Аналитика



Состав и физико-химические свойства природных газов

ГЛАВА

1

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

1.1. СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

1.1.1. ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ И ИХ РАЗНОВИДНОСТИ

Природный газ — это самая благородная форма ископаемого топлива. Что же представляет из себя природный газ — мот могущественный невидимка XX —XXI, а возможно, и ЧХН века.

Как известно, в земных условиях вещества встречаются в четырех состояниях: газы, жидкости, твердые тела, плазма.

Газ полностью переходит в состояние плазмы, если он нагрет свыше десятков тысяч градусов или еще больше. При | г»кой температуре электроны отрываются от атомов. Полу-

ч.к’тся газ, состоящий из заряженных частиц — электронов и ионов. Вещество в плазменном состоянии обладает особенными свойствами: проводит электрический ток, подчиняется v йсгвию магнитных полей, отражает, подобно зеркалу, радиоволны и так далее. При распаде плазмы, при ее охлаждении до нескольких тысяч градусов, электроны возвращаются и I свои места не сразу, а вначале попадают на более высокие нгргетические уровни, сильно удаленные от атомного ядра. i.iiom, перемещаясь с уровня на уровень и отдавая лишнюю нюргию в виде света, электроны постепенно спускаются на • мои обычные орбиты. Когда электроны находятся на мисоких энергетических уровнях, они входят в состав атома и одновременно окружены плазмой, не успевшей распасться, и шаимодействутот с нею. В результате вещество переходит в in мое удивительное состояние, по плотности газообразное, а по свойствам — металлическое. У металлов, как известно,

ЧИСЛЕННЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ КАВИТАЦИОННЫХ ТЕЧЕНИЙ

§ 1. Применение метода конечных разностей (метода сеток)

В связи с широким использованием ЭВМ для приближенных вычислений появилась возможность решить ряд задач о кавитационных течениях, не имеющих аналитических решений. Одним из численных методов, применяемых при расчете кавитационных течений, является метод конечных разностей. Для иллюстрации применения этого метода рассмотрим осесимметричное кавитационное обтекание тела по схеме с зеркалом в потоке, ограниченном твердыми стенками (рис. V.1, а) [75].

Примем цилиндрическую систему координат (.х, г), тогда функция тока г|) и потенциал скорости ср будут связаны соотношениями

=    =    у    дф    =__(V 1 1)

дх г дг х' дг    г    дх    г*    \    )

где VXJ Vr — проекции вектора скорости V на осях х и г соответственно. Направление вектора скорости составляет угол 0 с осью г. Удобно рассматривать задачу в безразмерном виде. Введем относительные величины:

где Уоо — скорость однородного потока; г|)н — функция тока на границе АВ (рис. V.1, а); ф5 — разность потенциалов между точками Е и D.

Тогда физическая плотность течения преобразуется так, как указано на рис. V.1, б.

После подстановки (V.1.2) в (V. 1-1) найдем: 1 дФ

1

_/ — У XI

а дх'

1 дф а дг'

дг'

1 дЧ


дх


1 Н

где a = -^-Fco-—. Так как функция тока равна объемному

расходу жидкости, то \[зн = -у- H2VX,

а = _*¦<-ф5Я •

Обычно при решении задачи основываются на уравнениях, в которых функции <р и -ф связаны с независимыми переменными х,

Рис. V.I. Осесимметричное кавитационное обтекание тела в потоке, ограниченном твердыми стенками: а — физическая плоскость течения; б — трансформированная плоскость.

----- плоскость симметрии; 1 — стенка трубы (t|) = -фн);    2    —    смоченная

поверхность. D — точка отрыва; Е — критическая точка.

г. Однако в этом случае возникают определенные трудности при построении сетки вблизи криволинейных границ. Здесь рассмотрим новую форму уравнений, в которых роли (ф, ф) и (я, г) меняются.

На основании (V. 1.1) легко получить соотношение

_дф дф    д<р <3ф __    1/24 ял

дх дг    дг '~&Г~Г(Ух т Vy) — rv.

Затем, определив хиги выполнив их дифференцирование по ф, ф, после преобразований получим:

(Эф    дф    дф    дф

дх__ дг    дх    дг    дг    дх    в    дг    дх

"dip" ~~ rV*' 9 ~W ~ rV*~y “dtp"    rW~;    ^ rV2 9

Сопоставляя затем первое и четвертое, второе и третье выражения (V.1.4) и учитывая (V.1.1), находим, что

дх    dr    дх    1    дг

= г-

дср    дгр *    г    д<р *

Переходя к безразмерным величинам (V. 1.2) и опуская промежуточные выкладки, получим:

а —-г'—- —• а— — — г' —    (V    1    5)

а дФ    “    V'2’    <?ф    ““ к'2 ‘ *    '

Следуя работе [75], обозначим g= (г')2 и г' — gl/2. После подстановки новых обозначений в выражения (V.1.5), найдем:

дх' 1 dg Vx .

сх

-s''45r=w-    <v-le>

2^/2 дФ    6    ^    у/а

Из математики известно, что

g№

ИЛИ


g’{ Ф)    <?1П?(Ф)

(V. 1.7)


g (Ф)    ^Ф

где ё’(ф)=^.

Продифференцируем первое из выражений (V.1.6) по Y, а второе по Ф:

дЧ’ _ J_ d2g . ct    d2g    _ 1/2дУ

2 дТг ’    2g-1/2    ^Ф2 а дЧдФ ’

$%xf

Исключая в этих уравнениях члены : > получим:

а2 д^(Ф)    ,    д^(Ф) __ А

i    лига ~ и

^(Ф) ао2 1    а^2

ИЛИ

( д8

Подставляя (V.1.7) в (V.1.8), напишем:

, a»ing , J2g _Q    (V19)

дФ2 ‘ dY2

Зная решение уравнения (V.1.9) ?(Ф, ?), по приведенным ниже выражениям легко найти значения V'x, V'r, V\ 0 и х' в любой точке. Получим формулы для определения этих величин. Возведем в квадрат выражения (V.1.6) и сложим их левые и правые части:

Ух+К2

(V.1.10)


У'4

У' 2


Из (V. 1.10) можно определить 1/', V'x и


а)

чг

1

е

, j 1

,0

1 ф

71

4

Рис. V.2. Графическое представление метода конечных разностей:    а    — элементы сетки; б — представление производных

через конечные разности.

Разделив левую часть второго выражения (V.1.6) на левую часть первого выражения (V.1.6), найдем формулу для определения 0:    !

д8 i

дФ


Уг

Vx


y.i.i 1)


tge =


.1/2 dg дЧ


Составив выражение для полного дифференциала

1 dg 2а дЧ


« dg 2g дФ


dW,


(V. 1.12)


dxr =


(1Ф-


найдем абсциссу х' путем интегрирования (V.1.12).

Согласно методу конечных разностей (методу сеток) плоскость течения разбивается взаимно перпендикулярными параллельными линиями на прямоугольники (ячейки). Угловые точки каждого прямоугольника называются узлами. В рассматриваемой плоскости течения (Ф, 4я) обозначено: расстояние между параллельными вертикальными линиями сетки я, а расстояние между горизонтальными линиями т (рис. V.2).

Смысл метода конечных разностей состоит в том, что при малых значениях пит производные искомой функции в какой-либо

точке вычисляют приближенно, как разности значений функции в соседних (сверху и снизу, слева и справа) точках, отнесенные к соответствующим приращениям аргумента — центральные разности.

Пусть функция f (х) представлена на рис. V.2, б. В соответствии с [56] выразим ее первую и вторую производные через центральные разности:

(JL) ,

\ dx


/l М ; (J~)0 =    ^    ~

2 Ах

гДе fiy f-1 — значения функций в точках х0 + Ах, х0соответствен но.

Ах


JE1

ю

ся

13


>(2c*1)gj = *(i-2 с)д*

16


15


17

ZO

•диск


/w=0 (

М -1

дф ос


to

cds26d


0(7

-tcpepa


Рис. V.3. Разбивка трансформированной физической плоскости на ячейки и граничные условия.

3/2


¦Уя


gQ'


Ф^со+4а2^

(ф^-«)2+4а2^


В соответствии с [75] выразим частные производные, входящие в (V.1.9), через центральные разности. В качестве примера рассмотрим точку с индексом 0 (рис. V.3):

(    )о    2т

(~dW)о ~    ^    ““    ^2°)'

= -kr^Si~\ng3y,

(^тг-)о= (ln gi +ln ga ~2 ln So)-

Подставим второе и четвертое условие (V. 1.13) в уравнение (V.1.9). В результате получим:

-Jr (In gi 4' In g3 2 In go) + -±- (g2 + gt — 2g0) = 0.

После преобразований найдем:

In JJ^+g2 + g4- 2go = 0.    (V.1.14)

Обозначая левую часть (V.1.14) через Х0, легко определить так называемые коэффициенты влияния:

(V.1.15)

где

§2, 4—' §2 *~Ь g±\ Si, 3 — gigs-

Уравнения (V. 1.14) составляют для каждого узла.

При решении задачи необходимо выписать столько уравнений типа (V.1.14), сколько внутренних точек (узлов) содержит рассматриваемая область изменения переменных Фи?, разделенная сеткой.

Присоединяя к этим выражениям еще зависимости, полученные при удовлетворении граничным условиям, можно записать систему алгебраических уравнений, определяющую значения искомой функции в узлах сетки. Таким образом, в случае применения метода конечных разностей интегрирование системы дифферен-* циальных уравнений сводится к решению системы алгебраических уравнений. Точность решения зависит от размеров сетки: чем гуще сетка, тем точнее решение.

Однако полученные выше уравнения нелинейны, и поэтому их решение можно получить методом итерации (последовательных приближений) Гаусса—Зейделя, смысл которого состоит в следующем. В начале процесса итерации задаются значениями g во всех узлах сетки. Затем, обозначая индексом i значения в узле после i-й итерации, мы повторяем операцию для каждой точки по формуле

где Х0 — частное значение левой части уравнения (V. 1.14) в ка-кой-либо момент итерационного процесса; со — выбранный фактор релаксации.

Для составления системы алгебраических уравнений предположим, что площадь прямоугольника на безразмерной физической плоскости(?, Ф) разбита на а-b ячейки, причем по вертикали (в столбце) есть а ячеек, а по горизонтали (в строчке) — b ячеек. Тогда общее число узловых точек равно k = (a+1) х X (fr+1). Нумерация узловых точек принята в соответствии со схемой на рис. V.3.

Кадерна

и

В

Эц-0

В=90°

(

Е , / Диск    с^ра

Рис. V.4. К выводу граничных условий.

Принимая центральную точку прямоугольника за исходную, составим систему алгебраических уравнений:

1)    точка О

«2 ~!г In -^jr- +    + gi - 2go = 0;

2)    точка 1

a~ yr In ^jr + ^5 + S's “ 2gx = 0;

3)    точка 2

«2^lnSf- + ^o + go-2g2 = 0;    (V.1.16)

4)    точка 3

a*?!LlnJM^ + ge + g7_2gs = 0

И Т. Д.

Рассмотрим теперь значения функции g на границах области ABCDEFA плоскости (Ф, ?): на стенке А В

г' =    1    и g =г'2= 1;    (V.    1.17)

на оси симметрии потока х на участке EF

r'=0Hg = 0.    (V.1.18)

На участке DE, соответствующем смоченной поверхности тела, граничные условия зависят от его формы.

Рассмотрим два тела: диск и сферу (рис. V.4).

Для диска 0 = 90°, т. е. в (V. 1.11) tg выполняться условие

^- = о-

дцг

оо, тогда должно (V.IJ9)

для сферы, исходя из положений геометрии, легко получить соотношения

2-г)1/2


и tgt

RПереходя к функции g> найдем:

1/2

(V. 1.20)

COS2 0?)


tg 0 =


Приравнивая (V. 1.11) выражению (V.1.20), после преобразований получим граничные условия для сферы:

v 1/2


(V.1.21)


S


дФ


COS2 0D


-м-


Производные, входящие в (V .1.21), дают возможность составить следующие уравнения для узла 0 на границе:

fJL) = _L_

[дУ /о


8^2 - gw - 7§о + 2 (^)2 In

(6gi - gs — 2g3 - 3g-0)

(И«.)

V дФ ) о


6 п


или

(дФ )о~Тп^ ®fi,3 + -fti+-2g,i4"3ge)-    (V.1.22)

Подставляя затем производные (V.1.22) в (V. 1.19) и (V.1.21), после преобразований получим граничное условие на поверхности тела DE: для диска

8^-^о-7?0 + 2(^)21п(^) = 0;    (V.1.23)

для сферы

• xI/2

¦g) x


± (6gl ~g9- 2g3 - 3g0) = -i-

'8g, - g10 - 7.g0 + 2 (-^-)2 In    (V.    1.24)

?d

X

6m

¦^/г? В. В. Рождественский

193


На участке DC (см. рис. V.3), соответствующем границе каверны, число кавитации определяется по формуле

*-(i"ли *“(т)!

1.

Принимая во внимание (V. 1.10), получим граничное условие на поверхности каверны

-(*)*+(?)¦]"-'• <**¦»>

X —•

где g() — значение функции g в точке 0 на границе каверньь После подстановки (V.1.22) в (V.1.25), найдем:

/ а*

2


К = (-

+


\ go

, f 1

1 (6m L

Известно, что в схеме с зеркалом (Рябушинского) каверна симметрична относительно вертикальной оси ВС (см. рис. V.3), положение которой необходимо найти. Это приводит к следующему соотношению значений функции g в точках Т (см. рис. V.3), R и S:

,(2с + 1) gT = 4cgs -f (1 - 2с) gR.

Значение с получается для каждой итерации.

Если рассматривать границу AF перед телом на таком расстоянии, где поток заведомо однородный, то граничное условие определяется выражением g = 4я. Однако для того чтобы уменьшить объем вычислений, границу AF устанавливают там, где еще возможны некоторые возмущения потока.

В связи с этим в [75] на основании изучения различных ана-. литических решений для осесимметричных неотрывных обтеканий простых тел для двух точек Р и Q, принадлежащих линиям тока, получено соотношение

?Q-Yp /    '3/2

gp-vp \ ~nf + Aa^p

которое следует считать точным при условии, что в точках Р и Q перед телом выполняется неравенство (gQ — Ч'р) 'Pp. Это условие допускает небольшие возмущения однородного потока перед телом.

Таким образом, окончательно решение задачи сводится к совместному решению системы уравнений (V.1.16) и уравнений, характеризующих граничные условия (V.1.17)—(V.1.19),.(V.1.21), или (V.1.26)—(V.1.28).

На рис. V.5.—V.9 приведены результаты численных расчетов по предлагаемой выше теории для диска, имеющего радиус С

Рис. V.6. Зависимость функции коэффициента сопротивления Сх (1 + к) для диска от отношения Я/С при различных значениях числа кавитации х.


V.5. Зависимость распределения коэффициента давлений Ср по смоченной поверхности диска для к = 0,3 и к = = 0,7 от г/С.


О — экспериментальные данные Рейхардта [113],    [114].

0,1 0,3 0,4 0,5 0,6 л-

Рис. V.8. Зависимость параметра ширины (С/В)2 от числа кавитации к при различных значениях Я/С.

—    • —• — результаты, полученные согласно рассматриваемой теории;

?---данные [114]; О--— данные [116];--- — Д--—данные

[107].


? —экспериментальные данные [116].

0,1 ft2 ftJ ОЛ М 0,6 X


Рис. V.7. Сравнение расчетных и экспериментальных зависимостей коэффициента сопротивления от числа кавитации.


О — данные, полученные согласно рассматриваемой теории для диска

при #/С=оо;--------данные [107];

---данные [109 ].


Рис. V.9. Зависимость параметра длины С/L от числа кавитации к при различных значениях Я/С.

—    . — — результаты, полученные согласно рассматриваемой теории;

?    — — — результаты [114]; Д ----

результаты [116]; О---результаты

[107].

На рис. V.5 дана зависимость распределения коэффициента дав-

Р — Роо    п ,    / V \2

ления Сп = -гг— или, что то же, С. — 1 —    по    смо-

рpvl    р \ v~ )

2

ченной поверхности диска для двух значений числа кавитации х = 0,3 их = 0,7, а также приведены экспериментальные данные при х = 0,24 [116]. Как видно, число кавитации слабо влияет на картину распределения коэффициента давления, а совпадение с экспериментальными данными вполне удовлетворительное.

На рис. V.6 даны зависимости Сх (1 + х) от отношения Н/С для диска при различных значениях чисел кавитации х. Эти результаты точно совпадают с экспериментальными данными [114].

На рис. V.7 приведена зависимость С* (1 + х) от числа кавитации х для диска при Н/С = оо, рассчитанная по данной теории; и дано сравнение с результатами работ [107 ], [109 ], а на рис. V.8— V.9 — зависимости параметров ширины (С/В)2 и длины C/L — в функции х при различных отношениях Н/С.

В [75] приведены аналогичные результаты для сферы, из которых следует, что распределение коэффициента давления по смоченной поверхности мало зависит от х, за исключением района точки отрыва каверны.

Что же касается Сх (1 + х), то здесь расхождение между теоретическими и экспериментальными результатами значительно больше расхождения этих данных, полученных для диска. Экспериментальные данные о сопротивлении лежат значительно ниже соответствующих теоретических кривых.

§ 2. Применение метода вихревых особенностей для расчета плоских кавитационных течений.

Численное решение интегральных уравнений с помощью метода последовательных приближений

В гл. II и III были рассмотрены методы решения плоских задач о кавитационном обтекании тел, основанные на классической теории струй идеальной жидкости и использовании аппарата теории функции комплексного переменного применительно к различным схемам, имитирующим течение в конце каверны. Однако этот метод пригоден главным образом для решения задач об обтекании тел, имеющих острые (срывные) кромки. Поэтому появилась необходимость в разработке универсального метода, пригодного для расчета характеристик профилей произвольной формы (в том числе и гладких, имеющих непрерывную касательную) без каких-либо ограничений, обусловленных формой профиля и формой замыкания в конце каверны.

Ниже рассматривается метод вихревых особенностей для решения плоских кавитационных задач, в котором использован способ последовательных приближений [6]. Ранее в § 2 гл. II указывалось, что в методе вихревых особенностей обтекание сложного контура тело — каверна можно определить путем наложения на основной поступательный поток возмущенного потока от системы вихрей неизвестной интенсивности у (S), непрерывно, распределенных на сложном контуре К. Контур К состоит из. части контура, свободного от кавитации Ki, границ каверны Г и некоторого замыкателя iC2 (рис. V.10). Неизвестная интенсивность у (S) определяется согласно (II.2.16) и (II.2.17) двумя ин-

плоских кавитационных течений.

тегральными уравнениями, из которых первое составлено для нормальной составляющей скорости, а второе — для касательной. Перепишем эти уравнения

Выражения (V.2.1), (V.2.2) представляют собой интегральные уравнения Фредгольма первого и второго рода соответственно.

В случае решения прямой задачи выражения (V.2.1), (V.2.2) рассматриваются как линейные интегральные уравнения относительно неизвестной интенсивности вихревой линии у. (Si). При

7 В. В. Рождественский необходимости определения координат контура К решается обратная задача, в этом случае (V.2.1) и (V.2.2) рассматриваются как нелинейные интегральные уравнения.

т


Любое из приведенных уравнений или их комбинацию можно использовать для решения кавитационной задачи. При этом (V.2.1) и (V.2.2) следует рассматривать как интегральные уравнения смешанного типа: в точках, лежащих на контурах Ki и искомой величиной является функция у (Si), относительно которой интегральные уравнения линейны.

В точках, лежащих на границе каверны Г, интегральные уравнения становятся нелинейными относительно искомых значений координат границ каверны. Уравнения (V.2.1) и (V.2.2) могут быть переписаны в безразмерном виде:

7 (S) F2 (Sv S)dS = — sin т (Si);    (V.2.3)

2 я


к

у (SJ = 2 cos T (SO + (f 7 (S) Ft (St, S) dS, (V.2.4)

К

где

p /с сч _ s*n(r> t) . p /о c\ _    (r,    t)    .    /,с\    __ V(5)

*4    —*    ~r » mWi» — ~r V (^/ — у

Выражение (V.2.4) представляет собой интегральное уравнение Фредгольма второго рода, оно используется для нахождения неизвестной у (Sx).

При определении границы каверны используют (V.2.3), в котором вихревая интенсивность на границе каверны считается заданной. Для решения применяют метод итерации (последовательных приближений). Задаваясь в нулевом приближении какой-либо зависимостью угла т от координаты Sv можно путем обычного интегрирования найти форму каверны^—нулевого приближения. Зная форму каверны, легко рассчитать значение функции F2(S1, S) для любой точки контура. Вычисляя интеграл в левой части равенства, получим значение т для следующего^ приближения.

Для вычислений исходные функции у (S) и т (S) должны быть каким-то образом аппроксимированы, причем выбор аппроксимации влияет на точность и время расчета. Построив исходный контур из (V.2.4) находим функцию у (5), характеризующую распределение скоростей по его поверхности. Интенсивность у (S) удобно определять методом последовательных приближений, полагая, например, в первом приближении у (S) = cos т. Это значение подставляют затем в правую часть выражения (V.2.4) и вновь определяют у (S) в первом приближении.

Отметим следующее: так как искомая граница каверны в нулевом приближении задана неточно, то и скорость, определенная по расчету, будет переменной по длине каверны. Поэтому в дальнейшем надо изменить форму каверны так, чтобы на границе каверны было постоянное распределение скоростей. Для этого необходимо задать значение скорости VK на границе каверны; она может быть принята равной скорости в точке схода.

Распределение скоростей на смоченной части контура остается пока прежним. Подставив в (V.2.3) полученную из предыдущего приближения зависимость у (S) для смоченного контура, а также выбранное значение VKf найдем т (5), т. е. ординаты границ каверны в первом приближении. Пользуясь этими значениями т(5), можно снова рассчитать распределение скорости по полученному контуру.

После этого процесс уточнения координат границ каверны должен быть продолжен. В случае обтекания тела с острыми кромками кривизна каверны в точках схода стремится к бесконечности. Это обстоятельство необходимо учитывать при выборе аппроксимации формы границы каверны вблизи точки схода. Так, например [6], вблизи точки схода каверна аппроксимировалась двояко:

у - ах2 + Ьх + с    (V.2.5)

у=[а{х—M) + b](x —М)1*2+ у0,    (V.2.6)

где М. — координата точки схода; а, Ь, с — постоянные.

В (V.2.6) учтена бесконечная кривизна в точках отрыва. При расчетах по формуле (V.2.6) процесс сходится быстрее и результаты более точные. В контрольных расчетах оказалось достаточным сделать три приближения, чтобы скорость на границе каверны отличалась от постоянной не более чем на 1,5—2%.

Для иллюстрации изложенного выше метода ниже рассмотрим пример расчета обтекания клина (единичной длины) по схеме с зеркалом при произвольном числе кавитации (рис. V.11).

Выбранные нулевые^риближения для у (х) и (х) = tg т

даны на рис. V.12. Функция у (я) аппроксимировалась: на клине — наклонной прямой, на границе каверны — постоянной величиной;

функция (*) = tg т аппроксимировалась:    на клине — по

стоянной величиной, на границе каверны (до половины длины каверны) — отрезком наклонной прямой.

Выберем вихревую систему так, как показано на рис. V.11. Будем искать вызванную скорость в некоторой произвольной точке контура Sx с координатой х от непрерывно расположенных вихревых особенностей контура клин—каверны—клин. Вследствие симметрии контура относительно продольной оси (например, точки S и S') введем в рассмотрение два радиуса-вектора гх и г2, направленных от точек, содержащих вихревые особенности (S и S') к точке Sx. Прежде чем преобразовывать уравнения (V.2.3) и (V.2.4) к форме, удобной для вычислений, получим некоторые вспомогательные формулы. Обозначая dS1 и dS дифференциалы

t

Рис. V. 11. К решению задачи о кавитационном обтекании клина по схеме Рябушинского с помощью метода вихревых особенностей.

дуг контура вблизи точек Sx и S соответственно (на основании известной из математики формулы) и учитывая обозначение на рис. V.11, получим

ds^V^+i?fdx- <®=V‘+(w)’dl (V-2J>

Первая    из    этих формул    позволяет связать уравнение    контура

у (х) ст —    углом между касательной к контуру в точке    Si и на

правлением скорости потока У» или в рассматриваемом случае с осью х. На основании рис. V.11

-*L_cosr    -^---^^-^cost    (V 2 8)

dSx ~ СОг>Т’    dS± ~ dx dSt ~ dx СОЬ Тя    iv.z.oj

Учитывая (V.2.7), напишем:

dx    1    du    .    du    1

—- — COS T = -=    31П T =    --A    = .

На основании рис. V. 11, принимая во внимание положения геометрии, найдем:

sin ъ t) = cos a cos т (tg а — tg т);

cos (л, /) = cos а cos т (1 + tg а tg т);

U    (V.2.10)

sin (r2l t) = cos p cos т (tg p — tg t);

cos (r2, t) = cos p cos т (1 -j- tg p tg x),

где а = /_ гъ x\ p = /_

Кроме того, исходя из рассмотрения треугольников (см. рис. V.ll) ASSi и AS'Si получим

cos а =    ;    cos    р    =    .    (V.2.11)

гх ---=    =    (V.2.12)

Тогда с учетом формул (V.2.9), (V.2.11)—(V.2.13) интегральные уравнения (V.2.3) и (V.2.4) перепишем в виде

7 (х) — V 1+1/'*(*)* Х

2 +4"! lcos2 a (tg а — tg г) + cos2 Р (tg Р — tg т)] X

X


А

х?(Е)К^(6)-<*б|;    (V.2.14)

D

У' (х) =--[cos2a(l + tg а tg т) +

А

+ cos2 р (1 -j- tg р tg т)] у (I) Vx^l(g) dt . (V.2.15)

Уравнения (V.2.14) и (V.2.15) решаются с помощью метода последовательных приближений, при этом интегралы, входящие в эти уравнения, заменяются конечными суммами по формуле численного интегрирования и правилу трапеции с переменным шагом.

Изложенный выше случай кавитационного обтекания клина по схеме с зеркалом был рассчитан на ЭВМ (рис. V.12 и V.1339) [6].

О    0,5    1,0    -    к

Рис. V. 13. Результаты численных расчетов.

- у - X

*    = VT’ X~TJT-


rrt

Цш

\

и

\

\

V

1

у<х)

$

к

2

\

\

\

J

Клан

{ 1 Ьк/2 0

Рис. V.12. Первое (7) и пятое (2) приближение расчетов для функций у (х) и

•    — расчетные точки;

• — v <*); О — -JT (х).


С—экспериментальные данные М. Плессета и П. Шеффера. Ь , 1К — длина и ширина каверны

§ 3. Применение метода вихревых особенностей для расчета осесимметричного обтекания тела в режиме развитой кавитации

Рассмотрим осесимметричное кавитационное о текание твердого тела произвольной формы. Для схематизации течения в хвосте каверны примем обобщенную схему Рябушинского, согласно которой каверна замыкается на фиктивное тело (рис. V.14). При решении задачи необходимо найти форму каверны и распределение скоростей на поверхности тела, свободной от каверны [2].

По аналогии с изложенным в § 2 будем рассматривать обтекание комплекса тело—каверна как обтекание единого тела. Распределяя по поверхности единого тела вихревой слой и используя закон Био и Савара, можно составить два интегральных соотношения, связывающих форму контура меридионального сечения тела с интенсивностью вихревых колец.

При решении задачи примем прямоугольную систему координат хОу с началом, расположенным посредине длины тела на оси его симметрии. Положительные направления осей указаны на рис. V.14. Будем искать скорость Vsi в некоторой точке Si (х, у), вызванную продольным обтеканием тела потоком жидкости со скоростью Foo и вихревыми особенностями, расположенными на поверхности тела. Примем текущие координаты элементарной вихревой особенности в некоторой точке S — Е, rj, ?.

Рис. V.14. Осесимметричное кавитационное обтекание твердого тела произвольной формы (обобщенная схема Рябушинского).

— •—•—граница каверны.

Тогда вектор скорости Vsi в некоторой точке Si получает следующий вид:

V5l -Voo + Vs4,    (V.3.1)

где Vst — вектор скорости, вызванной вихревым слоем.

Для составления уравнений примем вспомогательную прямоугольную систему координат tSxn с началом в точке Sx поверхности тела так, чтобы ось Sxt была касательна меридиональному сечению тела и направлена вниз по потоку, а осъ Sxn перпенди» кулярна оси Sxt, как показано на рис. V.15, б.

Составим выражения для нормальной и касательной составляющих скоростей Vsin и Vstt- Предварительно обозначим угол между осью Si t и направлением скорости V™, совпадающим с осью Ох, через т. Тогда (V.3.1) перепишем так:

Vs±n = Vceil -|- Vsjn*,

Vstt=V,ot + Vs.t,    (V.3.2)

где n, t — единичные векторы в системе координат nSxt.

Скалярные произведения векторов, входящие в (V.3.2), получают вид

V«n = Voo cos (У,», n)Vco    sin t;

Vcot = Vco cos (Vco, t) = Voo    cos r.    (V.3.3)

V.15. К выводу формул нормальной и тангенциальной составляющих скорости (V.3.5), (V.3.6).

Скорость dVsy, вызванная элементом вихревого кольца dS в точке Si, находится на основании уравнения Био и Савара:

=    (V.3.4)

где R — радиус-вектор, проведенный из точки Sx к элементу dS вихревого кольца; у — неизвестная интенсивность вихревого кольца.

Принимая во внимание, что на теле расположен вихревой слой переменной по длине интенсивности, представим выражения для нормальной и касательной составляющих скорости в точке Sx с учетом (V.3.4) в виде:

i_

2

X Y l\ndL    (V.3.6)

Как следует из рис. V.15, радиус-вектор R связан с координатами «точки S1 (х, у) и точки S (?, г]) соотношениями:

R = (* — I) i + 2 cos \|? г 1 cos ф) j +

+ (r2 sin \|? — rxsin ф) k;    (V.3.7)

Я2 = (* - ?)2 + (^i + r2f22 [ 1 + cos (\f — ф)];

R2 = (х — I)1 + г\ -f г\ — 2 nr2 cos (41 — ф).    (V.3.8)

Элемент dS вихревого кольца:

dS = гх cos ф d(p j -f rj sin ф ^фк,    (V.3.9)

где i, j, к—единичные векторы — орты.

Для преобразования числителей подынтегральных выражений в (V.3.5)—(V.3.6) необходимо воспользоваться формулой смешанного векторного произведения, предварительно определив входящие в него проекции векторов R и dS на координатные оси и направляющие косинусы. Для преобразования знаменателей в (V.3.5)—(V.3.6) используется замена переменной по формуле ^ — ф = п + [33].

Входящие в него проекции векторов R и dS на координатные оси находятся по формулам

R*?== (*—?);    г2 sin гр — гг s\nq)\

Rz = —r2 cos г|з -f- ri cos ф;

(V.3.10)


dSx = 0, dSy = Г\ cos фЛр; dSz = гг sin cpdcp.

Окончательно после промежуточных преобразований получим следующие выражения.

Нормальная составляющая скорости

2

/



V(5)


VStn — V. sin т +


2

|[rlr2 + r2r2 + (* — ?)] ^ (^2) — 2 [Г2Г2 + (я — g)] X

*'*)/¦(*- 6)2+(fi + Г0)2

dg. (V.3.11)


X


Касательная составляющая скорости

2

^ = Voo COS T -|    4^2

2

I [r2 — (* - 5> h + ri]E (fe2) + -|r [/2 — (* — E) ^2] X

k 2 jA(x_i)2 + (ri + rg)2

, (V.3.12)


X


где Е (k2), К (62) — полные эллиптические интегралы I и II рода.

Так как в рассматриваемом случае обтекания кривизна каверны в продольном направлении мала, то для упрощения задачи в дальнейшем положим г'\ = г'ъ = 0.

Кроме того, для облегчения расчетов в дальнейшем будем рассматривать безразмерные величины:    скорости, отнесенные

к Voo, линейные координаты — к половине длины единого тела //2.

Для определения неизвестной интенсивности вихрей 7 (Е), входящих в (V.3.11) и (V.3.12) по аналогии с изложенным в § 2 этой главы воспользуемся двумя положениями: 1) условием не-протекания, т. е. равенством нулю суммы нормальных составляющих скоростей к контуру тело—каверна; 2) известным из гидромеханики положением о том, что в каждой точке замкнутого контура интенсивность вихревого слоя равна модулю касательной скорости течения в этой точке. В результате после преобразования (V.3.11) и (V.3.12) с учетом принятых допущений найдем:

1

ду 1 Г v (В

[K(k2)S1^E(k2)S2]dl-,    (V.3.13).

дх    4nr2 J г0


-1


|

У(х) = 2^77 I    +    +    cos    (Т,    X),    (V.3.14),

— 1

где

ro=[(^-^2 + (r1 + /-2)2]‘/S

Si = 2 [/Уг + -|)];

s2 = ~ {k'Wi + г/2 + (X - ?)] - 2 [г/2 + (X - ?)]};

= 2 [(л: — ^)гг — г2];

#2 = 4тг {2 fo — (X — ?)Гг] — ?2 [r2 — (* — I)г'2 + Г1 ]};

А:'2 = 1 - /г2;    ?2    —    4^-

(х-^+(г1 + г2)^’

#    1    COS ф ’    2    COS 'Ф

7 (?) — значение вихревой интенсивности, отнесенное к величине скорости на бесконечности; т — угол между касательной t к контуру меридионального сечения тела в точке с абсциссой х и вектором Vooj я, у у S, г\ —координаты фиксированной и произвольной точек контура меридионального сечения тела.

Приведенные соотношения обычно используют для определения вызванных скоростей на контуре меридионального сечения твердого тела при его безотрывном обтекании. Выражение (V.3.13) есть линейное интегральное уравнение Фредгольма первого рода, a (V.3.14) — уравнение Фредгольма второго рода относительно вихревой интенсивности.

Как уже указывалось, при решении плоской кавитационной задачи (V.3.13) и (V.3.14) следует рассматривать как интегродиф-ференциальные уравнения смешанного типа.

На смоченных частях контура, свободных от кавитации, искомой величиной является 7, и (V.3.13), (V.3.14) следует рассматривать как упомянутые выше уравнения Фредгольма.

На границах каверны известна величина 7, которая постоянна в силу постоянства давления в каверне, a (V.3.13) и (V.3.14) становятся нелинейными интегродифференциальными уравнениями для определения формы меридионального сечения границы каверны у = / (*).

Для исследования кривизны контура меридионального сечения каверны вблизи точки отрыва в работе [2] после ряда промежуточных преобразований уравнения (V.3.13) произведен ряд оценок интегралов.

В системе координат ххО\У\с началом в точке отрыва при учете этих оценок выражение для кривизны меридионального сечения

каверны вблизи точки отрыва, равное    , легко может быть

представлено в виде

4'*---^    4----,    (V.3.15)

дх\ V хх у~>

где ВХ1 В2 — некоторые постоянные.

Таким образом, при    —¦ 0 кривизна может обращаться в бес

конечность.

По приведенным выше формулам на ЭЦВМ были произведены расчеты кавитационного обтекания двух тел: шара и конуса — на основе схемы Рябушинского [2]. Была принята следующая процедура вычислений. Сначала задавалась форма меридионального сечения так называемой пробной границы каверны. Она принималась простейшей: для шара — в виде двух отрезков параллельных прямых, касающихся окружностей (меридиональных сечений основного и фиктивного шара); для конуса эти отрезки соединялись с кромками оснований основного и фиктивного конусов отрезками кривых, обеспечивающих непрерывность касательной при переходе от отрезков прямых к сечениям конусов.

Далее по формуле (V.3.14) в первом приближении определяется 7 на поверхности тела, свободной от кавитации. Так как скорость на границе каверны постоянна, то на пробной границе каверны 7 = const.

Вычисленные значения 7 подставляют затем в (V.3.13), которое становится нелинейным относительно функции у (я). Из (V.3.13) у (я) находится методом последовательных приближений, путем последовательной подстановки в правую часть этого выражения значений координат пробной границы каверны и т. д. Определенные таким образом координаты границы каверны использовались вновь для вычисления 7 по (V.3.14) и т. д.

При вычислениях на частях тела, свободных от кавитации, была использована кусочно-постоянная аппроксимация функции у/у. На меридиональном сечении границ каверны полагалось 7 =const, а у (я) аппроксимировалось кусочно-линейной зависимостью за исключением участков, непосредственно примыкающих к точкам отрыва, где использовалась аппроксимация (V.3.15), которая оказалась весьма удобной для определения положения точек отрыва каверны от шара.

Так же, как и в случае плоского кавитационного обтекания гладкого контура, при произвольном задании положения точек отрыва кривизна меридионального сечения границы каверны в этой точке, вообще говоря, бесконечно большая и при заданном режиме течения, определяемом числом кавитации, становится конечной только в одной точке.

Условие конечности кривизны сечения каверны для определения положения точки отрыва (точки «гладкого» отрыва), сформу-

0,50

1

2

Э'—

= 4s5°

i

1

J

1

Шар

О    0J    0,2    %


0,25


Рис. V. 16. Зависимость относительного радиуса R/b от числа кавитации х.

/ — по формулам § 3 гл. V, шар;

О — эксперимент, шар [72 ]; 2— по формулам § 3 гл. V, конус; #— по формулам § 1 гл. V.

Рис. V.17. Зависимость коэффициента сопротивления Сх от числа кавитации к.

1    — по формулам § 3 гл. V, шар;

2    — по формулам § 3 гл. V, конус;

3    — по формулам § 1 гл. V, шар;

• — эксперимент, конус [72 3.

лированное БрилЯуэном, использовано и при расчете обтекания шара. Этой точке в данном случае соответствует равенство нулк> коэффициента В± в (V.3.15).

Сначала положение точки отрыва задается произвольно.. Если она оказывается впереди точки «гладкого» отрыва, то Вх имеет отрицательное значение, если сзади — то положительное* и монотонно уменьшается до нуля по мере приближения к искомому значению координат точки «гладкого» отрыва.

Результаты расчетов контролировались с помощью решения «прямой» задачи, т. е. путем определения у из уравнения (V.3.14). Оказалось, что почти на всей границе каверны у имеет постоянное значение и только на небольших участках, примыкающих к точкам отрыва, отклоняется на величину, не превышающую 2% этого значения.

Время, затрачиваемое на расчеты с помощью ЭЦВМ, невелико-и составляет для одного режима обтекания (каверна заданной длины) 10—15 мин. На рис. V.16 даны зависимости отношения радиуса шара и радиуса основания конуса к половине ширины каверны от числа кавитации, полученные на основании расчетов по формулам (V.3.13) и (V.3.14). Для сравнения приведены экспериментальные данные Л. А. Эпштейна и расчетные данные, полученные по формулам § 1 этой главы [72].

Экспериментальные и расчетные данные для шара и конуса удовлетворительно согласуются.

Результаты^расчетов для шара относились к обтеканию его в трубе круглого поперечного сечения, а приведенные на

рис. V.16 данные получены путем экстраполяции на условия обтекания шара безграничным потоком.


На рис. V.17 приведены зависимости коэффициента сопротивления шара и конуса от числа кавитации. Экспериментальные и расчетные зависимости для шара, полученные по формулам (V.3.13) и (V.3.14) также удовлетворительно согласуются.

На рис. V.18 приведены экспериментальные и расчетные данные о положении точек отрыва каверны от поверхности шара, определяемого углом р0 (отсчитываемым от передней критической точки) в зависимости от числа кавитации. При малых числах кавитации согласование расчетных зависимостей с данными Л. А. Эпштейна можно считать удовлетворительным. С ростом числа кавитации в эксперименте заметно увеличение угла отрыва каверны, тогда как расчеты показывают сравнительно слабое его увеличение.

Рис. V.18. Зависимость угла Ро от числа кавитации %.

1 — по формулам § 3 гл. V;

2 — по формулам § 1 гл. V; 3 — эксперимент [72].


ИСКУССТВЕННАЯ

КАВИТАЦИЯ

§ 1. Физические основы искусственной кавитации

Во введении уже было сказано о том, что развитые кавитационные течения можно получить, вдувая воздух или другой газ в область разрежения за плохообтекаемым телом. При экспериментальных исследованиях в качестве таких тел широко используют простейшие тела: пластины, клинья, круглые цилиндры, шары и конусы.

