергозатрат.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Патент РФ № 2007669, БИ № 3, 1994 (Авторы: Е.П. Запорожец, Л.М. Мильштейн, Г.К. Зиберт).

7.1.6. СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ХОЛОДА В ХОЛОДИЛЬНОЙ УСТАНОВКЕ

Предложенный способ получения холода в холодильной установке относится к холодильной технике и может быть использован в газовой, нефтяной и других областях промышленности.

На рис. 7.6 представлена схема холодильной установки для осуществления предложенного способа.

Холодильная установка работает следующим образом.

Компрессор 1 сжимает пары хладагента и нагнетает их в конденсатор 2, где, отдавая тепло работы сжатия и конденсации внешнему источнику холода, пары конденсируются. Из конденсатора 2 жидкий хладагент через коллектор 41 и вентиль 40 стекает в ресивер 3. Из ресивера 3 жидкий хладагент через вентиль 35 поступает в трубопровод 4 жидкого хладагента и затем проходит по трубному пучку переохладителя 11, где переохлаждается холодными парами, отсасываемыми компрессором 1 из испарителей 6. Из переохладителя 11 жидкий хладагент через регулирующие вентили 5 дросселируется в кожухи испарителей 6, при этом давление и температура хладагента понижаются и он кипит за счет тепла, отводимого от охлаждаемого продукта, поступающего по трубопроводам 7 и уходящему по трубопроводам 8. Пары хладагента, образующиеся при его кипении, проходя по трубопроводам 9 через вентили

10 и межтрубное пространство переохладителя 11 и отделитель 12 жидкости поступают на вход компрессора 1.

Невыкипевшие труднокипящие компоненты хладагента накапливаются в испарителях 6, переохладителе 11 и отделителе 12 жидкости и периодически дренируются в смеситель 13 по трубопроводу 14. Для этого открывают один из вентилей 15 или вентиль 16, или вентиль 17 на опорожняемом от жидкости аппарате и вентили 18, 21 на смесителе 13, а вентили 39, 37, 43, 34 и 31 закрывают; вентили 19, 22, 32 и 44 закрыты. При этом паровая часть смесителя 13 подсоединяется к выходу компрессора 1. Причем паровая часть смесителя 13 при дренаже одного из испарителей 6 в случае многоступенчатого компри-мирования хладагента подсоединяется к входу промежуточной ступени компрессора 1, давление приема которой меньше, чем давление кипения хладагента при температуре продукта, подаваемого в испаритель 6 на охлаждение, на величину, равную гидравлическому сопротивлению всасывающего тракта проме-жидкого хладагента

3f У⁴' _ ffc

Рис. 7.6. Технологическая схема получения холода в холодильной установке:

1 - компрессор; 2 - конденсатор; 3 - ресивер; 4 - трубопровод; 5 - регулируемые вентили; 6 - испаритель; 7, 8 - трубопроводы входа и выхода охлаждаемой среды; 9 - всасывающие трубопроводы; 10, 15-19, 21-24, 27-32, 34, 35, 37-40, 43, 44 - вентили; 11 - переохладитель; 12 - отделитель жидкости; 13 - смеситель; 14 - дренажный трубопровод; 20, 25, 26, 36 - трубопроводы; 33 - насос; 41 - жидкостный коллектор; 42 - барбатеры; 45 - распылитель

5 15 15 5

жуточной ступени. Открывают либо вентиль 23, если дренируют переохладитель 11, либо вентиль 24, если дренируют испаритель 6. Вентиль 23 открывают также при дренаже отделителя 12 жидкости. Вентиль 5, соответствующий дренируемому испарителю 6, а также вентили 10 соответствующего трубопровода 9 и соответствующие вентили 28 и 29 закрывают, не прекращая подачи охлаждаемого продукта через трубопроводы

7 и 8. При этом в смесителе 13 давление становится ниже, чем давление в дренируемом аппарате, и жидкий хладагент передавливается в смеситель 13 за счет разности давлений. Затем дренируемый аппарат отключают от дренажного трубопровода

14, закрывая вентили 16 и 17 либо вентили 15. Для включения дренируемого испарителя 6 в работу закрывают вентиль 15 и открывают регулирующий вентиль 5 и вентили 10 и 28, а для переохладителя 11 открывают вентиль 29.

После завершения дренажа в смеситель 13 на ресивере 3 открывают вентили 19 и 38, а на смесителе 13 - вентили 43,

прикрывая вентиль 21 так, чтобы разность давлений в ресивере 3 и смесителе 13 была достаточной для поступления не-сконденсировавшихся компонентов хладагента по трубопроводу 38 через барбатер 32 и жидкого хладагента по трубопроводу 14 через вентили 18 и 19 в смеситель 13 на смешение. Таким образом, в смесителе 13 снижается доля труднокипящих компонентов, дренированных из аппарата стороны всасывания. Затем вентиль 35 на ресивере 3 закрывают, а на смесителе 13 открывают вентили 34 и 31 и осуществляют питание испарителей 6, переохладителя 11 из смесителя 13 как по трубопроводу 4 через регулирующие вентили 5, так и через оросители 45 по трубопроводам 25 и 26 и перемычку с вентилем 27 через вентили 28 и 29.

Для снижения давления конденсации труднокипящие компоненты хладагента с помощью насоса 33 можно подавать в конденсатор 2 по трубопроводу 26. Для этого закрывают вентиль 27 на перемычке и вентили 21, 34 и 43 на смесителе 13, а вентили 31, 37 и 38 открывают, включают насос 33, открывают вентиль 30 и впрыскивают труднокипящие компоненты хладагента без предварительного смешения с легкокипящими не-сконденсировавшимися компонентами хладагента в его пары, подаваемые компрессором 1 на конденсацию в конденсатор 2.

Для обеспечения постоянства смешивания труднокипящих компонентов хладагента с трудноконденсирующимися компонентами предусмотрена взаимозаменяемость ресивера 3 и смесителя 13. Это позволяет производить дренаж жидкого хладагента, насыщенного труднокипящими компонентами в ресивер

3, где так же, как в смесителе 13, производят перемешивание хладагента. Для этого в ресивере 3 открывают вентили 19 и 22, закрывают вентили 32, 35, 38, 40 и 44 и дренируют хладагент из аппаратов стороны всасывания, открывая соответствующий дренажный вентиль. На этот период дренажа на смесителе 18 закрывают вентили 18, 21, 37 и 43, открывают вентили 34 и 39 и питание испарителя 6 производят из смесителя 13 через трубопровод 4 и трубопроводы 25 и 26 через соответствующие вентили 5, 28, в зависимости от того, какой из испарителей 6 включен в работу. После завершения дренажа соответствующего аппарата его отключают от дренажного трубопровода 14, закрывая вентиль 15-17. На смесителе 13 открывают вентили 18 и 37, а вентили 31 и 34 закрывают, при этом на ресивере 3 открывают вентили 32, 35 и 44, вентиль 22 прикрывают так, чтобы разность давлений между ресивером 3 и смесителем 13 позволяла поступать как несконденсировавшим-ся компонентам из парового пространства смесителя 13 через вентили 37 и 4 и барбатер 42 под слой жидкого хладагента в ресивере 3, так и жидкому хладагенту из смесителя 13 в ресивер 3 через вентили 18 и 19, т.е. позволяет производить “смешение” в ресивере 3, а прием хладагента из конденсатора

2 осуществить в смесителе 13. Питание испарителей 6 и переохладителя 11 происходит через вентили 32 и 35 по трубопроводам 4, 25 и 26 и вентили 5, 27, 28 и 29.

Эффективность

Эффективность работы холодильной установки достигается за счет повышения эксплуатационной надежности и экономичности.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1695066, БИ № 44, 1991 (Авторы: Г.К. Зиберт, М.П. Игнатьев, А.А. Захаров, В.Ф. Бочкарь и др.).

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РЕЖИМЕ РЕГУЛЯТОРА

В связи с предполагаемым в будущем вводом в эксплуатацию крупнейшей в Европе газотранспортной системы Ямал - Европа, а также обеспечением эффективного функционирования имеющейся системы магистрального транспорта газа в настоящее время все большее внимание уделяется вопросам надежности ее работы. Одним из путей решения этой проблемы является создание по трассе газопровода хранилищ-регуляторов. В качестве такого объекта может быть использовано Вуктыльское НГКМ. Стратегия перевода этого месторождения в статус хранилища-регулятора одновременно содержит в себе и реализацию возможности максимального увеличения углеводородо-отдачи пласта.

Проблема и пути ее практического решения были рассмотрены авторами совместно с В.Г. Подюком, С.Н. Бузиновым, Е.А. Спиридовичем, Н.А. Гужовым, В.Л. Вдовенко, А.А. Захаровым, Ю.В. Илатовским, Е.М. Гурлено-вым, В. А. Банновой и другими специалистами.

На стадии выполнения ТЭС по переводу Вуктыльского НГКМ в режим хранилища-регулятора был очерчен круг вопросов, касающихся дальнейшей разработки месторождения.

В условиях продолжающейся эксплуатации на режиме истощения пластовой энергии сложно гарантировать стабильное снабжение газоперерабатывающего завода углеводородным сырьем на длительный период (25-30 лет). Решение этой проблемы возможно при реализации принципиально нового подхода к доразработке Вуктыльского НГКМ на завершающей стадии, который обеспечил бы энергетическую стабилизацию пласта.

Другой проблемой, которая также должна быть решена в ходе оставшегося периода доразработки Вуктыльского месторождения, является повышение конденсатоотдачи пласта. Предыдущая эксплуатация этого объекта на режиме истощения пластовой энергии привела к значительным потерям высококипящих углеводородов в виде выпавшего в пласте ретроградного конденсата. Ориентировочные оценки этих потерь дают цифру около 100 млн. т, что соответственно отражается на формировании конечной кон-денсатоотдачи, составляющей лишь 33 %. Низкий коэффициент конденсато-отдачи при разработке на истощение - это объективная реальность, и она прогнозировалась еще в проекте разработки Вуктыльского НГКМ. В этом же документе предусматривалась необходимость активизации научно-исследовательских работ по разработке технологий, направленных на повышение конденсатоотдачи месторождений за счет извлечения выпавшего в пласте конденсата.

Многолетние фундаментальные исследования специалистов ВНИИГА-За, предприятия Севергазпром, СеверНИПИгаза и Вуктыльского ГПУ позволили предложить технологию повышения углеводородоотдачи месторождения путем воздействия на истощенный газоконденсатный пласт сухим газом (см. раздел 3).

Промышленное опробование данной технологии было осуществлено на двух опытно-промышленных участках ВНГКМ. Полученные результаты выявили высокую эффективность технологии и предопределили целесообразность расширения масштабов воздействия на пласт путем перевода месторождения в режим работы хранилища-регулятора (см. раздел 6.1).

На первом этапе ставится задача стабилизации энергетического состояния пласта-коллектора, работоспособности промысловой инфраструктуры, поддержания сырьевой базы Сосногорского газоперерабатывающего завода (СГПЗ), реконструкция которого будет завершена в 2001 г., а также создания резерва газа и регулирования работы газотранспортной системы Надым - Пуртаз - европейская часть России. Расположение Вуктыльского НГКМ дает возможность обеспечить воздействие на пласт нагнетаемым агентом - неравновесным сухим газом без существенных капитальных затрат из существующей системы магистральных газопроводов без дополнительного компримирования газа.

На втором этапе наряду с решением проблем первого этапа обеспечивается надежность эксплуатации газопроводной системы Ямал - Европа за счет регулирования потоков газа путем его сезонной закачки в газоконденсатный пласт Вуктыльского месторождения.

7.1

ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ РЕГУЛЯТОРА СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ И МАГИСТРАЛЬНЫХ ПОТОКОВ ГАЗА

Разработка с конца 1960-х годов Вуктыльского месторождения на режиме истощения позволила к 01.01.2000 г. извлечь 82 % газа (от начальных запасов), но лишь 31 % конденсата. Недостаточная по достигнутому и ожидаемому уровню конденсатоотдача крупного ГКМ с большими остаточными запасами жидких углеводородов предопределяет актуальность проблемы повышения конденсатоотдачи объекта за завершающей стадии отбора запасов.

Второй важной и достаточно острой проблемой завершающей стадии разработки Вуктыльского месторождения является сохранение производительности добывающих скважин.

Реализуемые на месторождении с 1993 г. опытно-промышленные процессы в масштабах отдельных полигонов дали возможность решать указанные проблемы лишь отчасти, поскольку опытные процессы имеют пространственные и временные ограничения.

Организация на базе Вуктыльского месторождения хранилища-регулятора позволит в том числе эффективно доразрабатывать остаточные запасы углеводородов, особенно жидких, путем, во-первых, вовлечения в фильтрацию через испарение компонентов ретроградного конденсата и, во-вторых, повышения производительности скважин.

Сочетание на объекте функций добывающего предприятия и регулятора потребления углеводородов позволит на длительное время стабилизировать сырьевую базу мощностей по переработке. Одновременно при этом облегчается поиск путей решения целого ряда других задач как регионального, так и отраслевого масштаба.

Обобщая все это, главные цели перевода Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора можно сформулировать в следующих положениях:

улучшить условия эксплуатации месторождения на поздней стадии отбора запасов углеводородов;

повысить углеводородоотдачу пласта по Cj—C₂ на 2,9 млрд. м³, по С₃-С₄ -на 2,3 млн. т, по С₅₊ - на 1,7 млн. т;

стабилизировать работу эксплуатационных скважин и повысить их продуктивность;

обеспечить на длительный период (25-30 лет) сырьевую базу Сосногорского газоперерабатывающего завода (СГПЗ);

сохранить на длительный период инфраструктуру крупного промыслового и перерабатывающего комплекса;

способствовать решению в регионе социально-экономических и экологических проблем;

приобрести опыт добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов глу-бокозалегающих продуктивных отложений для освоения нижнемеловых и ачимовских залежей Западной Сибири;

организовать научно-техническую и производственную базу для обеспечения надежности эксплуатации газопроводной системы Ямал - Европа и создания стратегического резерва газа с учетом техногенной и экологической обстановки в регионе.

7.2

ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ВУКТЫЛЬСКОГО НГКМ КАК БАЗОВОГО ОБЪЕКТА ДЛЯ ОРГАНИЗАЦИИ РЕГУЛЯТОРА. ЭТАПЫ ПЕРЕВОДА МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РЕЖИМ РЕГУЛЯТОРА

Решение о придании Вуктыльскому газоконденсатному месторождению статуса хранилища-регулятора было принято руководством ОАО (тогда РАО) “Газпром” в 1997 г. Поэтому в данном разделе описывается состояние месторождения на 1997 г.

Разработка Вуктыльского месторождения была начата в конце 1968 г. в соответствии с “Комплексным проектом опытно-промышленной эксплуатации...” (1966 г.) объекта.

Проектом было предусмотрено осуществить разработку без поддержания пластового давления с максимальным уровнем отбора газа 10 млрд. м³ в год через 66 скважин при среднем дебите 500 тыс. м³/сут. В ходе дальнейшей эксплуатации месторождения осуществлялась его доразведка, уточнялись геологическое строение, план расстановки скважин, запасы углеводородного сырья и, соответственно, корректировались показатели разработки. Динамика последних с начала разработки представлена на рис. 7.1. Характер и х изменения свидетельствует о продолжающейся до настоящего времени эксплуатации месторождения на газовом режиме без существенного проявления влияния внедрения пластовых вод.

В период 1991-1995 гг. эксплуатация основной залежи Вуктыльского НГКМ проводилась на основе “Комплексного проекта разработки Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения на завершающей стадии”.

В настоящее время месторождение разрабатывается в соответствии с рекомендациями “Анализа состояния разработки Вуктыльского НГКМ и проектных показателей на период 1996-2000 гг.”, выполненного в 1995 г.

Сопоставление основных проектных и фактических показателей за период 1991-1997 гг. приведено в табл. 7.1.

Годовые объемы добычи газа в период 1991-1995 гг. превышали проектные на 1,4-16,3 %. Это связано с большим, относительно проектных, числом фактически действующих скважин за счет уменьшения резервного фонда. В 1996-1997 гг. на расождение проектных и фактических объемов добычи оказал влияние более высокий коэффициент эксплуатации высокодебитных скважин.

С начала разработки месторождения содержание конденсата закономерно снизилось от 360 до 44,91 г/м³ в 1987 г. Последующий период характери-

е_г,| хе_г, т_к,

млрд. м ³ млн. т 20 L 400 40

-300

-200

-100

0^0

Рпл’			з__	*SKi,*
МПа				г/м³
- 40			1	400

- 30	-		Nr¹ / Ь=\|—1—	300
			\/x L\|
- 20	-	_		200
			/4 Ц
			/ H yC ^\4 H
- 10			/Г / \ ^-\| "	100
- 0			1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 III	0

200

150

100

68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 97 t, годы

Рис. 7.1. Динамика показателей разработки по ВНГКМ:

1 - годовые отборы промыслового года О_г; 2 - нарастающие отборы промыслового года 20_г; 3 - суммарные отборы стабильного конденсата 2Q_k; 4 - средневзвешенное пластовое давление !_пл; 5 - среднее содержание конденсата SK_{; 6 - фонд действующих скважин N

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки основной газоконденсатной залежи Pj—Cj ВНГКМ

Показатель				Год
	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997
1. Годовая добыча	4778 , 0	3982 , 0	3225 , 0	2528,0	2249,0	2191,9	2202,8
промыслового, газа, млн. м³	4843,99	4367,37	3680,25	2941,04	2815,4	2721,50	2665,14
2. Суммарное извле	327379	331379	334619	337159	339408	343768	345998
чение газа с начала разработки, млн. м³ 3. Извлечение С₅₊ из пласта, тыс. т:	327505,0	331998,0	335686,0	338677,9	341549,0	344302,0	347002,8
годовое	193,92	161,60	130,90	102,62	91,30	117,05	117,14
	253,40	226,62	192,93	158,34	148,10	142,84	139,86
суммарное с начала	42853,92	43015,52	43146,42	43249,04	43340,34	43435,45	43531,04
разработки	42911,45	43138,07	43331,00	43849,34	43637,40	43780,28	43920,15
4. Потенциальное со	40 , 4	40 , 4	40 , 4	40 , 4	40,4	52,75	52,53
держание С₅+ в добываемом газе, г/м³ сухого 5. Фонд скважин на конец года:	51,12	51,05	51,56	52,92	51,6	51,88	51,79
эксплуатационный,	183	183	183	183	183	183	183
всего	183	184	182	183	181	180	164
в том числе дейст	155	155	155	155	155	164	165
в том числе дейст
вующий	166	168	168	164	159	154	145
6. Среднегодовой ко	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,642	0,675
эффициент эксплуатации скважин	0,860	0,880	0,825	0,729	0,694	0,734	0,804
7. Среднегодовой де	99 , 4	82 , 8	67 ,1	52 , 6	46 , 8	59 , 1	56 , 9
бит промыслового газа, тыс. м³/сут	93,000	81,000	82,872	67,070	68,000	63,497	62,137
8. Средневзвешенное	4,320	3,930	3,610	3,360	3,140	—	—
по объему порового пространства пластовое давление на конец года, МПа 9. Среднегодовое давление, МПа:	4,48	4,27	4,10	3,96	3,86	3,78	3,72
пластовое в зоне	4,51	4,13	3,77	3,49	3,25	3,38	3,23
дренирования	4,39	4,07	3,67	3,57	3,32	3,24	3,18
устьевое динамиче	1,56	1,51	1,36	1,25	1,20	1,27	1,21
ское	1,64	1,516	1,37	1,27	1,17	1,3	1,18
сепарации на УКПГ	1,00	1,00	1,00	1,00	1,00	0,98	0,98
	1,34	1,20	1,19	1,07	1,09	0,92	0,93
ХС на ГС	4,5	4,5	4 , 5	4 , 5	4 , 5	3 , 8	3 , 8
	—	—	4,18	4,15	4,10	4,07	4,03
входное на ДКС	1 , 0	1 , 0	1 , 0	1 , 0	0 , 9	0,833	0,784
10. Среднегодовая температура, °С:	1,20	1,10	0,99	0,90	0,92	0,92	0,92
сепарации на УКПГ	+ 10	+10	+10	+10	+10	+5,0	+5,0
	+6,83	+6,06	+4,5	+3,0	+4,8	+3,6	+3,2
сепарации после	— 10	—10	—10	— 10	—10	— 13	—14
ХС на ГС	—10,0	—10,5	—11,5	—13,7	—15,5	—17,0	—17,2
11. Среднегодовое со	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	7,84	7,653
держание С₅+ в газе сепарации после ХС на ГС, г/м³ сухого газа	9,4	7,38	9,45	7,6	8,2	8,9	8,4
12. Добыча товарного	176,89	146,49	116,85	89,86	78,88	166,30	167,10
конденсата, тыс. т	341,72	326,88	249,85	220,91	215,55	202,28	204,88
13. Добыча С₅+ в	130,90	108,40	86,47	66,50	58,37	95,15	95,55
составе товарного конденсата, тыс. т	203,32	193,34	157,41	135,64	124,37	118,31	117,17
П р и м е ч а н и е. В числителе - проектные показатели; , показатели.					знаменателе — фактические

зуется монотонным ростом содержания конденсата в продукции скважин, что сказалось на среднем содержании С₅₊ в газовой фазе и извлечении стабильного конденсата (см. рис. 7.1). Повышенное содержание С₅₊ связано с проявлением двухфазной фильтрации и притоком жидких углеводородов к забоям эксплуатационных скважин практически всех УКПГ. В дальнейшем, по мере снижения пластового давления в период 1994-1997 гг., этот процесс, возможно, еще больше активизировался за счет начала прямого испарения выпавшего конденсата.

Фонд эксплуатационных, контрольно-наблюдательных и пьезометрических скважин соответствует проектному. Уменьшение фонда действующих скважин в 1997 г. связано с переводом 14 единиц в фонд нагнетательных скважин (реализация проекта “Конденсат-3”). Колебания коэффициента эксплуатации в период 1991-1995 г. обусловлены перераспределением отборов между низкодебитными (периферийными) и высокодебитными (купольными) скважинами. Средневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление выше проектного, а в зоне дренирования в 1996-1997 гг. практически совпадает с проектным (см. табл. 7.1).

Условия подготовки газа (давление и температура) в основном соответствуют проектным. Динамика снижения давления на входе ДКС обусловлена необходимостью повышения эффективности работы низкодебитных скважин, выносящих дополнительное количество жидких углеводородов. Качество подготовки газа лучше, чем предусматривалось проектом - содержание С₅₊ в магистральном газе от 9,8 до 8,4 г/м³, что ниже проектного.

Общий фонд скважин на основную газоконденсатную залежь по состоянию на 01.01.98 г. составлял 205 единиц из них действующих 147, контрольно-наблюдательных 9, пьезометрических 8, геофизических 4, нагнетательных (по проектам “Конденсат-2, -3”) для закачки тюменского газа 18, пластовых вод 2.

Из числа эксплуатационных 17 скважин находились в бездействии, из них в ожидании: освоения 5, капремонта и в капремонте 4, перевода в контрольно-наблюдательные 7, ликвидации 1.

Разбуривание основной залежи было завершено в 1991 г.

Коэффициент эксплуатации по всему фонду на 01.01.98 г. составил

0,804, коэффициент использования 0,692. Увеличение коэффициента эксплуатации связано с расширением эксперимента на УКПГ-1 и сокращением количества эксплуатационных скважин вследствие перевода 17 скважин действующего фонда в нагнетательные под закачку сухого тюменского газа, а также за счет увеличения времени работы высокодебитных скважин.

Скважины оборудованы насосно-компрессорными трубами (НКТ) различных диаметров. Так, в 39 скважинах спущены НКТ диаметром 73 мм, в 68-89 мм, в 7-114 мм и в 9 - увеличенного диаметра - 127 мм. Остальные скважины оборудованы двухступенчатыми лифтами в основном 114x89 мм. Эксплуатация скважин осуществляется по НКТ (130 скважин), 30 из них для обеспечения выноса жидкой фазы эксплуатируется в газлифтном режиме. В качестве энергетического используется тюменский газ высокого давления. Суточный расход газлифтного газа на скважину составляет 1050 тыс. м³, в целом по всем газлифтным скважинам в сутки расходуется около 600 тыс. м³ сухого газа. С 1988 г. на месторождении основным методом удаления жидкости с забоев является перевод скважин на газлифтную эксплуатацию. Критериями перевода являются:

высокое содержание жидкости в продукции скважин;

низкий коэффициент продуктивности по газу.

Исходя из этих критериев переоборудованы на газлифтный режим 73 скважины.

На балансе Вуктыльского газопромыслового управления (ВГПУ) находится 30 скважин, ликвидированных по различным причинам. Четыре из них ликвидированы в результате обводнения, 14 скважин - разведочные, остальные ликвидированы по техническим причинам.

С 1993 г. в соответствии с проектом “Конденсат-2” осуществляется закачка в пласт тюменского газа через нагнетательные скважины УКПГ-8 (скв. 128, 269, 270, 273) и в рамках проекта “Конденсат-3” с февраля 1997 г. через скважины УКПГ-1 (скв. 18, 84, 86, 88, 91, 92, 102, 159, 170, 257, 259, 90, 93, 106).

Объем закачки за весь период реализации проектов составил 2118,85 млн. м³, из них 1720,6 млн. м³ по УКПГ-8. Текущие дебиты скважин находятся в пределах 5-170 тыс. м³/сут. С дебитом от 5 до 50 тыс. м³/сут работают 84 скважины, от 50 до 100 тыс. м³/сут - 42, свыше 100 тыс. м³/сут -20 скважин. Скважины работают при депрессиях 0,19-2,0 МПа.

Рабочее устьевое давление находится в пределах 1,07-1,6 МПа, давление сепарации 0,98-1,17 МПа.

Режимы работы скважин на данном этапе разработки месторождения определяются давлением на приеме ДКС. В связи с этим ряд сводовых скважин работают периодически.

Разработка месторождения началась в октябре 1968 г. эксплуатацией четырех скважин (скв. 2, 8, 11, 21). Учет добычи промыслового газа осуществляется по каждой скважине работниками ВГПУ.

До 1993 г. расчет извлечения из пласта С₅₊ и “сухого” газа (С_1-4) по скважинам проводился исходя из газоконденсатной характеристики, полученной в первые годы разработки по данным исследований рекомбинированной пробы углеводородной смеси на бомбе pVT и принятой для всего этажа газоносности и для пластовых давлений на середину вскрытых интервалов.

В 1993 г. на основе новых данных по изменению содержания конденсата С₅₊ в зависимости не только от пластового давления, но и глубины был проведен пересчет извлечения из месторождения “сухого” газа и С₅₊. Расчеты извлечения “сухого” и пластового газа с начала разработки были проведены по каждой скважине.

Графическое отображение динамики годовых и суммарных отборов газа и конденсата С₅₊ по месторождению приведено на рис. 7.1.

Извлечение углеводородного сырья по месторождению на 01.01.98 г. составило: газа 347,002 млрд. м³; стабильного конденсата 43,920 млн. т, что соответствует отбору 80,8 % газа и 31 % конденсата от начальных запасов.

Наибольшие объемы добычи газа приходятся на скважины УКПГ-1 и 2: отбор по ним составил 25 и 31 % от суммарного извлечения углеводородов по месторождению. Аналогичная ситуация наблюдается и по добыче С₅₊, только доля отбора конденсата по УКПГ-1 несколько выше (25,2 %), а по УКПГ-2 ниже, чем по газу (30,7 %). Это объясняется разновременностью ввода разных частей месторождения в разработку.

Как уже отмечалось, начиная с 1988 г. наблюдается монотонный рост содержания конденсата. В 1997 г. среднегодовое содержание составило 51,79 г/м³. Повышенное содержание С₅₊, связанное в основном с поступлением из пласта жидких углеводородов, привело к дополнительному извлечению 176,4 тыс. т. С₅₊ за период 1988-1997 гг.

Наибольшее поступление жидких углеводородов приходится на УКПГ-3,

4, 5. С 1996 г. было зафиксировано поступление жидких углеводородов по УППГ. Наиболее интенсивное поступление дополнительной жидкой фазы происходит в основном по скважинам, вскрывающим московские отложения и характеризующимся наличием в продукции пластовой воды. Как правило, газоотдающие интервалы таких скважин перекрыты водяными столбами. Некоторое увеличение очагов водопроявлений в этих районах подтверждают и гидрогеологические исследования.

С февраля 1997 г. в пределах участка на УКПГ-1 начали практическую реализацию проекта “Конденсат-3” по активному воздействию на пласт закачкой тюменского газа. Под нагнетание по состоянию на 01.01.98 г. задействованы 14 скважин. Суммарный объем закачки “сухого” тюменского газа по этому участку составил 398,08 млн. м³.

Воды каменноугольных и нижнепермских отложений по характеру циркуляции являются трещинно-карстовыми, трещинными, трещинно-поровыми и поровыми. Это обусловлено наличием в толще водовмещающих пород разнообразных типов коллекторов. Миграция пластовых жидкостей месторождения возможна в сложной разветвленной системе трещин, каверн и поровых каналов. Наиболее проницаемыми в продуктивной толще являются за-карстованные горизонты, служащие основными путями миграции флюидов. От их расположения зависит в значительной мере характер обводнения продуктивной толщи в процессе разработки.

Заметную роль в обводнении могут играть трещиноватые зоны. Они имеют локальное развитие, их пространственное распределение на структуре точно не установлено. Предполагается, что существуют две основные системы крутопадающих макротрещин: северо-западного и северо-восточного простирания. По-видимому, наиболее выражены оперяющие трещины в полосе, прилегающей к взбросонадвигу.

Исходя из особенностей строения продуктивных отложений месторождения - неоднородности ФЕС, обусловленной различием литологического состава, разной степенью уплотненности, глинистости, трещиноватости и закарстованности пород - в разрезе продуктивной толщи залежи выделяются три толщи, разнородные по составу и проницаемости, имеющие различную геолого-промысловую характеристику и отличающиеся по потенциальной возможности внедрения пластовых вод. Такое разделение имеет гидродинамическую основу и позволяет судить о возможности движения флюидов в каждой толще в процессе разработки.

Соответственно выделенным толщам площадь месторождения разделена на ряд зон, различных по условиям внедрения пластовых вод в залежь.

А - зона выхода на уровень начального ГВК слабопроницаемых пород позднетурнейско-средневизейского возраста;

Б - зона выхода на уровень начального ГВК наиболее проницаемых карбонатных отложений поздневизейско-московского возраста с несколькими зонами развития карста. Полосой выхода на этот уровень карбонатноглинистой пачки московского яруса указанная зона делится на две подзоны -Б₁ и Б₂, соответствующие нижней и верхней частям толщи;

В - зона выхода на уровень начального ГВК слабопроницаемых пород позднекаменноугольного и раннепермского возраста.

Кроме того, в западной части месторождения может быть выделена принадвиговая зона, в пределах которой структура осложнена разрывными нарушениями, оперяющими взбросонадвиг и пересекающими, вероятно, все толщи. Породы здесь отличаются максимальной трещиноватостью.

Самыми опасными в отношении внедрения пластовых вод в залежь были признаны зона Б и принадвиговая зона, где ГВК находится в высокопористых и трещиноватых отложениях. Однако движение воды в этих зонах не может происходить равномерно по всей площади, поскольку сосредоточение кавернозности в определенных интервалах, а также трещиноватости на отдельных участках обусловливает неоднородность карбонатного массива по проницаемости и возможность избирательного внедрения пластовых вод в залежь. Особенно подвержены обводнению участки широкого площадного выхода на уровень ГВК верхневизейско-московской карбонатной толщи, содержащей основные запасы газа.

Вероятность водопроявлений в скважинах тем выше, чем ближе к ГВК расположены их рабочие интервалы. Условия для равномерного подъема ГВК на месторождении отсутствуют ввиду большой фильтрационной неоднородности пластов и пачек продуктивных отложений. Процесс эксплуатации показал, что принятая гидродинамическая схема верна и картина обводнения залежи соответствует предполагаемой.

Продвижение подошвенных и законтурных вод при разработке месторождения прослеживается на основании гидрохимических и гидродинамических материалов.

Вторжение пластовых вод в залежь происходит избирательно, в основном с восточного крыла в западном направлении по восстанию пластов проницаемых кавернозных карбонатных пород. Трещинная проницаемость пород в западной принадвиговой зоне имеет, по-видимому, подчиненное значение.

Основными путями продвижения пластовых вод в залежь являются наиболее закарстованные интервалы в разрезе верхневизейских, серпуховских, башкирских и, особенно, московских отложений. Дополнительными путями фильтрации могут служить зоны повышенной трещиноватости, развитие которых предполагается в продуктивной толще. Дренирование плотных пород осуществляется замедленным темпом, и они остаются газонасыщенными в то время, когда указанные высокопроницаемые горизонты уже частично обводнились. Об этом свидетельствуют и результаты повторных геофизических исследований скважин.

Анализ информации о взаимодействии пластовых вод с залежью и скважинами на различных стадиях разработки Вуктыльского месторождения, проводимый с начала его опытно-промышленной эксплуатации, показал, что по характеру водопроявлений, регистрируемых главным образом гидрохимическим методом, разработку месторождения можно условно разделить на три этапа.

Первый этап (1968—1975 гг.) характеризуется нарастающей добычей газа и практическим отсутствием обводнения газовых скважин. Годовые объемы извлечения газа возросли от 1,64 в 1969 г. до 18,55 млрд. м³ в 1975 г. Годовой темп падения давления в северной части основной залежи составил от 0,69 до 2,63 МПа, а в южной части, введенной в эксплуатацию только в 1973 г., — от 2,32 до 3,92 МПа. Среднегодовой темп снижения давления был, соответственно, 1,78 и 3,54 МПа. Пластовые воды не оказывали заметного влияния на эксплуатацию. Они фиксировались лишь в отдельных скважинах, рабочие интервалы которых располагались в непосредственной близости к ГВК или частично захватывали нижнюю водоносную зону (скв. 18, 22, 25, 33). Значе-

ние водных факторов обычно не превышало 6-8 см³/м³, лишь при отдельных замерах давая более высокие значения.

Второй этап (1976-1983 гг.) соответствовал максимальной добыче газа -18-19 млрд. м³ в год. Годовой темп снижения давления - от 1,14 до 2,21 МПа в северной части месторождения и от 0,89 до 3,57 МПа в его южной части. Среднегодовые темпы падения составили соответственно 1,39 и 1,62 МПа. В этот период наблюдалось прогрессирующее проявление пластовых вод, о чем свидетельствует рост числа скважин, работающих с водой, возросли водо-притоки и доля пластовой воды в составе попутных жидкостей. По данным пьезометрических наблюдений фиксировалось распространение депрессии в нижнюю водоносную и законтурную зоны. Многие скважины выносили чистую пластовую воду, дебиты которой в некоторых из них (скв. 62, 141, 147, 148) достигали 20-46 м³/сут. Водные факторы при этом нередко возрастали до 30-45 см³/м³, а иногда и больше. Отдельные эксплуатационные скважины были остановлены из-за обводнения. Общие объемы попутно добываемых пластовых вод увеличились от 1,1 в 1975 г. до 44,5 тыс. м³ в 1983 г. Пластовые воды с течением времени проявляются на все более высоких гипсометрических отметках: на 150-200, а иногда на 250-300 м выше начального ГВК. Формируются основные очаги водопроявлений на восточном крыле структуры и на участках широкого площадного выхода на уровень ГВК высокопроницаемых отложений.

Третий этап (с 1984 г. до настоящего времени) связан с вступлением месторождения в период падающей добычи газа. Объемы извлекаемого газа уменьшились от 17,49 в 1984 г. до 2,7 млрд. м³ в 1997 г. Годовые темпы падения давления в северной части месторождения снижались от 1,34 в 19841985 гг. до 0,08-0,1 МПа в 1996-1997 гг. На юге месторождения эти темпы вначале составляли 1,02-1,69 МПа, а затем начиная с 1987 г. резко падали до 0,5 МПа в 1997 г.

Этап характеризуется расширением и слиянием очагов селективного внедрения пластовой воды в продуктивной толще. Постоянная примесь и постоянное преобладание пластовых вод в составе попутных жидкостей отмечается более чем в трети эксплуатационных скважин. Во многих из них устанавливаются столбы воды, частично или полностью перекрывающие эксплуатационный интервал. В 1984-1988 гг. водопритоки обычно не превышали 4-5 м³/сут. При снижении дебитов газа дебиты воды по скважинам также постепенно снижаются. В 1989-1995 гг. дебиты попутных вод заметно уменьшились и лишь по отдельным скважинам (как правило газлифтным) они составляли 7-10 м³/сут. В последние годы водопритоки в газовые скважины при самостоятельной работе изменялись в широких пределах -от значений не поддающихся измерению (отсутствие накопления), до 0,9

2,0 м³/сут. Водные факторы при этом варьировали от 0 до 10-28 см³/м³. При газлифтной эксплуатации дебиты скважин колебались от 0 до 35 м³/сут, максимальные водопритоки получены по скв. 28, 141, 163, 179, 199, 240, выносящим пластовые воды с минерализацией 226-263 г/л. Общий объем выносимых вод достиг в 1984 г. максимального значения - 83,8 тыс. м³, затем начал снижаться и в 1997 г. составил 30,9 тыс. м³, что несколько больше, чем в 1994-1996 гг. Необходимо отметить, что это связано с тем, что в 1997 г. через скв. 197, оборудованную газожидкостным эжектором, добыто около 5 тыс. м³ пластовой воды.

К началу 1998 г. постоянное преобладание пластовых вод в составе попутных жидкостей отмечалось в 41 скважине, постоянная примесь пластовых вод - в 25 скважинах, периодическое поступление пластовых вод в 40 скважинах. В 70 скважинах с продукцией выносятся только конденсатогенные воды. Следует отметить, что здесь учтены скважины, находящиеся в настоящее время в бездействии и переведенные в нагнетательные под закачку газа.

В 1997 г. пробы попутных вод отобраны из 117 скважин. Эксплуатационный фонд на 01.01.1998 г. составил 164 скважины (действующий фонд 147 скважин). Только конденсатогенные и техногенные воды выносили 67 скважин; в пробах из 23 скважин примесь пластовой воды составляла от 5-10 до 40-50 %; в пробах из 27 скважин преобладала пластовая вода. При этом из скв. 28, 33, 44, 63, 68, 141, 163, 179, 199, 240 были получены пробы попутной жидкости, представленные чистой пластовой водой, с минерализацией более 225 г/л.

Из представленной схемы водопроявлений видно, что главные очаги внедрения пластовых вод в залежь сосредоточены на юге месторождения, в области широкого площадного выхода на уровень начального ГВК верхневи-зейско-московских отложений, на пологом восточном крыле структуры, практически по всей ее длине, и в периклинальной северной части месторождения.

Несмотря на неизбежную генерализацию контуров продвижения пластовой воды по различным отложениям, схема показывает, что в верхневизей-ско-башкирской толще языки внедрения охватили большую часть месторождения за исключением узкой полосы в наиболее приподнятой северной части структуры (район от скв. 137 до скв. 89) и на участках от широты скв. 233 до скв. 74 и от скв. 231 до скв. 65, 26. Площадь вторжения пластовых вод в московскую толщу менее обширна. Пластовые воды в этих отложениях не зафиксированы на большом участке от скв. 137 до скв. 40 (северный купол) и на участке от скв. 136 до скв. 26 (средний и южный куполы). В целом же продвижение вод по этим толщам от зон их выхода на уровень начального ГВК примерно одинаково: в обоих случаях пластовые воды внедрились в залежь (главным образом по восстанию пластов) на сопоставимые высоты: до максимальных абсолютных отметок минус 3100 - минус 3000 м, редко выше.

Анализ показывает, что на месторождении в процессе разработки не происходит общего подъема ГВК, хотя его поверхность значительно усложнилась. Здесь сформировалась переходная зона, включающая обводненные интервалы в верхневизейско-башкирской и московской толщах. Имеет место избирательное продвижение пластовых вод по высокопроницаемым породам преимущественно по восстанию пластов. На восточном крыле структуры воды внедрились в глубь залежи в верхневизейско-башкирской толще на расстояние 500-1000 м, а на отдельных участках до 2000-2200 м (участки скв. 159, 41, 31) от выхода этих отложений на уровень ГВК. В московских отложениях воды продвинулись в среднем на 700-1000 м, достигая на участке между скв. 67 и скв. 140 до 1700 м. Судить о ширине зоны внедрения на западном крыле затруднительно ввиду чрезвычайной скудости данных. С большой долей условности можно полагать, что здесь продвижение вод по латерали обычно не превышает первых сотен метров. Однако на некоторых участках вода, возможно, преодолела расстояние 800-1000 м (район скв. 67, 139, 23) в верхневизейско-башкирской толще и до 500-800 м (район скв. 23, 141) в московской толще.

Высокопроницаемые интервалы в 200-300-метровой зоне от начального

ГВК не являются полностью обводненными. В них содержатся также недо-извлеченный газ и выпавший конденсат. Ввиду максимального снижения давления в таких интервалах и некомпенсированности его внедряющимися водами они продолжают дренировать более плотные газонасыщенные породы, давление в которых остается более высоким.

Проникновение пластовых вод в уплотненные разности пород происходит исключительно по трещинам, и масштабы его, несомненно, меньше, чем по зонам развития карста. Контуры селективного внедрения пластовых вод в залежь за последние 2—3 года не претерпели каких-либо существенных изменений.

Таким образом, на месторождении произошла относительная стабилизация депрессионной воронки. Релаксация давления в залежи за счет внедряющейся пластовой воды происходит чрезвычайно медленно, что обусловлено большой высотой залежи, ограниченным развитием в продуктивной толще высокопроницаемых коллекторов и расходом вновь поступающей в залежь воды в основном на пропитывание низкопористых коллекторов в 200—300метровой зоне, прилегающей к начальному ГВК. В условиях эксплуатации Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора при всех вариантах не следует ожидать активизации пластовых вод и усиления водопроявлений по скважинам.

Характер изменения пластового давления во времени (см. рис. 7.1) свидетельствует о существенном изменении поведения этого параметра после перехода месторождения в режим падающей добычи. За десять лет эксплуатации (1983—1993 гг.) уровень годовой добычи газа снизился от 18 до

3 млрд. м³, что, безусловно, сказалось на расформировании депрессионной воронки и усилении влияния запасов газа в низкопоровых коллекторах на темп снижения пластового давления в залежи Северного купола Вуктыльского НГКМ. Очевидно, при этом из влияющих факторов нельзя полностью исключить избирательное продвижение пластовой воды и проводимый в последние годы промысловый эксперимент по активному воздействию на пласт.

В течение 1997 г. замерами статических устьевых и пластовых давлений было охвачено 145 скважин. Кроме того, проводился систематический контроль за скважинами в пределах экспериментальных полигонов УКПГ-1 и 8.

В целом по залежи по сравнению с предыдущим годом в 1997 г. характер распределения пластового давления изменился незначительно. Однако по большинству скважин наблюдается уменьшение темпа снижения пластового давления, а по 18 скважинам отмечается даже его стабилизация.

Повышенный темп снижения давления имеет место лишь в низкодебит-ных скважинах, что, очевидно, связано с большим периодом восстановления давления. Стабилизировалось пластовое давление по скважинам опытного полигона “Конденсат-2” (УКПГ-8), наблюдается небольшой рост по скв. 66, 89, 98, 105 опытного полигона “Конденсат-3” (УКПГ-1). Это объясняется значительным увеличением объемов закачки тюменского газа в 1997 г. (833 млн. м³) относительно 1996 г. (446 млн. м³), увеличением коэффициента охвата воздействием на пласт. Закачка газа в этом году составила 31,3 % от объема добычи газа по всей залежи.

Давление колеблется в диапазоне от 2,5 до 4,0 МПа, постепенно повышаясь в сторону восточного крыла и периклиналей. Практически сводовая и присводовая части месторождения охвачены изобарой 4,0 МПа.

Пластовое давление, взвешенное по объему порового пространства, в пределах начального контура газоносной части составило на 01.01.98 г. 3,72 МПа по северному куполу.

Пластовое давление в зоне дренирования (взвешенное по отборам) на середину работающего (вскрытого) интервала на 01.01.98 г. составило в северной части месторождения 3,18 МПа.

В целом месторождение разрабатывается при газовом режиме как единый объект.

Оценка запасов газа и конденсата Вуктыльского месторождения осложняется из-за высокого содержания конденсата в газе, значительной неоднородности коллекторов и большого этажа газоносности при массивном строении залежи. Запасы газа по данным разработки уточнялись в 1975 и 1984 г. отдельно для северного и южного куполов, так как гидродинамическая связь между ними практически отсутствует. Тогда рассматривались разные методы усреднения пластового давления и оценки запасов газа по падению давления. Наиболее приемлемыми методами оценки запасов газа по данным разработки является определение запасов в целом для залежи по экспериментальной зависимости пластового давления от доли отбора (р_пл = f (2 О_{сухгаза}/

2 Ога_ч.з_ап.сух.газ_а)) ^и для зоны, непосредственно дренируемой скважинами, по удельным объемам дренирования.

Запасы газа, определяемые по удельным объемам дренирования, соответствуют минимальным, т.е. тем запасам, которые в настоящий момент участвуют в разработке.

Наиболее достоверным методом признана оценка запасов газа по экспериментальной зависимости пластового давления от доли отбора (р_пл =

= ^f(2 Осух.газа^/ 2 Онач.зап.сух. _газа)), охватывающей всю площадь залежи, поэтому этот метод взят за основу для ежегодной оценки запасов.

В данной работе рассматриваются оба вышеуказанных метода.

Учитывая многолетний период эксплуатации залежи и большой фонд скважин, для определения запасов по удельным объемам дренирования была составлена программа на ПК. По результатам расчетов определены фактические объемы дренирования по скважинам, а также суммарно по залежи, динамика объемов дренирования, начальные и остаточные запасы газа. Начальные дренируемые запасы газа монотонно увеличивались от 300 до 366 млрд. м³, что связано с ростом фонда скважин и расширением зоны дренирования. Незначительные отклонения значений запасов на отдельные даты, по-видимому, связаны с изменением фонда скважин, водопроявлениями и погрешностями в замерах давлений.

За период 1976-1988 гг. происходит снижение запасов. Это, возможно, связано с недовосстановлением давления из-за влияния работающих скважин при сгущающейся сетке во времени, наличием столбов жидкости в стволах, экстраполяцией давления и возможным защемлением газа внедряющейся избирательно водой по восточному крылу залежи. Рост запасов в последующий период от 351 до 365 млрд. м³, вероятно, связан с поступлением газа из зон защемления и поддержанием пластового давления по периферийным скважинам, работающими с водопритоками. В последние два года рост запасов связан с увеличением темпа закачки тюменского газа в сводовую часть залежи, к которой приурочено большинство скважин действующего фонда.

Текущие коэффициенты извлечения компонентов даются в табл. 7.2.

ТАБЛИЦА 7.2 Текущие коэффициенты извлечения (на 01.01.98 г.)

Компоненты	Текущий коэффициент извлечения, %	Содержание компонентов в жидкой фазе от начальных запасов, %	Компоненты	Текущий коэффициент извлечения, %	Содержание компонентов в жидкой фазе от начальных запасов, %
С1	81,6	4,7	Сухой газ (С₁+	80,8	4,9
С2	79,6	5,3	+c₂+c₃+c₄+n₂)
^С3	71,6	5,9	^C5+	31,0	68,0
С₄	81,6	5,9
N2	76,3	5,3

Перевод Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора было предусмотрено осуществить в два этапа.

На первом этапе решаются следующие задачи: стабилизация энергетического состояния пласта-коллектора; поддержание работоспособности промысловой инфраструктуры; обеспечение сырьевой базы СГПЗ с реконструкцией завода к 2001 г.; создание резерва газа и регулирование работы системы газопроводов Пунга - Вуктыл - Ухта - Торжок.

Эти задачи решаются с использованием существующих возможностей газодобывающего комплекса и прилегающего участка системы магистральных газопроводов. Нагнетание газа в вуктыльский продуктивный пласт будет производиться без дополнительного компримирования газа, при этом пластовое давление не превысит текущий уровень (3,5-4 МПа).

На втором этапе наряду с предусмотренными мероприятиями первого этапа ставится задача обеспечения надежности эксплуатации газопроводной системы Ямал - Европа путем использования Вуктыльского месторождения в качестве регулятора сезонной и аварийной неравномерности потребления газа. На этом этапе предусматривается создание на Вуктыле стратегических резервов газа с давлением в пласте до 8-12 МПа, существенно превышающем текущее.

7.3

ОСОБЕННОСТИ ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГКМ В РЕЖИМЕ РЕГУЛЯТОРА

Важным элементом функционирования газоконденсатного месторождения в режиме хранилища-регулятора является промысловый контроль основных параметров эксплуатации объекта. При реализации процесса разработки участков Вуктыльского месторождения с нагнетанием сухого газа начиная с 1993 г. накоплен большой опыт промыслового контроля, который постоянно совершенствовали и к концу 1990-х годов максимально автоматизировали наиболее трудоемкие операции на полигоне в районе УКПГ-1.

Эта схема, подробно описанная в разделе 6.2.3 монографии, в основном может быть использована и при эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора. Однако необходимо принять во внимание некоторые новые особенности, которые появляются после расширения масштабов контроля до месторождения в целом:

выделение на структуре зон нагнетания газа и отбора продукции; разбросанность задействованных скважин по большой площади; большое количество задействованных скважин (по сравнению с полигонами по закачке и отбору газа в районах УКПГ-1 и УКПГ-8);

значительное разнообразие задействованных скважин по приемистости, продуктивности и другим важнейшим характеристикам;

долговременный характер эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора.

Перечисленные особенности новой стадии в жизни месторождения диктуют необходимость построить систему контроля в максимально экономичном варианте, обеспечивающем, однако, получение всей необходимой информации.

Очевидно, потребуется создать полностью автоматизированную схему контроля за составом продукции не отдельных скважин, а целых групп. Необходимо продуманно подойти к выбору групп скважин и определению количества этих групп. По-видимому, следует выделить группы низко- и высоко-дебитных (условно) добывающих скважин вокруг каждой из зон нагнетания сухого газа. В каждой группе целесообразно, в свою очередь, выделить периферийные и близко расположенные к зоне нагнетания скважины. Кроме того, следует выбрать опорные скважины для индивидуального контроля (эти скважины могут и не входить в группы).

Таким образом, система контроля состава продукции предполагает и соответствующую схему обвязки скважин с учетом их принадлежности к той или иной группе. Для уменьшения объема работ по переобвязке скважин целесообразно рассмотреть вариант комплектования групп скважин с учетом существующей схемы сбора продукции.

Аналогичный “групповой” подход следует использовать и при составлении программ гидрогазодинамических, газоконденсатных, геофизических и гидрогеологических исследований. Основной объем информации целесообразно получать на опорных скважинах. Таким образом, при выборе опорных скважин необходимо учитывать их техническую пригодность для проведения всех перечисленных исследований.

В остальном система контроля за эксплуатацией месторождения в режиме хранилища-регулятора будет аналогична применяемой на полигонах в районе УКПГ-1 и 8.

Долговременный характер эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора накладывает особые требования к контролю технического состояния скважин, особенно принимая во внимание, что многие из них работают не один десяток лет. Исходя из промыслового опыта, следует учитывать, что наиболее частыми являются осложнения, связанные с извлечением, ревизией и заменой НКТ. Контроль обсадных труб и НКТ следует вести по отдельной программе с использованием современных методов электромагнитной дефектометрии, дефектоскопии, электромеханической профилеметрии, акустического телеконтроля. При этом значительное внимание должно быть уделено в программе контролю качества цементирования и герметичности обсадных труб.

7.4

АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ И ОБОСНОВАНИЕ РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕГУЛЯТОРА. ОЖИДАЕМЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ

ПОКАЗАТЕЛИ

7.4.1

ВЫБОР РАСЧЕТНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ

На стадии разработки технико-экономических соображений по переводу Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора были рассмотрены направления, предусматривающие равномерную и зональную схемы размещения нагнетательных скважин на площади северного купола Вуктыльского месторождения.

Схема равномерно распределенной закачки сухого газа в пласт в силу резкой неоднородности коллекторских свойств продуктивного горизонта приводит к быстрому прорыву нагнетаемого агента к эксплуатационным скважинам, что ведет к снижению кондиционности поступающего на газоперерабатывающий завод углеводородного сырья.

Зональная схема распределения объемов нагнетания сухого газа, предусматривающая максимальное использование под закачку скважин, работающих в газлифтном режиме, расположенных по периферии, обеспечит эффективную эксплуатацию промысла и газофракционирующей установки. В данном варианте решение задачи надежного обеспечения СГПЗ промежуточными углеводородами успешно сочетается с реализацией технологии повышения углеводородоотдачи пласта.

Для учета фактора регулирования сезонной неравномерности газопо-требления в летний и зимний периоды была рассмотрена возможность закачки в пласт тюменского газа в объеме 2,5 млрд. м³ только в летний период, что в сочетании с условием поддержания отбора на уровне 2,7 млрд. м³ в течение года может обеспечить рентабельное функционирование объекта в режиме регулятора колебаний сезонной неравномерности газопотребления в газотранспортной системе.

В результате расчетов наряду с базовым вариантом разработки на истощение (вариант 1) были выбраны три варианта с закачкой газа в пласт, в наибольшей степени отвечающие перечисленным выше условиям:

Вариант 2 - сезонная закачка тюменского газа в летний период (6 мес) через 56 скважин в объеме 2,5 млрд. м³/год в течение 10 лет при суммарном отборе газа 2,7 млрд. м³/год.

Вариант 3 - сезонная закачка тюменского газа в летний период (6 мес) через 56 скважин в объеме 2,5 млрд. м³/год в течение 20 лет при суммарном отборе газа 2,7 млрд. м³/год.

Вариант 4 - равномерная закачка тюменского газа в течение года через 38 скважин в объеме 2,5 млрд. м³/год в течение 10 лет при суммарном отборе газа 2,7 млрд. м³/год.

Во всех вариантах после прекращения активного воздействия на пласт предусматривается доразработка месторождения на режиме истощения пластовой энергии до давления забрасывания 1,7 МПа.

7.4.2

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Расчет технологических показателей разработки для всех вариантов базировался на использовании цифровой геологической модели Вуктыльского НГКМ в трехмерной интерпретации, полученной с помощью аппаратнопрограммного комплекса "Landmark" и модели многокомпонентной фильтрации углеводородных систем. Активное воздействие на пласт предусматривалось для всех вариантов только на северном куполе месторождения.

При анализе динамики пластового давления для рассматриваемых вариантов разработки (рис. 7.2) видно, что в случае дальнейшей разработки месторождения на режиме истощения пластовое давление в дренируемой зоне продуктивного горизонта к 2014 г. достигнет уровня 1,8 МПа, что соответствует принятому давлению забрасывания.

Результаты расчетов годового отбора газа из пласта северного купола Вуктыльского месторождения для вариантов с применением метода активного воздействия на газоконденсатный пласт и базового варианта доразработки залежи на режиме истощения показали, что в вариантах с поддержанием пластового давления период надежного обеспечения Сосногорского ГПЗ сырьем составит 26—27 лет в вариантах 2, 4 и 37 лет в варианте 3 с момента перевода Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора за счет сохранения резерва по остаточным запасам газа.

Сводные показатели доразработки северного купола Вуктыльского месторождения начиная с 1998 г. приведены в табл. 7.3.

Таким образом, на основании сравнительного анализа результатов технологических показателей эксплуатации Вуктыльского месторождения в режиме хранилища-регулятора сезонной неравномерности газотранспортной системы можно рекомендовать для практической реализации на промысле вариант 3. Предложенная по этому варианту схема эксплуатации месторождения обеспечит надежную сырьевую базу газоперерабатывающего завода до 2035 г. Годовой отбор промежуточных углеводородов в период 2000—2025 гг. составит не менее 300 тыс. т, в том числе пропан-бутановой фракции (С_3—4) более 150 тыс. т. Основные технологические показатели по рекомендованному варианту приведены в табл. 7.4, 7.5.

Подготовка продукции скважин на Вуктыльском НГКМ в настоящее время осуществляется по схеме предварительной сепарации на шести УКПГ и одной УППГ и окончательной подготовки на головных сооружениях по схеме ДКС—ХС—НТС. В период доразработки месторождения в режиме как истощения, так и хранилища-регулятора данная принципиальная схема изменений не претерпит. Для осуществления закачки заданных объемов газа в пласт потребуется замена внутрипромысловых трубопроводов подачи тюменского газа. Кроме того, для всех вариантов необходима реконструкция до-жимной компрессорной станции, что учтено в капитальных затратах технологической схемы.

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

Годы

Рис. 7.2. Динамика пластового давления (сплошные кривые) и изменение суммарного объема закачиваемого газа (кривые с точками) в процессе активного воздействия на газоконденсатный пласт на северном куполе Вуктыльского НГКМ. Варианты:

1 (истощение)-4 - давление; 2-4 - объем

Природный газ и нестабильный конденсат Вуктыльского месторождения предполагается транспортировать до Сосногорского ГПЗ для последующей переработки. В течение 1998-2000 гг. была предусмотрена переработка промыслового газа на действующей газоотбензинивающей установке с максимальной производительностью 1,5 млрд. м³/год по сырью. Остальной объем газа поступает в магистральный газопровод без извлечения компонентов С₃₊.

С целью более глубокого извлечения компонентов С₃₊ (до 95-99 %) в 2001 г. на СГПЗ предполагалось ввести в эксплуатацию установку разделения газа производительностью 3 млрд. м³/год, что обеспечит переработку промыслового газа ВНГКМ в полном объеме. Переработка нестабильного газового конденсата предусмотрена на действующей установке стабилизации путем ректификационного разделения.

ТАБЛИЦА 7.3

Сводные показатели разработки северного купола Вуктыльского месторождения

Вар иант	Год конца р азр а-ботки	Число нагнетатель-н ых скважин	Число лет закач ки	Накопленные показатели				Дополнительный отбор пластового газа
				Закач ка, млрд. _м3	Отбор			Дополнительный отбор пластового газа
				Закач ка, млрд. _м3	^ё1-4, млрд. м³	^ё3-4, млн. т	С5₊, млн. т	С1-4, млрд. м³	^ё3-4, млн. т	С5₊, млн. т
1	2014	-	-	-	28,882	4,094	1,826	-	-	-
2	2024	56	10	29,970	61,761	6,415	3,487	2,909	2,321	1,661
3	2034	56	20	54,418	86,992	7,667	4,706	3,691	3,573	2,880
4	2023	38	10	28,065	59,370	5,970	3,257	2,423	1,876	1,431

Годы разра ботки	Отбор, млн. м³				Расход энер-гети-ческо-го газа годовой, млн. м³	Закачка агента, млн. м³		Работа добывающих скважин		Работа нагнетатель-н ых скважин, прие-мис-тость, т ыс.м³ сут	Давление, МПа		Число скважин
	газа из пласта		газа сухого			Закачка агента, млн. м³		Работа добывающих скважин			плас товое	на устье добы ваю щих	добы ваю щих	нагнетатель-н ых	наблюдательных и пьезометрических
	годо вой	накоп ленный	годо вой	накоп ленный		годо вая	накоп ленная	дебит, т ыс.м° сут	де- прес- сия, МПа		плас товое	на устье добы ваю щих	добы ваю щих	нагнетатель-н ых	наблюдательных и пьезометрических
1998	2090	339343,911	2061	349 064	500	1009	1 009	47,8	0,315	153,5	3,5	3,07	141	18	21
1999	2030	341373,911	2001	351 065	500	1005	2 014	46,4	0,310	152,9	3,45	3,03	141	18	21
2000	1940	343313,911	1911	352 976	500	1007	3 021	44,30	0,30	153,3	3,40	3,00	141	18	21
2001	2700	346013,911	2656	355 632	200	2483	5 504	84,5	0,627	246,3	3,40	2,35	103	56	21
2002	2690	348703,911	2651	358 283	200	2435	7 939	84,2	0,62	241,6	3,40	2,36	103	56	21
2007	2670	362123,911	2632	371 485	200	2428	20 077	83,6	0,628	241,6	3,37	2,32	103	56	21
2012	2650	375413,911	2608	384 569	200	2452	32 253	83,0	0,632	243,2	3,33	2,28	103	56	21
2017	2630	388623,911	2591	397 559	200	2428	44 441	82,4	0,633	241,6	3,33	2,25	103	56	21
2022	2600	401723,911	2570	410 464	200	0,914	54 418	81,4	0,666	90,7	2,57	2,02	103	56	21
2027	2530	413653,911	2490	423 204	200	-	-	79,2	0,958	-	2,49	0,344	103	56	21
2032	1570	423273,911	1540	432 664	200	-	-	49,2	0,733	-	1,54	0,721	103	56	21
2034	1350	426083,911	1330	435 434	200	-	-	42,3	0,676	-	1,44	0,728	103	56	21

ТАБЛИЦА 7.5

Показатели по добыче конденсата но рекомендуемому варианту

Отбор газа из пласта, млн. м³	Расход энергетического газа, млн. м³	Пластовое давление в зоне дренирования, МПа	Потенциальное содержание С5₊, г/м³ добываемого газа (с учетом энергетического) среднегодовое	Условия сепарации после ДКС-ХСГС
Отбор газа из пласта, млн. м³	Расход энергетического газа, млн. м³	Пластовое давление в зоне дренирования, МПа		давление, МПа	темпе ратура, °С
2090	500	3,5	42,71	4,0	-15
2030	500	3,45	42,70	4,0	-15
1940	500	3,4	42,32	4,0	-15
2700	200	3,4	50,08	4,0	-15
2690	200	3,4	50,54	4,0	-15
2670	200	3,37	50,14	4,0	-15
2650	200	3,33	49,69	4,0	-15
2630	200	3,3	48,55	4,0	-15
2600	200	3,13	45,57	4,0	-15
2530	200	2,37	50,98	4,0	-15
1570	200	1,85	57,13	4,0	-15
1350	200	1,71	59,68	4,0	-15

Т ехнологические			Добыча конденсата
потери конденсата, г/м³ добываемого газа (с учетом энергетического)		г/м³ добываемого газа (с учетом энергетического)		тыс. т
	в том числе унос С5+	стабиль	неста	стабиль	неста
всего	с газом сепарации	ного	бильного	ного	бильного
7,24	7,18	35,47	70,29	91,867	182,06
7,38	7,32	35,32	68,64	89,36	173,66
7,51	7,45	34,81	66,57	84,937	162,44
7,58	7,52	42,5	80,81	123,25	234,37
7,64	7,58	42,9	81,25	123,981	234,80
8,18	8,11	41,96	74,51	120,425	213,84
9,05	8,98	40,64	64,67	115,824	184,33
9,85	9,77	38,70	56,24	109,521	159,16
10,23	10,14	35,34	48,43	98,952	135,60
10,09	10,0	40,89	56,2	111,63	153,42
9,94	9,85	47,19	67,1	83,526	118,76
9,91	9,82	49,77	71,74	77,143	111,19

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭКСПЛУАТАЦИИ ВУКТЫЛЬСКОГО НГКМ В РЕЖИМЕ ХРАНИЛИША-РЕГУЛЯТОРА

Экономическая оценка технологических вариантов доразработки Вуктыльского НГКМ выполнена с целью выбора наиболее эффективной системы эксплуатации, отвечающей критерию максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пласта углеводородного сырья.

Прогноз уровней отборов пластового газа и нестабильного конденсата по базовому варианту разработки ВНГКМ на истощение (вариант 1) и по вариантам, предусматривающим закачку сухого тюменского газа в пласт, с учетом сроков эксплуатации месторождения (варианты 2, 3, 4), приведен в

табл. 7.6.

Экономические расчеты выполнены по каждому году расчетного периода в текущих ценах на 01.01.91 г. и 01.01.98 г. с использованием соответствующих данному моменту времени исходных данных:

фактических цен на продукцию, затрат на эксплуатацию месторождения, транспорт и переработку углеводородного сырья;

ставок налогов и платежей, предусмотренных действующим законодательством, в местный, республиканский и федеральный бюджеты; курса доллара США 5,96 руб.

Оценка капитальных затрат на дообустройство Вуктыльского НГКМ по рассматриваемым вариантам выполнена на основании технологической схемы нагнетания газа в пласт.

В составе капитальных вложений учтены затраты на следующее: строительство дополнительных сетей трубопроводов для закачки сухого тюменского газа в пласт;

реконструкцию УКПГ (оборудование системы разводки закачиваемого в пласт газа, строительство замерных линий для контроля за газоконденсатной характеристикой скважин);

ТАБЛИЦА 7.6 Добыча природного газа и нестабильного конденсата

		Вариант
	1	2	3	4
Показатель		Период разработки
	1998-2014 гг.	1998-2024 гг.	1998-2034 гг.	1998-2023 гг.
Давление забрасывания, МПа	1,8	1,7	1,7	1,7
Закачка сухого тюменского газа в	0,4	29,97	54,42	28,07
пласт, млрд. м³ Продукция промысла:
газ, всего, млрд. м³	37,88	68,54	95,78	66,13
В том числе:
вуктыльский	29,26	37,28	45,53	34,74
технологический	8,5	6,3	8,3	6,1
тюменский из пласта	0,12	24,96	41,95	25,29
нестабильный конденсат, всего,	3,21	5,21	6,27	4,68
млн. т В том числе:
извлеченный в составе пласто	3,20	3,29	3,51	2,93
вого газа
ретроградный	0,01	1,92	2,76	1,75

реконструкцию дожимной компрессорной станции.

Суммарные инвестиционные издержки по рассматриваемым вариантам

следующие:

Вариант

Цены 1991 г. млн. руб. 0,5 10,2

10,2

5,2

Цены на 01.01.9 млн. руб.

5.3

104.4

53.3

В долларовом эквиваленте, млн. долл. США 0,9

17.5

17.5 9,0

Текущие расходы определены по следующим составляющим затрат: на добычу углеводородного сырья;

на транспорт природного газа и нестабильного конденсата от Вуктыльского месторождения до Сосногорского ГПЗ;

на переработку углеводородного сырья на СГПЗ; на транспорт товарного газа до потребителей.

Виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья на Сосногорском ГПЗ по рассматриваемым вариантам определены с учетом состава природного газа и нестабильного конденсата, существующих и проектируемых технологий.

Прогноз получения продуктов переработки природного газа и нестабильного конденсата по рассматриваемым вариантам приведен в табл. 7.7.

Исследования текущего состояния и перспектив рынка сбыта сжиженных углеводородов показали, что реализация СПБТ и ПА возможна на внутреннем рынке (северные территории - Республика Коми, Карелия, Архангельская, Вологодская, Мурманская области) и внешнем (Польша) рынке.

Перспективной программой по переводу автомобильного транспорта на сжиженный газ потребность в автомобильном пропане по Северному региону определена на уровне 10 тыс. т/год. Основной объем ПА (более 90 %) предполагается экспортировать в Польшу. Маркетинговые исследования

ТАБЛИЦА 7.7

Виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья

Показатель	Единицы			Вариант
	измерения		1	2	3	4
Продукция переработки газа: газ отбензинен-	млрд.	м³	33,8	63,5	90,3	61,2
ны й СПБТ	млн.	т	1,46	2,47	3,09	2,29
ПА	млн.	т	1,09	1,92	2,43	1,77
стабильный кон	млн.	т	0,24	0,52	0,82	0,51
денсат Продукция переработки конденсата: стабильный кон	млн.	т	1,66	3,06	3,98	2,83
денсат СПБТ	млн.	т	1,17	1,64	1,74	1,41
газ стабилизации	млрд.	м³	0,40	0,55	0,59	0,47
Всего продукции: газ сухой	млрд.	м³	34,20	64,05	90,89	61,67
в том числе вук-	млрд.	м³	28,36	35,58	43,27	33,13
тыльский стабильный кон	млн.	т	1,90	3,58	4,80	3,34
денсат СПБТ	млн.	т	2,63	4,11	4,83	3,70
ПА	млн.	т	1,09	1,92	2,43	1,77

рынка сбыта смеси пропан-бутана показали возможность реализации СПБТ на Северной территории в объеме 120-130 тыс. т/год, на внешнем рынке -50-55 тыс. т/год.

Реализация стабильного конденсата принята по сложившейся схеме: внутренний рынок - 50 %, внешний рынок - 50 %.

Отбензиненный газ предполагается реализовать газораспределительным организациям Республики Коми, Архангельской и Вологодской областей.

При расчете дохода от реализации продукции Сосногорского ГПЗ цены предприятия (EXW) приняты без учета транспортных и таможенных расходов по экспорту продукции, акциза и налога на добавленную стоимость (табл. 7.8).

Для экономической оценки эффективности технологических вариантов эксплуатации Вуктыльского НГКМ использованы следующие основные показатели:

капитальные вложения в дообустройство месторождения;

эксплуатационные расходы на добычу, транспорт и переработку углеводородного сырья;

выручка от реализации продукции переработки;

прибыль от реализации;

поток денежной наличности;

дисконтированный поток денежной наличности (к = 10 %).

В качестве критерия эффективности при выборе рекомендуемого варианта из рассмотренных принят накопленный денежный поток и дисконтированный ДП.

Сопоставление основных интегральных показателей вариантов разработки ВНГКМ по четырем расчетным схемам за проектный период приведено в табл. 7.9 и на рис. 7.3, 7.4.

Из результатов оценки видно, что показатели эффективности по технологическим вариантам 2, 3, 4 значительно улучшаются при рассмотрении Вуктыльского месторождения как объекта единой системы газоснабжения (с точки зрения ОАО “Газпром” и функционированиия ПХГ). Варианты, предусматривающие закачку газа в пласт, характеризуются высокой экономической эффективностью, при этом реализация варианта 3 обеспечит наибольший денежный поток 5009 млн. руб. (вторая расчетная схема).

Из расчетов следует, что среди рассмотренных четырех вариантов эксплуатации Вуктыльского НГКМ вариант 3, предусматривающий сезонную закачку сухого тюменского газа в течение 20 лет, является предпочтительным

ТАБЛИЦА 7.8

Цены предприятия на продукцию переработки углеводородного сырья

Показатель	Единица измерения	Значение	Показатель	Единица измерения	Значение
Товарный газ, реализуемый			СПБТ:
“Горгазам” (без акциза):			внутренний рынок	руб/т	390
Республики Коми	руб/1000 м³	171,5	внешний рынок	долл/т	95
Архангельской области	руб/1000 м³	184,8	Пропан автомобиль-
Вологодской области	руб/1000 м³	189,0	н ый:
Конденсат стабильный:			внутренний рынок	руб/т	390
внутренний рынок	руб/т	600	внешний рынок	долл/т	135
внешний рынок	долл/т	105

Показатели	Вариант
Показатели	1	2	3	4
	etO~AUItu OxAIt 1
Выручка от реализации	8 146	12 863	16 176	11 810
Капитальные вложенияП	5,3	104,4	104,4	53,5
Текущие затраты	5 462	9 757	13 613	9 281
Чистый доход	2 120	2 277	2 028	1 980
Дисконтированный ЧД (к = 10 %)	1 133	883	859	765
	etO~AUItu OxAIt 2
Выручка от реализации	8 165	16 314	22 208	15 479
Капитальные вложения	5,3	104,4	104,4	53,5
Текущие затраты	5 469	10 663	15 050	10 178
Чистый доход	2 127	4 040	5 009	3 792
Дисконтированный ЧД (к = 10 %)	1 140	1 357	1 320	1 305
	etO~AUItu OxAIt 3
Выручка от реализации	8 146	14 099	20 403	12 970
Капитальные вложения	5,3	104,4	104,4	53,5
Текущие затраты	5 462	9 968	14 357	9 457
Чистый доход	2 120	3 059	4 293	2 618
Дисконтированный ЧД (к = 10 %)	1 133	996	1 080	861
	etd~AUItu OxAIt 4
Выручка от реализации	8 146	14 558	18 425	13 882
Капитальные вложения	5,3	104,4	104,4	53,5
Текущие затраты	5 462	10 045	13 894	9 612
Чистый доход	2 120	3 306	3 304	3 108
Дисконтированный ЧД (к = 10 %)	1 133	1 053	940	985

6000 5000 4000 *13000

Рис. 7.3. Динамика основных экономических показателей проекта. Вариант 3 (расчетная схема 2):

I - затраты на тюменский газ; II - текущие затраты; III - капитальные затраты; IV - выручка; V - ДП; 1 - ДП нарастающим итогом (вариант 1); 2 - ДП нарастающим итогом

(вариант 3)

ев в <N

ON в в

в\ в в

"ч

<4 >

•I 2000 1000 О

-1000

Годы

Рис. 7.4. Динамика накопленного денежного потока по вариантам:

t - расчетная схема 1; • - расчетная схема 2; 1-4 - варианты расчета

по величине аккумулированного потока денежных средств и может быть рекомендован к реализации.

