Аналитика



Профессиональная помощь при личных проблемах

www.amerahi.ru

Газовые и газоконденсатные скважины

ГЛАВА

3

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 =Рз - Рпл ,    (3.1)

И Щг / r0)

где к — проницаемость пласта в горизонтальном направлении; и — вязкость раствора; рз — забойное давление; рпл — 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

rc I —

r1

где гс — 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)

V

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 рж — 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 рж = 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 рпл (25 МПа = 25-106 Па):

Рпл 25 • 106 лппл / 3 р =    =-= 1274 кг/м3.

ж дН 2000 • 9,81

При неизменной плотности раствора в скважине для обеспечения условия рз = рпл его уровень необходимо снизить на

Ah = Рр - Рпл =    5    •106    =    400,1 м.

ржд    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 Арз, 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); рн — начальное пластовое давление газа; рср — 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)


А


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 - mT)g ± F cos(x, F),    (3.13)

dt

где тч — масса частицы; тг — 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 wv (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 wv, при этом скорость падения wч = 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 wч = = 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)


2

где ф — коэффициент сопротивления, который зависит от числа Re и формы частицы; f — миделево сечение частицы; рг — 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

ч — рг )q _    3Maw _ гвw 2 = 0

4Рч    4рч^    4Р А    '

откуда скорость движения частицы

лУ_I_I_I_I_I_I_I_I_I_Г I J

10~510~4 Ю'ъ Ю'2 10л 1    10    102    103    104    10s    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)


w


1


2d,ргр


+    ,    4ffd(pч _ рг)


3рг в


где ^ — вязкость газа; ёч — диаметр частицы; рч — 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(pч _рг)д _ 27,3|л

(3.18)


I ^рг j

1


рг    *^чрг

Для круглых пластинок при a = 20,4 и р = 1,12

(3.19)


w


1


dчpг


рг


(9,11|i +    1,19d4(p4 _ рг)д    9,11|i


\) dчpг 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 = (рч _ рг)д _(a + р+ 3ргж2dt    рч ) Re j 4р^ч

Обозначая

3ргв ;


3|ia


; ь--


a


; c ¦¦


4рч dч


ч    р г)g

I

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 Wb2 + 4ac _-n/b2 + 4ac w 0 1e 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 рк, рз — 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 рз, соответствующее принятому значению Q. Далее найдем t, по формуле t, = ^ - i (рк

— рз) 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 (w0p = 1,2w0):

D = V4QzзРоT0/(ПРзZ0w0p ).    (3.24)

Обычно рч = 2500 кг/м3, ёч = 0,1 мм, w0 = 1+3 м/с.

При заданных диаметрах колонны НКТ и выносимых частиц породы ёч 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    ТзР02: з

Подставив это выражение в уравнение притока газа к скважине (3.22) или (3.23), с учетом зависимости z = z^, Тз) методом последовательных приближений определим рз для заданного диаметра колонны НКТ и затем n0min и Qmin.

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; рз — 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 рз, а также реальные значения коэффициентов гидравлического сопротивления при движении смеси газа и жидкости. При заданных давлениях на забое рз и устье ру и известном дебите Q диаметр фонтанных труб

D5 = 1,33 • 10-2XQ2z2рТс2р(e2s - 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(e2s - 1)

5


D


АРс


(3.29)


e

Если значение Арс, 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 (Ас max = рз — рг) и соответствующих скоростей, обеспечивающих вынос твердых и жидких примесей с забоя на поверхность.

Значение Ас max определяют в соответствии с требуемым минимально допустимым давлением на устье рг 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 2Рз    D 2Рз

где Q — рабочий дебит скважины; F — площадь сечения НКТ, F = nD2/4; D — диаметр НКТ; рз — забойное давление; Т — забойная температура газа; z — коэффициент сверхсжимаемости газа для условий рз и Тз. 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:

e

s

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 Окр.

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 hmax = 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)

Рзте    ^    +    Pжgh = Рз.

где рзт и рз — 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    (рз,    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


4


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-

б

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; рн, 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 ргч, где рг и рч — 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) 2р 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 zvt (поиск и разведка);

2) разведанных запасов в обустроенные zot и необустроен-ные забалансовые zzt;

3) разрабатываемых запасов zot в добычу Qt и остаточные запасы выработанных месторождений zut.

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 = Тк

2!пн    °; zzzzk; zо    zок; Q    Qk,    (3.2)

где zпн — начальные прогнозные ресурсы газа; zzK, zок, QK — конечное состояние запасов zz, zо и добычи Q.

Интенсивность поисков и разведки (процесс перевода z^ ^ zр) 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 pt — степень разведанности прогнозных ресурсов газа; zpt — разведанные запасы газа в текущий момент времени.