При многих экспериментальных исследованиях осесимметричных кавитационных течений в качестве тел (кавитаторов), за которыми образуется каверна, приняты диски, сферические и эллиптические головки. Эксперименты позволяют выявить ряд особенностей кавитационных течений: таких, как нестационарность, влияние весомости, а также установить зависимости между расходами газа, числами кавитации и Фруда, коэффициентом сопротивления воды и числами кавитации и т. д.

Каверна, образованная за диском, при определенных числах Фруда имеет на большей части своей длины гладкую прозрачную поверхность (рис. VI. 1). Однако это свойство существенно зависит от степени турбулентности потока. При повышении турбулентности потока (например, путем его искусственной турбулизации) на поверхности каверны, образованной за диском, появляются высокочастотные колебания — волны (рис. VI.2). На поверхности сферических и эллиптических кавитаторов есть пограничный слой, который вблизи точки отрыва каверны разрушается и служит источником возмущения поверхности каверны. На небольшом участке длины за точкой отрыва каверна имеет гладкую и прозрачную поверхность течения. Однако сразу же за этой областью появляется система поверхностных волн с амплитудой, возрастающей вниз по потоку. Ряд исследователей предполагает, что эти волны возникают вследствие роста неустойчивости отделенного пограничного слоя кавитатора.

Эксперименты показывают, что для сглаживания поверхности каверны необходимо обеспечить устойчивость ламинарного

ВОЗДЕЙСТВИЕ

ЗНА ПРОДУКТИВНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ

ПРИ ВТОРИЧНОМ ВСКРЫТИИ ГЛ А В А    (ПЕРФОРАЦИЯ)

5.1. ПЕРФОРАЦИЯ.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ

Основная задача вторичного вскрытия — создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальных для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и плотности перфорации.

При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:

толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной и удаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти;

расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК);

пластовое давление и температура в интервале перфорации;

число обсадных колонн в интервале перфорации, минимальный внутренний диаметр в колонне труб;

максимальный угол отклонения скважины от вертикали; состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки; свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта.

В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой предприятий, ведущих буровые работы.

В случае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта.

Пласты с подошвенной водой и газовой "шапкой" перфорируются в нефтяной части. Расстояние от нижних отверстий до ВНК и от верхних отверстий до ГНК устанавливается для каждой конкретной залежи опытным путем с учетом наличия или отсутствия непроницаемых пропластков, неоднородности, вертикальной трещиноватости и допустимого градиента давления на цементную оболочку эксплуатационной колонны.

Вскрытие пластов стреляющими перфораторами может осуществляться при репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) и депрессии (забойное давление в скважине ниже пластового).

При репрессии следует вскрывать пласты с нормально и аномально высоким пластовым давлением независимо от положения интервала перфорации, в том числе и в приконтакт-ных зонах (ВНК, ГНК) и при наличии в нефти агрессивных компонентов (углекислый газ, сероводород).

Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий безопасного проведения перфорации и предотвращения проникновения больших объемов жидкости из скважины в пласт.

Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, должно превышать пластовое на:

10—15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

5—10 % для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

4 — 7 % для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 м до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.

Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Через НКТ закачивают перфорационную и буферную (при необходимости) жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на 100 — 150 м выше. Устье скважины оборудуется противовыбросовым устройством (задвижкой с превентором).

Перфорацию следует производить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал.

В зонах ВНК и ГНК перфорация выполняется одним спуском перфоратора.

Слабопроницаемые сцементированные пласты рекомендуется вскрывать гидропескоструйной перфорацией.

В мировой и отечественной практике нефтегазодобывающей промышленности прострелочные перфорационные работы в нефтяных и газовых скважинах по видам и объемам (%) применения распределяются следующим образом.

Кумулятивная перфорация............................................................................................................................................................90 — 95

В подавляющем большинстве случаев перфорационные работы всех видов в скважинах производятся при репрессии Ар р на продуктивный пласт. Значение репрессии не должно превышать 5—10 % значения пластового давления (но не более 2,5 — 3,5 МПа) в зависимости от глубины скважины.

При репрессии на пласт в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной (толщиной до 5—1,5 мм) и ин-фильтрационной (радиусом до 300—1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт (а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при вскрытии пласта.

Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, для чего применяют стреляющие или гидропескоструйные перфораторы. По принципу действия стреляющие перфораторы подразделяются на пулевые, торпедные и кумулятивные. В последние годы появились пулевые перфораторы с вертикально-криволинейными стволами, обладающие высокой пробивной способностью. Сейчас они ограниченно применяются в некоторых геолого-технических условиях.

Гидропескоструйная перфорация, относимая некоторыми авторами даже не к средствам вскрытия, а к средствам интенсификации притока, как показал промысловый опыт, не дает существенных преимуществ перед широко распространенной кумулятивной перфорацией. По этой причине, а также в связи с большой трудоемкостью широкого распространения гидропескоструйная перфорация пока не получила.

Для вторичного вскрытия пластов применяются пулевые перфораторы залпового действия с вертикально-наклонными стволами ПВН90, ПВН90Т, ПВТ73, ПВК70 (поперечные габариты 90, 73 и 70 мм), которые могут спускаться в обсадную колонну с минимальным внутренним диаметром 117,5 и 98 мм. У перфораторов типа ПВН в двух взаимно перпендикулярных плоскостях попарно расположены четыре ствола. Для взаимного уравновешивания сил отдачи парные стволы идут в общих пороховых камерах навстречу друг другу. Перфоратор ПВТ73 отличается двухствольной конструкцией, в которой пули разгоняются по двум каналам в противоположных направлениях. В одноканальном многосекционном перфораторе ПВК70 ствол проходит по оси перфоратора, причем используются пули с увеличенными диаметром и массой.

Глубина пробивания в породе средней прочности указана ниже.

Тип перфоратора............................. ПВН90, ПВН90Т ПВТ73 ПВК70

Глубина, мм................................................................................140    180    200

Области применения перфораторов типов ПВН, ПВК, ПВТ определяются как термобарическими (предельная температура и максимальное допустимое давление), так и геологическими условиями. Учитывая, что пробивная способность пуль в значительно большей степени зависит от прочности породы, чем у кумулятивных струй, глубина каналов в породах низкой и средней прочности, пробиваемых пулевыми перфораторами, больше глубины каналов, пробиваемых кумулятивными перфораторами, а в породах выше средней прочности (осж > > 50 МПа) — наоборот, меньше.

Формирование перфорационных каналов в пласте, полученных с помощью кумулятивных зарядов, имеет следующие особенности. При схлопывании металлической облицовки от детонации заряда в кумулятивную струю переходит только примерно 10 % ее массы. Остальная часть формируется в стержне сигарообразной формы и движущемся со скоростью приблизительно 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем головная часть струи, этот так называемый пест может застревать в уже образовавшемся перфорационном канале и частично или полностью закупоривать его. При проникании струи в преграду расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно превышает диаметр струи. Однако за счет этих процессов происходит изменение структуры порового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. При этом в зависимости от свойств породы и условий в скважине в момент перфорации может иметь место как уп-252 лотнение породы вокруг канала, так и разрыхление ее. Корпусные кумулятивные перфораторы, с помощью которых выполняется большой объем работ по вскрытию продуктивных пластов в России, оказывают наименьшее нежелательное взрывное воздействие на обсадную колонну и заколонное цементное кольцо, поскольку основную часть энергии взрыва зарядов воспринимает на себя корпус перфоратора. Из перфораторов типа ПК более распространены перфораторы ПК105ДУ, ПК85ДУ, ПК95Н, а из перфораторов типа ПКО — перфораторы ПКО98, ПКО73.

Бескорпусные кумулятивные перфораторы с зарядами в индивидуальных оболочках позволяют значительно ускорить проведение прострелочно-взрывных работ, так как вскрываемая за один спуск перфоратора толщина пласта может достигать 30 м. Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно производить вскрытие при спуске их внутри насосно-компрессорных труб. Однако степень воздействия этих перфораторов на обсадную колонну и цементное кольцо значительно выше, чем при использовании корпусных перфораторов. Кроме того, после взрыва зарядов на забое остаются обломки от корпусов заряда и соединительных деталей, которые в последующем могут привести к осложнениям при эксплуатации скважин.

Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на промыслах страны наибольшее распространение нашли перфораторы в стеклянных оболочках ПКС80, ПКС105, ПКС65, из разрушающихся — перфораторы с зарядами в литых алюминиевых оболочках КПРУ65, ПР54.

Размеры перфорационных каналов, получаемые при отстреле зарядов наиболее распространенных кумулятивных перфораторов в поверхностных условиях и при давлении 30 МПа по единым мишеням с породами прочностью на одноосное сжатие 45 МПа, приведены на рис. 5.1, пробивная способность перфораторов представлена на рис. 5.2.

Образование канала в преграде при гидропескоструйной перфорации осуществляется за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, выходящей из насадки, а также абразивного действия песка, содержащегося в струе. Это пока единственный промышленно применяемый в настоящее время способ вскрытия пластов, исключающий воздействие взрывных нагрузок на пласт и, следовательно, особенно целесообразный в тех случаях, когда механоактиваци-онные процессы могут значительно ухудшить проницаемость пористой среды.

Рис. 5.1. Размеры перфорационных каналов для перфоратов основных типов при отстрелах по единой мишени (обсадная колонна - цементное кольцо -порода):

а — в поверхностных условиях; б — при давлении 30 МПа; шз масса заряда; у — скорость пули на выходе из ствола; 7К — длина канала

Гидропескоструйный перфоратор представляет собой стальной корпус с насадками из твердых сплавов, при п ро-качке через который жидкости с расходом 1 — 6 л/с, скорость струи достигает 200 м/с. Для создания необходимых давлений при прокачке гидроабразивных смесей используются насосные агрегаты 2АН500 и 4АН700, количество которых на одну операцию может изменяться от 2 до 6 и более. Время обра-

Рис. 5.2. Пробивная способность перфораторов (труба толщиной 10 мм из стали группы прочности Д, цементное кольцо за 25-мм колонной с асж = = 20 МПа, предел прочности породы на сжатие асж = 45 МПа при температуре 20 °С и всестороннем давлении 30 МПа):

I — обсадная труба; II — цементное кольцо; III — порода

зования одного канала колеблется от 20 до 30 мин, расход рабочей жидкости — от 1 до 7 м3, песка — от 50 до 700 кг.

Как показали стендовые испытания, а также промысловые эксперименты с использованием скважинной мишени, в условиях гидростатических давлений, характерных для скважин средних глубин, глубина перфорационных каналов в породах средней прочности не превышает 135 мм. Учитывая значительно большую трудоемкость осуществления гидропескоструйной перфорации по сравнению с кумулятивной и пулевой, на промыслах она применяется в настоящее время довольно редко.

Вопросы гидропескоструйной перфорации глубоко рассмотрены Р.С. Яремийчуком и Ю.Д. Качмаром.

Как разновидность описанного, известен метод азотогидропескоструйной перфорации, разработанный ЦНИЛом (г. Ивано-Франковск) б. объединения "Укрнефть". Сущность метода заключается в образовании отверстий или прорезей в обсадной колонне и каналов или выработок в цементном кольце и породе пласта с помощью газожидкостной струи, содержащей абразивный материал. Утверждается, что за счет добавления газа в жидкостно-песчаную смесь можно значительно (в 1,5 — 2 раза) увеличить размеры перфорационных каналов. На размеры выработки существенно влияет значение газогидросодержания. Наряду с возможностью увеличения длины канала при гидропескоперфорации с азотом прослеживается еще ряд преимуществ по сравнению с использованием жидкостно-песчаных смесей: создается дополнительный перепад на насадках за счет разности плотностей аэрированной смеси в НКТ и затрубном пространстве, увеличивающейся с ростом глубины скважины. При проведении процесса важным фактором успеха является создание давления в скважине значительно меньше гидростатического. При этом сочетается процесс вскрытия с вызовом притока при пониженном давлении на пласт. Разработанные технология и оборудование обеспечивают проведение работ в скважинах глубиной 2000 — 2500 м. С некоторыми усовершенствованиями технология может быть использована в скважинах глубиной до 5000 м. Небольшой объем внедрения был положительным.

5.2. ВЛИЯНИЕ УСЛОВИЙ В СКВАЖИНЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПЕРФОРАЦИЕЙ. ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ НЕСОВЕРШЕНСТВО ПЗС

Скважина, имеющая перфорированный забой, называется несовершенной по характеру вскрытия продуктивного пласта. Если продуктивный пласт вскрыт бурением не на всю толщину, то такая скважина называется несовершенной по степени вскрытия пласта. В обоих случаях 256 фактический дебит при прочих одинаковых условиях будет меньше дебита скважины с открытым забоем из-за возникновения дополнительных фильтрационных сопротивлений, которые обусловлены искривлением и сгущением линий токов жидкости и газа в околоствольной зоне пласта и на стенке скважины (точнее, на границе скважина — пласт). Сгущение линий токов, в свою очередь, обусловлено тем, что уменьшилась площадь поверхности скважины, граничащая с пластом, по сравнению со случаем открытого забоя скважины, вскрывшей продуктивный пласт на всю толщину. По причине нарушения геометрии течения жидкости и газа рассматриваемые виды несовершенства иногда называют несовершенством геометрическим.

Гидродинамически совершенной считается скважина, размещенная в центре кругового пласта с радиусом RK, свойства которого изотопны во всех направлениях. При этом жидкость поступает к открытому забою и является однофазной и несжимаемой. Из рис. 5.3 видно, что в гидродинамически совершенной скважине основная доля перепада давления сосредоточена в зоне пласта непосредственно вокруг ствола скважины. Так, если приток осуществляется от контура питания, находящегося на расстоянии 300 м, до стенки скважины радиусом 0,1 м, то половина всего перепада давления расходуется на продвижение жидкости в пористом пространстве

Рис. 5.3. Схема притока и гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную скважину по качеству (•), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта

только в зоне 5,5 м вокруг скважины. Следовательно, призабойная зона играет решающую роль в притоке жидкости к скважине.

Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и загустения линий потоков. Как отмечено выше, в общем случае выделяют три типа гидродинамического совершенства скважин:

по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю его толщину;

по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы;

по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой сферы в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.

В пласте вокруг скважины радиусом гс образуются две зоны с измененной проницаемостью — зона проникновения фильтрата радиусом Rзп и зона кольматации радиусом гк (рис. 5.4). Такую скважину называют несовершенной по качеству вскрытия пласта.

Если скважина несовершенна по степени и характеру

Рис. 5.4. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением:

1 — стенка скважины; 2 — глинистая корка; 3 — зона кольматации; 4 — зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, kv k2 — проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и зоне проникновения фильтрата; гс — радиус ствола скважины; гк — радиус зоны кольматации; R3 Il — радиус зоны проникновения фильтрата

вскрытия продуктивного пласта, то коэффициент гидродинамического совершенства

ф =-1n(R* с)-,    (5.1)

1n(RKс) + Cl + С2

где Як — радиус контура питания; с1 — безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по степени вскрытия продуктивного пласта; с2 — безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия продуктивного пласта.

Коэффициент с1 определяется степенью вскрытия продуктивного пласта, а коэффициент с2 зависит от длины 1К и диаметра dK перфорационных каналов и плотности перфорации п. Эти коэффициенты находятся по известным графикам В.И. Щурова, построенным по результатам экспериментов на электролитических моделях, или по формулам, полученным математической обработкой экспериментальных данных.

Оценим качественно влияние параметров перфорации на коэффициент гидродинамического совершенства скважины по формуле (5.1), приняв, что продуктивный пласт вскрыт бурением на всю толщину, т.е. с1 = 0. Результаты расчетов иллюстрируются графически на рис. 5.5. При плотности перфорации 10 отв/м и более (см. рис. 5.5, в) увеличение глубины перфорационных каналов не приводит к значительному росту коэффициента совершенства скважины. При очень больших значениях плотности перфорации и длины каналов на этом рисунке появляется область, где значение коэффициента совершенства больше единицы, т.е. геометрически несовершенная скважина имеет в этой области более высокую продуктивную характеристику, чем если бы она была совершенной. Теоретически это объясняется на основе закона распределения давления в пласте вокруг работающей скважины. В промысловых условиях таких случаев практически нет.

Поперечный размер каналов перфорации (см. рис. 5.5, б) несуществено влияет на степень совершенства скважин, поэтому нет острой необходимости создавать прострелочную аппаратуру для получения каналов большого диаметра. Увеличение плотности перфорации более 20 отв/м (см. рис. 5.5, в) может быть оправдано только в случаях очень низкой пробивной способности перфораторов.

Рис. 5.5. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства ф скважины от различных параметров (R = 400 м, го = 0,1 м):

а — от длины канала перфорации lK(dK = 12 мм; шифр кривых — плотность перфорации, отверстие на 1 м); б — от диаметра канала перфорации dK(lK = = 150 мм; шифр кривых — плотность перфорации, отверстие на 1 м); в — от плотности перфорации n(dK = 12 мм; шифр кривых — длина канала перфорации 7К, мм)

Анализ рассмотренных рисунков позволяет сделать следующие выводы:

при длине перфорационных каналов не менее 150 мм оптимальной плотностью перфорации необходимо считать плотность не более 12—16 отв/м;

при плотности перфорации 12—16 отв/м и длине перфорационных каналов 150 мм увеличение диаметра канала свыше 6 — 8 мм практически не приводит к росту степени совершенства скважин.

Эти выводы справедливы только для идеальных условий притока в скважину, когда пористая среда во всех точках пласта имеет одинаковую проницаемость, а цилиндрические перфорационные каналы чистые по всей длине. Реальная картина притока нефти или газа в скважину в значительной степени осложняется отмеченными ранее негативными явлениями. Схематичное изображение призабойной зоны перфорированной скважины показано на рис. 5.6, из которого следует, что в формулу для определения коэффициента гидродинамического совершенства ф скважины следует ввести, кроме уже известных коэффициентов, еще безразмерный коэффициент 5п, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в призабойной зоне из-за несовершенства скважины по качеству вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией. В данном случае дополнительные фильтрационные сопротивления обусловлены снижением проницаемости породы вокруг перфорационных каналов. Если скин-эффект может быть определен с помощью, например,

Тс

Рис. 5.6. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфорированной скважины:

гс — радиус ствола скважины; 7К — длина канала перфорации в породе; dK — диаметр канала перфорации; Rv R2 — радиус соответственно зоны влияния бурового раствора и ПЗП; 6 — размер зоны влияния жидкости перфорации; k, kv k2, k3 — проницаемость соответственно пласта, зоны влияния бурового раствора, ПЗП, зоны влияния жидкости перфорации

геофизических исследований в скважине по параметрам зон ухудшенной проницаемости, то определить значение скин-эффекта для перфорационных каналов по промысловым исследованиям пока не представляется возможным.

Американские исследователи для случая ламинарного потока в перфорационный канал предлагают использовать формулу

Бп =-L f_L - _L) ln Ь+±.

nlK ' k3 k2 +    гк

Если в зоне вокруг перфорационного канала происходит нарушение линейного закона фильтрации Дарси (что характерно для высокопродуктивных нефтяных скважин и особенно для газовых скважин), то значение Бп резко возрастает.

Существующая технология вторичного вскрытия пластов перфорацией предполагает спуск перфораторов в скважину на каротажном кабеле в зону перфорации с заполнением скважины обычно тем же буровым раствором, с использованием которого вскрывали бурением продуктивный пласт. В момент сообщения скважины с пластом в последний через перфорационные каналы под действием статического давления и динамических взрывных нагрузок будет фильтроваться буровой раствор. В поры породы вокруг перфорационных каналов проникают как твердые частицы из раствора, так и фильтрат из него. Кроме того, при воздействии взрывных нагрузок на призабойную зону через перфорационные каналы в пласте могут происходить следующие механоактиваци-онные процессы: испускание электронов (механоэмиссия), свечение (механолюминесценция), протекание на поверхности химических реакций (механохимия), излучение звука (акустоэмиссия), пьезоэффект и др.

В результате механоактивации поверхность твердого тела приходит в неравновесное активное состояние. Например, поверхностный центр (атом на поверхности) путем перехода из электронно-колебательного в электронное возбуждение становится активным и способным вступать в реакции с молекулами окружающей среды. За счет пьезоэффекта возникающие в кристаллах электрические поля могут существенно изменить взаимодействие породы с полярной жидкостью, проникшей в пласт, а в некоторых случаях и полностью блокировать эти проводящие пути для жидкости.

Такие явления еще недостаточно изучены, однако имеющийся лабораторный и промысловый материал уже позволяет сделать некоторые выводы и выдать практические рекомендации по выбору наиболее целесообразной технологии вторичного вскрытия пласта.

Эксперименты по отстрелу наиболее распространенных кумулятивных перфораторов ПК105ДУ с имитацией перепада давления из пласта в скважину при давлениях в зоне перфорации 10, 20, 30, 40 МПа и при горных давлениях соответственно 25, 50, 75 и 100 МПа показали следующее. В искусственном песчанике в этом диапазоне давлений глубина получаемого канала мало изменяется и составляет в среднем 111 мм при диаметре канала 12 мм. Несмотря на наличие видимой зоны уплотнения породы вокруг перфорационного канала, пропускная способность мишени с реальным каналом дф оказалась равной дид для этих же размеров каналов, т.е. коэффициент совершенства ф оказался равным единице. Это означает, что канал, полученный в условиях перфорации на депрессии, является эффективным по всей длине и не имеет зоны породы пониженной проницаемостью. Следовательно, если бы перфорация в скважине производилась в этих условиях, то для расчета дебита перфорированной скважины можно было бы воспользоваться графиками В.И. Щурова. Следует отметить, что в аналогичных условиях, по данным американских авторов, кумулятивные заряды различных фирм США не дают таких гидродинамически эффективных каналов при отстрелах на депрессии, очевидно, вследствие конструктивных особенностей зарядов и используемой для лабораторных исследований мишени.

Серия отстрелов этих же зарядов при перепаде, направленном из скважины в пласт, с использованием различных жидкостей, заполняющих скважину, проведенная для выяснения количественного влияния твердой и жидкой фазы на степень загрязнения породы вокруг перфорационных каналов, показала следующее. При отстреле зарядов с использованием воды при репрессии на пласт 1 МПа коэффициент совершенства канала оказался равным 0,875. Иными словами, поскольку других причин уменьшения этого коэффициента нет, степень восстановления проницаемости породы равна 87,5 % (первоначальная проницаемость искусственных кернов составляла в данных экспериментах от 0,12 до 0,20 мкм2).

При наличии в зоне перфорации бурового раствора плотностью 1,10 г/см3, а также утяжеленных баритом буровых растворов плотностью 1,60 и 2,00 г/см3, приготовленных на воде, коэффициенты совершенства канала соответственно были равны 0,54; 0,45 и 0,43, хотя глубина и диаметр перфо-

Рис 5.7. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства Ф канала от значения репрессии Арр при перфорации в хроматном растворе

рационных каналов остались практически теми же, что и при перфорации на воде. Это говорит о том, что уменьшение коэффициента совершенства канала от 0,875 до 0,54 и 0,45 может быть объяснено только проникновением твердой фазы в поры породы. Этот канал длиной 111 мм с зоной загрязнения дает такое же значение дополнительных фильтрационных сопротивлений в цилиндрическом керне диаметром 90 мм и длиной 200 мм, как и чистый канал длиной всего 8—18 мм, т.е. несовершенная технология перфорации на репрессии с использованием буровых растворов сводит на нет преимущество длинных перфорационных каналов.


Для оценки влияния значения репрессии, типа бурового раствора и первоначальной проницаемости породы на установке "Пласт” И.Н. Гайворонским и другими исследователями были проведены эксперименты с использованием буровых растворов, нашедших наиболее широкое применение при бурении скважин и их перфорации в Западной Туркмении. На рис. 5.7 представлена зависимость коэффициента совершенства канала от значения репрессии при перфорации в среде хроматного бурового раствора. Видно, что темпы снижения коэффициента совершенства ф канала наиболее высоки в интервале репрессии А р р до 2 МПа, т.е. даже малейшая репрессия на пласт в момент перфорации приводит к существенному ухудшению качества гидродинамической связи перфорационных каналов с пластом.

На рис. 5.8 показана зависимость коэффициента совершенства ф канала от первоначальной проницаемости k искус-


Рис 5.8. Зависимость коэффициента    гидродина

мического совершенства ф канала от первоначальной проницаемости породы к при отстреле зарядов в хроматном (1) и известковом (2) растворах ственного песчаника, перфорированного на репрессии значением 2 МПа с использованием хроматного и известкового буровых растворов. Видно, что в обоих случаях с ростом первоначальной проницаемости породы коэффициент совершенства канала существенно снижается.

В табл. 5.1 показаны результаты исследований влияния на коэффициент совершенства ф типа бурового раствора и соотношения между размерами пор и частиц твердой фазы бурового раствора.

Видно, что чем больше содержится в буровом растворе мелкой фракции и чем больше размер пор, тем в большей степени снижается коэффициент совершенства перфорационных каналов. Очевидно, через перфорированный канал в по-ровое пространство из раствора потоком фильтрата заносятся наиболее мелкие твердые частицы, которые при обратном потоке пластовой жидкости не удаляются из пор. В тех случаях, когда размер твердых частиц больше диаметра пор, они в поровое пространство потоком фильтрата не заносятся.

Проведенные эксперименты позволяют сделать следующий важный вывод: существующая технология перфорации на репрессии с использованием буровых растворов с твердой фазой оказывает особенно отрицательное влияние при вскрытии высокопроницаемых пластов. Технология вскрытия продуктивных пластов на репрессии и с применением растворов на водной основе с твердой фазой приводит к тому, что низкопроницаемые пласты наиболее сильно загрязняются при бурении, а высокопроницаемые — при перфорации.

Результаты лабораторных экспериментов дают качественное представление о влиянии отдельных факторов на эффективность вскрытия пластов перфорацией, а результаты лабораторных экспериментов на мишенях с плоскопараллельной фильтрацией нельзя без корректировки переносить на плоскорадиальную (скважинную) систему потока. Так, по резуль-

Т а б л и ц а 5.1

Влияние типа бурового раствора на коэффициент совершенства

Тип бурового раствора

Содержание фракций размером менее 1 мкм, %

Среднеарифметическое значение диаметра пор, мкм

Коэффициент совершенства ф канала

Хроматный

17,4

3,76

0,66

4,62

0,65

Известковый

19,3

3,32

0,59

5,00

0,43

Обработанный

28,1

3,36

0,39

УТТТР

татам исследований в США около 80 % всего потока жидкости в плоскопараллельной мишени диаметром 90 мм и длиной 380 мм приходится на последние 20 % перфорационного канала длиной 200 мм. При тех же условиях в плоскорадиальной системе поток жидкости более равномерно распределяется по длине канала. Наличие вокруг перфорационного канала зоны пониженной проницаемости несколько уравнивает распределение потока жидкости по длине канала в этих системах.

Для количественной оценки влияния образующейся зоны пониженной проницаемости породы вокруг каналов перфорации и образующейся зоны проникновения фильтрата при бурении группа американских исследователей решила задачу о притоке жидкости к скважине численным методом с помощью компьютеров. Полученные ими результаты позволяют оценить как раздельное, так и совместное влияние параметров этих зон. Вначале оценим только влияние несовершенной технологии перфорации, когда вокруг каналов образуется зона пониженной проницаемости породы толщиной 6. Поскольку снижение проницаемости происходит за счет проникновения твердой фазы из раствора, то кратность снижения проницаемости (в3 = k/k3) может достигать нескольких десятков, поэтому этот параметр был исследован в пределах от 1 до 50. Влияние толщины этой зоны изучено в пределах от 6 до 1 6 мм.

Для достижения продуктивности скважины, близкой к потенциальной, необходимо, чтобы длина каналов перфорации хотя бы в 1,5 раз была больше толщины зоны проникновения вокруг скважины. Поскольку радиус зоны проникновения обычно превышает 500 мм, а длина каналов наиболее мощных кумулятивных перфораторов не превышает 200 — 300 мм, то выполнить указанное условие на данном уровне развития техники кумулятивной перфорации как правило не удается.

Зависимость коэффициента совершенства от параметров зоны проникновения, образующейся вокруг скважины во время бурения, при длине каналов перфорации 200 мм показана на рис. 5.9, а. Здесь также наглядно видно, что значения коэффициентов совершенства близки к единице при толщине зоны проникновения в 2 — 3 раза меньшей длины каналов перфорации.

На рис. 5.9, б представлено совместное влияние параметров зоны проникновения и зоны пониженной проницаемости породы вокруг каналов перфорации на коэффициент ги-266

Рис. 5.9. Зависимость коэффициента гидродинамического совершенства ф скважины от толщины прискважинной зоны с пониженной проницаемостью:

а — 1К = 200 мм, dK = 6,35 мм, п = 13 отв/м; гс = 75 мм, RK = 100 м; б — вз = = 20, Ь = 12,7 мм, 1к = 200 мм, dK = 6,35 мм, п = 13 отв/м, rc = 75 мм, RK =    =    100 м; шифр кривых — кратность снижения проницаемости по р о

ды в прискважинной зоне размером b

дродинамического совершенства. Как видно, в рассматриваемом диапазоне изменения этих параметров коэффициент совершенства не превышает значения 0,5, причем параметры зоны проникновения здесь влияют на совершенство в меньшей степени, чем при условиях, рассмотренных на рис. 5.9, а.

Предотвратить загрязнение породы при перфорации на репрессии можно следующими мероприятиями:

применением в качестве задавочного раствора минерализованной (например, пластовой) или пресной воды, облагороженной добавкой поверхностно-активных веществ (ПАВ); применением растворов на нефтяной основе; применением высококонцентрированных растворов солей. Характерная особенность предлагаемых задавочных растворов — отсутствие в них твердой фазы, наличие которой, как было показано ранее, в наибольшей степени снижает гидродинамическую эффективность перфорационных каналов.

ПАВ, вводимые в перфорационную жидкость, должны удовлетворять следующим требованиям:

при малой концентрации значительно уменьшать поверхностное натяжение на границе раздела вода — углеводородная среда;

улучшать смачиваемость породы нефтью в присутствии водного фильтрата;

не образовывать нерастворимого осадка при контакте с пластовыми водами, содержащимися в них солями и горными породами;

препятствовать диспергированию и набуханию глинистых частиц, содержащихся в породе пласта, в присутствии водного фильтрата;

иметь низкий показатель адсорбции на поверхности поро-вого пространства;

препятствовать образованию на границе раздела фаз адсорбционных слоев гелеобразной структуры.

Для обработки перфорационной жидкости могут быть использованы как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ эффективно снижают поверхностное натяжение и краевой угол смачивания, способствуют увеличению относительных проницаемостей пористой среды для нефти и воды и суммарной проницаемости для них. Нефтерастворимые ПАВ эффективно снижают относительную проницаемость пористой среды для воды, способствуют уменьшению водонасыщенности породы и толщины гидрат-ных оболочек, гидрофобизируют поверхность поровых каналов. Наиболее подходящими для обработки перфорационных жидкостей растворами на водной основе являются неионогенные ПАВ (ОП-7, 0П-10, уФэ8, КАУ-ФЭ14, дисолван и др.), поскольку они хорошо растворимы в пресной и минерализованной воде, мало адсорбируются на поверхности горных пород, эффективно снижают поверхностное натяжение на границе вода — нефть при малой концентрации (0,1—0,3 %). Ионогенные (анионные — сульфонол, азолят, сульфонатрие-вые соли СНС и катионные — катапин, выравниватель А и др.) ПАВ могут давать осадки с минерализованной водой, интенсивнее адсорбируются на поверхности породы.

При использовании буровых растворов на нефтяной основе перфорацию также следует проводить с применением подобных задавочных растворов.

Рассмотренные растворы могут успешно выполнять функции задавочных только в тех случаях, когда значение пластового давления ниже гидростатического. При пластовых давлениях выше гидростатического в качестве гомогенной (без твердой фазы) перфорационной жидкости следует применять, например, водный раствор хлористого кальция, плотность которого можно довести до 1,40 г/см3. Следует отметить, что раствор хлористого кальция способствует агрегированию глинистых частиц в пласте, в результате чего в некоторой степени снижаются негативные последствия применения 268 при бурении буровых (глинистых) растворов на водной основе.

Более кардинальным направлением совершенствования технологии вскрытия продуктивных пластов перфорацией является перфорация на депрессии при герметизированном устье скважины, которая может осуществляться в двух вариантах:

с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на кабеле внутри колонны НКТ;

с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на колонне НКТ.

Перфорация на депрессии — наиболее прогрессивный способ вторичного вскрытия пласта, поскольку в момент создания перфорационных каналов под действием больших градиентов давления возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, в результате чего происходит самоочистка перфорационных каналов и породы призабойной зоны. В дополнение к указанному достоинству необходимо отметить, что для газовых скважин и нефтяных фонтанных скважин процесс вторичного вскрытия пласта совмещается с процессом вызова притока нефти или газа из пласта в скважину. Рассмотрим технологию и технику перфорации на депрессии.

По первому варианту применяют перфораторы КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье устанавливают фонтанную арматуру. На место буферного патрубка устанавливается лубрикатор — устройство, позволяющее спускать в работающую скважину какие-либо приборы при наличии давления на устье.

Снижением уровня раствора в скважине (замена на облегченный раствор, полное удаление раствора из скважины и заполнение ее воздухом, природным газом или азотом) создается необходимый перепад между пластовым и забойным давлениями, выбранный применительно к данным геологотехническим условиям. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число одновременно спускаемых кумулятивных зарядов не должно превышать 150 — 300) на каротажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с установкой его против перфорируемого интервала. После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же проявлять себя, и происходит интенсивный процесс очистки перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродуктивных нефтяных и особенно газовых добывающих скважинах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом происходит интенсивный рост давления на устье. Однако устройство лубрикатора таково, что позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости можно снова произвести его спуск в скважину для дострела нужного интервала.

При использовании малогабаритных перфораторов кумулятивной струе приходится преодолевать большое расстояние до соударения с преградой — обсадной колонной, а известно, что глубина пробивания в преграде в значительной степени зависит от толщины слоя жидкости (рис. 5.10). Поэтому наибольший эффект следует ожидать от применения таких перфораторов в газовой среде, в связи с чем за рубежом для вскрытия газоносных пластов иногда применяют следующую технологию. После неполного удаления жидкости с забоя скважины в нее через лубрикатор спускают малогабаритный перфоратор, к нижней части которого подсоединяют дополнительно один-два заряда в индивидуальных оболочках, срабатывающие отдельно от всего перфоратора подачей электрического импульса с поверхности. После включения в работу вскрытой этими зарядами части газоносного пласта и полного удаления жидкости с забоя скважины осуществляется срабатывание всей сборки перфоратора в среде природного газа.

Опыт промышленного применения такого способа перфорации показал его высокую эффективность. Так, на газовых промыслах Северного Кавказа в результате вскрытия на де-

/к, мм

0    100    Ьж,    мм

270

Рис. 5.10. Зависимость длины канала перфорации 7К в породе от толщины слоя воды Ьж в зоне перфорации при давлении 30 МПа при использовании различных перфораторов:

1 - ПК103; 2 - ПР54

прессии в газовой среде перфораторами ПР54 было обеспечено увеличение дебитов скважин в 2 — 3 раза и сокращение сроков освоения скважин в среднем на 8 сут по сравнению со вскрытием пластов на репрессии даже более мощными перфораторами типов ПК и ПКО. Более того, удалось освоить ранее пропущенные газоносные пласты. Аналогичные результаты с использованием перфораторов типа ПР были получены на Украине.

Недостатком разрушающихся перфораторов является то, что они засоряют забой осколками оболочек заряда и обойм, плотность которых (пластмассовых — 1,40 г/см3, алюминиевых — 2,70 г/см3) сравнима с плотностью утяжеленных буровых растворов, с использованием которых иногда производится вскрытие. Это приводит к тому, что они могут остаться в зоне перфорации, создать пробку в НКТ или закупорить устьевый штуцер. Как показывает опыт применения перфораторов типа КПРУ и ПР, на 1 м перфорируемого интервала обсадная колонна внутренним диаметром 125 мм заполняется осколками на высоту 120—140 мм, а без наличия зумпфа это может вызвать осложнения во время освоения или эксплуатации скважины. Подробное описание области и методики применения этого способа перфорации приведено в соответствующих инструкциях по применению прострелочно-взрывной аппаратуры, из которых отметим основные. Известно, что наибольшее отрицательное влияние буровых растворов, проникающих в пласт при бурении и перфорации, проявляется при вскрытии газоносных пластов. Поэтому в первую очередь необходимо предусматривать вскрытие через НКТ в газовой среде именно этих пластов. Целесообразно их применение для вскрытия высоконапорных нефтяных пластов в добывающих фонтанных скважинах, так как в этом случае совмещается процесс вскрытия с процессом освоения. Они незаменимы при дострелах новых интервалов в работающих скважинах без их остановки (что особенно важно при разработке газовых и газоконденсатных месторождений в период падающей добычи), при вскрытии пластов с аномально низкими пластовыми давлениями, при перестреле пласта, если предыдущая перфорация на репрессии не дала желаемых результатов.

Для вскрытия пластов на депрессии по второму варианту с помощью перфораторов, спускаемых на насосно-компрессорных трубах, используют корпусные перфораторы одноразового использования типа ПКО, которые срабатывают не от электрического импульса (кабель здесь отсутствует), а от механизма ударного действия. Последний срабатывает при нажиме на него резинового шара, сбрасываемого в колонну труб с закачкой в них порции жидкости. Такие перфораторы (ПНКТ89 и ПНКТ73) спускаются вместе со специальной головкой с ударно-взрывным устройством для срабатывания кумулятивных зарядов. В этих перфораторах имеются устройства для передачи детонации от секции, что позволяет их свинчивать друг с другом для одновременного вскрытия интервала пласта толщиной до 50 м и более. После срабатывания перфоратора и соединения скважины с пластом прострелянный корпус перфоратора остается в скважине, если скважина работает фонтанным способом.

В скважину, заполненную буровым раствором, спускают колонну насосно-компрессорных труб, в нижней части которой крепится перфоратор типа ПНКТ, с установкой его против вскрываемого интервала. Устье скважины обвязывают фонтанной арматурой на необходимое давление. Путем удаления части жидкости из скважины прямой или обратной циркуляцией или замены ее на более легкую создают необходимую депрессию на пласт, обычно не превышающую 10 МПа, при этом давление на забое должно быть не менее

5 МПа. Через устьевую задвижку внутрь колонны НКТ сбрасывают резиновый шар, который потоком подаваемой по трубам жидкости проталкивается до механизма ударного действия. От этого механизма срабатывает устройство инициирования зарядов. После сообщения пласта со скважиной нефть или газ из пласта поступают в колонну насосно-компрессорных труб как через отверстия в корпусе перфоратора типа ПНКТ, образовавшиеся после срабатывания зарядов, так и через специальные циркуляционные окна, расположенные выше перфоратора.

Таким образом, перфораторы типа ПНКТ являются единственными, для спуска которых в скважину не используется каротажный кабель, а следовательно, и отсутствует необходимость доставлять каротажный подъемник на скважину, что особенно ценно в условиях бездорожья (европейский Север, Сибирь). Практически все работы могут быть выполнены с использованием имеющегося на скважине бурового оборудования.

Кроме указанной области наиболее целесообразного применения перфоратор типа ПНКТ следует еще дополнить, что его более удобно использовать в скважинах с большим углом наклона, где затруднен спуск перфораторов на кабеле; скважинах, где целесообразна перфорация на депрессии, а использование перфораторов типа ПР опасно из-за наличия осколков от перфоратора (особенно при отсутствии зумпфа в скважине); при вскрытии многоколонных конструкций, когда необходима повышенная пробивная способность зарядов.

К недостаткам этого способа перфорации следует отнести невозможность спуска в зону работающего пласта геофизических приборов (дебитомеров, термометров и т.д.). Кроме того, данный способ не позволяет произвести повторную перфорацию без подъема колонны НКТ, а следовательно, без глушения скважины раствором; имеется опасность прихвата перфоратора в скважине песком при ее длительной работе в процессе эксплуатации слабосцементированных пластов.

Оптимальная плотность перфорации должна обеспечить максимально возможное гидродинамическое совершенство скважины, а также необходимую сохранность обсадной колонны и цементной оболочки за пределами зоны перфорации.

Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационно-емкостными свойствами пласта, однородностью, уплотненностью, расстоянием от ГНК, ВНК и соседних пластов и методов перфорации. В табл. 5.2 приводится рекомендуемая плотность перфорации перфораторами ПКСУЛ80 для условия создания конечной плотности за один этап, т.е. без промежуточного освоения пласта между отдельными спусками перфоратора.

Т а б л и ц а 5.2

Рекомендуемая плотность перфорации для различных пластов

Категория пород

Проницае

мость,

Плотность перфорации, отв/м

мкм2

при депрессии

при репрессии

Слабоуплотненные песчано-алевро-

> 0,1

6

12

литовые породы с глинистым цементом

< 0,1

10-12

12-18

Уплотненные песчано-алевролито-вые породы с кварцевым и карбонатно-глинистым цементом

> 0,01

18-20

12-20

Карбонатные, аргиллиты и другие породы, в которых отсутствует трещиноватость

< 0,001

18-20

20-24

Сильно уплотненные песчаники,

> 0,01

1 0- 1 2

18-20

алевролиты, известняки, доломиты, мергели и другие породы с развитой трещиноватостью

< 0,01

12

18-24

Тонкослоистые

-

20

20-24

Более низкая плотность перфорации при депрессии объясняется обеспечением при этом методе полной очистки про-стрелочных каналов от шлама и возникновением вокруг каждого канала больших локальных депрессий непосредственно после перфорации.

При использовании перфораторов с повышенной пробивной способностью, соответствующей пробивной способности перфоратора ПКО89 или близкой к этому значению, плотность перфорации может быть снижена на 50 %.

Типоразмер перфоратора выбирают на основе детальных сведений о состоянии цементной оболочки, эксплуатационной колонны, обсадных труб, свойствах жидкостей, заполняющих скважину, наличии препятствий в трубах, положении ВНК и ГНК относительно перфорируемого интервала, количестве колонн, перекрывающих пласт, термодинамических условиях в скважине, толщине пласта. Вначале выбирают группу перфораторов, которая может быть применена при данных термобарических условиях в скважине. Вскрытие пластов при наличии более одной колонны осуществляется по индивидуальным планам с использованием наиболее эффективной прострелочно-взрывной аппаратуры.

Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, не рекомендуемые по следующим причинам:

неудовлетворительного состояния цементной оболочки, близкого расположения ВНК и (или) ГНК;

недостаточных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных труб (табл. 5.3);

большого угла наклона скважины — все перфораторы, спускаемые на кабеле, имеют низкую проходимость при значении угла искривления скважины больше 0,7 рад (40°);

содержания в пластовом флюиде агрессивных компонентов (углекислый газ, сероводород);

необходимости спуска глубинных приборов в интервал перфорации без подъема НКТ после проведения прострелоч-но-взрывных работ;

возможности выноса из пласта больших объемов шлама и твердой фазы бурового раствора.

Из оставшихся перфораторов выбирают наиболее производительные и с большей пробивной способностью. При этом учитываются следующие особенности перфораторов: в случае неудовлетворительного состояния цементной оболочки и при вскрытии приконтактных зон могут быть использованы только корпусные перфораторы типов ПНКТ, ПК, ПКО и ПКОТ;

Минимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны по диаметру

Тип перфоратора

Диаметр или поперечный габаритный размер перфоратора, мм

Плотность жидкости в скважине, г/см3

Минимальный зазор, мм

Кумулятивные

ПК

80-105

1,3

13

1,5

15

1,5

22

ПКО

73-89

1,5

23

ПКОТ

73-89

1,5

25

ПКСУЛ

80-105

1,5

13

ПКС

80-105

1,5

22

ПР

43-54

1,0

7-8

КПРУ

43-54

1

11

Пулевые ПВКТ, ПВТ

70-73

0,8 — 2,3

23

Г идропескоструйные

АП-6М100

100

0,8 — 2,3

10

АП-6М80

8

0,8 — 2,3

-

при вскрытии пластов, насыщенных агрессивными флюидами, перфорация обычными перфораторами может проводиться только при репрессии;

для перфораторов многих типов имеется ограничение гидростатического давления, начиная с которого они могут быть применены;

перфораторы типа ПНКТ не могут быть применены в случае выноса из пласта больших объемов породы и твердой фазы бурового раствора;

наращивание плотности перфорации, очистка призабойной зоны пласта при использовании перфораторов типа ПНКТ требуют полного подъема НКТ вместе с корпусом перфоратора;

в скважинах с большим углом искривления больше 0,7 рад (40°) перфораторы типов ПНК и ПНКТ имеют преимущества по проходимости;

вскрытие пластов при депрессии может осуществляться только перфораторами типов ПР, КПРУ, ПНКТ;

пулевые перфораторы с    вертикально-криволинейным

стволом ПВКТ70, ПВТ73 создают повышенный диаметр перфорационного канала, в результате чего улучшается совершенство вскрытия в коллекторах третьей и четвертой категорий в пластах, представленных тонкослоистым чередованием;

бескорпусные перфораторы (ПКС) обеспечивают высокую производительность и могут использоваться в случаях, когда не требуется полная сохранность колонны и цементной оболочки за пределами интервала перфорации;

продуктивные нефтеносные пласты, удаленные от водоносных и газоносных пластов и от ВНК и ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не более 12 отв/м.

Решение о выборе типоразмера и плотности перфорации принимает геологическая служба нефтегазодобывающего управления.

При гидропескоструйном методе вскрытия монолитные однородные по проницаемости пласты вскрывают точечными каналами. Плотность перфорации 2-4 отв/м. Плотные, абразивостойкие слабопроницаемые коллекторы (песчаники, известняки, доломиты) эффективнее вскрывать вертикальными щелями высотой не менее 100 мм и не более 500 мм. Максимальный охват пласта обеспечивают щели, располагаемые в шахматном порядке. При вскрытии пластов гидропескоструйным методом применяют пескоструйные перфораторы АП-6М с насадками диаметром 4,5-6,0 мм. Технология проведения гидропескоструйной перфорации разрабатывается согласно Временной инструкции по гидропескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта.

5.3. ВЛИЯНИЕ ТИПА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И СПЕЦИАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА КАЧЕСТВО ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

В Российской Федерации более 90 % объемов работ по вторичному вскрытию проводится путем кумулятивной перфорации в условиях превышения забойным давлением пластового. При этом по действующим в настоящее время единым техническим правилам ведения буровых работ требуется заполнять эксплуатационную колонну буровым раствором, применяемым при первичном вскрытии пластов.

За рубежом уже давно отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости для перфорации без твердой фазы или содержащие кислоторастворимые наполнители.

В отечественной практике аналогичные способы ведения работ не нашли широкого применения по различным причинам, главная из которых заключается в несовершенстве существующей практики перфорации скважин с использованием специальных жидкостей.

Перед перфорацией при депрессии башмак НКТ с перфоратором типа ПНКТ спускают до такой глубины, чтобы была обеспечена надежность замены жидкости в интервале перфорации и выше него на 100 — 150 м на перфорационную жидкость (ИЭР, нефть, дизельное топливо, РНО, водный раствор сульфонола, полимерный раствор, водные растворы хлоридов и бромидов Na, K, Ca, Zn и др., пластовая вода). После выполнения замены жидкости перфоратор типа ПНКТ или башмаки НКТ устанавливают в необходимое положение и приступают к созданию депрессии (замещают жидкость скважины на нефть, дизельное топливо, пену, техническую воду, облегченные растворы без твердой фазы).

Для перфорации при репрессии на пласт скважину (либо зону интервала перфорации и на 100—150 м выше нее) следует заполнить перфорационной жидкостью, не содержащей твердой фазы. Наиболее благоприятные условия перфорации при репрессии обеспечивают перфорационные жидкости на углеводородной основе (нефть, конденсат, дизельное топливо, ИЭР, ИБР). Эти жидкости должны быть совместимы с пластовыми флюидами. Сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов отмечается при использовании в качестве жидкостей перфорации пластовых вод и водных растворов хлористого кальция, хлористого калия, бромистого калия, бромистого цинка.

Общие требования ко всем перфорационным и рабочим жидкостям гидропескоструйной перфорации следующие:

жидкости должны быть совместимы с пластовыми флюидами и не вызывать набухания глин, осадкообразования и образования эмульсии;

жидкости должны быть технологичными с точки зрения легкости их приготовления, хранения, использования;

коррозионная активность жидкостей не должна превышать допустимого значения;

жидкости должны быть совместимы с буровым раствором или жидкостями, заполняющими скважину;

жидкости не должны загрязнять окружающую среду; жидкости и условия их применения должны отвечать требованиям пожаровзрывобезопаснсти, а также безопасности людей, выполняющих работу с этими жидкостями;

жидкости должны обеспечивать свободный доступ перфораторов к интервалу перфорации.

Выбор перфорационной жидкости осуществляется в зависимости от категории продуктивных пород, физических свойств пластовых флюидов, значения пластового давления и типа бурового раствора, применявшегося при первичном вскрытии продуктивных пород. Для правильного выбора перфорационной жидкости рекомендуется проводить лабораторные исследования на совместимость перфорационной жидкости с породой пласта, насыщающим ее фильтратом бурового раствора и пластовыми флюидами. При любой категории пород и любом пластовом давлении, если продуктивные пласты вскрывались с использованием углеводородных буровых растворов (известково-битумных, инвертных эмульсионных), то в качестве перфорационной среды должны быть использованы только углеродные жидкости без твердой фазы. Если возникает необходимость утяжеления перфорационных жидкостей, то их следует утяжелять легкорастворимыми утяжелителями (СаСО3, FeCO3). При нормальных и аномально высоких пластовых давлениях, если продуктивные породы вскрывались растворами на водной основе в качестве перфорационных сред следует применять водные растворы солей, не содержащие твердой фазы, минерализация которых должна быть не менее минерализации фильтрата бурового раствора. Если плотность выбранного водного раствора солей не обеспечивает достаточного забойного давления, то выше интервала перфорации закачивают буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии, с разделительной буферной пачкой.

Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфорации в настоящее время прошла три этапа развития.

На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные отечественных и зарубежных исследований свидетельствуют, что в этих условиях происходит кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, в результате чего их пропускная способность снижается в 2 раза и более. К сожалению, такая технология применяется на многих месторождениях и сейчас.

Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных жидкостей без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение нашли водные 278 растворы солей, полимерные солевые растворы, растворы на углеводородной основе (РУО) и др.

Применение специальных жидкостей при вторичном вскрытии пластов дает более положительный эффект по сравнению с перфорацией в среде бурового (глинистого) раствора. Однако при этом не исключается кольматация пласта коллектора взвешенными частицами, попадающими в жидкость в процессе ее приготовления, транспортировки и закачки в скважину.

Основными источниками загрязнения перфорационных жидкостей при закачке в скважину являются остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы. Значительное количество нерастворимых твердых частиц содержится в технической воде и солях, используемых для приготовления перфорационных жидкостей. В частности, концентрация взвешенных частиц в воде поверхностных источников, используемых на нефтепромыслах, колеблется от 50 (маломутные воды) до 250 мг/л и более (мутные). Как показали анализы проб, концентрация твердых частиц в перфорационных жидкостях после закачки в скважину достигает 1000-2000 мг/л. При таком загрязнении достигнуть положительного эффекта при вскрытии пласта невозможно. Об этом наглядно свидетельствуют данные зарубежных исследований, представленные на рис. 5.11, из которых видно, что при концентрации твердых частиц в перфорационных жидкостях 485 мг/л резко ухудшаются коллекторские свойства пород.

Вследствие этого дальнейшее совершенствование технологии вторичного вскрытия пластов потребовало решения вопросов глубокой очистки перфорационных жидкостей от взвешенных частиц. В результате в зарубежной практике получила распространение технология вторичного вскрытия, которую можно считать третьим этапом ее развития. Отличительной особенностью этой технологии является проведение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц в перфорационной среде.

Новая технология предусматривает замещение бурового раствора в скважине перфорационными жидкостями без твердой фазы в несколько этапов:

замена бурового раствора в эксплуатационной колонне водой;

отмывание ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ по замкнутому циклу емкость -

насос — фильтр,    а    для    удаления вымываемых твердых    час

кр, мкм2 100

10л

Рис. 5.11. Снижение проницаемости кпр керна в результате фильтрации воды с различной концентрацией твердой фазы в зависимости от отношения объема воды V, к объему порового пространства керна Vn:

Номер кривой..........................1    2    3    4    5    6    7    8    9

Концентрация твердой

фазы, мг/л........................................2    2,5    14    26    48    50    84    110    485


О    100    200    300    400    500 VB/Vn


тиц — скважина — емкость;

замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.

Для удаления из воды вымываемых твердых частиц и перфорационных жидкостей используют фильтры различных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненные кварцевым песком и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц в жидкости до 2 мг/л. Однако промысловые данные свидетельствуют, что фактическая концентрация твердых частиц в перфорационных жидкостях после фильтрования достигает 10 мг/л.

Продолжительность работ по очистке скважины и перфорационных жидкостей может достигать 10 сут в зависимости от объема фильтруемых жидкостей и пропускной способности применяемых фильтров. Несмотря на значительную трудоемкость, эта технология нашла широкое применение за рубежом и считается экономически оправданной.

В отечественной практике работы по снижению уровня загрязнения используемой при перфорации жидкости не проводятся, что, безусловно, снижает эффект применения перфорационных жидкостей. По этой причине повышение качества вторичного вскрытия пластов в настоящее время зависит, в первую очередь, от решения вопроса очистки специальных жидкостей от взвешенных частиц.

Другим важным вопросом, определяющим состояние ПЗП пр вскрытии пластов путем перфорации, является выбор типа специальных жидкостей для конкретных геолого-техни-ческих условий.

В процессе вторичного вскрытия под действием избыточного давления происходит фильтрация перфорационной среды из скважин в пласт, что может существенно ухудшить его проницаемость вследствие вторичного изменения коллекторских свойств в зоне проникновения фильтрата специальных жидкостей.

При существующей экспериментальной методике определения степени воздействия перфорационных жидкостей на пласт не учитывается наличие в нем фильтрата бурового раствора и других технологических жидкостей. Такая методика не дает полной характеристики влияния перфорационной среды на ПЗП, что затрудняет правильный выбор типа специальной жидкости и является одной из причин снижения эффективности ее применения.

Важное практическое значение при определении затрат времени и средств на проведение работ по вторичному вскрытию пластов имеет степень заполнения эксплуатационной колонны перфорационной жидкостью.

По этому критерию выделяются две известные технологии вторичного вскрытия пластов.

Первой предусматривается заполнение специальной жидкостью всего ствола скважины. Для ее реализации приходится заготавливать до 50-60 м3 перфорационной жидкости на скважино-операцию. Значительные затраты, связанные с приготовлением, транспортировкой, хранением или утилизацией больших объемов перфорационной жидкости, сдерживают широкое применение этой технологии в отечественной практике.

Перспективным следует считать вторую технологию, предусматривающую закачку порции перфорационной жидкости в зону перфорации. При такой технологии перфорационной жидкостью заполняются, как правило, только 100-300 м нижней части ствола скважины. Для создания необходимой репрессии на вскрываемый продуктивный пласт верхняя часть эксплуатационной колонны заполняется буровым раствором или другой жидкостью соответствующей плотности. За счет многократного уменьшения объема используемой перфорационной жидкости затраты на реализацию этой технологии значительно ниже по сравнению с первой.

Однако при порционной закачке специальная жидкость загрязняется и смешивается с буровым раствором, заполняющим скважину. Последнее обстоятельство сводит на нет целесообразность применения этой жидкости. Поэтому технология вторичного вскрытия с порционной закачкой жидкости специальной плотности в зону перфорации требует использования буферных разделителей, на которые возлагаются следующие функции:

предотвращать смешение в скважине перфорационной среды и бурового раствора в течение нескольких суток при многократных спусках перфораторов, геофизических приборов и др.;

обеспечивать свободное прохождение всех приборов до забоя скважины;

при контакте с перфорационной жидкостью не ухудшать ее свойств в результате загрязнения собственными компонентами.

5.4. ВЫБОР ТИПА ПЕРФОРАЦИОННОЙ

ЖИДКОСТИ ПРИ ПЕРФОРАЦИИ

При выборе типа перфорационной жидкости для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, определяющими требования к фильтру бурового раствора на стадии первичного вскрытия. Кроме того, необходимо учитывать и свойства фильтрата, проникшего в пласт в процессе первичного вскрытия. Последнее условие в настоящее время чаще всего игнорируется. Как следствие в ряде работ при перфорации рекомендуется использовать растворы на углеводородной основе, когда первичное вскрытие осуществлялось с применением водных растворов. Справедливость такой рекомендации вызывает сомнения, поэтому она требует экспериментальной проверки.

Проведенные экспериментальные исследования по определению комплексного влияния на коллектор всех технологических жидкостей показали, что воздействием на керн фильтрата тампонажного раствора можно пренебречь. Такое упрощение методики не оказывает существенного влияния на 282 относительную оценку эффективности применения перфорационных жидкостей при условии, что фильтраты тампонаж-ного и бурового растворов аналогичны по природе смачивания. На практике обычно это условие выполняется.

В окончательном виде новая методика включает следующие операции:

1) определение начальной нефтепроницаемости керна к 0 по установившемуся перепаду давления Ар0 при фильтрации нефти с постоянным расходом;

2)    моделирование стадии первичного вскрытия; обработка керна фильтратом бурового раствора в количестве, соответствующем не менее пяти объемам порового пространства;

3) моделирование стадии вторичного вскрытия; обработка керна перфорационной жидкостью в количестве, соответствующем не менее пяти объемам порового пространства;

4)    моделирование начальной стадии освоения; вытеснение перфорационной жидкости из керна в обратном направлении фильтратом бурового раствора;

5)    моделирование конечной стадии освоения; вытеснение фильтрата бурового раствора нефтью до получения постоянного перепада давления, по которому определяют конечную нефтепроницаемость керна к1 и коэффициент в = k1/k0.

В процессе вытеснения фильтрата регистрируют изменение относительного перепада давления на керне (Арт/Ар0) в зависимости от отношения объема профильтрованных жидкостей к объему порового пространства (Ужп). Функция Арт/Ар0 = /(Vjr/Vi) позволяет качественно оценить значение депрессий, необходимое для вызова притока пластового флюида, т.е. степень сложности освоения скважины.

По этой методике исследовано влияние на коллектор основных типов перфорационных жидкостей на водной и углеводородной основе. Опыты проводились с использованием естественных кернов, представленных песчаниками каменноугольных отложений, входящих в разрез Днепровско-Донецкой впадины, длиной 5 см и проницаемостью 0,1 — 0,3 мкм2. Образцы пород экстрагировались с последующим насыщением моделью нефти (80    %)    и пластовой водой

(20 %).

Результаты экспериментов показали, что эффективность применения специальных жидкостей в значительной степени зависит от условий первичного вскрытия пластов (табл. 5.4). Если при разбуривании пластов использовался раствор на водной основе, то применение при перфорации раствора CaCl2 обеспечивает коэффициент в = 0,58, в то время как

Состав фильтрата, попадающего в керн, при вскрытии

Температура проведения опыта, °С

р = vk>

первичном

вторичном

С учетом условий первичного вскрытия

0,3%-ный водный рас

20%-ный водный рас

20

0,62

твор КМЦ-600

твор CaCl2

То же

То же

80

0,58

Фильтрат ИЭР

20

0,39

То же

80

0,34

0,5%-ный раствор

20%-ный водный рас

20

0,48

эмультала в дизель

твор CaCl2

ном топливе

То же

То же

80

0,44

Фильтрат ИЭР

20

0,78

То же

80

0,73

Без учета условий первичного вскрытия

-

20%-ный водный рас

20

0,72

твор CaCl2

Фильтрат ИЭР

20

0,90

инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР) позволяет получить в = 0,34.

Причина низкой эффективности применения РУО заключается в том, что при использовании противоположных по природе смачивания бурового раствора (на водной основе) и перфорационной жидкости (на нефтяной основе) в коллекторе появляется новая зона водоуглеводородного контакта, образованная фильтратами этих систем. При этом создаются благоприятные условия для образования в ПЗП вязких водонефтяных эмульсий и блокирования части поровых каналов водным фильтратом. Кроме того, при указанном сочетании перфорационной жидкости и бурового раствора в зоне их контакта происходит двухфазная фильтрация.

Эксперименты показали, что при прочих равных условиях минимальное загрязнение коллектора достигается в случае использования при первичном вскрытии и перфорации растворов с аналогичной природой смачивания. Сопоставление эффективности применения различных специальных жидкостей на водной основе при перфорации показывает, что полимерные растворы уступают чистым солевым растворам как по степени сложности вытеснения фильтратов, так и по значению коэффициента р.

Следовательно, к наиболее перспективным перфорационным жидкостям в условиях первичного вскрытия пластов с использованием водных буровых растворов следует отнести различные по плотности растворы солей Na+- К + и Са2+. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1,40 г/см3 целесообразно использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелой — бромид кальция.

При реализации высокоэномичного варианта технологии вторичного вскрытия с порционной закачкой перфорационной жидкости в зону перфорации одним из главных вопросов является выбор буферного разделителя. В этих условиях буфер должен предотвратить смешение перфорационной среды и бурового раствора как в процессе закачки в скважину, так и в течение последующих нескольких суток при многократных спусках перфораторов, геофизических приборов и др. Задача эта чрезвычайно сложна, так как связана с необходимостью выполнения взаимоисключающих требований. С одной стороны, для надежного разобщения систем необходимо создать прочную структуру в буферном разделителе; с другой — показатели структурных свойств буферного раствора должны быть такими, чтобы обеспечивалось свободное прохождение перфоратора.

При использовании водных растворов в качестве буферных разделителей возможно разделение перфорационной жидкости и бурового раствора в процессе последовательного их течения в колонне. Однако при этом отмечается значительное загрязнение жидкости полимерами, которые, как было показано выше, отрицательно влияют на фильтрационные свойства коллектора.

Предотвратить этот процесс, а также надежно изолировать жидкость можно при использовании в качестве буферного разделителя инвертной эмульсии. В этом случае буферная жидкость противоположна по природе смачивания разделяемым жидкостям. Взаимного растворения жидкостей не происходит, что предотвращает загрязнение специальных жидкостей (СЖ) компонентами буферного разделителя.

Можно рекомендовать для изоляции порции солевого раствора при вторичном вскрытии пластов использовать в качестве буферной жидкости инвертные эмульсии с повышенным содержанием водного компонента до 60 — 70 %. Необходимая термостабильность таких систем достигается за счет выбора соответствующего типа эмульгатора. При забойных температурах до 90 °С в качестве последнего может применяться широко используемый в нефтяной промышленности эмуль-тал.

Плотность инвертных эмульсий можно регулировать путем использования в качестве водного компонента солевых растворов необходимой концентрации. Повышение плотности эмульсии более 1,20 г/см3 достигается за счет применения твердых утяжелителей, например, мела или барита.

5.5. ОЧИСТКА ПЕРФОРАЦИОННОЙ СРЕДЫ ОТ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ

Без выполнения тщательной очистки перфорационной жидкости от взвешенных частиц нельзя считать проблему качественного вскрытия пластов решенной. Однако, как показывает зарубежный опыт, очистка жидкости с применением фильтров сложна и очень трудоемка. В различных отраслях промышленности практикуется удаление взвесей из воды путем осаждения их с помощью коагулянтов и флокулянтов. Как правило, этот метод применяется при осветлении слоев небольшой толщины.

Применительно к условиям очистки перфорационной жидкости можно было бы использовать комбинированный метод — промывку ствола скважины до выхода чистой воды и закачку порций жидкости, из которой предварительно с помощью коагулянтов и флокулянтов выделена твердая фаза. Однако результаты исследований показывают, что в процессе закачки в зону перфорации порции специальной жидкости происходит интенсивное загрязнение ее твердыми частицами. Исключить этот процесс практически невозможно, поэтому наиболее целесообразно удалять твердые частицы из перфорационной жидкости после доставки ее на забой скважины.

Анализ известных способов очистки жидкостей показал, что такая задача может быть решена также методом отстаивания. Сущность очистки жидкости этим методом на забое заключается в осаждении под действием сил гравитации фло-кулированных твердых частиц из зоны перфорации в зумпф скважины.

Разработанная технологическая схема очистки порции перфорационной жидкости (солевого раствора) в скважине включает следующие этапы:

обработка перфорационной жидкости флокулянтом на поверхности;

доставка жидкости в зону перфорации с изоляцией от бурового раствора буферным разделителем;

отстаивание жидкости на забое для осаждения взвешенных частиц в зумпф.

Метод отстаивания широко применяется для очистки сточных вод при комплексной обработке их коагулянтом и флокулянтом. Однако экспериментальные данные, приводимые в литературе, носят разрозненный характер и не касаются очистки высоконцентрированных солевых растворов, тем более слоев большой толщины.

Вследствие этого для реализации процесса очистки жидкости потребовалось проведение экспериментальных исследований с целью выбора типа флокулянта и его оптимальной дозы, а также определения необходимого времени отстаивания этой жидкости в скважине и оценки достигаемой степени очистки.

Оптимальные условия для очистки перфорационной среды методом отстаивания достигаются при вводе в состав солевого раствора катионов кальция и обработке его 0,005-0,007 % ПАА.

Результаты экспериментов показали, что процесс осветления столба солевого раствора высотой 300 м по продолжительности не превышает подготовительных работ к перфорации и, следовательно, не требует дополнительных затрат времени.

Таким образом, при разработанной методике очистки порции солевого раствора на забое скважины достигается высокая степень удаления взвешенных частиц и в отличие от способов очистки перфорационной жидкости, применяемых за рубежом, практически не создаются дополнительные задержки в процессе вторичного вскрытия пластов.

5.6. ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ПЕРФОРАЦИИ В СРЕДЕ ОЧИЩЕННОГО СОЛЕВОГО РАСТВОРА

На основе проведенного комплекса исследований разработана технология вторичного вскрытия пластов, предусматривающая заполнение зоны перфорации водным солевым раствором, содержащим катионы кальция и флоку-лянт, разделение его с буровым раствором порцией инверт-ной эмульсии, очистку перфорационной среды от твердой фазы методом отстаивания на забое и проведение работ по перфорации колонны. На подготовительном этапе реализации технологии выбираются типы и объемы жидкостей для заполнения скважины.

Рис. 5.12. Технологическая схема порционной закачки СЖ в зону перфорации с отделением от раствора в скважине буферной жидкостью:

1 — цементировочный агрегат; 2 — мерные емкости; 3 — емкость для за-творения соли; 4 — эксплуатационная колонна; 5 — колонна НКТ

В качестве жидкости для заполнения верхней части ствола скважины используется буровой раствор, применяемый при первичном вскрытии продуктивных пластов. Такой раствор должен обладать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпадения утяжелителя и накопления его на границе с буферной жидкостью (БЖ), что может затруднить прохождение перфораторов. Дополнительная обработка бурового раствора до требуемых показателей технологических свойств осуществляется перед началом работ по закачке в скважину перфорационной жидкости. Ниже бурового раствора располагается порция буферной жидкости — разделителя (рис. 5.12). Для предотвращения перемещений жидкостей под действием гравитационной силы необходимо, чтобы плотность растворов, заполняющих скважину, возрастала в направлении сверху вниз не менее чем на 0,20 — 0,40 г/см3.

Но-

Компонен

Объем

Плот

Контролируемые показатели свойств

Макси

мальная

мер

ре-

цеп-

туры

ты буферной жидкости

ная доля компонента, %

ность буферной жидкости, г/см3

Условная вязкость, с

Статическое напряжение сдвига через 1/10 мин, дПа

Напря

жение

элек

тро

пробоя,

В

темпе

ратура

приме

нения,

°С

1

2

Дизельное

топливо

Эмультал

Пресная

вода

Дизельное

топливо

Эмультал

Водный

раствор

CaCl2

23 — 28 2

60 — 70

28 — 38 2

69—70

0,92 — 0,94 0,96—1,20

100—150

120—180

15 — 35/20 — 55 15 — 40/25 — 70

140—180 150 — 200

90

90

3

Нефть сырая

Эмультал

Водный

раствор

CaCl2

38

2

60

0,96—1,16

130—135

18 — 20/30 — 35

180 — 250

90

Дизельное топливо Эмульгатор "Неф-техим" Водный

27 — 37 3

60—70

0,96—1,20

110—170

1 5—35/20—60

250—350

1 50

раствор

CaCl2

* Значение р =

1020—1380 кг/м3.

Данные о рецептурах и показателях технологических свойств инвертных эмульсий, рекомендуемых для применения в качестве буферных разделителей, приведены в табл. 5.5.

В качестве водного компонента инвертной эмульсии целесообразно использовать солевой раствор того же типа, которым заполняется зона перфорации. Плотность водного компонента рв определяют, исходя из необходимой плотности буферной жидкости р при заданном значении водосо-держания В эмульсии:

Рбж -Ру(1 - В)    ,гп\

Рв =--,    (5.2)

где ру - плотность углеводородного компонента инвертной эмульсии.

Выбор значений В и рв должен, по возможности, исключить или свести к минимуму применение утяжелителя для достижения нужной плотности БЖ. Объем буферной жидкости определяют из расчета на заполнение 100-150 м ствола скважины.

Ниже буферного разделителя располагается перфорационная жидкость - перфорационная среда. Солевой раствор, применяемый в качестве перфорационной среды, должен содержать не менее 2 г/л катионов Са2+ (коагулянт) и 0,0050,007 % ПАА (флокулянт). Объем порции солевого раствора рекомендуется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, расположенного на 50100 м выше верхних перфораций отверстий.

Солевой раствор и буферная жидкость готовятся в глиномешалке или в мерных емкостях цементировочного агрегата (ЦА). В последнем случае для затворения соли используется дополнительная емкость вместимостью 0,5 -1 м3. Приготавливать перфорационную жидкость и инертную эмульсию наиболее рационально централизованно, на специальном пункте, с доставкой на буровую с помощью автоцистерн. Обработка солевого раствора флокулянтом (ПАА), а также добавление при необходимости коагулянта (CaCl2) осуществляются непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по замкнутому циклу в течение 15-30 мин.

Зона перфорации заполняется порцией солевого раствора после опрессовки эксплуатационной колонны. С этой целью в скважину спускают до забоя колонну НКТ и обязывают ее с ЦА. Однако мерная емкость ЦА заполняется буферным разделителем, а вторая - солевым раствором.

Закачка жидкостей базируется на принципе баланса давлений в колонне НКТ и затрубном пространстве и осуществляется в определенной последовательности (см. рис. 5.12):

буферный разделитель в объеме V1, обеспечивающем заполнение кольцевого пространства между обсадной колонной и НКТ на заданную высоту Н;

солевой раствор в расчетном объеме;

буферный разделитель в объеме V2, достаточном для заполнения колонны НКТ в интервале высотой Н;

продавочная жидкость (того же типа, что и заполняющий скважину раствор) в количестве, обеспечивающем доставку перфорационной жидкости в зону перфорации.

Расчет объемов первой и второй порций буферного разделителя производится по следующим формулам:

V = 0,785(Д2 - D22)H;    (5.3)

V2 = 0,785D32H,    (5.4)

где D1 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; D2, D3 - соответственно наружный и внутренний диаметры НКТ.

Если в скважине перед закачкой перфорационной жидкости находилась вода, а для создания необходимой репрессии на пласт требуется более тяжелая жидкость, то в этом случае после завершения продавливания колонну НКТ поднимают до верхней границы буферного разделителя с последующей заменой воды буровым раствором.

Минимальный разрыв во времени между закачкой СЖ и началом перфорации определяется продолжительностью осаждения взвешенных частиц из зоны перфорации в зумпф. Как правило, это время меньше продолжительности подъема колонны НКТ и установки на устье скважины перфорационной задвижки.

Дальнейшие работы по перфорации и освоению скважины проводятся в соответствии с действующими нормативнотехническими документами.

5.7. ПЕРФОРАЦИЯ В ГАЗОВОЙ СРЕДЕ

На месторождениях предприятия Кубаньгаз-пром впервые в отечественной практике в широких промышленных масштабах нашел применение способ вскрытия продуктивного пласта путем перфорации в газовой среде. Наибольший эффект этот способ дает при переводе работы скважин с одного горизонта на другой, вышележащий или нижележащий, ранее не эксплуатировавшийся. После определения герметичности эксплуатационной колонны (если все ранее вскрытые объекты были изолированы) башмак насосно-компрессорных труб, оборудованный воронкой, устанавливается на 3-5 м выше верхнего интервала перфорируемого горизонта. Устанавливается фонтанная арматура и производится обвязка скважины для освоения и работы ее в газопровод. С помощью воздушного компрессора и цементировочного агрегата из скважины полностью удаляются жидкости глушения. Газом из шлейфа для удаления воздуха осуществляется продувка скважины. Устанавливается лубрикатор, через который в скважину по НКТ спускаются каротажной партией до заданной глубины специально разрушающиеся перфораторы ПР54 или ПР43 и производится выстрел.

О вскрытии горизонта свидетельствует быстрый подъем давления на устье скважины. В зависимости от интервала перфорации производится дополнительно необходимое число спусков перфоратора. Плотность перфорации составляет 10 отв/м, а длина вскрываемого фильтра за один спуск достигает 15 м.

Практикой установлено, что перед выстрелом желательно в скважине создать максимальное избыточное давление газа из шлейфа. В этом случае значительно уменьшается интенсивность поступления пластового флюида из вскрытых отверстий и предотвращаются имевшие место случаи смятия каротажного кабеля, расположенного ниже башмака НКТ. После извлечения каротажного кабеля и демонтажа лубрикатора скважина в течение 1—2 ч отрабатывается на факел, а затем подключается к коллектору для эксплуатации.

Высокая эффективность перфорации скважины в газовой среде обусловлена тем, что вскрываемый горизонт практически не контактирует с промывочной жидкостью и скважина вводится в эксплуатацию сразу же после перфорации с максимально возможным дебитом.

УСТЬЕВОЕ НАЗЕМНОЕ Ш*М И ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ДЛЯ ОСВОЕНИЯ И ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН

5.1. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ КОЛОННЫМИ ГОЛОВКАМИ

По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

1)    герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства;

2)    жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину;

3) возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.

Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации.

Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления.

В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую (рис. 5.1) ГКК и муфтовую ГКМ (рис. 5.2).

Наиболее распространена колонная головка клиновая.

Она предназначена для обвязки двух колонн - промежуточной и эксплуатационной или эксплуатационной и кондуктора (табл. 5.1).

Колонные головки испытывают на герметичность опрессовкой воды на рабочее давление согласно паспортным данным, а также на прочность корпуса на пробное давление согласно приведенным ниже данным.

Рабочее давление, МПа ..........................................................................................................7;    14;    21;    35;

70;    103


Пробное давление при условном диаметре проходного сечения фланца головки, который присоединяется к обсадной колонне:

< 350 мм .................................................................

> 350 мм ..................................................................

После установления колонной головки на устье газовой скважины ее опрессовывают газоподобными агентами в следующем порядке:

1) через межколонное пространство устье скважины опрессовывают на давление, отвечающее допустимому внутреннему давлению промежуточной колонны, но не выше давления, которое может вызвать поглощение жидкости;

Рис. 5.1. Колонная головка клиновая типа ГКК:

1 - фланец; 2 - пробка; 3 - корпус головки; 4 - резиновые уплотнительные кольца; 5 - пакер; 6 - клинья; 7 - патрубок; 8 - эксплуатационная колонна; 9 - фланец для установки головки на устье; 10 - фланец промежуточной колонны



Рис. 5.2. Головка колонная муфтовая типа ГКМ:

1 - корпус головки; 2 - металлическая манжета; 3 - резиновые кольца; 4, 6 -фланцы; 5 - полукольцо; 7 - муфта для подвески эксплуатационной колонны; 8 -манометр; 9 - патрубок с фланцем; 10 -кран

Типоразмер

Макси

Рабочее

У словный

Высота

Диаметр, мм

колонной

мальный

давле

диаметр

корпуса

головки

диаметр расточки в

ние,

МПа

обсадных труб, на

колонной

головки,

головке

которые

мм (не

проход-

макси-

условный

под ко

устанав

более)

ного

мальный

колонны

лонную

ливаются

отверстия

внешний

труб,

подвеску,

головки,

корпуса

корпуса

подвеши

мм

мм

головки

подвески

ваемой на колонной головке

180x140-168

180

14

168

440

162

177

114; 127

230x70-194

230

7

194

500

177

237

114; 127

230x140-194

230

14

194

500

177

114; 127

230x70-219

230

7

219

510

203

114; 127

230x140-219

230

14

219

510

203

140; 146

230x210-219

230

21

219

520

203

230x350-219

230

35

219

520

203

280x140-245

280

14

245

550

227

277

114; 127

280x210-245

280

21

245

560

140; 146

280x350-245

280

35

245

570

168

280x140-273

280

14

273

550

252

277

114; 127

280x210-273

280

21

273

560

140; 146

280x350-273

280

35

273

570

168; 194

350x140-299

350

14

299

550

279

345

140; 146

350x210-299

350

21

299

560

168; 194

350x350-299

350

35

299

570

219

350x140-324

350

14

324

540

303

345

140; 146

350x210-324

350

21

324

550

168; 194

350x350-324

350

35

324

570

219; 245

425x140-377

425

14

377

540

356

420

168; 194

425x210-377

425

21

377

580

219; 245

425x350-377

425

35

377

600

273; 299

425x140-426

425

14

426

540

400

420

168; 194

425x210-426

425

21

426

580

219; 245

425x350-426

425

35

426

600

273; 299; 324

520x140-478

520

14

478

580

455

515

299; 324

520x210-478

520

21

478

580

351; 277; 407

520x140-500

520

14

500

580

500

515

299; 324; 351

520x210-500

520

21

500

580

377; 407; 426

520x140-530

520

14

530

590

500

515

299; 324; 351

520x210-530

520

21

530

590

377; 407; 425

2) устанавливают на колонну трубную головку фонтанной арматуры, снижают уровень жидкости в колонне и вторично опрессовывают газом (воздухом) колонную головку на максимальное рабочее давление обсадной колонны, на которой установлена колонная головка, и дают выдержку давления не менее 5 мин.

При опрессовках колонной головки не должно быть потерь газа.

После цементирования, в том числе после ремонтного, а также после установления цементных мостов для изоляции уже испытанных объектов каждая колонна должна подвергаться испытанию для проверки качества цементирования, определения ее прочности и герметичности.

Испытание предполагает проверку: расположения цемента за обсадной колонной и контакта цементного камня с обсадными трубами и породой; герметичности цементного кольца промежуточной обсадной колонны или кондуктора, на которых установлено противосбросовое оборудование; прочности и герметичности всех обсадных колонн давлением.

Кондукторы и промежуточные колонны испытывают на герметичность согласно действующей инструкции и оформляют это актом.

Испытание на герметичность эксплуатационных колонн очень важно, поскольку оно определяет надежность последующего вызова притока и эксплуатации скважины. Оно проводится в следующих скважинах:

1) со сплошными колоннами с фильтром (с манжетным цементированием) или с открытым участком ствола скважины ниже башмака - после проверки расположения цементного стакана, а при необходимости - после его подбуривания до установленного минимума его высоты;

2) с колоннами, зацементированными ступенчато или секциями: первое испытание после окончания времени ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) последней секции или ступени, а позже после разбуривания цементного стакана каждой секции; последнее испытание проводят после разбуривания нижнего цементного стакана до установленного минимума его высоты.

Эксплуатационные колонны испытывают на герметичность:

1) после спуска и цементирования - созданием давления с предварительной заменой глинистого раствора на воду, если вода не была жидкостью продавки; в скважинах, где при испытании и в начале эксплуатации ожидается отсутствие избыточного давления, эксплуатационную колонну дополнительно испытывают снижением уровня воды;

2)    после установки цементных мостов для испытания залегающих выше горизонтов - созданием давления с предварительной заменой глинистого раствора водой и тем способом, которым был вызван приток при испытании предыдущего изолированного пласта (снижением уровня при помощи компрессора, аэрацией жидкости и т.д.);

3)    после ремонтных цементирований под давлением - созданием давления и снижением уровня жидкости.

При испытании колонны на герметичность внутреннее давление на трубы колонны ропг следует создавать из расчета превышения не менее чем на 10 % максимально возможного в них внутреннего рабочего давления (рвг), которое может возникнуть при бурении, испытании, эксплуатации и ремонте скважин. Максимальные значения внутренних рабочих давлений рвг для секций колонн, сложенных из однотипных труб, определяются для глубин. отвечающих фактической верхней границе этих секций в скважине (Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, Куйбышев, 1976 г.).