Основные технико-экономические показатели разработки Вуктыльского НГКМ по рекомендуемому варианту 3 при второй расчетной схеме приведены в табл. 7.10.

Проведенная экономическая оценка вариантов разработки Вуктыльского месторождения позволяет сделать следующие выводы:

разработка ВНГКМ с закачкой сухого тюменского газа в пласт достаточно эффективна;

наиболее предпочтителен из рассматриваемых вариантов вариант 3; эксплуатация месторождения по варианту 3 при привлечении 104,4 млн. руб. капитальных вложений и закачке в пласт 54,4 млрд. м³ тюменского газа

Технико-экономические показатели разработки Вуктыльского НГКМ по варианту 3

(расчетная схема 2)

Показатели	Единица измерения	Значение за расчетный период 1998-2034 гг.
Продолжительность разработки месторождения	лет	37
Продолжительность закачки тюменского газа в пласт	лет	20
Закачка сухого газа в пласт	млрд. м³	54,4
Отбор газа, всего		95,8
В том числе:	₃ млрд. м млрд. м³
вуктыльского		45,5
технологического		8,3
тюменского из пласта	млрд. м³	42,0
Добыча нестабильного конденсата, всего	млн. т	6,3
В том числе:
извлеченного в составе пластового газа	млн. т	3,5
ретроградного	млн. т	2,8
Фонд скважин, всего	ед.	180
В том числе:
добывающих	ед.	103
нагнетательных	ед.	56
Продукция переработки углеводородного сырья на СГПЗ:	₃ млрд. м³ млрд. м³
газ сухой		90,9
из него вуктыльский		43,3
стабильный конденсат	млн. т	4,8
СПБТ	млн. т	4,8
пропан автомобильный	млн. т	2,4
Капитальные затраты	млн. руб.	104,4
Выручка от реализации	млн. руб.	22 208
Текущие затраты	млн. руб.	15 050
Чистый доход	млн. руб.	5 009

обеспечит в сравнении с вариантом разработки на истощение дополнительный отбор 57,9 млрд. м³ газа (с учетом добычи закачанного газа) и 3,1 млн. т нестабильного конденсата (с учетом ретроградного конденсата), увеличение чистой дополнительной наличности на 2882 млн. руб. (вторая расчетная схема);

освобождение от платежей за пользование недрами, отчислений на восстановление материально-сырьевой базы и акцизного сбора обеспечит увеличение денежного потока на 15 % (вторая расчетная схема), дисконтированного потока денежной наличности - на 20 %.

7.5

ПРОГРАММА НАУЧНОГО СОПРОВОЖДЕНИЯ РАБОТ ПО ПЕРЕВОДУ ГКМ В РЕЖИМ РЕГУЛЯТОРА И ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТА В НОВОМ КАЧЕСТВЕ

Хранилище-регулятор на базе действующего газоконденсатного месторождения создается впервые не только в отечественной, но и в мировой газопромысловой практике. Естественно поэтому, что важным компонентом комплекса мероприятий при организации и эксплуатации объекта должны быть научно-исследовательские работы.

Перечислим лишь основные из этих работ, которые предполагается выполнить на первом этапе создания хранилища-регулятора на Вуктыльском месторождении. Часть их будет продолжена и в последующие годы.

1. Комплексный промысловый контроль за процессом закачки газа и отбора продукции путем выполнения на скважинах газогидродинамических, газоконденсатных, геохимических, гидрогеологических исследований. Будет вестись анализ характера водопроявлений при эксплуатации объекта для прогнозирования динамики обводнения продуктивного пласта.

2. Работы по совершенствованию комплексного контроля для создания перспективной рациональной системы контроля за объектом, эксплуатируемым в режиме хранилища-регулятора.

3. Анализ динамики геолого-промысловых и технологических параметров для контроля и прогнозирования развития процесса извлечения из пласта остаточных запасов углеводородов, а также для обоснования рекомендаций по управлению процессом в виде регламентирующих нормативных документов.

4. Обоснование рекомендаций по оптимизации системы сбора и подготовки добываемой продукции с учетом изменяющегося ее состава вследствие неравномерности и увеличения степени охвата залежи нагнетаемым агентом.

5. Построение уточненной геологической емкостно-фильтрационной модели объекта с использованием современных методов исследований, включая методы космического структурометрирования.

6. Создание и адаптация постоянно действующей геолого-математиче-ской модели объекта для оптимизации процессов нагнетания и отбора. Модель будет воспроизводить условия трехмерной трехфазной фильтрации флюидов.

7. Моделирование технологических режимов эксплуатации залежи в условиях переменного давления и при больших объемах хранения газа. Будут выполнены экспериментальные и аналитические исследования термогидродинамического поведения пластовой системы при эксплуатации залежи в режиме переменного давления. Будут также выполнены исследования, в том числе промысловые, по динамике технологических характеристик скважин, работающих в условиях переменного давления. По результатам исследований будет сделан прогноз параметров работы скважин на длительную перспективу и обоснованы рекомендации по технологии эксплуатации скважин.

8. Обоснование рекомендаций по корректированию схемы эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора. Будут также подготовлены технико-экономические соображения по эксплуатации месторождения с повышенными объемами хранящегося в пласте газа и при повышенных до 4-8 и 8-12 МПа рабочих давлениях.

9. Создание алгоритма экономической оценки инвестиционного проекта с использованием вторичных методов и технологий добычи трудноизвлекае-мых запасов углеводородов.

10. Обоснование критериев применения технологии повышения углево-дородоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений.

Результаты предполагаемых научно-исследовательских работ будут иметь значение, которое трудно переоценить. Они, безусловно, будут широко использоваться в газодобывающей отрасли для повышения эффективности разработки месторождений природных газов.

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ глава НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 32. ТЕМПЕРАТУРНАЯ ОБСТАНОВКА В ПЛАСТАХ И ЕЕ ИЗМЕНЕНИЕ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Начальное значение пластовой температуры и ее распределение определяются геотермическими условиями, в которых находится месторождение. Обычно пластовая температура нефтяных месторождений соответствует среднему геометрическому градиенту в данном геологическом регионе. Однако наблюдаются и существенные отклонения пластовой температуры от этой величины. Тогда считают, что пластовая температура повышенная или пониженная. Зоны земной коры с высокой температурой называются г е о т е р м а л ь н ы м и з о н а м и .

В процессе разработки нефтяного месторождения его пластовая температура может существенно измениться. Это происходит при закачке в пласт веществ, главным образом воды, с иной температурой, чем начальная пластовая, а также при экзотермических реакциях в пласте. В значительно меньшей степени, как это было показано в гл. II, пластовая температура изменяется за счет дросселирования извлекаемых жидкостей и газов и гидравлического трения о породы пласта фильтрующихся в нем веществ.

Распределение пластовой температуры под землей и изменение ее во времени называют т е м п е р а т у р н ы м р е ж и м о м месторождения. Изменение температуры в нефтяных пластах происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции.

Нефтяные пласты не теплоизолированы от окружающих пород и от других пластов. Поэтому всякое изменение температуры на каком-либо участке по сравнению с другими участками влечет за собой ее перераспределение и перенос тепла за счет теплопроводности. Закачка в пласт воды с иной температурой, чем пластовая, и добыча из пласта нефти с пластовой температурой приводят к изменению содержания тепла в пласте и, следовательно, пластовой температуры.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородного прямолинейного пласта в условиях, когда закачиваемая вода имеет иную температуру, чем пластовая. Будем считать для простоты, что вытеснение нефти водой поршневое, причем остаточная нефтенасыщенность 5_ност уменьшается с увеличением температуры по определенному закону.

Допустим, что в рассматриваемый однородный пласт закачивается вода с температурой меньшей, чем пластовая. Поскольку в случае поршневого вытеснения нефти водой из обводненной области не вытесняется нефть даже при пластовой температуре, то при значении ее меньшем, чем пластовая, из этой области тем более не будет вытесняться нефть.

Вследствие того, что рассматриваемый процесс вытеснения нефти водой происходит в неизотермических условиях, когда температура в пласте не остается неизменной, необходимо использовать уравнение переноса тепла в пласте. Для вывода этого уравнения рассмотрим элемент прямолинейного пласта, показанный на рис. 126. Слева в элемент пласта длиной A i, высотой h и шириной b (см. рис. 126) поступает вода с температурой Т.

При вводе воды в элемент пласта с иной температурой, нежели температура воды в элементе, происходит перенос тепла за счет конвекции. Кроме того, тепло переносится в пласте и за счет теплопроводности. Если v_BX - скорость фильтрации воды в направлении оси i, то скорость ввода тепла в элемент

Рис. 126. Баланс тепла в элементе пласта

где с_в - удельная теплоемкость воды; р_в - плотность воды.

Кроме конвекции тепло переносится в пласте за счет теплопроводности. Через левую грань (см. рис. 126) элемент получает тепло со скоростью v_IX, и через правую грань он отдает тепло со скоростью v ft + -^Vx- А . Следует учитывать, что в элемен

пласта через его левую грань за счет конвективного переноса будет с_вр_вю_вхТ. Через правую грань элемента пласта теплоотдача происходит за счет конвекции со скоростью

те содержатся остаточная нефть и вода. Поэтому приращение теплосодержания в нем выражается следующим образом:

А{[с_тр_т(1 - т) + с_вр_вт5 + c_Bp_Bms_B_ост]Т},

где с_т - массовая удельная теплоемкость горных пород (минералов, слагающих горные породы); р_т - плотность минералов; s -водонасыщенность.

Скорость »_тт распространения тепла за счет теплопроводности, как было показано в гл. II, выражается законом Фурье. Если ю_вх = v„ согласно балансу тепла в элементе пласта получим

д(с р v T )

с р vT - с р vT--^Е—¦—- Ах bhAt +

А{[с_т р_т(1 - т) + c^ms + c^mSg _ос1]Т}ЪН - 2д_тЬAxAt. (VII. 1)

Здесь q - скорость отдачи тепла с единицы площади кровли и подошвы пласта за счет теплопроводности. Теплоотдача как через кровлю, так и через подошву пласта учитывается цифрой 2 в последнем члене в правой части формулы (VII. 1).

Механизм переноса тепла в нефтяном пласте за счет конвекции имеет одну весьма важную особенность: зона с иной температурой, чем пластовая, т.е. охлажденная или нагретая, перемещается в пласте со значительно меньшей скоростью, чем скорость движения воды в пористой среде. Это приводит к очень важному для разработки нефтяных месторождений эффекту, заключающемуся в том, что при закачке в пласт воды с температурой, отличающейся от пластовой, образующаяся при этом в пласте охлажденная или нагретая зона, в зависимости от отношения температуры закачиваемой воды к первоначальной пластовой, отстает от фронта вытеснения нефти водой.

Докажем возникновение указанного эффекта теоретически, используя уравнение (VII. 1). Для большей наглядности этого доказательства упростим его, а именно: пренебрежем переносом тепла за счет теплопроводности вдоль оси 2 и отдачей тепла в кровлю и подошву; вынесем за знаки соответствующих производных скорость конвективного переноса тепла с_вр_в»_в и величину [с_тр_т(1 - m) + c,p,ms + с_нр_нт(1 - s)], учитывая, что s_{E ост} =

= 1 - s.

В результате, исключив из (VII. 1) взаимно уничтожающиеся члены, получим, полагая Ах ^ 0,

дТ дТ

cpv + — [q-р- m) + с р ms + c_Ip₁m(1 - s)] — = 0. (VII.2)

' ' дх ’ ’ dt

В прямолинейный пласт (рис. 127) слева через границу х = = 0 закачивается холодная вода при постоянном расходе q и температуре Т = Т₁, причем Т₁ < Т_пл (Т_пл - начальная пластовая температура).

В этом случае в пласте образуется фронт охлаждения с ко

(VII.3)

ординатой 1_т. Температура в области 0 < х <х_т составит Т₁, а при х >х_т Т = Т_пл. Фронт охлаждения по мере закачки холодной воды будет перемещаться со скоростью да_т, причем

да_т = dx_x/dt.

Конечно такой эффект, как образование “фронта охлаждения” возникает из-за использованной схематизации процесса теплопереноса. Если учитывать теплопроводность, то фронт будет “размываться”.

Решение уравнения (VII. 2) в рассматриваемом случае будем искать в виде

T = f(x - w_Jt),

(VII.4)

где f - функция от переменной ^ = х - w_xt. Имеем

(VII.5)

Подставим (VII.5) в (VII.2). В результате получим

f (^свРв°в - [С_тр_т(1 - m) + c_Bp_Bms + с_нр„т(1 - s)]w_x| = 0. (VII.6)

В общем случае f * 0. Тогда равно нулю выражение, заключенное в фигурные скобки соотношения (VII.6). Отсюда

^wu =-^с-^-. (VII.7)

v , ^CCP t?1 - m) + с р ,ms + с р гр(1 - s)

Оценим величину w,^/v,. Пусть с_в = 4,19 кДж/(кг-К); р_в = = 10³ кг/м³; с_т = 1,3 кДж/(кг-К); р_т = 2,5-10³ кг/м³; m = 0,2;

⁵_{н ост} = 0,4; s = 1 - 5_н
ост = 0,6; с_н = 2,1 кДж/(кг-К); р_н = 0,85х х10³ кг/м³; 5_св = 0. Подставим приведенные данные, характерные для условий реальных нефтяных пластов, в (VII.7). Получим

^wu __⁴,¹⁹^-10__ -| 291

V, 1,3 - 2,5 - 0,8 -10³ + 4,19 -10³ - 0,2 - 0,6 + 2,1 - 0,8 -10³ - 0,2 - 0,4 ' '

Таким образом, в данном случае скорость перемещения в пласте фронта охлаждения примерно в 1,3 раза превышает скорость фильтрации воды. Если же отнести скорость фронта охлаждения к скорости фронта поршневого вытеснения нефти водой w„ то

^wu _ ^wu_ ^wum(1 - s_{1 ом}) _ 1,291 -0,2 -0,6 _ 0,155.

W V W V

Следовательно, фронт охлаждения в каждый момент времени отстает от фронта вытеснения нефти водой в 1/0,155 = = 6,45 раза. Это значит, что нефть будет вытесняться из пласта не охлажденной водой, а водой с пластовой температурой. Чтобы полностью охладить этот идеализированный пласт до температуры закачиваемой воды, нужно прокачать через него при указанных условиях Q^, = 6,45(s - 5_св) = 6,45(1 - 5_ност), если 5_св =

0, т.е. примерно 3,9 порового объема холодной воды.

Однако все же рассмотренный пласт - идеализированный: однородный и полностью теплоизолирован. В реальных же условиях, когда тепло непрерывно поступает через кровлю и подошву, если в пласт закачивается холодная вода, происходит охлаждение контактирующих с ним других пластов или слоев. Таким образом получается, что в наиболее высокопроницаемом пропластке, в который в основном проникает закачиваемая холодная вода, нефть за основную часть времени разработки вытесняется водой с пластовой температурой. При этом в высокопроницаемом пропластке не ухудшаются условия вытеснения нефти по сравнению с условиями в процессе закачки воды при пластовой температуре. В соседних же пропластках может наблюдаться уменьшение температуры и ухудшение условий вытеснения, особенно если нефть в них обладает свойством резко

Рис. 127. Схема вытеснения нефти холодной водой из прямолинейного теплоизолирован-ного пласта

увеличивать вязкость с понижением температуры или в нефти кристаллизуется парафин и она приобретает неньютоновские свойства.

*^н ост

Во время закачки воды в пласт, с целью вытеснения из него нефти, с температурой Т₂ > Т_пл образуется тепловая зона - область с температурой Т₂. Переднюю границу этой зоны назовем фронтом нагрева или тепловым фронтом. Скорость продвижения такого фронта можно определить аналогично фронту охлаждения с той только разницей, что в этом последнем случае из зоны 0 < 1 < 1_т (х_т - координата теплового фронта, см. рис. 127) будет дополнительно вытесняться нефть и впереди теплового фронта при 1_т < 1 < 1_н образуется зона повышенной неф-тенасыщенности (нефтяной вал).

В некоторый момент времени распределение насыщенности пласта водой и остаточной нефтью станет таким, как показано на рис. 128. Допустим, что к рассматриваемому моменту времени в пласт закачан объем воды, равный Q_B. Тогда согласно рис. 128

Q, = mbh(s₂ - 5_св)1_т + mbh(s₁ - 5_св)(1_н - 1_т) + mbh(s - з_св) х х (i_B - 1_н).

Если разделить левую и правую части приведенного выражения на произведение bh, продиффенцировать его по t, раскрыть скобки и уничтожить соответствующие члены, получим

v_в = m[(s₂ - s ₁ )v_x - (s - s ₁ )ш_н + (s - s^wj;

W) = ; w = . (VII.8)

¹ dt ’ dt

зону

Рис. 128. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта горячей водой

Рассматривая баланс

нефти, вытесненной из зо

W т'т.

1_т < 1 < 1 имеем

Wt =

Из приведенных выше выражений получим следующу ю формулу:

v,/w_в = m(s - 5_св).

Таким образом, и в случае вытеснения нефти из пласта водой с температурой Т ₂ > Г_пл, т.е. горячей водой, будет наблюдаться отставание теплового фронта от фронта вытеснения нефти. Нефть будет вытесняться сначала водой с пластовой температурой и только в зоне 0 < 1 < 1_т - горячей водой. Дополнительную нефть можно добывать спустя некоторое время, когда “передняя координата” нефтяного вала 1_н достигнет конца пласта (1 = l).

Приведенная идеализированная картина изменения температурной обстановки в пласте и характера вытеснения нефти при закачке воды с температурой, не равной пластовой, была сделана только для более наглядной демонстрации эффекта отставания теплового фронта от фронта вытеснения нефти водой. Для расчетов же изменения температурной обстановки в пласте п р и закачке в него воды в неизотермических условиях необходимо, конечно, учитывать, как это показано при выводе уравнения теплопереноса (VII. 1), отдачу тепла в кровлю и подошву. П р и расчетах неизотермических процессов разработки нефтяных месторождений в таких случаях обычно используют два следующих способа.

1. Способ Ньютона, согласно которому полагают, что q_T = а(Т - Г_пл), (VII.9)

где а - коэффициент теплопередачи пласта.

Однако этот способ более пригоден для расчета неизотермических процессов, осуществляющихся в исследовательских целях в лабораторных условиях, т.е. с помощью физических моделей пластов. Использовать его для реальных пластов можно только при приближенных, оценочных расчетах.

2. Способ Ловерье, заключающийся в том, что температура по толщине пласта в каждом вертикальном сечении или в каждом элементе пласта длиной Ai считается одинаковой, а перенос тепла в кровле и подошве за счет теплопроводности принимается происходящим только в вертикальном направлении. Так как отдача тепла за счет теплопроводности происходит медленно, условно считаем, что кровля и подошва пласта простираются соответственно вверх и вниз до бесконечности.

Чтобы получить уравнение теплопереноса при поршневом вытеснении нефти водой в прямолинейном пласте, уничтожим соответствующие члены в выражении (VII. 1) и пренебрежем теплопроводностью в горизонтальном направлении. Будем считать, что теплоемкости воды и горных пород в рассматриваемом диапазоне изменения температуры мало от нее зависят. Поэтому вынесем их из-под знаков дифференциалов в выражении (VII. 1). В результате получим уравнение теплопереноса в прямолинейном пласте при поршневом вытеснении из него нефти водой

с р v — + [сц)и(1 - m) + с р ms +

дх ’

+сm(1 - s)] — - _ 0. (vii.10)

dt h

Для расчета движения вала нефти и воды в пласте можно использовать схему распределения нефтеводонасыщенности (см. рис. 128).

При учете ухода тепла по Ньютону в уравнение (VII. 10) необходимо подставить выражение для д_т, определяемое формулой (VII.9).

По способу Ловерье необходимо использовать решение задачи о распространении тепла в прямолинейном стержне, данное в гл. II. Если, например, кровлю пласта считать сечением, соответствующим 2 = 0 (см. рис. 126), то с элемента пласта длиной Ai и шириной b при постоянном перепаде температур AТ = Т - Т_пл будет уходить в единицу времени количества тепла

q_U₃Ax _ ^OfATbAx .

V^nK u^t

Таким образом,

qu _ -^L, (VII.11)

V^nK ut

где Х_тк - коэффициент теплопроводности горных пород кровли и подошвы пласта; к_тк - коэффициент температуропроводности тех же пород.

Как видно из (VII. 11), скорость отдачи тепла в кровлю - подошву с течением времени t уменьшается, а при t = 0 она стремится к бесконечности.

Отметим еще раз, что формула (VII. 11) пригодна при А Т = = const. При переменном перепаде температур следует использовать интеграл Дюамеля.

Если учитывать непоршневой характер вытеснения нефти водой, то уравнение (VII. 10) несколько изменится - перед производной ВТ /д1 должно быть не с_вр^_в, а член с_вр^_в + с_нр^_н. Гидродинамическая часть расчета в этом случае основывается, как и при изотермическом вытеснении нефти водой, на использовании относительных проницаемостей для нефти и воды и функции f(s, T), определяемой выражением

f (s, Т) = _^^ =--. (VII.12)

^v.+ ^v^t k(s) ₊ ^ink_t(s)

• И t(T) ^t^W

Уравнение неразрйвности движущихся в пласте неоднородных жидкостей останется таким же, что и при изотермическом вытеснении нефти водой. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой в неизотермических условиях производят обычно численными методами на компьютерах.

§ 33. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ И ПАРОМ

C повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Этот экспериментально установленный факт - главная причина использования закачки в пласт воды с повышенной температурой или водяного пара для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащих нефть повышенной вязкости. Кроме того, при закачке в пласт горячей воды или водяного пара из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр.

Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур и давлений.

При проектировании и осуществлении закачки в пласт горячей воды и водяного пара важно знать термодинамическое состояние воды: жидкое, в виде пара, в виде смеси воды и пара или даже в закритическом состоянии.

Узнать это можно с помощью ^Г-диаграммы для воды (см. рис. 44), на которой линия насыщения (кривая 1) разделяет области существования воды в жидкой и паровой фазах. При этом критическая зона характеризуется точкой 2. Для воды !_кр = 22,12 МПа, Т_кр = 647,3 К. Если давление воды и ее температура таковы, что соответствующая этим значениям точка на этой диаграмме находится на линии насыщения, то вода пребывает одновременно и в парообразном и в жидком состояниях. Сколько в единице массы воды будет содержаться воды в жидком и парообразном состояниях, зависит от теплосодержания единицы массы воды. Если давление и температура пара соответствуют давлению и температуре на линии насыщения, то пар называется н а с ы1 щ е н н ы м . Над линией насыщения состояние воды будет только жидкое, а под нею - только в виде перегретого пара.

Пусть некоторый объем воды находится в состоянии, соответствующем линии насыщения. Масса пара в этом объеме равна М_п, а масса жидкой воды М, Имеем

М_П/(М_П + М_в) = х.

(VII.13)

Здесь х - сухость пара. Она изменяется от нуля, если термодинамическое состояние воды соответствует точкам, находящимся над линией насыщения (см. рис. 44), т.е. вода является жидкостью, до единицы или 100 %, когда вся вода представляет собой перегретый пар.

Линию насыщения на ^T-диаграмме для воды (см. рис. 44) принято аппроксимировать следующей простой зависимостью:

!,_п = 0,0981-10^-8(Г - 273,2)⁴,

(VII.14)

где !_вп - давление на линии насыщения, МПа; Т - температура, К.

По формуле (VII. 14) получают давление на линии насыщения с некоторой погрешностью вблизи точки, характеризующей критическое состояние воды.

В дальнейшем горячую воду и пар будем называть т е п л о -н о с и т е л я м и , закачиваемыми в нефтяные пласты в промышленных масштабах.

Важная характеристика процесса вытеснения нефти теплоносителями - пластовая температура и ее распределение. Поле температуры в пласте при закачке в него теплоносителя рассчитывают на основе уравнения теплопереноса. Рассмотрим вначале температурное поле при закачке в пласт наиболее простого теплоносителя - горячей воды. При этом будем полагать, что горячая вода закачивается в нефтяной пласт с начальной температурой Т_пл при постоянной остаточной нефтенасыщеннос-ти 5_{н ост} = const.

Итак, в прямолинейный однородный пласт через галерею (см. рис. 128) закачивается горячая вода с температурой Т₁ и расходом q. Следовательно, на входе в пласт постоянно поддерживается перепад температур AT = AT₁ = Т₁ - Т_пл. Пренебрегаем теплопроводностью пласта в горизонтальном направлении, но в отличие от рассмотренного в предыдущем параграфе идеализированного теплоизолированного пласта будем учитывать уход тепла по вертикали в его кровлю и подошву. Схема распределения температуры в пласте в этом случае будет сущест

венно отличаться от схемы, показанной в нижней части рис. 128. В этом случае процесс теплопереноса описывается уравнением (VII.10).

Запишем это уравнение в следующем виде:

_а ^ + ь - - _ 0; (VII.15)

dx dt h

a = CвPвVв; b = с_тр_т(1 - m) + Сврвт(1 - 5н _0CT) + m^s ост.

Поскольку температура в каждом вертикальном сечении пласта у кровли и подошвы переменная, то формулу для скорости отдачи тепла в виде (VII.11) использовать нельзя, так как она справедлива при AT = const. В случае же пе ременной температуры используем интеграл Дюамеля. В результате получим

q_u_ X ijT ^AT'^(T)dT . (VII.16)

0 VKun(t - t)

Эта задача расчета температурного поля в пласте известна как задача Ловерье. Ее решают с использованием преобразования Лапласа, согласно которому вводится функция Q(x, s) в виде

После подстановки (VII. 17) в (VII. 15) и (VII. 16) получим следующее дифференциальное уравнение:

(VII.18)

; ^c0

a — + (bs - c₀Vs)0 = 0;

Решение уравнения (VII. 18) с учетом граничного и начального условий АТ = АТ₁, если х = 0 и АТ = 0 при t = 0, имеет вид

(VII.19)

0 (х, s) = АТ₁

Функции 0(x, s) - изображение по Лапласу функции-оригинала АТ(х, t).

При переходе от изображения Лапласа к оригиналу имеем

АТ =АГ₁е^с(.г); z

(VII.20)

¦И^х)

erfc(z) = 1 —р' Гe ^z dz, t > bx/a.

Vn 0

Из (VII.20) видно, что при x = 0 erfc(0) = 1 и А T = АГ₁, а при X = 1ф = (at/b) erfc(») = 0 и АТ = 0.

На рис. 129 показано распределение температуры при закачке горячей воды в прямолинейный пласт для различных моментов времени. Характеристика пласта: толщина h = 15 м, ширина b = 100 м, длина I = 100 м, пористость m = 0,2, удельная теплоемкость горных пород с_т = 1,3 кДж/ (кг-К), плотность пород р_т = 2,5-10³ кг/м³, удельная теплоемкость нефти с_н = =К2,1 кДж/(кг-К), плотность нефти р_н = 0,85-10³ кг/м³, теплопроводность окружающих пласт пород Х_тк = 2,6-10² кДж/ (м-сут-К), их температуропроводность к_тк = 0,078 м²/сут. Поскольку теплоемкость пласта в целом сравнительно мало зависит от содержания в нем остаточной нефти, при расчете распределения температуры было принято, что средняя остаточная нефтенасыщенность пласта s„ _ост = 0,3. В пласт закачивается горячая вода при А Т = Т₁ - Т_пл = 200 К. Расход закачиваемой

сут. Расчет показывает, что за t = 100 сут

150

АТ/AT, 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2

передняя граница теплового фронта 1_т переместится в пласт на расстояние 31,17 м. Распределение температуры в этом случае характеризуется кривой 1 (см. рис. 129). Если t = 200 сут, 1_т перемещается на расстояние 62,34 м при распределении температуры по кривой 2. За t = 300 сут i_т переместится внутрь пласта на расстояние 93,51 м. Кривая 3 в этом случае характеризует распределение температуры в нем. До конца пласта передняя граница теплового фронта доходит за время t = =К320,8 сут. Распределение температуры в пласте в пр оцессе закачки в него горячей воды - важный технологический показатель процесса. Однако основным показателем является нефтеотдача и, следовательно, текущая и накопленная добыча нефти.

Рис. 129. Распределение температуры в прямолинейном пласте при вытесне-нии из него нефти горячей водой по Ловерье

В принципе при определении основных технологических показателей извлечения нефти из недр тепловыми методами, особенно во время закачки в пласт пара и в процессе внутриплас-тового горения, необходимо проводить сложные расчеты многофазной неизотермической фильтрации с помощью быстродействующих компьютеров.

В § 33 рассмотрим только приближенные схемы расчетов вытеснения нефти из пластов горячей водой и паром.

Упрощению задачи расчета процесса вытеснения нефти из пласта горячей водой способствует то обстоятельство, что тепловой фронт, как это было показано в предыдущем параграфе, сильно отстает от фронта вытеснения нефти водой. Поэтому можно считать, что нефть из нагретой области, занимающей часть пласта (0 < i < 1_т), перемещается по ходу вытеснения быстрее, чем изменяется пластовая температура. С учетом этого можно предположить, что остаточная нефтенасыщенность в каждом сечении нагретой области равна предельной остаточной нефтенасыщенности 5_{н ост}, соответствующей данной температур е или данному перепаду температур А Т. Это предположение равносильно утверждению о существовании зависимости

5н ост = ф(АГ). (VII.21)

Такая зависимость, можно считать, существует, так как экспериментально доказано, что коэффициент конечной нефтеотдачи при многократной промывке горячей водой зависит от ее температуры. Увеличивая температуру вытесняющей нефть горячей воды, можно добиваться все большего извлечения нефти из пласта, как за счет дальнейшего уменьшения отношения вязкостей вытесняемого и вытесняющего агентов, так и из-за дистилляции из нефти ее легких фракций. Подставляя в (VII.21) величину А Т, определяемую формулой (VII.20), получим распределение остаточной нефтенасыщенности в нагретой области (0 < 1 < 1 _т). Общее распределение водонасыщенности в пласте в некоторый момент времени при 1 _т < l имеет вид, показанный схематично на рис. 130. Видно, что в нагретой области 1 остаточная нефтенасыщенность возрастает, а водонасыщенность s уменьшается с увеличением 1, в области 2 образуется нефтяной вал, а в области 3 происходит изотермическое вытеснение нефти водой с постоянной остаточной нефтенасыщенностью.

Изложенная схема распределения насыщенностей в пласте сходна с соответствующей схемой, используемой в модели поршневого вытеснения нефти водой, вернее, является ее обобще-

Рис. 130. Схема распределения водонасыщенности в прямолинейном пласте при вытеснении из него нефти горячей водой:

1 - область 1, занятая водой; 2 - область 2, занятая нефтью; 3 - область 3 изотермического вытеснения нефти водой

нием на случай неизотермического вытеснения. Согласно рис. 130, для накопленного количества закачанной в пласт воды Q_Ba имеем следующее выражение:

Q ,_д = m bh f s(x)d х - § х _и + (s₂ - s 0)(х₂ - х_ои) +

+ ^{(1 S}I QOU % ,^)(х , ^X2⁾] .

(VII.22)

Так как площади областей 1 и 2 равны, поскольку нефть вытесни лась горйчей водой из области 1 в область 2, образовав нефтяной вал,

(VII.23)

f ^s^^)d^х (1 ^s_n qoU^u - (1 ^S I QQU ^S 2 ^{) (х} 2

Из (VII.22) и (VII.23) получим

Q_B3 = mbh(1 - s_H
0ст - sd

(VII.24)

По формуле (VII.24) находим i_B. Определим i₂ и s₂. Значение s₂ можно установить исходя из условия совместного движения нефти и воды в области 2 (см. рис. 130), т.е. из соотношения

v , = k (s2)^ I ^vI2 И ^{k (s}2⁾

(VII.25)

Однако в формуле (VII.25) неизвестна скорость фильтрации »_н2 в области 2. Для приближенной оценки можно считать ее равной 1,5 mdx_m/dt, поскольку скорость фильтрации нефти в области 2 должна быть больше, чем скорость движения границы при i = 1_от, умноженная на m, вследствие перетока нефти из области 1 в 2, но меньше скорости фильтрации на границе i = =Ki₂, примерно равной 2mdx/dt. Таким образом, приближенно определяют s₂ и i₂.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водяным паром. Очевидно, этот процесс можно реально осуществлять только вблизи паронагнетательных скважин. Если в пласт нагнетают насыщенный пар, то по мере удаления от нагнетательной скважины в результате потерь тепла в кровлю и подошву пласта и влияния теплопроводности в горизонтальном направлении сухость пара будет непрерывно уменьшаться, так что на определенном расстоянии от нагнетательной скважины пар полностью сконденсируется и превратится в горячую воду. Однако важно отметить, что температура в области насыщенного пара будет близ-

Рис. 131. Схема распределения температуры в пласте согласно модели Марк- са — Лангенгейма:

1 - нагретая область; 2 - область с пластовой температурой

ка к постоянной - она изменяется только вследствие увеличения

или уменьшения давления п р и фильтрации пара.

Перемещение области насыщенного пара с постоянной температурой в глубь пласта можно рассчитать по формуле Маркса -Лангенгейма. Вывод этой формулы получают не путем решения дифференциального уравнения теплопереноса, а непосредственно на основе баланса тепла в пласте, согласно которому

Я = Я_пл + 2д_тЬДх_т. (VII.26)

Здесь q - количество тепла, вводимого в пласт в единицу времени вместе с паром; я_пл - изменение за единицу времени тепла в нагретой области 1 (рис. 131); q _т - изменение за единицу времени тепла, отдаваемого в кровлю - подошву. В р асчетной схеме Маркса - Лангенгейма использована схема теплопотер ь Ловерье. В области, содержащей насыщенный пар и остаточную нефть с насыщенностью 5_{н ост}, температура равна температуре Т ₀ нагнетаемого пара. В области 2, расположенной перед областью 1, температура равна пластовой Г_пл.

Допустим, что тепловой фронт, продвинувшись в глубь пласта, занял положение i = i _т (см. рис. 131) в некоторый момент времени т. Только с этого момента начнется уход тепла в кровлю и подошву по вновь образовавшейся площадке Дi_т. Для отдачи тепла из пласта в кровлю и подошву в соответствии с формулой (VII. 11)

q, = g ~~и^Д*о~~ ¦ Д_Т0 = То - г_пл. (VII.27)

О ^/пк v(t -т)

Для нагретой области 1

q_0I = сЬИ^ДТо ;

Дt

с = [с_тр_т(1 - m) + m(1 - 5_Н ост)(с_врв + СпРп) +

Подставляя (VII.27) и (VII.28) в уравнение баланса тепла (VII.26) и переходя к пределу At ^ 0, Ах ^ 0, получаем

t X oljATo -t dT

q = c bhAT₀ + 2 _f . ^dt .

(VII.29)

^At o V^яКu(t -t)

Так как здесь искомая величина dx_т/dt находится под знаком интеграла, уравнение (VII.29) интегральное. Решение этого у равнения получаем с использованием преобразования Лапласа. Оно имеет следующий вид:

^ch^K u^q

ф(у);

к _u =

^2Xu ^bATo

ф(у) = e^yerfc(y ^{1 /2}) + 2(y/n) ^{1 /2} - 1;

2X²u t c²h ²к_тт

1/2

(VII.30)

; erfc(y

У =

₂ ^ 2 ) = 1 --^ _f e^-udu.

Л1П o

Подставляя время t в последнюю формулу, находим соответствующее ему значение у, по у определяем ф(у) и затем по первой формуле (VII.30) вычисляем 1_т.

Скорость теплового фронта т_т = dx_т/dt получаем дифференцированием первого выражения (VII.30):

(VII.31)

wu = -

e ^y erfcy^1/
2).

cbhAT

Важным показателем процесса закачки в пласт теплоносителей является п _т - ^к о э ф ф и ц и е н т т е п л о в о й э ф ф е к т и в -н о с т и процесса, определяемый следующим образом:

пu = q ф/ q = cbhATowu/ q = e^y erfc(/^/ ).

(VII.32)

На рис. 132 показана зависимость г|_т = т|_т(г/), из которой следует, что с ростом безразмерного времени у коэффициент тепловой эффективности процесса воздействия на пласт путем закачки в него пар а уменьшается, поскольку с тече-

Рис. 132. Зависимость п_т от у нием времени все большее количество тепла будет уходить в кровлю и подошву пласта.

Рассмотренную схему теплопереноса в пласте при закачке в него пара можно также использовать и в случае радиальной фильтрации. Тогда вместо первого уравнения (VII.30) будем иметь

SU- Ф(у); Su- nrU (VII.33)

2X²u?T₀

где г_т - радиус наг ретой области. Функцию ф(у) и безразмерное время у определяют по формуле (VII.30), как и для прямолинейного пласта. Распределение насыщенностей пласта водой и нефтью в рассматриваемом случае можно установить по модели поршневого вытеснения нефти водой.

П р и м е р VII. 1. Характеристика прямолинейного пласта та же, что и в примере расчета распределения температуры (см. рис. 129) по формуле (VII.20). В этот пласт закачивается горячая вода с температурой Т₁ = 503,2 К и расходом q = 150 м³/сут. Пластовая температура Т_пл = 303,2 К; насыщенность пористой среды пласта связанной водой s_f._B = 0,05. Полная толщина пласта h₀ = 20 м; толщина, охваченная вытеснением, h = 15 м (коэффициент охвата пласта воздействием ц₂ = 0,79). Вязкость нефти в пластовых условиях и_н = =К 40* 10^-3 Па-с, вязкость воды = 10^-3 Па-с.

Экспериментально определено, что остаточная нефтенасыщенность s_{н ост} при закачке в пласт горячей воды в каждой его точке зависит от перепада температур АТ = Т - Г_пл в данной точке пласта следующим образом:

s„ _ост = 0,75e-²⁵⁵⁴'¹⁰"^{3 А}^Т. (VII.34)

Определим текущую нефтеотдачу при вытеснении нефти горячей водой в момент времени, когда i_x = l = 100 м; текущую нефтеотдачу при вытеснении нефти водой с начальной пластовой температурой; затраты условного количества нефти на производство горячей воды, если общий к.п.д. системы водогрейная установка - водопровод - скважина составляет 60 %, теплотворная способность нефти составляет 38-10⁶ кДж/м³.

Прежде всего построим зависимость s_н ^(i) с помощью формул (VII. 20) и (VII.34). Эта зависимость показана на рис. 133.

Начальные запасы нефти в области, охваченной вытеснением горячей водой:

С_охв = mbhl(1 - sj = 0,2*100*15*100(1 - 0,05) = 28,5*10³ м³.

Остаточные запасы нефти в области, охваченной вытеснением в момент

времени, когда i_x = l, т.е. при t = 320,8 сут.

Рис. 133. Зависимость s_{H ост} от I:

1 - при непрерывной закачке

горячей воды, когда i_OT = l; 2 - при использовании тепловой ото-рочки и длительности процесса t =

500 сут; 3 - при непрерывной закачке горячей воды и t = 500 сут

Goolt rnt)h|'s₁ ooV^x)dx.

Значение О_ост определяем по графику (см. рис. 133). Имеем О_ос1 = 18,47х х10³ м³.

Коэффициент вытеснения

_ni _ G_{0 х}.- G oou (28, 5 - 18, 47) • 10³ _ _0
352.

¹ G_6x , 28, 5 • 10³ ' '

Коэффициент нефтеотдачи

П = П₁П₂ = 0,352-0,79 = 0,278.

Если нефть вытесняется водой при пластовой температуре, то коэффициент вытеснения по формуле (VII.34) при ДТ = 0

П01 = (G_m - Go ₀ст)/О_0ХВ = (0,95 - 0,79)/0,95 = 0,168.

Коэффициент нефтеотдачи

П₀ = 0,168-0,79 = 0,13.

Количество накопленной дополнительно добытой нефти за счет горячего заводнения

ДО_н = G₀_ост - G_ra = 22,5-10³ - 18,47-10³ - 4-10³ м³.

За рассматриваемый период разработки в пласт будет закачан следующий объем горячей воды:

Q, = 150-320,8 = 48,12 10³ м³.

При ДТ₁ = 200 К на нагрев этого объема воды потребуется следующее количество тепла

Q_т = 4,19-10³-200-48,12-10³ = 40,27-10⁹ кДж.

Это тепло эквивалентно условному сжиганию Q_m нефти:

_О 40,27 • 10⁹ ₁₀₆₀ 3 _ф

_й - 10о0 м³ нефти.

38•10⁶

Под условным сжиганием нефти понимают расходование эквивалентного количества энергии на нагрев воды. С учетом к.п.д., равного 0,6, нужно сжечь

Qly- = 1060 / 0,6 = 1770 м³ нефти.

Приведенный в этом примере расчет указывает на значительную энергоемкость процесса непрерывного вытеснения нефти горячей водой. Так, для дополнительного извлечения из пласта 4000 м³ нефти следует сжечь из этого количества 1770 м³ нефти. Если стремиться получить большую нефтеотдачу при непрерывной закачке в пласт горячей воды, для каждой дополнительно полученной тонны нефти потребуются еще большие расходы энергии на подогрев горячей воды.

Для того чтобы снизить энергоемкость вытеснения нефти из пластов теплоносителями, используют метод тепловых оторочек.

§ 34. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЕМ ЗАКАЧКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ В ПЛАСТ МЕТОДОМ ТЕПЛОВЫХ ОТОРОЧЕК

По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через определенное время можно нагнетать воду при пластовой температуре. При этом в пласте создается перемещающаяся в направлении процесса вытеснения нефти нагретая область, получившая название т е п л о в о й о т о р о ч к и . Способ перемещения нагретой области в глубь пласта путем закачки в него холодной воды, т.е. воды с температурой, близкой к пластовой, был предложен в 50-х гг., но только в 60-х гг. по экспериментальным и теоретическим данным обосновали метод тепловых оторочек как способ разработки нефтяных месторождений. Были разработаны методики выбора оптимальных размеров тепловых оторочек при различных геолого-физических условиях пластов, темпах нагнетания в пласт теплоносителей, их параметрах и других технологических показателях разработки месторождений.

Использование тепловых оторочек позволяет получить несколько меньшую нефтеотдачу по сравнению с этим показателем при непрерывной закачке теплоносителей в пласт. Но в таком случае на подготовку горячей воды или пара значительно меньше тратится энергии.

Если рассматривать отношение дополнительно извлеченной нефти AQ_m получаемый при использовании метода тепловой оторочки, к затрате тепла Р_т на нагрев теплоносителя, то оптимальные размеры оторочки и других показателей теплового воздействия достигаются при условии

Пто = AQ_H/Qт ^ max. (VII.35)

Конечно, если учитывать другие критерии, в принципе можно выбирать иные показатели теплового воздействия, не обязательно в точности соответствующие условию (VII.35).

Рассмотрим распределение температуры в прямолинейном пласте при создании в нем тепловой оторочки за счет закачки горячей воды, основываясь на решении (VII. 20). Вначале закачивают в пласт горячую воду с начальной температурой Т = Т₁ и AТ = AT₁. В момент времени t = t, температура этой воды снижается скачком до Т = Т_пл или становится AT = 0 при 1 = 0.

Так как исходное уравнение (VII. 15), описывающее распределение температуры при закачке в пласт горячей воды, линейное, то сумма двух его решений есть тоже решение. Поэтому, чтобы получить распределение температуры в прямолинейном пласте при создании в нем тепловой оторочки, нужно из решения (VII.20) вычесть такое же решение, но зависящее не от t, а от t—t, (t, - момент начала закачки в пласт воды с температурой, равной пластовой).

В результате для определения распределения перепада температуры ДТ(х, t) в пласте с тепловой оторочкой получим следующую формулу:

ДТ (x, t) = ДТ,.

erfc	^X uf
erfc		+ b .
	‘h	^кuCt ^- -^xl
		, ‘

(VII.36)

^X uf

erfc

^к '^- 7^x)

Первый член в формуле (VII.36) справедлив при t > bx/a, а второй - при t-t, > bx/a. Входящие в формулу (VII.36) обозначения те же, что и в предыдущих параграфах.

Как следует из (VII.36), максимальная температура в пласте достигается при х = i_max, причем

x_max « a(t - t,)/b. (VII.37)

Рассмотрим пример вытеснения нефти водой методом тепловой оторочки.

П р и м е р VII.2. Пусть имеем тот же прямолинейный пласт с теми же размерами и свойствами, что и в примере VII. 1. Закачка горячей воды в пласт п р и ДТ₁ = 200 К ведется с тем же расходом q = 150 м³/сут. Однако через t, = 200 сут после начала процесса вытеснения нефти переходят на закачку холодной воды с ДТ = 0. Будем считать, что процесс разработки рассматриваемого пласта ведется в течение t = 500 сут. К.п.д. системы водогрейная установка - водопровод - скважина составляет 0,6. Теплота сгорания условно сжигаемой в котлах нефти для производства горячей воды составляет 3,8-10⁷ кДж/т. Определим распределение температуры в пласте в различные моменты времени, а также остаточную нефть по сравнению с этими параметрами при вытеснении нефти из пласта холодной водой к концу разработки пласта, т.е. при t = 500 сут, как в случае использования тепловой оторочки, так и во время непрерывной закачки в пласт горячей воды.

Определим по формуле (VII.36) распределение температуры в пласте в различные моменты времени t. На рис. 134 показано распределение температуры при вытеснении нефти горячей водой методом тепловой оторочки при t = =К300, 400 и 500 сут с начала закачки воды. Видим, что температура в тепло-

Рис. 134. Распределение температуры в прямолинейном пласте при вытесне-нии из него нефти горячей водой методом тепловой оторочки:

1- через 300 сут после начала процесса; 2 - через 400 сут; 3 - через 500 сут; 4 - при непрерывной закачке горячей воды в пласт в течение 500 сут

вой оторочке существенно снижается с течением времени. Кривая 4 характеризует распределение температуры в пласте при непрерывной закачке в него горячей воды в течение 500 сут.

В соответствии с тем же предположением о поршневом характере вы тесне-ния нефти из пласта при закачке в него горячей воды, но с учетом зависимости остаточной нефтенасыщенности s_{н ост} от температуры, определяемой по формуле (VII.34), будем считать, что из охлаждаемой области тепловой оторочки, т.е. из области i < i_max (x_max приближенно вычисляют по формуле (VII.37)) нефть уже не вытесняется. Вычисленное по формуле (VII.34), с учетом указанного положения, распределение насыщенности в случае применения тепловой оторочки соответствует кривой 2 (см. рис. 133), а в случае непрерывной закачки горячей воды при t = 500 сут - кривой 3. При графическом вычислении остаточной нефтенасыщенности с помощью рис. 133 в случае тепловой оторочки получим

Goo_Uf= mlDlijC Si ooWdx - 0,2 -100 -15 * 58,62 - 17,6 -10³ I³.

Количество извлеченной из пласта нефти по методу тепловой оторочки

О_н1 = 28,5* 10³ - 17,6*10³ = 10,9*10³ м³.

Количество извлеченной из пласта нефти при заводнении холодной водой (АТ = 0) было бы

О_но = 28,5*10³*0,21 * 6*10³ м³.

Дополнительно извлеченная нефть при горячем заводнении с использованием тепловой оторочки

АО_н1 = О_н1 - О_но = 10,9* 10³ - 6*10³ = 4,9* 10³ м³.

На подогрев горячей воды с учетом к. п. д., равного 0,6, и указанной выше теплоты сгорания нефти затрачено

Количество “чистой”, дополнительно полученной нефти (за вычетом условно сожженной в котлах на подогрев горячей воды)

AQ _tl= 4,9-10³ - 1, 103 1 0³ - 3,8-10³ м³.

Это больше, чем при непрерИвном нагнетании горАкей воды в течение 320,8 сут, поскольку в данном случае нагнетание горячей воды велось 200 сут. Коэффициент вытеснения при использовании тепловой оторочки

10,9 • 10³ _{0 382}

П1 =-3 = о, 382.

28.5 • 10³

Коэффициент нефтеотдачи при t = 500 сут

П = П₁П₂ = 0,382-0,79 = 0,3.

Определим показатели вытеснения нефти горячей водой при непрерывной ее закачке в пласт в течение t = 500 сут.

Распределение температуры в пласте в этом случае показано на рис. 134. Аналогично примеру VII. 1 определим остаточные запасы нефти. Имеем

G_OT2 = 17,3• 10³ м³.

Общее количество извлеченной нефти

О_н2 = (28,5 - 17,3) 10³ = 11,2 1 0³ м³.

Количество дополнительно извлеченной нефти по сравнению с заводнением холодной водой

AQj,₂ = (11,2 - 6,0)10³ = 5,2 10³ м³.

Количество условной нефти на подогрев воды

4,19 • 10³ • 200 • 150 • 500 ₃

Q 1у2 =-;-= 2760 м³.

3,8• 10⁷ • 0,6

Количество чистой дополнительно полученной нефти

AQ j = 5,2 10³ - 2,764 0³ = 2,4440³ м³.

Таким образом, по методу тепловой оторочки вместо непре рНвной закачки в пласт горЕчей воды получают прирост чистой дополнительно извлеченной нефти 3,840⁸ - 2,4440³ = 1,36 10³ м³.

Коэффициент вытеснения нефти при непрерывной закачке в пласт горячей воды

11,2 • 10³ _{0 393} П1 - 0, 393.

28.5 • 10³

Коэффициент нефтеотдачи П = 0,393^0,79 = 0,3.

Как видно из примера VII.2, вытеснение нефти из пласта при непрерывной закачке в него горячей воды приводит к несколько большему коэффициенту нефтеотдачи, чем при использовании метода тепловой оторочки, но зато количество получаемой чистой дополнительной нефти, за вычетом условно сожженной в водогрейных установках для производства горячей воды, больше в случае тепловой оторочки.

Данные в рассмотренном примере абсолютные цифры извлечения нефти и нефтеотдачи - условные. В других пластах с лучшими исходными параметрами могут быть получены большие абсолютные данные по извлечению нефти.

§ 35. ТЕХНОЛОГИЯ И МЕХАНИЗМ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ НЕДР С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

Методы извлечения нефти из недр при использовании внутрипластовых окислительных процессов основаны на идее подземной газификации угля, выдвинутой в 1888 г. Д.И. Менделеевым. В 30-х гг. текущего века советские ученые А.Б. Шейнман и К. К. Дубровай предложили извлекать нефть методом ее подземной газификации с созданием в пласте экзотермической окислительной реакции, переходящей в горение. Ими были сделаны первые попытки инициирования внутрипла-стового окисления нефти на одном из месторождений Краснодарского края.

Однако в 30-х-50-х гг. внутрипластовое горение на практике не применяли вследствие его недостаточной изученности. В конце 50-х и в начале 60-х гг. возрос интерес к методу извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения. В б. СССР, США, ВНР, СРР, Франции, Нидерландах и в ряде других стран были осуществлены опытно-промышленные работы, показавшие возможность промышленного извлечения нефти из недр путем осуществления внутрипластового горения. Были проведены многочисленные исследования, способствовавшие современному пониманию механизма внутрипластового горения и совершенствованию его технологии. Теоретически было доказано, что скорость тепловой конвекции меньше скорости движения фронта горения при закачке в пласт в качестве окислителя воздуха, и затем экспериментально и теоретически установлено, что ускорить перенос тепла в пласте можно путем осуществления влажного внутрипластового горения.

Устойчивый процесс внутрипластового горения был осуществлен в России в 1967 г. на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае и на месторождении Сходница на Украине. В опытах, проведенных на этих месторождениях, были получены доказательства длительного существования и перемещения в пласте области, где происходит интенсивная окислительная реакция, “очага горения”, а также возможности существенного дополнительного извлечения нефти при внутрипластовом горении. В настоящее время метод внутрипластового горения на месторождениях мира распространен незначительно. Однако этот метод является перспективным и важным, так как его использование позволяет полностью добывать нефть из охваченных методом зон пласта, получая потенциально возможное нефтеизв-лечение, особенно при так называемом “влажном горении”.

Исследования показали, что при развитии процесса внутрипластового горения в пористой среде пласта сгорает в основном тяжелый остаток нефти, получивший название кокса, так как более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышенной температуры и переносятся потоком газов вперед по пласту по направлению к добывающим скважинам.

В процессе разработки нефтяного месторождения методом внутрипластового горения в качестве окислителя применяют главным образом воздух, закачиваемый в пласт через специальные воздухонагнетательные скважины. Нефть отбирается из добывающих скважин вместе с продуктами горения и водой, которую также можно закачивать в пласт в те же воздухонагнетательные или в специальные водонагнетательные скважины.

Операцию создания в пласте внутрипластового горения начинают с его возбуждения, инициирования. Для этого в нагнетательную скважину, в которой предполагают начать процесс горения, опускают нагревательное устройство (глубинную горелку или электронагреватель) и нагнетают воздух. Воздух, обладая существенно меньшей вязкостью, чем насыщающие пласт нефть и вода, проскальзывает сквозь нефть и воду, частично вытесняя их из пласта, к забоям добывающих скважин. Так осуществляется сообщаемость (сбойка) воздухонагнетательных и добывающих скважин. Затем включают глубинное нагревательное устройство и вводят тепло в пласт. В результате в нем повышается температура, скорость окисления нефти возрастает и окисление переходит в горение.

На рис. 135 схематично показан график изменения температуры вблизи скважины в процессе инициирования внутрипластового горения. Здесь кривые 1 и 2, которым соответствует время t₁ и t₂, пока не отражают появление в пласте источника интенсивного выделения тепла; кривая 3 (время t₃ > t₂ > > t₁) характеризует резкое изменение температуры; кривая 4 соответствует началу перехода медленной окислительной реакции в горение, а кривая 5 (время t₅ > t₃) - сформировавшемуся фронту

Рис. 135. Изменение температурных профилей вблизи воздухонагнетатель-ной скважины при инициировании

внутрипластового горения

горения с температурой Т = Т*. Внутрипластовое горение может быть инициировано в определенных условиях без дополнительного подогрева пласта путем его самовозгорания.

При реакции окисления нефти углерод и водород, входящие в ее состав, соединяются с кислородом, образуя при интенсивном горении окись и двуокись углерода, а также воду, а при низкотемпературном окислении - окислы углеводородов и органические кислоты.

Если пластовое давление сравнительно невелико (до 5 МПа), а температура 420-450 К, при содержании в нефти легких углеводородов в пласте в результате реакции окисления образуются в значительном количестве окислы органических соединений и кислоты, а при температурах, больших 470520 К, - только двуокись углерода и в небольшом количестве окись углерода. В этом случае окислительная реакция превращается в реакцию горения.

Химическую формулу горения остатка нефти - кокса запишем следующим образом:

АСН_п = аО₂ = ХЬСО₂ + ЬСО + Ж₂О, (VII.38)

где A, а, Ь, d - численные коэффициенты химических реакций; п - отношение числа атомов водорода Н к числу атомов углерода С в коксе; X - отношение числа молей СО₂ к числу молей СО в продуктах горения.

Если, например, кокс представлен твердым парафином, химическая формула которого С₂₀Н₄₂, то А = 20, п = 2,1. Однако при написании формулы реакции будем рассматривать только одну группу СН_п, поскольку для дальнейшего изложения потребуются относительные данные участствующих в реакции веществ (например, сколько приходится кислорода на единицу массы кокса и др.).

В реакции, протекающей по формуле (VII.38), все атомы водорода переходят в воду. Поэтому должно быть d = п/2. Далее, приравнивая число атомов углерода в левой и правой частях (ViI.38), имеем (X + 1)b = 1; b - ^—.

X +1

По кислороду получим

Важный параметр пласта, подвергаемого воздействию горением, - содержание в единице его объема кокса. Это содержание обозначим г_т. Таким образом, объем воздуха, необходимого

для выжигания кокса в 1 м³ пласта и приведенного к стандарт

ным условиям,

+ 2X +1 n|

22,41-+ - I z₀

I 2X + 2 4 / „

R.o<- ^v₎ ¦ ^(VIi-⁴⁰⁾

a1a2 (12 + n)

где а_х - содержание кислорода в воздухе; «2 - степень использования кислорода.

Необходимо заметить, что согласно (VII.39) из 1 кг-моль кокса при развитом процессе горения в пласте получается X/(X + + 1) кг-молей С0₂ и п/2 кг-молей воды.

Сделаем количественную оценку образования различных веществ в пласте при интенсивном горении. Пусть п = 2 и в соответствии с экспериментальными данными в результате горения образуется незначительное количество СО. При этом X = 10. Содержание кокса в породе г_т = 25 кг/м³, а₁ = 0,21, а₂ = 0,9.

+ 2 -10 + 1 |

22, 4|-+ 0, 5 I 25

R „л--^~~^{2 -10}~~ + ²-— - 308 м³/м³. (VII.41)

0,21 - 0,9(12 + 2)

Таким образом, для выжигания кокса из 1 м³ пласта потребуется 308 м³ воздуха при стандартных условиях. Для выжигания же 1 кг кокса требуется 12,31 м³ воздуха при стандартных условиях. Как следует из (VII.39), на 1 кг сгорающего кокса в пласте образуется СО₂ в количестве

(X + 1) (12 + n) а также воды 9n

-- 1,286 кг.

1 2 + n

Важная характеристика процесса внутрипластового горения - с к о р о с т ь w о к и с л и т е л ь н о й р е а к ц и и , например, скорость вступления в реакцию кислорода с коксом в единице объема пласта. Умножив эту скорость на определенные коэффициенты, можно получить скорость выделения тепла в 1 м³ пласта.

Исследования окисления нефти в пористой среде показывают, что скорость внутрипластовой окислительной реакции описывается законом Аррениуса. Так, в соответствии с этим законом для скорости вступления в реакцию кислорода w_0x имеем следующую формулу:

_ _Е_

^W0 - ^a0Pt)^e^RT -

Здесь а₀, n - коэффициенты, определяемые экспериментальным путем для различных нефтей и пород-коллекторов нефти; р₀ -парциальное давление кислорода в окислителе; Е - энергия активации; R - газовая постоянная; Т - температура, К.

Для установления констант а₀, n и В = E/R проводят лабораторные исследования кинетики окисления конкретных нефтей на естественных и искусственных образцах горных пород.

Экспериментально найдено, что входящие в (VII.41) константы кинетики окисления нефтей имеют следующий порядок: E/R = (8+9)*10³ К; n = 0,5 + 1,0; а₀ = (1+5)*10⁴ (кг*О₂)/(кг кок-са*МПа*с). Размерность [w_0i] = кг О₂ (кг кокса*с). Оценим значение w_0i по формуле (VII.41). Пусть A/R = 8,5*10³ К; n = = 1,0; а₀ = 3*10⁴ кг О₂/(кг нефти*с*МПа); р = 10 МПа; р₀ = = 0,21*10 = 2,1 МПа; Т = 313,15 К (40 °С).

_ 8,5*10³

w_0x = 3* 10⁴*0,21 *10* e ^313,15 = 10,27*10^-8 кг О₂/(кг кокса*с) =

Таким образом, при указанных условиях за сутки 1 кг кокса будет поглощать за счет окислительной реакции около 9 г кислорода. Такая скорость его поглощения незначительная.

Рассчитаем скорость окислительной реакции при температуре Т = 473,15 К (200 °С).

Получим

_ 8,5-10³

w₀ = 3-10⁴-0,21-10- e ^473,15 = 9,954-10^-4 кг О₂/кг кокса-с =

= 86 кг О₂/кг кокса-сут.

При Т = 473,15 К окислительная реакция протекает уже быстрее: 1 кг кокса сгорает за 16 мин.

Чтобы получить формулу для скорости выделения тепла п ри окислительной реакции, необходимо скорость вступления в реакцию кислорода w_0l умножить на параметр Н_т, характеризующий количество тепла, выделяемого при вступлении 1 кг кислорода в реакцию с коксом, и содержание кокса в 1 м³ пласта.

Тогда скорость выделения тепла w,_r будет относиться к 1 м³ пла

ста. Размерность [wj = кДж/(м³-с). В соответствии со сказанным имеем

Wu = ^аоРо^П H i?ce_^В/Т¦ (VII.42)

Оценим w_т при тех же параметрах окислительного процесса, приведенных выше, положим Н_т = 10-5-10³ кДж/кг О₂,

г_т = 25 кг кокса/м³. Тогда при Т = 313,15 К

_3
3 I nE

w_u = w_0xH _lz_u = 8,87 -10_³ -10,5 -10³ - 25 = 2328 ; ¦

I - OUU

Если считать, что осредненная теплоемкость пласта с_пл = = 2,5-10³ кДж/(м³ -К), то за сутки при определенной выше скорости тепловыделения и отсутствии потерь тепла в кровлю и подошву температура в нем повысится на (2,328-10³)/(2,5х х10³) « 1 К. Примем температуру Т равной 473,15 К при тех же параметрах окислительного процесса. В этом случае

w_u = 9,954 -10_⁴ -10,5 -10³ - 25 = 261,3^^ = 225 - 8 -10^5
Ш^Е ¦

U ' ' ' . .3 . .3 v — -

I³ - O I³ - OUU

Температура пласта будет повышаться на 0,65 К в секунду. Это означает, что при Т = 473,15 К окислительный процесс быстро перейдет в горение. Скорость горения будет определяться уже только скоростью подачи кислорода в зону реакции.

При незначительной скорости окислительной реакции (Т = = Tj) нагнетаемый в пласт кислород, проскальзывая сквозь нефть и постепенно реагируя с ней, займет некоторую зону длиной А/₀.

При высокой скорости реакции окисления (Т = Т₂ а Т₁) длина зоны А1₀ будет небольшой. Окислительная реакция протекает в узкой зоне пласта длиной в несколько сантиметров. Эту узкую зону считают “ф р о н то м г о р е н и я ”.

Скорость продвижения сформировавшегося фронта горения определяется расходом окислителя и Л_воз. Если в прямолинейный пласт для продвижения фронта горения нагнетают воздух, то скорость фронта горения

w_u = , (VII.43)

^R,<#

где д_воз - расход воздуха в пр&олинейный элемент пласта шириной b и толщиной, охваченной процессом горения, h.

Положение фронта горения 1ф в любой момент времени t t

/ q ,ok^t)
dt

x₀ = -. (VII.44)

R Mi

В радиальном случае

^q ,6A

2пrфdrфhR_B03 = q_B03dt; v_D--¦

^2nrd^lR ,oA

Отсюда

^nhR,dA²= / q ,oA^t)dt.

или

.,1/2

/ q ,оА^{1) dt} 0

(VII.45)

Приведенные формулы позволяют определить положение фронта горения в любой момент времени в случаях прямолинейного и радиального движения.

Пусть, например, в радиальном случае при стандартных условиях д_воз = 30-10³ м³/сут, г_т = 25 кг/м³, h = 10 м, R,^ =

= 308 м³/м³. Тогда через 1 год = 365 сут фронт горения продвинется от скважины на расстояние ,1/2

- 33,65 м.

30 -10³ - 365

3,14 -10 - 308

Из формул (VII.43) и (VII.45) видно, что, чем больше содержится кокса в 1 м³ пласта, тем меньше скорость движения фронта горения при постоянном расходе закачиваемого в пласт воздуха. Поскольку, чем больше скорость движения фронта горения, тем больше количество дополнительно извлекаемой нефти в единицу времени, т.е. при высоком содержании кокса в пласте будет дополнительно извлечено в единицу времени меньшее количество нефти по сравнению с объемом нефти при меньшей концентрации кокса, но при одной и той же начальной нефтенасыщенности.

§ 36. СУХОЕ И ВЛАЖНОЕ ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ГОРЕНИЕ

Внутрипластовое горение, осуществляемое путем нагнетания в пласт только воздуха, получило в теории и практике разработки нефтяных месторождений название с у х о -г о в н у т р и п л а с т о в о г о г о р е н и я . Опыты, проведенные в лабораторных условиях, теоретические исследования, а также измерения температуры в реальных пластах, из которых нефть извлекается с использованием внутрипластового горения, показали, что для сухого внутрипластового горения характерна кривая изменения температуры для прямолинейного пласта, показанная на рис. 136. Температура Т, соответствует положению фронта горения с координатой Хф. На этой кривой виден излом на расстоянии х_т от начала координат. Это связано с конвективным переносом тепла. Сечение пласта с приближенной координатой х = х_т называется ф р о н то м к о н в е к ц и и . В процессе внутрипластового горения фронты горения и конвекции с координатами Хф и х_т перемещаются по ходу движения закачиваемых в пласт веществ.

Скорости перемещения этих фронтов с координатами Хф и х_т зависят от различных факторов, и поэтому они по существу не одинаковы. В прямолинейном случае скорость перемещения Хф можно определить по формуле (VII.43). По аналогии с тепловой конвекцией, возникающей в пласте при закачке в него горячей воды, рассмотренной в § 32, для скорости фронта конвек-

Рис. 136. Кривая изменения температура при сухом внутрипласто-вом горении

ции при сухом внутрипласто-вом горении можно написать формулу, считая (см. рис.

136), что при 1 = 1_т в пласте движется только воздух:

^с ,6A^p j

(VII.46)

w_й = dx _й/ dt =

,0А* ,6m + й й(^{1 -
mp}

где с_воз - массовая теплоемкость воздуха. Из формулы (VII.43)

(VII.47)

= д,оз/Ьк,

0 воз

= dx^/dt = Vo _Воз/^_В1

где v_0
воз - скорость фильтрации воздуха.

Для дальнейшего анализа характера движения фронтов горения и конвекции примем, что воздух - идеальный газ. Условно будем также считать, что температура позади фронта конвекции, т.е. при 1 < 1_т, равна пластовой. С учетом этих допущений имеем

^V0 воз^р0 воз ^V0 воз^р0 воз. ^(VII.⁴⁸⁾

Здесь р_0
воз и р_воз - плотность воздуха соответственно при стандартных и пластовых условиях.

Рассмотрим отношение скорости фронта горения w ф к скорости фронта конвекции w_x. Имеем

^wu = ^vo ,бАй^р й¹^-^m) + ^mc,6А ,(6А= ^[ctf^(¹^-^m) + ^mc,6А^р ,(6А ^wй ^R ,6А ,6А ,6 ,6А ^R ,6А ,(6Ао ,6А

Формулу (VII.49) можно упростить, учитывая незначительность второго члена в числителе по сравнению с первым. Так, используя наиболее характерные значения входящих в (VII. 49) величин, получаем

с_тр_т(1 - m) = 1,0475-2,5Т0³-0,8 - 2,110³ кДж/(м³-К),

С„озР0 воз - 1 кДж/(м³-К).

Тогда

(VII.49)

^wu _— сйэ й - m)

ч^й ^R ,6А ,6Ао ,6А

Оценим Жф/да_т по формуле (VII. 50), принимая Л_воз = = 308 м³/м³. Имеем

Жф/т_т = 2,1 -10³/308-1,0 = 6,8.

Таким образом, скорость движения в пласте фронта сухого горения почти в 7 раз превышает скорость фронта конвекции. Это означает, что тепло, генерируемое в зоне горения, остается позади фронта горения, бесполезно уходя в породы кровли и подошвы пласта. Совершенно ясно, что тепло будет эффективно использоваться только в том случае, если оно переносится в область, расположенную перед фронтом горения, и опережает его. Тогда обеспечивается извлечение легких фракций нефти из пласта до подхода фронта горения, где остаток нефти сгорает.

Каким же образом ускорить конвективный перенос тепла при внутрипластовом горении? Оказалось, что это возможно за счет увеличения теплоемкости движущихся в пласте веществ при добавлении сравнительно небольшого количества воды к нагнетаемому в пласт воздуху. Внутрипластовое горение, осуществляемое путем закачки в пласт окислителя вместе с водой, получило название в л а ж н о е г о р е н и е .

Проведем в случае совместной закачки в пласт воздуха и воды при влажном внутрипластовм горении такой же анализ движения фронтов горения и конвекции, что и в процессе сухого горения. Будем считать, что в некоторой области пласта, где совместно фильтруются воздух и вода, водонасыщенность равна s.

Тогда для скорости фронта конвекции по аналогии с формулой (VII.46) получим

w_u --^c~~,eft,°ft,o+.^c.py~~ , . (VII.51)

^сСРй(1 - m) + с ,0Р блп(1 - s)

Для скорости фронта горения имеем то же выражение (VII.347). Принимая те же допущения, что и при выводе формулы (VII.49), и пренебрегая конвективным теплопереносом за счет воздуха, в случае влажного горения окончательно получаем

Wu = ^си U^{1 - m)} + ^с Рm . (VII 52)

^wu ^R ,бЛ^с,бЛЬ ,6А+ ^с,Р b^X,,⁾

Здесь X_BB - водовоздушное отношение (отношение объема воды, движущейся в пласте, к объему движущегося воздуха, замеренного при стандартных условиях). Если, например, на 1000 стандратных м³ воздуха приходится 1 м³ воды, то X _вв = 10^-3. По формуле (VII.52) оценим Wф/w_T для влажного горения.

Примем с_вр_в = 4,19-10³ кДж/(м³-К); с_возр_{0 воз} = 1,0 кДж/ (м³-К); 5 * 1; m = 0,2.

В первом случае X_BB = 10^-3 м³/м³.

По формуле (VII.52)

^wu = 2,1 • 10³ + 4,19 • 10³ • 0,2 = 215

^wu 308(0,24 + 4,19 • 10³ • 10^-3) ' '

При таком водовоздушном отношении фронт горения будет двигаться быстрее фронта конвекции только в 2,15 раз.

Во втором случае X_BB = 3-10^-3. При тех же условиях, как и в первом,

^wu = 2,1 • 10³ + 4,19 • 10³ • 0,2 = 0 ₇45

^wu 308(0,24 + 4,19• 10³ • 3 • 10^-3) ' '

Следовательно, если Х_вв = 3^10^-3, то при влажном горении фронт конвекции уже опережает фронт горения.

В третьем случае X_BB = 540^-3, в тех же условиях

^wu = 2,1 • 10³ + 4,19 • 10³ • 0,2 = 0 45

wu 308(0,24 + 4,19• 10³ • 5 • 10^-3) '

Рис. 137. Схема распределения температуры и насыщенности Sj пористой среды веществом при влажном горении:

1-4 - характерные зоны пласта при влажном горении

Таким образом, в третьем случае фронт конвекции уже более чем в 2 раза движется быстрее, чем фронт горения. Установленное экспериментальным путем и расчетными методами распределение температуры в прямолинейном пласте имеет вид, показанный на рис. 137. Если процесс горения интенсивный, т.е. зона окислительной реакции имеет небольшой размер, то при влажном горении, как и при сухом, продолжает существовать “пиковая” температура Т,. До этой температуры по ходу движения фронта горения расположена зона 3 со сравнительно мало меняющейся по координате х температурой. Эта область получила название п а р о в о г о п л а т о , так как она в значительной степени насыщена, помимо продуктов горения, водяным паром.