Срок разведки среднего месторождения (или лаг разведки Ьр) 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 Ьо).

При этом ассигнования на обустройство разведанных запасов в момент времени t зависят от объема необустроенных разведанных запасов zwt, т.е.

Zноt    zpt    zzt    Zоt,    (3.4)

где zpt    —    разведанные запасы газа;    zzt — забалансовые    разве

данные запасы (нерентабельные на момент времени t по экономическим соображениям); zot — обустроенные разведанные запасы, характеризующиеся степенью обустроенности запасов

W = Zоt/Zп    (3.5)

и лагом обустройства Ьо. 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 Тэ. 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 pt и степени обустроенности Wt 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 (Аро, Ар^ Ар^;

лаги разведки, обустройства и транспорта р, Ьо, Ьт);

срок эксплуатации среднего месторождения Тэ.

При этом важны две особенности принятого критерия:

1)    эффект дисконтируется частично (TD — 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    + ^р1Хр(^).    (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 ТНф.

Фонд накопления для данного момента создается из дохода D, получаемого за период от (—Гнф) 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)

Эб(Ц = Эб().    (3.10)

2.    Вычислить эффективность разведочного бурения

Э^) = Э^Этах,    (3.11)

где Этах — наибольшая эффективность при Эб(^ = 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 1р:

Сро    =    СР1 + (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    Эб    (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 кво:

2н.оМ = 2^)кв.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^) Сао = 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)/CSо.    (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 кго:

Zонр(f) = Zо(f) — Q(t)/kro.    (3.19)

2.    Вычислить темп добычи газа из обустроенных неразработанных запасов по среднему сроку эксплуатации месторождения Гэ:

Q'(t) = Zонр(t)/Tэ.    (3.20)

3. Вычислить концентрацию конденсата в добываемом га-

зе18:

кгк = кЖ1 + (krK2 + krK3W(t))/W(t).    (3.21)

4.    Вычислить темп добычи газового конденсата:

Q'(t) = Q’(t)KT.    (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 Тэ:

= СГК1 +(СГК2 + Ст^Щт^ + (Стк4 + СЖ5Гэ) Тэ. (3.23)

6.    Вычислить темп затрат на добычу газа и конденсата:

SJt) =    Q'(t)CT.    (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:

СтК = СтСк.    (3.27)

4.    Тогда темп ассигнований на расширение транспортной системы по газу и конденсату:

Sr(t) = [ir(t)Q ' (П—Ц-1^’ (—1)]Сет+[Ш Qi(t) —

— 1т(-1) Qi(t—1)]С5тК.    (3.28)

5.    Вычислить себестоимость транспорта газа и конденсата:

CF(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)

dQK = Q^(t)dt; Q(t) = Q(t—1) + dQ;

QK(t) = QK(t—1) + dQK.

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)Miqi+ Qim-MJ.    (3.31)

I

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)[DB(1 +Ен.п) + 1 — Dd].    (3.33)

3.    Кумулятивный народнохозяйственный эффект

Щ) = П (t)dt—ПD(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 Лэо — доля HD(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 WD; оптимизируемые параметры — Ар0, Ар1, Ар2, L^ Lm L,., Тэ) 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;

Ар0, Ар1, Ар2 — коэффициенты формулы ассигнования в начальный период разведки (оптимизируемые параметры);

Э6    — безразмерное значение эффективности геолого

разведочных работ;

Этах — максимальное значение эффективности геологоразведочных работ;

р, W — степени разведанности и обустроенности потенциальных ресурсов газа соответственно;

L р, Lm L,. — лаги соответственно разведки, обустроенности, транспорта;

Ср1 — Ср5 — коэффициенты удельных показателей разведки, полученные в результате статистической обработки данных о ведении разведочных работ на газ;

Сро — стоимость единицы проходки;

Нр — темп разведочного бурения;

zр — разведанные (по категориям А+В + С1) запасы газа;

Кво — коэффициент ввода в обустройство;

Т'&ф — время ассигнования в разведочный фонд;

z^ zw — соответственно обустроенные и необустроенные запасы газа;

Cs1Сз5 — коэффициенты затрат на обустройство, полученные аналогично коэффициентам Ср1 — Ср5;

Cs0 — 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;

Кго — коэффициент газоотдачи;

Тэ — средний срок эксплуатации месторождения;

Кгк, Кгк1 — Кгк5 — концентрация конденсата в газе и коэффициенты, учитывающие изменение концентрации конденсата в газе;

Ск, Ск1 — Ск5 — удельные затраты на добычу и промысловую переработку газа и конденсата и коэффициенты, учитывающие зависимость Ск от W и Гэ;