Верхнюю секцию колонны при испытании на герметичность необходимо проверить при внутреннем давлении на устье колонны ропу = 1,1 рвг, но не ниже указанных значений (роп„), т.е. рощ > ропЁ (здесь ропЁ - избыточное

внутреннее давление на устье при испытании верхней секции на герметичность).

Внешний диаметр

колонны, мм........

Минимально необходимое давление, МПа (не менее)


5

6


10

11


6

7


7

8


9

10


12

13



377-420    273-351    219-245    170-194    141-146    168    114-127


7.5

8.5


принимаются как расчетные для проверки прочности колонны (с запасом не менее n =    1,15 для труб производства заводов стран СНГ диаметром до

Избыточные внутренние давления, воздействующие на трубы секций колонны при ее испытании на герметичность, определяются из выражения


219 мм включительно и n = 1,52 для труб диаметром свыше 219 мм ) на внутреннее давление.

Здесь рвнг - внутреннее избыточное давление при испытании обсадных колонн на герметичность, МПа; рвнешг - внешнее давление на колонну на глубину Z, МПа (определяется по пластовому давлению или по давлению столба жидкости в затрубном пространстве в конце зоны цементирования с учетом разгрузки цементного кольца при внутреннем давлении ропг).

Минимально необходимое давление на устье обсадной колонны при испытании на герметичность любой ее секции с верхней границей на глубине Z определяется из выражения

Ропу = Ропг - Рж^,

где Ропг = 1,1Рвг; Рж - плотность жидкости; Z - расстояние до устья скважины от разреза рассматриваемой колонны, м.

Обсадные трубы эксплуатационных и ответственных промежуточных колонн до спуска их в скважину должны подвергаться гидроиспытаниям (на трубной базе или непосредственно на скважине) с выдержкой под давлением не менее 30 с при внутреннем давлении Ропг, превышающем не менее чем на 5 % внутреннее избыточное давление Р,нг, которое воздействует на трубы колонны при ее испытании на герметичность в скважине, т. е. Ропг = 1,05Рвнг. В любом случае давление гидроиспытания на поверхности не должно быть меньше указанных выше величин.

Считается, что колонна выдержала испытание на герметичность опрессовкой, если после замены раствора на воду отсутствуют переток жидкости или выделение газа из колонны, а также если не отмечено снижение давления на протяжении 30 мин или если давление уменьшается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания выше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении испытания ниже 7 МПа.

Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания необходимого давления.

При испытании на герметичность методом снижения уровня последний должен быть снижен до значений, указанных ниже, или до уровня на 40-50 м ниже того, при котором предвидится вызов притока с испытываемого или эксплуатируемого объекта.

Глубина нахождения искусственного забоя, м    500    500-1000    1000-1500    1500-2000 2000

Снижение уровня, м....................................................................400    500    650    800    1000

Во всех случаях снижение уровня не должно превышать значения, при котором имеющееся гидростатическое давление жидкости в колонне может вызвать избыточное давление на нее выше, чем предельно допустимое на смятие.

В скважинах, заполненных перед цементированием глинистым раствором плотностью 1400 кг/м3 и выше, вместо испытания герметичности колонны снижением уровня заменяют глинистый раствор на воду и на протяжении 1 ч после стабилизации температуры констатируют отсутствие перетока жидкости или выделения газа (если замена раствора на воду не вызывает опасности смятия колонны).

При испытании методом снижения уровня колонна считается герметичной в том случае, если повышение уровня, сниженного до указанной величины, за 8 ч наблюдения не превысит значений, указанных ниже.

Уровень измеряют аппаратом Яковлева или другими приборами через 3 ч после его снижения, чтобы исключить влияние стекания жидкости со стенок колонны на результаты измерений.

Если уровень жидкости в колонне на протяжении 8 ч поднимется более указанного, то повторяют измерение, и если оно подтверждается, то колонна признается негерметичной и для нее планируются работы по установлению причины и разрабатываются меры по ликвидации негерметичности.

5.3. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ФОНТАННОЙ АРМАТУРОЙ

До начала испытания скважины на ее устье, кроме колонной головки, должна быть установлена стальная фонтанная арматура. Она включает в себя фланцы, стальные тройники, крестовины, катушки и запорные приспособления (задвижки, краны). Фонтанная арматура состоит из двух частей (рис. 5.3): трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки. Она предназначена для подвески насоснокомпрессорных труб и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной, а также для подачи через боковое ответвление крестовины воды, нефти или газа в кольцевое пространство между трубами при вызове притока и глушении скважины.

Фонтанную елку (верхнюю часть фонтанной арматуры) устанавливают на трубную головку. Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования работы скважины, направления движения пластового флюида в линию выброса, подачу в скважину жидкости или газа при вызове притока и заглушения скважины.

До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше паспортного рабочего давления. При этом все задвижки кроме верхней должны быть открыты.

Рис. 5.3. Фонтанная арматура:

а, б - фонтанная елка соответственно тройникового и крестового типа; 1, 13 - крестовина; 2 -фланцевые соединения; 3 - тройник; 4 - ствол; 5 - патрубок; 6, 7, 12 - задвижки; 8 - штуцер; 9 - лубрикатор; 10, 11 - манометры

После установки арматуры ее верхнюю часть (елку) испытывают на давление, равное пробному, принятому для данной арматуры, при закрытых нижней стволовой и боковой задвижек (кранах). Елку опрессовывают чер ез отверстие для манометра на буфере с выдержкой под давлением на протяжении 15 мин.

Трубную головку фонтанной арматуры, установленную на устье скважины, опрессовывают давлением, допускаемым для опрессовывания эксплуатационной колонны.

После монтажа фонтанной арматуры на устье скважины до начала работы следует проверить плавность работы затвора всех задвижек; наличие смазки (провести контрольное набивание смазкой узлов уплотнения затвора и корпуса задвижки); соответствие стрелки на корпусах задвижек направлению потока пластового флюида из скважины; правильность размещения указателя открытие-закрытие затвора задвижки; затяжку всех фланцевых соединений. При необходимости следует подтянуть шипы.

Для надежной работы каждой задвижки после полного ее закрытия необходимо на 1/4 оборота повернуть маховик в направлении открытия.

Фонтанную арматуру различают по конструктивным и прочностным параметрам:

1)    рабочему или пробному давлению (70-105 МПа);

2) размерам проходного сечения ствола елки (50-150 мм);

3) конструкции фонтанной елки (крестового и тройникового типов);

4)    числу рядов труб, спускаемых в скважину (одно- или двухрядные);

5) виду запорных приспособлений (задвижки или краны);

Диаметр ствола елки, мм

Условный диаметр проходного сечения боковых отверстий фонтанной елки

Рабочее давление, МПа

Условный проходного отверстия

Номинальный

50

52

50

-

-

-

35

70

165

65

65

50, 65*

7

14

21

35

70

-

80

80

50, 65*

-

-

21

35

70

-

100

104

65, 80*

-

-

21

35

-

-

150

152

100

-

-

21

-

-

* Изготовляется по заказу потребителя.

6) устойчивости в среде двуокиси углерода (коррозионно-устойчивое и обычное исполнение).

В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанные арматуры выпускают тройникового типа на рабочие давления 7, 14, 21 и 35 МПа и крестового типа на рабочие давления 14, 21, 35, 70 и 105 МПа.

Фонтанная арматура с диаметрами ствола 100-150 мм предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин.

Типовые схемы оборудования устья скважин фонтанной арматурой представлены на рис. 5.4, параметры оборудования - в табл. 5.3.

Рис. 5.4. Типовые схемы оборудования устья скважины:

а - схема 1; • - схема 2а; в - схема 3а; - схема 4а; д - схема 5а; е - схема 6а; 1 - манометр; 2 - трехходовой кран; 3 - верхний буфер; 4 - запорное приспособление; 5 - тройник; 6 -штуцер; 7 - планшайба; 8 - крестовина трубной головки; 9 - верхний фланец колонной головки; 10 - нижний буфер; 11 - крестовина фонтанной елки

Схема (см. рис. 5.4)

Рабочее давление, мм

Фонтанная елка

Трубная

головка

Число

Условный диаметр проходного отверстия, мм

Конструкция

задви

жек

трой

ников

кре

стовин

1

7; 14; 21

50; 65

100

Тройниковая

Однорядная

4

1

1

14; 21

50; 56

100

8

2

1

26

14; 21

50; 65

100

Двухрядная

9

3

1

14; 21; 35

50; 65

100

Однорядная

11

2

1

36

14; 21; 35

50; 65

100

Двухрядная

13

31

14; 21; 35

50; 65

100

Крестовая

Однорядная

7

2

2

46

14; 21; 35

50; 65

100

Двухрядная

8

3

2

70; 105

50

Однорядная

8

-

2

56

70; 105

50

Двухрядная

9

1

2

70; 105

50; 65

Однорядная

11

-

2

66

70; 105

50

Двухрядная

12

1

2

Во всех схемах для подвешивания двух рядов насосно-компрессорных труб допускается выполнение трубной головки с включением узла, состоящего из тройника и запорного приспособления, который устанавливается между переходником трубной головки (планшайбой) и крестовиной трубной головки.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.

Схему и число исходных линий фонтанной арматуры выбирают в зависимости от характеристики скважины. Наиболее часто для нефтяных фонтанных и газовых скважин применяют арматуру с двумя выкидными линиями тройникового типа. Фонтанную арматуру с одной выкидной линией обычно используют для компрессорных или фонтанных скважин с небольшим устьевым давлением, а также не содержащих в своей продукции песка.

При ожидаемых очень высоких давлениях и содержании в продукции большого количества песка фонтанную елку оборудуют на месте под три выкидные линии.

Кроме основной центральной задвижки над крестовиной устанавливается вторая центральная или предохранительная задвижка, которая при работе всегда открыта и закрывается только в аварийных случаях. Для аварийных случаев предусмотрена установка второй задвижки между выкидами (струнами) и других задвижек - на крестовине, тройнике и струнах.

Во время работы фонтанной скважины следует полностью открывать и закрывать любую задвижку или кран фонтанной арматуры.

Верхняя выкидная линия елки всегда используется как рабочая, нижнюю выкидную линию приводят в действие только при замене рабочего штуцера или скошенных деталей оборудования, размещенного выше запасного выкида.

В арматуре на фланцах боковых стволов и катушке трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, а на катушках боковых отводов - отверстия под карман для измерения температуры среды и вентили под манометры для измерения давления.

Для регулирования режима работы скважины предусмотрен штуцер. Контроль проводится по показаниям манометров на буфере и после дросселя.

5.4. ОБВЯЗКА НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ИСПЫТАНИИ И ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН

После установки на устье скважины фонтанной арматуры ее обвязывают системой трубопроводов (манифольдом), являющейся не менее важной частью оборудования фонтанно-компрессорных скважин, чем фонтанная арматура. Обвязка скважины должна иметь хорошую маневренность и позволять быстро и безопасно проводить все операции по испытанию, исследованию, эксплуатации и обслуживанию скважин:

1) переключать поток жидкости из рабочей (верхней) в запасную (нижнюю) струну при проверке и замене штуцера, проверке и ремонте струн, штуцерных камер и задвижек, а также при других ремонтных работах;

2) при бурных газовых проявлениях быстро присоединять необходимое число мощных агрегатов и заглушать скважину;

3) ремонтировать и очищать исходные линии, сепараторы без остановки скважин;

4) закрывать скважины под давлением при полном выходе из строя арматуры;

5)    переключать поток жидкости во временные амбары;

6) принимать продукцию, движущуюся как по насосно-компрессорным трубам, так и по затрубному пространству.

В схему обвязки скважин входит следующее оборудование:

1) две выкидные линии (рабочая и запасная) диаметром 73 мм, служащие для установления штуцеров, манометров, термометров и т.д.;

2)    продавочная линия диаметром 73 мм и длиной не менее 25 м, присоединяемая к задвижке на крестовине трубной головки фонтанной арматуры и служащая для задавливания скважины (при необходимости) водой или глинистым раствором;

3) выкидная линия диаметром 73 мм, присоединяемая к крану высокого давления на межколонном пространстве (между эксплуатационной и промежуточной колоннами).

От манифольда прокладывают два выкида: один идет через сепаратор на факел, другой - непосредственно в факел.

Для лучшей очистки газа иногда применяется двухступенчатая сепарация, при которой газ пропускается через два включенных последовательно или параллельно сепаратора.

При испытании в процессе освоения нефтяных скважин от сепаратора (трапа) должен быть проложен нефтепровод для сбора или сжигания нефти. Выкидные струны, все трубопроводы, сепаратор с обвязкой после монтажа должны быть испытаны гидравлическим давлением, равным полуторакратному рабочему давлению.

При исследовании газовых скважин перед входом в сепаратор устанавливают регулирующий штуцер, а для создания необходимого противодавления в сепараторе на факельной линии, идущей от сепаратора, - быстросменный штуцер. Место его монтажа выбирают на доступном расстоянии от факела.

Устанавливать штуцер близко от сепаратора не рекомендуется, чтобы не забить выкид гидратами. Аналогично выбирается место для штуцера на выкиде, идущем прямо на факел.

При исследовании нефтяных скважин регулирующий штуцер ставят перед входом в сепаратор. При работе скважины штуцер может быть установлен, минуя сепаратор, на фонтанной арматуре в штуцерной камере.

Давление    контролируется    манометрами    на колонной головке

(межколонное пространство), буфере крестовины фонтанной арматуры (затрубное пространство), буфере фонтанной елки (трубное пространство), обоих выкидах, сепараторе (трапе).

Для контроля температуры газа термометрические карманы должны быть расположены в следующих местах:

1) на буфере крестовины фонтанной арматуры - для измерения температур газа в затрубном пространстве;

2) на обоих выкидах и на газовой линии за сепаратором - для измерения температуры струи газа.

Для получения надежных результатов при измерении давления и перепада давления применяют манометры повышенной точности (образцовые пружинные, поршневые, жидкостные), защищая их от механических повреждений, вибраций, засорения, коррозии.

На трубопроводах и обвязке сепаратора (трапа) должны устанавливаться стальная задвижка и вентили на соответствующее давление. Выкидные линии, крестовины, тройники должны быть заводского изготовления. Вся обвязка выполняется из насосно-компрессорных труб с надежным креплением, чтобы предотвратить их разрыв и связанный с этим травматизм.

В табл. 5.4 приведены основные параметры газовых сепараторов, выпускаемых по ОСТ 26-02-645-72.

На газовых (газоконденсатных) скважинах с пластовым давлением 10 МПа и выше устанавливается сепаратор на давление не ниже 6,4 МПа с тем, чтобы обеспечить максимальную конденсацию тяжелых углеводородов.

Нефтяные сепараторы бывают разных конструкций (горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, сферические, гравитационные, центробежные, инерционные и т.д.), но все они имеют следующие основные секции: сепарационную (для отделения нефти от газа); осадочную (для дополнительного выделения газа, не успевшего отделиться от нефти в сепарацион-ной секции); сбора нефти (для сбора нефти и ее вывода из сепаратора); каплеулавливающую (для улавливания мельчайших капель жидкости, выносимой потоком газа за пределы сепаратора). На нефтяных скважинах сепаратор устанавливается на давление не менее 2,5 МПа.

Т а б л и ц а 5.4

Шифр

Рабочее дав

Пропускная

Коэффи

Способ мон

Сепаратор

Тип

аппарата

ление, МПа

способность,

м3/сут

циент сепарации пс

тажа

Центробеж

I, II

ЦРС

6; 4; 10; 16

500

0,83

Горизон

ный регули

тальный

рующий

Жалюзион-

гж

6; 4; 10

1000

0,93

ный

Сетчатый

I,

II,

III

гс

0,6; 1 ,0; 1,6; 2,5

4,0; 6,4; 8,0

500

0,98

Вертикальный и го-ризон-тальный

Пакеры предназначены для разобщения пластов и изоляции эксплуатационной колонны от воздействия среды в процессе освоения и эксплуатации скважин. Пакеры применяются при освоении скважин и интенсификации притоков с использованием струйных аппаратов, гидродинамических испытателей, при гидроразрыве, кислотном и термохимическом воздействиях на пласт.

Пакеры спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Они должны иметь внутреннее проходное сечение, позволяющее беспрепятственно спускать в зону пласта необходимый измерительный инструмент, используемый при освоении скважины.

Пакер должен выдерживать необходимый перепад давлений, воздействующих на него сверху вниз или в двух направлениях (шифр ПН, ПВ,

ПД).

Чтобы воспринимать усилие от перепада давлений, воздействующего на пакер в одном или в двух направлениях, пакер должен иметь соответствующий якорь, наличие которого в шифре пакера обозначается буквой Я. Пакеры подразделяют на механические М, гидравлические Г и гидромеханические ГМ. Якорь - это приспособление, предназначенное для заякорения колонны НКТ за стенку эксплуатационной колонны с целью предупреждения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки.

Условные обозначения пакеров включают в себя: буквенную часть, определяющую тип пакера (ПВ, ПН, ПД), способы посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличие якорного приспособления (Я). Первое число после букв - внешний диаметр пакера в мм, второе - максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером. К примеру, ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГ-136-500, ПД-ЯГ-136-210.

Пакер типа ПН-ЯМ предназначен для разобщения пространств в эксплуатационной колонне нефтяных и газовых скважин и защите ее от давлений, создаваемых в зоне пласта. Пакер состоит из уплотняющего приспособления, плашечного механизма и фиксатора байонетного типа (рис. 5.5). На стволе пакера свободно посажены конус и уплотняющие манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и в пакерах с внешним диаметром 118 и 136 мм (рис. 5.5, б) прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. В остальных пакерах (рис. 5.5, а) плашкодержатель соединяется со стволом и цилиндром захвата. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера совершается путем приподнимания труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной нагрузки, поворота его на 1,5-2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков

о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз вместе со стволом.

В пакере (см. рис. 5.5, б) при движении ствола конус раздвигает плашки, и последние заякоряются на стенке эксплуатационной колонны. В пакере (см. рис. 5.5, а) ствол вместе с головкой, упором, манжетами, конусом, плашками и плашкодержателем, опускаясь, упирается в цилиндр. При этом ствол раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоряет их. Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых пространств происходят при дальнейшем опускании ствола пакера за счет веса колонны НКТ.

Рис. 5.5. Пакер ПН-ЯМ с внешним диаметром 150, 160, 185, 210, 236, 265 мм (#) и 118, 136 мм ( .):

1 - головка; 2 - упор; 3 - манжеты; 4 - конус; 5 -плашка; 6 - плашкодержатель; 7 - цилиндр; 8 - захват; 9 - корпус фонаря; 10 - башмак; 11 - замок; 12 -гайка; 13 - палец; 14 - ствол

Рис. 5.6. Пакер ПН-ЯГМ:

1 - муфта; 2 - упор; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - обойма; 6 - корпус; 7 - шпонка; 8 - плашка; 9 - плашкодержатель; 10 - винт; 11 - кожух; 12 - поршень; 13 -корпус клапана; 14 - шарик; 15 - седло; 16 - срезной винт

Пакер поднимается из скважины при подъеме труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол своим буртом высвобождает конус из-под плашек, которые также освобождаются и одновременно приводят корпус плашек в исходное положение. При поднятии труб и повороте их влево на 1,5-2 оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз замка, благодаря чему пакер может быть посажен вторично без его подъема из скважины.

Пакер ПН-ЯГМ (рис. 5.6) состоит из уплотняющего, заякоряющего, клапанного приспособлений и гидропривода. Для посадки пакера в НКТ сбрасывается шар и создается давление.

При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотняющих манжет. Под воздействием веса труб плашки сцепляются со стенкой эксплуатационной колонны, обеспечивая заякорение и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шаром выпадают. При снятии осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, увлекает за собой конус, освобождающий плашки.

Пакеры 1ПД-ЯГ и 2ПД-ЯГ (рис. 5.7) предназначены для разобщения пространств эксплуатационной колонны труб и защиты ее от воздействий в зоне пласта. Посадка пакера осуществляется путем подачи давления в колонну НКТ, причем поперечный проход пакера перекрывается шариком, вбрасываемым на седло (рис. 5.7, а, •). Под воздействием давления в трубах плашки верхнего якоря выдвигаются наружу, заякориваясь на стенке эксплуатационной колонны.

В пакере 1ПД-ЯГ (рис. 5.7, а) жидкость сквозь отверстие Б поступает в золотник, сдвигает его вниз, срезая винты и позволяя захвату выйти из сцепления с поршнем. Поршень через проталкиватель сжимает манжеты, создавая уплотнение со стенкой эксплуатационной колонны. Одновременно золотник вдвигает конус в плашки, заставляя их внедряться в эксплуатационную колонну и заякоряться в ней. Вместе с конусом двигаются вниз цилиндр и шлипсы с насечками проталкивателя, фиксируя манжеты и плашки в рабочем состоянии. Пакер освобождается при натяжении и подъеме колонны труб, в результате чего срезаются винты и ствол освобождается от плашкодержателя. В результате дальнейшего движения ствола вверх манжеты разжимаются. При этом ствол, упираясь в поршень, доводит его до упора в цилиндр, который, в свою очередь, передвигая конус относительно плашек, освобождает их.

Проходное отверстие пакера открывается при повышении давления в трубах и срезе винтов.

В пакере (рис. 5.7, б) пластовый агент под давлением сквозь отверстие в стволе попадает в цилиндр. После среза винтов с плашкодержателем он поднимается вверх, и плашки натягиваются на конус, одновременно сжимая манжету. Происходит заякорение нижних плашек и уплотнение пакера в эксплуатационной колонне. Обратному перемещению плашек мешают шлипсы, переместившиеся вместе с конусом вверх по втулке фиксатора. Пакер освобождается при подъеме колонны НКТ после срезания винтов, при этом бурт ствола упирается в конус и передвигает его относительно плашек.

Особенностью пакера 2ПД-ЯГ (рис. 5.7, в) является постоянное заякорение на плашки верхнего якоря благодаря соединению полости под плашками с подпакерной зоной через отверстие А. При посадке пакера пластовый агент под давлением из полости труб сквозь отверстие Б поступает под золотник и конус. Золотник смещается вверх, срезая винты и освобождая поршень и конус от захвата. Конус, уплотненный в цилиндре кольцами, под воздействием давления входит в плашки, заставляя их раздвинуться и заякориться на стенке эксплуатационной колонны. Одновременно поршень вместе с золотником и проталкивателем перемещается вверх и сжимает манжету. При этом шлипсы, сцепляясь с насечками проталкивателя, фикси-

Рис. 5.7. Пакер ПД-ЯГ:

а, б - 1 ПД-ЯГ с внешним диаметром 136, 140, 145 мм; в - 2ПД-ЯГ с внешним диаметром 185, 210 мм; 1 - корпус якоря; 2 - круглая плашка; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - шлипс; 6 - протал-киватель; 7 - цилиндр; 8 - поршень; 9 - захват; 10, 14, 17 и 19 - срезные винты; 11 - золотник; 12 - корпус; 13 - плашка; 15 - плашкодержатель; 16 - седло; 18 - втулка фиксатора

руют манжеты и плашки в рабочем состоянии. Пакер освобождается при подъеме колонны труб после среза винтов. Ствол вместе с корпусом якоря поднимается и освобождает манжеты, а бурт проталкивателя поднимает цилиндр, который выводит конус из плашек, освобождая их. Плашки верхнего якоря освобождаются после разгерметизации манжет и уравнивания давления на плашки.


Пакер 3ПД-ЯГ (рис. 5.8) состоит из верхнего и нижнего заякоряющих приспособлений и гидроцилиндров уплотняющего и фиксирующих приспособлений. Посадка пакера осуществляется при подаче в колонну насос-

Рис. 5.8. Пакер 3ПД-ЯГ:

1 - головка; 2 - шток; 3 - шлипс; 4, 5, 8, 15, 19, 20, 21 - срезные винты; 6 - цилиндр; 7 - верх-ний ствол; 9 - верхний плашкодержатель; 10 -верхняя плашка; 11 - втулка; 12 - штифт; 13 -верхний корпус; 14 - корпус; 16 - муфта; 17 - уплотняющая манжета; 18 - нижний корпус


ных труб жидкости под давлением. Предварительно на седло вбрасывается шар. Давление в полости Б нижнего гидроцилиндра перемещает поршень, который через плашкодержатель заставляет плашки надвинуться на конус, раздвигаясь радиально, и заякориться за стенку эксплуатационной колонны. При повышении давления срезаются винты, и шток, перемещаясь вниз со стволом, сжимает манжеты между муфтой и конусом, герметизируя пространство между пакером и стенкой эксплуатационной колонны. Шлипсы, перемещаясь по насечкам штока при его движении вниз, препятствуют его возвращению в первоначальное положение. При дальнейшем повышении давления жидкость через отверстие А попадает в цилиндр. При этом срезаются винты, и цилиндр перемещает вниз плашкодержатель и плашки, которые надвигаются на конус и заякоряются на эксплуатационной колонне. При этом срезаются винты, плашкодержатель освобождается от цилиндра и фиксируется шлипсами на стволе. Нижние и верхние плашки в заякоренном состоянии будут предупреждать перемещение пакера как вверх, так и вниз. Проходное отверстие пакера открывается после срезания винтов.

Распакерование осуществляется при подъеме труб после предварительного соединения верхней части пакера в муфте и среза винтов. После среза штифта верхний ствол перемещается вверх и доводит втулку до плашкодер-жателя, последний сдвигает плашки с конуса, освобождая их. После этого бурт поднимет вверх корпус и муфту, освобождая манжеты. Одновременно при движении нижнего ствола вверх бурт ствола достигнет нижнего конуса и выдвинет его из плашек, освобождая его.

Пакер ПД-ЯГМ (рис. 5.9) состоит из верхнего и нижнего заякоряющих приспособлений, уплотняющего и клапанного приспособлений и гидропривода. Пакер спускается в скважину на насосных трубах, на его седло вбрасывается шарик и создается давление, под воздействием которого плашки раздвигаются радиально и заякоряются на стенке эксплуатационной колонны. Жидкость, попадая через отверстие Б под поршень, перемещает его вверх, вследствие чего срезаются винты и освобождается захват, а конус, перемещаясь вниз, раздвигает плашки и заякоряет их. Одновременно происходит сжатие манжет.

Герметичность разобщения достигается осевой нагрузкой, создаваемой весом труб, под воздействием которого срезаются винты, и ствол, двигаясь вместе с втулкой вниз, дополнительно сжимает манжеты. Фиксация рабочих положений плашек и манжет обеспечивается шлипсами, предупреждающими обратное перемещение поршня и плашек. Проходное отверстие пакера освобождается после среза винтов. В пакере предусмотрен клапан для промывки подпакерной зоны перед его подъемом из скважины. При натяжении колонны труб шток, перемещаясь вверх, открывает отверстие А, с помощью которого трубное пространство соединяется с затрубным. После промывки снижается давление в трубах, вследствие чего освобождаются плашки. При дальнейшем натяжении колонны труб срезаются винты и освобождаются плашки и манжеты.

Пакер можно оставлять в скважине без труб, так как благодаря заяко-рению плашек пакер выдерживает давление как снизу, так и сверху. Для этого винты перед спуском пакера снимаются, и колонну подъемных труб можно освободить после среза винтов. В этом случае пакер можно позднее поднять с помощью труболовки.

Рукавный пакер (рис. 5.10) состоит из уплотняющего рукава и ствола, к верхней части которого присоединяется переводник с патрубком. На переводнике установлены поршень и головка, соединенная с рукавом. Между патрубком и переводником установлено седло для шарика, служащее для опрессовки подъемных труб. При подаче давления в центральный канал жидкость попадает под рукав через отверстие А, раздвигает его и прижимает к стенке эксплуатационной колонны, разобщая затрубное пространство. Манжета выполняет роль обратного клапана и служит для сохранения давления в подрукавной полости. Минимальное избыточное давление, необходимое для срабатывания пакера, составляет 165 МПа. Для освобождения пакера давление подается в затрубное пространство. Поршень перемещается вниз и со-

Рис. 5.9. Пакер ПД-ЯГМ:

1 - шток; 2 - специальный винт; 3, 4, 8, 15, 16, 19 - срезные винты; 5, 13 - верхняя и нижняя плашки; 6 - манжета; 7 - ствол; 9 -захват; 10,    14    - шлипсы;    11 - поршень;    12    -

корпус; 17    -    втулка; 18    - центратор;    20    -

седло

единяет подрукавную полость с внутритрубным пространством через отверстия А и Б, когда расточка поршня окажется возле отверстия Б.

Рис. 5.10. Рукавный пакер типов ПД-Г (-3) и ПД-Г (•):

1 - патрубок; 2 - седло; 3 - поршень; 4 -переводник; 5 - головка; 6 - ствол; 7 - рукав; 8 - манжета; 9 - ниппель; 10 - хвостовик; 11 - уплотняющее кольцо


В табл. 5.5 представлены основные характеристики пакеров, выпускаемых на Украине и в России.

Показатели

ПД-ЯМГ-118-210

ПД-ЯМГ-136-210

ПН-ЯМ

-118-210

ПН-ЯМ

-136-210

ПН-ЯМ

-150-500

ПН-ЯМ-236-250

ПД-ЯГМ-118-210

Внешний диаметр,

118

136

136

140

118

136

136

140

150

118

236

122

118

мм

Рабочее давление

21

21

21

50

21

50

50

35

50

21

(максимальный пе

репад давления),

МПа

Диаметр проходно

62

76

76

62

76

62

76

76

50

145

50

62; 50

го отверстия паке-

ра, мм

Температура рабо

393

399

393

393

393

393

393

393

чей среды, К, не

более

Условный диаметр

140; 146

168

168

140; 146

168

168; 167

168

178

146

273

146

140; 146

эксплуатационной

колонны по ГОСТ

632-80, мм

Максимальный

133

146,3

146,3

150,3

133

146,3

155,3

150,3

163,8

128

253,1

133

133

внутренний диа

метр эксплуатаци

онной колонны, га

рантирующий гер

метичность, мм

Диаметр пакера, мм

118

136

136

140

142

236

166

172

267

118

Длина пакера, мм

2000

1880

2215

1880

2170

2260

1800

2170

1655; 4025

Масса пакера, кг

70

60

110

64

55

-

70

120

290

46; 100

П р и м е ч а н и

. Рабоча

я среда

- вода, н

ефть, газ

газокон

денсат.

В практике освоения и эксплуатации скважин важное место занимает применение взрывных пакеров. В этих пакерах (рис. 5.11) сцепление с обсадной колонной и герметизация участка разобщения осуществляется за счет впрессовывания корпуса в обсадную колонну. Сборка и установление пакера включают следующие операции. В корпусе 6, изготовленном из сплава алюминия, размещают рассчитанный заряд 7 дымного пороха. Засыпая его, принимают все меры к тому, чтобы частицы пороха не имели контакта с металлическими деталями пакера. Заряд рекомендуется засыпать через воронку во вложенный в корпус мешочек из хлопчатобумажной неэлектризующей-ся ткани, куда помещают и зажигатель. Затем корпус герметизируется пробкой 4, которая вместе с присоединенным к массе и выводу жилы кабеля эле-ктрозажигателем 5 вставляется в горловину стакана. Передвижение пробки ограничивается с помощью накидной гайки 3. Пакер переходником соединяется с желонкой или корпусным кумулятивным перфоратором, который используется в качестве груза. Соединение осуществляется с помощью шариков.

При срабатывании заряда предусмотрено автоматическое отсоединение пакера от груза. Под воздействием давления пороховых газов пробка пакера передвигается вверх до упора, благодаря чему стальные шарики 2, соединяющие пакер и груз 1, получают возможность выйти из сцепления, а груз снимается с пакера.

Для выбора заряда пакера необходимо учитывать гидростатическое давление и внутренний диаметр обсадной колонны, где он устанавливается. На рис. 5.12 изображена номограмма, позволяющая выбрать заряд пакера ВВ 118 для разных случаев его применения.

Рис. 5.11. Схема взрывного пакера:    „ г тт    ^

1 - груз; 2 - стальные шарики; 3 - накидная    Й^о5'12' НомогРамма А™ выбоРа 3aP^a

гайка; 4 - уплотняющая пробка; 5 - электро-    ВВ1,    „    .

зажигатель; 6 - корпус; 7 - пороховой заряд    ШЁфр кривых - виутреишш дааметр обсад

ной колонны, мм

Рис. 5.13. Пакеры взрывные: шлипсовый (3) и цементировочный ( •)

Пример. Рассмотрим выбор заряда пакера, установленного на глубине

3 км в скважине, заполненной водой и обсаженной колонной с внутренним диаметром 130 мм. Восстановив перпендикуляр, из точки на оси абсцисс, соответствующей гидростатическому давлению, до пересечения его с линией 130 в точке В, получим на оси ординат точку, соответствующую значению массы заряда. В нашем случае это 0,66 кг. Габариты этих типов пакеров следующие: 88, 92, 102, 110, 118, 135 мм (соответственно ВП88, ВП92, ВП110, ВП118, ВП135).

Для каждого пакера существует своя номограмма, позволяющая выбрать массу заряда при разных условиях их применения.

Самостоятельную группу взрывных пакеров составляют пакеры типа ВПШ, в которых сцепление с обсадной колонной совершается при помощи шлипсов - чугунных ребристых плашек, вдавливаемых в металл обсадной колонны, при этом герметизация выполняется сжатием резиновой манжеты с фиксированием ее в сжатом состоянии (рис. 5.13). Пакер типа ВПШ включает камеру, которая заряжается порохом и после установки поднимается на поверхность. Спускается пакер ВПШ на каротажном кабеле. После спуска камеры в заданный интервал током, подаваемым с поверхности, поджигают заряд. Давлением пороховых газов поршень камеры передвигается относительно корпуса, впрессовывая в колонну расположенные на штоке пакерую-щей части плашки и сжимая манжету.

Для проведения изоляционных работ путем закачки цементного раствора в скважину под давлением до 30 МПа применяются пакеры взрывные цементационные типа ПВЦ (ПВЦ 110, ПВЦ 118, ПВЦ 135). Они используются в обсадных колоннах диаметром 117,7-124, 125,2-133 и 144-152 мм при максимальном гидростатическом давлении 147 МПа и максимальной температур е 150 °С. Их длина 605-625 мм.

Принцип работы пакеров типа ПВЦ следующий.

1. После зажигания порохового заряда массой 120 г под действием давления газов гильза камеры передвигается относительно корпуса, плашки смещаются и сжимают манжету до упора в обсадную трубу. Скорость движе-

Тип пакера

Внешний диаметр, мм

Внутренний диаметр обсадной колонны (НКТ),

Максимальные условия применения

Масса порохового заряда, кг

где применяется пакер

Температура,

°С

Давление,

МПа

1

2

3

4

5

6

ВП88;

ВП92;

ВП102;

ВП110;

ВП118;

ВП135

88-135

96,3/152

120

60

0,2/1

ВПШ92;

ВПШ102

82-102

88/120

200

150

0,1

ВПЦ110;

ВПЦ118;

ВПЦ135

110-1 35

117,7/144

150

150

0,1

ВПР

48

62

120

30

П р и м е ч а н и я . 1. В графе 3

в числителе - минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, в

знаменателе - максимальный. 2. В графе 6 в числителе - максимальная масса порохового заряда, в знаменателе

- минимальная. 3. Внутренний диаметр обсадных труб для одного типоразмера выполняется мм. 4. Максимально допустимое давление цементирования 30 МПа.

в пределах 2-8

ния поршня регулируется гидравлическим тормозом, заполненным маслом. После посадки пакерующей части разрывается шип, соединяющий камеру с пакерующей частью. Камера используется многократно. Пороховые газы имеют выход в скважину.

2. Для подачи цемента в подпакерную зону пакер соединяется с колонной НКТ свободной посадкой специальной муфты на конец штока пакера. При опрессовке пакера в скважине поданный с поверхности вместе с жидкостью шарик перекрывает отверстие в клапанном приспособлении, позволяя проверять надежность пакерования. При дальнейшем повышении давления более 7 МПа шарик продавливается, открывая путь для подачи цемента. После окончания заливки шар большего диаметра перекрывает внутреннее отверстие, прекращая обратное движение цемента в скважину.

Для установки разделяющего моста рекомендуется использовать взрывной пакер, раскрывающий ПВР. Этот пакер спускается в скважину через НКТ на каротажном кабеле и имеет вид зонтика. После его установки в колонне и подъема каротажного кабеля на поверхность в скважину через внутреннюю полость спускают на кабеле желонку, заполненную цементным раствором.

Технические характеристики взрывных пакеров приведены в табл. 5.6.

5.7. РАСЧЕТ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ И ИХ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Усилия, воздействующие на колонну НКТ, главным образом определяются условиями ее эксплуатации. На рис. 5.14 показаны основные расчетные схемы колонн НКТ, которые отображают условия ее эксплуатации в различных технологических процессах освоения скважин. Нагрузки, воздействующие на колонну НКТ, и последовательность проведения расчетов на прочность рассмотрим ниже.

Рис. 5.14. Расчетные схемы колонны НКТ:

t - свободно подвешенная на планшайбе; • - в скважине, частично заполненной жидкостью; , - с устройством для проведения гидропескоструйной перфорации; - с испытателем пластов; % - опира ющаяся на забой; А - опирающаяся на пакер; L - длина колонны НКТ; <р - уровень размещения свободной поверхности жидкости в скважине; Lс - глубина размещения испытателя в скважине; Lт - уровень жидкости в трубах; Lп - глубина размещения пакера

5.7.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК НА СВОБОДНО ПОДВЕШЕННУЮ КОЛОННУ НКТ

Усилия от веса колонны направлены к забою, а сила выталкивания действует в обратном направлении. Собственный вес комбинированной колонны определяется весом каждой секции. Вес трехсекционной колонны (рис. 5.15) запишем в виде

ёнкт = Рт,1,Рт + Рт212рт + Fтзl3,    (5.1)

где Рт1, Рт2, Рт3 - площадь сечения труб соответствующей части колонны, м2; lb l2, l3 - длина соответствующей секции колонны, м; рт - плотность материала труб, кг/м3.

Определяя площадь сечения труб, значение их внутреннего диаметра находят по табл. 5.7.

Для подвешенной колонны труб наибольшее усилие растяжения возникает в верхнем сечении. Наибольшее напряжение не должно превышать предел текучести материала труб при растяжении. Для труб с гладкими (невысаженными) концами, изготовленных по ГОСТу, максимальное усилие, которое разрушает резьбовые соединения в момент, когда напряжения в металле соответствуют пределу текучести, определяют по формуле

р f =    ябс ОсрОт    (5 2)

1 + —^ ctg(a + ф)

Для труб с высаженными наружу концами усилия в теле трубы в момент, когда напряжения в металле соответствуют пределу текучести, запишем в виде

р,, = п(2 - d2) о    (5.3)

4    т

Здесь Р', Р" - усилия, разрушающие резьбовые соединения, соответственно для труб с гладкими и высаженными наружу концами, кН; бс - толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки резьбы в зацеп-

Рис. 5.15. Трехразмерная колонна НКТ жидкостью

лении, м (см. табл. 5.7); иср - средний диаметр трубы по первой полной нитке резьбы в зацеплении, м (табл. 5.8); ат - предел текучести материала труб при растяжении, МПа (табл. 5.9); I - длина резьбы до основной плоскости (нитки с полным профилем), м (см. табл. 5.8); а - угол, образованный между направлением опорной поверхности резьбы и осью трубы, а = 1,0625 рад; ф - угол трения, ф = = 0,306 рад; U, d - внешний и внутренний диаметры трубы, м.


скважине, полностью заполненной


Напряжения в трубе не должны превышать предельных значений, которые определяются по формулам (5.2)-(5.3).

При использовании труб, изготовленных по стандартам Американского нефтяного института (АНИ), дополнительно учитывают их способность противодействовать напряжениям, возникающим под действием внутреннего давления. Наименьшее сминающее давление для сталей разных марок определяют по формулам (при условии, что выполняется соотношение D/6 < 14, где U - внешний диаметр труб, 6 - толщина стен

ки).