Вытеснение нефти из пласта происходит в зоне, прилегающей спереди к фронту конвекции (см. рис. 137) с координатой 1_т. Опыты показывают, что в области пласта, по которой проходит фронт горения, практически не остается нефти: легкие ее фракции путем гидромеханического вытеснения или дистилляции переносятся вперед по ходу процесса, а кокс сгорает.

Поэтому впереди фронта конвекции (х > 1_т) образуется нефтяной вал. Когда этот вал подойдет к выходу из пласта, накопленную добычу нефти при влажном горении определить очень просто - она равна разности между первоначальным содержанием нефти в охваченной процессом области за вычетом количества сгоревшей нефти в виде кокса и нефти, накапливающейся в нефтяном вале.

С увеличением водовоздушного отношения Х_вв область, где происходит окислительная реакция, расширяется. При этом влажное горение переходит в так называемое с в е р х в л а ж н о е г о р е н и е . Если водовоздушное отношение Х_вв увеличивается в большей степени, кокс может не полностью выгореть, температура в зоне окислительной реакции снизится и горение перейдет сначала в окислительную реакцию с образованием вместо двуокиси и окиси углерода и воды окислов углеводородов и органических кислот, а затем с дальнейшим увеличением Х_вв может совсем прекратиться. Расчет процесса извлечения нефти из недр с применением влажного внутрипластового горения проводят с помощью сложных уравнений неизотермической многофазной многокомпонентной фильтрации с учетом химических реакций в пористой среде. Решение указанных уравнений реализуется на современных компьютерах.

Однако достаточно просто оценочный расчет процесса извлечения нефти из прямолинейного и радиального пластов можно провести по приближенной методике.

§ 37. МЕТОДИКА ПРИБЛИЖЕННОГО РАСЧЕТА ПРОЦЕССА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВЛАЖНОГО ГОРЕНИЯ

Рассмотрим процесс влажного горения, схема распределения температуры которого показана на рис. 137. При приближенном расчете процесса извлечения нефти из пласта с использованием влажного горения применим одну из разновидностей так называемых зонных моделей. Изложим рассматриваемую методику только для прямолинейного пласта. Для этого разобьем весь прямолинейный пласт длиной l на четыре зоны. В зоне 1 (см. рис. 137), близлежащей к воздуховодонагнетательной галерее при 0 < х < Хф, движутся воздух и вода. Фактически температура в этой зоне растет постепенно - от температуры на входе в пласт до ее значения на фронте горения. Однако приближенно будем считать, что температура в зоне 1 постоянна и равна пластовой Т_пл. Сплошная линия характеризует фактический температурный профиль при влажном горении, а пунктирная - его аппроксимацию. В нижней части рис. 137 схематично показано распределение насыщенностей пористой среды различными веществами.

Через зону 2, в которой протекает реакция горения кокса, фильтруются воздух в смеси с газами горения и пары воды при постоянной температуре Г,. Длина этой зоны также постоянна во времени и равна Al,. Фронт горения с координатой Хф движется со скоростью Шф. В зоне 3, насыщенной газами горения и водяным паром, может присутствовать также жидкая вода. Температура в этой зоне равна Т_з. Граница зон 3 и 4, имеющая координату х_т (фронт конвекции), перемещается со скоростью Ш_т. В зоне 4, простирающейся от х = х_т до х = l, при температуре, равной пластовой Т_пл, происходит совместная фильтрация газов горения, нефти и воды.

В качестве исходных данных при расчете процесса влажного внутрипластового горения задают расход воздуха д_воз, нагнетаемого в пласт, а также параметры пласта: начальную нефтенасы-щенность s_ED, насыщенность связанной водой s_GB; толщину h части пласта, охваченного процессом влажного горения; содержание кокса г_т, его плотность р_к и теплоту сгорания А; начальные пластовую температуру Т_пл и давление р_пл, теплофизические свойства пород пласта и окружающих пласт пород, а также другие необходимые параметры.

Для расчета удобно задаваться не расходом закачиваемой в пласт одновременно с воздухом воды, а отношением скорости фронта конвекции w_x к скорости фронта горения w,^, которое определяют исходя из расхода воздуха д_воз, параметра Л_воз и содержания кокса в породе г_т.

Водовоздушное отношение Х_вв будет неодинаковым в различных сечениях пласта вследствие накопления воды в зоне 1 (см. рис. 137) и образования воды в результате реакции горения.

Приступая к определению параметров процесса извлечения нефти из прямолинейного пласта по излагаемой методике, необходимо прежде всего установить скорость фронта горения по формуле (VII.43). При этом параметр Л_воз либо находят непосредственно экспериментальным путем, либо по формуле (VII.40), зная величину г_т на основе лабораторных экспериментов.

В соответствии с приближенной методикой зададимся отношением скорости конвективного переноса теплоты w_T (скорости движения границы зон 3 и 4) к скорости фронта горения w,^, а затем определим потребное водовоздушное отношение на входе в пласт и, следовательно, необходимый расход воды. Обозначим w._I/w,^ = ф и вычислим температуру Т₃ в зоне 3, поскольку, согласно схематизации, температуру в зонах 1 и 4 принимаем равной пластовой Т_пл. При этом Т, задана (устанавливаем на основе лабораторных экспериментов по влажному внутриплас-товому горению). Для нахождения температуры Т_з, которую приближенно будем считать неизменной как по длине пласта, так и во времени, используем соотношение баланса количества теплоты q,, генерированной в единицу времени, ее накопленное количество в пласте q_M и отдачу в кровлю - подошву q^ Имеем

q, = q™ + q^ (vii.53)

Расход генерированного тепла в пласте пропорционален расходу воздуха q^, содержанию в пласте кокса г_т, его теплоты сгорания А и обратно пропорционален параметру Л_воз, т.е.

q, = Аад_Во₃/Л_Во₃. (VII.54)

Расход накапливаемого тепла в зоне 3 (см. рис. 137) q_ra3 = [с_тр_т(1 - m) + mc_Bp_Bs₃ + т(с_пр_п + с_гр_г)(1 - s,)] х

х ДТ^Ьк(т_т - w,p. (VII.55)

Здесь с_т, с_г, с_в, с_п - удельная теплоемкость соответственно кокса, газов горения, воды и водяного пара; р_т, р_в, р_п, р_г - плотность соответственно кокса, воды, пара и газов горения; s₃ - насыщенность пористой среды жидкой водой; ДТ_з = Т_з - Т_пл.

Определим q^. по схеме Ловерье. При этом считаем, что поток тепла в кровлю - подошву происходит по всей длине 0 <

< х < Х_т. Затем из этого количества тепла вычтем тепло по длине 0 < х < Хф. В соответствии с формулой (VII. 11) имеем

о (t-т)¹

Чтобы использовать соотношение (VII. 53), необходимо оп ре-делить скорость ухода тепла в кровлю - подошву из зоны 2. Поскольку было принято, что длина этой зоны постоянна в течение всего процесса влажного горения, для установления количества теплоты д_т2, поглощаемой кровлей и подошвой пласта из этой зоны, будем считать, что на длине пласта 0 < х < Хф существует прямой поток тепла в кровлю - подошву, а обратный поток тепла начинается не с момента времени t = 0, а с момента времени t = t,, причем t, = А/,/Wф. С учетом изложенного имеем

_q _ V 2^u WlHt г ²^u ^{AT w}U>^dx ^q“ _ -0[пк „о - ,)_Г/2 ->

¹ (wu - w Ubdx

²^ u ^bAT3^wu(ff ^-1)

N1/2

²Х u ^А Т з

>1/2

(ПК u 1/2

(VII.56)

^-ПК u i)

t-t,

' ^f (t -x)^1/2

²хu ^bw u^T,

о (t - x)'

^qu2 ⁼

_ 2Xu bwpAT,

⁽²Vt+²^~- ^2);

^_ (пк u )^1/2

AT, = T, - Т_пл. (VII.57)

При t >> t,, что фактически и реализуется в действительности, так как размер зоны А/, мал, из (VII.57) имеем

qu2 _ ik^wu^A^T,

I^ПК uJ

(VII.58)

Количество теплоты, поглощаемой кровлей - подошвой:

q = д_т2 + ц_т3. (VII.59)

Подставляя (VII.54), (VII.56) и (VII.59) в (VII.53), получаем соотношение, с помощью которого можно определить АТ_з:

~~^Az~~~~ifl ^,o~~^A_ cAT₃bhwU<P - 1) + 2X ubhwu x

i—j + ²^A^T,i-^j

,^ПКuv ,^ПК uA

с = [с_тр_т(1 - m) + mc_Bp_Bs₃ + т(с_пр_п + с_гр_г)(1 - s₃)].

Из (VII.60) видно, что АТ_з зависит от времени t, хотя в исходном предположении было принято АТ_з постоянным по длине пласта и во времени. Поэтому необходимо установить некоторую среднюю величину АТ_з за расчетный период времени 0 < < t < t_K (t_K - время конца процесса влажного горения):

Аг3 = [(АГз)0 + (АГ₃)_к]/2. (VII.61)

Однако, чтобы определить АТ_з, необходимо знать входящую в выражение для с величину s^

Перейдем к расчету водовоздушных отношений, скоростей, фильтрации и насыщенностей в отдельных зонах. При этом насыщенности пористой среды газами и паром, водой и нефтью будем считать постоянными в каждой зоне.

Расчет указанных показателей начнем с зоны 4 (см. рис. 137). Скорость фильтрации нефти в ней »_н4 находим, исходя из того, что из зоны 3 в зону 4 перемещается путем гидродинамического вытеснения и дистилляции-конденсации вся нефть (за вычетом сгоревшего кокса) со скоростью, пропорциональной скорости фронта конвекции да_т. Имеем

v_l4 = + ms _l0- —jw^ (VII.62)

Обозначим насыщенность зоны 4 газами горения s_l4, водой s₄ и нефтью s_n4. Отсюда

s_l4 + s_n4 + s₄ = 1. (VII.63)

Эти насыщенности - неизвестные величины. Кроме того, неизвестна также скорость фильтрации воды v,₄ в зоне 4. Для определения насыщенностей и скорости фильтрации воды в этой зоне используем соотношения теории установившейся трехфазной фильтрации. Имеем

kk (s ) Эр kki(s ) Эр

у _—---—„ —; vj _—--¹,

И Эх и j Эх

у— - kkjs) Эр , (VII.64)

И Эх

откуда

^у„⁴ — ~~^{k (s} ^¹~~. (VII.65)

^у 14 И ^k⁽^s I4

^k⁽^s 4V i

^k⁽^s 14)

'14

Таким образом, для определения четы рЪх неизвестных s_l4, s_n4, s₄ и v,₄ имеем только три уравнения - (VII.63), (VII.65) и (VII.66). Недостающим уравнением будет служить соотношение

для скорости конвективного переноса тепла w_x, т.е.

w_tj = -^c„^p,^v~~„4 +~~ ^С l^pI^V~~I4 +~~ ^C,~~^pV~~ ,4-. (VII.67)

c^ ((1 - m) + m[c jpi (1 - s₄ - s 0₄+ с p s ₄ + с p s, „₄

Здесь w_т - заданная величина; значение v_l4 находим по известному расходу газов горения, которйй можно п риближенно п ри-нять равным расходу воздуха.

Указанные четыре неизвестные величины определим с помощью систем уравнений (VII.63), (VII.65), (VlI.66) и (VII.67) методом последовательных приближений. При отыскании первого приближения можно, например, принять s₄ = 0. Можно также пренебречь членом c^s^ в выражении (VII. 67) вследствие его малости.

Установив v,₄, можно вычислить водовоздушное отношение в зоне 4 Х_вв4 и, следовательно, расход воды, поступающей из зоны

3 в зону 4 (см. рис. 137).

Прежде чем определять насыщенности в зоне 3, необходимо оценить, может ли при заданных параметрах процесса влажного горения присутствовать жидкая вода в этой зоне - паровом плато. Если она имеется, то пар насыщенный. Парциальное давление водяного пара определим по формуле (VII. 14).

Если выражать парциальное давление не в МПа, а в Па, то формулу (VII. 14) можно приближенно записать в следующем виде:

р_вп - 10^-3(Г - 273,2)⁴.

Для нахождения содержания д_п водяного пара в единице порового объема можно использовать закон идеальных газов, согласно которому

= ¹0^-³⁽Т ^- 273,2⁾⁴M^, . ( )

^а^и RT

Соответственно для весового содержания газов горения в единице порового объема имеем выражение

_g = [Ро - ^10-³Т - ²⁷³,²)⁴]м _(VII69)

^У„ RT ' '

Здесь М, и М_г - масса 1 моля соответственно воды и газа; R -универсальная газовая постоянная (R = 8,31-10³ Дж/(кмоль-К).

При оценке возможности существования в зоне 3 (см. рис.

137) жидкой воды необходимо вначале положить s₃ = 0 и определить по формулам (VII.68) и (VII.69) содержание пара и газов в единице порового объема. Если количество газов принять приближенно равным количеству воздуха д_воз, то можно оценить объем воды, переносимой через зону 3 в виде пара. Если этот объем воды будет меньше количества воды, поступающей в зону

4 из зоны 3, то, значит, остальная часть воды переносится через зону 3 в виде жидкости. При этом s₃ * 0.

В качестве второго приближения можно принять, что s_a « 1, и вычислить снова температуру в зоне 3, а затем определить среднее значение температуры Т_з между указанными выше значениями и это среднее значение принять за действительное. При наличии в зоне 3 воды в жидкой фазе водонасыщенность и скорость фильтрации воды в ней определяют по той же методике, что и при установлении насыщенности в зоне 4 с учетом переноса воды в паровой фазе и расширения зоны 3.

Так как зона 2 незначительна по размерам, насыщенность в ней не находим, считая, что воздух и вода как бы попадают из зоны 1 сразу в зону 3.

В зоне 1 движутся вода, ее пар и воздух. Зная расход воды, поступающей в зону 3, можно по формулам установившегося многофазного течения вычислить водонасыщенность в зоне 1 с учетом ее заполнения водой и, наконец, расход воды на входе в пласт и водовоздушное отношение Х_вв, существующее на входе в пласт.

Таким образом, вычисляют все искомые показатели процесса влажного горения.

Зная расход воды в зоне 4, можно рассчитать длительность периода безводной разработки пласта, дебиты нефти, газовые факторы и обводненность продукции. То же самое можно сделать в водный период разработки пласта с использованием влажного горения.

Как уже указывалось, описанная выше приближенная методика расчета показателей процесса влажного горения рассмотрена применительно к прямолинейному пласту. С определенным допущением ее можно использовать и для расчета извлечения нефти методом влажного горения и из радиального пласта.

Однако при расчете неустановившихся процессов влажного горения данная методика имеет тот недостаток, что исходное предположение о постоянстве температуры в зоне 3, т.е. в зоне парового плато, в точности не удовлетворяется.

Если же рассматривать установившийся процесс влажного или сверхвлажного горения, когда скорость ухода тепла в кровлю - подошву становится равной скорости генерирования тепла за счет горения, то температура в зоне парового плато будет неизменной, что полностью соответствует исходному положению методики.

Температура в зоне парового плато при установившемся процессе влажного или сверхвлажного горения определяется по формуле, вполне аналогичной формуле (VII.57). При установившемся сверхвлажном горении можно считать, что в пласте существует только одна зона с повышенной постоянной температурой - зона парового плато, т.е. зона 3, показанная на рис. 137.

Расчет насыщенностей в пласте при установившемся влажном или сверхвлажном горении производится по методике, аналогичной изложенной выше.

Для лучшего усвоения изложенной приближенной методики расчета влажного и сверхвлажного горения рассмотрим установившийся процесс сверхвлажного горения.

П р и м е р VII.3. В процессе разработки нефтяного месторождения, вновь вводимого в эксплуатацию после разведки, было решено применить технологию влажного горения при однорядной схеме расположения скважин. Элемент схемы можно представить как прямолинейный пласт длиной / = 500 м и шириной b = 200 м. В каждом из таких элементов предполагается создавать установившийся процесс влажного горения с постоянной во времени длиной высокотемпературной зоны 2-3 (зоны парового плато) (см. рис. 137).

Фактическое распределение температуры в этой зоне показано сплошной линией в верхней части рисунка. По приближенной методике расчета установившегося влажного горения распределение температуры представляется в виде прямоугольника (см. рис. 137, пунктирная линия). В нижней части рисунка дана схема распределения насыщенностей пористой среды воздухом, газами горения, нефтью и водой в различных зонах.

Пласт имеет следующие свойства: вязкость нефти |1_н = 30-10^-3 Па-с; толщина пласта, охваченная процессом горения, h = 15 м; пористость m = 0,24; плотность нефти р_н = 0,85-10³ кг/м³; теплоемкость горных пород с_т = 1,3 кДж/ (кг-К); плотность горных пород р_т = 2,5-10³ кг/м³; коэффициент теплопроводности пород кровли - подошвы пласта = 2,6-10² кДж/(м-сут-К), их температуропроводность к_т1 = 0,08 м²/сут; среднее пластовое давление р = 10⁷ Па; пластовая температура Т = 303,2 К; содержание кокса г_т = 25 кг/м³, его плотность р_к = 0,95-10³ кг/м³; Я,_оз = 308 м³/м³; теплота сгорания кокса А = 25,14x x10³ кДж/кг. В одну воздуховодонагнетательную скважину нагнетают д_{воз с} = =К80-10³ м³/сут воздуха. Следовательно, в элементе пласта слева направо движется д_воз = 40-10³ м³/сут.

Начальная нефтенасыщенность s_K0 = 0,95, насыщенность связанной водой So = 0,05.

В процессе установившегося влажного горения решено создать зону парового плато, которую будем называть зоной 2-3, так как приближенно считаем, что пик температуры отсутствует: при высоких водовоздушных

отношениях пик “размазывается” по зоне 2-3.

Рассчитаем, пользуясь основными положениями приведенной методики, температуру в зоне 2-3, а также газонефтенасыщенность и водонасыщенность в зонах 1, 2 - 3, 4, а также нефтенасыщенность в зоне 4, водовоздушные отношения в зонах, входное водовоздушное отношение X,,, дебит нефти и воды и другие показатели процесса влажного горения.

Определим прежде всего условную скорость фронта горения Жф, = dx^,/dt. Условную - по той причине, что априори трудно установить, существует ли в данном конкретном случае узкая зона окислительной реакции (фронт горения), или эта зона занимает довольно большую длину, сравнимую с длиной зоны 3. Имеем в соответствии с формулой (VII.43)

40-10³

w_T> =- = 0,0433 м/сут.

^и 200 -15 - 308

Определим время создания парового плато t,,, принимая, что длина зоны парового плато А/,, = 25 м. Имеем

t,, = А/„/Жф. = 25/0,0433 = 577,4 сут.

Приращение температуры в зоне 2-3 Т_2-3 вычислим по формуле, вытекающей из (VII.57) при t >> t,,. Получим

/ . 1/2 ₃ .1/2

v_I4 = I 0,24 -0,95 --²⁵-10,0433 = 8,733-10^-³ м/сут.

, 0,95 -10³ /

Отсюда дебит нефти д_н, притекающей к добывающей скважине с двух сторон,

q = 2v_xibh = 2-8,733-10^-3-200-15 = 52,4 м³/сут.

При расчете насыщенностей в зоне 4 считаем, что относительные проницаемости для газов горения, нефти и воды при их совместной фильтрации в этой зоне линейно зависят от соответствующих насыщенностей, а именно:

k _ ; k_I _ ^s‘~~^{- s - s}~~ „; k _ ^{s -
so}

^{1- s}0 , ^{1- s}0, , ^{1- s}0,

где з_г0 - насыщенность пористой среды газом, при которой проницаемость для газа равна нулю; s, - водогазонасыщенность, при которой п роницаемость для нефти равна нулю.

Из приведенных формул получим следующее выражение для отношения скоростей фильтрации газа и нефти в зоне 4:

^v „4 _ ^(s „4^-^s „о)и i

^vI4 И ^{( s}, ^-^s 4 ^- 04)

Примем, что 5_г0 = 0,05; s„ = 0,95; и_г = 0,02-10^-3 Па-с. Скорость фильт рации газа в зоне 4 можно оценить по закону идеальных газов, т.е.

Р0 40 -10 ³ -10⁵ _П1„, I

v ₄_ v _-_ 0, 1333^^.

„ „ Р 200 -15 -10⁷ 0ий

^у 14 8,733 -10^-3 0,02 -10^-³(0, 95 - s₄ - s J

или

1, 0176 - 10^-2 - ~~^s ”^4-~~⁰~~'⁰⁵~~ . (VII.70)

0, 95 - s₄ - s „₄

Это - первое соотношение для определения насыщенностей в зоне 4.

Второе соотношение получим из отношения скорости фильтрации воды к

скорости фильтрации нефти в зоне 4. Имеем

у ₄- 8,733-10^-3 - 30-⁴-^,-. (VII.71)

0, 95 - s₄ - s „₄

Третьим соотношением для определения насыщенностей в зоне 4 является выражение для скорости фронта конвекции

се у 4+ с_сР у I4 + с ру 4 /WTT -лч

WQ - w g, -⁰ ~~” ”⁴~~——--^?-,-^а-. (VII.72)

с₁р (1 - m) + т[с!р j(1 - s₄ - s ₄) + с р s₄ + с р s 4] j

Соотношения (VII.70), (VII.71) и (VII.72) служат уравнениями для определения неизвестных s_rf, s₄ и v,₄. Решать эту систему уравнений будем методом последовательных приближений.

В качестве первого приближения положим в уравнении (VII.70) s₄ = 0, тогда s_rf = 0,059. Подставим это значение s_rf в (VII.71), а (VII.71) в (VII.72), в котором пренебрегаем членом с_гр_г5_г4 вследствие его малости. Также учтем, что

„ ,, 40 -10 ³ Ш „ INE

^СгРА4 = ^СгРг0^0 = ¹^-¹-³ ~~--- ,~~—₂-— ^CkPk^Vk4 = ^15,55 "72-—. ^{После по}д^-

200-15 I ² a -0UU I²a -0UU

становки в (VII.72) цифровых значений входящи х в него величин и выражения для v,₄ из (VII.71) получим квадратное уравнение

s ₄² + 46, 58s₄ - 5,44 - 0.

Решая это уравнение, имеем s₄ = 0,116.

Второе приближение для s_rf найдем с учетом того, что s₄ = 0,116.

Подставляя это значение в (VII.70), находим, что s_rf = 0,0596. Таким образом, значения s_rf различаются четвертым знаком дроби.

Итак, для зоны 4 s_rf ^ 0,06; s₄ = 0,116, s_K4 = 0,824, т.е. эта зона в основном насыщена нефтью, и тонкими струями через нее фильтруются газ и вода. Скорость фильтрации воды в зоне 4

v,₄ = 0,0223 м/сут.

Дебит воды

q, = 2v_Bibh = 2-0,0223-200-15 = 133,8 м³/сут.

Обводненность продукции

q, 133,8

При расчете насыщенностей в зоне 2-3 заранее не известно, содержится ли вода в жидкой фазе или она отсутствует. Будем решать задачу определения насыщенностей в зоне 2-3 также путем последовательных приближений.

Положим в качестве первого приближения s₃ = 0 и вычислим содержание паров воды в 1 м⁵⁸ газовой фазы зоны 2-3. Имеем

10^-3(Т - 273,2)⁵⁹ M 10^-3 (492,3 - 273,2)⁴ -18

90 _--" - -₃- - ⁶⁰кг;

RT 8,31 -10³ - 492,3

[р - 10^-3(Т - 273,2)⁴]M (10⁶¹ - 10^-3 -189,1)⁶² - 30 _г„ „ ₃

9 _ —------ _----_ 56,4кг - 43,4 м³.

RT 8,31 -10³ - 492,30

Если на 43,4 м³ газов приходится 10 кг водяного пара, то в 40-10⁶³ м³ газов будет находиться 9,2 м³ воды. Отсюда заключаем, считая суточный расход газов примерно равным суточному расходу воздуха, что за сутки в виде пара через зону 2-3 будет переноситься 9,2 м³ воды. Однако в зону 4 должно поступать, согласно расчету, 66,9 м³/сут. Следовательно, остальная и главная часть воды должна переноситься через зону 2-3 в виде жидкой фазы, и предположение о равенстве нулю водонасыщенности s_2-3 оказывается неверным.

Определим водонасыщенность s_2-3, зная, что она существует. Имеем

v„ _ kj^_,_—^(s, ^-
S3)H ,—, (VII.73)

^v ,3 i ^k , ^(s* ^{- S}O, ^{- s} lOi „

где s_K - насыщенность пористой среды коксом (s_K = 0,11); _v ^v„0^p 0^T3

v 3_ ——-.

„ ^pT0l

С учетом паров воды расход газов в зоне 2-3 q ₀ _40 10³^56,⁴ ~~+¹⁰~~ _47, 1 -10³ м³/сут;

^„0 _56,₄

47,1 -10³ -10⁶⁴ - 492,3

среднее парциальное

492, 3

^А!ох

1 ,77 мм.

200 -15 - 25 - 3 -10⁴ -1 - 0,864 -10⁵

Рассчитаем количество воды Aq_в1, идущей на заполнение зоны 1 по мере продвижения парового плато 2-3:

Aq_в1 = bhs₁w^, = 200-15-0,854-0,0433-0,24 = 26,62 м³/сут.

Полный объем воды, фильтрующейся в рассматриваемом элементе слева направо:

q^ = q_lll + Aq_в1 = 66,9 + 26,62 = 93,5 м³/сут.

Расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину: qj, = 93,5-2 - 187 м³/сут.

Водовоздушное отношение на входе в пласт (в нагнетательной скважине)

X - ~~¹⁸⁷~~ - 2,34 -10^-3 м=Ум³.

' ' 80 -10³

Наконец, определим, действительно ли существует фронт горения, т.е. идет ли обычный процесс влажного горения или зона окислительной реакции распространяется на всю область парового плато 2-3 (см. рис. 137).

Будем считать, что длина зоны окислительной реакции равна А1_0Х. Тогда с учетом количества поглощаемого кислорода получаем

woxZU^oxbh ^- (Ulpoxq ,OA

Здесь p_ox - плотность кислорода (р_0Х = 1,3 кг/м³).

Из приведенного соотношения с учетом формулы (VII.4) получим

А1_0х - ~~^ft~~²¹~~P°x^q.oA^eB/T~~ . (VII.74)

bhzua₀pⁿox

Полагая для оценочного расчета в формуле (VII.74) n = 1,

B = 8,5-10³ K, a ₀ = 3-10⁴ —-~~„ ,¹⁰³°~~- , .

⁰ I,, IOIOt а - et0

давле-ние кислорода

Р_0х - Р₀¹₀ /2 - 0, 21 -10/2 - 1 МПа, из (VII.74) получаем

0,21 -1,3 - 40 -10³e ~~^8,5^-103~~

1.77 -10^-3 м

Следовательно, в рассматриваемом случае влажного горения действительно существует фронт горения и, возможно, пиковая температура. Однако при приближенном расчете это обстоятельство не учитывалось. Важно то, что весь кислород поглощается в пределах зоны парового плато 2-3 и А1_0Х << А/,,.

Таким образом, определены все показатели процесса установившегося влажного горения.

Необходимо отметить, что вследствие сложности механизма извлечения нефти из недр методом влажного горения расчеты разработки пластов с применением этого метода следует осуществлять с помощью мощных компьютеров на основе теории неизотермической многофазной многокомпонентной фильтрации с учетом кинетики внутрипластовой окислительной реакции.

Однако расчет по приведенной приближенной методике обладает тем достоинством, что он нагляден и основан на использовании не дифференциальных уравнений, а просто формул.

§ 38. РЕЗУЛЬТАТЫ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ

Доля разведенных запасов нефти повышенной и высокой вязкости, а также битумов в общем балансе запасов углеводородов во всем мире непрерывно растет в связи с интенсивной разработкой месторождений сравнительно легко извлекаемых маловязких нефтей и медленной разработкой месторождений высоковязких нефтей.

Растущая потребность в углеводородном сырье приводит к необходимости более широкого использования тепловых методов, позволяющих эффективно извлекать из недр нефть высокой вязкости.

Долгое время тепловые методы считались малоперспективными вследствие их высокой энергоемкости. Однако уже с конца 50-х и начала 60-х гг. отношение нефтяников к тепловым методам воздействия на нефтяные пласты стало изменяться в лучшую сторону. Этому способствовало проведение исследований, выявивших возможности существенного повышения эффективности тепловых методов. Кроме того, опыт применения циклических паротепловых обработок скважин показал, что из каждых 2-3 т водяного пара, закачанного в призабойную зону нефтяной скважины с целью ее глубокой тепловой обработки, можно получить дополнительно 1 т нефти. Далее возникла идея снижения энергоемкости тепловых методов воздействия на пласты за счет перемещения нагретой зоны путем закачки в пласт холодной воды. Затем в результате исследований оказалось, что можно перемещать в пласте нагретые зоны (тепловые оторочки) на значительное расстояние, сравнимое с расстояниями между скважинами на реальных месторождениях, т.е. сделать метод тепловых оторочек методом разработки нефтяных месторождений в целом.

Расчет показал, что при непрерывном нагнетании пара или горячей воды в пласт отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой за счет паротеплового воздействия нефти, т.е. так называемый паронефтяной фактор, составил бы 5-7 т на 1 т нефти и более. При использовании метода тепловых оторочек он равен 2-3 т на 1 т дополнительно добытой нефти.

И, наконец, повышению перспективности тепловых методов разработки нефтяных месторождений способствовали познание механизма внутрипластового горения, изучение сухого и создание влажного внутрипластового горения, открывающие новые возможности повышения нефтеотдачи пластов.

Метод вытеснения нефти из пластов горячей водой и паром успешно применяют на ряде нефтяных месторождений России. Известен успешный опыт использования пароциклических обработок скважин в США, вытеснения нефти из пластов паром и горячей водой в Венесуэле, Нидерландах, США, по внутриплас-товому горению в Румынии, Венгрии, США и других странах.

В Российской Федерации, Казахстане и на Украине внутри-пластовое горение применяется на нефтяных месторождениях с весьма разнообразными свойствами нефтей - от нефти вязкостью в несколько паскалей в секунду до единиц миллипаскалей в секунду.

Прежде всего следует указать на то, что опыт разработки нефтяных месторождений в странах СНГ путем закачки в пласт теплоносителей показал реальную возможность существенного повышения нефтеотдачи пластов при тепловом воздействии на них. Убедительное доказательство возможности повышения нефтеотдачи при закачке в пласт горячей воды и пара получено при шахтной разработке Ярегского месторождения. Пласты этого месторождения представлены высокопроницаемыми песчаниками, насыщенными нефтью сверхвысокой вязкости (более 10 Па - с). При разработке этих пластов обычными скважинами, пробуренными с дневной поверхности, нефтеотдача не превысила бы 2 %. Месторождение разрабатывалось бы сначала при режиме растворенного газа, а потом - при гравитационном. Поэтому решено было разрабатывать Ярегское месторождение шахтным способом. Были применены две различные системы разработки: первая, ухтинская, путем сооружения горных выработок над продуктивным пластом и проводки из них кустов скважин, каждая из которых имеет длину в несколько десятков метров, и вторая, уклонно-скважинная, предусматривающая проведение горной выработки в самом продуктивном пласте с бурением из нее “веера” более длинных (до нескольких сот метров) наклонных скважин. Однако опыт разработки Ярегского месторождения шахтным способом показал, что конечная нефтеотдача и при этом способе не превысит 7 %. Поэтому в 1968 г. было решено применить на Ярегском месторождении вытеснение нефти из пластов паром и горячей водой в условиях его шахтной разработки. Опыт термошахтной разработки Ярегского месторождения показал возможность существенного дополнительного извлечения нефти из пластов. Ценным является высокая достоверность и убедительность этого опыта, поскольку количество остаточной нефти в пласте на отдельных участках разработки можно было точно определить путем непосредственных измерений в шахтных выработках, отбора и исследования пород пласта, точного замера количества закачанного на данном участке пласта теплоносителя и количества извлеченной нефти. Оказалось, что за более чем десятилетний период разработки пласта с применением теплового воздействия нефтеотдача на некоторых участках месторождения превысила 50 %.

Паронефтяной фактор на Ярегском месторождении, как и на всех других месторождениях России, разрабатывавшихся с применением закачки в пласт теплоносителей, вначале был высок, составляя 6-7 т на 1 т дополнительно добываемой нефти, но через 2-3 года после начала термического воздействия снизился до 2-3 т на 1 т дополнительно добытой нефти.

При пароциклических обработках скважин паронефтяной фактор составил, например на месторождении Зыбза, 2 т на 1 т нефти.

Если из 1 т нефти, условно сжигаемой в котлах, получают 15-18 т насыщенного пара, то при паронефтяном факторе, равном 3 т на 1 т нефти, на производство пара будет затрачиваться около 20 % дополнительно добываемой нефти.

На ряде месторождений России и стран СНГ закачка в пласт теплоносителей осуществляется методом тепловых оторочек. На некоторых применены рядные схемы расположения скважин. Размер тепловых оторочек на этих месторождениях составляет от 0,3 до 0,5 порового объема пластов, подвергаемых тепловому воздействию.

Разработка месторождений с применением закачки в пласты теплоносителей ведется при параметре плотности сетки скважин, изменяющемся от s_G = 0,5— 1,0 - 10⁴ м²/скв. до s_c = 4 x x 10⁴ м²/скв.

Накоплен также значительный отечественный и зарубежный опыт извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения, в том числе влажного.

Инициирование внутрипластового горения осуществлялось с применением забойных электронагревателей, но во многих слу-учаях оно происходило за счет самовозгорания, т.е. без дополнительного прогрева пласта в воздухонагнетательных скважинах.

Согласно фактическим данным, при разработке месторождений методами внутрипластового горения удельный расход воздуха на 1 т дополнительно добытой нефти составляет от 1000 м³ на 1 т до 2500-3000 м³ на тонну.

Развитие тепловых методов разработки нефтяных месторождений в России и других странах, с одной стороны, подтвердило целый ряд теоретических и лабораторных результатов, касающихся механизма и эффективности этих методов, а с другой -выявило ряд нерешенных технологических вопросов.

Как следовало из теории и лабораторных экспериментов, практика применения всех тепловых методов подтвердила принципиальную возможность получения высокой конечной нефтеотдачи. Никакая иная, известная в настоящее время технология разработки нефтяных месторождений, продуктивные пласты которых залегают на глубинах свыше 100-150 м, кроме, может быть, экономически неприемлемой открытой разработки глубоко-залегающих месторождений с отмывом нефти от породы, не может обеспечить указанный выше уровень извлечения высоковязкой нефти из недр.

Опыт показал, что разработка месторождений высоковязкой нефти путем вытеснения нефти из пластов теплоносителями экономически приемлема. При этом экономические показатели получают более высокие, чем в процессе разработки на естественных режимах. Вместе с тем использование теплоносителей возможно только во время разработки месторождений, залегающих на глубине не более 1000 м, вследствие значительных потерь тепла в стволе, а также при плотных сетках скважин (5_с не менее (4-5)10 м²/скв), что с увеличением глубины и стоимости скважин ведет к большим капитальным затратам.

Методы внутрипластового горения, особенно влажное горение, имеют весьма существенное преимущество перед способом воздействия на нефтяные пласты путем закачки в них теплоносителей, заключающееся, во-первых, в том, что, по сути дела, ликвидируются тепловые потери во время движения нагнетаемого в пласт вещества на поверхности и в скважинах и, во-вторых, высокотемпературная зона при внутрипластовом горении может быть продвинута на значительно большие расстояния в пласте, чем при закачке в пласт теплоносителей. Это последнее преимущество методов внутрипластового горения связано с непрерывной компенсацией тепла, уходящего в кровлю - подошву, теплом, выделяющимся в результате внутрипластовой реакции горения. Следовательно, при внутрипластовом горении расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, а также между добывающими скважинами может быть существенно увеличено по сравнению с этими расстояниями во время разработки месторождений при закачке в пласт теплоносителей, т.е. может быть использована более разреженная сетка скважин, что дает огромную экономическую выгоду.

Однако опыт разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения выявил ряд еще не решенных задач, к числу которых относятся: создание методов быстрого инициирования горения, обеспечение его технологически безопасного осуществления, повышение охвата пласта процессов, совершенствование способов эксплуатации скважин, разделение газов горения и углеводородов, разделение эмульсий, охрана окружающей среды.

Несмотря на нерешенные технологические вопросы, методы внутрипластового горения имеют большие перспективы при разработке месторождений не только высоковязких, но и маловязких нефтей

Контрольные вопросы

1. Выведите формулу, определяющую соотношение скоростей фронта вытеснения и теплового фронта при закачке в пласт веществ с температурой, не одинаковой с пластовой.

2. Расскажите о способах учета ухода теплоты из пласта в его кровлю и подошву.

3. Назовите основные допущения, принимаемые в задаче Ловерье при расчете температурного поля в прямолинейном пласте. Напишите формулу, определяющую распределение температуры в пласте, и назовите входящие в нее величины.

4. Изложите методику определения текущей нефтеотдачи при вытеснении нефти водой из пласта теплоносителем, пользуясь решением Ловерье.

5. Назовите основные допущения, принимаемые при расчете движения теплового фронта по схеме Маркса - Лангенгейма. Напишите формулу, определяющую координату теплового фронта, и назовите входящие в нее величины.

6. Объясните суть метода тепловых оторочек. Из каких соображений выбирают размер оторочки? Напишите формулу для распределения температуры в прямолинейном пласте по схеме Ловерье и назовите входящие в нее величины.

7. Напишите формулу закона Аррениуса. Объясните суть входящих в нее величин и для какой цели используется эта формула.

8. Напишите и объясните формулы для скорости движения фронта горения в прямолинейном и радиальном случаях.

9. Выведите формулу для соотношения скоростей фронта горения и конвекции при влажном горении. Объясните, как влияет на это соотношение водовоздушное отношение.

10. Какие характерные зоны образуются в пласте при влажном внутрипластовом горении? Покажите, как изменяются температура и насыщенность нефтью, водой и газами в этих зонах.

ВНУТРИСКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

В целях повышения надежности эксплуатация 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-технологических параметров.

На рис. 7.1 приводится примерная схема компоновки подземного оборудования, спускаемого на НКТ снизу вверх: срезной клапан; фрезерный удлинитель; пакер; анкерное соединение; циркуляционный клапан; клапан-отсекатель.

Срезной клапан ЛРОС 9554-000 (рис. 7.2) разработан в научно-техническом центре предприятия Кубаньгазпром и изготовлен на заводе газовой аппаратуры в пос. Северский 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.

44,5 мм.

Технические параметры: наружный диаметр 104 мм; длина 195 мм; рабочая температура до 125 °С; давление среза штиф-

Рис. 7.1. Схема компоновки подземного оборудования, спускаемого на НКТ:

1 — с резной клапан; 2 — фрезерный удлинитель; 3 — стационарный пакер "Камко", "Бейкер” или другой фирмы; 4 — анкерное соединение; 5 — ци реляционный клапан; 6 — НКТ; 7 — клапан-отсекатель; 8 — гидравлическая трубка управления клапаном-отсекателем

Рис. 7.2. Срезной клапан:

1, 4 — корпус; 2, 6 — срезные втулки; 7, 10 — срезные штифты; 5, 9 — шары; 3, 8 — уплотнительные кольца

тов определяется диаметром штифтов, которые изготавливаются под необходимые давления срезки.

Так, давление р, необходимое для среза штифтов срезного клапана, определяется

_p _ ^срез

_ т срп(^п /4)d

ШТ

^p z 2 '

сум (^{п / 4}^порш

где т_ср — предел прочности на срез штифта, т_ср = Ко_в; К = = 0,7; d^ — диаметр штифтов; п — число штифтов; d_no^ — диаметр поршня; о_в — временное сопротивление разрыву,

Рис. 7.3. Стационарный пакер фир- Рис. 7.4. Гидравлически управ-

мы Камко ляемый подвесной эксплуата

ционный пакер фирмы Бейкер с обратным клапаном

выбирают в зависимости от материала штифтов и термообработки.

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. 7.3) (табл. 7.1) или Бейкер (рис. 7.4), а также отечественного производства.

При этом давление на устье р_у для создания давления рас-пакеровки пакера и давления на устье срезки р_уср штифтов срезного клапана составляют

^ру ^рпл ^рж + ^рр; ^руср ^рпл + ^рср,

Т а б л и ц а 7.1

Технические данные по стандартным пакерам фирмы Камко

Параметры	Пакер типа HSP-1 57₂"	Пакер типа HSP-1 6⁵/₈"
Габаритная длина, мм	1495	1495
Максимальный наруж	113	113,18
ный диаметр, мм
Минимальный внут	76	49,2
ренний диаметр, мм
Диапазон погонной	23	32-38
массы, фунт/фут
Нижнее соединение	1⁷/ " ¹ '8	6⁵/₈"
Верхнее соединение	2⁷/₈" муфта АМ	3V₂" муфта АМ
Освобождение лифто	Стингер с правосто	Стингер, освобождает
вой колонны от пакера	ронним вращением	ся непосредственным
		втягиванием

где р_пл — давление пластовое, МПа; р_ж — давление жидкости, заполняющей компоновку, МПа (р_ж = р-Н, МПа); р_р — перепад давления срабатывания пакера, МПа; р_ср — перепад давления срезки штифтов срезного клапана, МПа; р — плотность жидкости, кг/м³; Н — глубина спущенной компоновки, м.

Техническая характеристика гидравлического пакера фирмы Камко

Присоединительные резьбы............................. VAM 23/8", 27/8"

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 их раз-буривания.

Пакер фирмы Бейкер модель SAB — гидравлически устанавливаемый пакер; спускается в скважину на трубах и паке-руется после монтажа устьевого оборудования.

Техническая характеристика гидравлического пакера фирмы Бейкер

Наружный диаметр, мм..........................................................................113,03

Температура рабочей среды, °С................... До 100

Присоединительные резьбы.......................... Резьба НКТ 89 мм ГОСТ 633 — 80

Извлечение пакера производится после его разбуривания — 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 разбуривания 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 Бейкер или на 4+5 оборотов для пакера 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 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. 7.5). 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.

Спуск циркуляционного клапана в скважину производится 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 пространства, 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.

1 2 3 4 5 6 7 8 3 10 11 12 13 П

Рис. 7.5. Схема циркуляционного клапана:

1, 14 — 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

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, ГОСТ 633 — 80

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 входит 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.

Открытие клапана-отсекателя производят следующим образом: создают 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 па-кера-отсекателя.

Техническая характеристика гидравлического клапана-отсекателя

фирмы Камко

Давление для открытия клапана......................................................................10+11 МПа

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.

7.1. 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 опрес-совать 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 рис. 7.1 снизу вверх:

1-я секция: срезной клапан ЛРОС, НКТ диаметром 73 мм;

2-я секция: фрезерный удлинитель, пакер, анкерное соединение, НКТ диаметром 73 мм;

3-я секция: циркуляционный клапан в закрытом положении, НКТ диаметром 73 мм, клапан-отсекатель, НКТ диаметром 73 мм.

Спуск НКТ с компоновкой подземного оборудования производят с замером труб, плавно, со скоростью 0,2 м/с.

Компоновку подбирают таким образом, чтобы клапан-от-секатель 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-отсекате-лем.

Для установки пакера поднимают давление в гидравлической линии для открытия клапана-отсекателя. Затем производят замену 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.

Расчет времени транспортирования шара

Время транспортирования шара в скважине, заполненной ньютоновской жидкостью (растворы бромида кальция, цинка, хлористого кальция и др.), может быть вычислено по формуле

t =

где Н — глубина падения шара, см; К — коэффициент, зависит от направления ствола скважины, числа Re, соотношения диаметров шара и НКТ и т.д. и определяется экспериментальным путем; в нашем случае коэффициент К может быть принят равным 0,3; g — ускорение свободного падения, см/с²; ^_ш — диаметр шара, см; pj и р₂ — соответственно плотности жидкости и материала шара, г/см³.

7.2. ОСОБЕННОСТИ СПУСКА И УСТАНОВКИ ЗАБОЙНОГО ОБОРУДОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЯЖЕЛЫХ СОЛЕВЫХ РАСТВОРОВ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ № 3 ПРИБРЕЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Спуск комплекса эксплуатационного подземного оборудования, предназначенного для изоляции продуктивного пласта от затрубного пространства, имеет свою специфику.

Применение данного комплекса в скважине № 3 Прибрежного месторождения предприятия Кубаньгазпром обеспечило надежность эксплуатации скважины (табл. 7.2) 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.

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 час-

Т а б л и ц а 7.2

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	1 40	341 3	Зацементирована "голова" цементного камня на глубине 1565 м от устья

тотой 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: бентонит 6 % (мас.); КМЦ 2 % (мас.); 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 давления и уровня жидкости в течение 1 ч. Подняли компоновку на бурильных трубах 2⁷/₈ дюйма и собрали следующую компоновку подземного оборудования (снизу вверх):

1-я секция: срезной клапан ЛРОС длиной 0,2 м; две насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм, общей длиной 1 9 м;

2-я секция: фрезерный удлинитель общей длиной 2 м; пакер фирмы Камко длиной 1495 мм; анкерное соединение длиной 0,6 м; одна насосно-компрессорная труба длиной 10 м;

3-я секция: циркуляционный клапан в закрытом положении длиной 0,9 м; одна труба НКТ диаметром 73 мм, длиной 1 0 м.

Спуск насосно-компрессорных труб с компоновкой подземного оборудования производился 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.

Замену бромидов цинка на углеводородную жидкость (конденсат) произвели 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.

Бромиды цинка и кальция собрали в емкости, зафиксировали объем жидкости и параметры. Открыли буферную задвижку, опустили шар в фонтанную арматуру, закрыли буферную задвижку и открыли центральную задвижку, чтобы шар попал в НКТ. После выдержки 2 ч (на транспортирование шара в гнездо срезного клапана) насосным агрегатом АН-700 подняли давление в НКТ с превышением давления на устье, определенным в трубном пространстве манометром, на 27 МПа для пакера фирмы Камко. Выдержали созданное давление в течение 30 мин. Открыли задвижку на затрубном пространстве фонтанной арматуры и стравили давление. Понижение давления указало на то, что пакер сработал.

Глава 7

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

7.1. Методы воздействия на нефтяные пласты

С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи проводят нагнетание рабочего агента в пласт для создания напорного режима, который имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения.

В большинстве случаев (для месторождений РФ более 80 %) используется система поддержания пластового давления (ПДД) путем закачки воды.

Закачка газа, хотя и менее эффективна ввиду уменьшения коэффициентов охвата и нефтеотдачи, находит свое применение. Этому способствуют значительная газовая шапка, отсутствие напора контурных вод, наличие в коллекторе большого содержания набухающих глин.

В общем случае имеются следующие методы воздействия на нефтяные пласты: законтурное и внутриконтурное заводнения, нагнетание газа в повышенную часть залежи, вторичные методы добычи нефти, новые методы вытеснения нефти из залежи (повышение нефтеотдачи)

Законтурное заводнение - технологический процесс ППД, при котором воду нагнетают в пласты через нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности (рис. 7.1, а). Эксплуатационные скважины находятся внутри контура нефтеносности.

Приконтурное заводнение - процесс, при котором нагне-

Рис. 7.1. Схема заводнения месторождения:

I - нагнетательные скважины; II - контрольные скважины; III - эксплуатационные скважины

тательные скважины располагают в водонефтяной части пласта внутри внешнего контура нефтеносности. Это заводнение применяется вместо законтурного при плохой гидродинамической связи нефтеносной и водонасыщенной частей пласта. Возможно использование одновременно законтурного и прикон-турного заводнения при большой площади водоплавающей части залежи.

В указанных системах ППД заводнение действует на 2-3 ближайших ряда эксплуатационных скважин.

Для интенсификации добычи и увеличения охвата залежи воздействием применяется внутриконтурное заводнение (рис.

7.1, •), основой которого является разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на несколько отдельных площадей. Крупные месторождения разрабатываются при комбинации законтурного и внутриконтурного заводнения. Вариантами по расположению скважин являются очаговое, внутриконтурное кольцевое (рис. 7.1, в), осевое (рис. 7.1, „) заводнения.

При определении количества воды для закачки необходимо исходить из количества отобранной из залежи жидкости. Для системы ППД необходимо закачивать воды не менее объема отбора жидкости, а с учетом негерметичности площади контура нефтеносности - с коэффициентом 1,1-1,5.

Давление нагнетания зависит от приемистости нагнетательных скважин и в основном поддерживается таким образом, чтобы пластовое давление на забое эксплуатационных скважин оставалось на уровне начального.

Технологическая схема процесса нагнетания газа в нефтяную залежь с целью увеличения нефтеотдачи в принципе аналогична схеме при заводнении залежи. Рабочий агент (газ, воздух) нагнетается через ряд инжекционных скважин и оттесняет остаточную нефть к окружающим эксплуатационным скважинам. Для наиболее равномерного воздействия на залежь следует применять правильные геометрические сетки размещения скважин - треугольные или квадратные. Отдельные поля инжекции могут быть составлены соответственно системами из семи или десяти скважин при расположении инжекционных скважин в центре этих систем. При этом общее соотношение инжекционных и эксплуатационных скважин составляет соответственно 1:2 и 1:3. Такие интенсивные системы на практике используются редко. Обычно применяют более умеренные соотношения от 1:4 до 1:10.

Разница в вязкостях нагнетаемого рабочего агента и нефти в пластовых условиях может быть весьма значительна. При этом возможны прорывы газа через нефтенасыщенные части залежи к эксплуатационным скважинам даже малой газонасыщенности породы. При большой мощности залежи наблюдается преимущественное движение газа по верхним частям залежи, а с учетом неоднородности строения залежи это ведет к прорывам газа и к обходному его движению без вытеснения нефти. При этом удельные расходы рабочего агента могут быть больше, чем при заводнении.

Для существующей сетки скважин вся площадь условно разбивается на ряд полей инжекции с учетом предполагаемого количества инжекционных скважин по соотношению между количествами инжекционных и эксплуатационных скважин. Это соотношение принимается в зависимости от расстояния между скважинами, проницаемости и степени однородности строения залежи. При большей проницаемости и более однородном строении принимается большее количество эксплуатационных скважин на одну инжекционную и наоборот.

В центре каждого намеченного поля инжекции инжекцион-ные скважины следует располагать равномерно по площади. Выбор этих скважин следует рассматривать как ряд действующих скважин в пределах каждого поля инжекции. К этим скважинам предъявляются требования:

вскрытие скважиной только данного эксплуатационного объекта при надежной изоляции всех вышезалегающих пористых коллекторов;

герметичность крепления скважины (колонна, цементное кольцо);

отсутствие чрезмерной засоренности призабойной зоны скважины.

Из рассматриваемых скважин следует выбрать менее продуктивные. Малая продуктивность скважин возникает из-за малой проницаемости вскрытой части залежи, поэтому вытеснение остаточной нефти отсюда в соседние, более дренированные части залежи может протекать с большей эффективностью, чем в обратном направлении. При невозможности выбрать инжекционные скважины среди старых эксплуатационных следует бурить новые скважины специально в качестве инжекционных.

Нагнетание газа лучше производить через колонну НКТ малого диаметра (60-89 мм) с пакером близ кровли эксплуатационного объекта. Это уменьшает вероятность утечек рабочего агента и дает лучшую сохранность обсадных труб, особенно в старых скважинах.

Старые эксплуатационные скважины в процессе их подготовки должны быть тщательно промыты и очищены от возможной песчано-глинистой пробки, грязи, парафинистых осадков и пр. С этой же целью рекомендуется до максимума увеличить количество отверстий в забойном фильтре или торпедировать призабойную зону.

Нагнетание в залежь естественного газа компенсирует потери газовой энергии за предшествующий период эксплуатации залежи.

Целесообразно осуществление сбора всего добытого газа на поверхности, его отбензинивания и нагнетания в залежь сухого газа, который бы там вновь обогащался продуктами испарения пластовой нефти. Применение естественного газа в качестве рабочего агента часто вызывает трудности, связанные обычно с его недостаточным количеством на промыслах. В ряде случаев естественный газ можно заменить воздухом, который из-за низкой растворимости в нефти оказывает более эффективное выталкивающее действие на нее, чем сухой газ. Однако использование воздуха может привести к отрицательным последствиям:

1. Длительное соприкосновение нефти с воздухом вызывает окисление нефти, возрастание ее удельного веса и вязкости, а также приводит к образованию смол в пласте, которые закупоривают отдельные поровые каналы залежи.

2. Смешение воздуха с пластовым газом ведет к уменьшению его калорийности и ухудшению условий переработки газа.

3. Если из-за трудностей переработки газа (при сильном загрязнении его воздухом) газовую продукцию скважин выпускать в атмосферу, то вместе с воздухом будут теряться ценнейшие бензиновые фракции.

4. Улавливание газовой продукции для ее сжатия, отбензинивания и последующего нагнетания в залежь часто сопряжено с опасностью получения взрывчатых смесей. Так, при содержании в воздухе (при атмосферных условиях) от 5 до 15 % (по объему) метана образуется гремучая (взрывчатая) смесь, очень опасная в обращении. Изменение температуры меняет пределы взрывчатости смеси воздуха с углеводородами. По опытным данным при росте температуры нижний предел взрывчатости смеси понижается, а верхний повышается, т.е. пределы взрывчатости раздвигаются. Все это требует очень осторожного обращения со смесью воздух - газ и, главным образом, систематического наблюдения за составом отбираемой из скважины смеси.

5. Взаимодействие воздуха с пластовой водой приводит к выпадению некоторых солей (особенно железистых) в виде осадка в пласте.

6. Воздействие кислорода нагнетаемого воздуха на металлические части оборудования (особенно при наличии соленой воды и сероводорода) вызывает усиленную коррозию оборудования, а также приводит к преждевременному выводу его из строя и скоплению продуктов коррозии на забое.

7. Наличие воздуха в продукции эксплуатационных скважин способствует образованию более стойких эмульсий.

Указанные нежелательные последствия применения воздуха в качестве рабочего агента не всегда проявляют себя. В общем случае использование воздуха следует ограничивать только случаями, когда возможности применения другого рабочего агента, в частности естественного газа, совершенно исключены.

В качестве альтернативы предлагалось использовать выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания или промышленные дымовые газы в виде самостоятельного рабочего агента или в смеси с воздухом. Однако в случаях применения продуктов сгорания требуется сооружение специальных установок, что приводит к общему усложнению и удорожанию процесса. Подобные установки промышленного применения использовались на промыслах Западной Украины. Там же проверялись и совершенствовались установки по получению нового инертного рабочего агента - парогаза (смесь пара с продуктами горения), опытные испытания которого дали положительный эффект.

Поглотительная способность инжекционных скважин и давление нагнетания зависят от многих факторов и, прежде всего, от проницаемости призабойной зоны скважин. Однако в отличие от метода заводнения зависимость между этими параметрами для метода нагнетания газа пока не определена. Поэтому в каждом отдельном случае необходимы промысловые испытания в инжекционных скважинах с помощью передвижных компрессоров.

В практике применения метода отмечалась поглотительная способность скважин в разных условиях от 130 до 60 000 м³/сут на 0,1 МПа давления при изменении давления нагнетания от 0,1 до 10,8 МПа. При этом суточное нагнетание газа на одну скважину колебалось от 2,5 до 140 тыс. м³. Иногда считают достаточным нагнетание таких количеств газа, чтобы давление нагнетания превышало пластовое не более чем на 20-25 %. Другим расчетным показателем иногда считается нагнетание 100-150 м³ газа в сутки на 1 м вскрытой толщины залежи. При нагнетании больших количеств газа возрастает вероятность его прорывов, а в рыхлых песках, кроме того, возникает опасность пробкообразования в эксплуатационных скважинах. Поэтому в начале процесса рекомендуется нагнетать минимальные количества газа с последующей его корректировкой.

Со временем, по мере дренирования залежи, расход рабочего агента на скважину обычно возрастает. Источник непроизводительной траты энергии можно обнаружить, если увеличение расхода рабочего агента наблюдается только в отдельных направлениях или плоскостях отдельных прослоев залежи. В этих случаях рабочий агент по трещинам и наиболее дренированным и сильно проницаемым прослойкам проходит к эксплуатационным скважинам без совершения полезной работы.

Часто прорыв газа обнаруживается в начальной пусковой стадии процесса, что вызывает резкое увеличение газового фактора, изменение состава газа и иногда рост давления в затрубном пространстве скважин. Если эти признаки проигнорировать, то прорыв газа быстро усиливается, и остановить его весьма затруднительно.

Поэтому в начале процесса необходимо тщательное наблюдение за работой всех инжекционных и эксплуатационных скважин. При первых же признаках проскальзывания газа следует принять надлежащие меры, к которым относятся:

регулировка отбора (и давления) в эксплуатационных скважинах, в направлении которых наметился прорыв, вплоть до временного закрытия этих скважин;

изоляция наиболее проницаемых зон в разрезе вскрытой в инжекционной скважине толщины залежи;

нагнетание вместе с газом жидкости (воды) с целью уменьшения эффективной проницаемости для газа наиболее проводящих зон за счет повышения их водонасыщенности;

сокращение объема нагнетаемого рабочего агента, вплоть до перевода инжекционных скважин в эксплуатационные и наоборот.

При большой толщине залежи (при различной проницаемости отдельных ее зон) во избежание преимущественного движения газа вдоль кровли рекомендуется расчленять разрез на отдельные зоны наибольшей мощности (от 5-6 до 12-15 м) для раздельного нагнетания газа в эти зоны.

Эффективность перечисленных мероприятий зависит от степени изученности эксплуатационного объекта и тщательности наблюдения за протеканием процесса. Кроме того, точность замеров, их регулярность и постоянный анализ документации способствуют своевременному устранению возникающих в процессе работ прорывов газа и правильной оценке эффективности процесса.

7.2. Способы и методы заводнения

Внутриконтурное заводнение проводят рядными или площадными системами. При рядных системах заводнения между двумя рядами нагнетательных скважин находятся 1-3-5 рядов эксплуатационных скважин. Для площадных систем используются квадратные и треугольные сетки разбуривания скважин.

На рис. 7.2 приведены элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной сетках разбуривания. Площадные системы заводнения в условиях разработки неоднородных коллекторов обычно обеспечивают больший коэффициент нефтеотдачи, чем рядные системы.

Рис. 7.2. Элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной

сетках разбуривания:

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины; а - расстояние

между эксплуатационной и нагнетательной скважинами

На поздней стадии эксплуатации методы поддержания пластового давления могут быть неэффективны из-за большого падения пластового давления. Тогда прибегают ко вторичным методам добычи нефти - закачки воды или газа по всей площади нефтеносности, которые называются соответственно площадное заводнение и площадная закачка газа.

Для равномерного и повсеместного воздействия на залежь нагнетательные скважины размещают между эксплуатационными. Схемы расположения этих скважин могут быть различными, но преобладает квадратная сетка размещения скважин. При этом одна нагнетательная скважина приходится на четыре эксплуатационные.

Для исключения прорыва воды или газа к отдельным скважинам ограничивают закачку воды в нужном месте, уменьшают отбор нефти из сильно обводняющихся скважин, проводят тампонирование отдельных интервалов пласта.

При большой обводненности залежи на конечном этапе эксплуатации скважин применяется форсированный отбор жидкости, при котором большие массы жидкости вымывают нефть из застойных зон. Форсированный отбор жидкости обеспечивается глубинными насосами большого диаметра, э ле-ктропогружными насосами и газлифтом.

На различных стадиях разработки может быть использовано заводнение с применением физико-химических средств повышения нефтеотдачи, т.е. с добавлением ПАВ, щелочи, мицеллярных растворов и т.д.

7.3. Оборудование для закачки воды и газа

Рост добычи нефти обеспечивается не только вводом в разработку новых месторождений, но и постоянным улучшением состояния эксплуатации разрабатываемых месторождений. Повышение нефтеотдачи пластов в основном ведется методом поддержания пластового давления закачкой воды. Для заводнения широко используются сточные и пластовые воды. Это позволяет решить проблему защиты водных ресурсов и окружающей среды.

В систему подготовки и закачки воды в нефтяные пласты входят водозаборные сооружения с насосной станцией первого подъема, водоочистные установки, насосные второго и третьего подъемов, насосные станции по закачке и нагнетательные скважины. В качестве насосных станций для закачки воды в нефтяные пласты для поддержания пластового давления применяют блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосных агрегатов ЦНС-180 и ЦНС-500. Поверхностные, сточные и пластовые воды нагнетают установками погружных центробежных электронасосов типа УЭЦН. Для оборудования устья нагнетательных скважин используют арматуры АИК1-65х210 и АНК-65х350 (рис. 7.3).

Конструкция насоса ЦНС-180 разработана на одной корпусной базе четырех модификаций с давлением нагнетания от

10,5 до 19,0 МПа (табл. 7.1).

Насос ЦНС-180 (рис. 7.4) - центробежный, горизонтальный, секционный, однокорпусный с односторонним расположением рабочих колес, с гидравлической пятой, подшипниками скольжения и концевыми - передним и задним - уплотнениями комбинированного типа.

Корпус насоса состоит из набора секций, входной и напорной крышек и концевых уплотнений.

Насос на плите фиксируют двумя цилиндрическими штифтами, устанавливаемыми в лапах входной крышки. Входной патрубок расположен горизонтально, напорный - вертикально.

Во избежание перетока воды по валу стыки рабочих колес

Рис. 7.3. Арматура нагнетательная:

1 - быстросборное соединение; 2 - разделитель иод манометр; 3 - трубная головка; 4 - задвижка; 5 - обратный клаиан

иритираются до илотного металлического контакта. Уилотне-ния рабочих колес щелевого тииа.

Для насосов ЦНС-180-1185, ЦНС-180-1422, ЦНС-180-1900 оиорами ротора служат иодшииники скольжения с иринуди-тельной смазкой, а для насоса ЦНС-180-1050 - иодшииники с кольцевой смазкой. Подшииники имеют стальные, залитые баббитом вкладыши с цилиндрической иосадкой в их кориусе. Насос с электродвигателем соединен с иомощью зубчатой муфты, обойма которой закрыта кожухом.

Для смазки и охлаждения иодшииников насосов и электродвигателей мощностью более 1000 кВт, а также зубчатой муфты каждый насосный агрегат комилектуется маслосистемой, в

Показатель	ЦНС-180- 1050	ЦНС-180- 1185	ЦНС-180- 1422	ЦНС-180- 1900
Подача, м³/ч	180	180	180	180
Напор, м	1050	1185	1422	1900
Допускаемая вакууммет-рическая высота всасывания, м	4	4	4	4
Допускаемое давление на входе, МПа	0,6-3,1	0,6-3,1	0,6-3,1	0,6-3,1
Температура перекачиваемой жидкости, °С	8-40	8-40	8-40	8-40
Число секций	8	9	11	15
Диаметр рабочих колес, мм	308	300	300	300
Частота вращения, мин^-1	3000	3000	3000	3000
Потребляемая мощность, кВт	716	800	950	1280
КПД, % Двигатель:	72	72	72	72
мощность, кВт	800	1000	1200	1600
напряжение, В	6000	6000	6000	6000
частота вращения, мин^-1 Габариты насоса, мм:	3000	3000	3000	3000
длина	2263	2610	2545	2927
ширина	1396	1120	1510	1431
высота	1434	1425	1290	1270
Масса, кг Габариты агрегата с двигателем СТД - разомкнутый цикл вентиляции, мм:	3570	4275	4185	4960
длина	5232	5270	5795	5277
ширина	1396	1130	1990	1990
высота	1434	1425	1505	1505
Масса, кг Габариты агрегата с двигателем СТД - замкнутый цикл вентиляции, мм:	8580	9275	11 800	12 790
длина	5232	5720	5795	6277
ширина	1840	1840	1990	1990
высота	1425	1425	1510	1505
Масса, кг	9835	9835	12 290	13 670

состав которой входят: рабочий насос Ш5-25-3,6/4 с подачей 3,6 м³/ч, давлением нагнетания 0,4 МПа, приводом от электродвигателя АОЛ2-31-4; маслобак БМ-0,32; маслоохладитель МХ-4; двойной маслофильтр ФДМ-32 пропускной способностью 7,4 м³/ч; предохранительный клапан и запорная арматура. Система водяного охлаждения предусматривает подачу

6 м³/ч воды на маслоохладитель МХ-4, охлаждение и запирание сальников концевых уплотнений насоса.

Рис. 7.4. Центробежный насос ЦНС-180-1900:

1 - крышка всасывания; 2 - рабочее колесо первой ступени; 3 - направляющий аппарат первой ступени; 4 - рабочее колесо промежуточной ступени; 5 - направляющий аппарат промежуточной ступени; 6 - секция; 7 - направляющий аппарат последней ступени; 8 - крышка напорная; 9 - концевое уплотнение; 10 - подшипник скольжения; 11 - отжимное устройство; 12 - плита

Центробежный насосный агрегат ЦНС-500 включает: центробежный насос ЦНС-500-1900, электродвигатель СТД-4000-2, маслоустановку, систему автоматики и КИП, обратный горизонтальный клапан В-419. Насос с электродвигателем соединен с помощью зубчатой муфты.

Техническая характеристика центробежного насосного агрегата ЦНС-500

Подача, м³/ч............................................................300; 500; 720

Напор, м......................................................................2020; 1875; 1600

Масса электродвигателя, кг......................21 000

Привод...................................... Синхронный

электродвигатель с замкнутым циклом вентиляции

Насос центробежный, горизонтальный, однокорпусный, восьмиступенчатый с гидравлической пятой устанавливается на чугунной плите. Опорами ротора служат подшипники скольжения с принудительной смазкой.

Маслосистема агрегата включает: масляный насос Ш5-25-3,6/4 с подачей 3,6 м³/ч, давлением нагнетания 0,4 МПа, приводом от электродвигателя АОЛ2-31-4; маслобак БМ-0,32, маслоохладитель МХ-4, двойной маслофильтр Ф ДМ-32 пропускной способностью 7,4 м³/ч. Маслосистема работает аналогично системе насосного агрегата ЦНС-180.

С переходом на индустриальные методы строительства на базе насосных агрегатов ЦНС-180 созданы блочные кустовые насосные станции, расчетными нормативными параметрами которых являются: наружная температура ±40 °С; снеговая нагрузка 20 МПа; нормативная ветровая нагрузка на грунт

5,5 МПа; нагрузка на грунт 0,005 МПа. Грунты в основном непучинистые, непросадочные. Территория без подработки горными выработками. Сейсмичность не более 6 баллов.

Блочные кустовые насосные станции выпускаются в двух вариантах: с замкнутым циклом вентиляции двигателя (ЗЦВ) и разомкнутым циклом вентиляции двигателя (РЦВ) (табл.

П П\

7.2).

Для закачки морских или нефтепромысловых очищенных сточных вод предназначены БКНС с ЗЦВ, а для вод поверх-

Основные показатели БКНС

	НБ	-100	НБ-150		НБ-200
Показатель	ЗЦВ	РЦВ	ЗЦВ	РЦВ	ЗЦВ	РЦВ	БД	БГ
Масса блока (теоретическая), кг Условный проход трубопроводов, мм:	19 800	18 000	22 600	21 900	24 400	23 000	8500	13 470
приемного	150		150		150		100	200
нагнетательного	125		125		125		100	100
охлаждения	100	50	100	50	100	50	-	-
Подача, м³/ч	50-	180	50-	180	50-	180	60	•
Давление на выкиде, МПа	9,3-	12,3	14-	17,0	18,6-21,6		2,56	•
Давление в приемном патрубке, МПа	0,06-3,04		0,06-3,04		0,06-3,04		0, 1 9	•
Максимальный расход охлаждающей воды, м³/ч, не менее	25	6	30	12	30	12
Давление охлаждающей воды, МПа, не менее	0,2		0,2		0,2
Мощность насоса при номинальных параметрах, кВт •Данные опреде	675 :ляются количе		970 ством и типом		1150 НБ.

ностных, подземных источников, не содержащих агрессивных примесей, - БКНС с РЦВ.

Варианты станции отличаются числом насосных блоков (НБ) и блоков напорных гребенок (БГ) и, кроме того, подразделяются на станции с принудительной смазкой насосных агрегатов и станции с насосными агрегатами на консистентной смазке подшипников и агрегатов. В комплект поставки БКНС входят блок дренажных насосов (БД) и блок низковольтной аппаратуры и управления (БА).

Машинный зал, состоящий из состыкованных насосных блоков и блоков дренажных насосов, обогревается за счет тепла, выделяемого двигателями. При отрицательной температуре наружного воздуха на время остановки насосных агрегатов предусмотрен наружный обогрев мест подключения трубопроводов гибкими электронагревательными лентами ЭНГЛ-180. Освещение БКНС рассчитано на напряжение - 36 В. Напряжение в сети основного электрооборудования 6 или 10 кВ, вспомогательных устройств 380 и 220 В.

Габариты всех блоков составляют 10 000x3200x6260 мм.

Насос с электродвигателем монтируется на раме, с помощью которой двигатель или насос выкатывают из блока на площадку для ремонта или замены.

В блоке дренажных насосов устанавливаются два насоса ЦНСК-60/264 для откачки из резервуара сточных вод во всасывающий трубопровод насоса и два дренажных насоса 1СЦВ-1,5М для откачки технологической воды из дренажного бака в резервуар сточных вод. Включение дренажных насосов - автоматическое, по сигналу датчиков, установленных в дренажном баке. На пульте размещены кнопки управления насосами и датчик температуры машинного зала.

Блок напорной гребенки обеспечивает распределение, измерение расхода и давления технологической воды, подаваемой на скважины системы поддержания пластового давления. В нем установлены: блок трубопроводов, блок дифманометров-расходомеров, площадки для обслуживания, элементы вентиляции, отопления и пульт управления.

Расход технологической воды измеряют регулирующими вентилями, установленными на распределительном коллекторе. Отапливается блок тремя маслозаполненными печами мощностью 2 кВт каждая. Включение двух печей отопления - авто- матическое, третья печь подключена на постоянный режим работы.

Вентилятор установлен на боковой панели. Освещение, вентиляция и отопление включаются со щитка, установленного снаружи блока.

Помещение и установленное оборудование в блоке соответствует требованиям В-16 класса взрыво- и пожароопасности.

Блок низковольтной аппаратуры и управления (БА) позволяет эксплуатировать БКНС без постоянного присутствия обслуживающего персонала, т.е. обеспечивает управление, контроль и защиту БКНС.

Срабатывание защиты и остановка насосного агрегата происходят при нагреве подшипников и воды в камере гидропяты выше 70 °С; при падении давления масла, смазки и технологической воды на входе насоса ниже 0,05 МПа; при срабатывании защиты электродвигателя и неисправности электрозадвижки.

Каждая БКНС комплектуется инструментом, поставляемым заводом - изготовителем насосного агрегата, и монтажными принадлежностями. В комплект монтажных приспособлений, поставляемых заводом - изготовителем БКНС, входят: траверса грузоподъемностью 25,0 т для погрузочно-разгрузочных работ и монтажа блоков БКНС; кран с ручной талью грузоподъемностью 1 т для монтажных и ремонтных работ внутри блоков насосной станции; четыре каретки для выката насосного агрегата, смонтированного на специальной раме, за пределы блока на специальную площадку. Поднимают раму и устанавливают каретки с помощью двух гидравлических домкратов грузоподъемностью 5 т каждый.

Установки погружных центробежных электронасосов типа У ЭЦП предназначены для закачки поверхностных или пластовых вод в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления при содержании в жидкости механических примесей не более 0,1 г/л, с водородным показателем рН 5,49 и температурой не выше 40 °С.

Установки выпускаются в климатическом исполнении ХЛ и У и в пяти категориях размещения по ГОСТ 15150-69.