Sд — темп ассигнований на добычу газа;

1т, 1т01т2 — среднее расстояние транспортировки и коэффициенты, учитывающие характер зависимости 1т от W;

Ст, Ст0—Ст4 — удельные затраты на расширение транспортной работы по газу и коэффициенты, учитывающие зависимость Ст от Q(t) и W;

ёт2 — удельные затраты на расширение транспортной системы конденсата (идентифицируются по ретроспективному поведению);

S.J., СетСутк — темп ассигнований на расширение транспортной системы газа и конденсата и коэффициенты, учитывающие зависимость Sт от Q(t), QK(t), 1г;

CF — себестоимость транспорта газа;

V — цена газа и конденсата;

Д — ценность каждого компонента продукции;

Mt, MK, — 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

Эт(^ = 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.

ЭбЩ = Эт(р)/Этах,    (3.38)

где Эт(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 Zр(t) — разведанные запасы газа; Кго — коэффициент га-зоотдачи; Q(t) — суммарное количество газа, добытое к моменту времени f; Крат — обеспеченность добычи запасами.

Для определения годовых отборов газа на каждом новом временном шаге воспользуемся результатами расчетов динамики разведанных запасов вплоть до момента времени Гк. 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 (1020 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 Zн по месторождениям осуществляется по формуле

Zн = 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; Еип — 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 e2s « « 1 дается в выражениях:

при Q < QK

Q19z2T2    Q2 z2 T2

W ^y1Y    ^пр^у.пр1 у.

^п^у.п^ у.пр


pL - aQ - 0Q2    рпл.пр- ^пр-

при Q > QKр    (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 псп можно связать с нормой предельной длины шлейфа, которая в свою очер едь зависит от площади разбуривания Рр.

Вводим норму потери давления в промысловых газопр оводах ри тогда

кш = PlVРр /(^скв);

I--(3-46)

к г.с = PlV Рр /(ЛЛспЬ

где кш, кгс — коэффициенты гидравлического сопр отивления соответственно шлейфа и соединительного газопр овода; Рр — площадь разбуривания; пскв — число скважин.

Подсистема "залежь" при равномерном р азмещении скважин по площади газоносности Рг = Рр 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- Qr + ^^плУ^н    (3-47)

где

t

—    1    г

Q = — J ?пскВ^;

N о

t

^п = - /    9и dt;    (3.48)

N о

Рплн, Рпло — соответственно пластовое давление начальное, текущее в зоне отбора; z^^, z^^ — коэффициент сверхсжимаемости    газа    при рпл.н, рпл.о; N —    начальные запасы газа в

зоне разбуривания; q    — средний    дебит скважины;    пскв

число скважин; дп — 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 Хз — 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

Рпнл2 - РЩл.о =    I - --I,    (3.51)

\ го    r1)

где d — пар аметр геометр ии (фор мы); го, 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 — йо — 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 0кр водонапорной системы (обводнения скважин) пока исследовано недостаточно. Естественно, эти величины зависят от значения W^ чем выше тем больше увеличиваются а и 0кр.

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 Wt) и больше объем эксплуа-

t

тации /ПсКА-

0

Капитальные затраты в подсистему скважин

Кс ПсквКс.с(1 + к1) + кшРпл1ш0 + К1ш^ + К1ш2q ),    (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 = Й2ПскВКс.с+ №о +d2g q).    (3.55)

Капитальные затраты подсистемы "сборные пункты"

Кс.п = d2 (Псскпв)в1 + Й3 (qс.п)в2.    (3.56)

Эксплуатационные затраты подсистемы "сборные пункты"

Эс.п = d4 (iCB )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 _ Эс.г.о + -d7Кс.г + d3qС.6!) .

Затраты    на    ДКС    (Кдкс) формируются относительно полезного эффекта    ДКС    —    изотермической мощности    и работы

на компримирование газа:

Кдкс _ Кксс + d9;    (3 59)

ЭдКс = ЭКсс + dwWK,    (3.59)

где Кксс — независимые капиталовложения в КС; Эксс — независимые эксплуатационные затраты в КС; |wk = cq lnp01),

Рмг, Рпр — давление в магистральном газопроводе и на приеме ДКС соответственно.