(5.4)


-    0,046

75

-    0,059


(5.5)

(5.6)


- 0,063


(5.7)


- 0,078


и

для сталей марки P = 105 2, 940


и

для сталей марки H = 80 2,721


для сталей H-40 и J-55:

" 2, 503


и

для сталей C 2, 650


p см = 0,75а


p см = 0,75а


p см = 0,75а


p см = 0,75а


и


т.ср


т.ср


где атср - средний предел текучести материала трубы, МПа.

Предельное значение давления в трубах (при условии способности противодействовать сминающим давлениям)

Pсм.пр = 1^™,    (5.8)

где 1,25 - коэффициент запаса прочности на сопротивление смятию.

Наименьшее внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, определяют по формуле

p ,н = 0,875 • 26-

(5.9)


т min


и

где 0,875 - коэффициент, учитывающий отклонение толщины стенки (12,5 %); ат min - наименьший предел текучести материала трубы, МПа (см. табл. 5.9).

Диаметр, мм

Толщина стенки, мм

Высаженная часть, мм

Муфта, мм

Масса, кг

услов

ный

внеш

ний

внут

ренний

Внеш

ний

диаметр

Длина переходной части

Переходная часть

Внешний

диаметр

муфты

Длина

Длина

растяже

ния

Ширина

торцевой

плоскости

1 м гладкой трубы

муфты

1 м трубы с муфтой при длине трубы 8 м

Гладкие трубы

48

48,3

40,3

4,0

-

-

-

56,0

96,0

8,0

2,0

4,39

0,5

4,45

60

60,3

50,3

5,0

-

-

-

73,0

110,0

8,0

5,0

6,84

1,3

7,0

73

73,0

62,0

5,5

-

-

-

89,0

132,0

8,0

6,5

9,1 6

2,4

9,46

89

88,9

76,0

6,5

-

-

-

107,0

1 48

8,0

6,5

13,22

3,6

13,67

102

101,6

88,6

6,5

-

-

-

121,0

150,0

9,5

6,5

15,22

4,5

15,78

114

114,3

100,3

7,0

-

-

-

132,5

156,0

9,5

6,5

18,47

5,7

19,09

Трубы с

высаженными наружу концами

33

33,4

26,4

3,5

37,3

45

25

48,3

89

8,0

3,5

2,58

0,5

2,67

42

42,2

35,4

3,5

46,0

51

25

56,0

95

8,0

3,5

3,34

0,7

3,48

48

48,3

40,3

4,0

53,2

57

25

63,5

1 00

8,0

3,5

4,39

0,8

4,51

60

60,3

50,3

5,0

65,9

89

25

78,0

126

9,5

5,0

6,84

1,5

7,07

73

73,0

62,0

5,5

78,9

95

25,

93,0

1 34

9,5

6,5

9,1 6

2,8

9,53

89

88,9

73,0

6,0

95,25

102

25

114,3

1 46

9,5

6,5

13,22

4,2

13,8

102

101,6

88,6

6,5

107,95

102

25

127,0

154

9,5

6,5

15,22

5,0

15,9

114

114,3

100,3

8,0

120,65

108

25

141,3

1 60

9,5

6,5

18,47

6,3

19,3

Услов

ный

диаметр

трубы,

мм

Число ниток на 2,54 мм (дюйм)

Глубина резьбы, мм

Внешний диаметр, мм

Средний диаметр резьбы в основной части, мм

Диаметр резьбы около торца трубы, мм

Внутренний диаметр резьбы в плоскости торца муфты, мм

Длина резьбы,

мм

Диаметр

цилинд

рической

расточки

около

торца

муфты,

мм

Глубина цилиндрической расточки, мм

Расстояние от торца муфты к концу сбега резьбы на трубе при свинчивании вручную, мм

трубы

высажен

ной

части

внеш

ний

внут

ренний

общая

к

концу

(сбега)

основной плоскости (нитки с полным профилем)

сбега

Гладкие трубы

48

10

1 ,41 2

-

48,3

46,924

46,866

44,042

46,069

35

22,3

4,29

50,0

8,0

5,0

60

-

60,3

58,989

58,494

55,670

58,134

42

29,3

4,29

62,0

8,0

5,0

73

-

73,0

71,689

70,506

67,682

70,834

53

40,3

4,29

74,7

8,0

5,0

89

-

88,9

87,564

89,944

83,120

86,709

60

47,3

4,29

90,6

8,0

5,0

102

8

1 ,81 0

-

101,6

99,866

98,519

94,899

98,519

62

49,3

5,97

103,5

9,5

6,5

114

-

114,3

112,566

111,031

107,411

111,219

65

52,3

5,97

116,0

9,5

6,5

Трубы с высаженными наружу концами

33

10

1 ,41 2

33,4

37,30

35,970

36,100

33,276

35,115

32

19,3

4,29

39,0

8,0

5,0

42

42,2

46,00

44,701

44,643

41,819

43,846

35

27,3

-

47,5

8,0

5,0

48

48,3

53,20

51,845

51,662

48,838

50,990

37

24,3

-

55,0

8,0

5,0

60

8

1 ,81 0

60,3

65,90

64,148

63,551

59,931

64,801

50

37,3

5,97

67,5

9,5

6,5

73

73,0

78,60

76,848

76,001

72,381

75,501

54

41,3

-

80,0

9,5

6,5

89

88,9

95,25

93,516

92,294

88,674

92,164

60

47,3

-

97,0

9,5

6,5

102

101,6

107,95

106,216

104,744

101,124

104,869

64

51,3

-

109,6

9,5

6,5

114

114,3

120,65

118,916

117,256

113,636

117,569

67

54,3

-

122,5

9,5

6,5

П

- 13 мм.

р и м е ч а н и е. Длина резьбы

от основной

плоскости к

концу сбега - 12,7

мм; расстояние от торца муфты к

середине муфты при свинчивании на станке

Реальное давление в колонне НКТ не должно превышать значений, которые определяются по формулам (5.8)-(5.9).

Коэффициент запаса прочности на сопротивление труб внутреннему давлению обычно принимают за единицу, в связи с чем при определении допустимых значений внутреннего давления можно использовать формулу

(5.9).

Нагрузку растяжения, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, находят по формуле

T~i    П

D2 - d2


(5.10)


Рт = О

1    т    min    ,

4

Значение реальной нагрузки на колонну не должно превышать рт, значение которой определяют из уравнения (5.10)

Формулы (5.1)—(5.10) используют при выполнении контрольных расчетов на прочность колонны НКТ конкретной конструкции (табл. 5.10). Часто необходимо решить обратную задачу, касающуюся выбора конструкции колонны соответственно с заранее определенными условиями ее эксплуатации. При проведении проектных расчетов предварительно принимаем максимально возможный диаметр колонны для условий конкретной скважины и определяем усилия Р разрушения резьбовых соединений по (5.2).

Допустимую глубину подвески колонны рассчитывают по приближенной формуле, которая учитывает нагрузку только от действия собственного веса колонны и давления у выхода бурового насоса:

L = Р - kFjpр    (5 11)

Ьдоп    kq ,    (5)

где k - коэффициент запаса прочности для труб, который принимают равным 1,3—1,5; рр - давление на выкиде линии бурового насоса (рр = 35+40 МПа); q - вес 1 м трубы, Н (см. табл. 5.7).

Конструкцию колонны считают определенной, если допустимая глубина подвески труб принятого диаметра больше глубины скважины.

Т а б л и ц а 5.9

Механические свойства сталей различных труни прочности для изготовления НКТ

Показатели

СНГ

АНИ и другие фирмы

Д

К

Е

л

М

Н-40

J-55

C-75

H-80

P-105

Временное со

650

700

750

800

900

422

507

688

703

844

противление разрыву, МПа Предел текучес

ти при растяжении, МПа:

средний

минимальный

380

500

550

650

750

281

387

527

562

738

максимальный

-

-

-

-

-

400

562

633

772

949

Относительное

2,7

20

16

16

15

удлинение, %

при толщине

стенки, мм:

5

16

12

12

12

12

10

12

10

10

10

10

Характеристика прочности насосно-компрессорных труб, изготовленных из сталей различных групп прочности, по стандартам АНИ

Внешний диаметр трубы, мм

Толщина стенки, мм

Наименьшее сминающее давление, МПа

Внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, МПа

H-40

J-55

C-75

H-80

P-105

H-40

J-55

C-75

H-80

P-105

26,67

2,83

50,6

65,9

86,1

91,2

-

52,9

72,8

99,3

105,9

-

33,4

3,38

47,9

62,3

81,5

86,3

-

49,8

68,5

93,3

95,5

-

42,16

3,18

36,7

47,7

-

-

-

37,0

51,0

-

-

-

3,56

40,7

52,9

61,2

73,3

-

41,5

57,2

77,8

83,2

-

48,26

3,18

31,3

40,7

-

-

-

32,4

44,5

-

-

-

3,68

37,2

48,3

63,2

66,9

-

37,5

37,5

70,3

75,0

-

52,40

3,96

36,8

47,9

62,6

66,4

-

37,2

51,2

69,8

74,4

-

60,32

4,24

34,3

44,6

57,3

60,9

-

34,6

47,6

64,8

69,1

-

4,83

38,8

50,5

65,9

69,9

93,1

39,4

54,2

73,6

78,5

103,3

6,45

-

-

85,6

90,6

120,8

-

-

98,5

105,1

138,1

73,02

5,52

36,8

47,8

62,6

66,2

88,3

37,1

51,1

69,6

74,2

97,5

7,82

-

-

85,8

90,8

121,1

-

-

98,9

105,5

138,4

88,9

5,49

28,6

37,2

47,0

49,8

-

30,4

41,8

56,9

60,7

-

6,45

35,5

46,1

60,0

63,8

85,1

35,7

49,2

66,9

71,4

93,2

7,34

39,9

52,0

67,9

71,9

-

40,6

55,9

76,2

81,3

-

9,51

-

-

85,9

90,8

121,1

-

-

98,8

105,4

138,4

101,6

5,74

25,2

32,7

40,8

43,0

-

27,8

38,2

52,1

55,6

-

6,65

31,1

40,4

51,6

54,7

-

32,2

44,4

60,5

64,5

-

114,3

6,88

27,6

35,9

45,2

47,9

-

29,7

40,8

55,5

59,2

-

При значительных глубинах скважин применяют секционную колонну НКТ. Длину секций подбирают снизу вверх. Допустимую длину нижней секции определяют по формуле (5.11), а длины следующих секций - из соотношения

ln = p'n~ Pn-1 п ,    (5.12)

kqn Fx(n-1)

где ln - длина секции, которую рассчитывают, м; р'п - разрушающая нагрузка для труб секции, которую рассчитывают, МПа; p'n-1 - разрушающая нагрузка для труб предыдущей секции, МПа; qn - вес 1 м трубы секции, которую рассчитывают, Н; FIn - площадь сечения рассчитываемой секции, м2;

Fx(n-1) - площадь сечения труб предыдущей секции, м2.

Формула (5.12), как и формула (5.11), не учитывает действия на колонну силы выталкивания.

Если скважина частично заполнена жидкостью, тогда сила выталкивания, действующая на колонну, определяется объемом ее погруженной части (рис. 5.14, •):

P арх = Pр(L-H)Fт,    (5.13)

где L - длина колонны, м; H — уровень свободной поверхности жидкости, м.

5.7.2. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА КОЛОННЫ НКТ НА ПРОЧНОСТЬ В УСЛОВИЯХ ДЕЙСТВИЯ ИЗГИБАЮЩИХ УСИЛИЙ

Изгибающие усилия возникают в колонне НКТ в том случае, когда ее нижняя часть жестко закреплена с помощью пакера либо ее хвостовик опирается на забой.

При размещении пакера в скважине хвостовик воспринимает изгибающие нагрузки, которые зависят от усилия, необходимого для раскрытия пакера, а также от перепада давления на пакере во время испытания пластов (рис. 5.14, д).

Нагрузка на пакер от веса труб для установки его в скважине

Gn = 0,3ES0(Kn - 1),    (5.14)

где E - модуль упругости резинового элемента пакера по начальному сечению, МПа, E = 8,5+9,5 МПа; S0 - площадь сечения уплотнителя до его деформирования, см2; Кп - коэффициент пакерования, Кп = 1,12+1,14.

Считаем, что максимальная разность давления на пакере во время испытания пласта равна допустимой депрессии на пласт. Тогда осевая сжимающая нагрузка на хвостовик, кН, при испытании

GXB = Gu + 0,1ApSs,    (5.15)

где 0,1 - коэффициент перевода размерностей; Ap - разность давлений на пакере, МПа; Ss - площадь сечения скважины, см2.

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика определяют по формуле

Оизг = п2eJ(Dc - ^.ВНеш) ,    (5.16)

2L2nW

где E - модуль продольной упругости, для стали E =    2 • 1011 Па, для алю

миниевого сплава E = 0,7 • 1011 Па; J - экваториальный момент инерции площади сечения; Lu - длина полуволны прогиба хвостовика; DG - диаметр скважины; W - осевой момент сопротивления на изгиб; dx внеш - диаметр трубы хвостовика (внешний).

Экваториальный момент инерции площади сечения определяют по формуле

J = 0,05(dT4M - d^),    (5.17)

где d^^ - внутренний диаметр трубы хвостовика.

Осевой момент сопротивления на изгиб

W = 2J/d„    (5.18)

Длина полуволны прогиба определяется осевой нагрузкой на хвостовик

Ln = 5 • 98.J EJ /QXB.    (5.19)

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика не должно превышать предельно допустимого [о]сж = 160 МПа.

Изгибающее напряжение возникает также в колонне НКТ в случае ее размещения над пакером (рис. 5.14, е). Кроме изгибающих усилий в верхней части колонны возникают усилия растяжения, а в нижней - сжатия. Усилия растяжения максимальны в верхней части колонны:

Напряжения сжатия имеют максимальные значения в сечении соединения труб с пакером:

^сж _ -сжgq/ FT,    (5.21)

где -сж - длина сжатой части колонны, м; q - масса 1 м труб колонны, кг (см. табл. 5.7);    -    площадь сечения трубы, м2.

Длина сжатой части колонны определяется усилием, действующим на пакер:

-ж =    >    (5.22)

сж

1

Рт


qg

где рр, рт - плотность раствора и материала труб, кг/м3.

Усилия, необходимые для раскрытия пакера, находят по формуле (5.14) или по табл. 5.11. Последовательность определения изгибающего напряжения в колонне НКТ такая же, как и при выполнении расчетов хвостовика [см. формулы (5.16)-(5.19)].

Рассмотрим расчет насосно-компрессорных труб для проведения гидропескоструйной перфорации.

Во время проведения гидропескоструйной перфорации (ГПП) существует опасность разрушения труб действием внешних усилий и внутреннего давления. Для ГПП обычно применяют трубы диаметром 73-89 мм следующих марок стали: С-75, Е, Н-80, Л, М, Р-105.

Допустимую глубину спуска одноразмерной колонны НКТ (любой марки стали длиной L1, L2, L3 и т.д.) определяют по формуле

L = (1000 Ор.н/М -106 p у F    (5 23)

9,8(qT /^грсм)

где L - допустимая глубина спуска НКТ, м; Рр.н - разрушающая нагрузка резьбы, кН; кт - коэффициент запаса прочности труб, преимущественно составляет 1,3-1,5;    - площадь внутреннего сечения НКТ, м2; ру - давление

на устье, МПа; qт - масса 1 м трубы, кг/м; /т - сечение тела НКТ, м2; рсм -плотность смеси жидкости с песком, кг/м3.

Т а б л и ц а 5.11

Технические характеристики иакеров

Параметры

ПЦГ-95

ПЦГ-96

Диаметр, мм:

остова

95

67

штока

40

34

резинового элемента

145, 135, 115,

92, 87, 78, 67

109

Оптимальная нагрузка сжатия при пакеровании, кН

60-80

20-40

Допустимый перепад давления, МПа

45

45

Допустимая нагрузка растяжения при перепаде давления

250

150

45 МПа

Длина, мм:

остова

1525

1410

резинового элемента

640

720

Средняя масса, кг

65

33

Т а б л и ц а 5.12

Характеристика разрушающей нагрузки для резьбы насосно-компрессорных труб

Внешний диаметр, мм

Разрушающая нагрузка резьбы, кН

Д

К

Е

Л

М

С-75

М-80

Р-105

Трубы гладкие (неравно

прочные)

60

208

274

302

356

411

300

320

430

73

294

387

426

503

580

450

460

630

89

446

585

645

760

877

680

720

950

Трубы с высаженными наружу концами (равнопрочные)

60

330

435

447

565

652

444

474

622

73

443

583

641

758

874

617

658

864

89

689

840

925

1092

1260

882

941

1235

П

р

Я

м

е

ч

а

н

Я

Внутренняя площадь сечения отверстия трубы 19, 87; 30, 19 и 45, 36 см2

соответст-

венно для 60-, 73- и 89-мм труб. 2. Площадь сечения тела трубы 6,68; 11,66 и 16,7 см2 соответственно для 60-,

73- и 89-мм труб. 3. Масса гладкой трубы 7; 9,46 и 13,67 кг соответственно для 60-, 73-

и 89-мм труб. 4. Масса

1 м трубы с высаженными концами 7,07; 9,53 и 13,8 кг соответственно для

60-, 73- и 89-мм труб.

Характеристика труб приведена в табл. 5.12.

Если предприятие не имеет достаточного количества НКТ одного типа, чтобы спустить их до глубины нижних отверстий перфорации (L = Нап), то составляют двухсекционную колонну НКТ. Для этого проще всего вначале рассчитать допустимую длину нижней секции более слабых труб с меньшим значением Ррн по формуле (5.23):

L = Le = L1.    (5.24)

После этого производят расчет по формуле (5.23) для более сильных труб. Тогда длина верхней секции

L, = Нск - L1, где Нск - глубина установки аппарата в скважине при условии, что нагрузку верхней секции рассчитывают на всю длину труб:

L = L2 = ЯаП.    (5.26)

Для составления колонны НКТ целесообразно взять трубы одного диаметра, желательно 73 мм.

Колонна НКТ в скважине подвергается растяжению от собственного веса и от действия давления на устье ру. Если растяжение от собственного веса учитывается во время привязывания аппарата перфорации (АП) к пластам, которые перфорируются ГПП, то растяжение от действия давления на устье нужно учитывать дополнительно.

Удлинение труб рассчитывается по формуле

Д1т = руFj(Ls + L,),    (5.27)

2E

где LB, Ls - длина НКТ соответственно верхней и нижней секции, м; E -модуль Юнга для стали, E = 2,1 • 106 МПа.

Для того, чтобы АП разместился на заданной глубине Нап, необходимо уменьшить длину труб в скважине на размер, соответствующий их удлинению:

L ап = Нап - Д^т - Д1 ап - ^мф,    (5.28) где L^ - длина труб, которые требуется спустить в скважину, м; Д1ап - расстояние в АП от самой низкой насадки до муфты, м (для АП длиной 6 м Д1ап = 0,3 м, а общая длина АП 6 м с пером для промывания скважины составляет приблизительно 0,83 м); 1мф - длина утолщенной муфты для исследований гамма-каротажа (ГК) и нейтронного гамма-каротажа (НКГ), м, преимущественно 1мф = 0,5 м.

5.7.3. УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

В скважинах, продукция которых содержит сероводород даже в незначительных количествах, применять трубы с высокими пределами прочности (марок Е, Л и М) и импортные трубы, изготовленные по стандарту АНИ (Н-80, Р-105), не рекомендуется из-за опасности сульфидного растрескивания материала труб и муфт. В этих условиях целесообразно применять трубы группы прочности Д, а также С-75, С-80, С-95. При наличии в пластовой продукции коррозионно-активных компонентов применяют трубы с покрытием или используют для их защиты ингибиторы коррозии.

Подготовку новых укомплектованных труб к эксплуатации осуществляют на трубных базах. При получении труб необходимо проверить соответствие комплекта паспорта и плана выполнения работ в скважине. Резьбовые соединения должны быть защищенными. Трубы спускают в скважину в присутствии представителя трубной базы.

Трубы, поднятые из скважины, перед повторным спуском необходимо очистить (прежде всего резьбовые соединения) и тщательно осмотреть.

Осматривая трубы с покрытием, особенное внимание обращают на его целостность.

Перед спуском в скважину длину каждой трубы нужно измерить при помощи стальной рулетки. Точность измерений обусловлена планом работ. Длина трубы определяется расстоянием между свободным торцом муфты и концом сбега внешней резьбы.

По результатам измерений длин отдельных труб теоретически получаем длину колонны. Для ее определения необходимо ввести поправки на изменение длины колонны за счет действия сил растяжения.

Чтобы обеспечить герметичность соединений в скважинах с высоким давлением, прежде всего в газовых и газоконденсатных, необходимо принять следующие меры:

а)    развинтить трубу и муфты, тщательно очистить и проверить их резьбу;

б)    смазать внешнюю и внутреннюю резьбу (для лучшей герметизации применять ленту из фторопластуплотняющего материала ФУМ) и свинтить трубу и муфту.

в) при поднятии труб с мостков следует избегать их изгиба, защищать муфты и трубы от ударов.

Спуск труб в скважину

Перед спуском трубы должны быть сложены на мостках муфтами к скважине (резьбу трубы и муфты защищают соответствующие защитные детали) или установлены вертикально муфтами вверх на деревянных подкладках (защитное кольцо следует снять).

При опускании необходимо тщательно осмотреть тело и резьбовые части каждой трубы, чтобы не допустить спуска в скважину аварийно-опасных труб. В случаях, когда скважины эксплуатируют штанговыми колоннами или существуют предпосылки для отложения парафина, солей, гипса, перед спуском трубы следует проверять оправкой. Длина оправки 1250 мм, диаметр ее зависит от толщины стенок труб (табл. 5.13, 5.14).

Подняв трубу над устьем скважины, необходимо снять с резьбы защитные кольца, тщательно очистить и смазать резьбу муфты, а также резьбу трубы.

Т а б л и ц а 5.13

Размеры оправок для НКТ

Размеры оправок для НКТ

Толщина стенки трубы, мм

Внешний диаметр оправки, мм

48

4,0

38,2

60

5,0

48,0

73

5,5

59,7

73

7,0

56,7

89

6,5

72,9

89

8,0

69,9

102

6,5

85,7

114

7,0

97,3

Т а б л и ц а 5.14

Размеры оправок для труб, изготовленных по стандарту АНИ

Условный, дюйм, и внешний, мм, диаметры трубы

Толщина стенки, мм

Внешний диаметр оправки, мм

Условный, дюйм, и внешний, мм, диаметры трубы

Толщина стенки, мм

Внешний диаметр оправки, мм

1,9 (48,3)

3,7

38,5

31 /2 (89)

9,5

66,7

5,1

35,7

10,5

64,7

2(50,8)

4,2

40,0

11,4

62,9

23/4 (60,3)

4,2

49,5

13,0

59,8

4,8

48,3

13,5

58,8

5,5

46,9

4(101,6)

5,7

86,9

6,5

45,0

6,7

85,1

8,5

40,9

7,3

83,9

21/8 (73)

5,5

59,6

8,4

81,7

7,0

56,6

9,7

79,1

7,8

55,0

10,9

76,6

8,0

54,6

41/2 (114,3)

5,7

99,7

8,6

53,4

6,9

97,4

9,2

52,2

7,4

96,4

10,3

50,1

8,6

94,0

11,2

48,3

9,5

92,2

31 /2 (89)

5,5

74,8

10,2

90,7

6,5

72,8

10,9

89,3

7,3

71,0

12,7

85,7

9,3

67,0

14,2

82,7

Для труб, работающих в скважинах с температурами до 200 °С, применяют смазку Р-402 (ТУ 38-101-330-73). Она легко наносится при температуре воздуха до -30 °С. Смазка Р-2 (ТУ 38-101-332-73) предназначена для труб, эксплуатируемых в скважинах до 100 °С. Ее легко наносить при температуре воздуха до -5 °С. Трубы следует плавно направлять в муфту. Посадку трубы в муфту осуществляют осторожно, чтобы не повредить резьбу. Особенно осторожно нужно спускать двух- или трехсекционные трубы. В это случае целесообразно устанавливать на всех участках промежуточные опоры.

Свинчивание проводят с прикладыванием крутящих моментов, значения которых приведены в табл. 5.15-5.17.

Т а б л и ц а 5.15

Рекомендованные крутящие моменты для свинчивания насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633—80 (группа прочности Д)

Условный диаметр трубы, м

Вращательный момент, Н- м

минимальный

максимальный

Гладкие трубы

48

500

750

60

800

1100

73

1000

1500

89

1300

2200

102

1600

-

114

1700-2000

3200

Трубы с высаженными наружу концами

73

-

2700

Т а б л и ц а 5.16

Рекомендованные крутящие моменты (Н • м) для свинчивания труб с муфтами зарубежных конструкций

У словный диаметр трубы, дюйм

Уровень

Группа прочности

стали

Н-40

J-55 (К-55)

C-75

H-80

P-105

Соединение по

стандартам

АНИ на гладких трубах

Минимальный

330

430

570

590

-

1,9

Оптимальный

370

570

750

790

-

Максимальный

470

690

940

970

-

Минимальный

480

630

830

880

1330

23/8

Оптимальный

650

840

1110

1170

1770

Максимальный

810

1050

1380

1 460

2210

Минимальный

830

1090

1520

1 660

1920

27/8

Оптимальный

1110

1450

2030

2210

2560

Максимальный

1380

1810

2540

2760

3200

Минимальный

1160

1260

1660

1770

2720

31 / 2

Оптимальный

1550

1670

2210

2350

3620

Максимальный

1930

2090

2760

2940

4530

Минимальный

980

1280

1700

1 81 0

-

4

Оптимальный

1300

1710

2270

2400

-

Максимальный

1630

21 40

2830

301

-

Минимальный

1370

1810

2390

3530

-

41/2

Оптимальный

1820

2400

3180

3370

-

Максимальный

228

3010

3980

4220

-

Условный диаметр трубы, дюйм

Уровень

Группа прочности

стали

Н-40

J-55 (R-55)

C-75

H-80

P-105

Соединение по стандартам АНИ на трубах с высаженными наружу концами

Минимальный

690

910

1190

1270

-

1,9

Оптимальный

930

1220

1590

1690

Максимальный

1160

1520

1990

2110

Минимальный

1020

1340

1770

1 870

2350

23/8

Оптимальный

1370

1780

2350

2490

3140

Максимальный

1710

2220

2940

3110

3930

Минимальный

1300

1710

2250

2390

3010

27/8

Оптимальный

1730

2280

3000

3180

4020

Максимальный

2160

2850

3750

3980

5030

Минимальный

1800

2360

3120

3320

4200

31 / 2

Оптимальный

2390

3150

4160

4420

5600

Максимальный

2290

3940

5200

5530

6990

Минимальный

2020

2650

3510

4700

-

4

Оптимальный

268

3540

4690

6300

-

Максимальный

3360

4420

5860

7880

-

Минимальный

2240

2970

3930

4170

-

41/2

Оптимальный

2990

3950

5230

5560

-

Максимальный

3730

4400

6540

6950

Соединение ТС-45 фирмы “Атлас Бредфорд”

23/8

Оптимальный

-

1800

2760

2760

3320

27/8

Оптимальный

-

2350

3500

3500

4150

31 / 2

Оптимальный

-

3180

4420

4420

5670

4

Оптимальный

-

4150

5530

5530

6220

41/2

Оптимальный

-

4010

5530

5530

6910

Соединение ТС-5 фирмы “Маннесман”

23/8

Минимальный

-

1310

1310

1310

1310

Максимальный

-

1510

1730

1730

1930

27/8

Минимальный

-

1930

1930

1930

1930

Максимальный

-

2070

2490

2490

3040

31 / 2

Минимальный

-

3040

3040

3040

3040

Максимальный

-

3460

4150

4150

4980

4

Минимальный

-

3180

3180

3180

3180

Максимальный

-

4010

4980

4980

5940

41/2

Минимальный

-

3180

3180

3180

3180

Максимальный

-

4840

5940

5940

7190

Соединение АН фирмы “Валхрек”

Минимальный

-

1870

2490

2490

2760

23/8

Оптимальный

-

1930

2760

2760

3040

Максимальный

-

2210

3320

3320

3460

Минимальный

-

3040

3460

3460

3460

27/8

Оптимальный

-

3320

3730

3730

3730

Максимальный

-

3460

4010

4010

4010

Минимальный

-

3460

4560

4560

5940

31 / 2

Оптимальный

-

4010

4980

4980

6500

Максимальный

-

4560

5530

5530

7460

Минимальный

-

3460

4560

4560

4560

4

Оптимальный

-

4560

5530

5530

5530

Максимальный

-

5530

6500

6500

6500

Минимальный

-

5530

5530

5530

5940

41/2

Оптимальный

-

5940

5940

5940

6500

Максимальный

-

6500

6500

6500

7050

Рекомендованные крутящие моменты (Нм) для свинчивания безмуфтовых труб зарубежных конструкций

У словный диаметр трубы, дюйм

Уровень

Марка стали

H-20

J-55 (K-55)

C-75

H-80

P-105

Безмуфтовые соединения по стандартам АНИ

Минимальный

470

600

790

840

-

1,9

Оптимальный

620

800

1050

1120

-

Максимальный

770

1000

1310

1 400

-

Минимальный

590

770

1010

1 060

-

2,063

Оптимальный

790

1020

1340

420

-

Максимальный

980

1270

1670

1 780

-

Соединение А-95 фирмы “Хайдрил”

1,9

Оптимальный

-

830

-

1110

-

2,063

Оптимальный

-

970

-

1240

-

23/8

Оптимальный

-

1520

-

1070

-

27/8

Оптимальный

-

2070

-

2900

-

31 / 2

Оптимальный

-

3460

-

4150

-

4

Оптимальный

-

4450

-

4840

-

41/2

Оптимальный

-

4840

-

6220

-

Соединение С фирмы “Хайдрил”

1,9

Оптимальный

-

830

1110

1110

1110

2,063

Оптимальный

-

970

1240

1240

1240

23/8

Оптимальный

-

1520

2070

2070

2070

27/8

Оптимальный

-

2070

2900

2900

2900

31 / 2

Оптимальный

-

3460

4150

4150

4150

4

Оптимальный

-

4150

4840

4840

4840

41/2

Оптимальный

-

4840

6220

6220

6220

Соединение РН-6 фирмы “Хайдрил”

23/8

Оптимальный

-

2210

3040

3040

3730

27/8

Оптимальный

-

3040

4150

4150

4840

31/2

Оптимальный

-

5530

7600

7600

9680

4

Оптимальный

-

5530

7600

7600

9680

41/2

Оптимальный

-

6220

8200

8200

10 370

Соединение А-45 фирмы “Атлас Бредфорд”

23/8

Оптимальный

-

1800

2760

2760

3320

27/8

Оптимальный

-

2350

3590

3590

4150

31 / 2

Оптимальный

-

3180

4420

4420

4670

4

Оптимальный

-

4150

5530

5530

6220

41/2

Оптимальный

-

4010

5530

5530

6910

Соединение Д-НТ фирмы “Атлас Бредфорд”

2,063

Оптимальный

-

830

1110

1110

1380

23/8

Оптимальный

-

1520

1800

1800

2070

27/8

Оптимальный

-

2210

2490

2490

3040

31 / 2

Оптимальный

-

3040

3590

3590

4150

4

Оптимальный

-

3320

3870

3870

4420

41/2

Оптимальный

-

3460

4150

4150

4840

Поднятие труб

Колонну НКТ поднимают и насаживают на фланец плавно, без рывков. Трубные ключи устанавливают на тело трубы около муфты. При развинчивании соединений не рекомендуется отбивать муфту молотком. В случае необходимости наносят удар вблизи середины муфты плоской стороной молотка. После развинчивания резьбового соединения трубу выводят из муфты.

В вертикальном положении трубы устанавливают на прочную эластичную подкладку без защитных колец, в муфту ввинчивают предохранительные ниппеля. При укладке труб на мостках резьбовые концы защищают предохраняющими деталями (кольцами и ниппелями).

С целью обнаружения дефектных труб их тщательно осматривают при поднятии. Чтобы резьбовые соединения и тело трубы срабатывались равномерно, при каждом спускании и поднятии рекомендуется менять местами трубы верхней и нижней частей колонн.

После сильного натяжения колонны при разрыве пакера или освобождения колонны от прихвата все резьбовые соединения необходимо дозакре-пить.

5.7.4. ПОДГОТОВКА ТРУБ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ

Для проведения интенсификации добычи необходимо использовать НКТ, прочность которых проверена расчетами. Насосно-компрессорные трубы, предназначенные для гидроразрыва пласта, подвергаются гидроиспытанию под давлением, которое в 1,5 раза превышает давление гидроразрыва.

При проведении кислотной обработки необходимо использовать НКТ с покрытием либо применять для их защиты ингибиторы коррозии.

5.7.5. ПРИЧИНЫ АВАРИЙ С НКТ

Обрывы в резьбе и теле труб объясняются несоответствием труб условиям эксплуатации; неудовлетворительным качеством; неправильной их нагрузкой и транспортировкой, а также хранением; отсутствием предохранительных колец и ниппелей, применением неисправного спуско-подъемного оборудования, трубных ключей, элеваторов); протиранием резьбы и тела труб насосными штангами, частным обрыванием насосных штанг; усталостным разрушением по последней нитке резьбы в месте соединения. В этом случае рекомендуется в интервале разрушения устанавливать трубы с высаженными концами; не применять в колонне соединения, изготовленные с отклонениями от стандартов и технических условий. При падении колонны даже на небольшую глубину могут ослабевать все ее соединения в нижней части. Тогда колонну необходимо поднять и тщательно проверить все соединения. Негерметичность соединения под действием внешнего или внутреннего давления объясняется такими основными причинами: неправильным выбором смазки или неправильным ее нанесением; несоблюдением регламентированных значений крутящих моментов; повреждением резьбы по неосторожности или из-за чрезмерного натяжения; неправильной нарезки резьбы, ее отработки.

Обрывы труб и их негерметичность могут быть спровоцированы также коррозией точечной, коррозией внутренней или внешней поверхностей, коррозийным и сульфидным растрескиванием, переменным напряжением и т.п. Оптимальные способы борьбы с коррозией определяются в каждом случае отдельно.

Задача 5.1

Рассчитать двухразмерную колонну НКТ, находящуюся в скважине, полностью заполненной жидкостью, для следующих условий эксплуатации: плотность пластовой жидкости 900 кг/м3, плотность материала труб 8660 кг/м3; конструкция колонны: диаметры внешний и внутренний 88,9 и 76 мм, длина верхней секции 1710 м, диаметры внешний и внутренний 73 и 62 мм, длина нижней секции 1100 м.

Решение

1. Собственный вес комбинированной колонны с учетом (5.1):

рнкт =    $0,08892 - 0,0762]1710 -8660 + ^/0,0732 - 0,0622)1100 • 8660 = 358,31 кН.

2. Усилия разрушения резьбовых соединений для труб с гладкими концами определяем для верхней трубы, учитывая (5.2):

П,    3,14 • 0,0065 • 0,0876 • 380 • 106    о со от тт

P =—;-;-1-= 363,32 кН.

1 + °,°876 ctgd, 0625 + 0, 306)

2 • 0, 0473

Расчет произведен для труб из стали группы прочности Д.

3. Усилия разрушения резьбовых соединений для труб с высаженными концами по (5.3):

P” = 314(008892 _ 0'0762) 380 • 106 = 634,484 кН.

4

4.    Допустимое усилие с учетом коэффициента запаса прочности (k = = 1.5):

[P' ] = — =    = 242,213 кН,

k    1, 5

P''    634,484

fp'' ] = ?1 = 634,484 = 442,99 кН.

k    1, 5


,5

5. Расчетное усилие в верхней трубе больше предельно допустимого для труб с гладкими концами и не превышает предельно допустимого усилия для труб с высаженными концами.

Задача 5.2

Выполнить расчет по условию задачи 1 для труб, изготовленных по стандарту АНИ.

Решение

1. Находим усилия в верхнем сечении колонны НКТ по методике, изложенной в задаче 1:

P^j = 358,31 кН.

2. Наименьшее давление смятия для каждой секции (сталь группы прочности Н-40) по (6.4):

2503    0,046

Предельное значение давления в трубах с учетом коэффициента запаса прочности сопротивления смятию по (5.8):

PM 88,9 = 1,25 • 36,170 = 45,213 МПа,

РсМ 73 = 1,25 • 37,642 = 47,053 МПа.

4. Минимальное предельное значение внутреннего давления, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, в соответствии с

(5.9):

5. Наименьшее предельное значение давления в трубах составляет 35,955 МПа. Эксплуатационное давление не должно превышать этого значения.

6. Определяем предельное усилие растяжения для трубы верхней секции колонны:

Рт 889 = 281 • 106 —(0,08892 -0,0762) = 469,184 кН.

4

7. Предельное усилие растяжения больше действующей нагрузки на колонну, следовательно, выбранная конструкция колонны соответствует условиям эксплуатации.

Задача 5.3

Определить конструкцию колонны НКТ, исходя из соблюдения требований к прочности на растяжение. Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны 122 мм, глубина скважины 1600 м.

Решение

1. Разрушающее усилие для гладких труб с внешним диаметром 73 мм и внутренним диаметром 62 мм, изготовленных из стали группы прочности Д (см. табл. 5.12):

Р’ = 294 кН.

2.    Масса и вес 1 м трубы (см. табл. 5.7): g = 9,46 кг, q = 94,6 Н.

3.    Допустимая глубина подвески колонны по (6.11):

294 • 103 - 1, 4-314 (0, 0732 - 0, 0622)40 • 106

Lдоп =-4-= 1727 м.

д    1, 4 • 94,6

4. Фактическая глубина скважины не превышает допустимой глубины подвески, значит, принятая конструкция колонны удовлетворяет требованиям к прочности на растяжение.

Задача 5.4

Определить конструкцию колонны НКТ для скважины с минимальным внутренним диаметром обсадных труб 140 мм и глубиной 4000 м.

Решение

1. Предварительно принимаем следующую конструкцию колонны НКТ: верхняя секция - внешний диаметр 88,9 мм, внутренний диаметр 76 мм; нижняя секция - внешний диаметр 73 мм, внутренний диаметр 62 мм.

2. Разрушающее усилие для гладких труб нижней секции, изготовленных из стали группы прочности Д (см. табл. 5.12)

P’ = 294 кН.

3.    Вес 1 м трубы нижней секции (см. табл. 5.7) q = 94,6 H.

4.    Длина нижней секции по (5.11):

294 • 103 - 1, 4-314 (0, 0732 - 0, 0622)40 • 106

L =-4-= 1727 м.

д    1, 4 • 94,6

5. Усилие разрушения для гладких труб средней секции, изготовленных из стали группы прочности Д (см. табл. 6.12):

P’ = 762,5 кН.

6.    Вес 1 м труб секции (см. табл. 5.7) q = 136,7 H.

7.    Длина верхней секции по (5.12)

762,5 • 103 - 1,4 • 294 • 103 314 (0, 08892 - 0, 0762)

L =-4-= 2626 м.

доп    3, 1 4

1, 4 • 136,7 -— (0, 0732 - 0, 0622)

4

8.    Фактическая длина верхней секции

L^, = 4000 - 1727 = 2273 м.

9.    Фактическая длина верхней секции не превышает предельно допустимой. Таким образом, принятая конструкция колонны удовлетворяет требованиям к прочности на растяжение.

Задача 5.5

Выполнить расчет одноразмерной колонны НКТ, находящейся в скважине, частично заполненной пластовой жидкостью. Плотность пластовой жидкости 900 кг/м3; плотность материала труб 8660 кг/м3; колонна диаметром 88,9 мм спущена в скважину глубиной 1600 м (см. рис. 5.14, б); уровень размещения свободной поверхности жидкости в скважине Н = 920 м.

Решение

1.    Вес одноразмерной колонны по (5.1)

Р = 314(0,08892 - 0,0762) 1600 • 8660 = 321,027 кН.

нкт    ,    ’    ’    ’

4

2.    Усилие разрушения резьбовых соединений с гладкими концами по

(5.2)

3,14 • 0,0065 • 0,08756 • 380 • 106    тт

Р = —:-:-:-= 570,747 кН.

0, 08756

1 + —-ctg(0, 0625 + 0, 306)

2 • 0, 0473

3. Усилие разрушения резьбовых соединений для труб с высаженными концами по (5.3)

Р" = ¦314(0,08892 - 0,0762)380 • 106 = 632,396 кН.

4

4. Действующее усилие, возникающее в верхней части колонны, не превышает предельно допустимого.