Рассмотрим пример условного обозначения установки УЭЦПК16-2000-1400ХЛ5, где У - установка; Э - с приводом от погружного электродвигателя; Ц - центробежный насос; П - для поддержания пластового давления; К - коррозионностойкое исполнение; 16 - группа насоса (диаметр обсадной колонны в мм, уменьшенный в 25 раз и округленный); 2000 -подача, м³/сут; 1400 - напор, м; ХЛ - для районов с холодным климатом; 5 - категория размещения электронасоса при эксплуатации.

Техническая характеристика установок погружных электронасосов для поддержания пластового давления дана в табл.

7.3.

Установка ЭЦП (рис. 7.5) состоит из погружного электронасоса (насос 2 и электродвигатель 1), кабеля 3, оборудования устья скважины 4, КИП 5, трансформатора 6 и комплексного устройства 7 для управления и защиты электродвигателя.

Насос - погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый. Ступени - рабочее колесо и направляющий аппарат -заключены в стальной корпус. Опоры ротора насоса - радиальные и осевые - смазываются перекачиваемой жидкостью.

Электродвигатель - трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, погружной, водонаполненный, с трубчатым холодильником для дополнительного отвода в окружающую среду тепла во время работы электродвигателя.

Кабель КПБК на напряжение до 3,3 кВ переменного тока частотой 50 Гц работает при давлении не более 14,7 МПа и температуре до 70 °С.

В состав погружного оборудования У ЭЦП входят: погружной центробежный насос ЭЦП или ЭЦПК, погружной асинхронный электродвигатель ПЭДП или ПЭДВ и токоподводящий кабель КПБК.

Установка	Рекомендуемая рабочая область		Номи-наль-н ый КПД, %	Основные узлы
	Рекомендуемая рабочая область			Электродвига тель	Круглый кабель		Трансформатор	Станция управления
	Подача, м³/сут	Напор, м		Электродвига тель	Число жилх площадь сечения, мм²	s ^г Д я Дн	Трансформатор	Станция управления
1УЭЦП16-3000-	2600-3800	980-730	62	ПЭДП500-	3х35	500	ТМЭ 1000/10-	КУПНА500-
1000ХЛ1				375В5			ХЛ1 6/3,15	68ХЛ1
УЭЦП16-2000-	1500-2500	1500-1140	59	ПЭДП500-	3х35	35	ТМЭ 1000/10-	КУПНА500-
1400ХЛ1				375В5			ХЛ1 6/3,15	68ХЛ1
У1ЭЦП14-1000-	650-1100	1500-1100	53,5	ПЭДВ250-	3х35	35	ТМЭ 630/6/	КУПНА79-
1200				375В5			/3,15	29А2У1
УЭЦП16-3000-	2620-3870	1340-1000	58	ПЭДП700-	3х50	500	ТМЭ 1000/10-	КУПНА500-
1300ХЛ1				375В5			ХЛ1 6/3,15	68ХЛ1
УЭЦПК16-3000-	2600-3800	1100-830	54	ПЭДП500-	3х50	35	ТМЭ 1000/10-	КУПНА500-
1000ХЛ1				375В			ХЛ1 6/3,15	68ХЛ1
УЭЦПК16-2000-	1500-2600	1500-1100	53	ПЭДП700-	3х50	35	ТМЭ 1000/10-	КУПНА500-
1400ХЛ1				375В5			ХЛ1 6/3,15	68ХЛ1
УЭЦПК16-1000-	600-1300	4010-2450	51	2(ПЭДП500-	2(2х35)	70	ТМЭ 1000/10-	2(КУПНА79-
1800				375В5)			У1 6/3,15	39А2У1)
1400
УЭЦПК16-1000-	600-1300	1675-1050	53	ПЭДП500-	3х35	35	ТМЭ 1000/10-	КУПНА79-
1400				375В5			У1 6/3,15	39А2У1
УЭЦПК16-1000-	600-1300	2235-1400	52	ПЭДП500-	3х35	35	ТМЭ 1000/10-	КУПНА79-
1800				375В5			У1 6/3,15	39А2У1
УЭЦПК16-1000-	600-1300	4125-2250	53	2(ПЭДП500-	2(3х35)	70	ТМЭ 1000/10-	2(КУПНА79-
1800				375В5)			У1 6/3,15	39А2У1)
1400
П р и м е ч а н и	е . Все установки предназначены			для откачки жидкости с температурой 40 °С, кроме установки
У1ЭЦП14-1000-1200, которая необходима для откачки жидкости с температурой 25						°С.

Рис. 7.5. Установка ЭЦП для поддержания пластового давления

К наземному оборудованию относятся силовой трех фазны й маслонаполненный трансформатор ТМЭ, комплектное устройство для управления и защиты электродвигателя КУПНА и оборудование устья шурфа.

Насос ЭЦП - погружной центробежный, многоступенчатый, в зависимости от типоразмера имеет от двух до четырех секций.

Для закачки воды в нагнетательные скважины используются природные воды рек, морей, озер, водоносных горизонтов и сточные воды с технологических объектов подготовки нефти.

К воде предъявляются следующие требования:

она должна быть по возможности чистой и не содержать больших количеств механических примесей, соединений железа и нефти. Например, для трещиноватых песчаников предельное содержание механических примесей 20-30 мг/л, содержание закисного железа до 1 мг/л, нефти до 50 мг/л;

не должна содержать сероводорода и углекислоты во избежание коррозии оборудования;

не должна содержать органических примесей (бактерий и водорослей);

должна быть химически инертной по отношению к пластовым жидкостям.

Закачиваемые воды обычно бывают загрязнены взвешенными частицами глины, ила, песка, которые закупоривают поры пород призабойной зоны и уменьшают приемистость нагнетательной скважины. Для осаждения мельчайших частиц необходимо их укрупнять, выделять в осадок. Реагенты, добавляемые к воде для коагуляции взвеси (укрупнения взвешенных частиц), называются коагулянтами. Наиболее широко применяемый на практике коагулянт - сернокислый алюминий (сернокислый глинозем).

Вода на водоочистной установке подвергается тем или иным операциям по очистке (коагуляция, фильтрация, обезжелези-вание, смягчение, хлорирование, стабилизация). Для получения надлежащих качеств воды в ряде случаев требуется проведение двух-трех процессов.

На рис. 7.6 приведена типовая схема водоочистной установки. Насос 1 забирает воду и направляет ее в смеситель 3. Дозировочное устройство 2 подает коагулянт в нагнетательную линию насоса 1. В смесителе 3 коагулянт интенсивно перемешивается с водой, после чего обработанная вода поступает в осветитель 4, где образуются и задерживаются хлопья. В

фильтре 5, представляющем собой резервуар, заполненный песком или дробленым антрацитом, вода окончательно очищается и самотеком направляется в резервуар 6. Затем насос 7 перекачивает воду на кустовые насосные станции (КНС), которые подают воду в нагнетательные скважины. Насос 8 из резервуаров 6 подает периодически чистую воду в фильтры 5 для очистки их от взвешенных частиц.

Для предупреждения коррозии и стабилизации по химическому составу при помощи специальных дозировочных насосов в воду добавляют реагент - гексаметафосфат натрия (23 мг/л).

Для уничтожения бактерий и других микроорганизмов в воде применяют обработку ее хлором - хлорирование.

Сточные воды могут содержать нефть и углеводородные газы. Взвешенные частицы здесь могут быть представлены серийным железом, обломками кварца, зернами карбонатов и доломитов, частицами глины и окисного железа.

Железосодержащая вода после установки подготовки нефти (УПН) направляется в напорный отстойник, где отстаивается под давлением в течение 1-2 ч.

Аналогично сероводородная вода направляется в другой отстойник. Затем из этих отстойников нефть направляется в резервуар, откуда насосом направляется на УПН. Шлам из отстойников по трубопроводу под давлением сбрасывается в емкость, а воды напорных отстойников смешиваются и поступают в безнапорный отстойник. Здесь основная масса взвешенного железа и нефти всплывает и удаляется при помощи механических средств. После безнапорного отстойника вода поступает во вторичный отстойник, где отстаивается в течение 3-6 ч. Здесь вода доочищается и стабилизируется по химическому составу. Продукты очистки из безнапорного отстойника и вторичного отстойника направляются насосом в емкости, а чистая вода насосом направляется на блочную кустовую насосную станцию, откуда - в нагнетательные скважины.

Для закачки газа используют близлежащие газовые месторождения с необходимыми запасами газа и давлением. Однако такая возможность обычно ограничена. Поэтому для закачки газа применяют компрессоры следующих видов:

газомоторокомпрессоры 10ГКМ и 10ГКН мощностью 736 и 1100 кВт, давлением на выходе до 12,5 и 35 МПа, подачей 0,02-3 млн. м³/сут. В качестве привода служит V-образный десятицилиндровый двигатель;

газомоторокомпрессоры МК-8 мощностью 2060 кВт, давлением 1,4-4,3 МПа, подачей 1,2-1,4 млн. м³/сут;

Т а б л и ц а 7.4 Параметры передвижных компрессорных установок

Установка	Подача, м³/мин	Давление нагнетания, МПа	Мощ ность привода, кВт	Транспортная база
УКП-80	8	8	173	Тележка ТГТ-200
КПУ-16/100	16	10	309	Автоприцеп 4МЗАП-
				5524
КПУ-16/250	16	25	368	То же
АК7/200	4	20	191	Сани
ДКС-7/200А	7	20	191	Автомобиль КрАЗ-
				2555
ДКС-3,5/200Тп	3,5	20	95,5	Транспортер ГТ-Т
ДКС-3,5/400Б	3,5	40	95,5	Рама-сани
КС-550/4-64*	51	6,4	400	Сани
•Давление на приеме 0,4 МПа (для всех остальных 0,1 МПа).

газомоторокомпрессоры ДР-12 мощностью 5500 кВт, давлением до 20 МПа, подачей 3,3-12,4 млн. м³/сут. Приводом служит двенадцатицилиндровый V-образный газовый двигатель с наддувом; электроприводные поршневые компрессоры. Компрессоры типа 6М25 или 4М25 с электроприводом мощностью 2500-5000 кВт, давлением на выходе до 15 МПа, подачей до

3.5 млн. м³/сут; центробежные нагнетатели ЦБН с газотурбинным и электрическим приводом, давлением на выкиде до

7.6 МПа, подачей до 19 млн. м³/сут, мощностью 6000 кВт.

Для освоения скважин и опытных работ по закачке газа

используются передвижные компрессорные установки, параметры которых приведены в табл. 7.4.

7.4. Обработка призабойной зоны пласта

Производительность скважины, т.е. ее дебит, может быть увеличена за счет повышения проницаемости пород призабойной зоны. Для этого необходимо искусственно увеличить число и размеры каналов фильтрации, повысить трещиноватость пород, а также очистить стенки поровых каналов от грязи, смол, парафинов и т.д.

Кислотная обработка скважины - солянокислотная, пенокислотная и грязекислотная обработка призабойной зоны пласта.

Первая ступень солянокислотной обработки - кислотная ванна служит для очистки призабойной зоны скважины от цементной и глинистой корок и продуктов коррозии. Для этого на забой скважины закачивают кислоту, выдерживают ее несколько часов без продавки в пласт, а затем обратной промывкой выкачивают отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции.

Вторая ступень солянокислотной обработки состоит в том, чтобы закачать кислоту в пласт. Для этого сначала скважину заполняют нефтью, а затем в НКТ нагнетают раствор соляной кислоты. При этом количество кислоты, нагнетаемой в скважину, равно объему НКТ и затрубного пространства в интервале обрабатываемого пласта. После закачки расчетного количества кислоты при закрытой задвижке на выкиде из затрубного пространства под давлением в скважину закачивают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из НКТ продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии скважину выдерживают некоторое время для реагирования кислоты с породой. По окончании этого периода проводят этап освоения скважины.

При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат "АзИНМАШ-30А") или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобиле или тракторе.

Состав кислоты - соляная, синтетическая с добавками реагентов-ингибиторов: уникола ПБ-5, катеинов воды А и К для предупреждения коррозии металла; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов.

При пенокислотной обработке скважины в призабойную зону пласта вводится аэрированный раствор поверхностноактивных веществ в соляной кислоте в виде пены. Для закачки в скважину кислотных пен применяют кислотный агрегат КП-6,5 (автоцистерна с насосом), передвижной компрессор и смеситель-аэратор.

При термокислотной обработке на забой скважины с помощью специального устройства (реакционного наконечника) опускают реагенты - магний, едкий натр и др., которые при контакте с соляной кислотой вступают с ней в химическую реакцию с большим выделением тепла. Цель такой обработки -усиление действия кислоты после расплавления парафина или смолы на забое скважины.

Солянокислотную обработку в основном применяют для обработки карбонатных пород. Пласты, сложенные песчаниками с глинистыми пропластками, обрабатывают грязевой кислотой (смесь плавиковой с соляной кислотой). Технология проведения такой работы состоит в том, что вначале с целью удаления цементной и глинистой корки делают кислотную ванну. Затем для растворения карбонатов в скважину закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты. После промывки продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, а после ее выдержки на определенное время очищают забой от продуктов реакции.

Гидравлический разрыв пласта - образование и расширение в пласте трещин путем создания высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. Для предотвращения смыкания полученных трещин в пласт вводится крупнозернистый песок (размеры зерен

0,5-1,0 мм).

Технология этого процесса заключается в следующем: в пласт заливают жидкость разрыва, жидкость-песконоситель, а затем жидкость для продавливания песка в скважину (продавочную жидкость). Составы жидкости разрыва и жидко-сти-песконосителя обычно одинаковы. Такими жидкостями могут быть: сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтью; дизельное топливо, загущенное нефтевыми мылами; вода; водный раствор ССБ (сульфит-спиртовая барда); раствор соляной кислоты и т.п.

Вначале скважину исследуют на приток, определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Забой скважины очищают от песка, глины и грязи. После проверки специальным шаблоном в скважину опускают НКТ диаметром 89-114 мм. Для предохранения обсадной колонны от всякого давления и разобщения фильтровой части скважины над продуктивным пластом устанавливают пакер. Устье скважины оборудуется специальной головкой для подключения насосных агрегатов. Иногда перед гидроразрывом проводят солянокислотную обработку пласта или гидропескоструйную перфорацию.

Для гидроразрыва пласта применяют насосные агрегаты 4АН-700 и пескосмесительные установки (типов 2А, 3ПА и др.).

Гидропескоструйная перфорация - разрушение колонны и цементного кольца в виде канала или щели.

Эти каналы (щели) создаются за счет абразивного и гидромониторного эффектов подачи жидкости с песком с высокой скоростью из насадок гидроперфоратора.

Гидропескоструйную перфорацию не следует использовать для пластов, где ранее был проведен гидроразрыв или велась кислотная обработка, а также при высокой обводненности продукции скважины.

Гидроперфоратор спускают в скважину на колонне НКТ. Его насадки изготовлены из абразивостойких сплавов, например ВК-6. Для циркуляции жидкости с песком ее готовят в пескосмесительных агрегатах типов 2ПА, 3ПА, а закачивают насосными агрегатами 2АН-500 или 4АН-700. Закачку также можно производить цементировочными агрегатами или буровыми насосами.

В качестве жидкости песконосителя используют нефть (для нефтяных скважин) или воду (для нагнетательных скважин). Желательно применять кварцевый песок с размером зерен 0,22 мм.

Торпедирование скважины - разрушение породы пласта с помощью взрыва торпеды. Используют фугасные, шнуровые и кумулятивные торпеды. При взрыве торпеды в продуктивном пласте образуются каверна и сеть трещин радиального направления. Для защиты обсадной колонны труб над торпедой должен быть слой глины, песка, нефти, воды. Возможна также установка цементного моста.

Разрыв пласта пороховым газом - разрушение пласта с помощью пороховых газов. В скважину напротив продуктивного пласта на кабеле спускают аппарат с зарядом пороха. После его подрыва электрозапалом давление пороховых газов (которые больше, чем при гидроразрыве), действуя подобно клину, увеличивает сеть трещин в пласте.

Разрыв пласта ударной волной. Суть метода в создании гидродинамического удара столба жидкости в скважине, высокое давление от которого ведет к образованию трещин. На проволоке спускают стеклянный баллон вакуумного наполнения. Давлением насосного агрегата 4АН-700 он разрушается с образованием гидродинамического удара столба жидкости.

Обработка призабойной зоны ПАВ. Технология применения этого способа аналогична кислотной обработке. Насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, затем раствор слабой концентрации за счет растворителя -нефть. Применяют ПАВ в виде ОП (оксиэтилированный препарат), ОЖК (оксиэтилированная жирная кислота), сульфа-нола и др.

Тепловая обработка призабойной зоны - самый распространенный способ улучшения фильтрационной способности пласта для нефтей с большим содержанием смол, асфальте-нов, парафинов и удаления их отложений со стенок НКТ и скважин за счет тепла.

Технология тепловой обработки имеет две разновидности. В первом случае прогрев призабойной зоны проводят с помощью спускаемого на кабель-тросе электронагревателя. Время прогрева - несколько суток. Во втором случае теплоносители -нефть, воду, нефтепродукты, пар вводят в скважину с поверхности. Жидкости (нефть, конденсат, керосин, дизтопливо, вода с добавками ПАВ), нагретые паром до 90-95 °С, с помощью насосов закачивают по НКТ в пласт при остановленной скважине. Также можно нагнетать перегретый водяной пар от парогенератора типа ППУ.

7.5. Оборудование для гидроразрыва пласта и обработки призабойной зоны

Гидравлический разрыв пласта проводят для увеличения дебита нефтяных или приемистости нагнетательных скважин. Суть процесса заключается в нагнетании в скважину жидкости со скоростью, превышающей скорость поглощения ее пластом. В призабойной зоне создается высокое давление, благодаря которому расширяются имеющиеся в пласте трещины или образуются новые. Для сохранения трещин в раскрытом состоянии в жидкости разрыва вводят крупнозернистый песок, который препятствует последующему смыканию трещин.

Образующиеся при гидравлическом разрыве пласта трещины обладают высокой проницаемостью, радиус их распространения иногда достигает десятков метров, что обусловливает высокую эффективность гидравлического разрыва пласта.

Породы, которые подвергают гидравлическому разрыву -плотные пески, сцементированные песчаники, известняки, доломиты. К породам, которые не рекомендуется подвергать гидравлическому разрыву, относятся глины, рыхлые пески и многие сланцы.

По данным промысловой практики давление на забое, необходимое для гидравлического разрыва пласта, обычно превышает гидростатическое примерно в 1,5-2 раза. Например, для скважин глубиной 2000 м давление на забое при гидроразрыве пласта составляет 30-50 МПа, соответствующее на устье (за вычетом гидравлических потерь) - от 10 до 30 МПа.

В качестве рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта используют углеводородные жидкости (сырую высоковязкую нефть, керосин или дизельное топливо, загущенные мылами, нефтекислотные эмульсии и др.) и водные растворы (вода, сульфит-спиртовая барда, загущенные растворы соляной кислоты и др.). Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах, а водные растворы - в нагнетательных. Песок для заводнения трещин должен обладать достаточной прочностью. Этим требованиям удовлетворяет крупнозернистый, однородный по составу кварцевый песок. Песок не должен содержать пылевых, илистых, глинистых и карбонатных частиц. Наилучшими являются пески с размерами зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Процесс гидроразрыва пласта производят по этапам. Сначала промывают скважину для удаления загрязняющих отложений с забоя скважины. Затем в нее спускают на насоснокомпрессорных трубах пакер с якорем, устанавливая его выше верхних отверстий фильтра, а устье скважины оборудуют специальной головкой - арматурой устья, к которой подключают насосные агрегаты для нагнетания в скважину жидкости гидроразрыва. Дальнейшая последовательность этапов такова: закачка в скважину жидкости разрыва для создания трещин в пласте; закачка жидкости-песконосителя и закачка жидкости для продавливания песка в пласт.

Общая продолжительность процесса

t = ( + Ужи + Ур)/ О,

где У_р - объем жидкости разрыва, м³; У_жп - объем жидкости-песконосителя, м³; У_пр - объем продавочной жидкости, м³; Q - средний расход жидкости, м³/ч.

Необходимое число агрегатов n определяют исходя из пода-

Рис. 7.7. Схема обвязки оборудования при гидравлическом разрыве пласта:

1 - насосный агрегат; 2 - пескосмесительный агрегат; 3 - автоцистерна; 4 -песковоз; 5 - блок манифольда; 6 - арматура устья; 7 - станция контроля и

управления процессом

чи одного агрегата q^. и максимального расхода Q_max жидкости в процессе гидроразрыва с учетом одного разрывного агрегата:

^П = Qmax ^/ q^- + ¹ .

Для проведения гидравлического разрыва пласта применяется комплекс оборудования, в состав которого входят: насосные и пескосмесительные установки, автоцистерны, арматура устья скважин, блок манифольда, пакер и якорь.

Блок манифольда, устанавливаемый у скважины, к которому подключаются агрегаты, позволяет наиболее рационально их расставить, а также повышает надежность и безопасность проводимой операции (рис. 7.7).

Насосная установка УН1-630х700А (рис. 7.8) смонтирована на шасси грузового трехосного автомобиля КрАЗ-257 грузоподъемностью 10-12 т и состоит из силовой установки 9УС-800, коробки передач ЗКПМ, трехплунжерного насоса 4Р-700, манифольда, системы управления.

Техническая характеристика насосной установки УН1-630х700А

Шасси КрАЗ-257Б1А

ёЁЙ. 7.8. Ш*-

1бД* i^1-630x700A

2900

(4AQ-700):

1 - автошасси КрАЗ-

257Б1А; 2 - пост управления; 3 - силовой агрегат; 4 - коробка передач ЗКПМ; 5 - зубчатая

муфта; 6 - насос 4Р-700; 7 - напорный трубопровод; 8 - вспомогательный трубопровод; 9 - фара для освещения рабочего места; 10 - аккумуляторная батарея

На раме автомобиля непосредственно за кабиной водителя расположена силовая установка 9УС-800, состоящая из ди-зельмотора, системы питания, смазки, охлаждения, установки воздухоочистителей и других вспомогательных узлов.

Двигатель установки - дизель-мотор В2-800-ТК-С3 двенадцатицилиндровый, четырехтактный с непосредственным вспрыском топлива и наддувом воздуха турбокомпрессорами ТКР14-2.

Насос 4Р-700 - трехплунжерный со сменными плунжерами, горизонтальный, одинарного действия. Насос комплектуется плунжерами диаметрами 100 и 120 мм, что обеспечивает работу насоса соответственно при давлениях от 70 до 50 МПа.

Манифольд установки состоит из приемной (диаметром 100 мм) и нагнетательной (диаметром 50 мм) линий. Приемный трубопровод оборудован трехходовым пробковым краном, что дает возможность присоединять к приему насоса одновременно два вспомогательных агрегата. На нагнетательном трубопроводе установлены манометр высокого давления с разделителем и предохранительный клапан гвоздевого типа, линия от которого выведена под настил. Установка укомплектована 100-мм приемным рукавом, шестью трубами высокого давления общей длиной 23,5 м и шестью гибкими металлическими сочленениями.

Установкой управляют с центрального поста из кабины водителя автомобиля. Здесь размещены педали управления топливным насосом и фрикционным двигателем, селектор и кран управления коробкой передач, а также необходимая контрольно-измерительная аппаратура.

Кислотные обработки призабойной зоны проводят для увеличения дебитов добывающих и увеличения приемистости нагнетательных скважин.

При воздействии на призабойную зону основным компонентом является соляная кислота. Растворами соляной кислоты обрабатываются карбонатные породы или терригенные коллекторы, в составе которых присутствуют карбонаты. Реакции взаимодействия соляной кислоты с карбонатным коллектором следующие:

CaCO₃ + 2HCl = CaCl₂ + H₂O + CO₂;

CaMg(CO₃)₂ + 4HCl = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами растворимы в нейтральной среде.

При обработке карбонатных пород образуются каналы растворения, каждый из которых по-разному проникает в продуктивный пласт. При обработке терригенных коллекторов раствор кислоты распределяется вокруг скважины более равномерно. Радиус обработанной зоны R₀ можно приблизительно определить по формуле

q /t = nhm(² - r_c²),

где q - темп закачки раствора, м³/мин; t - время закачки или время нейтрализации раствора, если последнее меньше времени закачки, мин; h - толщина обрабатываемого интервала, м; m - эффективная пористость, доля ед.; г_с - радиус скважины, м.

Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе принимается равной 10-16 %. С увеличением концентрации скорость растворения сначала возрастает, а при концентрации более 22 % - уменьшается. При обработке малопроницаемых пород расход раствора составляет 0,4-0,6 м³ на 1 м толщины пласта, высокопроницаемых - 0,6-1,0 м³/м. Для вторичных обработок - соответственно 0,6-1,0 и 1-1,5 м³/м. При воздействии на трещиноватые породы для первичной обработки необходимо 0,6-0,8 м³/м, для вторичной - 1-1,5 м³/м.

Терригенные коллекторы, цементирующим веществом в которых являются силикаты (аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты), обрабатываются смесью соляной и плавиковой кислот. Оптимальным считается кислотный раствор с содержанием HCl 8-10 % и HF 3-5 % при объеме закачки глино-кислоты для первичной обработки 0,3-0,4 м³ на 1 м толщины пласта.

Для обработки сульфатсодержащих карбонатов кислотный раствор приготовляется на пластовой воде хлоркальциевого типа плотностью не менее 1180 кг/м³. При отсутствии таковой воды в кислотные составы вводятся присадки хлористого кальция (5-10 %) или поваренной соли (6-7 %), а также сульфатов калия или магния (3-4 %).

Для обработки железосодержащих карбонатных коллекторов в раствор соляной кислоты добавляется 3-5 % уксусной или 2-3 % лимонной кислоты. Эти же кислоты используют для стабилизации железа в технической соляной кислоте.

Для обработки сульфат- и железосодержащих карбонатных коллекторов также можно использовать растворы уксусной (10 %) или сульфаминовой (10-15 %) кислоты.

При обработке трещиновато-пористых и трещиноватых пород для увеличения охвата по толщине применяют вязкие и вязкоупругие системы, растворы, загущенные карбоксиметил-целлюлозой или сульфит-спиртовой бардой, кислотные эмульсии и пены. При обработке пористых коллекторов с низкой проницаемостью используют газированные кислотные растворы и кислотные композиции с добавками катионактивных ПАВ (катапин, катамин, марвелен) при дозировке 0,2-0,3 %. В качестве деэмульгаторов применяются неионогенные ПАВ типа 0П-10 (0,1 %), они же добавляются в кислотный раствор при обработках в нагнетательных скважинах.

Для интенсификации процесса растворения пород, а также в случае отложения в призабойной зоне и фильтре парафиновых и асфальтосмолистых веществ применяется термокислотное воздействие.

Для уменьшения скорости реакции кислоты с породой в раствор добавляют замедлители реакции - хлористый кальций, уксусную и лимонную кислоты. Кроме них, проводят обработку эмульсиями типа кислота в углеводородной жидкости.

Для уменьшения коррозионной активности кислотных растворов применяются ингибиторы: катапин, марвелен (0,1 %), U-I-А (0,1-0,2 %), В-2 (0,2-0,3 %), уротропин (0,2-0,4 %), формалин (0,6 %), уникол.

Объем товарной кислоты для приготовления раствора HCl той или иной концентрации определяют расчетным путем. Так, при 20 °С плотность соляной кислоты р_к (в кг/м³) в зависимости от ее массовой концентрации X (в %) определяется по формуле

р_к = 5,02X + 998.

Объем товарной кислоты V_K концентрации Х_к, необходимый для приготовления объема раствора V_р с концентрацией Х_р, определяют по формуле

V = v--ру р ¦ —

^РХ _к [5,02Х _к + 998)

При неизвестной концентрации товарной кислоты измеряют ее плотность p_t и температуру t. Плотность кислоты при 20 °С рассчитывается по формуле

р _к = pt +(2,67 • 10^-3pt - 2,52) - 20).

Объем товарной кислоты находят по уравнению

5, 02Х_p (5, 02X_p + 998)

V - V ’ ^p\ ’ ^p!

^VK ^Vp I \ .

p к (p к ^-
998)

Объемы различных добавок в кислотный раствор

(плавиковая кислота, замедлители реакции, ПАВ, ингибиторы) определяют по формуле

где X_i - выбранная концентрация реагента в растворе; Х_т -концентрация товарного продукта.

Объем воды для приготовления кислотного раствора

V = V - V - V V

^VB ^vp ^К /j i

После приготовления раствора ареометром замеряют его плотность, приводят ее к температуре 20 °С и сравнивают с рассчитанной по формуле

Если замеренная плотность больше рассчитанной по формуле, в раствор добавляют воду, если меньше, то товарную кислоту.

Осуществляются кислотные обработки следующих видов: кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, обработки под высоким давлением, кислотный гидроразрыв пласта, кислотно-гидромониторное воздействие, пенокислотная обработка призабойной зоны (рис. 7.9).

При поинтервальных кислотных обработках в качестве временно изолирующих материалов используют гранулированный нафталин, высокоокисленные битумы, полимеры, сухую суль-фит-спиртовую барду и другие нефте- и водорастворимые материалы. Для изоляции нижнего интервала продуктивного пласта осуществляют закачку концентрированного раствора хлористого кальция. Для получения 1 м³ раствора СаС1₂ плотностью 1200 кг/м³ требуется 540 кг CaC1₂ и 0,66 м³ воды.

Давление закачки кислотного раствора зависит от вида воздействия, прочности эксплуатационной колонны и цементных перемычек, отделяющих объект обработки от ниже- и вышележащих пластов. Перепад давления при обработке не должен превышать 2 МПа на 1 м цементной перемычки между интервалами. Давление на забое при закачке раствора не должно превышать давления разрыва пласта.

Для охвата обработкой заданного радиуса глубины обработки раствор должен быть еще активным. Темп закачки раствора

Рис. 7.9. Схема размещения оборудования при пенокислотной обработке скважины:

1 - насосный агрегат; 2 - аэратор; 3 - обратный клапан; 4 - крестовина; 5 -

компрессор

q задается большим или равным минимальному темпу закачки qmin ^(в М³^/с)

qmin = ^Vp^/ to

где t_K - время нейтрализации раствора или стабильности эмульсии, с.

Необходимое давление на выкиде насоса р_у при заданном темпе закачки q определяется по формуле

Ру = р з -^{10 -6} pq^H + р тр.

где

86400 • q K ^:

Р з = Р п +

Р_тр = х ⁸ •¹⁰^-6q^2HPр;

^р ^2 .5 ’

п и

H - глубина скважины, м; р_з, р_п- соответственно забойное и пластовое давление, МПа; K - коэффициент продуктивности или поглощения, м³/(сут-МПа); р_т_р - потери давления на трение, МПа; d - внутренний диаметр НКТ, м; X - коэффициент гидравлического сопротивления; X = 64/Re при ламинарном режиме (Re < 2300), а при турбулентном X = = 0,3464/Re^0,25; Re - число Рейнольдса, Re = 4qp^nd^; ц_ж -вязкость жидкости.

Если забойное давление, найденное по формуле при условии q > q_min, превышает допускаемое, обусловленное прочностью колонны или цементного камня, то принимают допускаемое забойное давление. Определяют q, а затем рассчитывают р_у и число агрегатов. В этом случае, чтобы обеспечить заданный радиус охвата и увеличить t_E, необходимо изменить рецептуру раствора.

Для транспортировки и нагнетания в пласт жидкостей при кислотной обработке призабойных зон скважин используют насосные установки УНЦ1-160х500К (АзИНМАШ-30А) и

АКПП-500 трехплунжерным насосом 5НК-500.

Установка УНЦ1-160х500К имеет цистерну объемом 6 м³ (из двух равных отсеков) с гуммированными внутренними стенками. Цистерна на агрегате АКПП-500 имеет объем 3 м³. Помимо этого, агрегат АКПП-500 комплектуется кислотовозом КП-6,5 с цистерной объемом 6,5 м³. Для перевозки кислоты предназначены двухсекционные цистерны на автоприцепе ЦПК-6 объемом 6 м³.

Для обвязки насосных установок между собой и с устьем скважины используются блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С, а также арматура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ.

7.6. Охрана недр и окружающей среды при применении методов воздействия на пласт и призабойную зону

Для увеличения нефтеотдачи применяемые методы воздействия на пласт и призабойную зону условно можно разделить на химические, газовые и тепловые, не считая заводнения. Все указанные методы потенциально опасны для загрязнения окружающей среды.

При заводнении основные проблемы заключаются в использовании сточных вод промыслов и во влиянии откачки подземных вод на окружающую среду. В первом случае необходима тщательная очистка вод перед закачкой, что удорожает процесс закачки, а во втором могут возникнуть оседания поверхности земли, рост заозерности и заболачивания. Мерами борьбы с этими явлениями являются тщательные многолетние геофизические и гидрогеологические наблюдения за режимами добычи и откачки, уровнем подъемных вод, а также за вертикальным движением земной поверхности.

При химическом методе воздействия на пласт и призабойную зону в закачиваемую воду вводятся различные химические вещества: щелочи (например, NaOH, NaHSO₃, NH₄OH и др.), поверхностно-активные вещества, полимеры (полиакриламиды, полисахариды и др.), мицелло-полимеры.

При применении ПАВ и мицелло-полимеров на базе спиртов и кетонов, например ацетона, требуется большое количество средств защиты окружающей среды. Так, ПАВ типа 0П-10 при концентрации в воде свыше 10 мг/л создает интенсивное пенообразование, которое резко нарушает кислородный режим водоемов. ПАВ, попавшие в почву и водоемы с питьевой водой, отрицательно воздействуют на флору, фауну и человека, так как они способны накапливаться в организмах животных, рыб и человека. Предельно допустимая концентрация, например, 0П-10 в водоеме не должна превышать 0,5 мг/л. Еще более токсичны катионоактивные ПАВ с высокой степенью биораспада под действием бактерий и микроорганизмов, например, МЛ-72, МЛ-80 и т.д.

При мицелло-химическом заводнении проводят тщательный контроль за загрязнениями с помощью приборов и путем соблюдения регламента закачки, обращая особое внимание на места возможных утечек из хранилищ и линии транспортировки.

При закачке газов в пласт используют в основном легкие углеводороды и углекислый газ, которые опасны при попадании в воздух. Поэтому необходимо принять меры для надежной работы трубопроводов и регулирующей аппаратуры. Ввиду того, что углекислый газ, попадая в добывающие скважины, иногда переводит попутный газ в несгораемое состояние, требуются установки каталитического дожигания газа с добавлением чистого газа или установки с химическим удалением углекислого газа.

Тепловая обработка скважин менее вредна для окружающей среды, чем тепловые методы воздействия на пласт. Процессы с закачкой пара и горячей воды требуют наличия топлива и чистой воды. Кроме того, продукты, выделяющиеся при генерации пара, загрязняют природу. Расход нефти, используемой в качестве топлива, может составить до четверти от ее добываемого количества. Поэтому желательна разработка систем, при которых все отходящие газы сжигания топлива вводятся в паровую линию. При этом исключаются выбросы в атмосферу вредных компонентов, но возможно загрязнение недр. В северных районах паросиловое воздействие может вызвать оттаивание многолетнемерзлых пород, что приводит к провалам, авариям и даже выходу скважин из строя. При оттаивании мерзлых грунтов развивается термокарст, что способствует образованию оползней, обвалов и т.п.

Особое внимание к охране окружающей среды необходимо при применении процессов влажного и сверхвлажного горения. Диапазон температур в зоне горения составляет 350-1000 °С, что изменяет структуру и свойства окружающих пород. При этом возможны термогенные проседания поверхности земли.

При горении углеводородов в пласте могут образовываться серный и сернистый ангидрид, сероводород, хлористый водород, окись и двуокись углерода, фенолы, формальдегиды и бенз(а)пирены. Указанные компоненты в пласте воздействуют на окружающую породу, а попадая на поверхность вместе с продукцией скважин, требуют серьезной очистки. Основные способы очистки газов от газообразных и аэрозольных примесей - абсорбция жидкими поглотителями, адсорбция на твердых сорбентах и каталитические очистки.

После очистки газы можно использовать для закачки в пласт для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи или выбросить в атмосферу.

ГЛАВА

МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗА

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что можно в значительной мере увеличить дебит отдельных скважин или снизить величину депрессии на пласт при неизменном дебите газа с целью отдаления срока ввода ДКС за счет интенсификации притока газа, улучшения техники и технологии вскрытия пласта, усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин.

Исходя из современной концепции рациональной разработки газовых и газоконденсатных месторождений основной задачей интенсификации является повышение энергосберегающего дебита газа.

Методы интенсификации притока также служат единственным средством получения рентабельных дебитов газа в плотных низкопроницаемых коллекторах.

Для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта используют различные методы, которые можно разделить на две группы: 1) предупреждающие ухудшение коллекторских свойств пластов; 2) направленные на восстановление или улучшение проницаемости призабойной зоны скважин.

Для интенсификации притока газа к забою скважин применяют:

гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты (многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т. д.);

солянокислотную обработку (СКО) и ее варианты — массированную, поэтапную, направленную;

гидропескоструйную перфорацию и сочетание ее с ГРП и СКО.

Для вскрытия продуктивных пластов, а также совершенствования процесса освоения скважин проводят следующие мероприятия:

перфорацию под давлением в газовой среде; увеличение диаметра забоя скважин;

бурение горизонтальных скважин с кустовыми забоями; применение безглинистых растворов при вскрытии продуктивной толщи;

вскрытие продуктивных пластов с продувкой забоя газом или воздухом;

приобщение продуктивных пластов без глушения скважины.

К усовершенствованию техники эксплуатации газовых скважин относятся:

раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной; эжекция низконапорного газа высоконапорным; применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды;

подача на забой поверхностно-активных веществ для удаления поступающей из пласта воды и механических примесей;

усовершенствование конструкции подземного оборудования в скважинах и установка в них разгрузочных якорей, пакеров, глубинных клапанов для ввода ингибитора в фонтанные трубы, комбинирование труб разного диаметра и т.д.

Особое место занимает метод увеличения газоотдачи путем детонации в пласте или призабойной зоне взрывчатого вещества. Все эти методы можно осуществлять не только для восстановления проницаемости призабойной зоны, но и для увеличения газоотдачи многих газонасыщенных пластов с низкой проницаемостью.

К новым методам интенсификации относятся акустическое воздействие большой мощности на призабойную зону пласта, снижение обводненности скважин и закрепление рыхлых песков с помощью силикатного гелеобразования. Все большее значение приобретают методы интенсификации на завершающей стадии разработки месторождений.

Методы интенсификации не рекомендуется применять: в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами и колоннами, некачественно зацементированными; в обвод-нившихся скважинах или тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в при-контурных скважинах.

Работы по интенсификации газовых скважин начинают проводить в период разведки при опробовании перспективных горизонтов с целью определения их промышленной продуктивности и промышленной разработки.

7.1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании на забое высоких давлений жидкостью, закачиваемой в скважину. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5 — 2 раза гидростатическое. В образовавшиеся трещины нагнетают крупнозернистый песок, который предотвращает смыкание трещин при снижении в них давления. Различают три основных вида гидравлического разрыва пласта: а) однократный; б) многократный; в) направленный (по-интервальный). Гидравлический разрыв пласта рекомендуется проводить в следующих скважинах: 1) низкодебитных; 2) с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора; 3) в скважинах, имеющих заниженный дебит по сравнению с окружающими [2].

При выборе пласта для проведения гидроразрыва необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин; дебитограммами (или шумо-граммами), данными о коллеторских свойствах пластов (проницаемости, пористости, составе глинистого материала и цемента).

Кроме того, необходимо знать толщину пласта-коллектора, расстояние от скважины до контура газоносности и от нижних перфорационных отверстий до газоводяного контакта (ГВК), а также пластовое давление и остаточные запасы газа.

Гидравлический разрыв осуществляют в крепких малопроницаемых и плотных трещиноватых песчаниках, плотных трещиноватых известняках или доломитах, переслаивающихся песчано-глинистых или карбонатно-глинистых породах и т. д.

Наиболее благоприятными объектами являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью (менее 0,1 мкм²) и высоким пластовым давлением, близким к начальному.

Гидроразрыв можно проводить в любых скважинах, если залежь работает при газовом режиме. Если же по залежи отмечается движение контакта газ-вода, то во всех скважинах крайнего ряда гидроразрыв пласта производить не рекомендуется.

На залежах водоплавающего типа при выборе скважины для гидроразрыва следует учитывать расстояние до ГВК. Рас-

Рис. 7.1. Головка для гидроразрыва Рис. 7.2. Промывочная муфта

пласта

стояние от трещины гидроразрыва до ГВК на каждом месторождении определяют по опытным данным одной из наблюдательных или разведочных скважин. Если дебит скважины вначале был высокий, а на протяжении короткого времени эксплуатации снизился, то гидроразрыв можно повторить, приурочив его к более высокорасположенному пропластку.

Устья эксплуатационных газовых скважин оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рассчитанной на давление, превышающее на 25 % соответствующее статическое давление.

Для проведения ГРП применяют специальную устьевую арматуру типа АУ-5 или специальные головки. Схема такой головки показана на рис. 7.1.

Для проведения гидроразрыва насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливают на 1—2 м под нижними перфорационными отверстиями. Осуществлять ГРП в газовой скважине без насосно-компрессорных труб не рекомендуется.

При многократном гидроразрыве способом "снизу вверх” на НКТ спускают пакер со шлипсовым упором, причем в скважинах глубиной более 1000 м шлипсовый пакер комбинируют вместе с гидравлическим якорем.

При многократном или однократном гидроразрыве в глубоких скважинах (более 3500 — 4000 м), где нельзя применять пакеры с резиновыми элементами из-за высоких пластовых температур (выше 150 °С), используют песочные пакеры. Во избежание прихвата резиновых элементов пакеров во время работы непосредственно над ними устанавливают промывочную муфту (рис. 7.2).

7.1.1. РАБОЧИЕ ЖИДКОСТИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ГИДРОРАЗРЫВЕ ПЛАСТА

Для успешного проведения гидроразрыва пластов, содержащих газ, жидкости гидроразрыва и жидкости-песконоси-тели должны обладать высокой временной вязкостью (исходная или начальная вязкость должна быть порядка 100 мПа-с) и легко удаляться из пласта. На скважинах необходимо заготовить жидкости четырех видов.

1. Жидкость для глушения скважины перед гидроразрывом в количестве, равном 2 — 2,5 объема скважины.

2. Жидкость гидроразрыва, количество которой для однократной операции равно объему насосно-компрессорных труб плюс 5—10 м³ жидкости, требуемой для определения ко-эффицента приемистости и раскрытия трещины в пласте. При многократном гидроразрыве указанный объем жидкости увеличивается (учитывают число планируемых операций).

3. Жидкость-песконоситель. В зависимости от ее вязкости или удерживающей способности песка для однократного гидроразрыва объем ее составляет 20 — 50 м³. Оптимальную концентрацию песка в жидкости для каждого конкретного месторождения определяют опытным путем.

4. Жидкость для промывки скважин в количестве, равном

1,5 объема скважины.

Перед началом работ по гидроразрыву в скважину рекомендуется закачивать меловые растворы или растворы хлористого кальция либо хлористого натрия. Если пластовое давление ниже гидростатического, то применяют водоконден-сатные, водокеросиновые эмульсии, а также водные или керосиновые (конденсатные) растворы поверхностно-активных веществ с добавками понизителей фильтрации — мела, КМЦ и др.

КМЦ — одно из соединений целлюлозы, получаемое в результате взаимодействия целлюлозы с монохлоруксусной кислотой в среде спиртового раствора щелочи. Наибольшее практическое значение имеют водорастворимые препараты КМЦ, т.е. ее соли аммония и щелочных металлов. Применяют эту добавку в виде порошка как загуститель водных растворов для получения продавочных жидкостей и жидкостей-песконосителей.

Сухой препарат КМЦ заливают потребным количеством пресной теплой воды, смесь перемешивают в течение 15 — 20 мин и оставляют на 1—2 сут. С течением времени вязкость водных растворов КМЦ повышается. При подкислении водных растворов КМЦ соляной кислотой вязкость снижается, однако в меньшей степени, чем при непосредственном растворении КМЦ в этой кислоте.

Для получения солянокислотных растворов сначала готовят концентрат КМЦ: 200 кг сухого препарата КМЦ заливают 1 м³ пресной воды; смесь перемешивают и оставляют на 1-2 сут. В результате получают однородную массу желеобразной консистенции. Затем взвешивают требуемое количество концентрата (табл. 7.1), заливают водой и смесь перемешивают в мешалке. Когда в растворе не останется комков КМЦ, добавляют требуемое количество соляной кислоты и вновь перемешивают. Вязкость таких растворов для различных концентраций КМЦ и HCl можно определить по рис.

7.3. Следует учитывать, что вязкость раствора КМЦ в большой степени зависит от интенсивности перемешивания. С течением времени вязкость водных растворов КМЦ повышается, а солянокислотных — падает.

ТАБЛИЦА 7.1

Составные части раствора КМЦ

Компонент	Содержание соляной кислоты в растворе, %
Компонент	10	8	6	4	2
	1 %-ный раствор КМЦ
Концентрат КМЦ, кг	60	60	60	60	60
Вода, л	660	718	773	829	884
Концентрированная со
ляная кислота:
кг	280	222	167	111	56
л	235	188	141	94	47
	2 %-ный раствор КМЦ
Концентрат КМЦ, кг	120	120	120	120	120
Вода, л	600	658	713	769	823
Концентрированная со
ляная кислота:
кг	280	222	167	111	56
л	235	188	141	94	47
	3 %-ный раствор КМЦ
Концентрат КМЦ, кг	180	180	180	180	180
Вода, л	540	598	653	709	764
Концентрированная со
ляная кислота:
кг	280	222	167	111	56
л	235	188	141	94	47
	4 %-ный раствор КМЦ
Концентрат КМЦ, кг	240	240	240	240	240
Вода, л	480	538	593	649	704
Концентрированная со
ляная кислота:
кг	280	222	167	111	56
л	235	188	141	94	47

Рис. 7.3. Изменение вязкости п соляной кислоты при добавлении в нее КМЦ:

1 — водный раствор. Содержание HCl, %: 2 - 2; 3 - 4; 4 - 6; 5 - 8; 6 - 10

0 12 3 4

Содержание КМЦ, %

Для упрощения технологии проведения операций и удешевления работ в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя во многих случаях можно применять одну и ту же жидкость. При проведении гидроразрыва пласта в крепких пор одах, нерастворимых в соляной кислоте, в качестве таких жидкостей используют гидрофильную и гидрофобную конденсатокислотную, керосинокислотную, водоконденсатную или водокеросиновую эмульсии. В породах с низкой прочностью или в тех случаях, когда нет возможности приготовить эмульсию с необходимыми свойствами, применяют пластовую воду, слабый раствор соляной кислоты (1,52%), керосин, конденсат, воду, загущенную КМЦ, каробозо-лином или стеароксом 6, растворы хлористого кальция и т.п.

Если для освоения скважины применяют меловой раствор, то сначала ее промывают технической водой, а затем проводят солянокислотную обработку. Соляную кислоту 1012 %-ной концентрации закачивают в объемах, равных объемам мелового раствора, поглощенного пластом. Время реакции кислоты должно быть в пределах 1,5-3 ч.

При гидроразрыве в карбонатных породах используют стабильные гидрофобные углеводородно-кислотные эмульсии.

7.1.2.НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГРП

Устье скважины оборудуют вышкой с подъемником. Рабочую жидкость и песок в пласт закачивают с помощью насосных агрегатов типа 2АН-500, 4АН-700 (не менее четырех). Для подачи песка в жидкость-песконоситель используют один или два пескосмесительных агрегата типа ЭПЛ.

Агрегаты для нагнетания жидкостей подсоединяют к устью через смесительное устройство, входящее в комплект устьевого оборудования. Каждый агрегат подключают к устройству через линию, на которой монтируют обратный клапан, позволяющий продолжать закачку жидкости в случае выхода из строя какого-либо из агрегатов.

Для подачи жидкости к пескосмесителю типа ЗПА предусмотрены не менее двух агрегатов ЦА-320 или ЦА-150 или какие-либо другие передвижные насосные агрегаты низкого давления (один вспомогательный агрегат на два закачивающих в скважину). Материал для закрепления трещин после гидроразрыва загружают в бункер пескосмесителя, который может транспортировать с базы на скважину до 10 т песка.

Рабочие жидкости для гидроразрыва заготавливают в емкостях, располагаемых у устья. Общий объем емкостей определяют по потребности в жидкостях, предназначенных для глушения скважины и ее промывки перед началом работ, проведения разрыва, закачки песка, продавки его в пласт и промывки скважины после окончания работ. Кроме того, добавляют воду в количестве 1,5 объема скважины для освоения ее после ГРП и меловой раствор для глушения скважины в случае аварии. Каждая из жидкостей размещается в отдельных емкостях. В схеме обвязки оборудования для проведения гидроразрыва (рис. 7.4) автоцистерны типа 4ЦР выполняют роль аварийных емкостей с запасом рабочей жидкости на тот случай, если подающие агрегаты выйдут из строя и потребуется их замена в процессе работ. В этом качестве две автоцистерны подключают непосредственно к смесительному бачку.

Для освоения скважины после окончания работ по гидроразрыву используют передвижные компрессорные установки (например, УКП-80), компрессор которых развивает давление до 8 МПа и способен снизить уровень жидкости в затрубном пространстве на 700 — 800 м.

Процесс гидроразрыва пласта осуществляется следующим образом (см. рис. 8.4). Рабочая жидкость из емкостей забирается подающими агрегатами и через выкидные линии насосов ЦА-320 подается в бачок пескосмесителя ЗПА. К другому приему пескосмесителя подключается линия от аварийных цистерн 4ЦР. Из бачка жидкость с песком или без него с помощью центробежного насоса, установленного на пескосмесительном агрегате, подается под давлением 0,3 — 0,4 МПа на прием насосов закачивающих агрегатов, откуда через выкидные линии высокого давления поступает в смеситель АУ-5.

Рис. 7.4. Обвязка оборудования устья скважины для проведения ГРП:

1 — агрегат 2АН-500; 2 — пескосмеситель ЭПА; 3 — автоцистерна 4ЦР; 4 агрегат 3ЦА-400; 5 — емкость

Из этого смесителя жидкость по одной или двум линиям в ы-сокого давления через устьевую арматуру поступает в насосно-компрессорные трубы.

7.1.3. СПОСОБЫ ГРП И ТЕХНОЛОГИЯ ИХ ПРОВЕДЕНИЯ

Перед проведением ГРП необходимо исследовать скважину. После обвязки оборудования определяют приемистость. Для этого с помощью одного, а затем всех агрегатов закачивают жидкость до стабилизации давления.

Коэффициент приемистости К определяют по формуле

K = ^V1440, (7.1)

где V — объем закачанной жидкости, м³; t — время закачки, мин; р — давление закачки, МПа.

Изменение коэффициента приемистости при закачке жидкости всеми агрегатами по сравнению со значением, получаемым при закачке одним агрегатом, свидетельствует о раскрытии одной или нескольких трещин в пласте.

При необходимости проведения многократного разрыва пласта после первого разрыва образовавшиеся трещины закупоривают либо легко извлекаемыми материалами, либо песком. Жидкость с песком нагнетают только при повышении коэффициента приемистости (на основании опытных данных) не менее чем в 1,5 раза, свидетельствующем о раскрытии трещин.

Вначале содержание песка в жидкости незначительно. При отсутствии каких-либо осложнений в работе наземного оборудования концентрацию песка увеличивают до расчетной (в пределах 100 — 350 г на 1 л жидкости). Если в качестве жидко-сти-песконосителя используют маловязкую жидкость, то закачку и продавку ее в трещину следует проводить с максимально возможной скоростью. При этом для более точного регулирования концентрации песка один из агрегатов подает чистую жидкость для предотвращения образования песчаной пробки на забое скважины. После закачки жидкости-песко-носителя в трещину агрегаты останавливают. Со снижением давления на устье до нуля ствол промывают для удаления остатков песка с забоя и из насосно-компрессорных труб.

После проведения ГРП скважину плавно осваивают, продувают до выхода сухого газа и исследуют. Из сравнения данных исследований до и после ГРП определяют его эффективность: экономическую и гидродинамическую.

На разрабатываемых месторождениях экономическая эффективность определяется затратами на проведение ГРП и количеством газа, дополнительно добытого за счет проведения гидроразрыва. По этим двум показателям определяют третий показатель — себестоимость дополнительно добытого газа. В этом случае экономическая эффективность ГРП тем выше, чем меньше себестоимость дополнительного газа по сравнению с плановой.

В другом случае, когда целью ГРП является снижение рабочих депрессий скважин, экономическая эффективность вытекает из продления срока бескомпрессорной эксплуатации месторождения. Экономическая эффективность тем вы -ше, чем на больший отрезок времени отодвинут срок ввода головной компрессорной станции.

На месторождениях, подлежащих вводу в эксплуатацию, экономическая эффективность ГРП определяется тем числом эксплуатационных скважин, которое может быть сэкономлено за счет его внедрения. Количественно экономическая эффективность в данном случае определяется разницей затрат на проведение ГРП и затрат на бурение дополнительных скважин.

Гидродинамическая эффективность определяется изменением коэффициентов а и b в уравнениях притока газа (4.6 и 4.15). Уменьшение коэффициента а — показатель увеличения проницаемости призабойной зоны пласта.

Задача об условиях устойчивости магистральных вертикальных трещин, образуемых при массированном гидроразрыве пласта, была решена Е.Ф. Афанасьевым.

Обозначив через р* предельную нагрузку, выше которой нарушается устойчивость трещины, можно записать:

где р — давление; v — коэффициент Пуассона; Е — модуль Юнга; г_с — радиус скважины; m — пористость; у — плотность поверхностной энергии; L — длина трещины.

Кривая F(L), изображенная на рис. 7.5, делит всю область

F(L)

Рис. 7.5. Предельная кривая — и области устойчивости и L, м неустойчивости трещины

на область устойчивости и неустойчивости трещин в зависимости от величин р, v, m, E, у.

Если

^pj< FL), (7.3)

2(1 - m)E'{

то трещины будут устойчивыми. Если

~~ⁿ⁽¹^v2)Гс~~ > F(L), (7.4)

2(1 - m)Ey

то трещины будут неустойчивыми.

Увеличение дебита скважин благодаря системе трещин найдем из решения задачи о притоке жидкости к скважине единичного радиуса г_с = 1 с двумя симметричными трещинами длиной L.

⁰^k lnг_к - ln-^- —^!-

^k 2

При наличии трещин большой протяженности (L >> 1) из (7.7) получим

^Q =-^ln^^k-. (7.8)

Q₀ ln г_к - ln 0,5L

Из формулы (7.8) очевидно, что чем больше длина трещин L, тем меньше знаменатель и больше отношение Q/Q₀.

В случае фильтрации газа по закону Дарси вместо (7.5) имеем

Q = ^{%kh p}k ^-^р0 (7 9)

№0 ^ln(ajk⁾

7.15. МАССИРОВАННЫЙ ГРП - СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Массированный гидроразрыв пласта (МГРП) является эффективным способом интенсификации в низкопроницаемых (до 10^-4 мкм²) плотных газовых пластах. Он отличается от обычного гидроразрыва тем, что в пласт закачивается большое количество жидкости разрыва (от 190 до 1900 м³) и расклинивающего материала (от 40 до 450 т).

Уже при длине трещин 300 м производительность скважин увеличивается настолько, что перекрываются все расходы на операцию по МГРП. Имеются примеры успешного проведения МГРП при длине трещин до 800 м.

Новой стадией развития технологии МГРП стали работы, проводимые на месторождении Уоттенберг, при разработке илистого пласта с очень низкой проницаемостью (от 0,05 до 0,005 мД) при толщине пласта 25 м и глубине залегания 2400 м. Были проведены лабораторные исследования различных жидкостей, а также рассчитана пропускная способность трещин при применении полимерно-эмульсионной жидкости разрыва (1900 м³) и 450 т песка.

Анализ полученных данных показал, что применение массированного гидроразрыва в продуктивных зонах с малопроницаемыми породами экономически оправдано, а дальность проникновения трещин приблизительно равна 900 м. Благодаря развитию технологии гидроразрыва месторождение считается промышленным.

Были разработаны методы закачивания в скважины полимерной эмульсии. Объемы закачки варьируются от 190 м³ жидкости и 45 т песка до 1900 м³ жидкости и 450 т песка (табл. 7.2).

Добыча газа из месторождений бассейна Анадарко (США) осуществляется с глубины 5000 - 7000 м при пластовом давлении до 120 МПа и пластовой температуре до 180 °С [8]. Для обеспечения рентабельности разработки здесь широко при-

ТАБЛИЦА 7.2 Срок окупаемости МГРП

Объем закачки		Время окупаемости, мес.
Полимерная эмульсия, м³	Песок, т	Время окупаемости, мес.
1900	450	13
1400	270	22
700	160	41
190	45	69

меняется гидравлический разрыв с давлением разрыва, близким к градиентам порового давления. При эксплуатации большое внимание уделяется выбору материалов и контролю качества оборудования, обеспечивающего безопасность проведения работ.

В условиях высоких температур (150 — 180 °С) при интенсификации глубоких скважин необходимо правильно выбрать жидкость разрыва и сохранить ее несущую способность до конца операций. Эта жидкость должна обладать следующими характеристиками:

вязкостью около 100 МПа-с;

отсутствием сдвига и перехода в состояние с низкой вязкостью в результате разрушения химических связей при турбулентности;

сохранять высокую вязкость при температуре 175 — 200 °С в течение заданного времени.

Разработаны два типа жидкостей разрыва: одна — с поперечными связями, вторая — загущаемая в два этапа.

Жидкость с поперечными связями (обусловленными химической реакцией некоторых полимерных цепей) является хорошим песконосителем. Однако при температуре выше 145 °С происходит разрушение поперечных связей и жидкость теряет способность переносить расклинивающие агенты. Ко второму типу относится жидкость с основным загустителем, в который вводится второй загуститель (в сухом виде) во время закачивания скважины.

В зарубежной практике, особенно в США, развиваются методы оценки степени ухудшения исходных параметров малопроницаемых продуктивных пластов при интенсификации. Результаты интенсификации методом гидроразрыва свидетельствуют о необходимости более тщательного отбора рабочих жидкостей с целью уменьшения их отрицательного влияния на проницаемость пород пласта при гидроразрыве. Снижение степени ухудшения исходных параметров продуктивного пласта способствует сокращению периода времени до достижения максимального дебита при эксплуатации.

7.2. СОЛЯНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Солянокислотная обработка скважин основана на способности кислот вступать в реакцию с карбонатными породами (известняками и доломитами), что приводит к очистке и расширению их пористых каналов, увеличению проницаемости

и, как следствие, к повышению производительности скважин. Химические реакции, происходящие при этом, выражаются следующими уравнениями.

Для известняка

CaCO₃ + 2HCl = CaCl₂ + H₂O + CO₂.

Для доломита

CaCO₃-MgCO₃ + 4HCl = CaCl₂ + MgCl₂ +

+ 2H₂O + 2CO₂.

Продукты реакции карбонатных пород с соляной кислотой, т. е. хлористый кальций CaCl₂ и хлористый магний MgCl₂, хорошо растворимые в воде, не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты.

Скорость реакции в известняках и доломитах зависит в основном от давления и температуры. С увеличением давления и при использовании солянокислотного раствора пониженной температуры скорость реакции уменьшается.

Химическими заводами вырабатываются несколько сортов соляной кислоты. Лучшей является кислота, имеющая следующие показатели: содержание HCl - не менее 31 %, железа - не более 0,02 %, серной кислоты - не более 0,005 %.

В результате взаимодействия окисных соединений железа с соляной кислотой образуется хлорное железо, которое при полной нейтрализации кислотного раствора выпадает в пласте в осадок в виде окиси железа Fe(OH)₃ и закупоривает его поры. Поэтому при содержании железа более 0,02 % для предупреждения выпадения осадка необходимо к кислоте добавлять 1-1,5 % уксусной кислоты.

Если в растворе соляной кислоты содержатся примеси серной кислоты, то последняя, взаимодействуя с карбонатами, образует нерастворимый осадок гипса, способный закупорить поровое пространство. Эта реакция протекает по уравнению

H₂SO₄ + CaCO₃ = CaSO₄ + H₂O + CO₂.

Для удаления серной кислоты добавляют хлористый барий в количестве 0,02-0,05 %. При этом реакция происходит с образованием осадка сернокислого бария

После отстоя осадок BaSO₄ удаляют.

Для обработки скважины применяют следующие виды соляной кислоты:

ингибированную, т.е. кислоту, препарированную на заво-дах-поставщиках специальными добавками для снижения коррозионного воздействия на металл;

ингибированную синтетическую, но с пониженной концентрацией (до 19 — 25 %);

ингибированную, полученную из абгазов органических производств при концентрации HCl от 18 до 22 %.

В процессе эксплуатации скважины часть ее перфорированных каналов обычно заглинизовывается. Для их очистки применяют солянокислотную обработку призабойной зоны. При этом образование трещин нежелательно, так как кислота, прорвавшись в пласт, реагирует уже за пределами обрабатываемой зоны.

Газоносные карбонатные породы не покрыты пленкой нефти, и поэтому кислота вступает в реакцию, как только попадает в пласт. Реагируя с породой и расширяя поровые каналы, она под действием собственного веса продвигается вниз, приближаясь к газоводяному контакту. Поэтому время реакции кислоты в таких породах значительно меньше, чем в нефтяных пластах. Если возникает необходимость закачать кислоту в газоносный пласт как можно дальше от ствола скважины, например при солянокислотном гидроразрыве, необходимо прежде закачать экранирующую углеводородную жидкость. Аналогичного результата по закачке кислоты в пласт на большом расстоянии от ствола можно добиться при использовании керосино- или конденсатокислотных эмульсий. Этот способ имеет перед изложенным ряд преимуществ. При использовании эмульсий, имеющих высокую вязкость и во много раз сниженную скорость реакции, скорость их закачки и продолжительность незначительно влияют на результаты.

Эмульсию можно закачать в зону газоносного пласта с хорошей проницаемостью. Это объясняется тем, что керо-сино- и конденсатокислотные эмульсии относятся к типу гидрофобных, а газоносные известняки, особенно при отсутствии в залежах нефтяных оторочек, как правило, очень плохо принимают гидрофобные жидкости, даже менее вязкие, чем эмульсии. Поэтому эмульсия, закачанная в трещину, не фильтруется сквозь стенки трещины, а реагирует непосредственно на стенках до тех пор, пока вся кислота не прореагирует. Затем она распадается на подвижные компоненты.

В качестве эмульгатора применяют поверхностно-активные вещества.

Обычно целью солянокислотной обработки является увеличение производительности скважин. Этого можно добиться различными путями. В одних случаях достаточно очистить призабойную зону после бурения или капитального ремонта; ^в других - необходимо увеличить проницаемость присква-жинной зоны пласта в радиусе десятка и более метров; в третьих - обеспечить сообщаемость забоя с зонами, обладающими лучшими коллекторскими свойствами; в четвертых - интенсивно обработать отдельные участки вскрытой толщины пласта, которые при установленных рабочих депрессиях практически не продуктивны, и т.д.

В зависимости от способа подачи кислоты в пласт определяют давление на устье скважины, которое необходимо поддерживать в процессе закачки. С этой целью кислоту закачивают в насосно-компрессорные трубы с максимально возможной скоростью до тех пор, пока давление на устье не начнет увеличиваться. Затем темп закачки снижают до момента, когда пласт начнет принимать кислоту (или другую жидкость). Это будут как раз те условия, при которых кислота фильтруется в пласт сквозь поровые каналы. Если задан такой способ закачки кислоты, то давление в течение всего процесса необходимо поддерживать на установленном уровне, изменяя темп подачи кислоты в скважину. При другом виде подачи кислоты в пласт - через систему микротрещин - после определения момента приемистости пласта следует медленно увеличивать давление до тех пор, пока оно не установится на определенном уровне. Приемистость скважины в таком случае значительно возрастает. Этот момент будет соответствовать раскрытию системы микротрещин. Затем закачивают кислоту при режиме, обеспечивающем поддержание давления и приемистости на уровне.

При гидроразрыве пласта кислоту (или другую жидкость) закачивают с максимальной скоростью при максимально возможном или допустимом давлении. Скорость ее закачки -не менее важный технологический параметр при солянокислотных обработках, чем давление.

Если скорость закачки кислоты небольшая, то основная ее масса реагирует в непосредственной близости от ствола (особенно в газоносном пласте), и в отдаленные участки пласта она поступает в основном не способной к эффективному воздействию на породу. Кислота гораздо быстрее реагирует с породой в движении, чем в спокойном состоянии, так как 426 лучше осуществляется отвод от места реакции образующихся продуктов. При закачке ее на значительное расстояние от забоя необходимо как можно быстрее доставить кислоту к месту реакции и с возможно большим процентом концентрации ее в растворе. При этом замедлить скорость реакции можно либо путем эмульгирования кислоты, либо путем добавки к ней соответствующего ингибитора с повышением давления закачки.

Промысловая практика показывает, что при небольших давлениях в процессе закачки кислоты в пласт солянокислотные обработки наименее эффективны. Малоэффективны также обработки, проведенные при небольших скоростях закачки в пластах большой мощности.

7.2.1. ВЫБОР ОБЪЕКТА ДЛЯ СКО

При выборе газовой скважины для кислотной обработки необходимо знать: результаты промысловых и геофизических исследований; коллекторские свойства пласта, свойства глинистого раствора, используемого при вскрытии продуктивного пласта; толщину пласта; расстояние от скважины до контура газоносности и от нижних перфорационных отверстий до газоводяного контакта; пластовое давление и остаточные запасы газа.

Благоприятны для обработки соляной кислотой следующие объекты:

карбонатные пласты с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых снижена вследствие засорения трещин частицами карбонатных пород и глинистого раствора в процессе бурения. В этом случае кислота растворяет проникшие в трещины частицы пород, способствует извлечению из пласта глинистого раствора и, следовательно, многократному увеличению дебита скважин;

карбонатные пласты, в которых трещиноватость развита слабо. В результате реакции кислоты с породой образуются каналы растворения с многократным увеличением размеров поровых каналов, глубоко проникающих в пласт;

пористые карбонатные пласты, в которых проницаемость призабойной зоны снижена вследствие фациальных изменений или проникновения в пласт промывочных жидкостей в процессе бурения или ремонтных работ. Механизм воздействия кислоты в этих случаях состоит в том, что она растворяет материал на стенках поров ых каналов;

плотные слабопористые низкопроницаемые карбонатные пласты. В этом случае необходимо проводить гидрокислотный разрыв, в результате чего механическое воздействие жидкости, обеспечивающее создание трещин разрыва, дополняется химическим воздействием кислоты на породу.

Для обработки глинокислотой благоприятными объектами являются плотные низкопроницаемые малопродуктивные песчаники с карбонатным или глинистым цементом.

К условиям, неблагоприятным для проведения кислотной обработки, относятся близость подошвенных или контурных вод; значительное снижение пластового давления (на 60 — 70 % от первоначального); приток в скважину даже незначительного количества пластовой воды; нарушения в обсадной колонне и отсутствие возможности изолировать их от обрабатываемого интервала.

7.2.2. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ СКО

К о н ц е н т р а ц ия р а с т в о р а к и с л о т ы . Если в составе пород содержится гипс или ангидрит, то концентрация кислоты не должна превышать 15 %. Более концентрированная кислота растворяет указанные вещества, и они выпадают в осадок после ее нейтрализации, закупоривая поровые каналы.

В пластах, представленных карбонатными породами с хорошо развитой естественной трещиноватостью, в которых кислота может прореагировать с породой в непосредственной близости от забоя скважины, при отсутствии возможности применить замедлители скорости реакции или гидрофобную эмульсию используют ступенчатое изменение концентрации, закачивая в пласт первые порции кислоты 25 %-ной концентрации и последние — 10 %-ной концентрации.

При обработке слабопористых и малопроницаемых известняков и доломитов концентрацию увеличивают до 20 — 25 %. В большинстве же случаев для обработки карбонатных пластов применяют кислоту 12—15 %-ной концентрации, а для пластов, представленных терригенными породами, — глино-кислоту, т.е. смесь соляной кислоты 8 — 10 %-ной концентрации с 3 — 5 %-ной плавиковой кислотой в расчете на объем кислотного раствора.

При повторных обработках и необходимости увеличения радиуса обработки для снижения рабочей депрессии применяют ступенчатое изменение концентрации. Для скважины, в которой дебит снижен вследствие засорения призабойной зоны в процессе эксплуатации или ремонтных работ используют кислотные растворы 8-12 %-ной концентрации; для кислотных ванн скважин, перекрытых колонной, - соляную кислоту концентрацией от 12-15 до 20 % в скважинах с открытым забоем; для глинокислотных ванн - смесь соляной кислоты 14-16 %-ной концентрации с 3-5 %-ной плавиковой кислотой.

О б ъ е м к и с л о т н ы х р а с т в о р о в . Для обработки призабойных зон пластов в газовых скважинах рекомендуется объем кислоты из расчета 0,4 - 2,5 м³ на 1 м толщины пласта. Объем кислоты зависит от ее состава, минералогического состава пород, трещиноватости, пористости, проницаемости, характера засорения призабойной зоны.

При обработке карбонатных пластов с хорошо развитой естественной трещиноватостью и проницаемостью более 0,1 мкм², продуктивность которых снижена вследствие засорения трещин частицами выбуренной породы и отчасти глинистым раствором, объем кислоты составляет 0,4-1,0 м³ на 1 м толщины пласта. Если трещины и призабойная зона высокопроницаемого пласта не засорены, то объем кислоты увеличивают до 1,5-2,5 м³ и более на 1 м эффективной толщины пласта.

Когда пласт представлен слаботрещиноватыми пористыми карбонатными породами, то удельный расход ее составляет 1-1,5 м³ на 1 м толщины пласта, исходя из необходимости расширения сети микротрещин. При обработке пористых нетрещиноватых пластов, в которых проницаемость призабойной зоны снижена вследствие проникновения в пласт промывочной жидкости, удельный расход кислоты равен

0,5+1 м³ при первичных обработках и 1,5+2 м³ на 1 м толщины пласта при вторичных.

В нетрещиноватых слабопористых низкопроницаемых карбонатных пластах проводят гидрокислотный разрыв с расходом кислоты более 25 м³ на одну операцию. При обработке песчаных коллекторов соляной кислотой или глино-кислотой в зависимости от состава пород и характера цементации удельный объем кислоты должен составлять 0,4+1 м³.

При повторных обработках, проводимых для восстановления производительности, удельный расход кислоты увеличивают на 30-50 % по отношению к объему кислоты, закачанной при предыдущей обработке. Если повторная обработка проводится с целью увеличения радиуса воздействия кислоты на пласт, то удельный расход увеличивают в 2-3 раза.

П ро долж и т ельн ос ть р еа кц ии к ис лот ы с п ор о-д о й . Для скважин с открытым стволом при кислотных ваннах это время ориентировочно составляет 16 — 24 ч (т.е. продукты реакции должны быть извлечены по истечении этого срока), а при проведении солянокислотных ванн в скважинах, закрепленных обсадной колонной, с целью удаления глинистой корки — 2+4 ч. Для призабойной зоны карбонатного пласта в скважинах с открытым забоем с пластовым давлением более 5 МПа и температурой не ниже 30 °С при условии, что ствол в пределах толщины пласта также заполнен кислотой, продолжительность реакции составляет 8+12 ч, при пластовом давлении менее 5 МПа — 4+6 ч. Если вся кислота закачивается в пласт, представленный пористыми карбонатными породами, необходимая продолжительность реакции составляет 4+6 ч. При прочих равных условиях, если карбонатный пласт имеет хорошо развитую естественную трещиноватость, время реакции следует увеличивать до 8+10 ч.