Затраты, не связанные с учтенными выше подсистемами технологическими факторами:

К = К + d n^1 + d qmaxp8;

проч ^про^ и11^ ‘скв ~ и1И n '

(3.60)

Э = Э + d пвд + d qр10

^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: лскв, q^,, qm WK, лсп, 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 gmax, максимальным числом скважин лскв 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

Р

W max = ^т ln ,    ,    (3.64)

\ ((0, 3рпл.о)    —    a    +    ^qскв w)q скв w

где q^ w — дебит скважины при данной мощности,

q^ w= min[qсKв 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 qj = 2 qt,    (3.66)

j i

где для j потребителей выполняется условие

qj = 2 qj,    (3.61)

i

а для i месторождений

qi = 2 qj,    (3.68)

i

задача сводится к нахождению q{ таким образом, чтобы выполнялись следующие условия:

2 2qj = q(t);

j i

2q! = qi (ti);    (3.69)

ti = t - tvi ,

где q(t), qi(ti) — заданные величины, полученные из полносрочного прогноза; tvi — время ввода i-го месторождения в разработку.

Функционал модели в этом случае имеет вид

n20(At-2Efjх qi-2 2^ -^с1д1 х qt 00 ^ max,    (3.10)

где Ef    —    суммарный    экономический эффект    от добычи    и

транспортировки продукции от каждого месторождения ко всем потребителям; С1т — суммарные транспортные расходы; С1д — суммарные расходы на добычу.

Оптимизируются    qj    и tvi, при этом количество    потоков,

прикрепленных к i-му    месторождению, позволяет    определить

количество значений tvi, а также число qj, равное

nj =22 6j,    (3.11)

J i j J

при 6у    =    1, если qj >    0, иначе 6ij = 0.

Тогда для любого момента времени выполняются следующие условия:

1.    qjt    =    0, если tvi + t3i t tvi;

2.    qit    =    1 qit, если t tvi;    (3.12)

3. 2qit=qt

i

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.

TT

2Qj = Q^- — потребитель.

j

Это начальные значения Qlq. 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 fn(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    fT    fn

H3 -f-> P3 -]-> 03 —i— ДЗ -p> T3 —1-> ПЗ


P3 03 ДЗ ТЗ ПЗ

6


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

Po

рр

рт =


1 - в рАр

Po

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:

dv

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

dv

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 пэ, которое для вязкопластичных жидкостей определяется по формуле

пэ = п+—^-,

dv/dn

а для аномально вязких жидкостей

n-1

пэ = k + I ^

dn

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: рх = ру = рг = рп, где рх, ру, рг, рп — 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:

Ф

— = -рд = -y ,

dz

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 ра, 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 = р21 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. ра1 > ра2, 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 ) . 0(z2 - z 1)

Ар = Y(z2 - z1) +-,

d

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 = yжz2F , где yж — 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 Уц = 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 = YжV т

где Ут — 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

л

Q = / v cos (vn)dW ,

Q

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

л

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 гг. 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 Ис.

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 hс = 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).

Y

Используя гипотезу о пропорциональности сил сопротивления квадрату средней скорости потока v^, можно получить выражение

hc = 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

2

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 nL

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

v

max

h    3

Q _ Гvdx _ 2 -APh-

-h    3 ^L

а средняя скорость

Q 2h

1 Aph2

3 |iL


2

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 -


v


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 _ 8Lnv 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 = pvcpd/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

v

max

а объемный расход вычисляется по формуле Букингема

4


q = nR4Ap !_ 4I 2tol- +1 * 2tol/ 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 * 0L- + 1 * 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

Re

X

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


X


v


cp


1+-2- (l+V 1+Sen)

Sen'    I


которая дает незначительную погрешность скоростей сдвига. Обратите внимание, что

области малых


Pvcpd vcpn n    т 0d


/cpP


Re

Sen


Re'


т


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 -


X


d 1    6nv cp ) ,


pv с


где

n


т od -


Re


- /!1 +

,d +    6nv


:Re *


т 0d 6nv cp


Pv


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 = AprL

max    4Ln


ln a

4

3

2

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 Хк при ламинарном течении с достаточной для практических расчетов точностью в этом случае определяется по формуле XK = 96/ReK, где ReK = руср 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


3


Q=


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+


1 + a 2 + (1 - a 2) ln a


pvcp(D - d)


6nv с


по Гродде с учетом эксцентриситета


т nD


96

Re


1


+


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'


X


К


ReL


v2-n(D - d)n Re; =vcp (D d)n.

k * 6n + 2-

"a + n .

В общем случае известные эмпирические зависимости для определения XK 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 XK 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 ReK.

Зависимостей для вычисления XK 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 + 7,3He0,58);

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 = dB — 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,


k

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    + тd 2ух 1;

dt    p1 dx1 p1 дх1

dvx2 = x — _Ljp2. + П2 d2vx2 , dt    p2 dx 2 p2 dx2

то для выполнения условий подобия явлений необходимо обеспечить следующее

x1 = Ц Lx 2; Vx 1 = ^vVx2;

П1 = Ц пП2; p1 = Ц pp2; x1 = ^Qx 2;

где цLvnpa,^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 цt = ц L / цv, получаем

^2dvx2 dvx2x2 — ^p 1dP2 + Цv П2 d2vx2 .