Задача 5.6

Определить допустимый уровень раствора в колонне НКТ во время испытания пластов. Испытатель пластов размещен на глубине 5000 м. Плотность раствора 1200 кг/м3. Колонна одноразмерная диаметром 73 мм (см. рис. 5.14, г). Необходимое снижение уровня жидкости в НКТ 2500 м. Подбираем трубы соответствующей группы прочности.

Решение

1. Определяем допустимый уровень снижения жидкости в трубах. Для стали группы прочности Н-40 получим

L„ = 50 00 - 36,8106 = 1874 м.

1200 • 9,81

2.    Глубина уровня жидкости в скважине

5000 - 1874 = 3126 м.

3. По условию задачи трубы группы прочности Н-40 могут выдержать необходимое снижение уровня жидкости в скважине.

Задача 5.7

Рассчитать колонну НКТ, размещенную над пакером. Глубина размещения пакера 3670 м; диаметр скважины 120 мм; усилие раскрытия пакера 80,09 кН; внешний диаметр трубы 73 мм, внутренний - 62 мм, плотность раствора 1200 кг/м3, плотность материала трубы 8660 кг/м3.

Решение

1. Усилие растяжения в верхнем сечении колонны в соответствии с (5.20):

Р = АН(0,0732 - 0,0622)3670 -8660 - 314(0,0732 -0,0622)3670 • 1200 - 80,09-103 = 239,06 кН. 4    4

2. Усилие растяжения не должно превышать предельного значения (см. табл. 5.12). Для труб с высаженными наружу концами диаметром 73 мм, изготовленных из стали группы прочности Д, предельное усилие растяжения равно 443 кН.

3.    Длина сжатой части колонны по (5.22)

Ьсж =_80'09103_= 995 м.

9,81 • 9,53 21 _

2 8660j

4. Напряжение сжатия в нижнем сечении колонны по (6.21)

995 • 9, 81 • 9, 53    гтп q д^гт-г

а сж =-:-:-= 79,8 МПа.

3 14    2    2

-—(0, 07340 _ 0, 0622)

4

5. Действующее напряжение сжатия не превышает предельного значения 79,8 < 160.

6.    Экваториальный момент инерции по (5.17)

I = 0’05(0’07341 - 0,0624) = 0,68 • 10-6 м4.

7.    Осевой момент сопротивления на изгиб по (5.18)

W = 2 • 0,68 • 10-6/0,073 = 18,63 • 10-6 м3.

8.    Длина полуволны прогиба по (5.19)

9. Изгибающее напряжение по (5.16)

3,14 • 2 • 1011 • 0,68 • 10_6(0,120 _ 0, 073)

27,85 МПа.

а изг


2 • 7,7932 • 18,63 • 10_6

10. Изгибающее напряжение не превышает предельного значения [а]изг = 160 МПа.

Задача 5.8

Рассчитать колонну НКТ для ГПП скважины в интервале 2500-2514 м, т.е. наибольшая глубина самого нижнего вырабатывающегося отверстия Нап = = 2514 м. На предприятии имеются неравнопрочные 73-мм НКТ из стали группы прочности М.

Коэффициент запаса прочности труб принимаем k = 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП соответственно с расчетами p г = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водопесчаной смеси. Плотность рсм = = 1030 кг/м42.

Решение

1. Рассчитаем допустимую глубину спуска труб по формуле (5.23), данные о характеристике труб получаем из табл. 5.12:

L =

1    9,8 (9,46 - 0,00117 • 1030)

Поскольку по условию (5.26) L > 2514 м, то для ГПП применяем одноразмерную колонну неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности М длиной 5214 м.

2. Рассчитываем удлинение труб по формуле (5.27):

50,8 • 0,003014 • 2514    „70

А1т = —!-!-= 0,78 м.

т

2 • 0,00117 • 2,1 • 105

3. Определяем длину труб с учетом их удлинения и длины АП до наиболее низкой насадки, применив формулу (5.28):

L^ = 2514 - 0,78 - 0,3 - 0,5 = 2512,42 м.

Задача 5.9

Рассчитать конструкцию НКТ для ГПП скважины в интервале 2500-2514 м. Наибольшая глубина самого нижнего отверстия 2514 м. В распоряжении предприятия имеются 2000 м неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности К и 2000 м - из стали группы прочности М-80. Коэффициент запаса прочности труб принимаем равным 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП в соответствии с расчетами примера ру = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водно-песчаной смеси (рсм = 1030 кг/м3).

Решение

1. Рассчитаем допустимую глубину спуска труб по формуле (5.23):

10-6 • 50,8 • 0,003014

1000 — 1, 5


L1


1000^

L2


¦ = 1888,8 м.


1, 5

9,8 (9,46 - 0,00117 • 1030)

Поскольку L, < Нап - 2514 м, то можно использовать лишь часть труб М-80 для верхней секции: L2 - L1 = 1888,8 - 1296 = 592,8 м, а это меньше, чем нужно L, = 1218 м.

Значит, две секции будут иметь длину

L = L1 + (L2 - L1) = 1296 + (1888,8 - 1296) = 1888,8 м, что меньше глубины проведения работ.

Таким образом, произвести ГПП с трубами, имеющимися в распоряжении предприятия, невозможно.

Задача 5.10

Рассчитать конструкцию НКТ для ГПП скважины в интервале 2500-2514 м. Наибольшая глубина самого нижнего отверстия 2514 м. В распоряжении предприятия имеются 2000 м неравнопрочных 73-мм НКТ из стали группы прочности К и 2000 м из стали группы прочности М-80, а также дополнительно 1000 м 73-мм неравнопрочных труб (Р-105). Коэффициент запаса прочности труб принимаем равным 1,5. Ожидаемое давление на устье во время ГПП в соответствии с расчетами примера pг = 50,8 МПа. ГПП проводят с использованием водно-песчаной смеси плотностью рсм = = 1030 кг/м3. Необходимо проверить, возможно ли нарастить двухсекционную колонну дополнительными трубами.

Решение

1. Рассчитываем допустимую глубину спуска труб из стали группы прочности Р-105 по формуле (5.23). Данные о характеристике труб берем из табл. 5.12:

L

Г 460

1000-

- 10-6 • 50,8 • 0,003014

1,5

3299 м.

3    9,8 (9,46 - 0,00117 • 1030)

Поскольку L3Нап, мы можем наращивать двухсекционную колонну труб, принимая во внимание решение задачи 9, третьей секцией:

L3 = Нап - L2 = 2514 - 1888,8 = 625,5 м.

2. Уточним конструкцию колонны 73-мм неравнопрочных труб снизу вверх:

Нап = 1296 (К) + 592,8 (М-80) + 625,2 (Р-105) = 2514 м.

3. Необходимую длину труб с учетом удлинения, длины АП и муфты ГК (НКГ) рассчитываем по формуле (5.28) аналогично задаче 8:

L^ = 2514 - 0,78 - 0,3 - 0,5 = 2512,42 м.

5

ПРОМЫСЛОВЫЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИМЕНЕНИЯ ИЗОЛИРУЮЩИХ ХИМРЕАГЕНТОВ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИХ ВНЕДРЕНИЯ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

5.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОБВОДНЕННЫЕ ПЛАСТЫ

Основные задачи промысловых исследований состоят в изучении механизма воздействия водоизолирующего материала на нефтеводонасыщенный пласт в геолого-физических условиях разработки месторождений с целью внедрения новых технологий и обоснования области эффективного их применения. Решение их включает следующие вопросы:

1.    Реализация процессов взаимодействия химреагентов с компонентами продуктивного пласта и частичное превращение последних в водоизолирующую массу для регулирования движения вод в неоднородных пластах и ограничения поступления их в добывающие скважины.

2.    В настоящее время отсутствует достаточно полная информация о размерах промытых водой зон в продуктивном пласте, о наличии пропластков, отличающихся разной проницаемостью, в том числе малопроницаемых с произвольным пространственным расположением. Методикой предусматривается определение объема рабочего раствора технологических жидкостей в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений.

3. С целью разработки новых технологий проводятся исследования:

по ограничению притока пластовых вод введением реагентов в коллектор через добывающую скважину;

по ограничению движения закачиваемых вод в продуктивном пласте введением водоизолирующих химреагентов через нагнетательную скважину;

по разработке ускоренных методов ограничения водопритоков в скважины с применением селективных водоизолирующих материалов и других средств в целях увеличения объема работ по воздействию на пласт. Для всех промысловых экспериментов с водоизолирующими химреагентами типичной является следующая последовательность технологических операций:

а)    разработка технологической схемы применения водоизолирующего состава согласно лабораторным регламентам;

б)    разработка технологии приготовления и транспортирования реагентов в объект воздействия при сохранении необходимых свойств;

в)    создание условий для протекания взаимодействия процессов и образования водоизолирующей массы;

г)    оценка технико-экономической эффективности воздействия.

В каждом из перечисленных циклов физико-химические свойства реагентов, входящих в состав водоизолирующей композиции, являются основным фактором, определяющим технологический процесс. Последовательность технологических операций определяется на стадии лабораторных и модельных    исследований, корректировка же

их производится с учетом конкретных условий скважин и пластов (диаметр ствола, коллекторские свойства пород, приемистость пластов и др.). На рис. 5.1 показана классификация технологических схем применения различных химреагентов в качестве водоизолирующего материала, составленная на основе анализа известных в нефтепромысловой практике технологий [50, 53, 145, 218 и др.]. Характерной особенностью многих из них является применение разделительных жидкостей между химически активными компонентами водоизолирующего состава. В некоторых случаях технологической схемой может предусматриваться одновременно-раздельная закачка их по разным каналам и смешение в призабойной зоне пласта. При этом могут использоваться различные вспомогательные средства -пакеры, перекрывающие устройства, временные мосты.

Цементирование (через эксплуата*

Закачивание отверждающихся смол в высокопроницаемую часть обвод-

Рис. 5.1. Классификация способов ограничения притока пластовых вод в добывающие скважины

Следующий цикл технологических операций - приготовление рабочего раствора химреагентов для закачки. В зависимости от свойств применяемых реагентов рабочие растворы приготавливаются:

на устье скважины в специальных емкостях, откуда транспортируются на забой скважины;

в заливочных трубах, используемых в качестве смесительной камеры, путем раздельного ввода реагентов;

в продуктивном пласте, выполняющем роль реактора физикохимических превращений закачиваемых реагентов.

Процессы образования водоизолирующей массы в пласте также во многом определяются физико-химическими свойствами закачиваемых реагентов. Применение материалов, образующих водоизолирующие экраны независимо от свойств насыщающих жидкостей, приводит, как правило, к отключению обводненного пласта, а приток нефти обеспечивается повторной перфорацией колонны. Эта задача может решаться с применением как малоподвижных отверждающихся составов типа цементной суспензии, так и фильтрующихся в пористую среду растворов химреагентов. Технология работ с применением цементных суспензий, как водоизолирующих материалов, достаточно полно освещена в научно-технической литературе [39, 40, 164, 126]. Вышеуказанный недостаток цементирования устраняется при использовании таких материалов, как смолы ТСД-9, ФР-12, АЦФ-1, которые обладают фильтруемостью в пласты и отверждаются в любой среде. Однако применение этих смол требует более строгого подхода к выделению объекта отключения от нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта, так как при закачивании их через общий фильтр не исключается изоляция нефтесодержащих зон пласта. В связи с этим проведение работ по ограничению водопритоков в добывающие скважины неселективными водоизолирующими материалами основывается на:

строгом отделении обводненного интервала продуктивного пласта от нефтенасыщенного с применением пакерующих устройств и временных мостов;

разбуривании мостов из отверждающихся материалов с применением тяжелого бурового оборудования;

повторном вскрытии продуктивных пластов перфорацией. Большинство селективных методов ограничения водопритоков в скважины основывается на применении реагентов с избирательными физико-химическими свойствами относительно нефти и воды, обеспечивающими снижение проницаемости пласта для воды. Применение таких материалов значительно упрощает технологию проведения работ. Как показывает анализ видов работ (табл. 5.1), из технологического цикла при этом исключаются наиболее трудоемкие операции, занимающие до 75 % производительного времени. Значительно сокращается время на исследование скважины по определению обводненных интервалов пласта.

Согласно результатам лабораторных исследований ионогенные полимеры, на основе которых разрабатывались технологии ограничения притока вод в скважины, относятся к группе селективных водоизолирующих материалов. За базовую принята схема, основанная на последовательном закачивании реагентов с использованием разделительных жидкостей (см. рис. 5.1), исключающих преждевременное смешение полимеров с минерализованными водами. Наряду с избирательностью физико-химических свойств относительно нефти и вод растворы гипана, сополимера МАК-ДЭА и полиакриламида обладают хорошей фильтруемостью в пористой среде, что позволяет закачивать эти реагенты в полном объеме в обводненный пласт. Это означает, что в определенных геолого-физических условиях и с учетом конструкции скважин технологический процесс можно проводить и без извлечения подземного оборудования. Каналами для транспортирования водоизолирующей композиции могут служить при механизированной добыче - кольцевое пространство скважины, при фонтанном способе - подъемные трубы и кольцевое пространство скважины.

Одним из главных вопросов методики промысловых наблюдений является определение объема водоизолирующего состава, который, с одной стороны, зависит от свойства реагентов, с другой, - от коллекторских свойств пород и объема промытых зон. Для большинства химреагентов при ограничении водопритоков в скважины этот объем определяется из расчета заполнения ими обводненного участка призабойной зоны пласта, который не всегда соответствует фактическим объемам закачки. В связи с этим, как было отмечено выше, определение объема рабочего раствора целесообразно производить на основе промысловых экспериментов.

Согласно предложенной модели воздействия на нефтеводонасыщенный пласт, основанной на изменении фильтрационного сопротивления его обводненной зоны, определение объема рабочего раствора производится по остаточному сопротивлению, создаваемому химреагентом в пористой среде.

В промыслово-экспериментальных исследованиях завершающим этапом является оценка эффективности нового метода. В качестве основного показателя технологической эффективности методов ограничения водопритока в скважины принято использовать количество дополнительно добытой нефти Q ноп и уменьшение объема попут-

Типичные технологические операции при ограничении водопритоков в скважины с применением водоизолирующих материалов

Методы

Технологические операции

Неселек

тивные


Селектив-ные


+


+


+


+


+


Определение эксплуатационных показателей работа-ю-щей скважины

Отбор проб, исследование состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей Исследование скважины и работа пласта (герметичность колонн, приемистость, профиль притока, определение путей водопритоков и др.)

Установка подъемных сооружений Подготовка ствола скважины для транспортирования водоизолирующего материала (извлечение подземного оборудования, спуск труб и др.)

Приготовление рабочего раствора водоизолируюещей композиции

Доставка рабочего раствора в объект воздействия Ожидание взаимодействия реагентов в пласте Разбуривание "мостов" в стволе скважины Повторное вскрытие пласта перфорацией Освоение и пуск скважины в работу Проведение комплекса исследований по оценке эффективности технологии


ной воды Qп, добываемой вместе с нефтью. На основании этих характеристик рассчитывается экономический эффект процесса.

Количество дополнительно добытой нефти определяется по формуле

Q ноп = Q ф (т) - Q н (т),    (5.1)

где Qф - фактическая суммарная добыча нефти после обработки за время т; Q ? - расчетная добыча нефти за тот же период без воздействия.

Уменьшение объема попутной воды рассчитывается по формуле Q^ = Q*(cp1 - Ф2),    (5.2)

где pi и p2 - водонефтяной фактор соответственно до и после проведения обработки; p1 = Q„/Qн, (где Qн и Qв - среднемесячная добыча нефти и воды за последний месяц перед обработкой); p2 = Q f/Qф (где Qф - накопленный объем воды, извлеченной попутно с нефтью за эффективный период работы скважины в результате обработки пласта).

Полимердисперсными системами обрабатывали отдельные участки, эффективность этой технологии определялась по изменению отбора жидкости по определенным участкам. По технологическим показателям рассчитывался экономический эффект от применения метода в промысловых условиях, а также эффект от ускорения технологических процессов, проводимых без извлечения подземного скважинного оборудования, отключения обводненных пластов с применением пакеров-отсекателей. Базой расчета в последнем случае является время проведения технологического процесса по обычной технологии. По технико-экономическим показателям определяется целесообразность внедрения новой технологии в производство.

Разработка многопластовых нефтяных месторождений с применением высоких давлений нагнетания вносит целый ряд особенностей в решение теоретических и практических задач по ограничению поступления пластовых и закачиваемых вод в добывающие скважины.

Для изучения механизма действия водоизолирующих материалов на нефтеводонасыщенный коллектор и влияния его на выработку пластов были поставлены целевые эксперименты в высокообводнен-ных скважинах Березовской, Северо-Альметьевской и Миннибаев-ской площадей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений АО "Татнефть", находящихся на третьей и четвертой стадиях разработки. Методика экспериментов состояла в определении количественных изменений притока нефти и воды из высокообводненного продуктивного пласта и интервалов поступления жидкостей по его толщине до и после обработки водоизолирующими материалами. Постоянство режима работы скважин обеспечивалось эксплуатацией их компрессорным способом. Для определения глубины расположения пластов и притока жидкостей из обводненного пласта использовали методы ГК, НГК, ИНГК, СТД, ДСД, ВБС и термометрии. Конечный результат работы скважин оценивался по изменению профиля притока и содержанию нефти и воды в добываемой продукции. Экспериментальный участок состоял из восьми добывающих скважин, из них скв. 8041, 8042, 5649, 8066 обводнились высоконапорными закачиваемыми водами с незначительным содержанием солей, скв. 2696 - минерализованной пластовой водой (табл. 5.2). Составами    вод    определялся    и    вы-

Г еолого-техническая характеристика объектов испытания по ограничению притока жидкости из продуктивного пласта селективными водоизолирующими материалами

Показатели

Скважины

2696

8041

8042

5649

8066

Нефтеносная площадь

Елховская

Березовская

Березовская

Сев.-

Альметьевская

Березовская

Категория скважин

Добывающая

Добывающая

Добывающая

Добывающая

Добывающая

Продуктивный пласт

Д1

Д0

Д0

Д1

Д0

Глубина спуска эксплуатационной колонны, м

1725

1773

1773

1788

1691

Искусственный забой, м

1720

1767

1763

1784

1678

Интервалы перфорации, м

1716-1710

1728,0-1733,6

1728,0-1734,0

1685,5-1694,0

1631,5-1639,0

Подземное оборудование

ЭЦН-130

ЭЦН-200

ЭЦН-130

ЭЦН-90

ЭЦН-80

Пластовое давление, МПа

16,6

14,3

15,5

15,0

15,6

Дебит жидкости, м3/сут

150

160

113

35

89

Дебит нефти, т/сут

27,0

32,0

29,0

12,0

4,45

Обводненность продукции, %

82

90

80

75

95

Вид обводнения

Подошвенной

Закачиваемой во

Закачиваемой во-

Закачиваемой во

Закачиваемой во

водой

дой

дой

дой

дой

Плотность воды, кг/м3

1179

1030

1040

1010

1003

Водоизолирующий материал

Гипан

ТСМ

ТСМ

ТСМ

УФП-50АО

бор водоизолирующего материала - кремнийорганический тампо-нажный материал ТСМ и уретановый форполимер УФА-5ОАО для первой группы скважин и гипан - для скв. 2696.

Закачивание реагентов производилось по технологической схеме, предусматривающей использование разделительных буферных жидкостей между различными компонентами водоизолирующего состава (см. рис. 5.1). В качестве буферной жидкости при закачивании гипана использовалась пресная вода, кремнийорганические соединения - дизтопливо, дистиллят. Эти же жидкости применялись для продавливания реагентов в пласт. Принятая технологическая схема обеспечивала доставку материалов в обводненный пласт. При завершении продавливания реагентов в пласт наблюдалось некоторое повышение давления (на 3,5 - 5,5 МПа) в скв. 8741 и 2696, что свидетельствует о начале взаимодействия реагентов с пластовой водой. Затем скважины закрывались на 48 ч, в течение этого времени продолжалось образование водоизолирующей массы. По истечении указанного времени скважины промывались дизтопливом или дистиллятом, за исключением скв. 2696, где в качестве промывочной жидкости использовалась пресная вода. В процессе освоения скважин компрессором проводились исследования глубинными дистанционными фотокамерами и отбор проб извлекаемых жидкостей.

Анализ диаграмм геофизических исследований и эксплуатационных показателей работы скважин до и после обработки пластов реагентами (рис. 5.2 - 5.4) выявил следующие характерные изменения в работе скважин:

снизилось содержание воды в добываемой продукции; повысился дебит нефти;

увеличилась работающая толщина продуктивного пласта; увеличилась доля пропластков, дающих нефть или нефть с водой. Анализ технологических параметров скв. 8041 показал, что в результате реализации технологий содержание воды в добываемой продукции снизилось на 43 %, приток нефти увеличился в 2,5 раза, водонефтяной фактор снизился с 3,2 до 0,6. Аналогичные изменения произошли в скв. 8042, 5649 и др. (см. рис. 5.3). Как показали результаты геофизических и дебитометрических исследований, увеличение дебита нефти, как правило, соответствует увеличению работающей толщины пласта, что указывает на перераспределение потоков в призабойной зоне. При этом в работу подключаются менее проницаемые нефтесодержащие алевролитовые пропластки. Такие пропластки в скв.    8041    расположены в интервале

НГК и ПС    ГК    ИНГК-50    СТД-2иДГД-8    Влагомер

1500    7500    имп/мин бООимпЫин 0    480    имп/мин    70    78    86 Ом О    4    8    мВ

Рис. 5.2. Диаграммы геофизических исследований нефтенасыщенности пласта девонского горизонта, профиля притока и влагомера в скв. 8041 Березовской площади:

1 и 2 - соответственно до и после обработки

Рис. 5.3. Профили притока жидкости из обводненного пласта до и после обработки водоизолирующим составом (скважины Ромашкинского месторождения)

глубин 1728,6 - 1729,8 м, в скв. 8042 1729 - 1731 м (см. рис. 5.3). Коэффициент охвата нефтевытеснением по толщине пласта, определенный по А.П. Крылову, составил по скв. 8041 - 60 %, скв. 8066 -35 %, скв. 5649 - 34,4 %, скв. 8042 - 26,4 %. Аналогичные изменения произошли и в скв. 2696 после закачки гипана. Ограничение притока воды по нижним перфорационным отверстиям привело к резкому

Рис. 5.4. Изменение содержания воды в добываемой продукции в скважинах Ро-машкинского месторождения после обработки пласта селективными водоизолирующими составами

росту притока нефти из верхней части фильтра и увеличению дебита нефти в 4,5 раза (табл. 5.3). Только в течение одного года из обводненного пласта было дополнительно извлече- но 23,9 тыс. т нефти, объем попутной воды уменьшился на 88,3 тыс. м3. Таким образом,

Таблица 5.3

Результаты обработки гипаном обводненного пласта горизонта Дх Ново-Елховского месторождения (данные по скв. 2696)

Содержание нефти (т) и воды (%) в добываемой продукции

Месяцы

до обработки

после обработки

1969 г.

1970 г.

1971 г.

1972 г.

нефть

вода

нефть

вода

нефть

вода

нефть

вода

I

859

65

280

75

1550

-

434

70

II

898

65

278

45

1400

-

406

70

III

964

65

150

85

1550

-

434

70

IV

976

65

Обработка

гипаном

1500

-

250

70

V

710

65

12

-

1240

50

140

70

VI

721

70

1032

-

1200

50

420

70

VII

729

58

1240

-

775

50

434

70

VIII

625

50

1240

-

682

50

322

70

IX

290

60

1200

-

550

50

420

80

X

429

60

1120

-

372

70

279

80

XI

426

75

1500

-

294

70

270

80

XII

267

75

1550

-

434

70

279

80

в скважинных условиях показано, что повышение фильтрационного сопротивления обводненных пропластков водоизолирующими химреагентами приводит к увеличению охвата продуктивного пласта заводнением и, как следствие, извлечению остаточной нефти. Эти результаты являются практическим подтверждением теоретического построения структуры воздействия на частично обводненный неоднородный пласт водоизолирующими химреагентами, что позволяет распространить его на любой участок нефтеводонасыщенного коллектора.

Для обеспечения эффективного воздействия на весь нефтенасыщенный объем залежей требуется знать местоположение всех линз, экранов, барьеров [186]. Из практики известно, что ограничение притока вод с применением одного и того же количества технологической жидкости при сравнительно одинаковых условиях дает разные результаты [172]. Это объясняется геолого-физическими особенностями строения продуктивного пласта, а именно - неравномерностью свойств по проницаемости, которая не фиксируется современными геофизическими методами. Количество закачанной жидкости практически зависит от расположения малопроницаемых и непроницаемых пропластков в призабойной зоне (рис. 5.5). В неоднородном пласте с непроницаемым пропластком между нефте- и водонасыщенными частями (см. рис. 5.5, а) применение небольшого количества реагента может обеспечить охват заводнением всего коллектора и отбор большей части остаточной нефти. Наличие малопроницаемых пропластков при близком их расположении к скважине способствует эффективному применению водоизолирующих материалов (см. рис. 5.5, б, в) и подключению в работу ранее невыраба-тываемых зон, как это было показано в обводненных скважинах Березовской и Северо-Альметьевской площадей. В то же время использовать эти пропластки в качестве экрана с применением небольших объемов технологической жидкости не всегда удается (см. рис. 5.5, г). При этом может быть получен результат, аналогичный результату обработки однородного водонефтяного пласта с применением такого же количества реагента (см. рис. 5.5, д). В таких случаях для полного охвата их воздействием необходимо заполнить водоизолирующим материалом всю обводненную зону (см. рис. 5.5,

г). Очевидно, при любом геологическом строении коллектора не исключается наличие в них трещин, нарушений крепи в заколонном пространстве и других каналов, по которым вода может поступать в скважины (см. рис. 5.5, ж).

Рис. 5.5. Схема расположения технологической жидкости в послойно-неоднородном пласте:

1 и 2 - нефте- и водосодержащие породы; 3 - водонепроницаемые породы; 4 - водоизолирующий состав; 5 - направление давления нефти; 6 - новое направление давления воды после обработки; 7 - перфорационные отверстия; 8 - трещины нарушения крепи

Объем водоизолирующего состава, необходимого для заполнения пористой среды и трещин, можно определить по формуле

Q тж = 0,785D2kI5m,

(5.3)


где D - диаметр зоны распространения водоизолирующего состава; кв - толщина обводненной части пласта; m - эффективная пористость пласта.

Этот вариант обычно применяется при ограничении притока воды в добывающую скважину закачиванием раствора в призабойную зону обводненного пласта. Использование при этом небольших объемов концентрированных растворов химпродуктов и других материалов основывается на необходимости создания достаточно высокого фильтрационного сопротивления на ограниченном участке призабойной зоны (см. рис. 5.5, а, б, в, ж).

При образовании обширных промытых зон (см. рис. 5.5, д, е) применение концентрированных растворов затруднено технологически и нецелесообразно экономически. В этих условиях предлагается использовать принцип повышения фильтрационного сопротивления обводненных пластов не заполнением, а прокачиванием водоизолирующей композиции в виде оторочки, которая вследствие адсорбции и других процессов взаимодействия реагентов приводит к снижению подвижности воды в пористой среде. Количество технологической жидкости при этом зависит от величины создаваемого остаточного фактора сопротивления, который может определяться экспериментально в лабораторных условиях, например в виде зависимости Яост = f(K). Тогда объем технологической жидкости для проведения технологического процесса можно рассчитать по формуле

Q тж = 0,785Dn2кизтд(Яост),    (5.4)

где Dпз - диаметр промытых зон вокруг скважины; м; кпз - толщина промытой зоны, м; д(Кост) - удельный расход технологической жидкости, являющийся функцией создаваемого остаточного фактора сопротивления.

При оценке влияния изменения фильтрационного сопротивления промытых зон на выработку пластов важным является определение увеличения охвата нефтеносного коллектора заводнением. В условиях неоднородных пластов проведенная выше оценка влияния ограничения фильтрации воды на охват пласта по изменению его работающей толщины при заводнении только частично характеризует этот сложный технологический процесс, относящийся к целым нефтеносным площадям. Коэффициент охвата определяется как отношение порового объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, ко всему поровому объему [186, 75, 188, 30, 168, 167, 195]. Для расчета этих объемов предложен ряд зависимостей с различными геолого-физическими параметрами пласта. В ряде работ коэффициент охвата рассчитывается как произведение коэффициентов охвата по толщине щ и площади щ* :

Похв = ЩиП*.    (5.5)

Эти коэффициенты носят средний и интегральный характер, так как в реальных пластах послойное заводнение не выдерживается; щ зависит от координаты точек пласта и так же, как щ*, имеет различные значения для разных слоев. При определении щ большинство авторов за основу принимают профили приемистости и притока [75, 188 и др.]:

щк = ирабперф,    (5.6)

где ираб и иперф - соответственно работающие и перфорированные толщины пласта.

Коэффициент охвата по площади при известных коэффициентах вытеснения и нефтеотдачи определяется из формулы (5.5):

где щ - проектный коэффициент нефтеотдачи пласта.

Погрешность определения истинного коэффициента щ в этих формулах составляет 14 - 30 %, что объясняется несовершенством вскрытия пластов при бурении [15]. Ряд исследователей предлагает значение щ рассчитывать в зависимости от площади пласта, приходящейся на одну скважину, т.е. по плотности сетки скважин. Большинство из рассмотренных формул носят экспоненциальный характер, установленный В.Н. Щелкачевым:

ns = П0 exp(-a*5),    (5.8)

где а* - коэффициент, зависящий от геологических особенностей строения пластов и свойств жидкостей.

Наиболее достоверным является определение охвата пласта на основе фактической добычи нефти [30].

Вышеприведенные методики расчета щохБ предназначены для оценки результатов отдельных крупных площадей, по которым имеются статистические данные, или их можно рассчитать. Для небольших групп скважин (элемента нефтеносной площади) наиболее приемлемым является балансовый метод оценки, основанный на применении утвержденных для данной площади балансовых запасов, коэффициента нефтевытеснения рБыт и фактически дополнительно добытой нефти:

Дщохв = Q доп/(® балРвыт).    (5.9)

Таким образом, технологическая основа применения водоизолирующих химреагентов и других средств воздействия на обводненные пласты заключается в обеспечении нефтевытеснения с одновременным блокированием промытых каналов нефтеводонасыщенного коллектора.

5.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ ГИПАНОМ

Промысловые исследования по ограничению движения вод с применением новых материалов предусматривают:

апробацию разработанных схем в различных геолого-физических и химических условиях;

Рис. 5.6. Схема расположения раствора гипана в призабойной зоне нефтеводонасыщенного пласта:

а — в - в пластах с водонефтяным контактом; г — е - в пластах с глинистым прослоем; 1 и 2 - соответственно нефтенасыщенная и водонасыщенная породы; 3 - раствор гипана; 4 - глина; 5 - обсадная колонна; 6 - цемент

организацию опытно-промышленных работ (ОПР) по отработке технологий и изучению оптимальных условий их внедрения; оценку технико-экономических показателей; внедрение технологии в производство.

Результаты моделирования пластовых процессов и опытных работ по применению на промыслах гипана для проведения водоизоляционных работ в призабойной зоне пласта в различных геологофизических условиях (рис. 5.6) [98, 100] показывают, что селективность его свойств относительно нефти и воды позволяет вводить полимерный раствор в нефтеводонасыщенный коллектор через эксплуатационный фильтр. На этой основе были разработаны технологические схемы (I - V) применения гипана (рис. 5.7), основанные на взаимодействии    концентриро-

Рис. 5.7. Принципиальные схемы закачивания технологических жидкостей при обработке скважины водоизолирующим составом на основе гипана:

1 - гипан; 2 - пластовая вода; 3 - пресная вода; 4 - водный раствор CaCb; 5 - цементная суспензия; 6 - раствор HCl; IV- схемы закачивания технологических жидкостей

ванного раствора полимера с минерализованной водой. Для создания прочной мембраны в призабойной зоне пласта в схемах II, III предусмотрено вслед за гипаном закачивание электролита, что исключает обратное вытеснение неотвержденного полимерного раствора из пласта с высоким давлением. В продуктивном пласте с низкой минерализацией воды пути водопритоков предварительно следует заполнить раствором CaCl2 или другого электролита (схема III). Этим достигается высаживание полимера из раствора в более полном объеме. Несмотря на высокую обводненность добываемой жидкости, некоторые скважины имеют низкую приемистость. В этом случае можно предусмотреть предварительное дренирование обводненных пропла-стков закачиванием соляной кислоты (схема IV). Цементирование по V схеме применяется для исключения обратного вытеснения гипана из пласта, а в ряде случаев для установления мостов в стволе скважины и проведения других вспомогательных операций.

Первые испытания технологии проводились в скважинах Ро-машкинского, Ново-Елховского и других месторождений республики Татарстан, эксплуатирующих девонский горизонт Д! и пласт

нижнего карбона Свв, геолого-техническая характеристика которых приведена в табл. 5.4. Основная задача экспериментов состояла в оценке эффективности применения гипана в различных геологофизических условиях, используя разработанные технологические схемы. В скважины закачивался раствор гипана, в качестве электролита - раствор CaCl2 или пластовая вода девонского горизонта Дь концентрация полимерного раствора изменялась при этом в пределах 6 - 10 %. При выборе концентрации учитывалось, что при взаимодействии с электролитом происходит структурирование полимерного раствора и сохраняется достаточно высокое значение коэффициента диффузии ионов (см. рис. 4.14). Исходя из этих же задач, содержание CaCl2 ограничивалось в пределах 5 - 15 %. Применимость гипана в данном объекте оценивалась по концентрации ионов в пластовой воде согласно формулам (3.1 - 3.5), а также прогнозированием минерализации воды по формуле (3.8).

Как показали исследования методами рассеянных гамма-излучений (ЦМТУ) и гамма-каротажа (рис. 5.8), в скв. 5708 вода поступала из-за нарушения герметичности заколонного пространства в интервале 1656 - 1664 м. После исследования приемистости скважин под давлением Ри, при производительности агрегатов q в скважину последовательно было закачано 5 м3 пресной воды, 4,6 - 5,2 м3 гипана 10%-ной концентрации, 0,5 м3 пресной воды. Всю эту систему задав-ливали в пласт через заливочные трубы (НКТ), спущенные до верхних перфорационных отверстий. Скважина после 72-часовой выдержки была освоена компрессорным способом. Приток нижней воды после обработки был ликвидирован, на что указывают изменения диаграмм ГК и подтверждается уменьшением содержания воды в добываемой продукции при росте добычи нефти. В результате проведенных работ дебит нефти скважины 5708 увеличился со 150 до 1100 т/мес при снижении содержания воды от 90 до 28 %. Через восемь месяцев эксплуатации контрольные измерения показали, что среднемесячная добыча нефти в 6,6 раза превышает добычу до обработки пласта гипаном.

В скв. 2696 произведена закачка по схеме II в пласт "гд" девонского горизонта Д1 для ограничения притока подошвенной воды, вскрытый пескоструйной перфорацией на кровле всего на 0,5 м выше ВНК (рис. 5.9). Перед проведением обработки обводненность добываемой продукции составляла 85 % при суточном дебите нефти 6,2 т/сут, приемистость скважины составляла 23,1 м3/ч при давлении 8,3 МПа.    Через    фильтр    скважины    по

Характеристика объектов для проведения испытаний гипана

в качестве водоизолирующего материала в горизонте Дх Ромашкинского месторождения

Показатели

Добывающие скважины

5708

2696

7834

5546

Нефтеносная площадь

Северо-Альметьевская

Елховская

Ташлиярская

Чишминская

Глубина спуска эксплуатационной колонны, м

1687,0

1780,2

1658,0

1775,0

Искусственный забой, м

1677,0

1775,0

1655,3

1772,0

Интервалы перфорации, м

1644,0-1651,0

1755.0-1759,0

1767.0-1769,0

1640,0-1642,0

1747,6-1753,6

Пластовое давление, МПа

17,1

17,7

16,5

17,2

Проницаемость, мкм2

0,42-0,48

0,38-0,44

0,58-0,63

0,39-0,49

Вид обводнения

Нижняя вода

Подошвенная вода

Подошвенная вода

Нижняя вода

Плотность воды, кг/м3

1178

1182

1180

1178

Подземное оборудование

НГН-2-56

НГН-2-56

НГН-2-56

Фонтанные трубы

Дебит жидкости, м3/сут

45,0

30,0

26,3

28,1

Обводненность продукции, %

90,0

82,9

96,0

98,0

Дебит нефти, т/сут

5,0

6,2

0,5

0,6

Текущий коэффициент нефтеотдачи по площади

0,31

0,40

0,10

0,28

Рис. 5.8. Диаграммы геофизических исследований и б), технологические показатели закачки (в) и добычи жидкости (г) скв. 5708 Ромашкинского месторождения:

Рб и Рк - давление нагнетания гипана соответственно через НКТ и по кольцевому пространству; Ри - давление нагнетания воды при исследовании пласта; q - объемный расход закачиваемой жидкости; t - время; 1 - вода; 2 - нефть

Рис. 5.9. Диаграммы геофизических исследований (а), профили притока жидкостей (б), графики изменения технологических показателей закачивания (в) и добычи жидкости (г) из скв. 2696, обводненной подошвенной водой:

Рб - давление нагнетания гипана через НКТ; ©о - удельная приемистость скважины; Ри -давление нагнетания при определении приемистости скважины; q - объемный расход закачки; Q - количество извлекаемой жидкости; t - время; 1 - вода; 2 - нефть

насосно-компрессорным трубам диаметром 75 мм с использованием пакера последовательно закачано 0,6 м3 пресной воды, 4,3 м3 гипана, 0,3 м3 пресной воды, 1 м3 15%-ного раствора CaCl2. Освоение произведено после выдержки скважины под давлением без повторного вскрытия перфорацией. Скважина стабильно начала функционировать с дебитом 26,6 т/сут, обводненность уменьшилась с 85 до 30 %. За 3,5 года дополнительно было извлечено 23,9 тыс. т нефти, объем попутно извлекаемой воды сокращен на 88,3 тыс. м3. Исследования расходомером до и после обработки показали, что в результате обработки гипаном в работу были подключены ранее бездействующие пропластки в интервале глубин 1755 - 1758 м. Аналогичные результаты были получены и в остальных скважинах 783Анали46технологических параметров показал идентичность характера изменения давления при нагнетании гипана через НКТ в обеих скважинах при различном геологическом строении пластов (кривые Рб на рис 5.9). Давление нагнетания по кольцевому пространству значительно ниже, чем по насосно-компрессорным трубам, что обусловлено уменьшением потерь давления на трение (кривая Рк на рис. 5.8). Характерным для технологической схемы II является резкое повышение давления при попадании раствора CaCl2 в призабойную зону пласта. Это указывает на образование в призабойной зоне пласта полимерной "мембраны" вследствие взаимодействия электролита с гипаном, как это было показано в лабораторных условиях (см. рис. 4.31). На основе обобщения большого числа промысловых экспериментов построен график функции Р = f(т) в приведенных координатах (рис. 5.10), где за единицу принято максимальное давление, возникающее на буфере при закачивании гипана через НКТ. Точка т = 1 соответствует концу закачивания гипана в

Рис. 5.10. Изменение давления нагнетания раствора гипана во времени:


Рн, Рб, Рк - давления нагнетания соответственно при исследовании приемистости, закачивания полимера через НКТ и по кольцевому пространству скважины пласт. Кривая Рб характеризует изменение давления, связанное с изменением вязкости прокачиваемых через НКТ жидкостей, - при заполнении труб полимерным раствором происходит рост, а при замещении его менее вязкой продавочной жидкостью снижение давления. Вторичное повышение давления происходит при циклической закачке полимерного раствора через НКТ по технологической схеме

II, обусловленное взаимодействием гипана с электролитом (штриховые линии), закачиваемым в пласт за полимером [99, 129].