Для карбонизированных песчаников необходимая продолжительность реакции с соляной кислотой составляет 4+6 ч. При обработке слабокарбонизированных песчаников последовательно раствором соляной кислоты, а затем глинокисло-ты или песчаников, лишенных карбонатов, только глинокис-лотой реакция продолжается в течение 8+12 ч.

Выявлено, что кислота высокой концентрации может глубоко проникать в пласт при условии, что она смешана с добавками органических ингибиторов. После ингибирования 30 %-ную соляную кислоту можно применять при температуре 163 — 204 °С. При этом необходима промывка призабойной зоны для ее охлаждения.

В высокотемпературных скважинах представляет опасность захват кислоты в трубах на время, превышающее срок надежного ингибирования. С целью более легкого проникновения в плотные продуктивные породы в кислотный раствор добавляют ПАВ.

Положительные результаты получены при обработках газовых и нагнетательных скважин. ПАВ используется и как вспенивающее вещество, суспендирующий агент для сильно измельченных твердых частиц, а также в качестве средства, предотвращающего осадкообразование, ингибитора кислоты и вещества, способствующего удалению глинистого раствора. При обработках газовых скважин часто применяются солянокислотные растворы, содержащие спирт.

Высокое пластовое давление флюидов существенно влияет на технологию интенсифицирующих обработок. Перед про-430 ведением кислотной обработки пласта желательно провести исследования на кернах большого диаметра для определения растворяющего действия кислоты на породу. Обработка пластов с высоким давлением концентрированными кислотами может привести к необратимому снижению прочности породы. Такие пласты рекомендуется обрабатывать большими объемами слабой кислоты с применением ПАВ, реагентов для удаления грязи, растворителей.

7.2.3. ТЕХНИКА СКО

Кислотная ванна предназначена для удаления глинистой корки и очистки фильтровой части скважины. Для различных условий рекомендуется применять два вида кислотных ванн: без действия давления и под давлением.

В первом случае этот метод увеличения производительности скважин используют для удаления глинистой корки и очистки фильтровой части скважины перед обработкой призабойной зоны или ремонтными работами. Во втором случае кислотную ванну применяют в скважинах, заполненных жидкостью или газом, по следующей технологии.

Если скважина заполнена жидкостью, ее тщательно промывают до забоя (пресной или минерализованной водой, водным раствором ПАВ, слабым водным раствором соляной кислоты, водным раствором хлористого кальция, конденсатом, дизтопливом или меловым раствором). При этом если устье не герметизировано, используют жидкость соответствующей плотности. Затем закачивают кислотный раствор таким образом, чтобы он разместился в колонне или открытом стволе в пределах вскрытой части пласта. После реакции скважину промывают до забоя легкой жидкостью (водой, конденсатом, слабым раствором кислоты).

Если скважина заполнена газом, то требуемый объем кислотного раствора закачивают в насосно-компрессорные трубы, которые затем соединяют на устье с затрубным пространством. По окончании реакции кислоты скважину продувают.

Кислотную ванну под давлением применяют не только для удаления глинистой корки и очистки призабойной зоны, но и для очистки трещин на забое перед кислотной обработкой.

Технология проведения кислотной ванны под давлением отличается тем, что после закачки необходимого количества кислотного раствора на забое создается давление, превышающее пластовое, но не превосходящее давление промывочного раствора при вскрытии пласта в процессе бурения.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения бурового раствора или его фильтрата. Порядок работ при этом следующий.

1. Интенсивно промывают забой и призабойную зону с целью предварительной очистки фильтрата для последующего воздействия кислотой.

2. Применяют кислотную ванну для разрушения и удаления глинистой корки, а также очистки трещин.

3. Промывают забой и призабойную зону скважины от продуктов реакции.

4. Закачивают и продавливают в пласт весь запроектированный объем кислоты.

5. Осваивают скважину и вводят ее в эксплуатацию.

При обработке плотного нетрещиноватого малопроницаемого карбонатного пласта целесообразно предварительное кратковременное воздействие на пласт высоким давлением с помощью аппарата АСГ-105.

Массированную кислотную обработку проводят с целью воздействия на пласт кислотой в радиусе, исчисляемом десятками метров. Технология ее проведения такая же, как и при простой обработке. Удельный объем кислоты берут максимальный.

Направленную кислотную обработку применяют в тех случаях, когда из всей вскрытой мощности требуется обработать определенный интервал. Технология ее проведения следующая. Глушат скважину, устанавливают башмак фонтанных труб у подошвы намеченного к обработке пласта, заполняют фонтанные трубы и продуктивную часть скважины вязкой низкофильтрующейся жидкостью, продавливают эту жидкость кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой затрубной задвижке. Кислотный раствор закачивают до заполнения фонтанных труб и ствола скважины в выбранном для обработки интервале, закачивают расчетное количество кислоты в пласт при закрытой затрубной задвижке, продавливают кислотный раствор в пласт вязкой низкофильтрующейся жидкостью, выдерживают его в пласте для реагирования с породами и заменяют вязкую жидкость на промывочную.

Глинокислотные растворы применяют для проведения ванн, простых, массированных, направленных и других обработок пласта. Состав кислотных растворов и технологию метода определяют по данным лабораторных исследований и промысловых опытов.

Обработку с применением двух видов кислот осуществляют по двум вариантам.

По первому варианту вначале закачивают соляную кислоту, затем плавиковую (фтористоводородную). Чтобы исключить контакт отработанной соляной кислоты с плавиковой, при котором неизбежно образование осадков фтористого кальция и фтористого магния, объем соляной кислоты должен превышать объем плавиковой в 2,5 — 3 раза. После выдерживания кислоты скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

По второму варианту вначале закачивают соляную кислоту, затем извлекают продукты реакции, после чего нагнетают плавиковую кислоту.

При таком способе обработки скважин скорости закачки кислоты, особенно соляной, должны быть минимальными для более полного освобождения от карбонатных отложений той области пласта, в которую закачивают глинокислоту.

Фтористоводородную кислоту применяют только в смеси с соляной. Такую кислотную смесь (глинокислоту) используют для обработки скважин, сложенных карбонатными породами или сильнокарбонизированными песчаниками.

Технология обработки глинокислотой должна исключать продолжительный контакт ее с металлом труб. С этой целью при низкой приемистости пласта закачку и продувку кислоты следует проводить порциями, размещая каждую порцию только в пределах фильтра или толщины обрабатываемого пласта (при открытом забое). При достаточной приемистости закачку кислоты и продавку ее в пласт необходимо осуществлять без перерыва.

В случае, если результаты лабораторных и промысловых исследований показали, что применяемая кислота (соляная или глинистая) в любой концентрации разрушает скелет плата, вместо кислотной обработки следует проводить гидроразрыв пласта нейтральной жидкостью с обязательным креплением трещин разрыва. Если после мероприятий по улучшению вскрытия плотного карбонатного пласта, очистке фильтра и увеличению приемистости пласт кислоту не принимает при давлениях, допустимых для колонны, необходимо использовать гидрокислотный разрыв.

Технология приготовления водных растворов соляной кис-

Рис. 7.6. Расположение и обвязка оборудования, используемого при кислотных обработках с помощью агрегатов АзИНмаш-30.

Емкости: 1 и 2 — для рабочей жидкости; 3 — для промывочной жидкости

лоты состоит в следующем. В емкость наливают требуемое количество воды, после чего добавляют по расчету необходимое количество концентрированной соляной кислоты и тщательно перемешивают. В раствор вводят ингибитор и стабилизатор (уксусную кислоту, хлористый барий). В качестве стабилизатора в кислотный раствор можно добавлять в количестве 30 % отходы химических производств, представляющие собой смесь слабых кислот (уксусной, муравьиной и др.). В последнюю очередь добавляют поверхностно-активные вещества и после перемешивания оставляют раствор в покое для осаждения и удаления сернокислого бария. Полученную таким образом смесь можно считать готовой для обработки призабойной зоны пласта.

Для глушения и промывки скважин и закачки кислотного раствора в пласт применяют агрегаты АзИНМАШ-30, 3ЦА-400, ЦА-320, АН-500, 2АН-500, 4АН-700.

Для транспортировки кислоты и других рабочих жидкостей к скважине используют агрегаты АзИНМАШ-30 и автоцистерны типа 4ЦР.

После кислотной обработки скважины осваивают с помощью компрессорных установок УКП-80 и УКС-80.

Для приготовления рабочих жидкостей используют металлические емкости вместимостью 25 — 50 м³ каждая.

Схемы обвязки оборудования с устьем скважины представлены на рис. 7.6.

7.3. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Гидропескоструйная перфорация — высокоэффективный метод интенсификации притока газа к забою скважины и сообщения ее ствола с продуктивным пластом. Разрушение преград (обсадных колонн, цементного камня и породы) по этому методу осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного эффекта высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих с большой скоростью из насадок специального глубинного устройства — пескоструйного перфоратора.

Кроме вскрытия пластов перфорацией этот метод применяют для интенсификации других способов обработки призабойных зон, а также при капитальном и текущем ремонтах скважин.

Основные виды гидропескоструйной перфорации: вскрытие пластов при опробовании и испытании разведочных скважин;

вскрытие пластов с трещиноватыми коллекторами; вскрытие слабопроницаемых сцементированных пластов; вскрытие пластов после проведения изоляционных работ и капитального ремонта скважин;

вскрытие пластов с последующим гидравлическим разрывом;

вскрытие пластов, перекрытых двумя и более колоннами; работы по вырезке обсадных и других колонн для извлечения их из скважины;

создание специальных отверстий для проведения цемента-жа при устранении затрубной циркуляции.

Гидропескоструйный метод перфорации не дает должного эффекта в интервалах, ранее обработанных соляной кислотой, или после гидроразрыва, а также повторного вскрытия высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением или сильнообводненных.

Гидропескоструйная обработка скважины осуществляется с помощью специальных устройств — перфораторов, позволяющих направлять песчано-жидкостные смеси на стенку через насадку. Выпускаются четыре типоразмера насадок с внутренним диаметром 3; 4; 5 и 6 мм. Насадки диаметром 3 мм применяют для вырезки прихваченных труб в скважинах, закрепленных обсадной колонной, и когда глубина резания должна быть минимальной; насадки диаметром 4 и 5 мм — при перфорации скважин, а также в случаях, когда процесс ограничивается темпом прокачки жидкости; насадки диаметром 6 мм — при обработках, ограниченных давлением, а также в тех случаях, когда глубина вскрытия должна быть максимальной.

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

Для разбуривания цементных мостов и предметов на забое скважины изготавливают торцевые перфораторы, которые опускают в скважину на НКТ. При этом должны соблюдаться следующие требования:

коэффициент безопасности для колонны труб составляет не более 1,3 —1,5 минимальных потерь давления на трение в трубах и межтрубном пространстве;

обеспечивается вынос отработанного песка.

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

Для вскрытия пластов используют пескоструйные перфораторы АПА-6М, обеспечивающие создание точечных и щелевых каналов в пластах и спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах. Устье оборудуют стандартной арматурой типа 1АУ-700 или специально изготовленной головкой, применяемой при ГРП. Для прокачки песчано-жидкостной смеси используют насосные агрегаты 2АН-500 или 4АН-700, а также цементировочные агрегаты или буровые насосы.

Потребное число насосных агрегатов

n = ^ ~~^дРу~~ + 1, (7.10)

а Ра

где 2g — темп прокачки жидкости, м³/с; р_у — устьевое дав-

Рис. 7.7. Обвязка агрегатов и устья скважины по закольцованной схеме:

1, 2 — насосы; 3 — шламо-уловитель; 4 — пескосмеси-тель; 5 — емкость; 6 — амбар; 7 — устье скважины

ление, МПа; п* — коэффициент, учитывающий техническое состояние агрегатов; д_а — подача агрегата, м³/с; p _а — давление, развиваемое агрегатом при принятой подаче, МПа.

Песчано-жидкостную смесь приготавливают в пескосмесительных агрегатах (2ПА, 3ПА и др.), а также с помощью смесительных цементировочных воронок. На линии обвязки поверхностного оборудования монтируют фильтры, предупреждающие закупорку насадок перфоратора и очищающие отработанную песчано-жидкостную смесь от шлама.

В зависимости от вида работ перфорацию осуществляют по следующим схемам обвязки скважины и оборудования: с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема); со сбросом отработанного песка и повторным использованием жидкости; со сбросом жидкости и песка.

Закольцованную схему (рис. 7.7), как наиболее экономичную, применяют во всех случаях вскрытия продуктивных пластов методом гидропескоструйной перфорации. Если используют фонтанную арматуру, оборудование и скважину обвязывают по схеме, предусматривающей сброс отработанного песка и повторное использование жидкости (рис. 7.8). В случае, если продолжительность обработки невелика, а потребный объем жидкости с песком меньше объема скважины, процесс осуществляется со сбросом жидкости и песка (рис. 7.9).

Основные материалы при гидропескоструйных обработках — рабочая жидкость и песок. Рабочие жидкости подби-

Рис. 7.8. Схема обвязки агрегатов и устья скважины при повторном использовании

жидкости:

1 — кран закрыт; II — кран открыт; III — об ратный клапан; 1 — устье; 2 — шламо-уловитель; 3 — насосы; 4 —

пескосмеситель; 5 — емкости

рают с учетом физико-химических свойств пластов и насыщающих породу жидкостей, а также видов работ, проводимых в скважине. При этом учитывают, что рабочая жидкость не должна ухудшать коллекторские свойства пласта. Вскрытие и обработка призабойной зоны пласта не должны сопровождаться выбросом газа, приводящим к открытому фонтанированию.

Пески применяют с размером зерен от 0,2 до 2 мм и с преимущественным (более 50 %) содержанием кварца. Массовая концентрация песка в жидкости составляет 50—100 г/л.

Рис. 7.9. Схема обвязки агрегатов и устья скважины со сбросом песка и жидкости:

I—III, 1—5 — см. рис. 7.8; 6 — амбар

Для вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков применяют следующие жидкости: 5 — 6 %-ный раствор ингибированной соляной кислоты (коллектор карбонатный), дегазированную нефть; пластовую или пресную воду (техническую), содержащую поверхностно-активное вещество (ПАВ); промывочный раствор (при вскрытии трещиноватых пластов с аномальными давлениями в них).

При ремонтных работах в качестве рабочих жидкостей используют: дегазированную нефть; 5 — 6 %-ный солянокислотный раствор; соленую и пресную воду с добавлением ПАВ; промывочный раствор — при осуществлении работ в продуктивном пласте.

Породы, содержащие глинистые включения, обрабатывают песчано-жидкостными смесями, не вызывающими набухания глин. Для этого с учетом физико-химических свойств глин различных газоносных формаций рекомендуются следующие жидкости: 0,5 — 1 %-ный водный раствор хлористого кальция; 0,5—1 %-ный водный раствор словатона; 0,5 %-ный водный раствор полиакриламида; 1—2 %-ный водный раствор стеа-рокса 6; 0,5 — 1 %-ный водный раствор выравнивателя А; 0,5 —

1 %-ный водный раствор КМЦ; 10 %-ный водный раствор хлористого натрия с добавками 0,3 —0,5 % поверхностно-активных веществ (сульфанол, дисолван); 5—10 %-ный водный раствор хлористого натрия с добавками 3,5 — 5 % карбокси-метилцеллюлозы (КМЦ).

Рабочую жидкость подбирают в лабораторных условиях. Если плотность перечисленных рабочих жидкостей не обеспечивает глушения скважины, применяют следующие растворы.

1. Меловые растворы (массовая доля, %): бентонит — 10; мел — 25; 2 %-ный раствор NaOH — 65.

Ниже приведена характеристика меловых растворов.

Суточный отстой, %... Плотность, 10³ кг/м³.. Вязкость по СПВ-5, с

1,75

1,28

Водоотдача за 30 мин, см-

Плотность раствора может быть повышена до 1400 кг/м³ увеличением содержания в нем мела до 35 % без существенного изменения характеристик.

2. Водный раствор хлористого кальция плотностью 1200 кг/м³.

Глушение скважин в процессе их подготовки к перфорации (при наличии вскрытых продуктивных горизонтов) также должно проводиться с помощью жидкостей, не снижающих фильтрационную характеристику призабойной зоны и не вызывающих набухания глин.

Объем рабочей жидкости для проведения процесса определяют:

а) при работе по закольцованной схеме — 1,3—1,5 объема скважины;

б) при работе со сбросом жидкости по формуле

2V = q_nntN, (7.11)

где 2V — потребное количество рабочей жидкости, м³; q_н — расход жидкости на одну насадку, м³/с; n — число насадок; t — продолжительность вскрытия одного интервала, с; N — число интервалов.

При гидропескоструйном методе применяют пески с размером зерен от 0,2 до 2 мм с преимущественным (более 50 %) содержанием кварца.

Потребное количество песка определяют следующим образом.

При сбросе отработанного песка

С_п = ZVK = q_HtnKN, (7.12)

где О_п — потребное количество песка, кг; EV — объем жидкости, м³; K — концентрация песка, кг/м³.

При закольцованной схеме

Сп = V^K + q_Hn (t - -МK , (7.13)

' qⁿ *

где V_t._KB — объем скважины, м³; Kj — концентрация песка, добавленного в выходящую пульпу, кг/м³; T — суммарное время вскрытия, с.

Плотность отверстий при гидропескоструйной перфорации и профиль создаваемого канала определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики продуктивных пластов. Монолитные, однородные по проницаемости продуктивные пласты вскрывают точечными каналами. При этом плотность составляет 2 — 4 отверстия на 1 м вскрываемой толщины. В переслаивающихся коллекторах перфорируют каждый из продуктивных пропластков.

Плотные абразивостойкие слабопроницаемые и устойчивые коллекторы (типа песчаника, известняка, доломита) эффективнее вскрывать вертикальными щелями. Высоту щели по толщине пласта принимают не менее 100 мм и не более 500 мм; интервалы между щелями по образующей — не менее 500 мм. Максимальный охват пласта вскрытием обеспечивают щели, располагаемые в шахматном порядке.

Определяют перепад давления в насадках и потери давления на трение, причем необходимо обеспечить максимальный перепад давления в насадках при минимально возможных потерях давления в трубах и затрубье. Для этого, зная диаметр насадки и задавшись расходом жидкости через нее, по графикам находят перепад давления. Далее по суммарному расходу жидкости, равному произведению числа одновременно работающих насадок на расход жидкости через насадку, определяют потери давления при прокачке жидкости в трубах и затрубном пространстве. Сумма потерь и перепада давления должна быть равна или несколько меньше допустимого устьевого давления. При выборе перепада давления в насадках следует учитывать, что нижний предел допустимых перепадов должен обеспечить эффективное разрушение металлической колонны, цементного камня и породы, а поэтому не должен быть менее 10,0—12,0 МПа для 6-мм насадок и 18,0 — 20,0 МПа для насадок диаметром 4,5 и 3,0 мм. С увеличением прочности пород (при о_сж = 25,0 — 30,0 МПа) нижний предел перепада давления в насадках целесообразно увеличивать, доводя его соответственно до 18,0 — 20,0 МПа для насадок условным диаметром 6 мм и 25,0 — 30,0 МПа для 4,5-мм насадок.

Минимальную подачу насосных агрегатов принимают исходя из условий выноса отработанного песка и шлама; для этого скорость восходящего в затрубном пространстве потока должна быть не менее 0,5 м/с. Концентрация песка в жидкости составляет 50— 100 кг/м³.

После спуска инструмента производят обвязку скважины для прямой и обратной промывок. В насосно-компрессорные трубы опускают опрессовочный шаровой клапан (шар диаметром 50 мм) и после его посадки опрессовывают подземное оборудование на давление, превышающее рабочее в 1,3—1,6 раза. Перфоратор должен быть точно установлен на заданную глубину; для этого методом радиоактивного каротажа определяют положение его по отношению к обрабатываемому пласту, а затем, подняв или опустив трубы, перфоратор устанавливают у нижнего интервала обработки.

При небольших глубинах или в однородных пластах большой толщины для контроля за установкой перфоратора на заданной глубине замеряют длину труб при спуско-подъем-ных операциях, используя магнитный локатор, лебедку АзИНмаш или геофизический подъемник. При этом необходимо учитывать растяжение насосно-компрессорных труб и вносить поправку на удлинение проволоки под действием собственного веса.

Способом обратной промывки вымывают опрессовочный клапан, а в трубу опускают клапан перфоратора. Монтируют оборудование на устье и обвязывают насосные агрегаты с пе-скосмесителем и скважиной. Опрессовывают наземное оборудование и манифольды при давлении, в 1,5 раза превышающем рабочее. Производят пробную закачку жидкости и определяют запроектированный режим обработки. Режим обработки считается установленным тогда, когда давление закачки станет равным запланированному. После этого подают в смеситель песок из расчета 50—100 кг на 1 м³ жидкости и закачивают в скважину песчано-жидкостную смесь.

При точечном вскрытии и использовании специальных устройств для осевого или радиального перемещения перфоратора песчано-жидкостную смесь закачивают при запроектированном устьевом давлении. В процессе вскрытия пластов вертикальными щелями закачку такой смеси вначале ведут при запроектированном устьевом давлении, а затем, планово снижая темп закачки, уменьшают давление до значения, необходимого для перемещения перфоратора на длину принятой щели.

Снижение давления определяют из соотношения

^др=Нр (^7Л4)

где Ар — изменение давления, Па; Ь_щ — длина щели, м; S — площадь поперечного сечения тела трубы, м²; F — модуль Юнга, Па; Н — глубина вскрытия, м; F — внутренняя площадь сечения труб, м²; ^ — коэффициент, учитывающий трение труб о колонну (изменяется от 1,5 до 3).

Гидропескоструйную обработку пластов осуществляют снизу вверх. В нижнем (первом) интервале песчано-жидкостную смесь прокачивают дольше запроектированной продолжительности вскрытия на время, необходимое для заполнения смесью объема колонны труб. Если при очередной установке перфоратора в новый интервал удаляют одну или несколько труб, то сначала скважину промывают до чистой жидкости, а затем извлекают необходимую часть труб. При вынужденной остановке процесса проводят обратную промывку скважины.

По окончании обработки всех интервалов способом обратной промывки вымывают шаровой клапан, а затем скважину промывают до забоя.

После гидропескоструйных обработок поднимают перфоратор и скважину оборудуют для освоения и эксплуатации.

Эффективность гидропескоструйного вскрытия оценивают по индикаторным кривым и приведенному радиусу скважины, определенному с помощью кривых восстановления давления.

7.4. ПЕРФОРАЦИЯ В ГАЗОВОЙ СРЕДЕ

При дополнительной перфорации обсадной колонны в эксплуатационной скважине с целью увеличения дебита газа, а также при освоении пакерных скважин было замечено, что не всегда дополнительная перфорация дает положительные результаты по приросту добычи газа. Это объясняется тем, что после глушения скважины глинистым раствором или водой требуется продолжительное время, чтобы скважина вновь восстановила свою продуктивность. В связи с этим был разработан метод перфорации в газовой среде, т.е. без глушения скважины жидкостью.

Новый метод имеет ряд преимуществ: повышается пробивная способность пуль, уменьшается число трещин как в обсадной колонне, так и в цементном кольце и, наконец (что наиболее важно), исключается глинизация призабойной зоны пласта, что повышает ее рабочую характеристику.

Для проведения перфорации под давлением (в газовой среде) скважину оборудуют специальным лубрикатором, состоящим из приемной камеры и сальникового устройства. Перфоратор спускают в скважину через лубрикатор на специальном бронированном кабеле. Наиболее удобно метод дополнительной перфорации применять на скважинах, в которые не спущены фонтанные трубы. Однако данный метод можно использовать и в скважинах, где спущены фонтанные трубы. В этом случае перфорацию осуществляют, спуская в фонтанные трубы малогабаритные перфораторы, и прострел намеченного интервала происходит сквозь фонтанные трубы. В связи с тем, что перфорация под давлением в газовой среде имеет ряд преимуществ, обеспечивающих высокую продуктивность скважины, этот метод целесообразно применять и при перфорации вновь пробуренных скважин. Для этого необходимо столб глинистого раствора предварительно заменить газовым столбом.

Для проведения перфорации в газообразной среде разра-

Рис. 7.10. Лубрикатор грузо-вого Рис. 7.11. Кабельный превентор

типа с лабиринтовым уплотнением

ботан лубрикатор с лабиринтовым уплотнением. Лубрикатор позволяет вводить глубинные приборы и устройства в газовые скважины с избыточным давлением на устье при производстве промыслово-геофизических и других работ без глушения скважин [8].

Лубрикатор (рис. 7.10) состоит из наголовника 1, трех секций 3, 5, 7 с лабиринтовыми уплотнителями 2, 8. Секции соединены между собой муфтами 4, 6. Через переводник 9 головка лубрикатора соединена с камерой 10, которая служит для размещения в ней различных устройств. На нижнюю часть трубы камеры лубрикатора навернут фланец 11 с отверстием для отвода газа через шланг высокого давления и вентиль 13 в емкость 14. Штуцер 15 с калиброванным отверстием и вентиль 16 служат для дозировки подачи пенообразователя. Шланг 12 предназначен для вывода пены и газа.

После размещения геофизических приборов или перфора-тов в камере лубрикатора 10 открываются вентили 13 и 16, а затем задвижки фонтанной арматуры.

За счет избыточного давления в емкости 14 раствор ПАВ поступает в лубрикатор через штуцер 15. Раствор, попадая в лубрикатор, уменьшает утечку газа через него при спуске приборов в скважину, находящуюся под давлением газа. В исследованиях в качестве ПАВ использовался раствор прево-цела.

При проведении геофизических работ на газовых и нефтяных скважинах, а также спуске в них различных приборов используют превентор, устанавливаемый на перфорационной задвижке. Применение его обеспечивает герметизацию кабеля на устье и исключает случаи оставления кабеля в скважине после закрытия перфорационной задвижки.

Превентор ПКГ 16x200 (рис. 7.11) состоит из пробки 1, стакана 2, муфты 3, разрядников 4, трубы 5, разрезного упорного кольца 10, уплотнительных резиновых колец 11, фланца 12. В комплект входят также ручной насос 7, шланги

6, манометры 13, 15 и вентиль 14.

Пробка с резьбой и пазом предназначена для удержания муфты 3 в стакане 2; паз позволяет снимать пробку при спущенном кабеле в скважину.

В стакане 2 выполнена полость для размещения муфты 3 с уплотнительными резиновыми кольцами 11 и разрезного упорного кольца 10. Для соединения с трубой (камерой) 5, пробкой 1, шлангом 6, разрядниками 4 в стакане имеется резьба. Фланец 12 входит в комплект кабельного превентора в виде заготовки. Конструкция превентора обеспечивает извлечение перфоратора ПК-103 и других приборов из скважины.

Муфта 3 с металлическими наконечниками герметизирует каротажный кабель при нагнетании жидкости насосом 7 через шланг 6 высокого давления.

Уплотнение 11 обеспечивает герметичность муфты 3 в стакане 2. Разрезное упорное кольцо 10 с отверстиями выполняет роль ограничителя.

Разрядники 4 предназначены для сбрасывания давления на полости муфты 3 и трубы 5 (камеры). Верхний разрядник обеспечивает возможность снижения давления при разрушении герметичности нижнего резинового уплотнительного кольца 11, так как при высоком давлении в скважине муфта может чрезмерно зажать кабель. Нижний разрядник необходим для сбрасывания давления из трубы 5 в случае перекрытия отверстия в муфте при закрытой задвижке 8.

Труба 5 (камера) предназначена для размещения перфоратора 9 или других приборов. С помощью фланца 12-кабель-ный превентор устанавливается и герметизируется на перфорационной задвижке 8.

Ручной насос 7 и шланг 6 обеспечивают дистанционное управление работой кабельного превентора. Манометры 23 и 13 позволяют контролировать давление, создаваемое ручным насосом 7. Вентиль 14 служит для отсоединения насоса.

Характерной особенностью превентора является наличие эластичной муфты с дистанционным гидравлическим управлением. Герметизация кабеля обеспечивается за счет упругой деформации этой муфты.

Кабельный превентор характеризуется простотой конструкции и обслуживания.

Техническая характеристика превентора ПКГ 16x200

Тип..................................................................................................................................................................................................Гидравлический с руч

ным приводом

Максимальное давление, создаваемое насосом, МПа 27,0 ±( 1,0—1,5)

Для увеличения производительности скважин применяются различные методы, направленные на восстановление и улучшение проницаемости призабойной зоны, создание конструкций призабойной зоны значительных размеров и укрепление рыхлых несцементированных пород [22, 25].

В настоящее время в отечественной практике используются следующие химические и физические методы, восстанавливающие или повышающие фильтрационную характеристику забоя и призабойной зоны:

1) нефтяные, нефтесодовые и газоконденсатные обработки;

2) прохождение зоны ухудшенной проницаемости каналами повышенной длины — дострел и перестрел путем абразивной перфорации и гидроразрыва пласта;

3) обработка поверхностно-активными веществами и ингибиторами, снижающими поверхностное натяжение внут-рипоровой жидкости и температуру начала гидратообразования.

В карбонатных коллекторах и песчаниках с прослоями карбонатных пород наиболее эффективным средством улучшения продуктивной характеристики скважин после капитального ремонта является солянокислотная обработка (СКО). В зависимости от степени загрязнения призабойной зоны скважин применяются ванны, простые, массированные и направленные кислотные обработки [26].

Кислотную ванну используют для обработки карбонатных коллекторов с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых была снижена при бурении или консервации скважин. При этом кислота способствует извлечению из пласта глинистого раствора и растворяет частицы карбонатных пород, проникшие в трещины пласта.

Простая СКО эффективна для воздействия на карбонатные пласты со слаборазвитой трещиноватостью, коллекторские свойства которых определяются пористостью. При этом кислота, реагируя с породой, значительно увеличивает поро-вые каналы, глубоко проникающие в пласт. Массированная СКО применяется для обработки пористых нетрещиноватых карбонатных пластов, в которых проницаемость призабойной зоны снижена из-за фациальных изменений или проникновения в пласт промывочных жидкостей и взвешенных частиц (при бурении или ремонтных работах).

Гидрокислотный разрыв пласта применяют для обработки слабопористых низкопроницаемых карбонатных пластов. В результате ГРП при механическом воздействии жидкости образуются трещины, по которым кислота глубоко проникает в пласт и реагирует с породой.

Направленная СКО осуществляется в скважинах, где продуктивный пласт перекрыт эксплуатационной колонной, с помощью гидропескоструйного или кумулятивного перфоратора [22].

В скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах опускают гидропескоструйный или кумулятивный перфоратор и устанавливают напротив заданного интервала. При открытом затрубном пространстве колонну и пласт перфорируют в необходимом направлении, а затем выполняют обратную промывку скважины. После окончания перфорации столб жидкости в трубах вытесняется раствором соляной кислоты. Затрубную задвижку закрывают, а оставшийся раствор кислоты закачивают и продавливают в пласт агрегатами.

Задвижки на затрубье остаются закрытыми до конца процесса.

После обработки коренную задвижку на устье закрывают и скважину выдерживают под остаточным давлением до его полной стабилизации или резкого снижения.

7.5. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ ГАЗА С ПОМОЩЬЮ ВЗРЫВЧАТЫХ ВЕЩЕСТВ

Наиболее эффективный способ получения притока газа по всей вскрытой толщине пласта — использование взрывчатых веществ. Применяют жидкие или твердые взрывчатые вещества. При взрывном способе разрыва пласта расширение и образование новых трещин происходит под действием газов, причем скорость этого процесса определяется скоростью детонации и распространения взрывной волны.

Ранее взрывы производились только непосредственно в стволе скважины путем применения твердых взрывчатых веществ. Своевременное развитие техники позволяет проводить взрыв пласта, используя пульпообразные жидкие взрывчатые вещества. Благодаря консистенции таких веществ, их можно закачивать непосредственно в трещины пласта и только после этого производить детонацию. Это обеспечивает воздействие не только на призабойную зону, но и на сам пласт.

Р а з р ы в п ла с т а д ав л ен и е м п о р о х о в ы х г а з о в . Применение разных по массе пороховых зарядов (в зависимости от глубины обрабатываемого интервала) позволяет создавать в скважине давление, равное полному горному или превышающее его, что обеспечивает условия для образования новых или расширения существующих трещин (рис. 7.12). Давление в камере аппарата АСГ-105К, в котором происходит сгорание заряда, зависит от диаметра критического сечения сопла и эффективной температуры заряда (рис. 7.13). Эффективная температура заряда определяется по формуле

Т =

+ Тс

(7.15)

0,0411 t

T0 - Ту

где Т_э — эффективная температура заряда после спуска его в скважину, К; Т₀ — температура воздуха, К; Т_с — температура в зоне продуктивного пласта, К; Т_у — температура вблизи устья скважины (по замерам термоградиента), К; t — время

Рис. 7.12. Зависимость давления в скважине от глубины обрабатываемого интервала и массы пороховых зарядов:

n - число камер сгорания; р_к - давление в камере сгорания, МПа (диаметр об

садной колонны 141 мм)

спуска аппарата в скважину, мин (или по приближенным номограммам, построенным для различных t) (рис. 7.14).

Аппарат АСГ-105К, спускаемый на каротажном бронированном кабеле, позволяет проводить разрыв пласта в частично или до устья заполненных жидкостью скважинах глубиной до 3,5 км, закрепленных обсадной колонной внутренним диа-

Рис. 7.13. Зависимость давления в камере сгорания от диаметра критического сечения сопла и эффективной температуры заряда.

Давление, МПа: 1 - 60; 2 - 70; 3 - 80; 4 - 90; 5 - 100; 6 - 110

Рис. 7.14. Номограмма для определения эффективной температуры заряда

метром от 122 мм, при температурах в зоне разрыва до 373 К.

Технологическая характеристика аппарата АСГ-105К

Исходя из опыта проведения работ по разрыву пласта рекомендуется применять аппарат АСГ-105К в скважинах, п р о-дуктивные пласты которых сложены: плотными трещиноватыми известняками с низкой общей пористостью (т « 4 %); известняками неглинистыми пористыми (т « 15 %); доломи-тизированными и вертикально-трещиноватыми; известняками однородными низкопроницаемыми со средней первичной пористостью; доломитами, неглинистыми песчаниками; песчаниками с прослоями алевролитов и глин при условии установки аппарата против песчаного пропластка. На больших глубинах эффективность применения аппарата снижается.

Воздействие пороховыми газами заключается в том, что в скважине в интервале продуктивного пласта устанавливается пороховой заряд. При сжигании пороха скважинная жидкость под действием газов вытесняется в пласт, расширяя естественные трещинные каналы и образуя новые трещины.

Пороховые заряды размещают в пороховых генераторах корпусного и бескорпусного типов. Корпусный генератор АСГ-105, разработанный во ВНИПИвзрывгеофизике, — это пороховые заряды, размещенные в стальных герметических корпусах, соединенных друг с другом. Истечение по рох овых газов в скважинную жидкость происходит через конические сопла. Заряд состоит из нескольких пороховых шашек высококалорийного состава. Поджигается основной пороховой заряд воспламенителем из нитроглицеринового пороха, снабженным электрозапалом с навеской дымного пороха. Генераторы этого типа используются главным образом в сочетании с корпусными кумулятивными перфораторами. Бескорпусные генераторы разработаны во ВНИПИвзрывгеофизике и Перм-НИИ. Разработанный во ВНИИвзрывгеофизике бескорпусной генератор давления ПГДБК состоит из соединенных между собой пороховых зарядов с центральными отверстиями, помещенных в неметаллические оболочки и стальные трубы со штуцерами. Поджигание производят пиропатроном, размещенным в головной части, и воспламенителем из пиротехнического состава. Пороховые аккумуляторы давления АДС, разработанные в ПермНИИ (термогазохимическое воздействие), имеют более простую конструкцию и способ воспламенения. Пороховые шашки удерживаются в гирлянде с помощью кабельной подвески, а воспламенение осуществляется с помощью находящейся внутри пороховой шашки спирали накаливания. При использовании генераторов ПГДБК эффективность обработок составила 70 %, дополнительная добыча — 1,5 тыс. т, продолжительность эффекта 2 — 5 лет. При использовании аккумуляторов АДС эффективность обработок по добывающим скважинам — 66 %, по нагнетательным — 70 %. Для обработок пороховыми газами, как правило, подбирают скважину, вскрывавшую малопроницаемые плотные пласты. Качество нефти обычно не имеет большого значения.

7.5.1. ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН

С целью увеличения притока газа из продуктивного пласта, который эксплуатируется скважиной с открытым забоем, на газовых промыслах в течение длительного периода времени применяют торпедирование. Сущность его состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду опускают в скважину на заданную глубину и взрывают. В результате взрыва в породе образуются трещины, которые расходятся в радиальном направлении от скважины, увеличивая тем самым поверхность призабойной зоны и облегчая условия притока газа к скважине.

При торпедировании газовых скважин в качестве ВВ применяются нитроглицерин и динамит (табл. 7.3).

Взрывчатое вещество	Скорость детонации, м/с	Количество газов, образующихся на 1 кг ВВ, л	Количество теплоты, освобождающейся при взрыве 1 кг ВВ, к/кал	Температура газов, °С	Потенци альная энергия взрыва, кг/м
Нитрогли церин	До 5500	713	1580	3145	620 000
Динамит 93 %	7800	710	1640	3400	700 000
Динамит 83 %	6900	707	1600	3200	620 000
Динамит 62 %	6000	—	—	—	512 000
Аммоналы	До 5400	600 — 1000	700—1600	1700 — 3900	525 000

Количество того или иного взрывчатого вещества в основном зависит от диаметра скважины, которая подвергается торпедированию, мощности и крепости зоны продуктивного пласта, степени уплотнения ВВ и его потенциальных возможностей.

Чтобы не допустить в процессе взрыва торпеды движения взрывной волны вверх по стволу скважины и сосредоточить силу взрыва в намеченном интервале, над торпедой создают столб жидкости (нефть, воду или глинистый раствор) высотой H.

H = ^, м, (7.16)

где G — количество взрывчатого вещества, кг; V — объем 1 м обсаженной скважины, м³; h — высота, до которой поднимается забойка под влиянием силы взрыва, м.

Торпеды обычно изготовляют из кровельного железа фонтанных и асбоцементных труб диаметром на 20 — 25 мм меньше диаметра эксплуатационной колонны торпедируемой скважины. Внутрь торпеды закладывают капсюль с взрывателем (детонатором). Поверхность корпуса торпеды должна быть гладкой и не иметь выступов.

Перед спуском торпеды скважину следует хорошо промыть и одновременно прошаблонировать до глубины спуска. Торпеду спускают в скважину на трехжильном каротажном кабеле грузоподъемностью не менее 1 т, причем скорость спуска не должна превышать 2 м/с. При наличии в скважине утяжеленного глинистого раствора для спуска торпеды применяется груз, жестко присоединенный к ее корпусу. Диаметр груза не должен превышать диаметра торпеды, и его длина должна быть не более 10—1,5 м. Глубину спуска торпеды в скважину следует определять с помощью счетчика, расположенного возле устья скважины, и по меткам, заранее установленным на кабеле через каждые 40 или 50 м.

Одним из основных недостатков торпедирования является то, что после взрыва торпеды приходится очищать забой от кусков пород. Чтобы еще больше увеличить поровые каналы и трещины в продуктивном пласте, сложенном из карбонатных пород, после торпедирования необходимо произвести солянокислотную обработку.

Опыты показали, что при проведении совместного торпедирования и солянокислотной обработки дебит газа увеличивается намного больше, чем при выполнении одного из этих видов обработки. Поэтому в технический проект торпедирования призабойной зоны скважины должен быть включен также и проект задания на солянокислотную обработку.

В техническом проекте торпедирования должны быть отражены следующие основные вопросы: 1) цель торпедирования; 2) крепость и проницаемость породы призабойной зоны; 3) глубина спуска торпеды; 4) тип взрывчатого вещества;

5) расчет величины заряда (взрывчатого вещества) торпеды и столба жидкости (какая жидкость и ее удельный вес над торпедой); 6) конструкция, материал и размер торпеды; 7) продуктивная характеристика скважины (результаты последнего исследования). Технический проект торпедирования скважины утверждается главным инженером и главным геологом треста и согласовывается с Горным надзором.

При взрывных работах особое внимание необходимо обратить на технику безопасности. Все работы, связанные с торпедированием скважин, должны выполняться работниками, закончившими курсы и сдавшими экзамены на право производства взрывных работ. По окончании работ представителями газового промысла и бригадой по торпедированию должен быть составлен двусторонний акт с подробным описанием проведенных работ и указанием количества израсходованного взрывчатого вещества.

Наряду с рассмотренными методами интенсификации притока газа для скважин, в которых наблюдается падение рабочего дебита газа за счет скопления жидкости на забое, может быть также рекомендована периодическая продувка в атмосферу через фонтанные или сифонные трубы.

7.5.2. МЕТОД ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПУТЕМ СОЗДАНИЯ ОБЪЕМНОГО ВЗРЫВА⁶⁵

В горном деле используется главным образом механизм центрального взрыва. Отдельные заряды во взрывных камерах или скважинах размещают таким образом, чтобы произвести разрушение горных пород в нужном направлении. Этот метод имеет целый ряд недостатков, главный из которых - крайне низкий коэффициент полезного действия взрывчатых веществ. При взрыве выделяется огромная избыточная энергия, не используемая для полезного разрушения горной породы и требующая соблюдения особых мер безопасности. Повысить коэффициент полезного действия ВВ можно применением принципиально иного механизма взрывания - объемного взрыва. При этом при подрыве закачанных в поровое пространство пород жидких или газообразных ВВ "взрывается" весь объем горной породы.

Исследователям гидротермальных рудных месторождений хорошо знакомы так называемые эруптивные брекчии. Они представляют собой трубообразные или изометричные тела, сложенные остроугольными обломками вмещающих пород, сцементированными магматогенным или гидротермальным цементом. Единственным механизмом генезиса таких брекчий представляется разрушение горных пород под действием градиента флюидного давления в поровом пространстве вблизи трещин, пустот и других зон повышенной проницаемости. В том случае, когда энергия взрыва превосходит предел прочности породы, происходит ее дробление и разрушение.

Методы объемного взрыва основаны на искусственном создании в порах и пустотах горных пород градиента давления, достаточного для ее разрушения. Для этой цели предлагается закачивать в поровое пространство породы под давлением жидкую взрывчатую смесь или какой-либо гремучий газ (H₂ + O₂, CH₄ + O₂ и др.) и создавать условия для их взрыва не в камере, а непосредственно в порах горной породы. Выделившаяся в результате реакции механическая энергия расширяющегося газа будет воздействовать главным образом на стенки трещинок, межзерновых каналов, пор, т. е. на самые ослабленные, наиболее подверженные разрушению участки породы. При этом воздействие на наиболее крупные ослабленные зоны будет особенно сильным. Объемный взрыв с подобным избирательным воздействием полностью нарушит связность горной породы, даже не затронув наиболее прочные ее участки. Взрывы центрального типа воздействуют на породу по-другому.

Избирательное воздействие жидких и газообразных ВВ на ослабленные зоны, трещинки, деформации позволяет, во-первых, повысить коэффициент полезного действия взрывчатых веществ, резко уменьшить их необходимое количество, а во-вторых, добиться резкого ослабления "лишней" взрывной волны как в горных породах, так и в воздухе и, следовательно, повысить безопасность и технологичность взрывных работ.

Жидкие и газообразные ВВ, на первый взгляд, менее удобны, чем твердые, однако их массовое использование полностью поддается автоматизации, особенно при взрывных работах в скважинах. Поскольку число циклов "закачка —подрыв" не ограничено и обусловлено только потребностями горных работ, эффективное разрушение горных пород может превосходить разрушение при взрывах самых мощных центральных зарядов, в том числе и ядерных. В частности, использование метода объемного взрыва для повышения коллекторских свойств пластов при разработке нефтяных и газовых месторождений позволит без снижения эффективности или даже с ее возрастанием отказаться от дорогостоящих и экологически "грязных" ядерных устройств.

В химии известно большое число взрывчатых веществ, составленных по принципу реагент—окислитель. Ярким примером служат уже упоминавшиеся здесь гремучие газы. Смешение ингредиентов в целях безопасности можно производить непосредственно перед закачкой в пласт или породу. При работе в породах с различными механическими свойствами, пористостью и проницаемостью силу взрыва и эффективность производимого разрушения можно регулировать, во-первых, изменением давления при закачке, во-вторых, добавлением во взрывчатые смеси инертных разбавителей, например СО₂. Предварительная закачка воды позволит локализовать и усилить воздействие объемного взрыва в нужном месте и в необходимом направлении.

Главной проблемой, стоящей на пути превращения объемного взрыва из идеи в используемую в практике горнодобывающей промышленности реальность, является подбор взрывчатой смеси и способа ее подрыва. Очевидно, что условия взрывания, детонации или воспламенения в тонких порах существенно отличаются от соответствующих условий в свободном объеме. Решить эту проблему можно только экспериментально. Преодолеть технические трудности, сопровождающие решение проблемы закачки взрывчатой смеси в пласт, по всей видимости, более легко, особенно при производстве объемных взрывов в скважинах.

Однако, несмотря на имеющиеся трудности и нерешенные моменты, реализация и доведение до промышленного использования метода объемного взрыва может оказать революционизирующее воздействие на всю горнодобывающую промышленность. Легко поддающийся автоматизации метод объемного взрыва позволит уменьшить объемы шпурового бурения, резко ускорить проходку скважин и горных выработок. Серии сравнительно безопасных, с остро направленным разрушительным воздействием объемных взрывов приведут к эффективному разрушению пород при горных работах. Особенно эффективной предлагаемая схема взрыва может оказаться при использовании для улучшения коллекторских свойств пород в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, поскольку проблемы закачки газа или жидкости в скважину и пласт здесь уже решены.

7.6. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА ГАЗА И КОНДЕНСАТА АКУСТИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

7.6.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ АКУСТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

Волновые технологии многофазных систем, базирующиеся на теории нелинейных колебаний многофазных систем, могут найти применение для интенсификации технологических процессов в добыче газа, в том числе для увеличения газо- и конденсатоотдачи, повышения дебита газа и проницаемости пласта, разрушения и выноса песчаных пробок и жидкости с забоя скважин (интенсификации газлифта). Выше (гл. 4, 5) было показано, что при работе газовых и газоконденсатных скважин возникают дополнительное сопротивление, связанное с наличием жидкости на забое, и начальное дополнительное фильтрационное сопротивление (НФС) в призабойной зоне пласта.

Для преодоления или снижения НФС могут быть использованы волновые (акустические) воздействия (АВ) на призабойную зону пласта. С помощью циклических вибрационных АВ можно изменить влияние капиллярных процессов, а также упругости пласта на фильтрационные процессы. Возможно также предположить, что АВ будет способствовать извлечению выпавшего конденсата при разработке газоконденсатных месторождений на истощение и, кроме того, реформированию залежей [14]. Таким образом, на газовых и газоконденсатных скважинах НФС может быть преодолено с помощью акустического (вибрационного) воздействия на призабойную зону пласта. Одновременно АВ на забой позволяет удалять жидкостные и песчаные пробки с забоя скважин.

В связи с этим возникновение естественных акустико-гидродинамических колебаний на забое при режимах Q > Q при соответствующей мощности АК должно способствовать снижению НФС. При распространении акустических волн по насыщенным пористым средам фазовая скорость существенно превосходит скорость волн фильтрации, возникающих при циклических воздействиях.

Интерес такого рода к быстропротекающим волновым процессам возник исходя из практических задач повышения нефтегазодобычи. В то же время экспериментальные исследования акустических и виброударных воздействий на пласты носят противоречивый характер. В некоторых случаях с их помощью удается добиться существенного увеличения притока жидкостей либо повышения приемистости нагнетательных скважин. В других случаях эффект акустических и вибрационных воздействий отсутствует. Это объясняется тем, что пока не выяснены механизмы разнообразных явлений, сопровождающих распространение волн по насыщенным средам. Поэтому подбор параметров воздействий (частот, амплитуд и др.) осуществляется экспериментальным путем.

В данном случае процесс распространения волн сопровождается нелинейными резонансными эффектами, характерными именно для насыщенных сред.

Для исследования математических моделей разрабатываются специальные математические методы, пригодные для исследования нелинейных волновых эффектов в резонансных условиях. С их помощью удалось теоретически установить некоторые фундаментальные эффекты, имеющие прикладное значение, что впоследствии было подтверждено экспериментально на лабораторных моделях.

Исследования динамических процессов в пористых насыщенных средах сводились к решению модельной задачи определения односторонне направленного движения вязкой жидкости по узкому каналу или трубке, стенки которой подвержены деформации в виде бегущих волн с малой по сравнению с диаметром трубки амплитудой. Было установлено, что для весьма узких каналов и волн, частоты которых существенно ниже ультразвуковых, возможно возникновение чрезвычайно мощных односторонне направленных течений. Так, например, если фазовая скорость распространения волны по стенкам трубки совпадает со скоростью распространения продольных волн в насыщенных пористых средах (~3000 м/с), а амплитуда составляет лишь 10^-4D, где D — диаметр трубки, имеющий порядок диаметра пор в пористых средах (—10 мкм), то скорость дополнительного течения составляет ~0,5 • 10^-2 м/с, что на несколько порядков превышает скорость фильтрации под действием постоянного перепада давлений.

Как показали исследования, причиной возникновения течения в жидкости являются внутренние волны скорости и давления, имеющие между собой такой фазовый сдвиг (зависящий от расстояния до деформирующейся стенки), что нелинейные члены уравнений, описывающих течение жидкости, приобретают ненулевое среднее значение, обусловливающее возникновение односторонне направленного течения со скоростью, существенно превосходящей скорость невозмущенного течения при отсутствии волн. Важная особенность установленных форм движения заключается в том, что амплитуда внутренней волны скорости в жидкости, возбужденной волнами, распространяющимися по стенкам, не затухает при удалении от стенки, как это имеет место в случае акустических течений, известных в акустике, а наоборот, нарастает, достигая максимума на оси течения.

Таким образом, полученный результат значительно расширяет представления о возможных скоростях дополнительных односторонне направленных течений, индуцированных в порах пористой среды благодаря распространению волн. Скорость дополнительного течения существенно зависит от амплитуды перемещения стенки трубки.

Для оценки величины амплитуды перемещения стенок пор решались модельные задачи распространения волны по пористой среде в призабойной зоне. Установлено, что амплитуда 458 перемещений волны является сложной немонотонной функцией, зависящей от геометрических параметров скважины, перфорации, частоты и амплитуды возбуждения, а также механических характеристик породы в призабойной зоне. Так, например, зависимость амплитуды волны в фиксированной точке призабойной зоны от частоты имеет резонансный характер с ярко выраженными максимумами и минимумами. Подбор частот для возбуждения волн максимальной амплитуды с минимальными энергозатратами должен осуществляться с учетом параметров пласта, длины перфорационных каналов и физико-механических свойств конкретного пласта.

Волновая технология может быть использована также в тех случаях, когда нефть, газ, конденсат и вода в порах образуют четочные структуры высокой дисперсности, что, в частности, приводит к образованию НФС. При этом определяющее влияние на движение газа и жидкостей по порам оказывают капиллярные силы. Исследование нелинейных колебаний системы из большого числа четок в трубке показало, что в жидкости возникает сила нелинейной природы, обусловленная периодической деформацией менисков на границах раздела нефть-вода, газ — конденсат или газ-вода, которая способствует односторонне направленному протеканию флюида. И в данном случае выбор частоты воздействия оказывается решающим фактором, так как направление движения системы газ — вода или газ — конденсат зависит от частоты и амплитуды внешних воздействий. При одних частотах и амплитудах возможно торможение потока, при других — ускорение, причем значение силы может существенно превосходить равновесное статическое значение капиллярных сил.

Для успешного применения волновой технологии в процессах добычи газа необходимы тщательный предварительный анализ всех факторов и проведение расчетов с целью установления параметров внешних воздействий, обеспечивающих оптимальный эффект.

Значительное количество газа и нефти на поздней стадии разработки находится в виде целиков, поэтому проблема вовлечения целиков в процесс движения в пласте имеет особую актуальность [16]. В работах [17,18] излагается феноменологический подход к описанию движения целиков нефти и газа при многокомпонентной фильтрации жидкости. Он основан на явлении образования гидродинамически самостоятельных элементов вытесняемой фазы (целиков). Влияние вибрации на подвижность целика остаточной нефти рассмотрено в работе [15]. Этот подход, по нашему мнению, может быть распространен на газовые и газоконденсатные залежи с НФС.

Согласно этому описанию движущее целик нефти и газа давление или т.н. пусковая депрессия Аp_н определяется соотношением

Apн = Ap, - p 12 - Gl, (7.17)

где Ap, - разность давлений по длине целика в окружающей водонасыщенной зоне пласта; p₁₂ - капиллярный гистерезис давления; l - длина целика нефти (газа); G — начальный градиент для фильтрации нефти (газа и конденсата).

Условие неподвижности целика есть А p_н < 0. Если в результате процесса воздействия на пласт удается увеличить значение Ap_н так, чтобы оно стало больше нуля, то это и будет означать вовлечение целика в разработку.

Результаты лабораторных экспериментальных исследований [19] показывают, что целики могут начать двигаться при вибровоздействии с частотой в диапазоне 15... 120 Гц и амплитудой смещения 0,5 • 10^-3 м.

Существующий подход к проблеме коалесценции капель нефти и конденсата при вибровоздействии на основе класте-рообразования [20] не позволяет адекватно описать экспериментально наблюдаемое движение гидродинамически самостоятельных элементов жидкости при вибрационном воздействии. В работе [15] рассмотрены на базе исследований [17, 18] условия, при которых вибрационное воздействие вызывает страгивание целика с места и дальнейшее вовлечение его в движение фаз в поровом пространстве.

При вибрационном воздействии к сумме давлений, действующих на целик, добавляется давление волны p^.

^н = ^Ap_b^- p 12 + Pак ^{- Gl}. ^(7Л8)

В фазе сжатия вибрационное давление увеличивает Ap^ Если в соответствии с формулой (8.18) Ap_H > 0, то происходит страгивание целика с места за счет вибрации. В фазе разрежения гидродинамическое давление (значительное по величине) может продолжить его движение под действием сил инерции. В дальнейшем вибрационное давление вновь помогает движению целика и т. д.

Можно рассматривать целик в приближении как сосредоточенное абсолютно жесткое твердое тело и с позиций распределенного элемента сплошной среды [21].

В приближении целика как абсолютно жесткого твердого тела при его страгивании вибрационное воздействие сообщает ему импульс

А(РнУп) = FAt, (7.19)

где р_н — плотность нефти в целике; V — объем целика; и — его скорость; F — действующая сила; At — время действия силы.

Для приведения целика в движение необходимо, чтобы сила вибрационного воздействия была значительна и за время At, равное половине периода упругой волны T, целик успел прийти в движение. Сила, действующая на целик при вибрации,

^F = ^МЛ = Р н ¹

где М_п — приведенная масса, которая считается равной массе целика; 1 — ускорение тела при вибрации, которое можно записать через амплитуду смещения 1 в виде [20]

1 = W \

В этом случае импульс, сообщенный целику волной, равен FAt = 0, 5Tp_I_IVW²1 = 0, 5р_нVW1 (7.20)

Таким образом, прибавка к скорости целика Aи составляет по порядку величины

Au = 0, 5W1,

т.е. до 50 % амплитуды колебательной скорости.

Более строгий подход к описанию движения целика при таком рассмотрении должен быть основан на построении реологической модели и решении реологических уравнений движения. Такого рода подходы для элементов горной породы изложены, например, в [22].

Не используя указанное предположение относительно целика как сосредоточенного абсолютно жесткого твердого тела, можно исходить из оценки величины звукового давления р_ак на целик как элемента сплошной среды.

Оценим порядок р_ак, развиваемого плоской гармонической волной интенсивностью I = 10^-4 Вт/см² в пласте и 10^-2 Вт/см² в призабойной зоне пласта (ПЗП) [23]. Эти значения интенсивности являются технически реализуемыми при вибрационном воздействии [24].

При заданной интенсивности в волне создается давление порядка

Р ак = W Рп^С п¹^,

где т — пористость пласта.

При этом полагаем, что р_п = 2 • 10^-3... 10^-4 МПа в пласте и (1 ...5) 10^-3 МПа в призабойной зоне.

Заметим, что гистерезис капиллярного давления p₁₂ обычно имеет порядок 10^-2... 10^-1 МПа [17]. Отсюда следует, что значение р_ак может составить 1...10 % p₁₂ в пласте и до 10...50 % p₁₂ для ПЗП.

Приближенно амплитуду вибрационного давления на целик нефти или газа, находящихся в пласте, можно представить в следующем виде:

Рак = ^WP,^C_B^(D?н ^{- 1} ,^)m; ^D = Рн^Сн⁽Рв^Св^)_1 • ⁽⁷.²¹⁾

где 1_н, 1, — величина смещений в нефти, газе и воде соответственно; D — коэффициент, характеризующий отражение воды; (рс)_нв — импеданс нефти (газа) или воды.

Из выражения (8.21) следует, что основной вклад в давление вносит разность колебательных смещений в воде и нефти (газе).

Сравнение формул (7.21) и (7.20) указывает на соответствие двух подходов к представлению движения целика с позиций абсолютно жесткого твердого тела и распределенного в пласте элемента сплошной среды.

Оценим вклад вибрационного давления в процесс движения целиков на различных расстояниях от стенки скважины, в которой расположен вибрационный источник.

Согласно [2] и с учетом вибровоздействия можно получить выражение для определения размера целика, который при вибровоздействии вовлекается в движущийся поток, и связи скоростей движения гидродинамически самостоятельного элемента нефти (газа) и₂ и воды (или раствора ПАВ) в промытой зоне и₁ для горизонтального пласта при вибровоздействии:

и₂ = u₁(B₁ _ B₂L), (7.22)

где

в = ^f1^1 & _ ^kf1^G^_; в = ^f2^ 2 _; i (_p G) = ^kf1 (_Р

^B1 = I I; ^B2 = ; ¹0^(рак,^G) = ^(p:

^1^ 2 ' № * [-Ж 1U1

1, = 10(0); L = ±; 1 = -,

¹^L,

L - расстояние между скважинами; L, - характерный размер; 1 - размер гидродинамического элемента; f₁ и ц₁ - относительные фазовые проницаемость и вязкость воды (г = = 1) и нефти (г = 2); к - проницаемость породы.

Определим среднее по времени вибрационное давление p^ при заданном расстоянии от стенки скважины. Для случая, когда в скважине расположен источник цилиндрического типа,

-ar

(7.23)

где - амплитуда среднего вибрационного смещения; a — коэффициент затухания волны.

Из формулы (7.23) следует, что при прочих равных условиях в призабойной зоне значение акустического давления не менее чем на порядок больше, чем в пласте (при частоте порядка 10 Гц это отличие составляет 30 раз). Это означает, что длина страгиваемых при вибрационном воздействии целиков нефти в ПЗП может быть существенно меньше, чем в пласте.

Так как распределение p^ в пласте зависит от расстояния между скважинами, акустических свойств пород и типа возбуждаемых в пласте упругих волн, величина 1₀ (в формуле

(7.22)) также зависит от этих параметров.

Отметим, что при вытеснении газа водой, нефти водой и воды нефтью или газом значения ^p^) будут различны.

Был проведен расчет длины целиков неньютоновской нефти (G = 0), страгиваемых при разных параметрах вибровоздействием [5]. Рассмотрены два значения радиуса г: равного половине расстояния между скважинами - г₁ = 150 ми

вблизи скважины - г₂ = 1,5 м. В первом случае гидродинамически самостоятельный элемент расположен в пласте, во втором - в призабойной зоне пласта (ПЗП). Соотношение длин страгиваемых целиков 1₀(pa_K, G), находящихся в призабойной зоне пласта и в пласте, в зависимости от параметров вибровоздействия может варьироваться от 0,56 до 0,98. Соотношение длин страгиваемых целиков при вибровоздействии и без него для призабойной зоны пласта в зависимости от параметров также изменяется в пределах от 0,54 до 1.

Это означает, что применение вибровоздействия может уменьшить в два раза размеры удерживаемых пористой средой целиков нефти (газа). Вместе с тем застрявшие в пласте целики больших размеров имеют больше возможностей приобрести подвижность при вибровоздействии. С возрастанием частоты вибровоздействия минимальная длина подвижного целика уменьшается.

Таким образом, вибрационное воздействие на пласт способствует страгиванию с места и продвижению застрявших в пористой среде целиков вытесняемой фазы, благодаря чему возрастает количество извлекаемой из обводненных залежей нефти, а также газа и конденсата за счет преодоления НФС.

7.6.2. СПОСОБЫ СОЗДАНИЯ АКУСТИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В СКВАЖИНАХ

Для возбуждения звука в стволе скважины ранее чаще всего использовались жидкостные свистки [21, 34], вихревые камеры [12, 52 — 54] или вихревые генераторы. В результате прохождения в них жидкости или газа часть энергии вихревого движения переходит в энергию акустических волн.

Работа гидродинамических излучателей основана на возбуждении возмущений либо при взаимодействии струи, вытекающей из сопла, с препятствиями определенной формы и размеров, либо при принудительном периодическом прерывании струи. Эти возмущения оказывают обратное действие на основные струи у сопла, приводя к установлению автоколебательного режима [21, 35]. Механизм излучения звука возмущениями может быть самым различным в зависимости от конструкции излучателей.

Классификация акустической аппаратуры представлена в табл. 7.4.

В лаборатории электромагнитных полей и систем Московского энергетического института в настоящее время разработан новый тип погружных скважинных излучателей, основным принципом действия которого является магнитоэлектрическое воздействие, при котором удается реализовать устройство с большой мощностью, высоким КПД и низкой частотой.

ТАБЛИЦА 7.4 Классификация акустической аппаратуры

Принцип

работы

Особенности

эксплуатации

Излучатель

Гидроаку

стический

(сирена)

Самодви-жущийся золотниковый вибратор

Магнито-

стрикци-

онный

Пьезокера

мический

Преобразование энергии потока жидкости или газа в энергию упругих колебаний

То же

Преобразование электрической энергии , акустическую с использованием эффекта магнитострик-ции

Преобразование электрической энергии в акустическую за счет пьезоэффекта

Диапазон частот 100 —

10 000 Гц, предельное звуковое давление до 1 —

2 МПа, интенсивность — до 50 кВт/м²

Частота зависит от скорости потока и расхода жидкости. Диапазон частот 1 00—500 Гц, импульсное давление до 1 5 МПа

Диапазон частот от 1 до 100 — 150 кГц, предельная интенсивность — до 50 кВт/м². Электроакустический КПД — до 40 %

Диапазон частот 1 — 100 кГц, интенсивность — до 50 кВт/м². Электроакустический КПД — до 50 — 60 %.

Интенсификация разрушения горных пород; пеленгация текущего положения забоя скважины; борьба с отложениями солей в нефтепромысловом оборудовании

Интенсификация добычи нефти

Интенсификация добычи нефти; освоение скважины; опробование пласта; меж-скважинное прозвучивание массива; борьба с солеотло-жением в промысловом оборудовании

То же

Крепится на насосно-компрессорных трубах вместо ступеней электроцент-робежного насоса. Работает в потоке жидкости

Сопровождается гидроударом

Генератор наземный, излучатель цилиндрический. Масса всей системы 350 кг

(без кабеля)

Генератор глубинный, излучатель стержневой, масса системы 50 кг (без кабеля)

7.6.3. МЕТОДЫ ВИБРОСЕЙСМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНЫЕ ЗОНЫ СКВАЖИН

Вибровоздействие на призабойные зоны скважин осуществляется вибросейсмическими методами импульсного разового действия, низкочастотными акустическими (20 Гц-20 кГц) и ультразвуковыми [37]. Среди вибросейсмических методов наибольшее применение находит воздействие на призабойную зону пороховыми газами (см. раздел 8.5), элект-рогидравлическими ударами, мгновенными депрессиями и др.

Электрогидравлическое воздействие заключается в создании импульсов давления в пласте путем импульсного электрического разряда в скважинной жидкости.

К вибросейсмическим методам импульсного действия относятся также электрический разряд в скважинной жидкости, который представляет собой взрыв, сопровождаемый выделением большого количества энергии в малом объеме канала разряда. Канал электрического разряда образуется под действием высокой электрической разности потенциалов между двумя электродами. Обычно используется электрическое напряжение от 10 до 70 кВ. Мощность современных разрядов составляет до 100 мВт при токах до 250 кА. Для мощного разряда скорость возмущения на поверхности канала составляет 5800 м/с, в ближней зоне - 3500 м/с. Давление на фронте волны сжатия - 2000 МПа. При электрическом разряде под действием высоких температурных градиентов возникают значительные термоупругие напряжения, что также может быть эффективно использовано для обработки нефтяного пласта. Эффективность электрического разряда усиливается при наложении внешнего магнитного поля.

Метод создания многократных депрессий с использованием струйных аппаратов УОС-1 успешно применяется на месторождениях Западной Сибири, а также на Украине. Для его реализации на насосно-компрессорных трубах устанавливают пакер, а ниже него монтируют струйный аппарат. Подачей рабочего агента к соплу струйного аппарата создают глубокую депрессию в подпакерной зоне до значений меньше гидростатического давления. Пласт выдерживают при необходимой депрессии, после чего восстанавливается гидростатическое давление. Цикл повторяют многократно. Эффективность обработок - 80 %, приемистость нагнетательных скважин при этом возрастает в 1,5-3 раза, дебит добывающих скважин - в 1,5-2 раза.

7.6.4. МЕТОДЫ АКУСТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

В ПермНИПИнефти на основе изучения существующего опыта по акустическому воздействию на пласт и призабойную зону с одновременной закачкой вытесняющей жидкости [41—44] разработана технология закачки воды с применением вихревых излучателей, внедрение которых даже с маломощными источниками звука (генераторами воды давления (ГВД)) позволяет не только повысить интенсивность отбора нефти, но и увеличить нефтеотдачу пласта.

Опыт эксплуатации технологии акустического воздействия на пласт на промыслах объединений "Пермнефть" и "Башнефть" в течение 7 лет показал, что хорошие результаты достигаются лишь в том случае, если перед спуском ГВД в скважину осуществляется промывка ее призабойной зоны. В противном случае переменное воздействие приводит к еще более сильной кольматации призабойной зоны пласта.

Наиболее высокий эффект обеспечивается при акустическом воздействии как в нагнетательной, так и в добывающей скважине. В работах [63, 65] показано, что небольшие пульсации давления при отборе жидкости способствуют более интенсивному выносу механических частиц из пласта, а следовательно, улучшению его проницаемости.

Очень хорошие результаты могут быть получены при многочастотном акустическом воздействии. Так, при использовании двух излучателей с близкими частотами в пласте возникает акустическая волна разностной частоты, которая глубоко проникает в пласт [49].

На примерах трех эксплуатационных скважин Федоровского нефтяного месторождения в работе [50] рассмотрено влияние мощного акустического поля на фазовую проницаемость продуктивных пластов. Величину фазовой проницаемости и ее изменение оценивали по комплексу данных промыслово-геофизических и гидродинамических методов с использованием расчетных моделей фильтрации. Установлено увеличение фазовой проницаемости и гидропроводности пластов после акустического воздействия в двух скважинах.

Метод очистки призабойной зоны, "испорченной" в процессе вскрытия при эксплуатации или ремонте скважины вследствие попадания в пласт промывочного раствора, проанализирован в исследовании [51]. Эффективность воздействия акустических полей определяется возникновением дополнительного градиента давления в пористой среде. Комплексы геофизических и гидродинамических исследований до и после акустического воздействия показали, что в результате АВ увеличивается работающая толщина пласта, возрастает ее продуктивность, облегчается освоение скважин.

В состав аппаратуры "Лотос" входят наземный высокочастотный генератор мощностью 800 Вт и проходной пьезокерамический излучатель диаметром 48 мм. Последний спускают в скважину через НКТ на геофизическом кабеле с помощью стандартного подъемника ПК-4. Рабочая частота комплекса "Лотос" — 8000 Гц — является оптимальной для получения малого затухания упругой энергии в пласте и скважине.

Для акустической обработки излучатель "Лотос" спускают в скважину через лубрикатор на геофизическом кабеле и в процессе работы перемещают вдоль продуктивной части пласта. С помощью аппаратуры "Лотос" можно ускорить освоение скважин, расформировать малопроницаемые зоны, увеличить срок фонтанирования, восстановить продуктивность скважин, увеличить толщину работающего пласта и др.

Опробование проводилось в скважинах, где уменьшилась работающая толщина пласта вследствие загрязнения призабойной зоны и снизилась продуктивность. Непосредственно перед обработкой в скважинах были проведены гидродинамические и промыслово-геофизические исследования. Одним и тем же скважинным прибором можно обработать десятки скважин.

В результате анализа данных гидродинамических и геофизических исследований, проведенных при акустическом воздействии, выявлены основные процессы, происходящие в скважинах: снижение плотности жидкости в стволе вследствие выделения газа при нагреве акустического излучателя и интенсификации этого процесса акустическим полем; изменение фазовой проницаемости ПЗП за счет медленного изменения депрессии на пласт; очистка зоны перфорации от механических примесей.

Таким образом, акустическое воздействие на призабойную зону пласта может быть эффективно применено для повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, более интенсивного освоения пластов.

Анализ технических параметров ультразвукового оборудования показал, что основные показатели воздействия зависят от следующих факторов:

частоты и мощности излучения, определяющих глубину проникновения колебаний в пласт;

диаграммы направленности излучения с учетом работы излучателя в трубах ограниченного внутреннего диаметра (НКТ, 468 обсадные - эксплуатационные - колонны, фильтры скважин с открытым забоем);

режимов работы излучателей (непрерывный, импульсный, радиоимпульсный и т. д.);

электроакустического КПД излучателя, расположенного в скважине и расположения генератора питания.

Применяемые ультразвуковые излучатели работают в диапазоне частот 8...30 кГц и обеспечивают проникновение колебаний и очистку поровых отверстий от кольматантов в зоне от нескольких до двух-трех десятков сантиметров независимо от диаграммы направленности излучения. Применение наземного генератора для питания высокочастотных излучателей приводит к большим потерям энергии в соединительной линии, реализуемой в виде грузонесущего кабеля типа КГ1, КГ3 или КГ7.

Акустические установки нового поколения предназначены для обработки призабойной зоны нефтегазодобывающих скважин с целью:

повышения дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин;

обработки призабойной зоны; повышения отдачи продуктивных пластов; профилактического предупреждения образования и разрушения парафиновых, смолисто-асфальтеновых, гидратных, солевых и других отложений на внутренней поверхности НКТ и трубопроводов;

улучшения гидродинамических параметров многофазных потоков в НКТ и трубопроводах.

Конструкции акустических излучателей обеспечивают длительный срок эксплуатации непосредственно в потоках воды, газа, нефти и нефтепродуктов при давлениях до 30,0 МПа и температурах до 150 °С.

Основные параметры установок следующие (табл. 7.5)

ТАБЛИЦА 7.5 Параметры излучателей

Излучатель

Акустическая

мощность,

кВт

Габаритные размеры D/L, мм

Масса,

кг

Тип

разъема

Радиус воздействия в пласте, м

АКУ-1-0,6-36 АКУ-1-0,8-48 АКУ-1-1,2-52

Примечани 4000 м.

0,6

0,8

1,2

е. Глубина погр

36/800 48/1100 52/1200

ужения для все

3,5

6,0

8,0

;х типов

НК1-36

излучателе:

й - до

Радиус эффективного акустического воздействия на призабойную зону оценивается примерно в 30 — 40 м в зависимости от глубины погружения (статического давления, гидроакустических параметров окружающей жидкой среды, передающей воздействия в пласт; геофизических параметров пласта, процентного содержания нефти в пласте).