Ц L dt 9 HpH Lp2dx2    |lp|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 _ ЦПЦv

Ц L    9 Ц рЦ L Ц р,Ц L

Из полученного условия можно составить три независимых гидромеханических критерия подобия:

2

Ц pЦ v I,

_ 1;

Ц Р

Ц PЦ v ЦL _ 1;

_ 1;

Ц п

2

Ц 9 Ц v _ 1 Ц z

Согласно первому критерию, который называют критерием Эйлера или коэффициентом давления, имеем

En _    _ -^р2_ _ const;

p1v 12 p2v 2

для второго — критерий Рейнольдса

Re _ pvL1 _ p2v2L2 _ const;

П1    П2

для третьего — критерий Фруда

Fr _ -v1- _ v- _ const.

9L1 9L2

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. yl

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 _ X0L/(nvср);

Стокса St'' _ yL /то;

Лагранжа La'' _ Ар /т0;

Рейнольдса

Re _ pvc2pо.

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

22

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 0, а процесс тиксотропного упрочнения характеризуют величиной

К _ 010 / 01,    (3.1)

где 01, 0— 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

r

(3.6)


т = т 3

R

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

R

Q = J 2nru(r)dr

или

R

Q = п

Интегрирование по частям дает

R

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)

R


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 Гт 2f (тт.

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)

nR

Множитель при абсолютной вязкости в выражении (3.12) носит название средней скорости vK, т.е.

vK =    4Q / nR3;    (3.13)

vK =    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

vк =    Ffrs) = тs / ц.    (3.15)

Величины т и vк, 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^ vK) 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 vK будет определяться лишь величиной Ts 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 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 Ts отображает истинную кривую течения.

Необходимо отметить, что F(Ts) определяет зависимость средней скорости сдвига в потоке от касательного напряжения на стенке капилляра, тогда как f(Ts) — 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-

4

5

6


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)


u


(3.20)


CO


dw

dr


D = r


= r-


6


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

В


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 = Rt;

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)


r

В случае если течение охватывает весь зазор, образуемый цилиндрами вискозиметра (r = R2), то уравнение (3.24) принимает вид

R2


(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 =    '

ат1


- Г— дт.    (3.31)

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

1

v

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

Vк = — Г2(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,

vK =    - 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 т0з < 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 тз1V к1 и тз2V к2, позволяющих исключить т0,

Динамическое напряжение сдвига определяется значением отрезка, отсекаемого консистентной прямой на оси тз: 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 тз, 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 тз 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 тз — ln vK. Так, логарифмирование (3.43) дает

lnтз = ln k' + n ln vK;

Используя любые две точки аппроксимирующей прямой, можно вычислить n по формуле

n = lnТз2 - lз1 Шvк2 - lnvK1

Затем определить показатель

& 3n + 1v ]    (3 4 5)

v к11    (3.45)

' 4n

или

& 3n + 1 - У

2I .

4n

Практически график логарифмической зависимости т з от vк 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 vK +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 vK +1 vK .    (3.47)

' dr * з 4    4    d lnтз

Если обозначить производную в любой точке логарифмической зависимости тз от vк 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 vK 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

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)

n


Подстановка формул (3.48) и (3.53) в уравнение (3.52) приводит к выражению

d ln т s

— = 1 + n’

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 тs = 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 vK 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 vк, 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

v

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 = о-— + nv 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 vp линейная. Практически по опытным данным строят график в координатах т 1 — vp. По любым двум точкам аппроксимирующей прямой, дающим две пары значений т11 — vp1 и т12vp2 вычисляют пластическую вязкость

П = т12 -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

Vp


dT.


(3.59)


1 rT n

1    „    I . 1/n

1 - a -> к

aTi


Интегрирование (3.59) приводит к зависимости

n

(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 tl = ln kp + n ln v

(3.61)


Показатель kp вычисляют по любым двум точкам аппроксимирующей прямой

lnт 12 - lnTl1

(3.62)

n=


ln v p2 - ln vpi

На основании уравнения (3.60) k = tl1

(l - a) v

n(1 - al/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, vт 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 - г2 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


4r|L


v = АР(R2 - г22)    aP(r2 - г22)     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 - vci

где vср — 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

nvт/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__b0nLv т    + ф 210-4 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

b0nLv т _ ф 210 2 Lt 0

Ар =


4(R2 - r22)    r - г2

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 пэ — 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( — - r22)vт = qт + qКп

где q^., qKn — 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


2


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 qra. 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

Арх = Аре-kx,    (3.64)

где к — коэффициент затухания импульса давления, м-1. Для приближенных расчетов для труб кт = 0,00047 м-1, для заколонного пространства кзп = 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

Ару = 2ApL е-ку,    (3.65)

где Ар,_ — давление Арх 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 Rq, 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

хн = 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)

29а д

где р — плотность жидкости; Q — расход; ад — 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 ад = 0,67, а для сменных профилированных гидромониторных насадок ад = = 0,9.