После заполнения водой давление в кольцевом пространстве Рк отражает давление, при котором гипан фильтруется в пласт. В большинстве скважин после некоторого повышения в начале процесса закачки давление стабилизируется при значениях, значительно меньших горного, т.е. ожидаемый рост давления по мере увеличения объема закачиваемой жидкости не происходит. При закачке гипана в скв. 7834 было обнаружено, что полимерный раствор, несмотря на высокую вязкость, равную 300 мПа-с, в терригенных отложениях девона фильтруется при значительно меньших давлениях по сравнению с расчетными. Проницаемость водонасыщенной части пласта, определенная по геофизическим данным, составила 0,634 мкм2. Пластовое давление равнялось 16,5 МПа. Обводнение добываемой продукции произошло подошвенной водой вследствие близкой перфорации к ВНК и низкого качества разобщения пласта. Для этих условий ожидаемый перепад давления при закачивании гипана определяется по закону Дарси: для зоны нефти

(5.10)

ц

для зоны гипана [121]

(5.11)

в случае плоскорадиальной фильтрации в призабойной зоне пласта

(5.12)

(5.13)

(5.14)


VP = dP / dr;

|VP| = -dP / dr; S = q / 2n r;


с учетом (5.13), (5.14) формулы (5.10) и (5.11) имеют вид

qp    dP

=--;    (5.15)

2nkhr    dr

dP =--T

dr


gp a

2nk.hr


(5.16)


0 *


Интегрируя (5.15) в пределах (Яг, Як), (5.16) в пределах (rc, Яг), получим

gp    R

ln-^ = -(Pe - Pa) ;

(5.17)


2nkh - -

R


gp a -2nkh


(5.18)


= - (P„ - B„) - t (R„ - r )


суммируя (5.17 и 5.18), получим

R


gp a -

2nkh


+^ i 2nkh


(5.19)


^n    -e = T (Ra - rn) +


где rc, Яг, Як - радиусы соответственно скважины, контура распространения гипана и контура питания, гс = 0,073 м, Яг = 1,6 м, Як = 200 м; А - толщина пласта, равная 5,8 м; K - проницаемость пласта, равная 0,6 мкм2; p - вязкость гипана 10,2%-ной концентрации, p = 332 мПа-с; q - расход закачиваемого раствора гипана, равный 1350 см3/с; т0 - начальный градиент давления, необходимый для сдвига гипана, равный 2,92 мГ/см2.

Как видно из рис. 5.11, расчетное давление нагнетания (кривая 3) к концу закачки достигает 64 МПа, в то время как фактическое - 8 -10 МПа (кривая 6). Несоответствие объемной скорости фильтрации высоковязких полимерных жидкостей расчетной наблюдается и на других месторождениях Урало-Поволжья [120], что можно объяснить наличием системы трещин и микротрещин, которые раскрываются при перепадах давления значительно меньше горного. Очевидно, интервалы а - в на кривой 6 (см. рис. 5.11) соответствуют раскрытию микротрещин, в - с - фильтрации полимерного раствора через раскрытые трещины в пласт, что приводит к стабилизации процесса при установившемся режиме нагнетания. Отклонение от нее

Рис. 5.11. Результаты геофизических и гидродинамических исследований скв. 7834 Чишминской площади Ромашкинского месторождения:

а - геофизические; б - параметры закачивания гипана в пласт Дь в - добыча жидкости; 1 - радиус распространения гипана; 2 - объем закачанного гипана; 3 и 6 - соответственно расчетное и фактическое давление нагнетания; 4 - производительность агрегатов; 5 -скорость фильтрации; 7 - давление, создаваемое на пласт при испытании на приемистость

происходит при поступлении в пласт за гипаном раствора CaCl2.

Несмотря на неравномерную фильтрацию гипана в пласт, в большинстве скважин наблюдается снижение притока воды и прирост добычи нефти. Это указывает на поступление основной массы воды по наиболее крупным порам и трещинам, так как гипан, как было показано в лабораторных условиях, фильтруется по высокопроницаемым каналам. Наличие притока нефти при закачивании его через эксплуатационный фильтр скважины подтверждает селективный характер воздействия гипана на нефтеводонасыщенный пласт.

Во многих скважинах были получены аналогичные результаты [58, 99, 100], подтверждающие важность использования процессов взаимодействия реагента с компонентами продуктивного пласта для избирательного ограничения притока вод в скважины, как это было установлено теоретическими и лабораторными исследованиями.

Детально описанные выше технологические операции, связанные с закачиванием гипана, характерны для всех разработанных схем. Общими для первых испытаний были следующие факторы: увеличение отбора нефти из обводненных скважин; сокращение объема попутной воды;

идентичность характера изменения технологических параметров закачивания гипана в пласт, которые послужили основой для проведения широких промышленных испытаний на разных нефтяных месторождениях с целью внедрения метода в нефтяной промышленности. Основная задача опытно-промышленных работ, заключающаяся в определении оптимальных и граничных условий применения разработанных технологий, методически решалась путем установления зависимости эффективности проводимых работ от следующих факторов:

геологических особенностей строения продуктивного пласта (литологической однородности, удаленности источника обводнения, расположения пластов в литологической колонне) [54, 129, 145];

способов воздействия на пласт (отключение, частичное отключение, закачивание фильтрующихся материалов) [129, 145, 154];

способов доставки водоизолирующего материала в источник обводнения [50, 54, 138, 145]; пластового давления [54, 90]; минерализации воды [61, 138];

обводненности добываемой продукции и дебита нефти в скважинах [137, 138].

Для выявления скважин месторождения, у которых ожидается рост добычи нефти после обработки гипаном, был применен метод ранговой классификации.

В качестве факторов, влияющих на эффективность обработки, были выбраны дебиты всех скважин и степени их обводненностей на момент принятия решения.

Предварительный выбор этих двух факторов основывается на предположениях:

1)    дебиты скважин в какой-то степени отражают влияние толщины пласта и его коллекторских свойств;

2)    степень обводненности свидетельствует о дренированности путей водопритоков в продуктивном пласте.

Далее доказательство согласованности изменения выбранных факторов и эффекта обработки гипаном обосновывалось наличием корреляционной зависимости с помощью ранговой корреляции Спирмена, приведенной во временном методическом руководстве по анализу и диагностированию взаимодействия скважин. В качестве исходного информационного массива использовались:

1)    для первого фактора ряд из дебитов скважин всего месторождения на дату перед обработкой и ряд из длительностей эффекта обработки скважин;

2)    для второго фактора ряд из процентов обводненностей скважин всего месторождения перед обработкой и ряд из длительностей эффекта обработки. Для первого фактора коэффициент ранговой корреляции получен равным r = 0,99, значение ^ = 75,9. Табличное значение ^ с числом степеней свободы v = = n - 2 = 119 - 2 = 117 и уровнем значимости 0,05 равно ^ = = 1,98. Так как расчетное значение больше табличного, значение r признается достоверным, т.е. связь между первым фактором (дебитами) и эффектом обработки диагностируется. Аналогично для второго фактора r = 0,99, ^ = 75,9.

Приведем описание метода ранговой классификации для выбора скважин Акташской площади Ново-Елховского месторождения под обработку гипаном по дебитам скважин и степени обводненности добываемой продукции. В табл. 5.5 представлены интервалы значения каждого фактора и соответствующие ранги.

В табл. 5.6 приведены значения факторов (дебитов нефти и процентов обводненности) вышеуказанных 119 скважин с подошвенной водой и присвоенные им ранги и результаты обработки по ранговой классификации.

Таблица 5.5

Интервалы значений факторов и соответствующие ранги

Обводненность добываемой жидкости, % (об.)

R

Дебит нефти до обработки, т/сут

Обводненность добываемой жидкости, % (об.)

R

Дебит нефти до обработки, т/сут

< 68,5

1

< 2,14

82,6-86,0

6

10,31-12,34

68,5-72,0

2

2,14-4,18

86,1-89,5

7

12,35-14,38

72,1-75,5

3

4,19-6,22

89,6-93,0

8

14,39-16,42

75,6-79,0

4

6,23-8,26

93,1-96,5

9

16,43-18,46

79,1-82,5

5

8,27-10,30

96,5-100

10

18,46

В результате обработки промыслового материала было получено решающее правило оценки эффекта по сумме рангов (табл. 5.7).

Таблица 5.6

Значения факторов, присвоенные ранги и результаты обработок по ранговой классификации

№ скважины

Дебит

нефти,

т/сут

Обводненность продукции, %

Значения рангов

Суммарное значение ран-гов

Эффективность

дебит

нефти

% воды

по значениям рангов

по фактическим данным

1

2

3

4

5

6

7

8

1365

3,7

98,5

2

10

12

Э

Э

1401

2,4

98,5

2

10

12

Э

НЭ

1310

0,2

98,0

1

10

11

Э

Э

1394

0,2

98,0

1

10

11

Э

Э

1433

1,0

99,0

1

10

11

Э

Э

1462

1,0

93,2

1

9

10

Э

Э

1338

0,2

98,0

1

10

11

Э

Э

1706

2,0

98,0

1

10

11

Э

Э

2308

1,1

97,7

1

10

11

Э

Э

1275

0,1

99,1

1

10

11

Э

Э

1807

2,4

97,1

2

10

12

Э

НЭ

1869

0,9

97,0

1

10

11

Э

Э

1527

0,2

98,0

1

10

11

Э

Э

1759

1,7

87,1

1

7

8

НЭ

Э

1494

0,3

93,1

1

9

10

Э

Э

1914

1,0

94,8

1

9

10

Э

Э

1587

3,0

85,0

2

6

8

НЭ

Э

3219

2,0

96,0

1

9

10

Э

Э

1403а

0,4

98,0

1

10

11

Э

Э

1367

1,0

98,0

1

10

11

Э

Э

1381

0,4

97,0

1

10

11

Э

Э

1569

4,5

96,4

3

9

12

Э

Э

1304

0,1

99,0

1

10

11

Э

Э

1403

19,0

92,0

10

8

18

Э

Э

1462

0,5

97,2

1

10

11

Э

Э

№ скважины

Дебит

нефти,

т/сут

Обводненность продукции, %

Значения рангов

Суммарное значение ран-гов

Эффективность

дебит

нефти

% воды

по значениям рангов

по фактическим данным

1

2

3

4

5

6

7

8

1338

2,8

92,0

2

8

10

Э

Э

1927

2,7

93,4

2

9

11

Э

Э

1464

1,0

95,4

1

9

10

Э

Э

1529

0,7

97,7

1

10

11

Э

Э

1886

5,0

95,0

3

9

12

Э

Э

1712а

2,0

84,3

1

6

7

НЭ

НЭ

2216

2,0

98,5

1

10

11

Э

НЭ

2182

0,4

97,0

1

10

11

Э

Э

1776

0,2

97,7

1

10

11

Э

Э

1338

0,5

96,0

1

9

10

Э

Э

1338

2,8

92,0

2

8

10

Э

Э

1365

3,7

98,5

2

10

12

Э

Э

1367

1,0

98,0

1

10

11

Э

Э

1433

0,1

99,0

1

10

11

Э

Э

1337

0,1

98,1

1

10

11

Э

НЭ

1433

0,4

99,0

1

10

11

Э

Э

1389

1,0

91,9

1

10

11

Э

Э

1378

0,8

98,2

1

10

11

Э

Э

2376

0,3

97,5

1

10

11

Э

Э

1991

1,7

83,2

1

6

7

НЭ

Э

1539

5,0

96,0

3

9

12

Э

Э

13385

14,0

93,2

7

9

16

Э

Э

1869

0,8

97,3

1

10

11

Э

Э

1310

0,2

98,0

1

10

11

Э

Э

1394

0,2

98,0

1

10

11

Э

Э

1401

2,4

98,5

2

10

12

Э

Э

1335

13,6

93,0

7

8

15

Э

Э

458

0,1

85,0

1

6

7

НЭ

Э

2151

0,1

96,2

1

9

10

Э

Э

486

2,0

98,0

1

10

11

Э

Э

419

4,0

95,0

2

9

11

Э

Э

306

1,0

98,0

1

10

11

Э

Э

727

0,2

99,7

1

10

11

Э

Э

420

3,1

94,9

2

9

11

Э

Э

470

6,0

95,0

3

9

12

Э

Э

458

1,9

77,0

1

4

5

НЭ

Э

359а

1,0

95,9

1

9

10

Э

Э

357

0,3

98,2

1

10

11

Э

Э

487

0,1

99,0

1

10

11

Э

Э

10906

0,9

99,0

1

10

11

Э

Э

375

2,0

98,8

1

10

11

Э

Э

3835

2,0

99,0

1

10

11

Э

Э

10923

1,5

98,0

1

10

11

Э

Э

18844

6,8

80,9

4

5

9

НЭ

НЭ

8252

1,8

98,0

1

10

11

Э

Э

№ скважины

Дебит

нефти,

т/сут

Обводненность продукции, %

Значения рангов

Суммарное значение ран-гов

Эффективность

дебит

нефти

% воды

по значениям рангов

по фактическим данным

1

2

3

4

5

6

7

8

10948

4,5

98,0

3

10

13

Э

НЭ

10987

1,9

98,0

1

10

11

Э

Э

4906

4,0

88,0

2

7

9

НЭ

Э

8521

0,1

88,0

1

7

8

НЭ

Э

8562

0,1

99,0

1

10

11

Э

Э

8644

0,1

98,0

1

10

11

Э

НЭ

8550

0,1

99,9

1

10

11

Э

Э

8582

0,1

98,0

1

10

11

Э

Э

13086

1,5

99,0

1

10

11

Э

Э

7020

2,0

99,0

1

10

11

Э

Э

6519

3,0

81,0

2

5

7

НЭ

Э

6100

2,0

99,0

1

10

11

Э

Э

11113

1,0

99,0

1

10

11

Э

Э

18557

1,0

99,0

1

10

11

Э

Э

18511

1,0

99,0

1

10

11

Э

Э

18528

1,6

99,0

1

10

11

Э

Э

6042

1,0

99,0

1

10

11

Э

Э

18553

1,0

99,0

1

10

11

Э

Э

6238

0,4

97,0

1

10

11

Э

НЭ

18507

0,1

99,0

1

10

11

Э

НЭ

11180

1,0

99,0

1

10

11

Э

Э

11052

2,0

99,0

1

10

11

Э

Э

4898

1,0

97,0

1

10

11

Э

Э

8451

0,6

99,0

1

10

11

Э

Э

8522

3,0

84,0

2

6

8

НЭ

Э

8452

0,8

99,0

1

10

11

Э

Э

11056

0,5

98,0

1

10

11

Э

Э

18508

2,0

99,0

1

10

11

Э

Э

11026

4,0

99,0

2

10

12

Э

Э

6047

4,0

99,0

2

10

12

Э

Э

10923

2,0

99,0

1

10

11

Э

Э

4679

1,0

95

1

9

10

Э

НЭ

9994

2,0

92,5

1

8

9

НЭ

НЭ

2926

3,2

91,0

2

8

10

Э

Э

2580

2,1

98,5

1

10

11

Э

Э

7664

2,0

90,0

1

8

9

НЭ

Э

1910а

19,0

85,0

10

6

16

Э

Э

601

1,0

96,0

1

9

10

Э

НЭ

6374а

2,9

96,3

2

9

11

Э

НЭ

4016

13,1

96,0

7

9

16

Э

Э

4008

2,0

76,0

1

4

5

НЭ

НЭ

5070

3,0

96,9

2

10

12

Э

Э

136

0,5

90,0

1

8

9

НЭ

НЭ

5874

1,4

98,5

1

10

11

Э

Э

15769

1,0

96,0

1

9

10

Э

Э

№ скважины

Дебит

нефти,

т/сут

Обводненность продукции, %

Значения рангов

Суммарное значение ран-гов

Эффективность

дебит

нефти

% воды

по значениям рангов

по фактическим данным

1

2

3

4

5

6

7

8

3175

0,1

98,0

1

10

11

Э

Э

14915

0,1

97,0

1

10

11

Э

Э

14946

0,1

99,0

1

10

11

Э

Э

14865

0,1

99,0

1

10

11

Э

Э

П р и м е ч а н и я. Обозначения в графах 7 и 8: Э

- есть эффект; НЭ - нет эффекта.

Таблица 5.7

Правила оценки эффекта по сумме рангов

Сумма рангов

R < 10

R > 10

Эффективность

Нет эффекта

Есть эффект

Прогноз, полученный по описанной методике, для 82 % скважин совпал с фактическими результатами обработки гипаном, что указывает на применимость выбранных критериев по дебиту нефти и обводненности продукции для определения области эффективного применения разработанной технологии.

Приняв за критерий эффективности проводимых операций коэффициент успешности, численно равный отношению количества успешных обработок к общему количеству операций в процентах, проведен анализ методом ранжирования опытно-промышленных работ в 236 скважинах на различных месторождениях Татарстана (табл. 5.8 и 5.9) и оценка влияния технологических параметров и обводненности продукции на этот показатель.

Следует отметить, что применение описанной методики для выявления участков месторождения, у которых следует ожидать эффект роста добычи нефти после закачки полимердисперсной системы, дало правильный прогноз для 71,5 % опытных участков Аль-метьевской площади. При этом в качестве факторов, влияющих на эффективность обработки, были выбраны средняя обводненность продукции, пластовое давление и толщина обрабатываемого пласта. Для всех трех факторов предварительно была доказана связь с эффектом обработки.

Разработанные технологические схемы применения гипана в наиболее сложных условиях ограничения притока подошвенных вод без отключения пласта обеспечили успешность работ 67,6 %, при цементировании - 45 %. Максимальная успешность при закачивании через эксплуатационный фильтр скважины достигнута при закачивании

Таблица 5.8

Результаты ограничения притока подошвенной воды гипаном

в литологически однородных пластах

Количество обработанных скважин

Показатели

Всего

В том числе успешных

коли

чество

%

1. Технологическая схема

102

69

67,6

I

31

21

67,7

II

30

22

73,3

III

5

4

80,0

IV

15

10

66,6

V

21

12

57,1

2. Способ закачивания гипана

2.1. Через эксплуатационный фильтр:

92

62

67,3

с извлечением подземного оборудования:

72

47

65,2

а) без применения пакера

52

38

73,0

б) с применением пакера

30

15

50,0

без извлечения подземного оборудования

20

15

75,0

Удаленность нижних перфорационных отверстий от

ВНК, м:

66

44

66,6

3,0-5,0

34

27

79,4

5,1-8,0

19

12

63,1

8,1 и более

13

5

38,4

2.2. Через спецфильтр при удаленности нижних перфо-

рационных отверстий от ВНК, м:

10

7

70,0

3-5

3

1

33,0

5,1-7

2

1

50,0

7,1 и более

5

5

100,0

3. Удельный расход гипана на 1 м толщины пласта, м3: 0,10-0,30

0,31-0,60

16

10

62,5

0,61-0,90

28

22

79,0

0,91-1,10

10

7

70,0

1,11-1,85

12

8

66,0

4

2

50,0

4. Обводненность добываемой жидкости из пласта, %:

102

66

64,7

до 70

22

13

60,0

71-90

25

17

76,0

91-95

17

13

76,4

95-100

32

25

63,2

гипана без извлечения подземного оборудования при удаленности нижних перфорационных отверстий от ВНК в пределах 3 - 5 м.

В литологически однородных и неоднородных пластах, вскрытых перфорацией, максимальная успешность работ (77 - 85 %) достигается при удельном расходе гипана в пределах 0,31 - 0,90 м3 на 1 м толщины. С увеличением этого параметра успешность проведенных обработок снижается до 50 - 66 %, что можно объяснить фильтрацией значительной части полимера в нефтенасыщенный пласт и обратным вытеснением неотвержденного полимерного раствора при освоении скважины. Исходя из полученных результатов в качестве оптимального рекомендован удельный расход гипана в пределах 0,45

- 0,65 м3 на 1 м толщины перфорированного интервала пласта.

Таблица 5.9

Результаты работ по ограничению притока нижних вод гипаном в литологически неоднородных пластах

Количество обработок

Показатели

Всего

В том числе успешных

количество

%

1.Технологическая схема

134

102

76,1

I

25

22

88,0

II

58

48

83,2

III

1

1

100

IV

17

12

71,0

V

22

16

72,7

I (2 цикла)

6

2

33,3

IV (2 оееёа)

5

1

20,0

2. Способ закачивания гипана 2.1. Через эксплуатационный фильтр: с извлечением подземного оборудования:

а) без применения пакера

34

29

85,3

б) с применением пакера

40

29

72,5

без извлечения подземного оборудования

23

20

86,9

2.2. Через спецфильтр

16

10

62,5

3. Продолжительность отверждения, ч:

до 24

15

11

73,3

36-46

25

21

84

56

8

6

75

96

12

8

66,6

4. Удельный расход гипана на 1 м толщины водоносного слоя, м3:

0,10-0,30

8

6

75

0,31-0,60

14

12

85

0,61-0,90

9

7

77

0,91-1,2

7

5

71

5. Обводненность добываемой продукции, %:

до 70

7

5

71

71-80

11

8

73

81-90

13

10

77

91-95

27

23

85

Зависимость коэффициента успешности от обводненности продукции соответствует разработанному критерию проведения работ по ограничению водопритоков [137], наилучшие показатели по луче-ны при содержании воды в пределах 70 - 95 % (см. табл. 5.8, п. 4, табл. 5.9, п. 5), т.е. в условиях максимальной обводненности извлекаемой нефти. Физическая сущность этого критерия заключается в том, что высокая обводненность продукции является следствием образования крупных каналов, в которые хорошо фильтруются водоизолирующие материалы. В зависимости от дебитов он составляет: q > 10 т/сут - содержание воды 70 % и более, в малодебитных (q < 10 т/сут) - более 95 %. Исследования, проведенные на линейных моделях пласта, показали, что оптимальным условием применения гипана по степени закупоривания пор является K = 0,3 мкм2 и более, с которыми согласуются результаты промысловых исследований [62]. Для условий Ромашкинского месторождения в диапазоне проницаемости от 0,1 до 1 мкм2 зависимость успешности от проницаемости описывается эмпирической формулой

Y = 71,2 VK.    (5.20)

Успешность считается удовлетворительной при условии Y > >

Ymax /fc (по аналогии с резонансными кривыми в радиотехнике [237]). Граница успешного применения гипана при K >    >    0,4

мкм2, Ymax = 71,2 % достигается при K = 1 мкм2. Анализ результатов применения гипана в скважинах с различной минерализацией пластовых вод (табл. 5.10) показал следующее.

1.    Рост притока нефти при ограничении притока воды достигает

ся при минерализации воды в пределах 1140 - 1160 кг/м3 (скв. 7434, 387, 6824).    3

2.    В пласте с плотностью воды 1020 - 1114 кг/м3 закачивание ги-пана не повлияло на приток жидкости.

3.    В пластах с давлением 19,0 - 19,5 МПа (скв. 7834, 7824) при плотности воды 1150 - 1160 кг/м3 обработка гипаном позволила извлечь дополнительно свыше 6 тыс. т нефти, что подтверждает эффективность применения гидролизованного полиакрилнитрила при пластовых давлениях до 19 МПа.

4.    В условиях высоких давлений в пластах со слабоминерализованной водой гипан можно использовать как высоковязкий тампон.

Наиболее наглядно зависимость поступления жидкостей от минерализации воды после обработки гипаном наблюдалась в скв. 7424 (рис. 5.12) - после снижения ее плотности ниже 1140 кг/м3 (кривая    3)    происходит прорыв воды    (кривая    2)    и

Технологические показатели ограничения притока закачиваемой воды гипаном в скважинах АО "Татнефть”

Номер

сква

жины

Плот

ность

пласто

вой

воды,

кг/м3

Плас

товое

давле

ние,

МПа

Объем пластовой воды горизонта Д1, закачанной до обработ-

3

ки, м

Количество последовательно закачиваемых компонентов ком-

3

позиции, м

Технологические показатели

Пресная

вода

30%-

ный

раствор

CaCl2

Пресная

вода

Гипан

Пресная

вода

Пластовая вода горизонта Д1

30%-

ный

раствор

CaCl2

До обработки

После обработки

дебит

нефти,

т/сут

обвод

ненность,

%

дебит

нефти,

т/сут

обвод

ненность,

%

7462

1172

17,9

6,0

-

1,5

0,4

2,5

0,4

-

0,4

10,00

60

0,30

85

7834

1160

19,0

9,0

0,3

-

-

5,5

0,3

-

1,0

0,00

100

20,00

50

7424

1150

19,5

10,0

0,2

-

-

5,5

0,2

-

0,4

14,00

75

22,00

39

387

1130

18,8

5,5

0,2

-

-

2,5

0,2

1,5

-

0,00

100

0,50

88

365

1114

17,7

12,0

-

0,8

0,3

2,7

-

-

-

0,80

85

0,20

85

0,8

0,3

1,8

0,2

-

0,8

6824

1114

18,0

6,0

0,3

-

-

4

0,2

-

0,6

1,00

75

3,00

60

3166

1091

19,8

20

0,5

-

-

4,0

0,3

1,5

-

0,09

90

0,07

93

714

1091

19,0

9,0

0,2

-

-

4,0

0,3

1,5

-

0,40

99

0,09

99

560

1030

18,2

45,0

-

2

0,3

2,5

0,2

-

1,5

18,00

90

2,00

90

650

1022

18,9

10,0

0,2

-

-

3,0

0,2

-

-

-

100

-

100

1,5

0,2

-

-

3,0

0,2

-

-

1,5

0,2

-

-

3,0

0,2

2,0

-

-

100

-

100

6638

1020

20,2

9,0

0,2

-

-

4,0

0,2

-

0,6

22,00

65

5,00

65

Рис. 5.12. Диаграммы геофизических исследований (а) и рабочие параметры (б) скв. 7424 Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения:

1 - дебит нефти; 2 - содержание воды в продукции скважины; 3 - плотность попутно извлекаемой воды

снижение дебита нефти (кривая 2). Эти результаты согласуются с лабораторными исследованиями (см. рис. 4.3, 6): при плотности пластовых вод менее 1140 кг/м3 - применение гипана малоэффективно. Как показано выше, с применением гипана не всегда достигается ограничение водопритока и увеличение дебита нефти. Анализ показал, что основными причинами недостаточной эффективности операции являются нарушение условий выбора скважин, низкая минерализация пластовой воды, наличие нескольких пластов при закачивании без пакера, высокие пластовые давления (более 20 МПа), наличие нарушений в колонне труб, а также несоблюдение технологии закачки. При воздействии на обводненный пласт с соблюдением установленных технологических параметров период эффективной работы скважин (тэ) колеблется от нескольких месяцев до 10 лет, но в среднем составляет около 3 лет. Так, по группе скважин Ново-Елхов-ского месторождения тэ колеблется от восьми до 30 мес., причем 44 % из них эффективно продолжают работать и в течение более длительного времени (рис. 5.13).

По результатам проведенных исследований гипан рекомендуется применять в следующих условиях (табл. 5.11).

Рис. 5.13. Изменение показателей работы группы скважин Ново-Елховского месторождения

Таблица 5.11

Показатели

Пределы изменения показателей

от

до

Проницаемость, мкм2 Обводненность продукции, %

Концентрация катионов поливалентных металлов, мг-экв/л

Пластовое давление, МПа Температура, К Тип коллектора

0,35

70

900

0

278

Террш

6,0

Более

Более

19

353

енные

С применением гипана или других полимеров, обладающих такими же свойствами на промыслах, можно решать следующие практические задачи:

1)    ограничения притока минерализованной воды как в однородных, так и в неоднородных пластах;

2)    временного ограничения притока высоконапорных пресных вод за счет вязкопластических свойств;

3)    выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

4)    ликвидации интенсивных поглощений с добавлением наполнителей.

На месторождениях Республики Татарстан с применением гипана были обработаны обводненные пласты в 442 скважинах (табл. 5.12), получены следующие результаты: дополнительно добыто 2,3 млн т нефти, объем попутной воды уменьшен на 46,5 млн м3, среднегодовой прирост добычи нефти за счет применения гипана составил

329,2 тыс. т при снижении объема попутной воды на 6,64 млн м3.

По неполным данным на 01.01.84 было проведено в различных регионах страны (табл. 5.13) 1486 скважино-операций по ограничению водопритоков в скважины. Общий объем дополнительно добытой нефти, определенный расчетным путем, составил 5,011 млн т.

Основная часть закачек гипана проводилась на промыслах АО "Татнефть" в скважинах, эксплуатирующих терригенные отложения. По сравнению с базовым методом (цементированием) в наиболее сложных условиях ограничения притока подошвенной воды за 1976

- 1982 гг. прирост дополнительной добычи нефти по 295 скважинам составил 311,4 тыс. т, объем изолированной воды 4,68 млн м3, или на

1 т закачанного полимера 264,7 т нефти и 4593,7 м3 сокращенной

Таблица 5.12

Результаты ограничения притока вод гипаном в добывающие скважины на нефтяных месторождениях Татарстана

Год

Количество скважино-операций

Объем дополнительно добытой нефти, т

Объем изолированной воды, м3

На одну скважино-операцию

всего

из них успешных

нефти, т

воды, м3

количество

%

1969

2

2

100

60133

254021

30066

127011

1970

54

22

40,7

418572

9982550

7751,3

184862

1971

37

20

54,0

151142

5721209

4084,9

154627

1972

62

37

59,0

440547

11495296

7105,5

185408

1973

80

65

81,2

558775

10200719

6984,5

127508

1974

70

56

80,0

396475

3962504

5663,9

56607

1975

137

96

70,0

278877

4958140

3319,9

59025

Объем внедрения и технологические показатели применения гипана    в

нефтедобывающих регионах с 1970 по 1982 г.

Нефтяные районы

Количество скважино-операций

Прирост добычи нефти, тыс. т

Объем сокращенной воды, тыс. м3

всего

из них успешных

кол-во

%

Татарстан

1415

962

68,1

4350,0

98100,0

Самарская обл.

25

12

48,0

294,0

1147,00

Западная Сибирь

16

6

37,5

317,5

544,6

Башкортостан

11

7

63,6

17,8

80,1

Мангышлакская обл.

7

3

42,8

7,6

29,3

Саратовская обл.

7

5

71,4

25,1

50,2

Белоруссия

6

2

33,3

1,6

8,1

Всего:

1486

966

67,0

5013,6

99969,3

воды. Эта технология в АО "Татнефть" является регламентированным геологическим мероприятием по выработке нефтеводонасыщенных пластов девона и верхнего карбона и действует уже более 16 лет. Среднегодовой объем внедрения метода по отчетным данным АО "Татнефть" на 01.01.88 составлял 50 - 70 скважино-опе-раций.

На нефтяных месторождениях Самарской области с применением гипана по технологическим схемам I, II, IV на 01.01.78 проведено 25 скважино-операций в терригенных отложениях Радаевского, Козловского, Запрудненского, Алакаевского месторождений горизонтов Дь Д2, С1 при обводненности добываемой продукции 80 - 95 % (табл. 5.14). Проницаемость пластов составляла 0,12 - 1,1 мкм2, пористость

- 18 - 22 %, вязкость нефти - 6,3 - 12,7 мПа-с, температура пласта -312 - 330 К, пластовое давление - 19 - 30 МПа, плотность воды -1090 -    1190 кг/м3. Несмотря на низкую минерализацию пластовой

воды в ряде скважин, успешность работ составила 60 %, что на 28 % выше, чем при цементировании. Дополнительно добыто на одну обработанную скважину 2466 т нефти, объем изолированной воды сокращен на 83926 м3.

Для месторождений п-ова Мангышлак и Западной Сибири характерна низкая минерализация пластовой воды при температуре пласта 353 - 363 К. В связи с этим работы проводились главным образом по технологическим схемам III и V с предварительным закачиванием в пласт    электролитов    (табл.    5.15,

Результаты работ по ограничению притока воды на нефтяных месторождениях Самарской области с применением гипана за 1973-1974 гг.

Месторож

Дебит нефти и обводненность

Количест-во

допол

Уменьшение объема

сква

дение

до изоляции

после изоляции

нительно

попутной

жины

нефть,

т/сут

обводненность, %

нефть,

т/сут

обводненность, %

добытой нефти, т

воды, м3

33

Радаевское

1,0

98,0

22,0

68,0

7000,0

327950

198

То же

0,1

99,0

6,0

75,0

320,0

9672

15

6,0

68,0

0,1

98,0

-

-

154

3,0

96,0

8,0

88,0

1783,0

29776

180

7,0

92,0

11,0

90,0

4861,0

7778

122

2,0

94,0

14,0

42,0

4036,0

66916

124

0,5

97,0

0,1

99,0

-

-

136

2,0

94,0

8,0

74,0

811,0

11718

147

2,0

98,0

2,0

98,0

-

-

197

0,1

99,0

3,0

57,0

2765,0

23723

17

Запруднен-

ское

25,0

47,0

17,0

53,0

-

-

43

То же

1,6

98,0

2,5

38,0

22300,0

101242

5.16). В работах, проведенных институтом КазНИПИнефть, наряду с раствором хлорида кальция (15 % вес.) применялся 5%-ный раствор сульфата меди. В скв. 1635, 1678, 1447, 1139, 406 гипан закачивался для ограничения поступления подошвенной, в скв. 447 - нижней, в скв. 867 - закачиваемой воды. В скв. 1678, 1447 и 447 наряду с ограничением притока воды достигнут рост дебита нефти, дополнительно добыто 3270 т нефти. Отбор попутной воды сокращен на 6558 м3. В скважинах с предварительной закачкой CuSO4 наряду с положительным эффектом произошло сокращение притока нефти. Это указывает на образование в нефтенасыщенной части водоизоли-

Таблица 5.15

Результаты применения гипана в скважинах месторождения Узень

Объект разработки

Плотность воды, кг/м3

Количество

обработок

Объем раствора гипана, м3

Объем электролита, м3

всего

из них успешных

до гипана

после гипана

Без подъема эксплуатационного оборудования

XIII-XIV

1100

5

2

5

4

1,0

С подъемом эксплуатационного оборудования

XV

1030

1

1

6

20

3,0

XII

1020

1

0

5

3,0

-

Результаты применения гипана на нефтяных месторождениях Западной Сибири

№ скважины*

Тип воды, поступающей в скважину

Объем закачанного гипана, м3

Количество дополнительно добытой нефти, т

Уменьшение объема попутно извлекаемой

3

воды, м

444

Закачиваемая

10,0

3540

16720

728

То же

9,0

2640

11210

731

"

1,5

1625

11681

16а

Подошвенная

4,2

22130

21500

2258

То же

4,0

1800

3423

779

Нижняя

3,3

285782

495200

Итого

317586

544900

* Обработка пластов гипаном произведена в скв. 469а, 709, 778, 705, 728, 734, 764,

765, 37 и 547, обводненных закачиваемыми водами. Обработка оказалась безуспешной.

рующей массы в результате проникновения в пласт электролита и гипана в условиях высоких температур (350 К).

Опытно-промышленные работы с применением гипана в Западной Сибири проводились на Самотлорском, Шаимском и Усть-Балыкском месторождениях в скважинах, вскрывших нефтеносные пласты АВ, АВ8, Вс3, БС8, БС7. Наряду с неоднородностью и прерывистостью для этих пластов, в отличие от месторождений Урало-Поволжья, характерны: низкая минерализация воды (1010 - 1020 кг/м3) и высокая температура забоя (343 - 353 К). Ввиду низкой минерализации пластовых и закачиваемых вод нагнетание гипана проводилось по технологическим схемам III и IV с предварительной закачкой в пласт от 15 до 50 м3 15%-ного раствора CaCl2. Значительно был увеличен объем электролита, закачиваемого за гипаном. Всего проведено 16 закачек в скважины, работающие при обводненности продукции от 80 до 99 %. В результате обработки обводненных пластов гипаном из них дополнительно извлечено 317 тыс. т нефти, объем попутной воды уменьшился на 544 тыс. м3 (см. табл. 5.16). Основной эффект от применения полимера был получен в скважинах, обводненных пластовой водой, успешность которых составляет 75 % при обводнении закачиваемой водой - 25 %. Ввиду быстрого обводнения эксплуатационного фонда закачиваемой водой эта технология не была рекомендована для условий месторождений Западной Сибири.

Кроме рассмотренных выше нефтяных регионов работы с применением гипана проводятся на месторождениях Республики Украина, Республики Беларусь, Краснодарского края, Саратовской области,

Республики Башкортостан и других нефтяных районов [205, 84, 179,

107, 101]. При использовании полимера в условиях, приведенных в табл. 5.13, эффективность технологии оказалась высокой. Опыт работы в условиях месторождений Западной Сибири и п-ова Мангышлак показал возможность применения гипана при температурах до 353 К и пластовых давлениях до 30 МПа. В карбонатных породах, где содержание ионов поливалентных металлов не превышает 8 мг-экв/л, и при рН = 5,6, применение гипана оказалось малоэффективным, поэтому область применения метода была ограничена тер-ригенными породами.

Извлечение такого количества нефти, которое приведено в табл. 5.16, показывает, что ограничение водопритоков в добывающие скважины закачиванием небольшого количества химреагентов является эффективным средством отбора нефти в наиболее слабо вырабатываемой части продуктивного пласта при разработке залежей заводнением. Обычно эта нефть не рассматривается как дополнительно добытая, хотя она извлечена в условиях предельного обводнения добываемой продукции, что в свое время привело к недооценке роли водоизоляционных работ при эксплуатации нефтяных месторождений. В целях оценки влияния их на нефтеотдачу пластов на некоторых участках Ново-Елоховского месторождения в группе скважин гипаном были обработаны водонефтяные пласты горизонта Д1. На рис. 5.14 показан один из таких участков, начальные извлекаемые запасы нефти которого составили 942 тыс. т. При текущем коэффициенте нефтеотдачи участка 0,11 в скв. 595 (11.74) и 596 (04.75) при обводненности добываемой продукции на 99 % проведена обработка пласта полимерным раствором в объеме 6 м3 через эксплуатационный фильтр скважины по технологической схеме II. В результате в скв. 595 содержание воды снизилось с 99 до 75 %, а в скв. 596 - с 98 до 20 %, что позволило продлить период рентабельной эксплуатации на 5 лет. Отбор нефти определялся из предположения о влиянии проводимых операций по ограничению водоприто-ков только на соседний ряд скважин. Излом на характеристике вытеснения, построенной по суммарным эксплуатационным показателям скважин участка (см. рис. 5.14), свидетельствует об извлечении дополнительной нефти. После обработки гипаном за счет заводнения нефтенасыщенного пласта за три года было извлечено дополнительно

Условия применения гипана для ограничения притока минерализованных вод в скважины


Рис. 5.14. Схема размещения скважин опытного участка на Елховской площади и динамика характеристик вытеснения нефти до и после обработки водоизолирующими составами (скв. 594, 595, 596, 961)

28,3 тыс. т нефти. Прирост коэффициента нефтеотдачи по участку, рассчитанный по балансовому методу, составляет 1,5 %, охвата - 1,8 %. Аналогичные результаты были получены и на другом участке (скв. 419, 420, 421, 155, 475а) Елховской площади, где обработка гипаном была произведена (скв. 419, 420) при текущей нефтеотдаче, равной 0,26. Изменение гидродинамической обстановки в продуктивном пласте закачиванием гипана позволило извлечь из данного участка дополнительно 47,8 тыс. т нефти. Абсолютный прирост коэффициента нефтеотдачи составил 1,1 %, а охвата - 1,37 %.

Характеристики вытеснения на этих участках показывают, что повышение фильтрационного сопротивления обводненных зон водонефтяного пласта гипаном приводит к увеличению нефтеотдачи в результате улучшения охвата заводнением. Следует отметить, что приведенный метод оценки эффективности операций применим для определения успешности водоизоляционных работ в добывающих скважинах.

5.3. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА В СКВАЖИНЫ СЛАБОМИНЕРАЛИЗОВАННЫХ ВОД В ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СОПОЛИМЕРОМ МАК-ДЭА

Сополимер метакриловой кислоты с диэтиламмониевой солью (МАК-ДЭА) по своим физико-химическим свойствам близок к гипа-ну. Готовый к применению реагент представляет собой 18 - 20%-ный водный раствор сополимера, который содержит небольшое количество (около 10 %) непрореагировавшего диэтиламина. Вязкость раствора составляет 100 - 120 мПа-с, а межфазное натяжение на границе с керосином - 8 - 9 мН/м. Наряду с ограничением притока воды растворы МАК-ДЭА снижают фильтрационное сопротивление пласта для нефти. Селективность воздействия полимера на обводненный пласт обеспечивает рост подвижности нефти и снижение проницаемости для воды. Структурирование МАК-ДЭА происходит при меньшей минерализации пластовой воды по сравнению с гипа-ном, что позволяет применять сополимер в пластах, обводненных слабоминерализованными водами и в карбонатных коллекторах.