Воздействие на призабойные зоны пластов с целью повышения дебита скважин может осуществляться не только акустическими полями, но и с помощью одновременного воздействия акустического поля и химически активных веществ. В этом случае эффективность воздействия химических реагентов на пласт резко возрастает.

При акустическом воздействии на низких частотах 1,3 — 2,5 кГц резко возрастает глубина проникновения в пласт. Значение ее увеличивается как квадрат отношения рабочих частот, т. е. как минимум в 25—100 раз. За счет повышения мощности излучения зона эффективного воздействия увеличивается пропорционально.

Повышение излучаемой акустической мощности, особенно при наличии высокого давления, приводит к появлению большого числа дополнительных эффектов взаимодействия акустических полей с жидкой средой [1, 4, 5,].

Воздействие на ПЗП акустическими полями обеспечивается за счет следующих эффектов: раскольматирования ПЗП; увеличения проницаемости ПЗП; измельчения кольматантов, включая результаты взаимодействия химических реакций; создания мелкодисперсной однородной эмульсии из измельченных кольматантов и флюида с растворенным газом, облегчающего вынос кольматанта; повышения температуры флюида на устье.

В некоторых случаях был получен положительный эффект АВ на продуктивные пласты, перекрытые НКТ. Акустические колебания распространялись по двум направлениям: через металл НКТ и через флюид; вниз по НКТ передавалась волна давления, которая достигала расположенных выше БНКТ продуктивных пластов.

В газоконденсатных и нефтяных скважинах с большим газовым фактором плотность флюида меняется в широких пределах, что значительно снижает эффективность акустического воздействия.

Эффективное воздействие акустического излучателя на ППЗ возможно только при наличии жидкой среды плотностью р > 0,4 0,5 г/см³, передающей акустические колебания

на пласт. При сильном барботаже в нефтяных скважинах 470 плотность флюида резко падает, а наличие газовых пузырьков снижает мощность вводимых в пласт акустических колебаний. В связи с этим целесообразно остановить скважину и обеспечить наличие жидкой среды требуемой плотности естественным или принудительным образом в интервале глубин нахождения излучателя.

Повышение мощности акустического воздействия значительно увеличивает отдачу продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации, что хорошо согласуется с теоретическими работами.

Результаты, полученные на Ямбургском месторождении, свидетельствуют, что при акустическом воздействии возможно производить очистку ПЗП не только от естественных кольматантов (буровой раствор, парафин, асфальтены, соли), но и от неудачно примененных составов кислотно-щелочной обработки, ПАВ и биополимеров.

При длительном акустическом воздействии отмечена очистка и углубление зумпфа.

Для обеспечения немедленного выноса кольматантов из ПЗП, глинистых и песчаных отложений из зумпфа необходимо доработать технологию обработки газоконденсатных скважин.

Для применения в газоконденсатных скважинах и нефтяных с большим газовым фактором, когда флюид на забое имеет малую плотность (р < 0,3 г/см³), необходимо также разработать принципиально новые типы погружных акустических излучателей, согласованных с имеющейся внешней нагрузкой и обеспечивающих высокий акустический КПД передачи колебаний в пласт.

Представляется перспективным использование комплексного вибромагнитного воздействия на среду. Результаты применения устройств диспергирования с комплексным акустическим и магнитным воздействием свидетельствуют об ускорении процессов в 2 3 раза при одновременном резком

уменьшении размеров частиц диспергируемых и эмульгируемых компонентов, увеличении гомогенности смеси и существенном повышении стабильности во времени диспергируемой или эмульгируемой смеси.

За рубежом получили развитие стационарные погружные скважинные устройства для магнитной обработки флюида в потоке с целью предотвращения отложений асфальтенов, парафинов, гидратов, солей и возникновения очагов коррозии в трубах. Механизм явления связан с магнитогидродинамическими процессами в движущейся полупроводящей электрически поляризованной среде в сильном магнитном поле. Результатом взаимодействия среды с магнитным полем становятся ослабление межмолекулярных связей, гомогенизация смеси и существенное уменьшение возможности коагуляции твердых компонентов, что исключает образование отложений и их частичное разрушение.

В газоконденсатных и нефтяных скважинах с большим газовым фактором плотность флюида изменяется в широких пределах, что снижает эффективность высокочастотного акустического воздействия. Применение вибровоздействия обеспечивает положительный эффект в широком диапазоне плотностей флюида (до 0,15 г/см³).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 7

1. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. — М.: Недра, 1984, с. 487.

2. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Спра-вочник/Ю.П. Коротаев, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский и др. — М.: Недра, 1984. — Т. 1. — С. 360.

3. Носов В.Н., Зайцев Г.С. Интенсификация притока нефти акустическим воздействием на продуктивные пласты//ЭИ Нефтепромысловое дело (отечественный опыт). — М.: ВНИИОЭНГ, 1987. — Вып. 4. — С. 3 — 9.

4. Кагарманов Н.Ф., Туфанов И.А., Репин Д.Н. Основные направления исследований применения волновых процессов в нефтедобыче//Регулирование процесса разработки месторождений Башкирии в стадии высокой обводненности: Сб. науч. тр./БашНИПИнефть. — Уфа, 1985. — Вып. 73. — С. 123 — 1 31 .

5. Ганиев Р.Ф., Петров С.А., Украинский Л.Е. О резонансном характере распределения амплитуд волнового поля в призабойной зоне скважи-ны//Вибротехника. — 1989. — № 62. — С. 82 — 87.

6. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процесса переноса в микронеоднородных средах. — М.: Недра, 1995. — 222 с.

7. Магнитоэлектрические вибрационные приводы. Применение и про-ектирование/Д.О. Дмитриев, П.А. Курбатов, С.Б. Рябин и др.//Электротех-ника. 1995. — № 6. — С. 28 — 31.

8. Ефимов С.А., Шубин А.В. Влияние акустического поля на фазовую проницаемость пород в призабойной зоне нефтяного пласта//Геофизические и геоакустические методы при определении фильтрационно-емкостных свойств пород в запасах нефти и газа. — М., 1989. — С. 104— 106.

9. Чириков Л.И., Волков Л.Ф., Шебелянский А.Г. Применение акустических полей для обработки призабойной зоны скважины на месторождениях Западной Сибири//Вопросы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. — Тюмень. 1988. — С. 9—13.

10. Ультразвуковая технология/Под ред. Б.А. Аграната. — М.: Металлургия, 1974.

11. Бондаренко Н.Ф. Электромагнитные явления в природных водах. — М.: Химия, 1984. — 152 с.

12. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1980. — 380 с.

13. Бронзов А.С. Бурение скважин с использованием газообразных агентов. — М.: Недра, 1979. — 288 с.

14. Коротаев Ю.П. Новые технологии разработки месторождений природного газа//Материалы Всесоюзной конференции Основные направления и проблемы развития энергетики СССР на перспективу. - Вып. IV. - М.: ВНИИГазпром, 1989.

15. Хавкин А.Я., Ефимова С.А. Влияние вибрации на подвижность целика остаточной нефти//ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. - Вып. 2.

16. Извлечение нефти из выработанных залежей после их переформирования/А.Н. Еременко, Ю.В. Желтов, В.М. Рыжик и др.//Обзор. ин-форм./ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1978. - 59 с.

17. Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде//Обзор. информ./ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1991.

18. Havkin A.Y. Multifase transport in porous media model based on formation in-siti oil dispersion//Program and Abstacts 8th International Conference on Surfase and Colloid Science. - 13-18 February 1994, Adelaide, South Australia. - P. 94.

19. Погосян А.В. и др. Сегрегация углеводородной жидкости и воды в пористой среде в поле упругих волн//ДАН СССР. - 1989. - Т. 307. - № 3. -С. 570 - 575.

20. Николаевский В.Н. Механизм воздействия на нефтеотдачу и доминантные частоты//ДАН СССР. - 1989. - Т. 307. - № 3. - С. 570-575.

21. Горелик Г.С. Колебания и волны. - М.: Гостехиздат, 1950. - 551 с.

22. Николаевский В.Н. Вязкоупругость с внутренними осцелляторами как возможная модель сейсмоактивной среды//дАН СССР. - 1985. - Т. 283. -№ 6.- С. 1321-1324.

23. Горелик Д.А., Фридман В.М. Ультразвуковая технологическая аппаратура. - М.: Гостехиздат, 1976. - 380 с.

24. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1983. - 191 с.

25. Морозов А.П. О влиянии скорости струи вязкой жидкости на режим работы гидродинамического излучателя//Акустика и ультразвуковая техника: Республ. межвед. сб. - Киев, 1980. - № 15. - С. 109-111.

26. Основы физики и техники ультразвука/Б.А. Агранат, М.Н. Дубровин,

Н.Н. Хавский, Г.И. Эскин. - М.: Высшая школа, 1987. - С. 164-170.

27. Шахмазов А.М., Тагиров Р.Ш. Влияние вибраций на течение неньютоновских нефтей в трубопроводах//Изв. вузов. Нефть и газ. - 1985. -№ 2. - С. 76-78.

28. Дыбленко В.П., Туфанов И.А., Лысенко А.П. Фильтрационные явления и процессы в насыщенных пористых средах при волновом воздействии//Пути интенсификации добычи нефти: Сб. науч. тр./БашНИПИнефть. - 1989. -Вып. 80. - С. 45-51.

29. Акустическое воздействие на призабойную зону пласта/О.Л. Кузнецов, В.А. Ефимов, Д.Ф. Жуйков и др.//Нефтяное хозяйство. - 1987. -№ 5. - С. 34-36.

30. Результаты испытаний погружного акустического излучателя с повышенными электроакустическими параметрами/Л.Ф. Волков, В.В. Тараканов, Н.Г. Козлов, А.Г. Шаблянский//Совершенствование технологии добычи и подготовки нефти в Западной Сибири. - Тюмень, 1985.

31. Блохинцев Д.И. Акустика неоднородной движущейся среды. - М.: Наука, 1981. - 207 с.

32. Ефимова С.А., Шубин А.В. Влияние акустического поля на фазовую проницаемость пород в призабойной зоне пласта//Ядерно-геофизические геоакустические методы при определении фильтрационно-емкостных свойств пород в залежах нефти и газа. - М., 1989. - С. 104- 106.

33. Макаренко П.П. Комплексное решение проблем развития газодобывающего региона. - М.: Недра, 1996. - С. 320.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ПРОЯВЛЕНИЯ ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА

7.1. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ УПРУГОВОДОНАПОРНОМ

РЕЖИМЕ

Большая часть месторождений природного газа разрабатывается в условиях водонапорного режима.

Разработка газовых залежей в условиях водонапорного режима характеризуется защемлением газа водой в пористой среде, неравномерным продвижением воды по площади и разрезу и преждевременным обводнением добывающих скважин. Это вызывает осложнения при добыче газа и приводит к ухудшению технико-экономических показателей разработки. Особенности проявления водонапорного режима выражаются в защемлении газа водой за фронтом вытеснения, перемещении контура газоносности, интерференции газовых залежей, приуроченных к единой водонапорной системе, изменении фазовой проницаемости для воды в обводненной части пласта. Вытеснение газа водой приводит к микрозащемлению газа на уровне отдельных пор, а для неоднородных пористых к макрозащемлению на уровне крупных блоков пласта, приуроченных, как правило, к зонам пониженной проницаемости. Защемление газа водой приводит к снижению газоотдачи и обводнению скважин.

В общем случае газоотдача обводняющегося месторождения зависит от насыщенности микрозащемленного и макро-защемленного газа и размеров обводненной зоны.

Определение основных показателей разработки месторождений при упруговодонапорном режиме проводится обычно как для моделей квазиоднородного, так и неоднородного пластов [1, 2].

При известном количестве поступившей в залежь пластовой воды q, порядок расчета основных показателей разработки однородных газовых залежей практически не отличается от порядка расчетов при газовом режиме залежи. Разница состоит только в том, что объем порового пространства залежи в этом случае будет уменьшаться и для расчетов следует применять соответствующие уравнения материального баланса.

Запись уравнения материального баланса для водонапорного режима газовой залежи имеет вид:

^ - ТиРг+^р-т^/0«^<()+^а остр ¦«»“ н -О»] jfjj, (7.1)

где O(t) — текущее значение порового пространства газовой залежи; а _ост[р_в(01 — коэффициент газонасыщенности в обводненной зоне пласта (отношение защемленного при давлении р _B(t) и температуре Г_пл объема газа к общему поровому объему обводненной зоны пласта); pi _B(t) — среднее текущее пластовое давление в обводненной зоне пласта; z[p(t)] — коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых условиях; f = Г_пл/Г_ст; Q^₆(t) — добытое количество газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению и стандартной температуре (20 °С).

В общем виде дифференциальное уравнение истощения газовой залежи при водонапорном режиме выглядит следующим образом:

^а °⁽^t⁾^p⁽^t^t

Q(tt ^{1 d}

z[pt)]

Ратf ^dt

Рaтf ^dt

^{1 d} ,аост[р»(t)][Qн -O(t)]zpJtLJ. (7.2)

Текущий газонасыщенный объем в залежи с проявлением водонапорного режима определяется уравнением

О -^ °,^(t)

«а o(t) - а

(7.3)

т[Р _B(t)]

где Q_B(t) — суммарное количество воды, поступившей в залежь на рассматриваемый момент времени t. Использование уравнений (7.1) и (7.2) с учетом уравнения (7.3) приводит к необходимости определения р_B(t) и а_ост[р_в(0].

Для нахождения упрощенной формы уравнения материального баланса при проявлении водонапорного режима газовой залежи принимается

^p_в(0 - ^p⁽^t)¦

(7.4)

Условие (7.4) означает, что газ в обводненной зоне пласта защемляется при давлении, равном среднему давлению в залежи (т.е. несколько занижается истинное значение p_B(f)).

Упрощенная форма уравнения материального баланса для водонапорного режима газовой залежи с учетом формул (7.3),

(7.4) имеет вид

(7.5)

Дифференциальное уравнение истощения газовой залежи, полученное в результате дифференцирования (7.5), имеет вид

(7.6)

Исторически решение задач разработки газовых залежей при упруговодонапорном режиме началось с создания теории укрупненной скважины [1, 2].

7.2. ОСНОВЫ МИКРОЗАЩЕМЛЕНИЯ ГАЗА ВОДОЙ

Экспериментальные данные о микрозащемлении газа в пористой среде приводятся в работах [4 — 7]. Статистические данные о микрозащемлении газа изучались и в ходе численного моделирования двухфазного вытеснения в решеточных моделях пористых сред [8—12]. Одним из важнейших результатов является то, что данные о защемлении газа жидкостью практически не отличаются от тех, которые получены в экспериментах для смеси "жидкость —жидкость" [13—15], в которых вытесняющая фаза является более вязкой, если только поверхностное натяжение не слишком мало. На микроуровне процесс защемления слабо зависит от динамических характеристик течения и в основном определяется геометрическими параметрами порового пространства.

В связи с этим появляется возможность эффективного описания процесса целикообразования в рамках геометрических подходов. Теоретическими работами, в которых созданы аналитические методы описания целиков в поровом пространстве, являются [16 — 21].

Рис. 7.1. Пора, не заполняемая (!) и заполняемая (•) водой

Теория микрозащемления газа водой в пористой среде была рассмотрена М.Б. Панфиловым на базе вероятностных методов перколяции [3, 18, 19, 22].

Рассматриваются величины насыщенности газом, остающейся в порах после вытеснения газа водой, как функции структуры порового пространства. Для ее решения требуется прежде всего определить, в каких типах пор защемляется газ. На микроуровне при вытеснении газа водой газ остается в тех порах, в которые вода не может проникнуть. Например, на рис. 7.1 показана пора, в которую вода не может проникнуть слева из-за того, что капиллярная сила на мениске препятствует вторжению (а), и пора, которую вода слева легко заполняет (•) [22].

Поровое пространство представлено в виде решетки ка-

Рис. 7.2. Типы решеток, моделирующих поровое пространство пилляров, являющихся ее звеньями. Решетка характеризуется своим координационным числом к — числом звеньев, выходящих из одного узла. Имеет место: к = 6 — для кубической пространственной (рис. 7.2, а) и плоской треугольной (рис. 7.2, б) решеток, к = 4 — для квадратной плоской решетки (рис. 7.2, в), к = 3 — для гексагональной ("сотовой") решетки (рис. 7.2, г).

Фундаментальное соотношение теории перколяции, показывающее, что разрыв газового кластера наступает при конечных концентрациях газовых пор:

_ 1

к - 1

Величина р, меняется от 1/5 для кубических и треугольных решеток до 1/2 для гексагональных решеток. Она напрямую связана с остаточной газонасыщенностью S.

Насыщенность микрозащемленного газа предлагается определять по формуле [22]

S = ¹

9,45т - 1

Более строгое соотношение получено в работе [16] на базе более строгой теории, где рассматриваются конические поры, любая из которых может быть не заполняемой водой лишь с одной стороны:

S _ ^(1 - р,)²{1 + -~~^(2р1^{- 1)}~~ 1 (7.7)

5к I 5 5кр, I

где к = 4т(г)² /(г²) « т0; 0; — краевой угол смачивания.

Наряду с этим остаются весьма употребимы эмпирические корреляции. Одна из наиболее распространенных [7]:

S _ 1 - 1,41 Wm. (7.8)

На рис. 7.3 показаны зависимости (7.7) и (7.8). Для сред из зерен со случайной упаковкой, например песков, трудно выделить какой-либо предпочтительный угол раскрытия пор, поэтому распределение его можно считать равномерным.

Из приведенных соотношений следует, что остаточная насыщенность оказывается функцией двух переменных: пористости и краевого угла. Как известно, в большинстве экспериментов по вытеснению газа водой обнаружено превалирующее влияние пористости и несущественная роль проницаемости и радиуса пор.

Рис. 7.3. Зависимость насыщенности S микроцеликов газа от пористости т:

1 — по формуле (7.7) пр и

0 = 20°; 2 — по формуле (7.7) при 0 = 30°; 3 — по формуле (7.8)

0 0,2 0,4 т

Оценки для р* и S показывают, что при малых пористостях (а значит, и при малых координационных числах к) эти величины достигают больших значений (до 50%). Таким образом, на микроуровне может защемляться огромное количество газа. Это еще не означает, что половина всего газа потеряна, так как S относится только к обводненной зоне. Однако чем больше размер обводненной зоны, тем больше газа можно потерять в пласте.

7.3. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОСТУПЛЕНИЯ ВОДЫ НА ОСНОВЕ УКРУПНЕННОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ОДНОРОДНОГО ПЛАСТА

Ниже рассматривается методика расчета поступления воды в залежи природного газа, базирующаяся на теории укрупненной скважины Ван-Эвердингена и Херста [1, 2] при фильтрации согласно закону Дарси.

Методика расчета базируется на теории упругого режима фильтрации. Залежь рассматривается как укрупненная скважина с неизмененным во времени радиусом. Потери давления в обводненной зоне пласта не учитываются, водоносный пласт принимается однородным по коллекторским свойствам и постоянным по толщине.

Если воронка депрессии, образовавшаяся в результате пуска залежи в эксплуатацию, за рассматриваемое время не достигает внешней границы, то водоносный пласт считается бесконечным по протяженности. В противном случае водоносный пласт ограничивается окружностью с радиусом R_K. Расчеты проводят по методу последовательных приближений.

Изменение во времени давления pR) на стенке укрупненной скважины определяется уравнением

PR' t) - Рн - Ш P(fo), (7.9)

где Я_з — радиус укрупненной скважины; р_н — начальное пластовое давление в залежи; q_B = const — постоянный во времени дебит пластовой воды в укрупненную скважину; И_в — коэффициент динамической вязкости воды; h — толщина продуктивного пласта; к — коэффициент проницаемости породы водоносного пласта; fo - ¦^к2 — параметр Фурье;

R²

к — коэффициент пьезопроводности водоносного пласта; p(fo) — табулированная функция параметра Фурье fo; Я_з — радиус укрупненной скважины.

В случае эксплуатации укрупненной скважины с постоянным во времени противодавлением на водоносный пласт ^Р = Р_н — Р(^_з) = const суммарное количество пластовой воды, поступившей в залежь к моменту времени t,

Q,(t) - ApQ(fo), (7.10)

где Q(fo) — табулированная функция параметра Фурье fo.

Таблицы функций p(fo) (табл. 7.1) и Q - Q(fo) (табл. 7.2) составлены для бесконечного по протяженности водоносного пласта [23].

Таблица 7.1

Значение функции p(fo) для бесконечного по протяженности водоносного пласта

fo	0,01	0,05	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,4
P(fo)	0,112	0,229	0,315	0,376	0,424	0,469	0,503	0,504
fo	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0	1,5	2
P(fo)	0,616	0,659	0,702	0,735	0,772	0,802	0,927	1,020
fo	2,5	3	4	5	6	7	8	9
P(fo)	1,101	1,169	1,275	1,362	1,436	1,500	1,556	1,604
fo	10	15	20	25	30	40	50	60
P(fo)	1,651	1,829	1,96	2,067	2,147	2,282	2,388	2,476
fo	70	80	90	100	150	200	250	300
P(fo)	2,550	2,615	2,672	2,733	2,921	3,064	3,173	3,263
fo	400	500	600	700	800	900	1000
P(fo)	3,406	3,516	3,608	3,684	3,750	3,809	3,860

Значение функции Q _ Q (fo) для бесконечного по протяженности водоносного пласта

fo	110^-2	1-10^-1	2-10^-1	3-10^-1
Q (fo)	0,112	0,404	0,606	0,758
fo	5-10^-1	1	2	3
Q (fo)	1,020	1,570	2,442	3,209
fo	5	7	10	20
Q (fo)	4,541	5,749	7,417	12,29
fo	30	50	70	100
Q (fo)	16,81	24,82	32,28	43,01
fo	200	300	500	600
Q (fo)	75,86	105,8	162,4	189,7
fo	700	10³	2-10³	3-10³
Q (fo)	216	293,1	532	759
fo	5-10³	7-10³	1-10⁴	2-10⁴
Q (fo)	1,1910³	1,60-10³	2,19-10³	4,08-10³
fo	3-10⁴	5-10⁴	7-10⁴	10⁵
Q (fo)	5,89-10³	9,34-10³	1,27-10⁴	1,76-10⁴
fo	2-10⁵	3-10⁵	5-10⁵	7-10⁵
Q (fo)	3,31-10⁴	4,82-10⁴	7,69-10⁴	1,03-10⁵
fo	10⁶	2-10⁶	3-10⁶	5-10⁶
Q (fo)	1,46-10⁵	2,78-10⁵	4,06-10⁵	6,54-10⁵
fo	6-10⁶	7-10⁶	10⁷	2-10⁷
Q (fo)	7,76-10⁵	8,96-10⁵	1,25-10⁶	2,4-10⁶
fo	3-10⁷	5-10⁷	7-10⁷	10⁸
Q (fo)	3,52-10⁶	5,69-10⁶	7,82-10⁶	1,09-10⁷
fo	3-10⁸	5-10⁸	10⁹	3-10⁹
Q (fo)	3,1-10⁷	5,03-10⁷	9,72-10⁷	2,77-10⁸
fo	5-10⁹	10¹⁰	5-10¹⁰	10¹¹
Q (fo)	4,51-10⁸	8,75-10⁸	4,09-10⁹	7,95-10⁹
fo	5-10¹¹	10¹²	2-10¹²
Q (fo)	3,75-10¹⁰	7,28-10¹⁰	1,42-10“

7.3.1. РАСЧЕТ ПРОДВИЖЕНИЯ В ЗАЛЕЖЬ ПОДОШВЕННОЙ

ВОДЫ

Задача решается на базе теории укрупненной скважины для случая постоянной депрессии на водоносный пласт методом последовательных приближений.

Принимается, что забойное давление на стенке укрупненной скважины приблизительно равно средневзвешенному по газонасыщенному объему залежи пластовому давлению, т.е.

Задается, а в случае имеющихся геолого-промысловых данных используется фактическая зависимость средневзвешенного по газонасыщенному объему залежи пластового давления от времени, представленная на рис. 7.4. Интервал времени [0 — t] разбивается на n равных отрезков времени At, а зависимость p = p(t) (см. рис. 7.4) аппроксимируется ступенчатой зависимостью.

Искомой величиной является суммарное количество пластовой воды Q_B(t), поступившее в укрупненную скважину (залежь) на момент времени t.

Решение уравнения (7.10) с использованием принципа суперпозиций имеет вид

2iikhR2 ц _вк

Q,(t) =

(7.11)

[Ap ₀Q (fo) + ApQfo - fo ₁) + Ap ₂Q (fo - fo₂) + +... + ^Ap_n_P^(fo - ^fon_₁⁾]^,

где

fo = Kt /R2; fo - fo, = K(t -1,) /R2; fo - fo₂ = K(t -1₂) /R2;

fo - fo n ! = KVzbA = K^L,

^П-1 R² R²

а Aр₀, Aр ₁, Aр₂, Aр₃ и т.д. — приращения депрессии, определяющие приток пластовой воды в течение временных интервалов t, (t — t₁), (t — t₂) и т.д., соответственно определяемые по графику (см. рис. 7.4).

Последовательность расчетов сводится к следующему:

1. Определяются значения депрессий Aр₁, Aр₂, Aр₃ и т.д. по графику (см. рис. 7.4).

Рис. 7.4. Аппроксимация зависимости изменения во времени среднего пластового давления ступенчатой зависимостью

2. Вычисляются аргументы функции Q(fo): fo; fo — fo₁; fo — fo₂ и т.д.

3. По табл. 7.2 определяются значения самой функции Q( fo).

4. По формуле (7.11) определяются количества поступившей в залежь пластовой воды Q_B(t) на различные моменты времени t_1r t₂, t₃ и т.д., т.е. находится искомая зависимость

Q, = Q,(t). (7.12)

Если при решении задачи использовались фактические данные функции р - p(t), то остальные основные показатели разработки залежи природных газов определяются по методике, аналогичной для их вычисления в случае газового режима залежи.

Если проводятся прогнозные расчеты по определению зависимости (7.12), т.е. эта зависимость задается произвольно, то зависимость р - p(t) является также искомой.

Последовательность расчетов в данном случае сводится к следующему.

1. В первом приближении принимается, что пластовое давление в залежи в процессе ее разработки изменяется так, как оно изменялось бы при газовом режиме. По уравнению материального баланса для газового режима залежи на различные моменты времени t вычисляются значения р и строится зависимость р - р(t). Очевидно, что вычисленные значения р в данном случае являются заниженными по сравнению с теми значениями, которые соответствуют водонапорному режиму залежи. На рис. 7.5 указанная зависимость обозначена значком ( — ) — р^-.

2. Полученная заниженная зависимость p _ p (t) аппроксимируется ступенчатой зависимостью и далее по изложенной выше методике с использованием формулы (7.11) определяется завышенная зависимость Q+ _ Q+ (t).

3. По уравнению материального баланса для водонапорного режима залежи, записанному в виде

z[p + (01

p+(t) _

(7.13)

-РатОдоб⁽0

1 ст

определяется завышенное значение величины p+(t) (см. рис.

7.5). Искомая зависимость pi _ p(t) находится между зависимостями pi^- _ pi^- (t) и pi + _ pi+(t).

4. Для определения искомой зависимости p _ p(t) во втором приближении принимается, что поступление в залежь воды обусловлено зависимостью p + _ p+(t). Данная зависимость аппроксимируется ступенчатой зависимостью и по формуле (7.11) находится заниженная зависимость Q- _ Q- (t).

Вычисления продолжаются до тех пор, пока последовательно вычисленные значения p^- и p + не будут отличаться друг от друга на значение заданной погрешности е.

7.3.2. РАСЧЕТ ПРОДВИЖЕНИЯ В ЗАЛЕЖЬ КОНТУРНОЙ ВОДЫ

Исходным для решения задачи является уравнение

1 dp + д ²p _ 1 dp Т дТ д_Т² к dt

(7.14)

Начальные и граничные условия выражаются следующим образом:

t = 0, p = p^ r = Л_з, Ар = р_н — р_с = const;

(7.15)

(7.16)

(7.17)

Т ^ », р = Рн

или

Т = я_к, Р = Рн,

(7.18)

или

Т = я_ю ^ _ 0.

дТ

При решении задачи учитывается следующее граничное условие:

_r _ _R . _q _ ^2nkh _R ^дР _ _conQt

(7.20)

Г DDз. q, _ ^^з _ COn.St,

показывающее, что укрупненная скважина эксплуатируется с постоянным во времени дебитом поступающей в залежь пластовой воды q,

Решение уравнений (7.14), (7.15), (7.17) и (7.20) имеет вид (7.9).

Значение функции p(fo) зависит от типа условий на внешней границе водоносного пласта.

Зависимость изменения во времени поступающей в залежь пластовой воды аппроксимируется ступенчатой линией (рис.

7.6). Согласно принципу суперпозиции, пластовое давление на расстоянии R в момент времени t вычисляется по формуле

pRs, t) _ Рн - -2f-2^q,jP(fo - fo j -1).

(7.21)

2nkh i _ 1

Для определения Aq, используется формула

(7.22)

где

^цв^At ln ^ ¦

2nk,h R(t) ’

Рис. 7.6. Аппроксимация зависимости изменения во времени дебита поступающей в залежь воды ступенчатой зависимостью

R, . .

x ln—— - d - r y(t)Lq ;

R(t) ^ ^y

L - aQ_H - Q_B(t - At) - q_B(t - At)At;

d - $Р^н0^н - PaтQдо_б(t)]z[p(t)]; ^z н

p_B = плотность воды в пластовых условиях.

При определении Aq_B в первом приближении в уравнении (7.19) принимается:

z[p(t)]» z[ p(t-At)]; y (t)-y (t-At); R(t)» R(t-At).

(7.23)

Затем определяется количество воды, поступившее в залежь на момент времени t:

(7.24)

^Q,^{(t) -
Q},^{(t - At)} + [q,^{(t - At)} + ^Aq_B^(t)l^At.

Пластовое давление определяется из уравнения материального баланса для водонапорного режима залежи, имеющего следующий вид:

z[p(t)] *2—0- - PатQдоб(tt

рн<а Q

(7.25)

Затем по зависимости y - f(aQ) уточняется значение y = = f(t). Для определения зависимости y - f(aQ) залежь "рассекается" горизонтальными плоскостями на ряд объемов, начало оси y помещается на плоскости начального положения газоводяного контакта (ГВК) (рис. 7.7, 7.8). Далее вычисляется зависимость изменения газонасыщенного порового объема в функции переменной y. Затем уточняют значения z[p(t)] по зависимости z = z( р) и положение границы раздела газ — вода в момент времени t:

R(t) = R² -

o,(t)

Рис. 7.7. Разбивка залежи на элементарные объемы (q - этаж газоносности)

Рис. 7.8. Зависимость высоты подъема ГВК от количества воды, поступающей в залежь

nmh(a -а_ост)

где m — коэффициент пористости водоносного пласта-коллектора.

Далее по формуле (7.22) с использованием уточненных значений y(t), z[p(t)] и R(t) вновь определяется значение Aq_B(t), после чего расчеты повторяются до тех пор, пока два последовательно высчитанных значения Aq_B(t) будут различаться не более чем на допустимую погрешность в.

По изложенной методике можно определять зависимости

^p=^p⁽^t⁾; Q=^Q,⁽^t); y=y⁽^t); ^R=^R⁽^t')¦

О п р ед ел е н и е п о к а з ат ел е й р а з р аб о т ки в п е р и -

о д п а д а ю щ е й д о б ы ч и г а з а . Зависимость p = p(t) в данном случае определяется при фильтрации согласно закону Дарси из следующего уравнения:

b[ 2ppt) -b ]

aQ(t - At)p(t - At) z[pt - At)]

Рат ^At

n(t - At)q(t - At) + n(t)

Q,(t - At) + q,(t - At)At + — At - —p(t)At

Р (t) z[Р(t)]

(7.26)

^c2 ^c2

где n(t) — количество обводняющихся скважин за рассматриваемый период времени; b = p(t) — p^t); А — коэффициент фильтрационного сопротивления при фильтрации по закону Дарси;

И- в

- q _B(t -At) ln —4

R(t)

p н ^-

2nkh

2 ^Aq Bjp(^fo -^fo j -1) - gp, y(^t)

, R, k, —.г г , 2nk ,h

c₂ - ln-^ + ^p(fo - fo_n-1); c₃ -^.

² R(t) k ' И в

При решении уравнения (7.26) значение p(t) подбирается таким образом, чтобы оно преобразовалось в тождество.

В первом приближении принимается

z[p(t)] s z^(t - At)]; R(t) - R(t - At); y(t) s y(t - At). (7.27)

Затем уточняется значение коэффициента сверхсжимаемости газа z[p(t)].

Для определения текущего значения газонасыщенного объема порового пространства залежи используются формулы

аQ(t) - aQн - {Q_B(t - At) + [q_B(t - At) + q_B(t)At};

Aq_B(t) - f fр(). (7.28)

^c2 ^c2

С помощью найденного значения aQ(t) по графику зависимости y - f(aQ) (см. рис. 7.8) уточняется высота подъема воды в газовую залежь y(t). Суммарное количество воды, поступившее в газовую залежь к моменту времени t, определяется по формуле (7.18). Затем по найденному значению Q_B(t) уточняется текущий радиус газоносности R(t).

Уточненные значения z^t)], R(t) и y(t) используются в расчетах второго приближения и т.д. до тех пор, пока последовательно выполненные расчеты будут отличаться один от другого не более чем на заданную погрешность е.

7.4. ОСНОВЫ МАКРОЗАЩЕМЛЕНИЯ ГАЗА ПЛАСТОВОЙ ВОДОЙ

Защемление газа на макроуровне происходит иначе, нежели в отдельных порах. В неоднородном по проницаемости пласте в зоны с низкой проницаемостью проникновение воды происходит медленнее, чем в высокопроницаемые. Образование макрозащемленного газа как раз и связано с различием скоростей течения воды по высоко- и низкопроницаемым зонам.

Под макрозащемлением понимается процесс образования изолированных скоплений газа на масштабах, многократно превышающих поровые размеры. Такие макроцелики могут образовываться за счет образования языков вытесняющей воды и их последующего схлопывания (рис. 7.9).

Образование языков воды может происходить вследствие двух причин. Первая из них — неоднородность среды по проницаемости, которая приводит к разным скоростям течения воды в разных частях пласта. При этом естественно ожидать, что макроцелики образуются в низкопроницаемых зонах. Характерный размер целиков имеет при этом порядок масштаба неоднородности среды.

Вторая — неустойчивость фронта вытеснения, которая имеет место, если вязкость вытесняющей жидкости намного меньше, чем вытесняемой. Применительно к процессу вытеснения газа водой мы имеем обратную ситуацию, поэтому эту возможность здесь мы не рассматриваем.

Различие вязкостей фаз, однако, оказывается решающим фактором, обусловливающим зависимость объема макроцелика от темпа вытеснения.

Среда неоднородна и имеет структуру в форме низкопроницаемых блоков, периодически расположенных в связном высокопроницаемом коллекторе (рис. 7.10). Блокам приписан

среды ч —......................J

индекс "1", высокопроницаемому связному коллектору — индекс "2".

Для подвижной координаты 5(t) локального фронта вытеснения в каждом звене, используя закон Дарси для каждой из фаз, получаем нелинейное обыкновенное дифференциальное уравнение [11, 3]

~ (7.29)

dt [|(Х - 1) +1] '

И рш ¹ И^И-р'

где 1 — эффективная длина пути; Ар — перепад давлений на концах ячейки; р_с — усредненное капиллярное давление на локальном фронте.

Уравнение (7.29) интегрируется явно

{l² + 2к{(X- 1)}^1/2 - 1

^5(t) _^-(^-, ^Х - ¹, ⁽⁷.³⁰⁾

откуда легко получить соотношение для времени заполнения канала.

Зная время заполнения высокопроницаемого канала и подставляя его в формулу (7.30) для блока, можно получить координату фронта в блоке на момент полного формирования целика и соответственно размер целика.

Для насыщенности макроцелика газа

(1+л/а)

Y (1 + YCa)

s _ ^^а ' ¹ +^Ca (7 31)

1 + (1 -а)/(2am) ' ^{1 1}

где а — объемная доля блоков в пласте; y _ Vk₁m₂ / k₂ш₁ ; Ca = Ар/р_с2; индексы 1, 2 относятся к блоку и высокопроницаемому участку соответственно.

Параметр Ca (капиллярное число) есть отношение гидродинамических сил к капиллярным и характеризует темп вытеснения.

С ростом темпа вытеснения насыщенность макроцеликов растет. Для максимальной целиконасыщенности при Ca ^ » следует из (7.31)

₁ Y⁽¹ + У«⁾

s ^ _2*jg

_ ₁ | 1 -а .

2am

ности S макроцеликов от темпа вытеснения при разных объ

емных долях блоков а

а=0,75

а=0,5

0,4

0,2

а=0,25

' I мини_| И НИИ «А

О 0,01 0,1 1 10 100 Са

А для минимальной, при Са ^ 0, выполняется:

Общий характер зависимости S(Ca) при разных объемных долях блоков приведен на рис. 7.11.

Как видно, разница между максимальной и минимальной целиконасыщенностью может быть очень значительной. Так, для у = 0,5, m₁/m₂ = 0,5, а = 0,75 справедливо соотношение

SVS⁰ = 2.

Из нижней кривой (см. рис. 7.11) видно, что образование целиков может происходить, лишь начиная с некоторого конечного значения темпа вытеснения.

Выделяется три класса неоднородных сред: ш < у² - целики не образуются вовсе; размер блока настолько мал, что вода успевает пробежать его не позже, чем по высокопроницаемому участку;

Y² < ш < у — целики образуются только при условии, что темп вытеснения больше критического:

Ca > Ca* =

Y - ш

ш > y — целики образуются при любых темпах вытеснения, так как блоки велики по размеру.

Здесь обозначено: ш = 4а /

7.5. МОДЕЛЬ ИСТОЩЕНИЯ НЕОДНОРОДНОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Модель является интегральным по всему объему уравнением сохранения массы газа, замыкаемым соотношениями для интегральных перетоков воды и кинематики интегральных поверхностей раздела.

Схема залежи изображена на рис. 7.12.

По мере падения давления в газовой залежи законтурная вода поступает в нее, образуя обводненную зону II, в которой содержится остаточный неподвижный газ, представляющий собой диспергированные целики, удерживаемые в порах капиллярными силами.

Остаточная газонасыщенность обводненной зоны слагается из двух составляющих: микрозащемленного газа, насыщенность которого 5_г является константой, зависящей только от емкостных свойств пористой среды; и макрозащем-ленного газа, насыщенность которого S вычисляется по приведенным выше формулам и зависит от свойств неоднородности среды и темпа вытеснения.

Форма зон не имеет значения, важен лишь их объем. Поверхности раздела зон можно считать плоскими или цилиндрическими, если учесть, что толщина пласта много меньше его горизонтальной протяженности.

Расширением остаточного газа при снижении давления в первом приближении пренебрегаем.

Введем обозначения: р_г — плотность газа; У_г — газонасыщенный поровый объем; V, — объем вторгшейся воды; М — масса добытого газа за время t; р — давление газа в зоне I; р* — давление в зоне II; R₅ — радиус подвижной границы раздела "газ-вода", к_в — проницаемость по воде; и_в — вязкость воды; Н — толщина пласта; к — пьезопроводность. Индексы: "0" — начальное состояние; "г" — газ; "в" — вода.

Процесс истощения залежи описывается уравнением сохранения массы газа:

Р V = pOV⁰ - M(t) (7.32)

и сохранения массы воды (или объема воды, т.е. вода — несжимаемая фаза):

V, = V⁰ - (7.33)

Смысл этого уравнения в том, что изменение объема воды в газонасыщенной части залежи (V,) равно изменению газонасыщенного порового объема.

Два уравнения содержат три искомые функции: р_г, V,, V,. Дополнительными являются два уравнения перетоков воды из зоны II в зону I:

^dVE = ^4пкв ^h(p. ^- Р⁾ (7 34)

^dt и_в ln(R0 /R₄)²

и из зоны III в зону II:

dV^ = ⁴"^k "^Ф^^{- P
]}, Ф = ^ / R°. (7.35)

Соотношение (7.34) является формулой Дюпюи, описывающей квазистационарное радиальное течение воды. Слева в ней стоит объемный расход воды.

Уравнение течения воды для зоны III может быть записано в виде формулы Дюпюи для конечной возмущенной подобласти, аналогичной (7.34), но с отношением иных радиусов под логарифмом: (L + R°)/ R°. Тогда из (7.35) следует, что:

Ф = ln((L + R|)/R°)² = ln(1 + l)², l = L/ R°.

Значение L много меньше R° в течение всего процесса разработки, поэтому можно разложить логарифм:

Ф = 2 ln(1 + l) » 21.

Для процессов распространения возмущений поля давления в пористой среде типичным является закон типа 1 . В

работе [24] было получено строгое соотношение:

1 = V(3 /2)кft /R⁰, из которого сразу следует выражение (7.35) для O(t).

Введем безразмерные переменные: y = p_г / p⁰ = pz⁰ / p°z —

безразмерная плотность газа; n = M/ М_г⁰ — текущая газо-отдача, где М_г⁰ — начальные запасы (масса) газа в пласте; т = t/t*, где t* — время разработки залежи; § = R§ / R°; 'ф =

s z/z⁰; p = p/p⁰; у S V_r / V_r⁰; у, = V_r / V_r⁰; ш г t./t*, где

R )mS _rV , k ?p⁰

(R_s⁰)²

X-¹ =¦

относительная фазовая про-

t^* =

III

k fp⁰

mS _вк ,^я

ницаемость по воде при S, = 1 - Sf; X ₂ =

^X 0 = ¦

о 0 ''с* II

Sj. — газонасыщенность пор в начальный момент; S^, — ос

таточная насыщенность микро- и макроцеликов в зоне II:

S “ = S _г + S.

Эту систему легко свести к одному уравнению относительно безразмерной плотности газа у(т):

(7.36)

1 - n

y(X -1)

(1 - n)+ Ф(т; ш) + X₁ In

4шХ2y [1 - уф(y)]

(1 - n)X - y

n +-

где Xs S_г⁰ / S г .

Из существования логарифма следует ограничение на

у(т) < X(1 -n) s y*(n), (7.37)

что связано с моментом полного обводнения залежи. Тогда область существования решения уравнения (7.36) представляет собой заштрихованный треугольник (рис. 7.13), ограничен-

Рис. 7.13. Область существования решения U (п) уравнения истощения обводняющей

ся залежи

ный огибающей (7.57) (прямая 1), прямой 2 газового режима у,(п) = 1 — п снизу и горизонталью у = 1.

Решение задачи (7.36) гладко касается огибающей в точке П», где и обрывается. Точка п» различна для разных параметров задачи. Очевидно, это и есть абсолютная конечная газоотдача.

Конечная точка т» решения задачи истощения и конечное давление у» заранее неизвестны. Таким образом, задачи теории водонапорного режима относятся к классу задач с неизвестной границей. Это обстоятельство существенно при построении численного решения.

Для решения начальной задачи (7.36) асимптотическое разложение при т ^ 0

у(т) _ 1 - т + 6₂т^3/2 + 0(т²);

Уравнения, описывающие процесс обводнения пласта, существенно нелинейны и точных аналитических решений не имеют. Однако в двух предельных случаях, представляющих практический интерес, они допускают построение асимптотических решений по параметру, являющемуся мерой степени неравновесности процесса или степени водонапорности системы. Эти предельные состояния соответствуют слабо- и сильноводонапорным режимам работы пласта или двум состояниям равновесия системы.

Величина t* есть характерное время самопроизвольного растекания воды в газовую залежь после мгновенного изъятия из нее всего газа. Эта величина является константой для данной залежи (собственным числом). С другой стороны, время разработки t, зависит от темпа истощения, т.е. для данной залежи является переменной величиной. Поскольку самопроизвольное растекание воды стремится выровнять распределение масс в залежи, время t* можно назвать временем релаксации залежи к равновесному состоянию.

Тогда величина ю = t,/t* является критерием степени неравновесности системы, критерием темпа истощения, а также критерием интенсивности вторжения воды (степени водонапорности) и, как следствие, критерием режима работы пласта. При ю ^ 0 (t, << t*) система релаксирует очень медленно, темп истощения велик, вода вторгается медленно, режим пласта близок к газовому. Такой процесс называется

Месторождение	Критерий водонапорности	Месторождение	Критерий водонапорности
Заполярное	0,021	Наип (Туркмения)	0,99
Уренгойское	0,022	Западный Шатлык	2,3
Ямбургское	0,036	Восточный Шатлык	4,8
Медвежье	0,038	Давлетабадское	5,5
Оренбургское	0,002 — 0,06

замороженным. Поскольку релаксация практически не происходит, система находится вблизи равновесного состояния, но это равновесие мета стабильное. При ю ^ » (t, >> t*) релаксация происходит очень быстро, темп истощения мал, процесс равновесен (устойчив), вода вторгается быстро, режим близок к жестководонапорному. При ю ^ 1 (t, « t*) релаксация растягивается на весь период разработки, это сильно неравновесный процесс, соответствующий водонапорному режиму нормальной интенсивности.

Таким образом, оценка одного лишь параметра ю позволяет прогнозировать режим месторождения еще до начала его разработки.

Величину ю будем называть критерием водонапорности (табл. 7.3).

Большинство месторождений природного газа работает в условиях, близких к газовому режиму, т.е. выполняется принцип квазиравновесности в теории водонапорного режима: ю << 1. Однако это свойство не является универсальным. Известны примеры месторождений, работающих при достаточно интенсивном водонапорном режиме.

Слабоводонапорные системы

Обычная техника метода возмущений позволяет получить асимптотическое разложение решения задачи (7.36) при ю ^ ^ 0 в виде

у(т) = (1 - п)[1 + 4^Xj(t) + ю...], где Xj(t) является решением нелинейной задачи

dr = ~~^^{- у}°^Х(У0)]~~, *(0) = 0; _У0 = 1 - П. (7.38)

^dT V6r + XjX ₀Xj

Главный член разложения у₀ = 1 — п(т) описывает процесс при чисто газовом режиме. Таким образом, л[юх₁(х) является поправкой на водонапорность. Как видно, уже в первом приближении сказывается роль всех параметров процесса.

Сильноводонапорные системы

Случай больших значений ю допускает построение явных аналитических соотношений для плотности у.

Разложение решения задачи (7.36) при ю ^ » имеет следующий вид:

У(т) _ 1-+ ¦¦¦. (7.39)

4Х 2Ю

Эта асимптотика, вообще говоря, неточна вблизи начального момента времени, где возникает временной пограничный слой.

Существенно, что для сильноводонапорных систем определяющую роль играет параметр Х₂ (помимо ю). Параметр Х₁ в первом приближении не влияет на процесс, что физически легко объяснимо: поскольку в сильноводонапорных системах движение воды крайне медленное, не имеет значения относительная роль сопротивления отдельных зон, если только различие в сопротивлениях не очень велико.

Параметр Х₀, хотя и не входит в соотношение (7.39), но тем не менее в его заключительной стадии на процесс оказывается влияние. Действительно, конечные показатели процесса определяются точкой т» пересечения решения (7.38) с огибающей (7.37), которая зависит от Х₁.

Расчеты показывают, что формула (7.39) дает хорошие результаты при ю > 2.

Наличие пограничного слоя в сильноводонапорных системах означает, что процесс не сразу весь выходит на равновесный, и в начальные моменты вода вторгается в залежь с некоторым запаздыванием, причем ведет себя в это время как система с нормальным водонапорным режимом.

7.6. ГАЗООТДАЧА ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

После полного обводнения залежи в ней остается защемленный газ, причем его общая масса заранее неизвестна, так как защемление происходит при переменном давлении. Уже только поэтому конечная газоотдача оказывается зависящей от темпа снижения давления.

Будем считать, что темп истощения постоянен (п = т), а

конец процесса истощения приурочим к моменту его полного обводнения т» (см. рис. 7.13). При постоянном темпе истощения газоотдача n» равна т».

Для оценки т» в первом приближении можно использовать свойства огибающей семейства решений (7.37), уравнение которой дает для конечного момента времени соотношение, связывающее конечную газоотдачу с конечным давлением в пласте:

у» = X(1 — n»).

Отсюда сразу следует двусторонняя оценка для газоотдачи: nr S 1 / X₀ < n» < 1. (7.40)

Левая оценка соответствует жестководонапорному режиму (конечное давление равно начальному), правая — газовому (давление упало до нуля).

Уже отсюда видно, что конечная газоотдача зависит по крайней мере от двух параметров (ш и X₀).

В двух предельных случаях, при ш ^ 0 и ш ^ », можно получить аналитические соотношения для конечной газоотдачи.

Для слабоводонапорных систем конечная газоотдача и конечное давление у» находятся как координаты точки пересечения огибающей (7.37) и решения в форме (7.38). Аналогичным образом для сильноводонапорных систем из уравнений (7.37) и (7.39) вытекает иное соотношение для n». Исключая из каждой пары соотношений у», можно получить окончательно нелинейные неявные соотношения

_n3/2

1 - —— b₂, ш < 2;

^{У 1} (7.41)

(3n» )^1/3

X. -1 +

, ш > 2.

,,2/3 2X 2ш

7.6.1. КОНЕЧНАЯ ГАЗООТДАЧА В ОДНОРОДНОМ ПЛАСТЕ

В однородном пласте не происходит языкообразование, поэтому наблюдается только микрозащемление газа. В данном случае имеем следующее:

конечная газоотдача зависит от темпа истощения, и с ростом темпа (1/ш) газоотдача растет, так как вода не успевает поступить в залежь и защемить газ. Характер зависимости П»(ш) изображен на рис. 7.14. Существенно, что она монотонна;

основное изменение п» при разумных значениях ю, Х₀ происходит в узком диапазоне изменения ю, примерно при

0,1 < ю < 10;

значение п» падает при увеличении параметра X ₀. Это легко объяснимо, так как рост X₀ означает, что в системе уменьшается остаточная газонасыщенность по сравнению с начальной;

газоотдача п» практически не зависит от значения параметра X₁, если только Х₁ не слишком отличается от 1.

На практике параметр X ₂ почти всегда близок к единице, поэтому его влияние на п» не имеет значения.

Причины, по которым газоотдача может превышать свое нормальное значение п»'^п, следующие. В однородных пластах при водонапорном режиме газ теряется только в микроцеликах. Ранее показано, что объем микроцеликов при вытеснении газа водой практически не зависит от скорости процесса и является некоторой константой среды. Однако в одном и том же объеме, защемленном при разных давлениях, сосредоточена разная масса газа. Газоотдача пласта в этом случае зависит от двух факторов: размеров обводненной зоны и давления в ней. Если темп истощения очень большой, то вода не успевает вторгнуться в залежь и газоотдача теоретически стремится к единице.

С уменьшением темпа истощения растет размер обводненной зоны и повышается давление в ней. Масса защемленного газа монотонно растет. При бесконечно малых темпах истощения давление в обводненной зоне успевает выравняться до начального, защемленная масса максимальна. В итоге газоотдача монотонно падает с уменьшением темпа истощения Q (см. рис. 7.14). Здесь Q = 1/ю.

Таким образом, в однородном обводняющемся пласте в целях повышения полноты извлечения газа рекомендуется повышение темпов истощения залежи. Однако заметное увеличение газоотдачи соответствует реально недостижимым темпам истощения. Поэтому можно утверждать, что в однородном пласте темп истощения практически не влияет на конечную газоотдачу и процесс слаборегулируем.

7.6.2. КОНЕЧНАЯ ГАЗООТДАЧА В НЕОДНОРОДНОМ ПЛАСТЕ

В неоднородном пласте добавляется фактор языкообразова-ния на фронте вытеснения. В обводненной зоне наблюдается оба типа защемления газа: и микро-, и макрозащемление. Последнее зависит от темпа истощения, согласно (7.34).

В итоге при обводнении газовой залежи в формировании конечной газоотдачи участвуют три процесса: 1) формирование самой обводненной зоны, абсолютный размер которой падает с ростом темпа истощения; 2) микрозащемление газа, объемная доля которого постоянна, а массовая доля падает с ростом темпа истощения (так как при этом падает давление в обводненной зоне); 3) макрозащемление газа, объемная доля которого возрастает, а массовая уменьшается с ростом темпа истощения. Отсюда видно, что третья тенденция может вступать в противоречие с первыми двумя. Вследствие этого возможны три качественных типа зависимостей конечной газоотдачи от темпа вытеснения (рис. 7.15).

Монотонная зависимость (кривая 1), при которой газоотдача монотонно растет с ростом темпа истощения. В пластах такого типа с ростом темпа истощения темп прироста объема макроцеликов отстает от темпа падения давления и темпа сокращения размеров обводненной зоны.

Экстремальная "минимальная” зависимость (кривая 2), при которой газоотдача сначала падает до минимума, а затем

Рис. 7.15. Зависимость конечной газоотдачи п от темпа истощения в неоднородном обводняющемся пласте растет до единицы с ростом темпа истощения. В пластах такого типа при малых темпах вытеснения доминирует тенденция роста объема целиков с ростом Q над всеми другими. По результатам расчетов этот случай достаточно редок на практике.

Экстремальная "минимаксная" зависимость (кривая 3), при которой зависимость газоотдачи от темпа истощения имеет максимум при малом Q. и минимум при большом темпе истощения Q*. В пластах такого типа при малых темпах Q < Q. доминирует тенденция уменьшения массовой доли защемленного газа с ростом темпа истощения. В интервале Q. < Q < Q* начинает доминировать тенденция роста объема макроцеликов, и газоотдача понижается. При Q > Q* доминирует тенденция сокращения размеров обводненной зоны, и газоотдача снова растет.

Тип функции n(Q) зависит от параметров неоднородности.

Зависимость типа кривой 3 представляет наибольший интерес, так как является типичной для сильно неоднородных сред типа сред с двойной пористостью и трещиноватопористых. Возрастающая ветвь кривой в области больших темпов истощения на практике недостижима технологически, поэтому в реальности мы имеем дело с участком 0 < Q < Q*, на котором имеется один экстремум-максимум. Таким образом, в пределах реально достижимых темпов истощения сильно неоднородных залежей при водонапорном режиме существует оптимальный темп истощения Q., при котором конечная газоотдача максимальна.

Для каждого заданного пласта оптимальный темп вытеснения может быть вычислен по общей формуле для конечной газоотдачи (7.61).

Наличие оптимального темпа Q. является фактически новым способом регулирования полноты извлечения газа из сильно неоднородных сред.

Вследствие вышеизложенного нет оснований считать извлекаемые запасы газа некой фиксированной величиной для каждого конкретного объекта разработки. Категория извлекаемых запасов всегда является функцией технологии разработки или параметров заданной технологии. В связи с этим имеет смысл говорить о "технологически извлекаемых запасах". Применяя разные технологии разработки или меняя параметры в пределах одной и той же технологии, можно заранее планировать разное количество извлекаемых запасов газа.

Извлекаемые запасы в неоднородных пластах зависят от двух параметров технологии истощения залежей, таких как:

а) темп истощения (а значит, и количество скважин, и их дебиты) и б) стратегия изменения темпов истощения во времени. В связи с этим уместно пересмотреть подходы к прогнозированию конечной степени извлечения газа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. — М.: Недра, 1974.

2. Теория водонапорного режима газовых месторождений/

С.Н. Закиров, Ю.П. Коротаев, Р.М. Кондрат и др. — М.: Недра, 1976.

3. Панфилов М.Б., Панфилова И.В. Осредненные модели фильтрационных процессов с сильно неоднородной внутренней структурой. — М.: Наука,

1 996.

4. Chierici G.L., Pizzi G., Cincci G.M. Water drive gas reservoirs: Uncertainty in reserves equation from past history // J. Petrol. Technol. 1967. N 2.

5. Булавинов Л.Б. Исследование капиллярного вытеснения газа водой из естественных песчаников // Новости нефтяной и газовой техники. Сер. Газовое дело. — 1966. — № 7.

6. Кондрат Р.М. Экспериментальное исследование процесса вытеснения газа водой и извлечения защемленного газа // Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 1974. — № 11.

7. Ширковский А.И. Новые методы расчета газонасыщенности, газоотдачи, начальных запасов газа и испарения связанной воды при разработке газовых залежей и подземном хранении газа // Обзор. — М.: изд-во ВНИИЭгазпром, 1967.

8. Blunt M.J., King P. Relative permeabilities from two and tree dimensional pore scale network modelling // Transport porous Media. 1991. N 6.

9. Koplik J., Lesseter T.J. Two-phase flow in random network models of porous media // SPE J. 1985. Vol. 25, N 1.

10. Panfilova I.V., Muller J. Two-scale method for the saturation transport simulation in the network model of porous media. — Proc. International Congress "Recent Advances in Problems of Flow and Transport in Porous Media", Maroc, Marrakech, 9— 1 2 June, 1 996.

11. Singhal A.K., Somerton W.H. Quantitative modelling of immiscible displacement in porous media: A network approach // Rev. Inst. fr. petrol. 1977. Vol. 32, N 6.

12. Ромм E.C. Структурные модели пористых сред. — М.: Недра, 1984.

13. Abrams A. The influence of fluid viscosity, interfacial tension and flow velocity on residual oil saturation left by waterflood // SPE J. 1965. Vol. 15, N 5.

14. Chatzis I., Kuntamukkula M.S., Morrow N.R. Effect of capillary number on the microstructure of residual oil in strongly water-wet sandstones // SPE Res. Eng. 1988. Vol. 3, N 3.

15. Chatzis I., Morrow N.R., Lim H.T. Magnitude and detailed structure of residual oil saturation // SPE J. 1983. N 4.

16. Ксенжек O.C. Капиллярное равновесие в пористых средах с пересекающимися порами // Журнал физ. химии. — 1963. — Т. 37. — № 6.

17. Маркин В.С. О капиллярном равновесии в модели пористого тела с пересекающимися порами переменного сечения // Докл. АН СССР. — 1963. — Т. 151. — № 3.

18. Панфилов М.Б. Влияние структуры пористой среды на остаточную га-зонасыщенность при капиллярном впитывании жидкости // Изв. АН СССР. МЖГ. — 1981. — № 5.

19. Панфилов М.Б. Перколяционные характеристики ветвящихся моделей пористых сред // Изв. АН СССР. МЖГ. — 1990. — № 6.

20. Чизмаджев Ю.А., Маркин В.С., Тарасевич М.Р., Чирков Ю.Г. Макрокинетика процессов в пористых средах (Топливные элементы). — М.: Наука, 1971.

21. Nickel B., Wilkinson D. Invasion percolation on the Cayley tree: exact solution of a modified percolation model // Phys. Rev. Lett. 1983. Vol. 51.

22. Панфилов М.Б., Жиденко Г.Г. Газоотдача обводняющихся неоднородных пластов // Обзор информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — 1997.

23. Кристеа Н. Подземная гидравлика. Т. 2. — М.: Гостоптехиздат, 1961.

24. Панфилов М.Б. Гидродинамика процессов разработки нефтегазовых пластов: Конспект лекций. — М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1989.

ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ. ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ И СПЕЦИФИКА ТЕХНОЛОГИИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ БУРЕНИЯ

Ствол скважины создается разрушением горных пород с последующим извлечением их обломков на дневную поверхность. При сплошном бурении разрушается вся масса породы под долотом; при отборе керна разрушению подвергается только кольцевое пространство у стенки скважины, а внутренний цилиндр породы (керн) извлекается в целом виде (колонковое бурение) для последующего изучения.

Порода может разрушаться долблением, сверлением или (и) истиранием (последний случай — разновидность предыдущего). Каждому из этих видов разрушения соответствуют основные методы бурения: ударное, вращательное, ударновращательное (практически неприменямое) и дробовое (применяется редко) бурение.

Ударное бурение, имеющее ограниченное применение, обеспечивает цилиндрический ствол скважины путем выдалбливания в породе под ударами клинообразного долота, получающего возвратно-поступательное движение от станка, установленного на поверхности. Цилиндричность ствола достигается поворотом плоского долота в промежутке между ударами на некоторый угол; выбор его величины зависит от твердости пород.

Наибольшее применение получило вращательное бурение. При этом способе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы (шлам) в процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим буровым промывочным раствором, газом, газированной жидкостью. При вращательном бурении долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия от вращающего момента.

В результате действия осевого усилия долото внедряется в породу, а окружное усилие и горизонтальная составляющая осевого усилия приводят к скалыванию, дроблению или истиранию породы (в зависимости от твердости пород и вида разрушающего инструмента).

Различают три способа бурения:

роторное — когда двигатель, приводящий во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, находится на поверхности;

турбинное и с использованием электробура — когда двигатель расположен у забоя скважины, над долотом; поток бурового раствора кроме известных функций используется как источник энергии.

Роторное и турбинное бурение являются основными способами проводки скважин и применяются повсеместно. Особенно широко используется турбинный способ бурения в России и странах СНГ.

7.1. ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ

В России получили распространение три способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный, турбинный и бурение электробурами. Первые два из этих способов являются основными, последний находится в стадии широкого промышленного экспериментирования.

Способ бурения выбирают с учетом особенностей и условий проходки скважин. При этом следует принимать во внимание область рационального использования того или другого способа бурения.

Области рационального применения роторного бурения:

бурение глубоких интервалов скважин шарошечными долотами АН, где необходимо максимально увеличить проходку за рейс и оптимальные значения скорости вращения долота находятся в пределах 35—150 об/мин;

разбуривание мощных толщ пластических глин, плотных глинистых сланцев и других пород, в которых целесообразно использовать энергоемкие долота — трехлопастные и трехшарошечные с крупными зубцами и большим шагом, где необходимо создавать высокие скорости истечения жидкости из насадок (100 — 120 м/с) и требуется реализация в долоте значительной части гидравлической мощности, развиваемой буровыми насосами;

при бурении скважин в условиях, требующих применения утяжеленных буровых растворов плотностью более 1700 — 1800 кг/м³, когда в конкретных условиях не имеет преимуществ электробур или нет возможности его использовать;

при бурении в условиях высоких забойных температур (более 140—150 °С) и осложнений, связанных с обвалами и сильными поглощениями бурового раствора; при бурении с отбором керна;

при бурении с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации, если в данных условиях невозможно использовать электробур; при бурении опорно-технологических скважин (ОТС). Бурение гидравлическими забойными двигателями рационально в следующих случаях:

бурение шарошечными долотами АВ диаметром 190 мм и более вертикальных скважин глубиной до 3000 — 3500 м (в отдельных случаях и более глубоких) при плотности бурового растора не выше 1700—1800 кг/м³;

бурение алмазными долотами и долотами типа ИСМ за исключением случаев, когда плотность бурового раствора превышает 1700 — 1800 кг/м³, а температура в скважине 140—150 °С (для двигателей, имеющих обрезиненные детали);

проходка наклонно направленных скважин; в интервалах набора кривизны и становления заданного азимута — независимо от значений оптимальных скоростей вращения долота, а в интервалах стабилизации наклона и перехода на вертикаль — при условии обеспечения оптимальных их значений;

вскрытие продуктивных пластов горизонтальными и раз-ветвленно-горизонтальными скважинами, а также забурива-ние стволов в обсаженных скважинах для их восстановления и повышения дебита низкопродуктивных скважин;

бурение верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра с помощью агрегатов РТБ, где основной задачей, определяющей выбор способа бурения, является борьба с искривлениями;

бурение вставными долотами без подъема труб в условиях, где применение этой разновидности турбинного способа бурения целесообразно;

бурение с промывкой аэрированной жидкостью с низкой степенью аэрации долотами АВ.

Применение электробуров рационально в следующих условиях:

бурение скважин диаметром 190 — 394 мм с промывкой буровым раствором, в том числе утяжеленным до 2300 кг/м³, при температуре не выше 130 — 140 °С с учетом обеспечения оптимальных значений скорости вращения долота; бурение опорно-технологических скважин (ОТС); проходка наклонно и вертикально направленных скважин в сочетании с телеметрическими системами, особенно в сложных геологических условиях с обеспечением оптимальных значений скорости вращения долота на всех участках профиля скважины;

вскрытие продуктивных горизонтов горизонтальными и разветвленно-горизонтальными стволами для повышения дебита скважин и коэффициента извлечения нефти из пластов;

бурение с продувкой забоя воздухом и промывочной аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации;

бурение алмазными долотами и долотами типа ИСМ, за исключением случаев, когда температура циркулирующей промывочной жидкости на забое превышает 130 °С.

Способ бурения и тип забойного двигателя в зависимости от оптимальной скорости вращения долота (об/мин) следует выбирать, пользуясь приведенными ниже данными.

Ротор, турбобур с редуктором-вставкой, электробур с двумя редукторами-вставками................................................................................................. 35—100

Ротор, винтовой забойный двигатель, турбобур с редуктором-вставкой, турбобур с решетками гидроторможения, электробур с редуктором-вставкой...................................................................................................... 100 — 250

Шпиндельные турбобуры с турбинами точного литья и турбобуры с падающей к тормозу линией давления, турбобур с редуктором-

вставкой, электробур с редуктором-вставкой........................................... 250 — 500

Турбобуры и электробуры для алмазного бурения.................................. 500 — 800

До настоящего времени в ряде случаев параметры режима бурения выбираются на основании анализа практических данных по десяткам и сотням пробуренных скважин, в результате чего нередки случаи, когда эти режимы внедряются в практику к концу разбуривания площади и лишь на достаточно крупных месторождениях они практически используются в течение длительного времени.

Для получения уже в начале разбуривания площади достаточной информации для обоснования выбора способа бурения (как отдельных интервалов, так и в целом для скважин), типов долот и забойных двигателей (в том случае, когда всю скважину или отдельные ее интервалы рекомендуется бурить с их помощью), а также для проектирования оптимальных параметров режима бурения при условии использования новейших технических средств, имеющихся на вооружении в промышленности, следует производить бурение опорнотехнологических скважин (ОТС). Число опорно-технологических скважин на площади выбирается таким, чтобы в результате их проводки можно было дать рекомендации для всех условий предстоящего разбуривания данной площади.

7.2. ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

В основе бурения забойными двигателями лежит применение погружного двигателя. Гидравлическим погружным двигателем называют машину, которая преобразует энергию потока жидкости в механическую энергию, а электрическим погружным двигателем — электробур.

По принципу действия различают гидравлические двигатели объемного типа (гидростатические) и гидродинамические двигатели.

Объемные двигатели действуют от гидростатического напора в результате наполнения жидкостью рабочих камер и перемещения вытеснителей. Под вытеснителем понимается рабочий орган, непосредственно совершающий работу под действием на него давления жидкости. Конструктивно вытеснитель может быть выполнен в виде поршня, пластины, зуба шестерен или ротора. В объемных гидравлических двигателях ведомое звено может совершать как циклическое возвратнопоступательное или возвратно-поворотное движение, так и непрерывное.

Объемные двигатели характеризуются тремя основными признаками:

а) наличием рабочих камер, которые периодически сообщаются со входом или выходом машины, причем жидкость наполняет каждую камеру или выталкивается из нее;

б) изменением давления в рабочей камере от начального до конечного постепенно вследствие изменения объема камеры или скачкообразно в результате сообщения камеры с выходом;

в) несущественной зависимостью усилий на рабочих органах двигателя от скорости движения жидкости в камерах.

Гидродинамические двигатели (турбины) функционируют при изменении момента количества движения жидкости в рабочих органах машины. В этом типе гидравлических двигателей ведомое звено совершает только вращательное движение.

Гидродинамические двигатели характеризуются также тремя особенностями:

а) рабочие органы двигателя выполнены в виде лопаточного аппарата, состоящего из статора и ротора, обтекаемого жидкостью;

б) в каналах двигателя циркулирует непрерывный поток жидкости;

в) взаимодействие между лопаточным аппаратом и жидкостью носит гидродинамический характер.

7.2.1. ТУРБОБУРЫ. ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трения труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении.

В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX столетия: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был получен в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.

В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500 — 600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М. А. Капелюшников разработал (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турборбуром Капелюшникова. Он развивал мощность до 8,8 кВт и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом. Позднее благодаря работам ВНИИБТ турбинное бурение приобрело общее признание.

Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время¹.

Турбобур — машина быстроходная. Поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.

В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stratopax.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции.

1. Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см² площади забоя.

2. Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с^-1 для шарошечных и 7-10 с^-1 для алмазных долот.

3. Максимально возможный КПД.

4. Обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

5. Наработку на отказ не менее 300 ч.

6. Долговечность не менее 2000 ч.

7. Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.

8. Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

9. Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

^[Ю.Р. Иоанесян, В.П. Попко, С.Л. Симонянц. Конструкции и характеристика современных турбобуров. — М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

11. Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

13. Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

14. Гашение вибраций бурильного инструмента.

15. Экономию проведенных затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее число типов турбобуров одинакового диаметра.

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура — его опоры.

Секционные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ в настоящее время серийно выпускаются заводами химического машиностроения с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.

В конце 50-х годов во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что, в свою очередь, снижало эффективность турбинного способа бурения.

В начале 60-х годов Р.А. Иоаннесяном (с соавторами) была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура серии 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.

Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются заводами химического машиностроения с диаметрами корпуса 164, 195 и 240 мм.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5 — 5 с^-1. Это привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

с системой гидродинамического торможения;

многосекционных;

с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

с системой демпфирования вибраций;

с разделенным потоком жидкости и полым валом;

с плавающей системой статора;

с тормозной приставкой гидромеханического типа;

с редукторной вставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа — винтовые.

В настоящее время среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. С целью объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей.

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ1 предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами.

В настоящее время выпускаются турбобуры 3ТСШ1 с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.

Турбобуры состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции (рис. 7.1). В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

j?U

Шифр турбобура	Тип турбины	Число ступеней турбины	Расход жидкости, л/с	Крутящий момент", Н-м	Частота вращения*, с^-1	Перепад давления, МПа	Дли на, м	Мас са, кг	Диаметр, мм
3ТСШ1-240	30/16,5	315	32	2648	7,4	5,5	23,	597	240
3ТСШ1-195	26/16,5	330	30	1481	6,6	3,9	3	5	1 95
3ТСШ1-	24/18	31 8	40	1 746	5,9	2,9	25,	479	1 95
195ТЛ	21/16,5	327	30	1961	12,1	6,5	7	0	1 95
3ТСША-	28/16	336	25	1765	10,4	8,8	25,	432	172
195ТЛ							7	5
3ТСШ1-172							25, Q	474 с
							9 25,	5 353
							4	0
*При максимальной мощности турбобура N_max.

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Последняя применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы.

В турбобурах 3ТСШ1 устанавливается цельнолитая металлическая турбина, а в турбобурах 3ТСШ1-ТЛ — составная турбина, проточная часть которой изготовлена методом точного литья.

В качестве запасного комплекта к турбобурам 3ТСШ1-195ТЛ поставляется и турбина типа 24/18-195ТПК, лопаточный венец которой выполнен из пластмассы.

Технические характеристики секционных унифицированных шпиндельных турбобуров 3ТСШ1 приведены в табл. 7.1 (при плотности жидкости 1000 кг/м²).

Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения

Высокомоментные турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении. Машиностроительные заводы Минхиммаша выпускают турбобуры типа АГТШ с диаметрами корпуса 164, 195 и 240 мм.

Турбобуры состоят из трех секций и шпинделя (рис. 7.2). Две турбинные секции содержат многоступенчатую высоко-циркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник серии 128 000. В качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Технические характеристики высокомоментных турбобуров типа АГТШ приведены в табл. 7.2 (при плотности жидкости 1000 кг/м³).