Следует иметь в виду, что при бурении роторным способом значение Q в формуле (3.66) соответствует подаче 0н 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 = Qн — т.е. меньше на значение утечек Утечку можно определить по формуле

q н = —-

а

1 + -

где ан, 1^ — соответственно коэффициент расхода и площадь кольцевого зазора в нижней опоре (ниппеле) турбобура.

При течении воды ан = 0,46 и при течении буровых растворов ан = 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 рзд ,, то для расчета потерь давления при промывке буровыми растворами рзд 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 рно 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 рз(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

Ав'103

Услов

ный

диаметр,

мм

Ав 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 dmin — минимальный диаметр проходного сечения в замковом (муфтовом) соединении; k = 2+2,5 (по данным различных авторов).

Потери давления в замках и муфтах рзк при течении раствора в кольцевом пространстве скважины рассчитывают по формуле

Рзк - 1 зк-f Q2pnз(м2. ,    (3.69)

П2g „2L d2 )

D2

где 1зк — безразмерный коэффициент местных гидравлических сопротивлений в замках (муфтах) в кольцевом пространстве; D, d — диаметр соответственно скважины и труб (наружный).

Коэффициент 1зк 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 Ак, Вк, Ск для расчета потерь давления в местных гидравлических сопротивлениях в затрубном пространстве (по Б.И. Есьману)

dз/D

Аж

вж

сж

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

17.3

137.0

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 - ёк - const при Re^ > 4200+6000.

Коэффициенты Ак, Вк, Ск 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

забойными

двигателями

ротором

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

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)

рм - 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 рмн =    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)p2v2 - Q2P2 - m2 - 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 &    0,108FK2d4p4


Q0


(3.78)


0, 008


Q22P2 - 0,0785FK2d4P4


p0p0


где Q0 — расход газа при нормальных условиях; FK — 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 = 10N.

Для вычисления необходимых величин определяются общие исходные данные: коэффициент аэрации a = Q0/Q2, массовый коэффициент аэрации п = ар02; коэффициент

kap0 , где k    Q2


где k


S2 = 2,3 ap0; давление p*


F


пло-


1,33 - k    F^gdj,

щадь сечения; dF — диаметр гидравлический; коэффициент

= 1 + 1


п


2,2k


Формулы для расчета коэффициентов Д и B в соотношении (3.79) выбирают в зависимости от z1, который вычисляют по формуле


B


p + p0


Д


Ai - Bi


ln


(3.80)


z, --


p - p + p0


р2дД 1


Д1


B

1

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), 2N < 5 (в турбобуре), 3d > 1, Mx < 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, Mx > 0 (в УБТ и БТ); нижнее семейство кривых — а < 1, Mx < 0 (в УБТ и БТ)

Д, - 1 + 0,81п + — к2 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 Хс = 0,05.

При расчетах по формуле (3.80) привязываются к априори известным давлениям для заколонного пространства. Это давление на устье pу и давление p *, физический смысл которого в том, что это давление на глубине z1. Тогда в формуле (3.80) p = p*, p’ = pу * 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 -

2n

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 pд 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 pдД = 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 Apт, Qт — 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 pOT в нижних сечениях.

Здесь

_    zRTрg • 2,3n' г,

Д  -Vg , I ; В - 0,

1 + a

где

k2


В трубах коэффициент Хс 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 pBт -

zRT p2g

Начиная расчет с участка труб, примыкающего к долоту или турбобуру, и подставляя вместо pB1. 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; Mp < Mт^ —,

A

где Qт, Mт2, Apт — 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

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; ар — коэффициент развития линии трубопровода, который определяют из условия:

K = W /W ,

1 хр    и " ср.о' и " ср.н

где W сро — 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 Тп.

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.

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-

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 = 0), исключая массовые силы, в декартовой системе координат получим:

Wx\<Wx_v I dv* у —__1 дР .

dt дх Ух~т~ ду уу~ р дх ’

(1УЛЛ)

Проекции скоростей, входящие в (IV. 1.1), легко представить так:

Vx = VK + vx, Vy = vy,

где VK — скорость на границе каверны при стационарном обтекании; vxt vy—проекции вызванной скорости v на оси Ох и Оу. 166

В дальнейшем vx, vy и их производные будем считать малыми величинами. Тогда третьими членами в (IV. 1.1) можно пренебречь. В результате найдем:

dvx , 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

dvx

, dvx

1

ф .

VK

dt

1 dx

j<N Ы

1 ^ CL

dx

1

dvy

, 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 = ах\ + ау], где

1

dvx

, dvx

1

dp .

dt

1 dx

pvl

dx '¦

1

дЪу

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®--wdx + -wdV'

HO

дФ    дФ

U*~ дх' аУ ~^ ду '

Тогда потенциал поля ускорений находим по формуле

Ф == J ау dy + j dx dx.

Подставляя вместо ах, ау 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

vx = Voo + vx; Vy = 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:

1 5

j dvx

1

к1

1 3

I dvx

до„\

Кк dt

{ дх

' ду J

1 дх

\ дх

1 ду )

=    д*Ф_ \    (IVI 10)

pVK \ дх2    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 * ду2.

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 vvxivyi умножим второе уравнение (IV. 1.4) на i и вычтем его из первого. После преобразований с учетом (IV. 1.12) получим:

1 (

dvx

Vk V

dt

дФ

дх

1

dt


dvy

. дФ ^ ду

/ dvx

\ 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) = Vx + 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 Vx (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 vy = = 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 = рк. Принимая во внимание (IV. 1.7) для потенциала ускорения, получим граничное условие в виде:

при 1<х<1уу = 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 ?:

d

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~ (рк - роо + раг)

Р*К

или, принимая во внимание, что VK = 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 - -?-) + Fs, (IV.2.10)

где первый член соответствует скачку вызванной скорости vy 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 = оо) после подстановки в первый член (IV.2.5) формул (IV.2.6), (IV.2.7) и последующих преобразований имеет вид

„    а[/    (/    —    1)]‘Си

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 vy. Скорость vy может быть найдена из (IV. 1.5):


л

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/’    +

В этом выражении в соответствии со сказанным выше вычет а± = 0. Отсутствие логарифмической особенности в выражении Fs

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. ах 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)

dF

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; рк — 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 Сх 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 ух = ух (х) и у2 — Уъ (*) соответственно.

Предположим, что ylt2 и настолько малы, что средняя линия профиля незначительно отличается от отрезка прямой, а вызванные скорости (обусловленные нестационарностью) v = = vxivy 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

^ = (-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 , dVyu

-df = -^ = nr + -drv

при 0 < ххА, у = 0+;

О < ххс, у = О".

2) на границе каверны давление р = /?к, поэтому, учитывая (IV. 1.8), получим:

2

При ХА < X < и хс < 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 / < хоо, у = 0+.

5) на большом удалении перед профилем вызванные скорости и ускорения пропадают, следовательно,

(IV.3.2)


F (zy 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

(IV.3.3)


п

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^’ ПРИ — ?л<К?с> л = 0“,

где (I, t) определяется с учетом формы профиля и закона движения крыла;

4)    Ф = -f- при < | < lD\

5)    Ф = 0 при lD\ < 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),

t

вблизи точки ? = 0 ограничен интеграл J F (?) dt,.

о

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

С

концах аК1 а вблизи концов Ьк ограничен интеграл J F (?) d?.

о

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 ак = —lAl 1С; Ьк = 0.

В соответствии с (IV.3.6) получим:

(0уГ (с-ес)(Е+бл) = ЕМ

Яй (О К    S2    с

Функция g (т) имеет следующие значения: g (т) = 0 при —оо < I < — 1Е;

g (*) = -%- при — 1е<1< — Ia,    (IV.3.7)

g (т) = — iW при —lAI < 1с,

= при Ic<KId\

g (т) = 0 при lD < I < оо.

Подставляя эти условия в (IV.3.6), получим:

__-1а

х V (? ~ 5С) (S + 1а) Г    т    *

2    J    1/(т-|с)(т    +    |л)(т-?)    +

— $Е

Id


к vVjcHe+ji)

2

После вычисления второго и третьего интегралов выражения (IV.3.8) и преобразований получим

1Ле-Ес)(е + Ел)

л?


? (т, t) х dx


F(Q


+


~lA


1/(Ed - Sc) (? + Ел) + /(? - Ec) (E0 + lA) V? + Ec) (С + Ел) - /(E - Ec) (EB - lA)

Tc~V^+Va


In


+ 2 In


+


2 ш


/(S-ScHS + E^) )n l/E


— 2


(IV.3.9)


? + Ес+/Ея-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 tE 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 хА и хс на физической плоскости течения. Величины же lD 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 —


“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:

j


W (т, t)xdx    %

1 -Ея 1+Е D


In

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):

Vy - —- /юйое/*',    (IV.3.15)

а ускорение ау определяется путем дифференцирования (IV.3.15) по времени:

ау = о)2Л0е/ю/.