Рис. 7.1. Шпиндельный

унифицированный турбобур типа

3ТСШ1

Рис. 7.2. Турбобур с системой гидроторможения типа А7ГТШ и

А9ГТШ

Т а б л и ц а 7.2

Шифр турбобура	Тип турбины	Число ступеней турбины	ГТ	Расход жидкости, л/с	Крутящий момент*, Н-м	Частота вращения* с^-1	Перепад давления, МПа	Длина, м	Масса, кг	Диаметр турбобура, мм
А9ГТШ	А9К5Са	210	99	45	3060	4,9	5,5	23,3	6165	240
А7ГТШ	А7Н4С	228	114	30	1814	6,0	6,9	24,9	4425	195
А6ГТШ	А6КЗС	240	75	20	779	6,0	4,5	24,5	2960	164
*При максимальной мощности турбобура N_max.

Многосекционные турбобуры

Существующая технология турбинного бурения в большинстве случаев основана на применении серийных турбобуров АГТШ или 3ТСШ1 в том виде, в каком они поставляются машиностроительными заводами. Энергетические характеристики этих турбобуров, как правило, не удовлетворяют оптимальным параметрам отработки шарошечных долот и гидравлической программе бурения. Особенно это относится к применению новых шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами (ГНУ и ГАУ), а также к использованию одного бурового насоса при бурении скважины.

С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяются многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти-шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

В дальнейшем усовершенствованные многосекционные турбобуры испытывались при бурении глубоких скважин в РФ и за рубежом как с отечественными, так и с американскими долотами. Стойкость шарошечных долот производства США составляла 15 — 60 ч.

По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура. Он должен быть не только более надежным, но и более долговечным, чем применяемые в настоящее время шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД (рис. 7.3).

Многосекционный турбобур является дорогой машиной, поэтому его срок службы до списания должен быть увеличен не менее чем до 2000 ч. По результатам испытаний таких турбобуров со шпинделями типа ШФД их долговечность составляет 2000 — 4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием 366

Т а б л и ц а 7.3

Тип сборки турбобура	Число турбинных секций	Число ступеней турбины	ГТ	Расход жидкости, л/с	Крутящий момент*, Н-м	Частота вращения*, с^-1	Перепад давления , МПа	Длина, м	Диаметр турбо бура, мм
5А9ГТШ	5	315	210	32	2221	3,4	6,2	42	240
6А7ГТШ	6	348	348	26	1 893	4,3	10,4	49	1 95
6ТСШ1-	6	636	-	30	1742	4,4	3,4	49	195
195ТЛ	5	630	-	18	1 575	8,1	9,8	40	1 64
5А6Ш
*При максимальной мощности турбобура N_max.

со ступенями ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

В табл. 7.3 приведена техническая характеристика современных многосекционных турбобуров (при плотности жидкости 1000 кг/м³), собираемых из серийно выпускаемых машин типов АГТШ и ТСШ1.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с помощью конической резьбы, а валы — квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти подшипники действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний диапазон наработки турбинной секции на отказ составляет 120 — 350 ч.

Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16 — 20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шара).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80 — 90 ступеней.

Ниже приводится характеристика трехсекционного турбобура А7ГТШМ (при плотности жидкости 1000 кг/м³).

Число ступеней:

*При максимальной мощности турбобура N_max.

Турбобур с плавающим статором

Турбобуры с плавающими статорами обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций. Однако в отличие от первых осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Конструкции турбобуров с плавающими статорами принципиально отличаются от известных.

Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец.

Такое исполнение ступени турбины, с одной стороны, позволяет до максимума увеличить средний диаметр турбины, а с другой, — до минимума сократить осевой люфт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить число ступеней турбин в 1,4 раза больше, чем у серийных турбобуров. Недостаток этой конструкции — свободный выход бурового раствора на внутреннюю поверхность корпуса турбинной секции.

Отсутствие взаимосвязи между осевыми люфтами турбины и осевой опорой шпинделя позволяет исключить из практики турбинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей.

Турбобур состоит из трех турбинных секций и шпинделя

Тип турбобура	Число ступеней турбины	Расход жидкости, л/с	Крутящий момент", Н-м	Частота вращения*, с^-1	Перепад давления, МПа
ТПС-172	435	25	2100	7,5	6,57
3ТСШ1М1-195	455	30	2875	6,85	5,97
"При максимальной мощности N_max.

с двумя вариантами осевой опоры: подшипник ШШО-172

(538920) и резинометаллическая пята ПУ-172.

Турбобуры с диаметром корпуса 172 мм с плавающим статором прошли промышленные испытания в Главтюменнефте-газгеологии. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составила 210 ч. Межремонтный период турбинных секций — более 500 ч.

В табл. 7.4 приведены технические характеристики турбобуров с плавающим статором с диаметром корпуса 195 мм — 3ТСШ1М1-195 и 172 мм — ТПС-172 (при плотности жидкости 1000 кг/м³).

Турбобур с полым валом

Во ВНИИБТ разработаны турбобуры с полым валом (рис. 7.4), предназначенные для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горногеологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно использование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуемой характеристики турбобура.

Как видно из рис. 7.4, турбинные секции состоят из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на четырех резинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы полого вала оборудованы конусношлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раствора из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры вылета и утопания полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.

Шпиндель турбобура состоит из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиальных опорах и упорно-радиальном шариковом подшип-

Шифр турбо бура	Число ступеней турбины	Расход жидкости через турбину, л/с	Крутящий момент*, Н-м	Частота вращения*, с^-1	Перепад давления, МПа	Диаметр долота, мм
ТПВ 240	552	30	2800	5,7	6,7	311; 295,3; 269,9
А7ПВ	588	22	1600	4,9	4,9	215,9; 212,2
ТПВ 178	552	17	1200	7,6	10	215,9; 212,2
*При максимальной мощности турбобура N_max.

нике серии 128 000. В случае необходимости нижний конец корпуса шпинделя может быть оборудован стабилизатором, при этом на нижний конец вала устанавливается удлинитель, который центрируется внутри стабилизатора резинометаллической радиальной опорой.

При сборке турбинных секций предусмотрена возможность установки стабилизаторов между турбинными секциями или между турбинной секцией и шпинделем. Для этого на нижнем переводнике турбинной секции на резьбе закрепляется стабилизатор, а на нижнем конце вала — удлинитель соответствующей длины так, чтобы не изменять ранее отрегулированные присоединительные размеры утопания и вылетов полумуфт.

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:

поддерживать в насадках долота перепад давления 6 — 9 МПа без дополнительного нагружения буровых насосов;

проводить замеры пространственного положения ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;

на основании проведенных замеров корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;

прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода наполнители;

спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определения места прихвата ПО-50 по ТУ 39-020 — 75 и торпеды, например, ТШ-35, ТШ-43, ТШ-50 по ТУ 25-04-2726 — 75, ТУ 25-04-2702 — 75 или ТДТТТ-25-1, ТДШ-50-2 по ТУ 39/5-137 — 73 и ТУ 39/5-138 — 73;

продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через полый вал с последующим сбросом гидромониторного узла (такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ).

В табл. 7.5 приведены технические характеристики турбобуров с полым валом (при плотности жидкости 1000 кг/м³).

Турбобур с редуктором-вставкой

Турбобуры с редуктором-вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опорами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенным 370

Тип

турбинной

секции

Число

турбинных

секций

Расход

жидкости,

л/с

Крутящий момент, Н-м

Перепад

давления,

МПа

предельный

^пр^{ё N}max

3ТСША-195ТЛ

3ТСШ1-195

А7ТШ

П р и м е ч а ность жидкости

г И a ^Nmax -1000 кг/м³.

- максимал:

4826

4806

3650

зная мощно

2413 2403 1 825

сть турбобу

2,7

3,6

^гра; плот-

по сравнению с другими гидравлическими двигателями перепадом давлений.

Маслонаполненный редуктор-вставка применяется в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров. Редуктор-вставка устанавливается между шпинделем и турбинными секциями, снабжен планетарной передачей и системой маслозащиты передачи и опор.

Планетарная передача двухрядная, зубчатая, с косозубым зацеплением Новикова. Система маслозащиты имеет уплотнения торцового типа. Выходной вал с помощью шлицевой муфты соединен с валом шпинделя, а входной вал с помощью полумуфты — с турбинными секциями.

Редуктор-вставка представляет собой автономный узел, который может быть заменен непосредственно на буровой. Энергетические характеристики турбобура с редуктором-вставкой и разными типами турбин приведены в табл. 7.6.

При испытаниях турбобуров средняя наработка на отказ маслонаполненного редуктора составила 100—115 ч, а при бурении скважин с высокими забойными температурами (свыше 150 °С) — около 40 ч.

Шпиндель с лабиринтным дисковым уплотнением

В настоящее время нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства шпиндели типа ШФД (табл. 7.7) с лабиринтным дисковым уплотнением (см. рис. 7.3). Они предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частоте вращения вала до 25 с^-1 и обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 1,5 — 2,5 раза по сравнению с тем, когда используются шпиндели серийно выпускаемых конструкций. Увеличение наработки на отказ достигается за счет частичной изоляции кар-

Шифр

шпидделя

Наруж

ный

диаметр,

мм

Масса,

кг

Внутренний длиаметр корпуса, мм

Наружный диаметр вала, мм

Общая

длина,

мм

Число

радиаль

ных

опор

ШФД-240

ШФД-195

240

195

1310

910

205

165

115

105

4650

4600

Т а б л и ц а 7.8

Шифр подшипников ТУ 37.006.042-81

Присоединительная резьба по РТМ 26-02-15-72

к турбинной секции

к долоту

корпуса

верхней части вала

нижней части вала

128723

128721К

РКТ-208

3-171

3-147

3-117

РКТ-218

РКТ-177

МК-116

МК-105

3-133

3-117

тера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу. Такая изоляция обеспечивается оборудованием верхней части вала шпинделя "расходным" лабиринтным уплотнением и установкой между лабиринтным уплотнением и уплотнениями картера осевой опоры дренажной втулки, отверстия которой сообщаются с пространством скважины.

Уплотнители картера осевой опоры выполнены из эластичного материала, укреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, закрепленным в корпусе, при этом число пар уплотнитель — диск равно восьми.

Для соединения с верхнерасположенными турбинными секциями вал шпинделя оборудован в верхней части конусношлицевой полумуфтой, которая одновременно служит для сжатия пакета деталей, набранных на валу. Для центрации вала используются резинометаллические радиальные опоры, одна из которых установлена между полумуфтой и лабиринтным уплотнением, а две другие — в нижней части вала. Лабиринтное уплотнение состоит из набора парных дисков ротора и статора и рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. В картере осевой опоры между двумя блоками уплотнителей установлен упорнорадиальный шариковый подшипник серии 128 000.

По результатам сравнительных испытаний, проведенных в ПО "Куйбышевнефть", шпиндель ШФД-195 имеет наибольшую наработку на отказ — (183 ч) из всех негерметизиро-ванных конструкций новых шпинделей турбобуров, разработанных ВНИИБТ. Конструктивные характеристики шпинделей приведены в табл. 7.8.

Герметизированный маслонаполненный

шпиндель

В настоящее время нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства герметизированные маслонаполненные шпиндели типа ШГД (рис. 7.5). Шпиндели предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частотах вращения вала до 15 с ^{— 1} и обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 2 — 4 раза по сравнению с использованием шпинделей серийно выпускаемых турбобуров.

Увеличение наработки на отказ в шпинделях ШГД достигается полной герметизацией картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу, причем картер осевой опоры заполнен смазкой. Надежная герметизация картера осевой опоры обеспечивается тем, что на герметизирующие уплотнения не действует перепад давлений, срабатываемый в насадках долота. Это стало возможным при использовании "расходного" лабиринтного уплотнения, аналогичного применяемому в шпинделях ШФД. Лабиринтное уплотнение установлено в верхней части вала над герметизирующими элементами. Раствор, прошедший через лабиринтное уплотнение, сбрасывается в затрубное пространство через отверстия в корпусе, расположенные над герметизирующим элементом. Герметизирующие элементы, выполненные из эластичного материала, закреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, закрепленным в корпусе.

Вал центрируется относительно корпуса тремя резинометаллическими радиальными опорами, одна из которых установлена в верхней части вала, две другие — в нижней. Полу-муфта закрепляется на валу малоконусной резьбой с внутренним упорным торцом и одновременно своим наружным торцом сжимает пакет деталей, набранных на валу. С верхнерасположенными турбинными секциями полумуфта соединяется конусно-шлицевым соединением, имеющим такие же присоединительные размеры, как и полумуфта серийно выпускаемого турбобура. Лабиринтное уплотнение состоит из набора парных дисков ротора и статора и рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. Для предотвращения попадания шлама в лабиринтные диски следует поддерживать перепад давлений в насадках долота не менее 2 МПа.

Рис. 7.5. Герметизированный маслонаполненный шпиндель

Герметизирующие уплотнители установлены над картером осевой опоры и под ним и объединены для удобства монтажа и демонтажа в отдельные блоки. По принятой классификации герметизирую

щие элементы состоят из двух частей: одна из них установлена в среде бурового раствора, другая — в среде смазки. При этом между этими частями образуется буферная зона, которая через регулирующий клапан соединена с картером осевой опоры.

Назначение клапана комплексное:

поддержание заданного начального давления смазки в картере осевой опоры как во время заправки, так и в процессе работы, когда происходит увеличение объема смазки вследствие ее разогрева;

создание встречного движения смазки буровому раствору в пределах буферной зоны между двумя уплотнителями и продав-ливание смазки между то р -цами уплотнителя и антифрикциона;

возможность секционирования герметизирующих элементов с одновременным исключением воздушных пробок между герметизирующими элементами за счет перетока смазки через клапан;

Шифр

шпинделя

Наружный

диаметр,

мм

Масса,

кг

Внутрен

ний

диаметр

корпуса,

мм

На р ужн ы й диаметр вала, мм

Общая

длина,

мм

Число радиальных опор

Число

уплотни

телей

картера

Общий

объем

смазки,

дм³

Число

лубри

каторов

ШГД-240

ШГД-195

240

195

2200

1450

205

165

115/130 105/115

7700

7650

П р о д о л ж е н и е т а б л. 7.9

Шифр

шпинделя

Шифр подшипника по ТУ 37.006.04281

Присоединительная резьба по РТМ 26-02-15-72

к турбинной секции

к долоту

корпуса

верхней части вала

нижней части вала

ШГД-240

ШГД-195

128723 128721К

РКТ208

3-171

3-147

3-117

РКТ218

РКТ177

МК116

СПМК105

3-133

3-117

равномерное распределение давления по всем образованным буферным зонам;

вывод остатков воздуха при заправке шпинделей смазкой.

Клапан установлен в диске, закрепляемом в корпусе.

Наряду с применением шарикового подшипника типа 128 700 по ТУ 37.006.042-81 предусмотрено использование опоры скольжения.

В качестве смазки может использоваться индустриальное масло и нигрол.

Конструкция шпинделя допускает производство дозаправки или полной смены смазки на буровой, для чего верхняя и нижняя части картера снабжены заправочными втулками.

В настоящее время ведутся работы по использованию смазок, обладающих высокоэффективными тормозящими свойствами. С внедрением таких смазок применение герметизированных шпинделей станет еще более эффективным, так как тормозное устройство станет наиболее компактным из всех известных.

В результате сравнительных испытаний новых шпинделей турбобуров шпиндель ШГД-195 признан наиболее надежной и долговечной конструкцией. Его средняя наработка на отказ составила 294 ч.

Конструктивные характеристики шпинделей ШГД приведены в табл. 7.9.

Турбины современных турбобуров

Турбина турбобура представляет собой преобразователь гидравлической энергии потока жидкости в механическую энергию вращения вала.

Турбина современного турбобура — многоступенчатая, осевого типа и состоит из систем статоров и роторов. Как правило, система статоров связана с корпусом, а система роторов — с валом турбобура (рис. 7.6).

При постоянном значении расхода бурового раствора через турбину развиваемый ею крутящий момент определяется по формуле Эйлера

М = Qpr⁽c_ta - С2^ ^)z,
(7.¹⁾

где Q — расход жидкости; р — плотность жидкости; r — средний радиус турбины; c_1u, c_2u — проекции абсолютной скорости потока жидкости, протекающего соответственно

Рис. 7.6. Принцип действия турбины турбобура (пара стартор - ротор):

1, 5 — наружный обод ротора и статора; 2, 3 — лопатка ротора и статора; 4, 6 — внутренний обод статора и ротора

через статор и ротор на направление окружной скорости турбины; z — число ступеней турбины.

Эффективный перепад давления на турбине определяется по формуле

pu² z,

(7.2)

где и — окружная скорость турбины на среднем диаметре.

Развиваемый турбиной крутящий момент зависит от режима ее работы, т.е. от частоты вращения ротора турбины. Для большинства современных турбин эта зависимость линейна и определяется уравнением

M = M т(1 ),

(7.3)

n _v

где М_т — тормозной (предельный) крутящий момент; n — частота вращения ротора; n_x — частота вращения ротора на холостом режиме (предельная).

Совокупность зависимостей крутящего момента, перепада давления, мощности и КПД от частоты вращения называется энергетической характеристикой турбины. Энергетическая характеристика представлена на рис. 7.7. Как видно из графиков, характеристика турбины турбобура — сериесная. Однако это не означает, что турбобур может работать на всех режимах — от холостого до тормозного. Известно, что при увеличении осевой нагрузки частота вращения вала турбобура вначале уменьшается, затем турбобур начинает неустойчиво работать, а потом резко останавливается — "срывается”. Частота вращения при этом, как правило, бывает не ниже 0,4 n_x.

"Срыв” турбобура объясняется многими факторами, основными из которых являются нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в пяте турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вращения, низкочастотные колебания момента сопротивления из-за вибраций и неравномерностей подачи бурового инструмента, перемежаемость разбуриваемых горных пород по твердости. Все эти факторы приводят к тому, что устойчивая работа турбобура возможна только с определенным, как правило, не менее чем двукратным запасом крутящего момента, т.е. на режимах, располагающихся правее от режима максимальной мощ-ности.

Эти режимы в большинстве случаев характеризуются также и максимальным значением механической скорости пр о-

М; N; р; Г|

Рис. 7.7. Энергетическая характеристика турбины турбобура:

М — крутящий момент; М_т — тормозной момент; N — мощность; N_:3 — максимальная мощность; р — перепад давления; n — частота вращения; n _э, n_x, n₀ —

частота вращения соответственно на экстремальном, холостом и оптимальном режимах; П — КПД; п ₀ — максимальный КПД ходки. Поэтому условно режим максимальной мощности можно считать рабочим режимом турбобура.

Следует отметить, что чем глубже забой скважины, чем больше искривлен ее ствол, чем более моментоемкое долото используется при бурении, чем выше вибрации бурильного инструмента и чем больше перемежаемость горных пород, тем ближе к холостому режиму должен располагаться рекомендуемый рабочий режим турбобура и тем, следовательно, ниже должна быть частота вращения холостого хода.

Для расчета характеристики турбины могут использоваться преобразованные формулы, определяющие крутящий момент и перепад давления на режиме максимальной мощности:

M = 2nQpr²nz, (7.4)

p = 4n²pr²—, (7.5)

где p — перепад давления на турбине; n — КПД.

Т а б л и ц а 7.10

Технические характеристики турбин, выпускаемых отечественной промышленностью

Тип турбины	^ДИ^а метр турбо бура, мм	Расход раст вора, л/с	Тор моз- ной мо мент, Н-м	Часто та враще ния холос того хода, с^-1	Пере пад давле ния рабо чий, МПа	Мак си- маль- ный, МПа пере пад давле ния	Мак си- маль- ный КПД, %
30/16,5-240	240	40	24,58	17,3	0,0262	0,0262	63,8
А9КСА	240	40	22,02	14,0	0,0252	0,0324	40,4
26/16,5-196	195	28	8,07	13,9	0,0113	0,0113	55,3
A7H4C	195	28	12,59	18,5	0,0287	0,0363	40,5
24/18-195ТЛ	195	28	4,74	8,2	0,0048	0,0048	47,4
24/18-195ТПК	195	28	5,63	8,1	0,0057	0,0057	42,3
А7П3	195	28	16,77	18,3	0,0320	0,0363	38,2
А7П36К	195	28	17,69	19,8	0,0259	0,0296	52,8
21/16,5-195АТЛ	195	28	16,32	23,2	0,0263	0,0341	70,6
ТД-195АТЛ	195	28	16,92	29,2	0,0395	0,0433	65,6
Т195К	195	28	9,50	13,8	0,0139	0,0139	50,8
28/16-172	172	24	8,22	20,5	0,0239	0,0239	44,2
А6К3С	164	20	6,22	18,1	0,0194	0,0232	39,8
П р и м е ч а н и е. Число ступеней — 1. Плотность бурового раствора — 1000 кг/м³ (техническая вода).

При пересчете параметров характеристики турбины на другие значения расхода, плотности жидкости и числа ее ступеней следует пользоваться выражениями

n ~ Q; М ~ Q²; p ~ Q²; N ~ Q³; n inv Q;

n inv p; M ~ p; p ~ p; N ~ p; n inv p; (7.6)

n inv z; M ~ z; p ~ z; N ~ z; n inv z,

где N — мощность турбины.

Турбины турбобуров изготавливаются из малолегированной стали преимущественно цельнолитыми в земляные формы и составными, когда лопаточный венец выплавляется точным литьем по моделям. Выпускаются также лопаточные венцы, изготовленные из пластмассы. Стойкость пластмассовых венцов, как правило, намного ниже стойкости стальных.

Характеристики турбин определяются экспериментально при испытаниях на специальном турбинном стенде. В табл. 7.10 даны основные параметры стендовых энергетических характеристик серийных и некоторых опытных турбин турбобуров, выпускаемых промышленностью.

Турбобуры зарубежных фирм

За рубежом производством, прокатом и обслуживанием турбобуров в настоящее время занимаются фирмы "Neyrfor", турбобуры которой выпускает фирма "Nerpic", и "Turboservice", контролируемая фирмой "Eastman". Однако в эксплуатации у многих мелких субподрядчиков, владеющих 1—5 турбобурами, сохраняются машины, выпущенные более 15 лет назад фирмами "Eastman", "Salzgitter" и "Trauzel".

За исключением отдельных случаев в конструкциях фирмы "Neyrfor" используется многоступенчатая шаровая опора качения, очень напоминающая наш отечественный прототип, турбобуры зарубежных фирм содержат в качестве осевой опоры многорядную резинометаллическую пяту, а их радиальные опоры выполнены в виде двух втулок, одна из которых — стальная — закреплена на валу, а другая — эластичная — в корпусе.

В табл. 7.11 представлены технические характеристики турбобуров фирмы "Neyrfor". Следует отметить, что из

Тип	Число ступе ней турби ны	На- ру^ж- ный диа метр, мм	Длина, мм	Масса, кг	Расход (вода), л/с	Частота вращения, с^-1	Вра щаю- щий мо мент, Н-м	Мак си- маль- ный пере пад дав ления, МПа
		Для направленного бурения
TF 5"	101	1 27	6590	550	10	17,17	204	4,0
TF 7¹//	110	189	8380	1420	30	12,5	1130	5,0
TFST 7¹//	53	189	4940	740	30	12,5	560	2,5
TFST 10¹//	80	260	7600	2300	50	10,33	2110	4,7
		Для вертикального бурения
TF 4³/₄"	—	1 20	—	—	—	_—	—	—
TFI5"	135	1 27	9070	755	10	17,17	269	5,3
T2FI5"	240	1 27	1 5240	1 255	10	17,17	538	9,7
TFI 7¹//	154	1 89	11260	1 855	30	14,83	1 920	10,1
TFAI 7¹//	236	189	15500	2645	30	14,83	2940	14,6
T3AI 7¹//	308	1 89	19740	3435	30	14,83	3930	19,1
T2AI 9У₂"	172	242	1 5575	4450	41,6	12,05	3685	11,0
T3AI 97₂"	246	242	21 045	6050	41,6	12,05	5521	15,7

12 типов турбобуров для направленного бурения предназначены 4 типоразмера с диаметрами корпуса 127, 189 и 260 мм.

Отличительной особенностью турбобуров фирмы

"Neyrfor" является наличие лабиринтного уплотнения выходного вала, выполненного в виде 8 ступеней дисков ротора и статора. Лабиринтное уплотнение установлено над нижней радиальной опорой под отверстиями в валу, через которые буровой раствор подается к долоту.

Корпус турбобура при необходимости может быть отцентрирован (турбобуры T3AI 7¹/₄", T2FI 5", T2AI 7¹/₄", T2AI 9¹/₂", TFI 5", T3AI 9¹/₂".

В табл. 7.12 приведены технические характеристики турбобуров фирмы "Eastman". Для направленного бурения предназначено 5 типоразмеров турбобуров с диаметром корпуса 130 и 171 мм. Всего фирма имеет 12 типоразмеров турбобура. Турбобуры фирмы "Easman" шпиндельные; полумуфта, соединяющая валы турбинной секции и шпинделя, передает вращающий момент несколькими шлицами (шпонками), а осевое усилие — плоским торцом. Лопатки турбины выполнены коническими с расширением к периферии, при этом роторы не имеют ободов.

Тип	Число турбины	Наруж ный диаметр, мм	Расход (вода), л/с	Частота вращения, с^-1	Вращаю щий момент, Н-м	Макси- маль- ный перепад дав ления, МПа
		Для направленного бурения
5¹/₈"	60	30	18,9	15,67	325	3,0
5¹/₈"	90	30	18,9	15,67	485	4,4
6³/₄"	50	1 7 1	31,5	16,67	475	2,4
6³/₄"	64	171	31,5	16,67	600	3,4
6³/₄"	76	171	31,5	16,67	720	4,0
		Для вертикального бурения
5¹/₈"	50	130	20,5	16,97	31 0	2,9
5¹/₈"	00	130	20,5	16,97	620	5,4
5 ¹ / ₈"	25	130	18,9	15,67	680	5,8
5 ¹ / ₈"	1 50	130	20,5	16,97	925	7,8
5 ¹ / ₈"	200	130	20,5	16,97	1 235	10,3
6³/⁸₄"	25	1 71	31,5	16,67	1172	6,3
6³/₄" — 7³/₄"	00	—	34,7	18,23	1150	6,2

Т а б л и ц а 7.13

Краткие технические характеристики турбобуров фирмы "Turboservise”

Тип (диаметр, мм)	Число ступеней и тип турбины, шт.	Расход (вода), л/с	Частота вращения, с^-1	Давле ние, МПа	Вращаю-щий момент, Н-м
X, W, V, S, Z	61N	33,3	16	2,4	814
(от 254 до 193,7)	110N	35,0	12,0	4,7	1 589
	115P	32,5	14,7	6,7	1 638
	150N	33,3	11,5	5,3	1962
	165P	30	13,6	7,6	1726
	1 80N	31,7	11	6,3	2119
	200N	30,8	10,1	6,7	2237
	21 5P	16,7	12,1	8,2	21 68
L, M			24,3	4,0	294
(от 127 до 142,9)	40N	17,5	20,3	7,1	510
	140N	12,5	16,3	8,5	61 8
	240N	10
Y (95,2)	100N	10	21,5	2,75	990
	200N	8	17,2	3,5	1265

В табл. 7.13 и 7.14 приведены технические характеристики турбобуров фирмы "Turboservice". Общее число типоразмеров турбобуров достигает 25, при этом для направленного бурения предназначено 4 типоразмера турбобуров. Турбобуры оснащаются турбинами двух типов (N — нормальные,

	Число	На-				Вра щаю	Расход (вода), л/с		Мак-
Тип	ступеней и тип турбины	ру^ж- ный диа метр, мм	^ДлЁ- на, мм	Масса, кг	Чис ло сек ций	щий мо мент (ми ни- маль- ный), Н-м	мини- маль- ный	макси- маль- ный	си- маль- ное, дав ление, МПа
XA	110N	254	9350	3200	1	1177	30	45	8,0
XA	115P	254	9350	3200	1	981	27	40	10,5
XAR	200N	254	1 5450	5300	1	1 962	29	35	12,0
WB	150P	242	1 2000	3500	1	1 569	30	40	9,0
WB	165P	242	1 2000	3500	1	1471	28	35	10,0
SB	150N	219,1	12100	2900	1	1471	29	40	9,0
SB	165P	219,1	12100	2900	1	1 373	27	35	10,0
SB	150N	215,9	12100	2850	1	1471	29	40	9,0
SB	165P	215,9	12100	2850	1	1 373	27	35	10,0
ZO	61 N	193,7	5500	850	1	587	29	45	6,0
ZA	11 0N	193,7	9500	1 650	1	981	30	45	8,0
ZA	115P	193,7	9500	1 650	1	883	27	40	9,0
ZB	150N	193,7	12000	2400	1	1275	27	40	9,0
ZB	165P	193,7	1 2000	2400	1	1177	25	35	10,0
ZBC	180N	193,7	1 5000	2950	2	1471	27	37	11,0
ZBR	200N	193,7	1 6300	3200	2	1 569	26	35	12,0
ZBR	215P	193,7	1 6300	3200	2	1 373	23	33	13,0
MO	40N	142,9	4620	525	1	294	17	20	7,5
MAC	1 40N	142,9	1 0565	1150	2	392	11	17,5	14,0
MEC	240N	142,9	1 651 0	1750	3	490	7	13	15,0
LO	40N	1 27	4620	400	1	294	17	20	7,5
LAC	1 40N	1 27	1 0565	875	2	392	11	17,5	14,0
LEC	240N	1 27	1 651 0	1 350	3	490	7	13	15,0
YA	1 00N	95,2	4620	1 90	1	49	7	15	6,5
YB	200N	95,2	8300	350	2	78	6,5	12	8,0
П р и м е ч а н и е . Первая буква в					обозначении типа турбобура				— на-
ружныи диаметр, вторая — шпиндельный.				длина, третья		- R -	- удлиненный или С —

Р — с уменьшенным расходом, высокооборотные). Часть типоразмеров турбобуров выполнена в шпиндельном исполнении.

Турбобуры фирмы "Salzgitter" (табл. 7.15) — односекционные для направленного бурения и двухсекционные для вертикального бурения с закреплением ротора на валу от проворота с помощью шпонки — являются устаревшими конструкциями советских турбобуров, выпущенных по лицензии.

Тип	Число ступеней турбины	Наруж ный диа метр, мм	Длина, мм	Масса, кг	Расход (вода), л/с	Частота вращения, с^-1	Макси- маль- ный вра щаю- щий момент, Н-м	Мак си- маль- ный пере пад давле ний, МПа
		Для направленного бурения
6⁵/8^П	116	1 68	8371	1 092	25	15,53	865	4,8
7У₂”	115	1 90	8565	1 320	30	11,87	1 242	4,7
8"	100	203	8900	1600	45	12,83	1995	6,2
9"	120	228	9025	1 935	55	12,87	3548	7,7
10"	1 00	254	8925	2365	65	13,17	4799	9,7
		Для вертикального бурения
5"	240	1 27	13795	1 006	17	14,67	543	9,6
6⁵/₈"	226	1 68	1 5240	2035	25	13,53	1 686	9,4
7¹/2"	241	1 90	1 5872	2521	30	11,87	2583	9,8
8"	197	203	15890	3145	38	10,25	2810	8,8
9"	21 5	228	1 4825	3873	45	10,53	4246	9,5
1 0"	200	254	1 5900	4336	45	9,17	4601	9,3

Регулирование характеристики турбобура

Как было показано выше, турбины турбобуров при прокачивании через их лопаточный аппарат постоянного расхода жидкости развивают крутящий момент, прямо пропорциональный частоте вращения ротора. Эта зависимость для всех типов турбин описывается известным уравнением Эйлера (7.1), из которого вытекает связь крутящего момента на турбине с частотой вращения ее ротора (на экстремальном режиме). Поскольку при заданном значении расхода бурового раствора и ограниченном числе ступеней (как правило, 300 — 330) турбина должна обеспечивать определенный тормозной крутящий момент, необходимый для устойчивой работы турбобура; частота вращения вала при холостом режиме также не может быть ниже вполне определенной величины. Расчеты показывают, что при Q = 30 л/с, М _г = 4000 Н-м, z = 300 значение л_х не может быть ниже 18 с^-1.

С целью снижения частоты вращения вала турбобура, в первую очередь на холостом режиме, при сохранении прежних значений крутящего момента, т.е. для увеличения отношения М_т/п_х, применяют различные способы регулирования

характеристики турбобура. Рассмотрим основные из них, которые используются в опытных конструкциях турбобуров.

Клапанное регулирование. Наиболее эффективное регулирование характеристики турбобура, т.е. максимальное снижение n при том же значении M, достигается при регулировании расхода жидкости, протекающей через лопатки турбин, с помощью клапанного устройства. При этом в зависимости от схемы забойного двигателя клапан устанавливается в бурильных трубах (при обычном турбобуре) или в полом валу турбобура. Последний вариант представляется наиболее целесообразным, так как часть бурового раствора при этом не сбрасывается в кольцевое пространство скважины над турбобуром, а суммируясь с основным потоком, поступает непосредственно на долото.

Клапанное регулирование применяется только при использовании турбины с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления. При этом открытие клапана осуществляется автоматически, за счет изменения перепада давления на трубине, в зависимости от режима работы. На тормозном режиме клапан полностью закрыт и вся жидкость поступает на лопатки турбины. По мере разгона турбобура перепад давления увеличивается и через клапан сбрасывается все больше жидкости. Максимальное открытие клапана соответствует холостому режиму работы турбобура.

Клапанное регулирование позволяет получить нелинейную, прогнутую к началу (в M — n координатах) моментную характеристику, что имеет большое практическое значение, так как при этом уменьшается минимально устойчивая частота вращения вала турбобура.

Частоту вращения на холостом режиме можно определить по формуле

(7.7)

где n_x — частота вращения вала турбобура без клапана на холостом режиме.

Как видно из формулы (7.7), возможность максимального снижения n определяется значением а, которое для реальных турбин с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления, например для А7НЧС, составляет 1,95.

Регулирование с помощью ступеней гидродинамического торможения. С целью снижения частоты вращения вала турбобура на холостом режиме применяют ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ представляют собой плоскую решетку, профили статора и ротора которой наклонены к плоскости, перпендикулярной оси вала турбобура под одним углом. При вращении такой решетки в среде потока бурового раствора на роторе ступени ГТ возникает крутящий момент, пропорциональный частоте вращения и направленный в сторону, противоположную движению вала. Важной особенностью гидродинамического торможения является то, что при n = 0 крутящий момент на ступенях ГТ не возникает и, следовательно, тормозной момент турбины не уменьшается.

Результирующая частота вращения вала турбобура определяется по формуле

П = n/(1 + ф Z), (7.8)

где n₁, n — частота вращения вала турбобура соответственно при использовании ступеней ГТ и без ступеней ГТ; z₁, z — число ступеней соответственно ГТ и турбины; ф — коэффициент, определяющий эффективность гидротормоза, ф = = 0,9+1,25.

Для современных конструкций плоских гидродинамических решеток торможения коэффициент ф = 0,9+1,0.

Перепад давления на ступенях гидроторможения практически не зависит от режима работы турбобура и определяется по эмпирической формуле

p = !Q²pz, (7.9)

где p — перепад давления, МПа; ^ — коэффициент гидравлического сопротивления одной ступени гидроторможения. Q — расход бурового раствора, м³/с; р — плотность бурового раствора, кг/см³; z — число ступеней гидротормоза.

Для турбобуров диаметрами 240 и 195 мм, значение ^ составляет 0,003 и 0,0065 соответственно.

Регулирование путем сочетания турбин разного типа. Этот способ заключается в сборке на одном валу турбобура разнотипных турбин, работающих при одинаковом расходе бурового раствора. Его следует применять в случае, когда в наличии имеются два типа турбин и более, каждый из которых в отдельности не удовлетворяет требованиям технологии бурения.

Следует отметить, что применение комбинации двух (и более) типов турбин, либо турбины и гидротормоза, собран

ных на одном валу, энергетически менее выгодно, чем использование одного (оптимального) типа турбины при том же числе ступеней, так как в каждом конкретном случае перепад давления на турбине оптимального типа будет ниже, чем такой же, получающийся при сочетании турбин двух типов и более. Однако такую турбину для каждого конкретного случая бурения нужно специально спроектировать и изготовить. А наличие, например, двух типов турбин — тихоходной и быстроходной, либо турбины и гидротормоза позволяет оперативно получать вполне приемлемую характеристику турбобура и в случае необходимости изменять ее.

Так как характеристики турбин разные, то суммарный крутящий момент турбобура образуется в результате сложения моментов, развиваемых каждым типом турбин:

М₂ = ^ M_t, (7.10)

где М_i — крутящий момент, развиваемый турбиной i-го типа. Суммарный перепад давления

P_s = 2 p>, (7.11)

где р, — перепад давления на турбине i-го типа.

Результирующая частота вращения на холостом режиме определяется из выражения

П = ¹ (7.12)

^ ^Мт(²(

где n₂ — результирующая частота вращения вала турбобура на холостом режиме; М^- — тормозной момент турбины i-го типа; n_xj — частота вращения турбины i-го типа на холостом режиме.

В частности, если используются два типа турбин, то параметры результирующей энергетической характеристики определяются по формулам: тормозной момент

М₂ = М^1 + Мт2/2; (7.13)

перепад давления

частота вращения на холостом режиме

n ₌_^M?_i+^M_l2?^, (7.15)

^Mn Z1 + ^Мт2 z 2

ⁿx1 ⁿx2

где М_т1, p₁, n_x1, z₁ — соответственно тормозной момент одной ступени, перепад давления на одной ступени, частота вращения на холостом режиме, число ступеней турбины 1-го типа соответственно; М_т2, p₂, n_x₂, z₂ — то же, для турбины 2-го типа.

Регулирование с помощью перетоков жидкости в турбине. Исследованиями установлено, что при увеличении радиального зазора между ротором и статором турбины с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления в отличие от турбин нормального типа возрастает прогиб линии моментов. Это объясняется тем, что зазор выполняет функцию нерегулируемого гидросопротивления, а рабочий поток жидкости через турбину разделяется на два, один из которых поступает на лопатки турбины, а другой — в зазор. В результате изменения перепада давления на лопатках, который определяется режимом работы турбин, соотношение между двумя потоками меняется. Это явление было использовано при разработке новых турбин высокоциркулятивного типа с увеличенным радиальным зазором. Эти турбины, имеющие шифр А7П3, имеют нелинейную моментную характеристику. Отношение М_т/п_х у них в 1,35 раза выше, чем у обычных турбин. Кроме того, как уже отмечалось, прогиб линии моментов позволяет снизить минимально устойчивую частоту вращения.

Эффективность применения ступеней ГТ с такими турбинами значительно возрастает, что также объясняется наличием прогиба у линии момента этой турбины.

Проектирование характеристики турбобура

Для эффективного применения турбобура необходимо правильно спроектировать его энергетическую характеристику. При этом следует руководствоваться следующими общими положениями.

1. Надежный контроль за режимом работы турбобура в процессе бурения возможен при режиме, когда механическая скорость проходки максимальная. Как правило, этот режим совпадает с экстремальным режимом работы турбобура или располагается в непосредственной близости в правой зоне кривой мощности. Таким образом, все расчеты характеристики турбобура имеет смысл вести для экстремального режима работы или режимов, близких к нему.

2. Следует помнить, что при недоиспользовании крутящего момента турбобура долота отрабатываются на излишне высоких частотах вращения. Это приводит к недобору проходки за рейс долота, и поэтому запас крутящего момента не должен быть излишне большим.

3. При турбинном бурении гидравлическая мощность, которую можно сработать в гидромониторных насадках долота, всегда намного меньше той, которую можно использовать при роторном способе бурения. Поэтому турбинное бурение предпочтительнее применять в разрезах, сложенных достаточно крепкими породами.

При бурении в мягких и пластичных породах необходимо в первую очередь думать об очистке вооружения долота, что обеспечивается правильным и несимметричным расположением промывочных каналов долота. Вполне удовлетворительная очистка вооружения шарошек достигается при сработке в долоте перепада давления 5 МПа.

4. При турбинном бурении целесообразно использовать осевые нагрузки на долото, составляющие 60 — 80 % тех, которые имеют место при роторном способе бурения аналогичных разрезов.

5. Использование одной и той же энергетической характеристики турбобура в разных по буримости разрезах, например в кварцитах и мягких глинистых сланцах, заведомо ставит турбинный способ бурения в невыгодные условия. Поэтому тип сборки турбобура в каждом конкретном случае должен соответствовать физико-механическим свойствам проходимых пород, гидравлической программе бурения и возможностям применяемого бурового оборудования. Формирование необходимой характеристики осуществляется за счет использования различного соотношения турбин и решеток ГТ.

Проектирование характеристики турбобура следует начинать с определения так называемого удельного крутящего момента на долоте т, выражающего функциональную связь между осевой нагрузкой на долото и крутящим моментом, необходимым для вращения долота:

т = M/G; (7.16)

где т — удельный момент, м; M — крутящий момент, Н-м; G — осевая нагрузка на долото, Н.

Удельные моменты для различных районов бурения и типоразмеров долот определены в результате испытаний турбо-и электробуров и приводятся во многих источниках.

После определения m находят требуемый крутящий момент турбобура на экстремальном режиме:

М = mG.

(7.17)

При этом нагрузка на долото G выбирается исходя из типоразмера долота, физико-механических свойств разбуриваемых пород и других факторов.

Зная величину М, можно определить тормозной момент турбобура:

М_т = 2М.

(7.18)

Расход бурового раствора определяется исходя из возможностей насосной группы буровой установки и имеющегося бурильного инструмента. На рис. 7.8 показаны совмещенные характеристики бурового насоса (кривая 1) и гидравлического тракта манифольд — бурильная колонна с долотом — скважина (кривая 2) без учета турбобура. Гидравлическая характеристика насоса строится по паспортным данным, а для манифольда, бурильной колонны, долота и кольцевого пространства скважины определяется расчетным путем или экспериментально.

Рис. 7.8. Совмещенные гидравлические характеристики

Q max

Р t

Точка пересечения кривых 1 и 2 определяет предельные возможности данного бурового насоса. Расход бурового раствора Q_max, соответствующий этой точке, является предельным (не оптимальным) при бурении данной скважины роторным способом. Для создания необходимой эффективной характеристики турбобура рекомендуется использовать значения расхода Q, составляющие 60 — 80 % Q_max. Выбранное значение Q в большинстве случаев не должно превышать

0,07 л/с на 1 см² площади забоя скважины.

Если в распоряжении проектировщика не имеется специальных типов турбин, то они выбираются из серийных, выпускаемых машиностроительными заводами. Пересчет параметров характеристики турбобура со стендовых данных производится по формулам (7.6).

При практических расчетах допускается не учитывать потери крутящего момента турбобура в шпинделе и радильных опорах секций, так как серийный турбобур обычно работает в зоне, близкой к разгрузке осевой опоры, где эти потери не очень значительны.

Потери давления в проточных каналах турбобура (без учета турбины) при расходе воды 20 л/с приведены ниже.

Диаметр турбобура, мм................................................... 164; 172 195 240

Потери давления, МПа..................................................... 0,7 0,4 0,2

Работа турбобура считается устойчивой до тех пор, пока обеспечивается как минимум двойной запас тормозного момента по сравнению с рабочим, хотя этот вопрос изучен в недостаточной степени. Регулирование рабочей частоты вращения осуществляется изложенными выше способами. Расчеты ведутся по формулам (7.1) — (7.15).

Конечная цель расчетов заключается в определении числа ступеней турбины и ступеней ГТ (если это необходимо), обеспечивающих необходимые значения крутящего момента и частоты вращения при заданных расходах и плотности бурового раствора. Разумеется, это число должно округляться для того, чтобы соответствовать целому количеству турбинных секций.

Расчет характеристики турбобура целесообразно вести для нескольких вариантов использования имеющихся турбин и ступеней ГТ. Затем выбирается тот вариант, который обеспечивает заданные параметры характеристики при меньшем перепаде давления на турбобуре, или тот, который дает возможность обходиться меньшим числом турбинных секций.

Испытания турбобуров в зависимости от поставленных целей можно разделить на три последовательно проводимых этапа:

I — стендовые испытания небольшого комплекта турбин (не более шести ступеней);

II — стендовые испытания турбобуров;

III — промышленные испытания турбобуров.

Первый этап проводят на специализированных лабораторных стендах в течение 2 — 3 дней в целях проверки энергетических характеристик турбин. В качестве бурового раствора, как правило, используют техническую воду. Лопастные аппараты турбин могут быть выполнены как из алюминиевых сплавов, так и из сталей.

Второй этап проводят в целях проверки выходной энергетической характеристики турбобура на стендах в условиях эксплуатации, приближенных к реальным. В качестве бурового раствора можно применять глинистый раствор.

Третий этап проводится в целях определения техникоэкономических показателей и проверки показателей надежности.

7.2.2. ВИНТОБУРЫ. БУРЕНИЕ ВИНТОВЫМИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

История создания винтовых двигателей

Начиная с 40-х годов в б. СССР основным техническим средством для бурения нефтяных и газовых скважин являлись многоступенчатые турбобуры.

Именно широкое распространение турбинного способа бурения обеспечило ускоренное разбуривание нефтегазоносных площадей Урало-Поволжья и Западной Сибири и тем самым позволило получать высокие темпы роста добычи нефти и газа.

Однако с увеличением средних глубин скважин и по мере совершенствования породоразрушающего инструмента и технологии роторного способа бурения в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом росла тенденция отставания проходки за рейс долота — показателя, определяющего технико-экономические показатели бурения.

Несмотря на определенные усовершенствования техники и технологии турбинного бурения показатели работы долот на протяжении ряда лет улучшались весьма незначительно. Хотя в 70-е годы началось разбуривание месторождений Западной Сибири, отличающихся благоприятными условиями бурения (мягкие породы, относительно неглубокие скважины), средняя проходка за рейс по эксплуатационному бурению существенно отставала от аналогичного показателя в нефтяной промышленности США в 3 — 4 раза. Так, в 1981 — 1982 гг. средняя проходка за долбление в США составила 350 м, в то время как в нашей стране этот показатель не превышал 90 м.

Существенное отставание в проходке за долбление было связано с тем, что в те годы отечественная практика бурения базировалась на высокоскоростном режиме бурения с применением многоступенчатых безредукторных турбобуров, характеристики которых не позволяли получать частоту вращения менее 400 — 500 об/мин с обеспечением необходимых крутящих моментов и приемлемого уровня давления насосов и, как следствие, эффективно использовать революционные усовершенствования шарошечных долот (с прецизионными маслонаполненными опорами и твердосплавным вооружением).

В связи с этим перед специалистами и организаторами бурения в нашей стране встал вопрос о создании техники для низкооборотного бурения.

Перед отечественной нефтяной промышленностью встала дилемма: либо переходить к роторному бурению, либо создать низкооборотный забойный двигатель.

К этому времени имелись определенные успехи роторного бурения глубоких скважин в ряде районов (Северный Кавказ, Западная Украина и др.). Однако технически, экономически и психологически нефтяная промышленность не была готова к развитию роторного бурения. За многие годы государственной поддержки турбинного бурения существенно отстала от мирового уровня техника роторного бурения: не имелось бурильных труб и буровых установок высокого технического уровня.

Переход на роторный способ бурения в основных регионах страны снизил бы темпы развития отрасли, так как промышленность не располагала необходимыми средствами для строительства новых заводов и эксплуатационных баз или закупки за рубежом новых технологий.

Таким образом определился доминирующий способ бурения на базе низкооборотных забойных двигателей — винтовые двигатели.

Решение проблемы создания забойного гидравлического двигателя с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкции долот, было найдено в переходе от динамических машин, каким являются турбобуры, к объемным.

Первым работоспособным, нашедшим промышленное применение, оказался гидродвигатель, представляющий собой обращенный насос Муано⁶⁶, относящийся к планетарнороторному типу гидромашин.

Работы по созданию опытных образцов винтовых забойных двигателей (ВЗД) начались практически в США и нашей стране в середине 60-х годов.

Американские специалисты фирмы "Smith Tool" разработали ВЗД (на западе их называют PDM-positive displacement motors) для наклонно направленного бурения как альтернативу турбобурам, а в нашей стране, родине турбинного бурения — как техническое средство для привода низкооборотных долот.

Многолетние поисковые научно-исследовательские работы во ВНИИБТ по совершенствованию забойных гидравлических двигателей привели в 1966 г. к появлению предложенного М.Т. Гусманом, С.С. Никомаровым, Н.Д. Деркачем, Ю.В. Захаровым и В.Н. Меньшениным нового типа ВЗД, рабочие органы которого впервые в мировой практике выполнены на базе многозаходного винтового героторного механизма, выполняющего функцию планетарного редуктора.

В последующие годы во ВНИИБТ и его Пермском филиале Д.Ф. Балденко, Ю.В. Вадецким, М.Т. Гусманом, Ю.В. Захаровым, А.М. Кочневым, С.С. Никомаровым и другими исследователями были созданы основы теории рабочего процесса, конструирования и технологии изготовления, разработана технология бурения винтовыми двигателями.

В результате многолетнего опыта бурения с использованием гидравлических забойных двигателей (турбобуров и ВЗД) сложился комплекс технических требований к современному забойному двигателю.

1. Характеристики двигателя должны обеспечивать:

высокий уровень крутящего момента (3 кН-м и более для долот диаметрами 215 — 243 мм);

частоту вращения выходного вала в диапазоне 100 — 200 и 500 — 800 об/мин соответственно для шарошечных и алмазных долот;

высокий КПД двигателя для эффективного использования гидравлической мощности насосов;

пропорциональную зависимость между расходом бурового раствора и частотой вращения, а также между крутящим моментом и перепадом давления с целью эффективного управления режимом бурения.

2. Рабочие органы и другие узлы двигателя должны быть выполнены в износо- и термостойком исполнении, обеспечивающем использование бурового раствора любой плотности и вязкости, в том числе с содержанием тампонирующих материалов.

3. Конструктивная компоновка двигателя и проектные запасы прочности его узлов должны обеспечивать:

стойкость двигателя, достаточную для стабильной работы с современными шарошечными и алмазными долотами;

возможность искривления корпуса двигателя при наклонно направленном бурении;

возможность установки на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин.

4. Диаметральные и осевые размеры двигателя должны обеспечивать:

проведение буровых работ долотами различного диаметра, включая малогабаритные;

эффективную проводку наклонно направленных и горизонтальных скважин;

использование стандартного ловильного инструмента.

Анализ конструкций и характеристик забойных гидравлических двигателей различного типа показывает, что ни один из них не отвечает в полной мере всем перечисленным требованиям; в большей степени указанным требованиям соот-ветстуют ВЗД с многозаходными винтами.

Принцип действия ВЗД

Винтовые двигатели относятся к объемным роторным гидравлическим машинам.

Согласно общей теории винтовых роторных гидравлических машин элементами рабочих органов (РО) являются:

1) статор двигателя с полостями, примыкающими по концам к камерам высокого и низкого давления;

Рис. 7.9. Упрощенная схема двигателя:

1 — корпус; 2 — ротор; 3 — вал; 4, 5 — осевой и радиальный подшипники; 6 — долото

2) ротор-винт, носящий название ведущего, через который крутящий момент передается исполнительному механизму;

3) замыкатели-винты, носящие название ведомых, назначение которых уплотнять двигатель, т.е. препятствовать перетеканию жидкости из камеры высокого давления в камеру низкого давления.

В одновинтовых гидромашинах используются механизмы, в которых замыкатель образуется лишь двумя деталями, находящимися в постоянном взаимодействии, —

статором и ротором.

Упрощенная схема двигателя показана на рис. 7.9.

При циркуляции жидкости через РО в результате действия перепада давления на роторе двигателя создается крутящий момент, причем винтовые поверхности РО, взаимно замыкаясь, разобщают области вы -сокого и низкого давления. Следовательно, по принципу действия винтовые двигатели аналогично поршневым, у которых имеется винтообразный поршень, непрерывно перемещающийся в цилиндре вдоль оси двигаталя.

Для создания в РО двигателя полостей, теоретически разобщенных от областей высокого и низкого давления (шлюзов), необходимо и достаточно выполнение четырех условий (рис. 7.10):

1) число зубьев z₁ наружного элемента (статора) должно быть на единицу больше числа зубьев z₂ внутреннего элемента (ротора):

Рис. 7.10. Рабочие органы ВЗД на продольном и поперечном разрезах

Zi = z₂ + 1;

2) отношение шагов винтовых поверхностей наружного элемента (статора) Т и внутреннего элемента (ротора) t должно быть пропорционально отношению числа зубьев: T/t =

= Z1/Z2;

3) длина рабочего органа L должна быть не менее шага винтовой поверхности наружного элемента: L > Т;

4) профили зубьев наружного и внутреннего элементов должны быть взаимоогибаемы и находиться в непрерывном контакте между собой в любой фазе движения.

Отличительным параметров ВЗД, во многом определяющим его выходные характеристики, является число зубьев РО, называемое кинематическим отношением i:

i = Z2 : z 1.

Кратность действия, зависящая от кинематического отношения РО, равна числу заходов внутреннего элемента z и определяет рабочий объем ВЗД:

V = z ₂ ST,

где S — площадь живого сечения РО.

Кратность действия является основным параметром ВЗД, что наглядно иллюстрируется теоретическими кривыми (рис. 7.11), полученными во ВНИИБТ в 1972 г. и в дальнейшем повсеместно используемыми при обоснований выбора рабочего органа ВЗД.

Отечественные ВЗД имеют многозаходные РО. Зарубежные компании производят двигатели как с однозаходным р о-тором, так и с многозаходными РО.

По состоянию на 1 января 1999 г. в России в серийном и опытном производстве находилось 32 типоразмера ВЗД, которые выпускались пятью машиностроительными заводами.

Двигатели универсального применения. Отечественные двигатели этой модификации охватывают диапазон наружных диаметров от 127 до 240 мм и предназначены для привода долот диаметром 139,7 — 295,3 мм (табл. 7.16).

Отечественные двигатели создавались на основе многолетнего опыта конструирования турбобуров, и в них использовались апробированные конструкции опорных узлов шпиндельной секции, резьбовых соединений, элементов соединения валов и др.

В то же время специфические узлы и детали двигателей (РО, соединение ротора и выходного вала, переливной клапан) не имеют аналогов и разрабатывались по результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований.

Выпускаемые в России и за рубежом ВЗД выполняются по единой схеме и имеют неподвижный статор и планетарно-вращающийся ротор.

На рис. 7.12 показано устройство двигателя модели ДЗ-172 в продольном и поперечном разрезах. Это типичная конструкция двигателя. Двигатель состоит из двух секций: силовой и шпиндельной.

Корпусные детали секций соединяются между собой замковыми резьбами, а валы — с помощью конусных, конусношлицевых или резьбовых соединений. Третий узел двигателя — переливной клапан, как правило, размещается в авто-

Т а б л и ц а 7.16

Винтовые забойные двигатели для бурения скважин и капитального ремонта (второе поколение двигателей - 80-е годы)

Обо значе ние двига теля	Диа метр, мм	Дли на, мм	Шаг ста- то ра, мм	Чис ло ша гов	Расход жидко сти, л/с	Крутящий момент, Н-м	Частота вращения, с^-1	Пере пад давле ния, МПа
Д1-54	54	1890	222	2	1,0 — 2,5	70-110	3,0 — 7,5	4,5 — 5,5
Д1-88	88	3225	390	2	4,5 — 7,0	800-950	2,7 — 5,0	5,8 — 7,0
Д1-127	127	5800	650	2	15-20	2200-3000	3,3 — 4,3	5,5 — 8,5
Д3-172	172	6880	850	2	25-35	3100 - 3700	1,3 —1,8	3,9 — 4,9
Д2-195	195	6550	850	2	25-35	3100 - 3700	1,3 —1,8	3,9 — 4,9
Д1-240	240	7570	880	3	30-50	10000-14000	1,2 — 2,2	6,0 — 8,0

номном переводнике непосредственно над двигателем или между трубами бурильной колонны.

Силовая секция включает в себя статор 1, ротор 2, соединение ротора и выходного вала 3 и корпусные переводники 4 и 5.

Шпиндельная секция состоит из корпуса 6, вала 7 с осевыми 8 и радиальными 9 опорами, наддолотного переводника 10.

Двигатели для наклонно направленного и горизонтального бурения. Эта серия представлена двигателями с наружными диаметрами от 60 до 172 мм и предназначена для бурения наклонно направленных (с большой интенсивностью искривления) и горизонтальных скважин.

Обладая конструктивными особенностями и рациональным критерием эффективности M/n, двигатели этой серии в отличие от турбобуров эффективно используются в различных технологиях наклонно направленного и горизонтального бурения, в том числе при зарезке и бурении вторых (дополнительных) стволов через окно в эксплуатационной колонне.

При использовании ВЗД в горизонтальном бурении реализуются их преимущества по сравнению с турбобурами, в частности меньшая зависимость от диаметра, а также повышенный удельный момент двигателя. Это позволяет сконструировать силовую секцию длиной 1—2 м с наружным диаметром, существенно меньшим, чем у турбобура для аналогичных целей.

В результате проведенных в 90-х годах НИОКР ВНИИБТ создана новая серия забойных двигателей типа ДГ диаметром 60—172 мм (табл. 7.17) для проводки новых горизонтальных скважин и бурения дополнительных стволов.

При проектировании этой серии двигателей использовался 25-летний опыт конструирования ВЗД общего назначения и в то же время учитывались требования технологии горизонтального бурения.

Основные особенности двигателей серии ДГ:

уменьшенная длина, достигаемая сокращением как силовой, так и шпиндельной секции, причем силовая секция, как правило, выполняется двухшаговой, что обеспечивает необходимую мощность и ресурс РО;

уменьшенный наружный диаметр (108 мм против 120 мм; 155 мм против 172 мм), что при сохранении оптимальных характеристик ВЗД обеспечивает надежную проходимость двигателя с опорно-центрирующими элементами в стволе 404 скважины и улучшенную гидродинамическую ситуацию в затрубном пространстве;

многообразие механизмов искривления корпуса (жесткий искривленный, регулируемый переводники, корпусные шарниры с одной или двумя ступенями свободы), что позволяет использовать различные технологии проводки скважин;

возможность размещения на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов;

усовершенствованное соединение ротора и вала шпинделя, гарантирующее надежную работу с большими углами перекоса.

Технические характеристики серии ДГ представлены в табл. 7.17.

Двигатели для ремонта скважин. Двигатели, применяемые в ремонте нефтяных и газовых скважин, выпускаются под шифром Д с наружным диаметром 108 мм и менее (см. табл. 7.17).

Диапазон наружных диаметров, конструкции двигателей, а также их характеристики позволяют использовать эти машины для всевозможных буровых работ, встречающихся в ремонте скважин.

ВЗД используются при разбуривании цементных мостов, песчаных и гидратных пробок, фрезеровании труб, кабелей электропогружных насосов и прочих предметов. Эти двига-

Т а б л и ц а 7.17

Винтовые забойные двигатели для бурения скважин дополнительных стволов и капитального ремонта (новая серия -разработки 90-х годов)

Обо значение двигателя	^ & S	Об щая дли на, мм	Шаг ста то ра, мм	Чис ло ша гов	Расход жидко сти, л/с	Крутящий момент, Н-м	Частота вращения, с^-1	Пере пад давле ния, МПа
Д48	48	1850	200	3	0,5- 1,5	60-80	4,1-6,7	4,0-5,0
ДГ60	60	2550	225	3	1-2	70-100	3,0-6,0	4,5-5,5
Д95	95	2855	630	2	6-10	600-900	2,0-3,3	4,5-6,0
Д295	95	3580	630	3	6-10	800-1200	2,0-3,3	6,0-9,0
Д595	95	3580	945	2	6-10	900-1400	1,3-2,2	4,5-6,0
ДГ95	95	2680	630	2	6-10	600-900	2,0-3,3	4,5-6,0
Д108	108	2930	640	2	6-12	800-1300	1,3-2,5	3,5-5,5
Д2108	108	3690	640	3	6-12	1200-1800	1,3-2,5	5,0-7,5
Д5108	108	3690	880	2	6-12	1300-1900	0,8- 1,6	3,5-5,5
ДГ108	108	2600	640	2	6-12	800-1300	1,3-2,5	3,5-5,5
ДК-108-I	108	5000	975	1,5	6 - 3	2000-2700	0,3-0,65	5,5-7,5
ДК-108-II	108	3000	640	2	6-12	800-1300	1,3-2,5	3,5-5,5
ДК-108-III	108	3000	625	2	6-12	500-800	1,9-3,8	3,0-5,0
ДГ155	155	4330	680	3	24-30	3500-4000	2,2-2,7	6,5-7,5

тели могут производить бурение как внутри насоснокомпрессорных труб, так и внутри эксплуатационной колонны.

При проведении капитального ремонта внутри колонн может использоваться также двигатель Д1-127.

По своей конструкции ВЗД для ремонта скважин принципиально не отличаются от двигателей общего назначения.

Наибольший интерес представляет многофункциональный двигатель ДК-108, разработанный ВНИИБТ по заказу ОАО "Газпром".

Особенность созданного двигателя — широкий диапазон его энергетических параметров, обеспечивающийся наличием в его комплекте трех модификаций рабочих органов с различными рабочими объемами, что позволяет использовать эти машины для самых разнообразных видов ремонтновосстановительных работ при капитальном ремонте скважин.

Элементы конструкций двигателей и их компоновок

Несмотря на многообразие типоразмеров винтовых двигателей их рабочие органы имеют общие особенности:

РО выполняются по одной кинематической схеме: неподвижный статор и находящийся внутри него планетарно движущийся ротор;

направление винтовой поверхности РО — левое, что обеспечивает заворачивание реактивным моментом корпусных резьб ВЗД и резьб бурильных труб;

в зависимости от заданных характеристик двигателя РО выполняются как с однозаходным, так и многозаходным роторами;

роторы изготавливаются из нержавеющей или легированной стали с износостойким покрытием, а обкладка статора — из эластомера (преимущественно резины), обладающего сопротивляемостью абразивному изнашиванию и работоспособностью в среде бурового раствора.

В отечественных двигателях первого поколения (Д1-172, Д2-172, Д2-172 м), выпускаемых в 70-х годах, РО имели незначительную длину, не превышающую 1—1,5 шага винтовой поверхности статора.

В двигателях второго поколения, выпускаемых с начала 80-х годов, длина РО составляет 2 — 3 шага статора.

Наиболее перспективна монолитная конструкция РО, обеспечивающая простоту и малодетальность машин.

Рабочие органы ВЗД комплектуются с натягом. Величина натяга зависит от диаметральных и осевых размеров РО, свойств промывочной жидкости и материала обкладки статора и оказывает существенное влияние на характеристики и долговечность двигателя.

Все отечественные винтовые двигатели, начиная с первых образцов, выпускаются в шпиндельном исполнении.

Под термином "ш п и н д е л ь" подразумевается автономный узел двигателя с выходным валом с осевыми и радиальными подшипниками.

В большинстве случаев шпиндель может быть отсоединен без демонтажа силовой секции, при необходимости и на буровой.

Шпиндели отечественных ВЗД выполняются немаслона-полненными. Все узлы трения смазываются и охлаждаются буровым раствором. Отказ от использования маслонаполненных и герметизированных шпинделей объясняется как традиционным подходом конструирования забойных двигателей, так и практической целесообразностью иметь гидромашину, обладающую примерно равным ресурсом отдельных узлов.

Шпиндель — один из главных узлов двигателя. Он передает осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, воспринимает реакцию забоя и гидравлическую осевую нагрузку, действующую в РО, а также радиальные нагрузки от долот и шарнирного соединения (гибкого вала).

В ряде случаев при использовании породоразрушающих инструментов с насадками (гидромониторное бурение) шпиндель должен выполнять функции уплотнения выходного вала, позволяя создавать необходимый перепад давления в насадках долота.

Наиболее распространенная конструкция шпинделя включает монолитный полый вал, соединенный посредством над-долотного переводника в нижней части с долотом, а с помощью муфты в верхней части — с шарниром.

Для восприятия осевых нагрузок используются как радиально-упорные, так и упорные подшипники. Подшипники выполняются многорядными и сохраняют свою работоспособность при выработке зазора (люфта) до 5 — 7 мм.

В отечественных двигателях применяются радиальноупорные подшипники качения:

с коническими дорожками качения (серия 128700), используемые в двигателях с наружными диаметрами 105, 108, 195 и 240 мм;

с тороидными дорожками качения (серия 296000), используемые в двигателях с наружными диаметрами 85, 88 и

127 мм;

с тороидными дорожками качения и резиновым компенсатором типа ТТТТТТО (серия 538900), используемые в некоторых модификациях двигателей диаметром 172 мм;

с комбинированными дорожками качения, используемые в двигателях Д-48, Д1-54, ДГ-95, ДГ-108 (для увеличения нагрузочной способности при одновременном упрощении конструкции тороидные дорожки для шаров этих опор расположены непосредственно на валу).

Детали подшипников качения выполняются из специальной подшипниковой стали 55СМА или 55СМА5ФА (ТУ 14-13189 — 81) с пределом текучести 1100 МПа и ударной вязкостью а = 800 кДж/м². Твердость колец, контактирующих с шарами — 45 — 47 HRC, а шаров — 58 — 62 HRC.

В некоторых моделях ВЗД используются непроточные многорядные подшипники скольжения (подпятник — диск). Выбор типа осевых подшипников зависит от условий эксплуатации ВЗД.

Многолетние стендовые и промысловые испытания подтвердили преимущества упорных подшипников скольжения при эксплуатации двигателей в абразивной среде и при высоких нагрузках. Недостаток подшипников скольжения — повышенные механические потери, особенно при невысоких частотах вращения.

В подпятниках используется резина марки ИРП-1226, а рабочие поверхности контактирующих с ними дисков выполняются из цементируемой стали, закаленной до твердости 45-48 HRC.

Р а д и а л ь н ы е п о д ш и п н и к и шпинделя в большинстве случаев представлены парой трения скольжения резина — металл. Неподвижный элемент выполняется в виде резинометаллической детали, на рабочей эластичной поверхности которой выполнены профильные канавки. Ответная деталь — металлическая, ее рабочая поверхность подвержена упрочнению.

В двигателях для наклонно направленного и горизонтального бурения радиальные подшипники выполняются в виде пары трения металл — металл. Однако из-за повышенных радиальных нагрузок, присущих ВЗД этого класса (вследствие действия отклоняющей силы на долоте), данный узел является одним из самых недолговечных, определяющих межремонтный период двигателя в целом.

Соединение ротора ВЗД и вала шпинделя представляет собой один из основных узлов двигателя, определяющих долговечность и надежность гидромашины в целом.

Механизм, соединяющий планетарно движущийся ротор с концентрично вращающимся валом, работает в тяжелых условиях. Помимо передачи крутящего момента и осевой силы, этот узел должен воспринимать сложную систему сил в РО, характеризующуюся непостоянной ориентацией ротора.

В отличие от известных в технике соединений, передающих вращение между двумя насосными концентрическими вращающимися валами, рассматриваемое соединение в ВЗД является связующим звеном с ротором, совершающим планетарное движение, причем за один оборот выходного вала ротор z₁ поворачивается вокруг своей оси, соответственно совершая z₁ циклов переменных напряжений.

Это обусловливает повышенные требования к циклической прочности соединения, особенно при использовании многозаходных ВЗД.

Своеобразные условия работы соединения и невозможность использования готового технического решения обусловили многообразие компоновок этого узла. Принципиально могут быть использованы четыре типа соединений на базе:

деформации одного или нескольких элементов конструкции;

обеспечения свободы перемещения ротора за счет введения элементов с относительно большим люфтом;

шарнирных соединений;

гибкого вала.

Первый и второй типы соединения ввиду существенных удельных нагрузок в ВЗД не нашли применения.

Ш а р н и р н ы е с о е д и н е н и я. Шарнирные соединения ВЗД прошли эволюцию от пальцевых шарниров (аналогичных автомобильным) до специальных конструкций, наиболее приспособленных для передачи динамических осевой нагрузки и крутящего момента.

В первом поколении отечественных ВЗД применялись двухшарнирные соединения зубчатого типа с центральным шаром. Оно использовалось для передачи крутящих моментов до 7000 Н-м при частоте вращения до 200 об/мин. Эксцентриситет соединения доходил до 5 мм.

Шарнирные соединения ВЗД работают, как правило, в среде абразивных жидкостей. Поэтому надежная герметизация шарниров является одним из основных направлений повышения их работоспособности. Проблема герметизации осложняется тем, что полости, которые требуется изолировать, вращаются вокруг смещенных осей в условиях вибрации и значительного гидростатического давления. Поэтому герметизирующие элементы должны быть гибкими и прочными при циклической нагрузке, а устройство для герметизации в целом простым и надежным.

Сначала в шарнирах использовались простейшие резиновые уплотнения, в дальнейшем стали применять уплотнения сильфонного и манжетного типов (рис. 7.13).

Г и б к и е в а л ы. Существенный шаг, оказавший влияние на подходы к конструированию ВЗД в целом, был сделан в середине 70-х годов, когда ВНИИБТ выполнил комплекс научно-исследовательских работ и впервые в практике пр о-ектирования ВЗД предложил конструкцию гибкого вала, защищенную патентами.

К началу 90-х годов в большинстве типоразмеров ВЗД, выпускаемых в России, для соединения ротора и выходного вала применяются гибкие валы. В двигателях с наружным диаметром 88 мм и более гибкий вал размещается в расточке ротора, а в малогабаритных двигателях - ниже ротора.

В большинстве случаев гибкий вал ВЗД представляет собой металлический стержень круглого сечения с утолщенными концами. На концах выполняются присоединительные элементы: гладкий конус или коническая резьба. Иногда гибкий вал выполняется полым со сквозным цилиндрическим каналом для подвода рабочей жидкости высокого давления непосредственно к долоту. Для повышения циклической прочности в месте перехода от заделки к рабочей части вала имеется конус с углом 5-15° или галтель.

Типичные конструкции гибких валов приведены на рис. 7.14.

Преимущества использования гибких валов заключаются в простоте конструкции и высокой технологичности, большом сроке службы, соизмеримом с ресурсом корпусных деталей

Рис. 7.14. Гибкий вал ВЗД

двигателя, а также в возможности реализации различных компоновок двигателей.

Опыт эксплуатации двигателей в наклонно направленном и горизонтальном бурении выявил недостаточную стойкость гибких валов при углах перекоса секций более 1°30'. В связи с этим в последних конструкциях двигатели типа ДГ стали оснащать шарнирно-торсионными соединениями.

Характеристики ВЗД

Характеристики ВЗД необходимы для выбора оптимальных параметров режима бурения и поддержания их в процессе долбления, а также для определения путей дальнейшего совершенствования конструкций ВЗД и технологии бурения с их использованием.

В последнее время внимание к характеристикам ВЗД все более повышается. Это связано с внедрением регулируемых приводов буровых насосов, для эффективного использования которых знание характеристик гидромашины становится непременным условием; распространением новых технологий (наклонно направленное и горизонтальное бурение, бурение с использованием непрерывных труб), особенно чувствительных к изменению режимов работы ВЗД.

Современные программы бурения ведущих зарубежных фирм предусматривают стендовые испытания каждого гидродвигателя с целью получения их фактических характеристик. Несмотря на дополнительные затраты, это позволяет наиболее эффективно использовать ВЗД, в частности, косвенно по давлению на стояке контролировать нагрузку на долото, что в конечном счете приводит к улучшению технико-экономических показателей процесса бурения.

В России стендовые испытания также стали проводить заводы — изготовители двигателей.

В общем случае различают с т а т и ч е с к и е и д и-н а м и ч е с к и е характеристики ВЗД.

Статические характеристики отражают зависимость между переменными гидродвигателя в установившихся режимах.

Динамические характеристики определяют соответствующие зависимости в неустановившихся режимах и обусловливаются инерционностью происходящих процессов. К динамическим относятся и пусковые характеристики гидродвигателя.