Скорость и ускорение легко представить в виде

Vy =    =    —а - /-2— hQeiat;    (IV.3.16)

' со    v оо

=    =    (IV-3.17)

со    оо

На основании условия (IV. 1.12) находим, что

х

-?(*, t)= \^-dx-c(t).

Принимая во внимание формулы (IV.3.17), получим:

х

? (х, t) = j    h0eidx - с    (t),    (IV.3.18)

0

а после интегрирования (IV.3.18)

? (x, t) =--i?-    +    с    (0.    (IV.3.19)

00

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 рю 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 — рк) dz = —ipVlо J (Ф--y} dz,

2Л    ZA

где zA, zc— координаты точек отрыва каверны.

Проецируя силу Р на ось уу 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 Су и Ст 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/®*; Vx = и* (х, #) е/®<;

(IV.3.22)

vy = vy(*> У)е№>

где Ф (х, у); р* (а:, г/); vy (,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 vy на смоченной части профиля найдем

Vy, (х, у, t) = —е-!кхо J е/ь dx, (IV.3.24)

где vyo9 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:

о

иУа (0, 0, t) = —с (;t) + jk J eikxw (x, t) dx, (IV.3.25)

-CO

где vy (0, 0, t) и W (xy 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:

о

с (t) = — vy (0, 0, t) + jk j eikx x

(t, t) т dx


X Im


dx.


(т+Ел) (т-d


-6л


JЛе-co (i+Ia)


к


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

4

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 пв 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    RK ^    ^ с с(

И'    "Г” + C1 + C 2 + S 6 + S п)

где    Cj, С2    — безразмерные коэффициенты; ш осн,    шдоп — ос

новное и дополнительное фильтрационные сопротивления,

ш доп = ггг (Cj + C2 + S6 + Sп),

2xkh

где S6, Sп — 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    _    2пкУ(Рпл - Рзаб)    _ 2пкА(Рпл - Рзаб)    (4 2)

ф % R    (    R к    '

ш 1п—^ + Cj + C2 + S6 + Sп I    ш 1п —

& rc    )    Гпр

Из этого равенства легко получается выражение для приведенного радиуса

r _ r e-(C, +C2 + S6 + S„)

1    пр _ icc

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 Ос 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

I


c


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; 1К — средняя эффективная длина перфорационных каналов, м; dK — 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:

Sfi = 5,8(0,1 - 0,011п+ 0,411п2 ki)(3,53 - 1,44lnn + 0,171п2п) x k k

x (0,42 - 0, 071п1к + 0, 131п21к).    (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; 1к 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:

дф _    2яе(Рпл - Рзаб)

Я*

1п-^ + С, + С 2 + Sfi + 5п

Переписав эту формулу относительно знаменателя, получим

ln^ + С, + С2 + S6 + Бп _ 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    rc

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 цементных) растворов.

При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновением фильтрата бурового 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

пребывания бурового раствора в скважине

эксплуатации до исследования

до закачки раствора К\

после закачки раствора К2

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 %) 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 рз = рпл;

бурение с избыточным давлением — проведение полного цикла буровых работ при рз > рпл;

бурение с использование двух растворов, когда равенство Рз = Рпл 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 .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 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 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 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 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 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 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 Мин в фильтрате бурового раствора ионной форме) в том случае, когда преобладающим катионом в остаточной воде является натрий, рассчитывается по формуле

Мин = dB, ин    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; MNa — 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 Ко 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

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, %

воздух — раствор

нефть — раствор

раствор — раствор

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

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

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

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 Ко 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 Ко 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)

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

СНС1/10, 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

HмH0    (4.10)

nDc[x м]

где Н0 — глубина установки нижней части моста; QH — осевая нагрузка на мост, обусловливаемая перепадом давления и разгрузкой колонны труб или испытателя пластов; D^. — диаметр скважины; [тм] — 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 рм — 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 [тм], [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 |тм] 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 Уп следует исходить из уравнений 244

AV = НмБт + c0 + C1 + C3,    (4.13)

Ут

где Ут — внутренний объем колонны заливочных труб, м3; AV — относительное превышение над внутренним объемом заливочной колонны объема продавочной жидкости; Нм — протяженность цементного моста; м; Бт — 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 Бс — площадь поперечного сечения скважины в интервале установки м