Статические характеристики ВЗД можно условно классифицировать как стендовые и нагрузочные. Стендовые характеристики (как функции от крутящего момента) определяются в результате испытаний гидродвигателя. Нагрузочные х а-рактеристики (как функции от осевой нагрузки) чаще всего рассчитываются по стендовым для конкретных условий бурения.

Типичные стендовые характеристики винтового двигателя представлены на рис. 7.15. По мере роста момента M перепад давления p увеличивается практически линейно, а частота вращения n снижается вначале незначительно, а при приближении к тормозному режиму — резко. Кривые мощности N и общего КПД п имеют экстремальный характер.

Различают четыре основных режима: холостой (M = 0); оптимальный (максимального КПД); экстремальный (максимальной мощности) и тормозной (n = 0).

п, об/мин

0 1 2 3 4 5 6 7

М, кН м

Рис. 7.15. Типовая стендовая характеристика ВЗД (ДГ-155) 412

Рабочий режим ВЗД принимается соответствующим экстремальному (паспортные данные двигателя приводятся для данного режима) или режиму максимально допустимого перепада давлений (ограниченного объемным КПД или контактными напряжениями в паре). Некоторые фирмы в своих каталогах приводят конкретные значения допускаемого p.

Оптимальный режим смещен влево по отношению к экстремальному, т.е. наступает при меньших значениях крутящего момента. Как правило, экстремальный режим, соответствующий условиям наиболее эффективного разрушения горных пород, расположен рядом с границей зоны устойчивой работы ВЗД, при достижении которой дальнейшее увеличение нагрузки приводит к торможению двигателя.

Влияние различных факторов на характеристики ВЗД

Кинематическое отношение i. При заданных расходе жидкости и контурном диаметре кинематическое отношение оказывает определяющее влияние на характеристики ВЗД. Из рис. 7.11 видно, что многозаход-ные ВЗД обладают повышенным крутящим моментом при низкой частоте вращения, т.е. обладают высоким значением критерия эффективности M/n, определяющего показатели процесса бурения. Хотя по своему КПД многозаходные ВЗД немного уступают двигателям с однозаходным ротором, в целом КПД гидродвигателей с различными значениями i остается в целом на одном уровне.

К о н т у р н ы й д и а м е т р D_K. При заданном кинематическом отношении увеличение контурного диаметра РО приводит к возрастанию рабочего объема ВЗД и соответственному изменению его характеристик. Вместе с тем возможность варьирования D_K на стадии проектирования ограничена, поскольку исходным параметром является диаметр скважины.

Ш а г и РО (T, t). При заданных D_K и Q характеристики ВЗД можно изменять путем изменения шагов винтовых поверхностей статора T и t. С увеличением шагов возрастает рабочий объем V и критерий эффективности M/n гидродвигателя. При выборе шагов РО необходимо учитывать следующее:

увеличение T приводит к увеличению длины РО и общей длины гидродвигателя, что усложняет технологию изготовления РО и снижает эффективность использования ВЗД в наклонно направленном и горизонтальном бурении;

снижение T может привести к выходу из оптимального диапазона изменения коэффициента формы поверхности и ухудшению пусковых свойств двигателя (возможность неза-пуска).

Ч и с л о ш а г о в РО к. Влияние числа шагов (длины) РО на характеристики в первую очередь связано с изменением числа камер, отделяющих вход и выход гидромашины.

Результаты исследований (рис. 7.16) показали, что с уменьшением длины ротора существенно снижаются такие показатели экстремального режима, как крутящий момент, мощность и перепад давления, а также тормозной момент.

Данные экспериментов подтверждают целесообразность применения многошаговых конструкций РО с целью повышения крутящего момента и мощности ВЗД. Опыт эксплуатации двигателей показывает, что применение многошаговых пар также обеспечивает существенное увеличение их стойкости.

Н а т я г в п а р е 6. Натяг в РО влияет на объемные и механические потери ВЗД. С увеличением 6 объемные потери снижаются, а механические возрастают. Исследования влияния натяга в паре на характеристики ВЗД, например при испытаниях двигателя Д1-195, в интервале от зазора 0,9 мм до натяга 0,6 мм продемонстрировали, что с уменьшением натяга характеристика П — М становится более "мягкой” (рис. 7.17): снижаются тормозной момент и перепад давления, крутящий момент в экстремальном режиме. Вследствие возрастания

Рис. 7.16. Влияние числа шагов рабочих элементов на характеристику ВЗД:

1, 2, 3 — рабочие элементы делают соответственно два, четыре и шесть шагов

Рис. 7.17. Влияние натяга в рабочих элементах на характеристику ВЗД:

1 — зазор 0,15 мм; 2, 3, 4 — натяг соответственно 0,15 и 0,3 мм

утечек при уменьшении натяга (увеличении зазора) снижаются частота вращения и перепад давления в холостом режиме. При уменьшении 6 частота вращения в номинальном режиме (для двигателя Д1-195 номинальный крутящий момент принят равным 4 кН-м) существенно снижается (в 2 — 3 раза при зазоре 0,6 мм по сравнению с натягом 0,3 —0,6 мм). Перепад давления в номинальном режиме мало зависит от натяга. При уменьшении натяга снижается амплитуда поперечных колебаний корпуса двигателя и динамические нагрузки в РО и опорах шпинделя.

По мере износа РО, что равносильно снижению натяга или появлению зазора в паре, рекомендуется в процессе бурения увеличивать расход жидкости.

Влияние расхода жидкости. Расход жидкости Q является одним из параметров режима бурения. Чаще всего возможный диапазон изменения Q определяется исходя из технологии бурения скважины и задается конструктору ВЗД вместе с другими исходными данными.

Стендовые испытания ВЗД различных типоразмеров показывают, что с увеличением расхода (рис. 7.18) повышаются как тормозной момент и перепад давления, так и мощность, крутящий момент, частота вращения и перепад давления в экстремальном режиме; КПД гидродвигателя при увеличении Q в допустимом диапазоне изменяется незначительно.

Нижний предел расхода жидкости ограничивается нагрузочной способностью или устойчивостью работы двигателя. Верхний предел допустимого расхода жидкости ограничивается тремя факторами:

высокими инерционными нагрузками при увеличении частоты вращения;

КПД двигателя: при заданном натяге с определенного расхода жидкости происходит снижение объемного ц. Это объ -ясняется тем, что с увеличением частоты вращения и перепада давления на длине линии контакта образуется односторонний зазор, приводящий к разгерметизации РО и росту утечек. Кроме того, с увеличением расхода растут и гидравлические потери в двигателе;

износом РО из-за повышенных контактных напряжений и

Рис. 7.18. Влияние расхода бурового раствора на характеристику ВЗД (рабочий режим)

скоростей скольжения в рабочей паре, а также скорости жидкости в каналах РО.

В случае, если ограничения по расходу не удовлетворяют требованиям гидравлической программы бурения, используется способ разделения потока жидкости через полый ротор двигателя с помощью регулятора расхода.

7.2.3. ТУРБОВИНТОВЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ДВИГАТЕЛИ

В последние годы отечественный парк забойных гидравлических двигателей пополнился новым представителем — турбовинтовым двигателем (ТВД).

Впервые схема турбовинтового агрегата была предложена в 1970 г. авторским коллективом ВНИИБТ в составе М.Т. Гусмана, Д.Ф. Балденко, А.М. Кочнева и С.С. Никомарова.

Турбовинтовые двигатели ТВД органично сочетают высокую стойкость, свойственную турбобурам, и оптимальную энергетическую характеристику (высокий уровень отношения M/n при незначительном падении частоты вращения при нагрузке двигателя), характерную для ВЗД.

Турбовинтовой двигатель можно отнести к редукторным турбобурам, в котором винтовая пара выполняет функции не только редуктора, но и стабилизирующего элемента при перегрузках долота.

Несмотря на большую металлоемкость и сложность конструкции, турбовинтовые двигатели в ряде случаев успешно конкурируют с ВЗД.

Это объясняется прежде всего их существенно большим ресурсом, что особенно привлекательно при использовании современных высокопроизводительных долот.

Двигательные секции ТВД конструктивно могут выполняться в двух вариантах:

винтовая пара монтируется над турбинной секцией;

винтовая пара монтируется между турбинной и шпиндельной секциями.

В первом варианте упрощается конструкция двигателя — проектируется лишь один узел соединения планетарного ротора.

Второй вариант менее предпочтителен, так как требует двух узлов соединения ротора.

Наряду с гидравлическими машинами используют и электрические — электробуры. Электробур — это электрическая забойная машина, своеобразный электродвигатель, смонтированный в трубном корпусе малого диаметра и предназначенный для привода долота на забое скважины.

Современный электробур представляет собой, как правило, асинхронный маслонаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором.

Конструкция промышленного электробура была разработана в СССР в 1937—1940 гг. группой инженеров (А.П. Островский, Н.В. Александров, Ф.Н. Фоменко, А.Л. Ильский, Н.Г. Григорян и др.). Последующие опытно-конструкторские работы позволили значительно модернизировать электробур по сравнению с первыми образцами: была создана безредук-торная машина, мощность на валу электробура была увеличена в 2 — 3 раза (от 70 до 120 — 230 кВт) и наряду с этим уменьшен наружный диаметр. Серийное производство электробуров в СССР налажено с 1956 г.

В СССР до 1960 г. с помощью электробура было пройдено около 500 тыс. м скважин на нефть и газ. В настоящее время в ряде районов страны этим способом ежегодно бурят 200 — 250 тыс. м. Хотя указанный объем многократно уступает объему турбинного бурения в нашей стране, принципиальная схема подачи электрической энергии к забою скважины и использование погружного электрического двигателя для привода долота имеют неоспоримые преимущества, однако конструктивные трудности, невысокие эксплуатационнотехнические показатели и большая стоимость машины на данном этапе пока сдерживают применение этого вида техники в бурении.

Размерный ряд электробуров предусматривает их выпуск с наружными диаметрами корпуса 164, 170, 185, 215, 240, 250 и 290 мм. Наиболее распространен электробур диаметром 170 мм. В обозначении электробура первое число — его наружный диаметр, второе — число полюсов обмотки статора (например, Э215-10). Может добавляться буква "М", обозначающая модернизированную модель, и "Р" для редукторных турбобуров. Обозначение электродвигателя содержит сведения о наружном диаметре корпуса, общей длине магнитопро-вода с длиной немагнитопроводных пакетов и о числе полюсов. Например, маркировка МАП1-17-658/6 расшифровыва-вется следующим образом: МАП — мотор асинхронный по-418

гружной; 1 — для электробура; 17 — наружный диаметр

корпуса в см; 658 — общая длина магнитопровода и немагнитных пакетов статора в см; 6 — число полюсов.

Выпускаемый промышленностью электробур включает трехфазный асинхронный маслонаполненный двигатель А и маслонаполненный шпиндель Б на подшипниках качения (рис. 7.19).

В трубном корпусе электробура размещены пакеты магнитопроводной стали статора 6; они разделены пакетами немагнитопроводной стали в местах расположения радиальных шариковых опор ротора. Пакеты ротора 7 с алюминиевой обмоткой насажены на полом валу двигателя 5. Ротор расположен в статоре с зазором 0,5 —0,6 мм на сторону. Внутренняя полость двигателя заполнена сухим изоляционным маслом. От внешней среды внутренняя полость двигателя изолирована верхним 4 и нижним 8 сальниками. В сальники подается машинное масло. Для компенсации утечек масла через сальники и поддержания некоторого избыточного давления внутри двигателя, препятствующего попаданию промывочной жидкости внутрь, в верхней части электробура в лубрикатор-ной головке размещены лубрикаторы двигателя 3 и сальника

2. Внутри верхнего переводника проходит кабельный ввод от контактного стержня 1 до обмотки статора. Для восприятия веса вала в нижней его части над нижним сальником установлен упорный шариковый подшипник.

Снизу к двигателю присоединяется шпиндель. В шпинделе находится многорядная осевая опора на шариковых подшипниках 10. Полый вал центрируется в корпусе с помощью роликовых и шариковых подшипников. Вал шпинделя соединен с валом двигателя посредством соединительной зубчатой муфты 9; в месте соединения валов находится шарнирное уплотнение для изоляции внутреннего пространства от промывочной жидкости, поступающей к забою по внутреннему каналу в валу двигателя и шпинделя. Осевые нагрузки на породоразрушающий инструмент полностью воспринимаются осевой опорой шпинделя и на вал двигателя не передаются. В нижней части шпинделя помещено сильниковое уплотнение

12. Шпиндель заполнен густым машинным маслом и оснащен лубрикатором 11. Избыточное давление лубрикатор создает за счет усилия сжатой пружины, которая давит на поршень. Под поршнем находится резерв масла, восполняющий его потери из шпинделя.

Асинхронные двигатели для электробуров имеют жесткую характеристику, т.е. диапазон изменения их частоты враще-

Рис. 7.19. Принципиальная схема электробура

Рис. 7.20. Характеристика двигателя

МАП1Д-25-617/10

ния довольно ограничен. Ее изменение зависит от скольжения ротора относительно поля статора: n = n_n(1 - 5),

где n — частота вращения ротора двигателя; n_п — частота вращения магнитного поля статора, n_п = 60//р₁; f — частота тока; p — число пар полюсов (двигатели выпускают 10-, 8- и 6-полюсными); S — скольжение, при нормальной нагрузке скольжение S = 8+12 %.

Вращающий момент (Н-м) асинхронного двигателя электробура может быть подсчитан по формуле

^m1P^U 1²

M =-^S--,

2я/ &R₁ + с₁ —* + (х ₁ + с₁х2)²

где m₁ — число фаз обмотки статора; U₁ — напряжение на зажимах двигателя, В; R2 — приведенное омическое сопротивление ротора, Ом; R₁ — омическое сопротивление фазы обмотки статора, Ом; х₁ — индуктивное сопротивление обмотки статора, Ом; х ₂ — приведенное индуктивное сопротивление ротора, Ом; с₁ — коэффициент, зависящий от напряжения на клеммах двигателя.

Как следует из формулы, вращающий момент двигателя прямо пропорционален квадрату напряжения на его вводе. Снижение напряжения приводит к заметному падению вращающего момента. В связи с этим необходимо учитывать потери напряжения в токоподводе от поверхности к двигателю, а падение напряжения при кратковременных перегрузках двигателя рекомендуется компенсировать некоторым повышением напряжения на вводе двигателя на 5—10 % от номинального. Номинальное напряжение на клеммах электробуров составляет 1000 — 1200 В в зависимости от типа двигателя.

Характер зависимости вращающего момента двигателя МАП1Д-25-617/10 от частоты вращения вала двигателя приведен на рис. 7.20.

На графике вращающего момента правая ветвь от точки максимума является областью устойчивой работы (рабочая область), левая — областью неустойчивой работы. При запуске двигателя заметно снижается вращающий момент (зона провала) в процессе выхода на режим. В зоне провала вращающий момент может падать до 60 % от номинального. Но так как двигатель запускают с малой нагрузкой, а маховой момент вращающихся деталей и инструмента мал, даже при уменьшенном моменте двигатель быстро увеличивает частоту вращения вала.

Коэффициент полезного действия двигателя при номинальной нагрузке составляет 66 — 68 %. Поскольку механические потери в шпинделе на опорах качения сравнительно невелики, характеристику электробура можно принимать по характеристике двигателя.

Электроэнергия к забойному двигателю подводится по секционированному кабелю, помещенному внутри бурильной колонны.

Токоподвод может осуществляться по трех- или двухжильному кабелю. В последнем случае в качестве третьего провода используется бурильная колонна. Эта система питания носит название "два провода — земля" (сокращенно ДПЗ).

Система ДПЗ позволяет увеличить площадь сечения проходного канала в бурильной колонне и таким образом способствует снижению потерь напора при циркуляции промывочной жидкости по бурильной колонне.

Каждую кабельную секцию помещают в отдельной бурильной трубе, и ее концы закрепляют в трубе на опорах с втулками, обеспечивающими некоторое свободное проворачивание кабеля при соединении труб. Секции соединяют в единую цепочку с помощью контактных элементов — контактного стержня на верхнем конце и контактной муфты на нижнем. Контактный стержень защищен от механических повреждений защитным стаканом. Соединение контактных элементов происходит автоматически при свинчивании бурильных труб, при этом контактный стержень входит в муфту с некоторым натягом, обеспечивающим герметичность соединения от проникновения бурового раствора.

Для монтирования секций электрокабеля используют специальные бурильные трубы типа ЭБШ с гладкопроходным сечением. Они выпускаются диаметрами 140 и 114 мм с высаженными наружу концами. Трубы изготовляют из стали групп прочности Д и Е.

Кабельный подвод электробура — одно из наиболее слабых звеньев системы. Вследствие загрязнения и недостаточной герметичности соединений секций омическое сопротивление изоляции снижается. Если при спуске инструмента наблюдается резкое падение сопротивления (первоначальное сопротивление собственно электробура 50 МОм), то спуск инструмента прекращают и выбраковывают трубы с низким сопротивлением в изоляции кабеля. В процессе работы в соединениях с недостаточной герметичностью происходят пробои. Пробои и разрывы электрической цепи могут происходить также вследствие поломки медных контактов в муфте и излома кабеля в местах его сращивания с контактными соединениями.

Для бурения с электробуром буровую установку оснащают дополнительным электрооборудованием: распределительным устройством высокого напряжения, трансформатором, станцией управления электробуром. На пульте бурильщика устанавливают дополнительные электрические контрольные приборы (вольтметр, амперметр) для контроля нагрузки электробура, кнопки управления контактной системой, подающей напряжение на электробур, органы управления режимом работы автоматического регулятора. Автоматический регулятор управляет подачей инструмента в зависимости от загрузки двигателя и буримости горных пород.

Обладая всеми достоинствами, присущими забойным двигателям (облегчение условий работы бурильной колонны, существенное снижение износа бурильных труб в скважине, исключение затрат мощности на их холостое вращение и т.п.), электробур имеет неоспоримые преимущества по сравнению с гидравлическими забойными машинами:

режим работы электробура не зависит от расхода промывочной жидкости, который в данном случае можно выбирать только по условию полной и своевременной очистки забоя от шлама;

режим работы электробура практически не зависит от свойств циркулирующего бурового раствора, что позволяет применять его при использовании утяжеленных растворов, газообразных агентов и при продувке;

токоподвод с поверхности к электробуру является каналом связи, позволяющим использовать забойные системы контроля режима работы породоразрушающего инструмента и непрерывно следить за направлением ствола скважины;

при работе с электробуром открывается возможность автоматизировать процесс бурения по данным забойных датчиков для оптимального использования мощности двигателя;

поскольку электробур представляет собой маслонаполненный двигатель, все детали которого работают в среде, изолированной от бурового раствора, он меньше подвержен абразивному износу и его рабочая характеристика остается практически неизменной в течение всего срока работы.

К недостаткам электробура относятся: высокая стоимость забойного двигателя, опасность потери дорогостоящей машины вследствие прихвата в скважине, ограниченный срок межремонтной работы вследствие недостаточной износостойкости уплотнительных сальников электробура и недостаточной надежности системы токоподвода.

Перспективы развития буровых работ с применением электробуров связаны с существенным повышением ресурса работы электробура с системой токоподвода до 200 ч и более, улучшением его выходных характеристик, позволяющих поддерживать оптимальный режим работы породоразрушающего инструмента.

7.3. РОТОРНОЕ БУРЕНИЕ

При роторном бурении долото приводится во вращение вращательным механизмом — ротором — через бурильную колонну, выполняющую роль промежуточной трансмиссии между долотом и ротором.

Ротор служит также для поддерживания бурильной или обсадной колонны на весу при помощи элеватора или пневматических клиньев. Для выполнения перечисленных работ ротор должен обеспечивать необходимую частоту вращения бурильной колонны и легко менять направление вращения, грузоподъемность его должна несколько превышать вес наиболее тяжелой (бурильной или обсадной) колонны.

Ротор (рис. 7.21) состоит из литого стального корпуса 2, во внутренней полости которого на упорном шариковом подшипнике 4 размещен стол 3 с укрепленным с помощью горячей посадки зубчатым коническим венцом. Последний входит в зацепление с конической звездочкой, посаженной на валу 8, вращающемся на двух подшипниках. В нижней части устанавливается вспомогательная опора 1, закрепленная гайкой 10. Верхняя часть стола ротора закрывается кольцевым кожухом 7, ограждающим периферическую часть вращающегося стола. На консольной части роторного вала смонтировано цепное колесо 9, через которое подводится мощность к ротору.

Диаметр отверстия в столе ротора определяет максимальный размер долота, которое может быть пропущено через него. В связи с этим выпускают роторы с различными диаметрами проходного отверстия (от 400 до 760 мм). В центральное отверстие вставляют вкладыши 6, в которые вводят зажимы 5 для ведущей трубы. Перемещение вкладышей ротора и зажимов в осевом направлении предупреждается запорами, а закрепление стола осуществляется защелкой.

Для смазки трущихся деталей и отвода тепла, образующегося при работе зубчатых передач и подшипников, в станину ротора заливается масло.

В 30-х годах широко применялся привод ротора от специально устанавливаемых для него двигателей (привод индивиду-424 альный ротора ПИР), а в настоящее время таким приводом снабжна только установка БУ-50Бр. Однако в некоторых районах при бурении глубоких скважин роторным способом, особенно в осложненных условиях, иногда применяют индивидуальный привод ротора ПИРШ4-2А, укомплектованный двумя электродвигателями мощностью 320 кВт, трехвальной коробкой перемены передач и ротором. Мощность от коробки передач к ротору отбирается при помощи специальных полужестких муфт. Ротор может работать при четырех скоростях вращения: 70, 140, 220 и 320 об/мин.

В других случаях отечественные буровые установки предусматривают отбор мощности от двигателей лебедки с помощью цепной или карданной передачи. При первом варианте мощность отбирается с одного из валов лебедки, выполняющего при этом функции трансмиссии, при втором варианте — непосредственно от двигателя лебедки с помощью карданной передачи.

В процессе роторного бурения часть мощности расходуется на привод поверхностного оборудования, вращение бурильной колонны и разрушение горной породы долотом. Рассчитать требуемую мощность на осуществление перечисленных работ очень трудно, так как затрата мощности зависит от очень многих факторов: диаметра бурильной колонны и скважины, длины бурильной колонны, свойств промывочной жидкости и т.д. Поэтому можно сделать только ориентировочные расчеты, используя эмпирические формулы, показывающие, что на вращение поверхностного оборудования и бурильной колонны затрата мощности прямо пропорциональна длине колонны, квадрату диаметра бурильной колонны, плотности промывочной жидкости и частоте вращения бурильной колонны в степени, близкой к 2. Отсюда следует, что с ростом глубины скважины бесполезная затрата мощности возрастает и, следовательно, подводимая к долоту мощность уменьшается.

На условия работы ротора влияют и изменения нагрузки на долото. Так, при увеличении нагрузки возможно такое сочетание, когда величина вращающего момента, передаваемого бурильной колонной, окажется недостаточной для преодоления сопротивления, встречаемого долотом со стороны горной породы. В результате долото начинает вращаться с меньшей частотой и даже может на некоторое время оказаться в заторможенном состоянии. В бурильной колонне при этом кинетическая энергия вращения переходит в потенциальную энергию кручения, которая после достижения оп-

OQS

Рис. 7.21. Ротор Р560-Ш8

ределенного значения преодолевает сопротивление породы, и происходит обратный процесс — превращение потенциальной энергии кручения в кинетическую энергию вращения.

Такой переход видов энергии из одного состояния в другое приводит к возникновению упругих колебаний, и если их частота совпадает с частотой вынужденных колебаний колонны, возникающих вследствие неравномерной подачи долота, то наступает резонанс, передающийся через ведущую трубу ротору. Последний при создании таких условий его эксплуатации испытывает большие динамические нагрузки, приводящие к интенсивным вибрациям ротора, его фундамента, вышки; все это сопровождается нарастанием шума в буровой, а иногда даже авариями.

Как видно, вращение бурильной колонны, необходимое при роторном бурении, приводит к значительному осложнению процесса проходки скважины. Этим и объясняется вытеснение роторного бурения в ряде районов бурением с забойными двигателями.

7^6ii6e6e6aAoa.QAOda6

ё1Лдпаа аЛЁаё1ёЛай9б1 Ё а A g л 90 110еёё^ё^е^

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

7.1. ааЛёёаТааЛпай ^0 110е0ё0аА6а?Ай1оа1 ё1А^Паа а 1АёАа?0ёаё?ааА ёё^ё?^оЬ! ёАбба?ё?

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую — объекты основного (технологического) назначения и вторую — объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки котрольно-изме-рительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внут-ристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. При работе ПНПС в режиме "из насоса в насос" (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; ^в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов (см. гл. 12).

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 — 600 км, состоящие из 3 — 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме "из насоса в насос", и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станций практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав фун-кциональных блоков, монтируется и испытывается на за-воде, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е. насосные агрегаты вместе со всеми вспомогательными системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от —40 до +50 °С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.

7.2. Ёб^бёЛай^оа еаА^ tpOiiOeOeOaAoaQAOoai efA^naa

Генеральный план НПС разрабатывают согласно заданию на проектирование в соответствии с технологической схемой нефтепровода, а также с учетом всего комплекса условий местности: рельефа, ее геологических и гидрологических особенностей, климатических и метеорологических условий и т.п. Генеральный план должен содержать комплексное решение планировки и благоустройства территории, размещение зданий и сооружений НПС, транспортных и инженерных коммуникаций. Генеральный план НПС разрабатывается в соответствии с существующими нормами технологического проектирования.

Генеральный план НПС представляет собой чертеж (рис. 7.1), изображающий расположение зданий и сооружений НПС на территории, отведенной под строительство, правильное решение которого снижает стоимость сооружения стан-

Рис. 7.1. Генеральный план НПС:

1 — проходная; 2 — административный корпус; 3 — котельная; 4 — гараж; 5 — ремонтная мастерская; 6 — резервуары с топливом РВС 1000; 7 — подземные железобетонные резервуары с водой V = 1000 м³; 8 — водонасосная; 9 — склады; 10 — электрическая подстанция; 11 —

пожарное депо; 12 — площадка регулирующих устройств; 13 — основная насосная; 14 — площадка с предохранителями; 15 — площадка фильтров; 16 — узел учета; 17 — подпорная насосная; 18 — площадка очистных устройств; 19 —

резервуары для нефтепродуктов РВС 20000

ции, способствует улучшению и удешевлению ее эксплуатации, а также повышению пожарной и экологической безопасности объектов.

Площадку под сооружение НПС выбирают с учетом выполнения некоторых обязательных требований:

рельеф местности должен быть пологим с явно выраженным уклоном для удобства самотечного отвода поверхностных вод;

грунты на площадке должны обладать достаточно высокой несущей способностью; геологические условия района площадки должны допускать возведение всех сооружений станции без создания искусственных оснований;

грунты на площадке должны быть сухими с возможно более глубоким уровнем грунтовых вод.

Не допускается сооружение НПС на заболоченных и заливных участках, участках подверженных оползневым и карстовым явлениям, а также в зонах санитарной охраны источников водоснабжения. При размещении станций у рек или водоемов высотные отметки площадки должны быть не менее чем на 0,5 м выше расчетного горизонта высоких вод; за расчетный горизонт воды принимают наивысший ее уровень за 100 лет. Нефтеперекачивающие станции, сооружаемые вблизи рек, размещают ниже ближайших населенных пунктов.

При выборе площадки для сооружения НПС следует учитывать возможное расширение станций.

При разработке генерального плана НПС обеспечивают наиболее рациональное размещение зданий и сооружений станции, а также благоприятные и безопасные условия труда ее работников. Для этого:

здания административно-хозяйственного назначения располагают со стороны наиболее интенсивного движения автотранспорта;

здания и сооружения с производствами повышенной пожарной опасности, в том числе котельную, располагают с подветренной стороны к другим зданиям;

здания вспомогательного производства размещают по соседству с основными зданиями и сооружениями;

здания бытовых помещений располагают ближе к проходной; энергообъекты приближают к основным потребителям, чтобы уменьшить протяженность тепло-, газо- и паропроводов и линий электропередач;

открытые подстанции размещают на самостоятельных участках;

производственные объекты с большой нагрузкой на грунт (например, резервуарные парки) размещают на участках с однородными хорошо сцементированными грунтами, способными обеспечить устойчивость фундаментов.

При размещении зданий и сооружений НПС учитывают стороны света и преобладающие направления ветров. Длинные стороны градирен (устройств для воздушного охлаждения циркуляционной воды) располагают перпендикулярно к преобладающему направлению ветров. Места для забора наружного воздуха системами приточной вентиляции выбирают в зонах наименьшего его загрязнения. Для станций с территорией более 5 га предусматривают не менее двух выездов, включая резервный. Проезды на территории НПС должны обеспечивать свободное движение в обоих направлениях, а также легкий подъезд пожарных машин к каждому зданию. Расстояние от края проезжей части до стены здания должно быть не более 25 м.

Генеральные планы НПС разрабатываются в соответствии с действующими СНиПами: "Генпланы промышленных предприятий", "Планировка и застройка населенных мест. Нормы проектирования", "Производственные здания промышленных предприятий. Нормы проектирования", "Противопожарные требования" и т.д. Большое значение имеет унификация генеральных планов с применением зонирования объектов, т.е. разделением площади застройки станции на производственную и служебно-вспомогательную зоны. В производственной зоне располагают объекты, непосредственно связанные с перекачкой нефти (насосные, резервуарный парк, блок регулятора давления, блок приточно-вытяжной вентиляции и т.п.); в служебно-вспомогательной — объекты обслуживания НПС (административно-хозяйственный блок, блок-боксы водоснабжения, пожаротушения, склады и т.п.).

Топографической основой для составления генерального плана НПС являются ситуационный план района расположения площадки, выполненный в масштабе М 1:10000 или М 1:50000, на который нанесены окрестные объекты (дороги, ручьи и реки, промышленные предприятия, сельскохозяйственные угодья и т.п.), а также топографический план площадки НПС. С помощью ситуационного плана транспортные и технологические магистрали увязывают с соответствующими технологическими коммуникациями района; с помощью топографического плана увязывается размещение основных и вспомогательных объектов НПС с рельефом и природными особенностями местности.

Для облегчения размещения отдельных объектов на топографический план площадки наносят "розу ветров" и координатную сетку со сторонами 100x100 или 50x50 м, которая должна быть увязана с существующей топографической сетью страны. Линии сетки обозначают: в горизонтальном направлении буквой А, в вертикальном — буквой Б. Перед буквами записывают расстояние в метрах, кратное шагу сетки до начала координат (за начало принимается существующая реперная точка). Сетка служит основой для разбивки на местности всех зданий и сооружений (разбивкой называют закрепление на местности положения каждого здания или сооружения). Горизонтальная разбивка определяет расположение здания в плане, вертикальная — высотные параметры. На генеральном плане должны быть указаны габаритные размеры и координаты углов зданий и сооружений. Здания "привязывают" по двум противоположным углам; объекты цилиндрической формы — по центру (см. рис. 7.1). Генеральный план НПС выполняется в масштабе М 1:1000 или М 1:5000.

7.3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ

НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Технологической схемой НПС называют вне-масштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанцион-ных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием, а также с указанием диаметров и направлений потоков (рис. 7.2).

Основными элементами, изображаемыми на технологической схеме НПС, являются:

система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки;

схема обвязки резервуарного парка (если таковой имеется); схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насовов;

узлы технологических задвижек (манифольды); размещение технологического оборудования (фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т.д.);

узлы учета нефти (если таковые имеются); узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств;

предохранительные клапаны.

Принятая на данном нефтепроводе технология перекачки нефти диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные (рис. 7.3): из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров.

При использовании схемы перекачки "из насоса в насос", резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку (см. рис.

7.3, г). Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является "жесткая" гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара (см. рис. 7.3, а). Преимущества постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки "из насоса в насос", поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков.

При использовании схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами (см. рис. 7.3, б, в). В первом

Рис. 7.2. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции:

I — основной трубопровод; II — проектируемый трубопровод; III — трубо

провод паров нефти; IV — трубопровод утечки; V — задвижка с электроприводом; VI — клапан обратный; VII — фланец-заглушка; VIII — переход на трубопроводе; IX — направление потока нефти; X — счетчик ультразвуковой; XI — заслонка; XII — камера приема (пуска) СОД; 1 — насос центробежный; 2 — фильтры-грязеуловители; 3 — регулятор давления; 4 — емкость для сбора утечек и дренажа с насосами откачки утечек; 5 — клапан предохранительный; 6 — насос центробежный с ротором с электродвигателем; 7 — агрегат электронасосный нефтяной для откачки утечек с электродвигателем; 8 — резервуар-сборник нефти объемом 100 м³ от системы сглаживания волн давления и дренажа; 9 — емкость для сбора утечек нефти и дренажа технологических трубопроводов с погружным насосом с электродвигателем N = 15 кВт; 10 — устройство сглаживания волн давления; 11 — счетчик ультразвуковой; 12 — фильтры-грязеуловители с патрубками; 13 — регулирующая заслонка на суммарную производительность 4100 м³/ч

Рис. 7.3. Основные технологические схемы перекачки нефти:

а — постанционная; б — через резервуар; в — с подключенным резервуаром; г — из насоса в насос; I — задвижка закрыта; II — задвижка открыта; 1 — резервуар; 2 — насосный цех

варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более "мягким" в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки (см. гл. 12), что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.

Обвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах: одно- и двухпроводном (рис. 7.4). В первом варианте (см. рис. 7.4, а) заполнение идет через один из несколько коллекторов одновременно в оба резервуара Р-1 и Р-2 (или только в один из них), а опорожнение осуществляется через другой коллектор. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколько приемораздаточных патрубков (в данном случае по четыре). Во втором варианте (см. рис. 7.4, б) каждый из резервуаров (Р-1, Р-2, Р-3, Р-4) соединен с общим коллектором отдельным трубопроводов через манифольдную (узел № 1).

Обвязка насосов НПС представлена на рис. 7.5. Основные насосы для увеличения напора, создаваемого станцией, соединяют последовательно, в то время как подпорные насосы (если они имеются на станции) для обеспечения большей пропускной способности соединяют параллельно.

Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из агрегатов станции. Приведенная схема обвязки (см. рис. 7.5) позволяет осуществлять обратную перекачку нефти из магистрали в резервуарный парк при помощи коллектора и подпорных насосов.

Возможны также параллельное и последовательно-параллельное соединения основных насосов НПС. В этом случае используется дополнительный коллектор (рис. 7.6).

Обратный клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только в од-

Рис. 7.4. Обвязка резервуаров НПС:

а - для ГИПС и ПНПС; б - для ГНПС

Рис. 7.5. Обвязка основных и подпорных насосов в НПС:

ПН1, ПН2 — подпорные насосы; Н1, Н2, Н3, Н4 — основные насосы; КО — обратный клапан; С — коллектор

Рис. 7.6. Комбинированное (последовательно-параллельное) соединение насосов НПС

ном направлении (см. рис. 7.5, 7.6, стрелка). При работающем насосе давление, действующее на заслонку клапана справа (давление нагнетания), больше, чем давление, действующее на эту заслонку слева (давление всасывания), вследствие чего заслонка закрыта, и нефть идет через насос. При неработающем насосе давление слева от заслонки клапана больше, чем давление справа от нее, вследствие чего заслонка открыта, и нефть поступает через КО к следующему насосу, минуя неработающий.

Важным элементом НПС магистральных нефтепроводов являются узел учета нефти на потоке. Как правило, узел учета размещают на пути движения нефти от резервуарного парка к нефтепроводу между подпорной и магистральной насосными (см. рис. 7.5).

Примерная технологическая схема узла учета представлена на рис. 7.7. Узел состоит из фильтра 3, струевыпрямителя 4 и турбинного счетчика 5. Кроме того, узел учета имеет ответвление 7 к контрольному счетчику или пруверу (от английского слова prove — доказывать, удостоверять) — устройству, предназначенному для проверки работы счетчиков непосредственным объемным измерением.

Другим типичным элементом технологической схемы НПС является узел приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода (см. рис. 7.2, правая часть). На головных НПС сооружают только камеры пуска, на п р о-межуточных НПС — как камеры пуска, так и камеры приема, в конечных пунктах — только камеры приема.

Существуют различные конструкции средств очистки и диагностики (рис. 7.8). Каждое из очистных устройств обладает определенными преимуществами и недостатками, поэтому

Рис. 7.7. Схема узла учета нефти на потоке:

1 — отсекающие задвижки; 2 — манометр; 3 — фильтр; 4 — струевыпрями-тель; 5 — турбинный счетчик; 6 — термометр; 7 — отвод к пруверу; 8 — контрольный кран

Рис. 7.8. Очистные устройства:

а — очистной поршень; б — щеточный скрепок типа ЩС; в — эластричный шаровой разделитель типа РШ

используется в том или ином конкретном случае. Например, эластичный шаровой разделитель типа РШ обладает повышенной проходимостью внутри трубопровода, способен преодолевать сужения трубы, крутые повороты и даже неполнопроходные задвижки, однако из-за своей эластичности он обладает худшими очистными свойствами по сравнению, например, со скребками, особенно в случае застарелых и твердых отложений.

На рис. 7.9 представлена схема камер приема и пуска эластичных шаровых разделителей конструкции СКБ "Транс-нефтеавтоматика" на ПНПС.

Для приема разделителей с предыдущего участка нефтепровода используют камеру 6. Задвижки <6 и <8 открывают (задвижка <5 закрыта) и закрывают задвижку <7. Разделители вместе с потоком нефти поступают из линейной части нефтепровода 8 в камеру 6, что фиксируется сигнализатором

7. Принятый разделитель остается в камере 6, а поток, минуя задвижку <8 (задвижка <4 закрыта), уходит в линию всасывания ПНПС. Для пуска разделителей используется камера 1. Задвижку <1 открывают, а задвижку <2 закрывают. На от-секатель 14, удерживающий разделитель в камере, подается команда пуска, и один из разделителей уходит вместе с по-

Рис. 7.9. Схема устройств приема и пуска шаровых разделителей РШ:

1 — камера пуска; 2 — концевой затвор; 3 — трехходовой кран; 4, 9 — насосы; 5, 10 — емкости; 6 — камера приема; 7 — сигнализатор; 8 — линия всасывания ПНПС; 11 — линия нагнетания ПНПС; 12 — байпас; 13 — тройник; 14 — отсекающий механизм; 15 — прибор контроля; 16 — линейный сигнализатор

током нефти на следующий участок нефтепровода. Для удаления остатков нефти из камер 1 и 6 (дренажа камер) служат емкости 5 и 10 с насосами 4 и 9.

7.4. КОНСТРУКЦИЯ И КОМПОНОВКА НАСОСНОГО ЦЕХА

Для сооружения насосных цехов используют огнестойкие материалы (кирпич, •етон, железобетон). Иногда делают здания каркасного типа с заполнением стен легкими панелями. Размеры здания зависят от мощности нефтепровода (числа и типа используемых для перекачки агрегатов), габаритов основного и вспомогательного оборудования.

Насосный цех имеет ленточный (сплошной) или свайный железобетонный фундамент. Свайные фундаменты используют для сооружения насосных на слабых или просадочных грунтах. Глубина заложения подошвы фундамента должна •ыть ниже глубины промерзания грунта, поскольку в противном случае возможно выпучивание фундамента. Центробежный нагнетатель и привод насоса могут устанавливаться на одном и том же или на отдельных фундаментах, но в лю-•ом случае этот фундамент (или фундаменты) не должен соединяться с фундаментом здания.

Наземная часть насосных цехов выполняется из спорных элементов. Несущей частью каркасного здания являются колонны; стены чаще всего выполняются из специальных стеновых панелей. Покрытия выполняются в виде плит и панелей, которые укладываются непосредственно на несущие элементы. Существует несколько видов типовых проектов насосных цехов. Их основой являются требование соблюдения норм, обеспечивающих удобство и безопасность работ при монтаже, эксплуатации и ремонте, а также минимальная стоимость. Конструкцию здания насосного цеха выбирают в зависимости от климатических условий.

Основными помещениями насосного цеха являются насосный зал и зал электродвигателей. Залы оборудуются грузоподъемными механизмами — мостовыми кранами. Грузоподъемность каждого крана определяется максимальным весом установленного оборудования. Для укладки путей мостовых кранов используются подкрановые балки, изготовленные из стали или железобетона и являющиеся частью основного каркаса насосного цеха.

На рис. 7.10 и 7.11 показана типовая компоновка насосного цеха. В данном случае нагнетатели и приводы насосов смонтированы на общем фундаменте. Для уменьшения размеров насосного цеха и обеспечения безопасной работы часть оборудования (задвижки, обратные клапана, коллекторы) размещена за пределами цеха. Несущую основу стены составляют железобетонные колонны высотой 8—12 м, служащие одновременно вертикальной основой каркаса всего здания. На специальных консольных выступах колонн размещены железобетонные подкрановые балки, которые совместно с двускатными железобетонными балками (или фермами покрытия), устанавливаемыми на верхнем срезе колонн, придают пространственную жесткость конструкции цеха. Стены цеха выполнены из панелей, а огнестойкая перегородка изготовлена из кирпича.

Для прокладки основных и вспомогательных трубопроводов применяют канальную систему, если диаметры трубопроводов не превышают 500 мм, и бесканальную для трубопроводов большего диаметра.

Насосные цехи НПС бывают двух основных типов: с разделительной огнестойкой (брандмауэрской) перегородкой (см. рис. 7.10, 7.11) или без нее. Это зависит от того, каков вариант исполнения приводов перекачивающих агрегатов станции — обычный, взрывонезащищенный, или так называемый взрывобезопасный. В первом случае помещение насосного цеха разделяют воздухонепроницаемой перегородкой на два отдельных зала с отдельными выходами и входами; во втором случае такого разделения не делают.

Если разделительная перегородка существует, то в первом зале, являющемся помещением повышенной пожаро- и взрывоопасности, устанавливают центробежные нагнетатели, а во втором зале, в который нет доступа нефтяным парам, — приводы агрегатов (электродвигатели). В первом зале размещают также оборудование для сбора и откачки утечек, мостовой кран во взрывобезопасном исполнении с ручным приводом грузоподъемностью 8 т. Электродвигатели, установленные во втором зале, имеют встроенные системы водяного охлаждения воздуха с замкнутыми системами вентиляции. Кроме того, во втором зале размещают блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком и для ремонтных работ — мостовой кран грузоподъемностью 20 т. Центробежные нагнетатели и их приводы (электродвигатели), находящиеся в разных залах, соединяют друг с другом без промежуточного вала. Соединение происходит через отвер-170

Рис. 7.10. План насосного цеха, оборудованного насосными агрегатами НМ-3600-230:

1 — комперссорная; 2 — операторная; 3 — КТП; 4 — щитовая; 5 — вентиляционная камера

Рис. 7.11. Насосный цех, оборудованный насосными агрегатами НМ-3600-230:

1 — кран ручной мостовой однобалочный; 2 — задвижка с электроприводом; 3 — клапан обратный; 4 — всасывающий трубопровод; 5 — насос с электродвигателем; 6 — кран ручной мостовой двухбалочный

стия герметизирующей камеры в разделительной стенке. К этим отверстиям по специальной системе вентиляции подается чистый воздух, создающий упругую пневмозащиту, препятствующую проникновению нефтяных паров из одного зала в другой. Избыточное давление воздуха в камере перед отверстием должно составлять 25 — 30 мм вод. ст., расход воздуха на одну камеру — примерно 20 м³/ч. Указанные параметры в системе вентиляции насосных агрегатов должны поддерживаться постоянно, независимо от того, ведется ли перекачка данным насосом или он находится в резерве. Если же в качестве привода насосных агрегатов используются электродвигатели во взрывобезопасном исполнении (что достигается принудительным нагнетанием воздуха под защитный кожух привода для поддержания избыточного давления), то привод устанавливают в общем с нагнетателями зале. Выбор того или иного варианта производится по результатам технико-экономической оценки.

Насосные агрегаты связывают трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их всасывающие и нагнетательные патрубки через общий коллектор наружной установки. Трубопроводы укладывают в грунте и присоединяют к насосным коммуникациям сваркой. В общем укрытии прокладывают трубопроводные коммуникации вспомогательных систем. Вдоль коммуникаций сооружают площадки для обслуживания и ремонта оборудования с соответствующими ограждениями и лестницами. Места прохождения трубопроводов через разделительную стенку (если таковая имеется) уплотнены специальными герметизирующими сальниками.

Компоновка оборудования и коммуникаций насосного цеха должна проводиться в соответствии с очевидными условиями их нормального функционирования. В частности, эти условия предусматривают:

напорную подачу масла к подшипникам насосов и электродвигателей и безнапорный (самотечный) его отвод от подшипников в баки централизованной маслосистемы;

самотечный отвод утечек нефти от торцевых уплотнений (из картера) основных насосов в сборник утечек по закрытой, герметичной схеме;

напорную откачку нефти из сборников утечек погружными насосами;

принудительную подачу воды для охлаждения воздуха, циркулирующего внутри привода (электродвигателей);

принудительную подачу воды для охлаждения масла централизованной маслосистемы в маслоохладители;

беспрепятственное создание упругой пневмозавесы в отверстиях герметизирующих проемов, через которые соединяются центробежные нагнетатели с приводом.

Разумеется, для обеспечения этих условий (в частности, самотека жидкостей), необходимо предусмотреть правильное соотношение высотных отметок начал и концов технологических трубопроводов. Для свободного доступа к трубопроводам и коммуникациям в местах их прокладки предусматривают съемные плиты пола.

7.5. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ НАСОСНОГО ЦЕХА

Для обеспечения нормальной эксплуатации перекачивающих агрегатов НПС на ней устанавливают следующие вспомогательные системы:

разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений; смазки и охлаждения подшипников; сбора утечек от торцевых уплотнений; средств контроля и защиты насосных агрегатов; подготовки и подачи сжатого воздуха;

оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом. Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений

центробежных нагнетателей предназначена для защиты торцевых уплотнений каждого центробежного нагнетателя от чрезмерных перегрузок по давлению и высоких температур, возникающих при выделении тепла трения. Торцевые уплотнения обеспечивают работу быстро вращающегося вала насосного агрегата в местах его выхода из корпуса нагнетателя (см. рис. 6.2, 8, рис. 6.9, 12), поэтому на их долю приходятся большие силовые нагрузки и сильный разогрев. Если не предусмотреть специальную систему разгрузки торцевых уплотнений и отвода выделяющегося тепла, то торцевые уплотнения быстро выйдут из строя.

Существует несколько различных схем разгрузки и ох -лаждения торцевых уплотнений, но все они действуют по одному и тому же принципу — организации принудительной циркуляции некоторой части перекачиваемой нефти либо внутри корпуса нагнетателя, либо из корпуса нагнетателя наружу, но так, чтобы каждый раз путь жидкости пролегал через каналы в теле уплотнения. Этим достигается, с одной стороны, снижение перегрузки по давлению, а с другой — охлаждение уплотнения путем отвода тепла, выделяющегося при трении вращающегося вала о детали уплотнения.

При так называемой групповой схеме разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений некоторая часть перекачиваемой нефти за счет избыточного давления в линии всасывания нагнетателя сначала продавливается через каналы в теле торцевого уплотнения, а затем подается либо в резервуар сбора утечек, либо в коллектор насосной со стороны всасывания. Уходящая нефть уносит с собой выделившееся тепло и разгружает уплотнения. Групповой схема называется потому, что нефть из всех насосов поступает в общий коллектор станции и затем снова подается в линию всасывания. Недостаток такой системы состоит в снижении КПД перекачивающих агрегатов вследствие значительных (10 — 50 м³/ч) перетоков нефти по линии разгрузки.

Более прогрессивны индивидуальные схемы охлаждения торцевых уплотнений. Они применяются для нагнетателей, снабженных торцевыми уплотнениями, выдерживающими высокие нагрузки по перепаду давлений, поэтому предназначены, главным образом, для охлаждения уплотнений. Эта цель достигается созданием принудительной циркуляции нефти из полости нагнетания насоса в полость всасывания насоса. Индивидуальной она называется потому, что встроена в каждый нагнетатель в отдельности. За счет разности давлений между полостями нагнетания и всасывания часть нефти по специальному каналу возвращается из полости нагнетания в полость всасывания колес, проходя при этом через трубки в теле торцевого уплотнения и охлаждая его. Снижение КПД насоса в случае использования индивидуальной схемы значительно ниже, чем в предыдущем случае, поскольку расход циркулирующей нефти уменьшается до 2 — 4 м³/ч.

Существует еще более прогрессивная разновидность индивидуальной схемы охлаждения торцевых уплотнений, в которой используется разность давления в линии всасывания насоса и рабочего колеса (рис. 7.12). В этой схеме часть нефти по отводу (байпасу) 4, расположенному в корпусе 2 нагнетателя и имеющему меньшее гидравлическое сопротивление, чем основной коллектор, направляется на входы рабочего колеса не по основному тракту, а через каналы в теле торцевых уплотнений 5. При этом способе охлаждения КПД насоса не изменяется поскольку нет возвратного перетока нефти из области нагнетания в область всасывания.

В настоящее время в насосах, перекачивающих нефть,

Рис. 7.12. Индивидуальная система охлаждения торцевых уплотнений:

1 — отводная трубка; 2 — корпус всасывающего патрубка; 3 — клапан; 4 — байпас; 5 — торцевое уплотнение; 6 — уплотнение; 7 — полости всасывания колеса

нашла применение импеллерная (от англ. impeller — крыльчатка) схема охлаждения торцевых уплотнений. Вместо обычных щелевых уплотнений устанавливается втулка с винтовой нарезкой, вращающаяся вместе с валом насоса. Действуя по принципу шнекового насоса импеллер захватывает нефть из полости всасывания и нагнетает ее туда же в обратном направлении по каналу, проложенному в теле уплотнения. Установившаяся циркуляция нефти обеспечивает необходимое охлаждение торцевого уплотнения. В этой схеме КПД насоса также не снижается, поскольку исключены перетоки жидкости из области нагнетания в область всасывания.

Система смазки и охлаждения подшипников предназначена для смазки и охлаждения быстро вращающихся подшипников насосных агрегатов.

В системе смазки подшипников предусмотрена напорная (принудительная) подача масла к подшипникам и его безнапорный возврат в маслобак (рис. 7.13).

Система состоит из маслобака 2, для заполнения которого предусмотрен шестеренчатый насос 1, основного насоса 6, нагнетающего масло через фильтр 4 и маслоохладитель 5 в маслопроводы, ведущие к подшипникам агрегата (изображен в левой части рисунка). Обратно масло возвращается самотеком в маслобак 2. Отработанное масло перекачивается насосом 3 в емкость 8. Аккумулирующий бак 7 предназначен для подачи масла в аварийных ситуациях.

Маслобак 2 представляет собой емкость сварной конструкции, на которой устанавливают указатель уровня масла,

фланцы для присоединения трубопроводов и предохранительный клапан.

Маслофильтры 4 имеют два одинаковых фильтрующих патрона с сетками, включенными в маслосистему через трехходовой кран. Этот кран дает возможность пропускать масло через оба патрона одновременно или только через один из них, что позволяет заменять фильтрационные сетки без остановки агрегата. Степень засоренности фильтров можно контролировать по показаниям манометров, установленных до и после каждого из них.

Система водяного охлаждения масла состоит из маслоохладителя 5 представляющего трубчатый теплообменник, внутри которого по латунным трубкам циркулирует вода, а по межтрубному пространству — масло. В верхней части маслоохладителя имеются два крана для спуска воздуха из масляной и водяной камер. На патрубках входа и выхода масла устанавливают термометры. Температура масла на выходе из маслоохладителя должна находиться в пределах 35 — 55 °С.

В последнее время НПС начали применять систему воздушного охлаждения масла. Холодный воздух подается центробежной воздуходувкой. Охлаждение масла достигается обдувкой пучка труб, по которым оно движется. Преимущество этой системы состоит в отсутствии жестких требований к герметизации водяных коммуникаций и очистки последних от отложений, недостаток — в том, что воздух вследствие его меньшей плотности является плохим теплоносителем.

Масляные коммуникации состоят из напорных и сливных трубопроводов. Напорная линия испытывается под давлением 0,5 МПа; всасывающая — под давлением 0,2 МПа. На напорном трубопроводе перед подшипниками устанавливают регулирующие вентили или дроссельные шайбы, позволяющие увеличивать или уменьшать подачу масла к подшипникам.

Для смазки подшипников применяют минеральные масла, которые не должны содержать воду и механические примеси. Лучшими считаются такие сорта масла, у которых температура незначительно влияет на вязкость. Температура застывания масла не должна быть выше 0 °С.

Система охлаждения уплотнений и подшипников (рис. 7.14). Охлаждение уплотнений и подшипников основных насосов 1, промежуточного вала 2, маслоохладителя 6, воздухоохладителя электродвигателя 3 осуществляется посредством теплообменников, в которых циркулирует холодная вода. Эта вода подается из градирни 4 водяными насосами 5 по 178

нагнетательно-распределительной линии 8. Отработавшая нагретая вода возвращается для охлаждения в градирню 4 по линии 7. Расход охлаждающей воды выбирают таким образом, чтобы ее температура не превышала 30 — 40 °С, так как при 45 °С начинается интенсивное выпадение солей, сужающих поперечное сечение каналов теплообменника и ухудшающих теплообмен. Повышенные требования предъявляются также к жесткости воды и наличию в ней механических примесей (последних не должно быть более 25 мг/л).

Система сбора утечек от торцевых уплотнений. Утечки нефти могут происходить через концевые уплотнения вала насоса, однако их значение незначительно, а при использовании надежных торцевых уплотнений они сведены практически к нулю. Основные утечки происходят через систему разгрузки торцевых уплотнений насоса, поэтому для их сбора и возврата предусмотрена специальная система (рис. 7.15). Утечки из линии разгрузки 2 насоса 1 поступают самотеком

- электрические сопротивления

Исключение составляют газогидратные месторождения, в которых при разработке разлагаются гидраты.

Знак минус в этой формуле связан с тем, что давление и скорость увеличиваются в разном направлении.

⁴

В исследованиях принимали участие А.П. Иванчук, Д.И. Иванов, Е.Ю. Красновидов и др.

⁵

* * * * *

^Рн2 ^Рн1 ^Рн2 ^{- Р}т2 ^Рн2 ^{- Р}т2

где О_з₁, О_з2 — соответственно потенциальные начальные запасы нижнего и верхнего горизонтов.

Методика определения О_з₁ /Р*_н1 и О_з2/Р_н2 та же, что и а₁ и

а ₂. Из графика с координатами (О_д₁ + О_д2)/( рн₁—Рт₁) от

( Рн₂-Рй)/( Рн₁-Рн₂) по отрезку, отсекаемому на оси ординат, находим Q /рн₁ и по тангенсу наклона прямой к оси

( Рн2 Рт2)/( Р^-Рл) определяем О_з2/р1_2 (рис. 2.3, кривая 1) и из графика в координатах (О₁ + О₂)/( Рн₂-Р^₂) от

⁶

Начальный упругий запас нефти по рассматриваемым добывающим скважинам в пределах эксплуатируемой нефтяной площади может быть ограничен: гидродинамически - соседними работающими скважинами, литологически - непроницаемыми породами и физически - на залежах высоковязкой нефти сверхвысокой вязкостью нефти на контакте с водой на границе с внешней водоносной областью.

⁷

В Западной Сибири, Татарии и других нефтедобывающих районах по разным причинам (ради экономии капитальных и текущих затрат, сбережения лесов и сельхозугодий) широко применяется кустовое бурение скважин.

⁸

\ 0,735512 + 0,093691/

Суммарный дебит скважин нефтяной залежи

q + я* + Я** = 410,399 + 281,432 = 691,831 т/сут.

5-й вариант.

В э том варианте к 4 угловым менее продуктивным нагнетательным скважинам добавлена 1 центральная более продуктивная нагнетательная сважина.

Таким образом, на нефтяной залежи 5 нагнетательных и 20 добывающих скважин. Среди добывающих скважин 16 скважин

1-го ряда и 4 скважины 2-го ряда.

Все скважины разделим на две группы.

⁹

0,735512 + 0,09369 i

Л 1,427756 +1,545818 \

x 11 +-1 - 281,432 т/сут.

¹⁰

По табл. 3.1 определяем число Рейнольдса в колонне труб при расходе Q = 10 л/с:

Re* = 46 1030v|0,010[l + 18-46/(6v 0,010)]}^-1.

Критерий Бингама (см. табл. 3.1)

Bi = 46 18/0,010v.

Найденные числа Рейнольдса и критерии Бингама заносим в табл. 3.3.

¹¹

+ & Д 2

¹²

л V 2

¹³

— q⁴ⁿ&₂ + p⁴ⁿ&₁(l — q~ ⁴ⁿ&₂ )-

¹⁴

В литературе приводится группирование методов и по другим принципам.

¹⁵

При значительной разнице продуктивности объектов, но при условии, что разработка малопродуктивных объектов самостоятельной серией скважин тем не менее рентабельна, возможно последовательное освоение объектов, начиная с наиболее продуктивного.

¹⁶

V, объем пор

Рис. 3.71. График изменения молярной доли компонентов в продукции при истощении (I) и изобарическом вытеснении (II, р_пл = 5 МПа) пластовой углеводородной смеси сухим газом в модели

пласта длиной 5 м

¹⁷

По данным проф. Г.А. Саркисьянца, этот метод широко применялся на грозненских промыслах в начале века.

¹⁸

Аналогичным путем ведется расчет для С₂Н₆, С₃Н₈, яС₄Н₁₀, /С₄Н₁₀ и неуглеводородных компонентов.

¹⁹

pL ^{- Q(a - ь}^р +^bQ^{) -}⁰^Q² p;U ^{- Q}пр^{(a -} ь^Q_Kр + ь^Qпр^{) -} 0^QПр

где z_y, z_у._пр — коэффициенты сверхсжимаемости газа в устье при пр оизвольном и пр едельном дебитах; Т_у, Г_у._пр — температура газа в устье при пр оизвольном и пр едельном дебитах; Р_пл, Р_плпр — пластовое давление при произвольном и предельном дебитах; а, b — коэффициенты фильтр ационного сопротивления; 0 — гидравлическое сопротивление ствола

скважины; Q_KI, — кр итический дебит; Q = Q - Q ln ;

^Q^

Опр = Qпр - Q^ln Ql.

^Qкр

Уравнения (3.44) и (3.45) позволяют находить дебиты скважин, контролируемые с точки зрения предупреждения фильтрационного разрушения забоя и срыва защитной пленки потоком газа в стволе скважины. Если эти дебиты ниже пропускной способности скважины, то за рабочие дебиты берут их, иначе — пр опускную способность.

Подсистема "сборный пункт" складывается из следующих элементов: входной гребенки, сепараторов, выходной гребенки, пункта замера количества газа.

Подсистема "промысловый газосборный коллектор" состоит из газопр оводов, соединяющих сборные пункты с общепромысловым пунктом окончательной очистки, осушки газа, компримирования его до давления в системе магистральных газопроводов или газопотребления (головными сооружениями) .

Головные пр омысловые сооружения как подсистема в газодинамическом смысле могут быть представлены состоящими из коммуникации (система кор отких газопр оводов и их соединений), технологических аппар атов и дожимной ком-пр ессор ной станции (ДКС). Коммуникации и технологичес-

²⁰

+ вт АТ

²¹

Преобразование (3.26) приводит к зависимости

(3.27)

где т₁, т₂ — напряжения сдвига на стенках соответственно внутреннего и наружного цилиндров.

Исходя из (3.19), можно записать

²²

т_з = т_з0 при v_K = 0.

Следует отметить, что согласно полному уравнению Букингема (3.39), консистентная кривая течения для вязкопластичных жидкостей должна иметь заметную кривизну в области малых скоростей сдвига.

Получение линейной зависимости свидетельствует, что в пределах наблюдаемых значений скорости сдвига пластичное ядро течения в потоке жидкости отсутствует, однако это не означает невозможность его формирования при малых значениях v_к, не реализованных в опыте. В этом случае необходимо иметь уверенность в соответствии диапазона скоростей сдвига в капиллярном вискозиметре реальным условиям движения жидкости в элементах циркуляционной системы, требующих гидравлического расчета.

Определение реологических характеристик в значительной мере осложняется, если в области малых скоростей сдвига

²³

еская активность компонентов системы. При этом из анализа

исклюн аются те компоненты, которые не вступают в реакцию с

исследуемым реагентом или не оказывают при реагировании

существенного влияния на пластовые процессы образования

водоизолирующих составов из-за их незнач ительного содержания, хотя

они и вносят определенный вклад в ионную силу раствора. В

хлоркальциевых водах девонского горизонта (см. табл. 4.1) относительно

тт 2+ тэ 2+ с 2+ тт 3+

анионных сополимеров такими ионами являются Fe , Ba , Sr , Fe , содержание которых не превышет 180 - 250 мг/л.

После определения знач имых для данной системы компонентов составляются уравнения реакций. Относительно гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) такими компонентами в девонских водах являются ионы поливалентных металлов Са²+, Mg²+. Образование водоизолирующей массы в общем виде можно представить схемой [85]

²⁴

\°о \3

Рис. 4.25. Распределение компонентов ПДС в пористой среде:

1 - «свободная» вода; 2 - «связанная» вода; 3 - раствор полимера; 4 - адсорбированный полимер; 5 - глинистый раствор; 6 - адсорбированная глина

²⁵

Глава написана совместно с сотрудником МГГА М.В. Старковым.

²⁶

(—• 0,0 1+ 0,01 + —• 0,01) ⁰

Видно, что общее число скважин уменьшается в -600. = 3 раза, а общий дебит уменьшается в ~~⁵⁵⁰⁰~~ = 1,375 раза, следова-

4000

тельно, удельный дебит на скважину увеличивается в

~~137~~,5 = 2,1818 г 2,2 раза.

Таким образом, при прочих равных условиях переход от

3-рядной полосы к 5-рядной практически не увеличивает общий

²⁷

ц 1 i_n 2о_н + 1ц L 1ц 1 _х

п_н k^h 2л 2ft• r_c 2 k^h 2о-n n k^h 2n

По приведенным формулам сделаем расчеты.

k • h

Пусть гидропроводность пласта равна - = 1, а эффек-

тивная общая и толщины этого пласта равны h = 10 м и h_a6 = = 20 м. Радиус скважины равен г_с = 0,1 м. Разность забойных

²⁸

ние фронта вытеснения будет с четырех сторон, и неравномерность стягивания фронта вытеснения будет значительно выше! Это мы отметили с явным умыслом, ведь нередко при одинаковых расстояниях между линейными рядами и между скважинами в рядах L = 2о ряды смещают на величину о -половины расстояния между скважинами, при этом ломается равномерная квадратная сетка размещения скважин; делается это с благой целью уменьшения неравномерности вытеснения нефти, но при этом увеличивается число сторон подхода фронта вытеснения и в силу зональной неоднородности пластов увеличивается неравномерность вытеснения. Оказывается, то, что хорошо в условиях зонально однородного пласта, в условиях зонально неоднородного может быть нехорошо!

При применении горизонтальных скважин с не очень большой горизонтальной длиной /_г, когда каждая горизонтальная заменяет одну вертикальную скважину, расчет величины

V₂² - неравномерности стягивания фронтов вытеснения может

быть прежним.

Поясним на числовом примере.

²⁹

самой длинной и самой короткой равно M = 1,366. При этом геометрическая неравномерность вытеснения нефти равна

³⁰

3 м 3 1366

Отметим, что обращенная 7-точечная схема площадного заводнения существует при равномерной треугольной сетке скважин, что соотношение добывающих и нагнетательных скважин равно m = 2, что все добывающие скважины являются стягивающими, и к каждой стягивание фронта вытеснения происходит с трех сторон от трех разных нагнетательных скважин, п_н = 3.

В зависимости от V² - зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности комплекс 11 + V²|-|1 + V²| при

нимает разные численные значения (табл. 4.5).

У известной обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения имеется два сорта скважин: первые - более близкие к нагнетательным; вторые - более далекие.

У первых добывающих скважин соотношение длин самой длинной и самой короткой линий тока равно

³¹

— • I in — +--in -

ю=

2п • r_c

в случае нагнетательной горизонтальной скважины и многослойного нефтяного пласта

³²

*, 1000 9,76 , 9,76 ^] ninam

=—ч ln-+-•ln-1 = 0,237679

2п ^ 250 250 2n^ 0,1 J

при /_г = 250 м;

1 L 1000 9,76 , 9,76 ^]

ю_н = ю, = ю₂ =—ч ln-=-•ln-1 = 0,118839

^{н 1 2} 2п + 500 500 2lf 0,1^J

³³

4 2а

- + — • ln-

h, 2l + 4 • 2nrc + 4h,

l_n 4(h,+ 2rc) i_n 4(h,+ 2r„ )

³⁴

При ошибках в Q^ в координатах Ap²/Q и Q получаем вогнутую или выпуклую кривую вместо второго прямолинейного участка. При этом значение Q — bQ^ не должно быть меньше нуля.

³⁵

Указанное обстоятельство также может способствовать более быстрому подтягиванию языков и конусов воды по отдельным пропласткам.

³⁶

Принципиальным отличием газогидродинамической акустики от обыч

³⁷

ной является то, что она сопровождается движением среды, что требует учета членов второго приближения [15].

^j В Ap включается только часть общей дeпpeccии на пласт, вызванная на-pyшeниeм линейного закона фильтpaции Дapcи.

³⁸

рв^slg

Определив величину A1, находим коэффициент а, соответствующий тангенсу угла наклона контакта к горизонтали:

а = A1/x,

где х - расстояние между скважинами по горизонтали.

Зная значение а и абсолютную отметку газоводяного контакта в одной скважине, можно найти абсолютную отметку газоводяного контакта в других скважинах по формуле вида

1₂ = 1₁ + ^ах.

При определении положения контакта с использованием законтурных скважин, расположенных на значительном расстоянии от газовой залежи, следует учитывать направление движения вод от области питания до области разгрузки и потери пьезометрического напора на расстоянии от данной законтурной скважины до газовой залежи.

Выше были рассмотрены методы определения газоводяного контакта, обычно применяемые в процессе разведки мес-

³⁹

Плессет М., Шеффер П. Кавитационное сопротивление плоских и пространственных тел.—ЖПФ, 1949, т. 20, № 1.

⁴⁰

• 10¹¹ • 0,68 • 10 ⁶ _ „_по -= 7,793 м.

⁴¹

80, 09 • 10³

⁴²

⁴³

- 2у ² + у ⁴

то

. , 3,53

₁+.q^p

⁴⁴

Рбаш ' ⁶⁷ Pa *

0, 1 9 +

20 Pa

⁴⁵

% - ( ₂ % - ( % г

⁴⁶

- линейный закон фильтрации

⁴⁷

Т.е. Ар^х2 = Ар² - aQ = bQ (Q - Q^). Величина Ар¹², соответствующая началу выноса породы, определяется экспериментально.

⁴⁸

Эти работы сейчас продолжаются в "Ямбурггаздобыче".

⁴⁹

— кавитатор Б;

⁵⁰

1,2,3 — Ср в трех точках по длине пластины при кавитационном обтекании (850, 1250 и 1650 мм от передней кромки пластины); 4 ~ Cjг при турбулентном обтекании пластины (расчет).

⁵¹

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 щ отв/м

скважины, а какая - технологией раскрытия пласта и его цементирования. Это дает возможность предложить обоснованные меры относительно увеличения продуктивности пласта и дебита скважины.

Предварительно приближенная оценка качества раскрытия незагрязненного пласта КП с 50 %-ной вероятностью образования полноценного канала произведена по формуле (6.4) с учетом размеров канала и плотности КП: n = п_яп_к.

Графики (см. рис. 6.10) построены для реальных размеров по данным стендовых испытаний с учетом плотности каналов ГПП и КП в породах определенной прочности. Например, чтобы достичь ф_с = 0,6, нужно перфорировать колонну при помощи ПК-103 с плотностью размещения 20 отвер стий на 1 м или ГПП с плотностью 2 отверстия на 1 м при длине каналов не менее 125 мм. После формирования каналов при помощи ГПП с плотностью 3 отверстия на 1 м и длиной 150 мм можно повысить качество раскрытия пласта до ф_с = 0,78, а длиной 200 мм - до ф_с = 0,88.

Если выполнить первоначальную перфорацию способом ГПП, то ожидаемый коэффициент гидродинамического несовершенства можно определить, исходя из размеров каналов и их плотности по формуле (6.4) тогда, когда давление на устье изменяется только в пределах естественных колебаний, обусловленных неравномерностью нагнетания жидкости приплунжер-ными насосами агрегатов (±2 МПа). Если АП свободно свисает на конце НКТ и давление на устье медленно понижается на 10-15 МПа, то вырабатывается эллипсообразная щель. Одновременно условия ГПП становятся открытыми. Размеры полуосей эллипсообразного отверстия в породе обозначим соответственно a/2 и b/2, тогда формула (6.4) будет иметь вид

⁵²

⁵³

Потребление природного газа для газовых турбин - около 11 000 кг/ч (или 367 тыс. м³/сут).

Весьма благоприятным является то обстоятельство, что к моменту пуска установки (2000-2001 гг.) будет иметься значительный резерв по давлению (не менее 2,5 МПа), который позволит варьировать устьевыми давлениями

и, следовательно, суточными объемами закачки азота по каждой скважине.

Предлагается, начиная с 2000 г. закачивать по 1 млрд. м³ азота в каждую из двух зон (УКПГ-6 и УКПГ-7) и, практически не изменяя темпов падения проектного пластового давления, увеличить по добывающим скважинам каждого УКПГ годовой отбор на 1 млрд. м³.

В табл. 6.28 приведены величины проектных и предлагаемых при условии закачки азота отборов газа из УКПГ-6 и УКПГ-7 по годам. За три года и три квартала будет отобран весь свободный газ из чисто газовых частей пласта УКПГ-6 и УКПГ-7 (21,1 млрд. м³), что на 10,5 млрд.м³ больше, чем предполагается отобрать по проекту (10,6 млрд. м³). При этом пластовые давления в средней части обводненной зоны останутся такими же, как и на начало закачки азота (2,14 МПа по УКПГ-6 и 2,53 МПа по УКПГ-7).

⁵⁴

Л + ^2в

— - вЛ + 2в ²ln

⁵⁵

⁵⁶

Подъемные трубы снимаются с элеватора и собранное соединение спускается при снятом превенторе с катушки TS.

⁵⁷

Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважины. Справочное пособие. - М.: Недра, 1999.

⁵⁸

bh 200 -15

⁵⁹

Поскольку s_ = 0,11, где s_K - насыщенность пористой среды коксом; 1_в = =К0,3-10^-3 Па (смесь конденсировавшейся и пластовой воды), по формуле (VII.73) 25 % ее порового объема занимает вода в жидкой фазе.

⁶⁰

Отсюда s₁ = 0,854. Соответственно насыщенность пористой среды воздухом

s_ri = 0,146.

⁶¹

Имеем

⁶²

v ₁ kii s - 0,05 0, 1333

-„-_ —-; s_г + s , = 1.

⁶³

v „₁_ W⁰ _ 0, 1333 м/сут. bhp

⁶⁴

Рассчитаем газонасыщенность и водонасыщенность в зоне /. Поскольку вода не накапливается в зоне 2-3, д_в1 = д_в4 и о_в1 = v₄ = 0,0223 м/сут.

⁶⁵

Этот раздел написан М.Ю. Коротаевым.

⁶⁶

R. Moineau (1887 — 1948) — французский инженер, изобретатель одновинтовых гидравлических и пневматических машин.

⁶⁷

Документы

Общие сведения об исследовании пластов и скважин

Геологическое обоснование методов и систем разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей »

Библиотека »