По таким технологическим параметрам, как вязкость, плотность, фильтруемость, высаживание полимера электролитами, сополимер МАК-ДЭА идентичен с гипаном [27, 95, 61]. В связи с этим промысловые испытания его как водоизолирующего материала проводились в обводненных скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты верхнего карбона и девона, по технологическим схемам I, II

Геолого-техническая характеристика объемов испытания МАК-ДЭА и технологические параметры закачки

№ скважины

Тип поступающей в скважину воды

Плотность пластовой воды, кг/м3

Пластовое

давление,

МПа

Объем МАК-ДЭА, м3

Давление закачки, МПа

1867

Подошвенная

1178

18,5

7

18,5

1807

Нижняя

1142

13,6

5

14,0

1801

Подошвенная

1121

19,0

5

22,5

и V. Минерализация воды в этих горизонтах составляет от 110 до 220 г/л.

Первые испытания были проведены в скважинах Ново-Елховского месторождения, обводненных подошвенной и нижней водами по горизонту Д1 (табл. 5.17). Закачивание полимера производили по схеме I. После заполнения ствола скважины минерализованной водой горизонта Д1 и определения приемистости через насоснокомпрессорные трубы, открытый конец которых был установлен на уровне верхних перфорационных отверстий, последовательно в пласт закачивалось 0,5 м3 пресной воды, расчетный объем сополимера МАК-ДЭА и повторно 0,5 м3 пресной воды.

За эффективный период эксплуатации опытных скважин (от 4 до

8 мес.) из обводненного пласта дополнительно извлечено 2523 т нефти, объем попутной воды сокращен на 23,67 тыс. м3 (табл. 5.18). На 1 м3 закачанного 12%-ного раствора МАК-ДЭА дополнительно добытое количество нефти составляет 109 т, объем изолированной воды -1000 м3 [162]. Испытания данной технологии показали, что закачивание сополимера МАК-ДЭА как в карбонатных, так и терри-генных отложениях приводит к ограничению притока слабоминера-

Таблица 5.18

Результаты обработки обводненных пластов сополимером МАК-ДЭА в скважинах Ново-Елховского месторождения

№ скважины

Дебит скважины, т/ сут

Обводненность,

%

Дополнительная добыча нефти, т

Объем изолированной воды, м3

Продолжи

тельность

эффекта,

мес.

до

после

до

после

обработки

1867

0,3

2,9

99

87

126

1410

4

1807

0,6

9

99

73

1932

7080

8*

18 01

3,7

6,3

96

83

465

15810

8**

*    В скважине сделано два ремонта с применением МАК-ДЭА.

*    Эффект изоляции сохраняется и после восьми месяцев.

лизованных и минерализованных вод и повышению отбора нефти [95]. В условиях месторождений Татарстана применение МАК-ДЭА наиболее эффективным оказалось в продуктивных пластах верхнего карбона Свв, Q, в которых эффективность работ с гипаном снижается из-за недостаточной минерализации вод. Технологический эффект, определенный по сравнению с гипаном как с базовым реагентом, составляет 1128 т дополнительно извлеченной нефти на одну обработанную скважину при сокращении объема попутной воды на 27,5 тыс. м . Внедрение разработанной технологии на 21-й скважине с обводненностью продукции 85 - 95 % позволило дополнительно извлечь 23,6 тыс. т нефти. Решением ведомственной комиссии Мин-нефтепрома от 26.08.84 селективный метод ограничения притока слабоминерализованных вод в скважины закачиванием сополимера МАК-ДЭА в терригенных и карбонатных продуктивных пластах принят к промышленному внедрению. Объем внедрения на 01.01.88 превышал    45 скважино-операций, по этим результатам полимер

МАК-ДЭА был рекомендован к промышленному выпуску.

Результаты широких промышленных испытаний селективных водоизолирующих материалов на месторождениях Урало-Поволжья, Западной Сибири и п-ова Мангышлак показали, что в определенных физико-геологических условиях технологический процесс ограничения притока вод в скважины можно производить без извлечения подземного оборудования. Этим достигается значительное сокращение затрат времени и средств на установку тяжелых подъемных сооружений на устье скважины и другие вспомогательные операции [48, 97, 132, 93].

5.4. МЕТОД УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА ПЛАСТА ЗАВОДНЕНИЕМ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ

Методы ограничения притока вод из обводненных пластов путем закачивания водоизолирующих материалов через добывающие скважины по своему действию на коллектор носят локальный характер. Это обусловлено главным образом технологическими затруднениями воздействия на весь пласт через добывающую скважину и распределением остаточной нефти в заводняемых пластах. Проблемный характер решения этой задачи сохраняется в настоящее время в нефтедобывающей промышленности из-за отсутствия эффективных технологий ограничения движения вод в нефтеводонасыщенных пластах, а именно, в высокопроницаемых обводненных зонах независимо от расположения их относительно скважин.

Нефтяные пласты месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири по участкам и площадям имеют неравномерное распределение проницаемости, трещиноватости, закарстованности и т.п. Такая же неравномерность наблюдается и по толщине пласта - имеются локальные внутриформационные размывы, заполненные крупнозернистым, крупнообломочным или гравийным материалом [201, 30,

108, 126]. Из-за неоднородности продуктивного пласта происходит неравномерное продвижение вод при заводнении и образование обширных промытых зон в коллекторе. В этих условиях возникают особые требования к водоизолирующему составу: принцип действия его должен основываться на увеличении фильтрационного сопротивления обводненных зон без заполнения их по всему объему. Кроме того, он должен отвечать, во-первых, изменчивой естественной проницаемости от скважины к скважине, от подошвы пласта до кровли; во-вторых, изменяющейся во времени проницаемости в связи с динамическим коэффициентом фильтрации; в-третьих, условиям тампонирования в грубообломочных, сильнотрещиноватых породах с различной степенью раскрытости трещин. При нагнетании в пласт тампонирующий материал первоначально проникает в трещины, образующие отдельные блоки в коллекторе, и другие высокопроницаемые зоны, оконтуривает их, заполняет, осаждается или твердеет. Внутриблоковые части и менее проницаемые зоны пласта остаются открытыми, по которым образуются вторичные пути для продвижения воды [143, 144]. Следовательно, методы ограничения притока вод в добывающие скважины, основанные на применении небольшого количества водоизолирующего материала с определенными физико-химическими свойствами, не могут обеспечить одинаковую успешность работ в разнообразных условиях нефтяных коллекторов, при различных режимах заводнения и позволяют только частично решить задачу охвата коллектора заводнением. В зависимости от стадии разработки и эффективности методов заводнения объем не-выработанных зон может достигать 0,25 - 0,5 порового объема [30, 168]. В этих условиях для повышения охвата необходимо увеличить фильтрационное сопротивление промытых зон. Вследствие большого объема обводненной части коллектора и удаленности от скважины указанная цель не может быть достигнута посредством закачки малых объемов водоизолирующих реагентов.

Анализируя зарубежный опыт применения физико-химических методов воздействия на пласты, И.А. Сидоров, Ю.А. Поддубный и др. [177] отмечают, что для повышения охвата пласта заводнением практикуется закачка материалов двух типов:

1)    химически активных веществ;

2)    суспензий твердых частиц горных пород и других материалов.

К первому типу относятся карбоксиметилцеллюлоза и полиакриламиды со сшивающими агентами (Ca2+, Fe3+, Cu2+ и др.), растворы полиакриламидов катионного и анионного свойств для взаимодействия в пластовых условиях, а также другие реагенты, которые, реагируя между собой, образуют гели, например, силикаты щелочных металлов, растворы полиизоциануратовой соли и др. Они рекомендуются для пористых сред.

В трещиноватых коллекторах рекомендуется применять суспензии тонкоизмельченных легких твердых частиц, однако они очень неустойчивы в динамическом потоке воды. Закачивают микрогели, геометрические размеры которых препятствуют движению их через пористую матрицу пласта, образуя пленку на стенке трещин. Опытные работы с применением карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со сшивающим агентом в пятиточечной системе разработки залежи с сеткой скважин 80x80 показали возможность повышения охвата таких участков на 10 - 11 %.

Однако широкому внедрению перечисленных методов препятствует дефицитность и дороговизна применяемых реагентов. Следует учесть, что образование обширных промытых зон на поздней стадии эксплуатации крупных залежей диктует необходимость обработки больших объемов пласта, а по этим технологиям требуется применять большое количество химреагентов. Поэтому желательно использовать высокоэффективные технологии на основе применения дешевых и недефицитных материалов, легко окупаемых экономически. Анализ проведенных в этом направлении работ на нефтяных месторождениях Татарстана показал, что они практически ограничивались выравниванием профиля приемистости скважин (табл. 5.19). Результаты работ оценивались без связи с добычей нефти и режимом разработки залежей. В то же время они позволили установить фильтруемость суспензий глины, извести, цемента и мела в продуктивные пласты терригенных отложений девона и верхнего карбона, что явилось основой для применения в этих условиях полимердис-персной системы.

Сведения об использованных для выравнивания профиля приемистости скважин различных материалов в АО "Татнефть”

Материал

Частота

при-

мене-

ния

Объем смеси на одну сква-жино-опе-рацию, м3

Материал

Частота

при-

мене-

ния

Объем смеси на одну сква-жино-опе-рацию, м3

Мел

14

152,0

Латекс ДВХБ-70

4

160,0

Глинистый раствор

10

48,5

Известь - мел

2

228,0

Мел - цемент

7

111,0

Акриламид

2

22,3

Магний - соляная ки-

4

98,8

Эластичные шарики

1

68,8

слота - гипан

Дивинильные остатки

1

137,4

Методикой промысловых испытаний и с применением ПДС предусматривалось :

1)    проведение опытных работ на высокообводненных участках пласта (80 - 99 %) с целью установления дальнейшего повышения нефтеотдачи после традиционных методов заводнения;

2)    испытание технологии ограничения движения вод в терриген-ных отложениях девона и верхнего карбона;

3)    изучение возможности ограничения закачиваемых вод нагнетанием ПДС через эксплуатационный фильтр добывающей скважины;

4)    испытание воздействия ПДС на отдельный обводненный участок пласта по технологической схеме применения физикохимических методов повышения нефтеотдачи, т.е. закачиванием через нагнетательную скважину;

5)    проведение геофизических и гидродинамических исследований для оценки охвата пласта воздействием;

6)    оценка эффективности воздействия ПДС на отдельный участок по характеристикам вытеснения.

На первом этапе промышленных испытаний полимердисперсной системой обрабатывали обводненные пласты через добывающие скв. 5799, 8003, 16375 (НГДУ "Альметьевскнефть") и 6627 (НГДУ "Джа-лильнефть") (табл. 5.20). Основная задача состояла в изучении возможности закачки ПДС в продуктивный пласт и влияния обработки на приток жидкости. Для приготовления полимерного раствора использовался полиакриламид РДА-1020. Глинистая суспензия приготовлялась из биклянской глины (Альметьевский завод глинопорош-ка). Оба компонента готовились на пресной воде р. Камы, используемой для заводнения пластов. В пласт последовательно закачивались раствор ПАА и глинистая суспензия. В каждый цикл закачивалось по 50 - 70 м3 технологической жидкости при производительно -

сти насосов 2,8 - 3,15 м3/мин. Давление нагнетания изменялось от 10 до 15 МПа в пластах девонского горизонта (скв. 8003, 6799) и в пределах 6 - 8 МПа - верхнего карбона (скв. 6627, 16375). При этих режимах в обводненные пласты было закачано 160 - 220 м3 ПДС.

Скважины осваивались через 48 - 72 ч после обработки. В трех из них произошло сокращение попутной воды на 10 - 22 % и прирост дебита нефти от 10 до 20 % (табл. 5.20). Одна обработка оказалась неэффективной (скв. 16375). За четыре месяца эффективной работы в скв. 8003 дополнительно из обводненного пласта было извлечено свыше 100 т нефти, объем попутной воды сокращен на 1700 м3, а в скв. 6627 добыто 388 т нефти при уменьшении объема попутной воды на 20,7 тыс. м3. Текущий водонефтяной фактор ф при этом снизился с 30 до 4 (см. рис. 5.14).

В скв. 13124 Холмовской площади ПДС закачивалась в полностью обводненную скважину в количестве 422 м3 при аномальном пластовом давлении 18,2 МПа, при объемном расходе 2 - 4 м3/мин (рис. 5.15, в). В результате интервалы приемистости претерпели большие изменения (см. рис. 5.15, б и г), что указывает на перераспределение потоков в призабойной зоне пласта.

Таким образом, промысловые испытания в добывающих скважинах подтвердили фильтруемость компонентов ПДС в терригенные продуктивные пласты с проницаемостью 0,38 - 0,68 мкм2 и показали избирательность их действия на обводненную часть пласта. Кроме того, эти результаты являются доказательством принципиальной возможности воздействия водоизолирующим материалом на частично обводненный пласт в сравнительно далеко расположенных от скважин зонах коллектора.

Таблица 5.20

Результаты применения ПДС для ограничения притока закачиваемых вод в добывающие скважины на Ромашкинском месторождении

№ сква-

Индекс

Проница-

Коли-

Обводненность, %

Дебит нефти, т/сут

жины

горизон

та

емость,

мкм2

чество ПДС, м3

до обработки

после

обработки

до обработки

после

обработки

5799*

Д1

0,42

210

98,4

63,3

0,20

0,22

8073*

Д1

0,51

170

96,1

91,7

0,90

1,00

16375

ГЛ BB C1

0,68

160

99,0

99,0

0,03

0,03

6627

{-\ BB C1

0,61

220

96,8

80,1

1,90

4,20

13 124

Д1

0,38

422

100,0

67,0**

-

-

* Скважины, подлежащие ликвидации из-за высокого обводнения. ** Приток воды снизился на 33 %.

Рис. 5.15. Геофизические (а) и промысловые рабочие характеристики (б, в, г) скв. 13124 Холмовской площади Ромашкинского месторождения до (б), во время (в) и после закачивания ПДС (г):

Рн - давление нагнетания ПДС; Q - объем закачанного раствора; qo - объемный расход нагнетания ПДС; qп - приемистость пласта

На втором этапе опытно-промышленные работы с ПДС проводились по технологической схеме применения нефтевытесняющих агентов, т.е. полимердисперсной системой обрабатывались отдельные участки обводненного пласта с закачиванием ее через нагнетательные скважины. Основной характеристикой вытеснения, по которой определялись расчетная и дополнительная добыча нефти, была

зависимость логарифм накопленно-го водонефтяного фактора lgW -логарифм накопленной добычи воды lgQB. Для проверки надежности полученных результатов определялась зависимость накопленная добыча нефти Qh - логарифм накопленной добычи воды lgQE. После определения суммарных объемов накопленной нефти и воды по скважинам участка и построения графика выбранной характеристики по фактическому значению Q* на дату анализа находят lgQ* и по линейной зависимости устанавливают прогнозное значение lgQ^ как ординату абсциссы lgQ . По формуле

Q нпр = Q J/W^    (5.21)

находили прогнозную добычу нефти на дату анализа. Дополнительная добыча нефти вычисляется как разность между прогнозной и фактической

DQn = Q| - Q^.    (5.22)

Абсолютный прирост коэффициента охвата заводнением вычисляли по выражению

ДЛохВ Ап/рвыт,    (5.23)

где Дп - прирост коэффициента нефтеотдачи, равный отношению AQh/Q6sji (где Qeaji - балансовые запасы нефти участка); рвыт - коэффициент вытеснения, взятый из проекта разработки месторождения.

Кроме того, коэффициент охвата оценивался по изменению работающей толщины пласта расходомерами.

Опытные работы проводились на участках Ромашкинского месторождения с обводненностью продукции до 78 - 86 % при текущих коэффициентах нефтеотдачи в пределах 0,279 - 0,595 от балансовых запасов (табл. 5.21), что указывает на поздние стадии эксплуатации.

Технология закачки ПДС, состоящая в последовательном нагнетании в пласт компонентов ПДС, практически в обоих пластах одинакова, за исключением давления нагнетания ПДС, которое в девонском горизонте на 18 - 23 % выше, чем в бобриковском (рис. 5.16, г). Влияние закачки ПДС на участке нагнетательной скв. 11228 с добывающими скважинами 2312, 2328, 2329, 11229, 20796 проявилось через 4 - 5 мес. - возросли дебиты нефти при снижении содержания воды в добываемой продукции (см. рис. 5.16, д). На участках горизонта С1вв указанное время составило 1 - 3 мес., а в отдельных случаях -0,5 - 0,8 мес. (см. рис. 5.16, д). В результате ограничения движения воды по пласту на участке скв. 11228 за 16 мес. эффективной работы дополнительно извлечено 6738 т нефти, а на участках скв. 16353, 6628, 16671 - соответственно по 6968, 5575 и 7872 т нефти за 14 - 19

Характеристика объектов внедрения и технологические параметры закачивания ПДС на опытных участках Ромашкинского месторождения

Показатели

Участки нагнетательных скважин

по пласту

Д1

по пласту С1вв

11228

16553

6628

16671

Площадь участка, га

140,5

95,3

50,8

71,1

Плотность сетки скважин, га/скв.

28,1

23,8

16,9

17,8

Балансовые запасы участка, тыс. т

1959,1

1000,3

305,5

472,8

Проницаемость, мкм2

0,324

0,803

0,768

0,768

Пористость, доли ед.

0,188

0,212

0,324

0,224

Вязкость нефти, мПа-с

3,7

4,3

3,8

3,7

Обводненность продукции, добываемой с участ

78

82

86

86

ка, %

Текущий коэффициент нефтеотдачи, доли ед.

0,595

0,279

0,339

0,404

Среднесуточный дебит жидкости всех скважин

300

131

152

187

участка, т/сут

Плотность закачиваемой воды, кг/м3

1000

1050

1125

1125

Коэффициент вытеснения, доли ед.

0,72

0,65

0,62

0,62

Объем закачанной ПДС, м3

1200

1000

1890

1890

Приемистость при давлении, (м3/сут)/МПа:

до закачки

340/9,5

720/13,0

-

-

после закачки

288/10,5

770/14,2

-

-

мес. Эти данные получены по трем характеристикам вытеснения, которые дали расхождение в пределах 3 - 5 %, что указывает на достоверность результатов. Абсолютный прирост охвата пласта, определенный по балансовому методу с использованием фактического прироста добычи по формуле (5.9), составил 0,5 - 2,7 % (табл. 5.22).

На основании результатов промысловых испытаний 22.12.83 технология принята к внедрению в отрасли по решению ведомственной комиссии Миннефтепрома.

Второй этап промысловых исследований был направлен на решение задач о применении полимердисперсных систем в по-

Рис. 5.16. Диаграммы геофизических исследований (а), профили приемистости до закачки (б) и после закачки ПДС (в), графики изменения рабочих параметров нагнетания (г) и прирост добычи нефти (^) по скв. 11228 Ромашкинского месторождения

лимиктовых коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири и п-ова Мангышлак. Исследования на линейных моделях с образцами пород продуктивного пласта подтвердили идентичность механизма воздействия ПДС на неоднородный пласт, состоящий как из кварцевого песка, так и из полимиктовых песчаников А^, т.е. с увеличением неоднородности коэффициент отдачи при обработке ПДС возрастает. Первые ОПР с применением ПДС были начаты на Само-тлорском, Урьевском и Локосовском месторождениях. Опытнопромышленные работы проводились по методике, разработанной для терригенных отложений месторождений Урало-Поволжья. Результаты оценивались с применением термометрии по изменению профиля приемистости и притока нефти в добывающие скважины

Технико-экономические показатели обработки ПДС на опытных участках Ро-машкинского месторождения (в ценах 1991 г.)

Участки нагнетательных скважин

Показатели

по

пласту

Д1

„вв

по пласту С1

11228

16353

6628

16671

Дополнительная добыча нефти, т:

6738

6968

5575

7872

приведенная на 1м3 ПДС, т/м3

5,2

7,0

3,0

4,2

приведенная на 1т ПАА, т/т

9243

16590

7240

10223

Затраты на внедрение, тыс. руб.

13,002

7,133

7,605

3,978

Затраты на закачку 1м3 ПДС, тыс. руб.

10,0

7,1

4,0

2,0

Затраты на внедрение для дополнительной добычи 1 т нефти, руб/т

1,930

1,024

1,838

0,505

Экономический эффект, руб.

320,4

340,7

276,9

397,8

Экономический эффект на 1 руб. затрат на внедрение,

руб-

24,65

47,77

36,42

100,00

Повышение коэффициента нефтеотдачи, %

0,3

0,7

1,8

1,7

Увеличение коэффициента охвата заводнением, %

0,5

1,1

2,9

2,7

Продолжительность эффекта, мес

16

18

19

14

участка. Как видно из данных табл. 5.20 и рис. 5.17, изменения притока жидкости и профиля притока в скважинах носят аналогичный характер с месторождениями Татарстана, т.е. закачивание ПДС приводит к увеличению работающей толщины пласта и росту добычи нефти, подтверждая правомерность приведенных выше объяснений механизма действия ее и в полимиктовых коллекторах.

В целях уточнения характера действия ПДС на продуктивный пласт и глубины проникновения компонентов водоизолирующей системы по радиусу проведен анализ результатов комплекса геофизических и гидродинамических исследований, выполненных на опытных участках. Этот комплекс включает термометрию, измерение профиля приемистости до и после обработки скважин ПДС, пластовые и забойные давления, по которым строятся индикаторные диаграммы и кривые восстановления давления, а также определяются изменения притока жидкости в добывающие скважины и обводненности добываемой продукции.

Данные исследований РГД и термометрии (см. рис. 5.17), изменения профиля приемистости как на месторождениях Татарстана, так и Западной Сибири носят различный характер при сравнительно одинаковых результатах. Их можно объединить в три группы:

Рис. 5.17. Стандартный каротаж (а) и результаты геофизических исследований нагнетательных скважин до (б) и после обработки ПДС (в, г)

1) скважины, в которых локальные значения работающей толщины продуктивного пласта возрастают за счет подключения в работу ранее разрабатываемых пропластков. В скв. 573 и 15829 Урьевского и Ромашкинского месторождений (см. рис. 5.17) после закачивания ПДС произошло двукратное увеличение работающей толщины пласта. Такие изменения наблюдались и в скв. 15844, 26150, 5891, 16671 и др.;

Рис. 5.17. Продолжение

2)    при неизменной работающей толщине пласта происходит перераспределение фильтрационных потоков вследствие уменьшения приемистости высокопроницаемых и увеличения ее в малопроницаемых пропластках (скв. 1740, 11228, 16982, 6428 и др.);

3)    полное прекращение приемистости высокопроницаемых про-пластков после обработки ПДС при подключении в работу новых пропластков (скв. 15829, 15752, 1бб71, 14840 и др.).

Результаты обработки ПДС обводненных участков Ромашкинского и Урьевского месторождений

№ скв.

Нефтеносная площадь

Индекс горизонта

Обводнен-ность продукции, %

Дополнительная добыча нефти, т

15844

Чишминская

ГУ вв С1

68

7917

16671

То же

С1вв

79

10849

15829

"

ГУ вв

С1

98

524

26150

"

С1вв

96

477

16232

"

ГУ вв

С1

79

2964

6628

"

С1вв

86

8776

5891

Миннибаевская

ГУ вв

С1

77

667

17401

Сев.-Альметьевская

С1вв

84

6635

11228

Альметьевская

Д1

78

6738

14840

То же

Д1

98

96

21500

"

Д1

92

11193

15752

Березовская

С1вв

96

8099

573

Урьевское мест-е

БВ6

84

15541

538

То же

БВ6

54

7261

15829

Чишминская

вв

С1

90

8666

Несмотря на различный характер изменения профиля приемистости скважин на этих участках дополнительно извлечено до 7 - 11 тыс. т нефти (табл. 5.23), что указывает на подключение в работу ранее не работавших нефтенасыщенных прослоев.

Изучение индикаторных диаграмм нагнетательных скважин до и после обработки ПДС показывает, что изменение коэффициента приемистости скважин главным образом носит линейный характер. При этом происходит (рис. 5.18):

1)    увеличение коэффициента приемистости (скв. 15752), которое в основном связано с подключением в работу новых пропластков (скв. 13566, 15752, 16672 и др.);

2)    снижение коэффициента приемистости, как в скв. 11228, в которой произошло перераспределение потоков при неизменной толщине работающей части пласта (скв. 27036, 27061, 10024, 17401);

3)    коэффициент приемистости остается неизменным (скв. 3068) при колебании количества дополнительной нефти в широких пределах (скв. 21500, 3068, 15712, 14840, 16353, 27061);

4)    коэффициент приемистости после закачки ПДС резко увеличивается, как в скв. 13443, индикаторные диаграммы имеют выпуклость к оси давления после достижения некоторого значения забойного давления, что характерно для трещиноватых коллекторов.

На участках первых трех групп скважин в результате обработки ПДС дополнительно извлечено от 96 до 11000 т нефти (см. табл.

5.23), что указывает на перераспределение потоков во всех трех случаях. Исключение составляет участок скв. 13443 с вогнутой индикаторной диаграммой, где добыча нефти не изменяется, что дает основание предположить интенсивное увеличение поглощения ПДС по заколонному пространству.

Скв.15752 О 250    500    Q,    м3/сут    О

Скв.11228 250    500Q,M3/cyT

10

15

20

25

"Г........ .1-

15

..... , (

1V

Л.

ч,

- \

20

. s\

•ч

я

\ ‘'о

25

30

\ >• \

- ъ

\

2

1’iao • МПа

Рзаб> МПа

Скв.3068

Скв. 13443

250    500    <Э,мЗ/сут    0    250    500Q,M3/cyT

17,5

22,5

27,5

32,5

1 1

12,5

1 1

\

\ \ \Ч

17,5

-

\

\

\

V

\ Чч \

\ 1

2

22,5

- S

\1

ь 4

27,5

" — -о- 2

Рзаб’ МПа

Рис. 5.18. Индикаторные диаграммы скважин до (1) и после (2) обработки ПДС

Рзаб» МПа


Рис. 5.19. Изменения коэффициента продуктивности, обводненности добываемой жидкости (а) и пластового давления (б) до и после закачки ПДС:

15754 - номер скважины;----обводненность;    - продуктивность; - • - • - пластовое

давление

Результаты гидродинамических исследований, проведенные в добывающих скважинах экспериментальных участков, позволяют установить: после обработки нефтеводонасыщенного коллектора происходит увеличение пластового давления, что приводит к росту коэффициента продуктивности скважин. Тенденция уменьшения этого коэффициента и пластового давления до обработки после закачивания ПДС сменяется на возрастание этих параметров во времени при снижении обводненности добываемой продукции (рис. 5.19).

Как показали исследования методом кривых восстановления давления (КВД), такой характер изменения притока жидкостей основывается на изменении фильтрационных характеристик пласта. Так, на участке скв. 4094 (Самотлорское месторождение) коэффициент гидропроводности в добывающих скважинах изменяется в скв. 4095 от 8,00 до 1,86 мкм2-м/мПа-с, в скв. 7181 - от 20 до 2,7 и в скв. 12160 - от 0,64 до 0,46. Повторное исследование методом КВД через три месяца после обработки ПДС показало увеличение гидропроводности пласта в скв. 12160 до 1,3 мкм2-м/мПа-с и рост притока нефти. Анализ кривых восстановления давления показал, что встречаются случаи неоднократного увеличения коэффициента гидропроводности после обработки ПДС. На участках скв. 17401 и 16671 (Ромашкин-ское месторождение) гидропроводность после обработки ПДС при постоянной величине работающей толщины пласта увеличилась соответственно от 0,095 до 0,4 и от 0,0015 до 0,196 мкм2-м/мПа-с. На участках указанных скважин в результате обработки дополнительно извлечено от 6,6 до 10,6 тыс. т нефти.

Закачивание ПДС в пористую среду приводит к изменению проводимости продуктивного пласта. Для оценки глубины фильтрации ПДС по радиусу были использованы такие параметры, как гидропроводность и пьезопроводность. Наиболее полную информацию о фильтрационных свойствах пласта дает кривая восстановления давления, которая позволяет определить не только средние значения фильтрационных характеристик в некоторых областях пласта, но и их изменения в удаленных зонах, и оценить само расстояние до места определения характеристики пласта. Когда нефтяной пласт имеет зональную неоднородность, появляется возможность разделения комплексного гидродинамического параметра - гидропроводности на отдельные составляющие, не проводя дополнительных исследований. Известно, что [102, 123] неоднородность пласта фиксируется в виде изломов на преобразованных КВД. Расстояние до излома КВД можно оценить по формуле

R = г_й + л/лкх ,    (5.24)

где гпр - приведенный радиус скважин; к - пьезопроводность ближней к нагнетательной скважине зоны; т - время, за которое волна возмущения, вызванная остановкой или пуском скважин, дошла до границы неоднородности.

Вне зоны релаксационных процессов высокого порядка, где появляется возможность определения границы неоднородности пласта или глубины проникновения технологической жидкости, изменение гидродинамической характеристики после закачки ПДС можно найти по соотношению

где индексы 1 и 2 соответствуют значениям параметров до и после обработки ПДС.

Из формулы 5.25 следует, что по изменению времени прихода волны возмущения до границы неоднородности в пласте можно оценить изменение коэффициента пьезопроводности в данной зоне.

Процесс уменьшения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта за счет воздействия ПДС происходит за относительно короткий интервал времени, и мала вероятность изменения коэффициента сжимаемости пористой среды и вязкости насыщающей жидкости в исследуемой зоне. Это позволяет сделать допущение, что изменение коэффициента пьезопроводности в рассматриваемом интервале обусловлено только изменением проницаемости пласта. Последнее, в свою очередь, дает возможность расчленить на составляющие коэффициент гидропроводности, определяемый по КВД.

На рис. 5.20 представлены КВД нагнетательной скв. 15829 (НГДУ "Джалильнефть") до и после закачки ПДС. В данной скважине обработка ПДС произведена дважды через достаточно большой интервал времени. До обработки ПДС на расстоянии lgxj = 3,5 по оси времени наблюдается излом КВД. После первой обработки ПДС происходит смещение точки излома КВД в сторону больших времен

7.0

6.0

5.0

4.0

3.0

Ю

1.0 о


- lgx2 = 3,61. Отношение времени волны возмущения до границы

АР, МПа

Скв. 15829

АР, МПа

Скв.15150

з

¦ ¦'i^4~?

11,0

- 1

- У1 Xjr

10,0

- jT

- уГ /[

9,0

¦ j***' S 2

/! ! иУ

8,0

¦

- -> ¦'

7,0

- * Ул 1

6,0

- A

- ^ !

5,0

¦

¦ ¦ 11 j 1 iii i i

4,0_

i и i i и i i

2,8    3,2    3,6    4,0    4,4 lg t 3,0    3,4    3,8    4,2 lg f

Рис. 5.20. Кривые восстановления забойного давления в нагнетательных скважинах Ромашкинского месторождения до и после обработки ПДС:

1 и 3 - до обработки ПДС; 2 и 4 - после обработки ПДС

неоднородности до и после закачки ПДС равно т2 /т = 1,26, что соответствует, как следует из формулы 5.25, уменьшению коэффициента проницаемости данного участка в 1,26 раза. Уменьшается и коэффициент гидропроводности в 1,9 раза - от 0,21 до 0,11 мкм2-м/мПа-с.

В призабойной зоне с радиусом до 50 - 60 м многозвенный характер КВД обусловлен релаксационными процессами высоких порядков, что осложняет изучение этой области. Однако резкое изменение гидропроводности в призабойной зоне пласта после закачивания до 2 - 3 тыс. м3 ПДС (см. рис. 5.20, кривые 2 и 4). Анализ характера изменения кривых КВД скв. 15150, 15184 и появление излома на других участках по оси lgT показали возможность оценки параметров фильтрации ПДС. Расчеты, проведенные с использованием формулы (5.24), показывают, что эти изменения в вышеуказанных скважинах наблюдаются на расстоянии 70 - 85 м от точки обработки (lgT = 3,1^3,4), т.е. вне релаксационных процессов высоких порядков.

При анализе КВД опытных участков после обработки ПДС встречаются случаи неоднократного увеличения коэффициен- та гидропроводности. Например, по данным КВД участка скв. 17401 Ро-машкинского месторождения значения kh/ц в ближней зоне после обработки ПДС возрастают с 0,005 до 0,41 мкм2-м/мПа-с, а по РГД происходит только перераспределение фильтрационных потоков при постоянной величине работающей толщины. На участке скв. 16671 коэффициент гидропроводности изменяется с 0,0015 до 0,195 мкм2-м/мПа-с после закачки ПДС. Эта скважина находится в водонефтяной зоне. Как показывают результаты термометрии и исследований расходомерами в скважине, водонефтяная зона с толщиной 1 м, поглощающая всю закачиваемую воду, после обработки ПДС перестает принимать, что приводит к подключению в работу всей нефтенасыщенной части пласта толщиной 7 м. На этих участках через добывающие скважины было дополнительно извлечено 6,6 и 10,8 тыс. т нефти. По-видимому, многократное возрастание величины гидропроводности в призабойной зоне в несколько раз (см. рис. 5.20, кривые 3 и 4) указывает на проникновение ПДС на значительное расстояние от забоя скважин. При наличии узких промытых зон или литологических каналов существует вероятность проникновения ее на большие расстояния.

Анализ характера изменения кривых КВД скв. 15150 и 15844 показал появление излома после закачки ПДС на расстоянии 70 - 85 м от нагнетательной скважины (lgT = 3,1^3,4), т.е. вне релаксационных процессов высоких порядков. Образование их можно объяснить неравномерным проникновением ПДС в пористую среду из-за ее неод-

нородности, так как в обратном случае    2-ь3 тыс. м3 ПДС не рас

пространилось бы по радиусу более чем на 30^35 м от нагнетательной скважины.

Анализ результатов геофизических и гидродинамических исследований показал, что под воздействием ПДС в продуктивном пласте происходят различного рода положительные эффекты. Увеличение фильтрационного сопротивления промытых водой зон нефтеводонасыщенного коллектора после закачивания полимердисперсной системы на основе ПАА и глинистой суспензии приводит к росту пластового давления, коэффициента продуктивности добывающих скважин и в итоге - к извлечению дополнительной нефти, подтверждая тем самым выводы теоретических исследований на модели неоднородного пласта, приведенные в формулах (1.2) - (1.4). При этом полученные результаты практически не зависят от характера изменения профиля приемистости скважин и индикаторных диаграмм, хотя они в целом характеризуют состояние призабойной зоны пласта.

Разработанная технология на первых этапах по состоянию на 01.01.80 была внедрена на 87 участках нефтяных месторождений Татарстана, на 13 - Башкортостана и на 18 - Западной Сибири. Значительная часть этих работ проводилась в НГДУ "Джалильнефть" и "Альметьевнефть" после заводнения методом циклического воздействия.

Уже на первом этапе внедрения из 30 высокообводнен- ных участков месторождений Татарстана было дополнительно извлечено

99,2 тыс. т нефти при экономическом эффекте 5,043 млн руб. в ценах 1980 г. (табл. 5.24), что подтверждает наличие больших резервов совершенствования методов заводнения. На это указывает и то, что технология воздействия с ПДС не увязана с системой разработки и в основном применялась при очаговом заводнении. Как известно [81], в сильно-неоднородных пластах нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В этом отношении усилить эффективность воздействия можно применением ПДС, позволяющей локально изменить направления потоков. На поздней стадии разработки месторождений ПДС может способствовать извлечению нефти из целиков, исключая в определенных случаях бурение дополнительных скважин.

Технико-экономическая эффективность применения ПДС на 30 участках нефтяных месторождений Татарстана на 01.01.88

НГДУ

Показатели

Альметьев-нефть

Джалиль-

нефть

Всего

Горизонт

Д1

С1в

С1в

Количество обработанных скважин

8

7

15

30

Дополнительная добыча нефти, т:

всего

28353

27979

42854

99216

на 1 обработанный участок

3544

3997

2857

3307

на 1 м3 ПДС

1,56

2,65

1,59

1,79

на 1 т ПАА

3982

6891

3174

4033

Расход материала на обработанный участок:

ПДС, м3

2265

1506

1793

1852

ПАА, т

0,89

0,58

0,90

0,82

глинопорошка, т

48,4

38,2

58,4

51,1

Затраты на внедрение, руб.:

всего

113697

60310

103430

277437

на 1 обработанный участок

14212

8616

6895

12581

на закачку 1 м3 ПДС

6,27

5,72

3,84

4,99

на 1 т дополнительно добытой нефти

4,01

2,16

2,42

2,80

Экономический эффект, тыс. руб.:

всего

2441,4

2601,6

5043,0

на 1 обработанный участок

162,8

173,4

168,1

на 1 руб. затрат на внедрение, руб.

14,0

25,2

18,2

П р и м е ч а н и е. Цены 1991 г.

Результаты широких испытаний и внедрения технологий повышения нефтеотдачи высокообводненных пластов с применением полимердисперсных систем на месторождениях Татарстана, Западной Сибири и других регионов подтвердили эффективность нового направления ПНП (табл. 5.25).

Развитием данного направления явилась разработка технологий ПНП с применением модифицированных ПДС (табл. 5.26).

Научно-исследовательские работы по модификации ПДС проводились в следующих направлениях: повышение эффективности ПДС как базового метода на основе усовершенствования ее характеристик; регулирование реологических свойств, совмещение эффекта увеличения охвата с улучшением нефтевытесняющих свойств ПДС. Создание технологий комплексного действия, основанных на закачивании    за    водоизолирующими

Результаты внедрения технологий повышения нефтеотдачи пластов с применением полимердисперсных систем (ПДС) на нефтяных месторождениях РФ в период 1981—1997 гг.

п/п

Название технологии

Регион внедрения, ПО, АО

Месторождение

Начало внедрения, год

Кол-во

участ

ков

Пласт

Вид скважины для обработки

Длительность эффекта, мес.

Дополнительная добыча нефти, тыс. т.

на 1 обработку

Всего

Западная Сибирь

1

Технология ПНП с

"Лукойл-Ланге-

Локосовское, Урь-

1986

218

Полимик-

Нагне-

4-32

4,180

911,200

применением поли

паснефтегаз"

евское, По-точное,

товые

татель-

мердисперсных сис

Лас-Еганское,

ная

тем (ПДС)

Покачевское, Ю.-

Покачевское

" Нижневартовск-

Самотлорское

1986

123

То же

5* и бо-лее

5,400

664,1

нефтегаз"

"Сургутнефтегаз"

Федоровское

1988

91

"

В сред. 9,5

2,731

248,683

"Красноленинск-

Талинское

1990

13

"

3-9*

2,477

32,200

нефтегаз"

"Когалымнефтегаз"

Повховское

1990

8

"

2-12*

0,785

6,280

Всего:

453

4,111

1862,463

2

Технология ПНП с

"Варьеганнефть"

Варьеганское

1989

3

Добыва-

7*

1,960

5,880

применением ПДС

ющая

со стабилизирующи

"Сургутнефтегаз"

Федоровское

1989

2

То же

Более 4*

0,911

1,822

ми добавками (СПДС)

Русскинское

1994

2

ЮС1

Нагнета-

4-8*

1,650

3,300

тельная

"Лукойл-Ланге-

Нивагальское,

1995

5

В8, А5, А1-2

То же

4*

0,270

1,352

паснефтегаз"

С.-Урьевское

"Ноябрьскнефте-

Новогоднее

1995

3

"

0,687

2,060

Всего:

15

0,957

14,360

3

Технология ПНП с

"Нижневартовск-

Самотлорское

1989

11

А1, А2-3

Нагнета-

6-26*

11,92

131,200

применением ПДС с

нефтегаз"

тельная

ПАВ

4

Технология ПНП с применением ПДС с

Na2CO3

"Ноябрьскнефте

газ"

Всего:

Холмогорское

1989

6

17

БС8, БС11

То же

2-14*

1,680

4,160

10,080

150,442

И т о г о п о З а п а д н о й С и б и р и:

485

2017,983

Татарстан

1

Технология ПНП с применением ПДС

"Татнефть" "Тат-нефтеотдача"

Ромашкинское,

Ново-Елховское,

Бавлинское

1981

504

Девон, бобрик

Нагне

татель-

ная

6-48*

2,321

1169,713

2

Технология ПНП с применением модифицированной ПДС

"Татнефть"

"Татнефтеотдача"

Архангельск, Ер-субайкинское, И-М-Сульчинское, Бавлинское

1992

17

Карбонат

То же

12-48*

1,194

20,295

3

Технология ПНП с применением ГОК с ПДС

"Татнефтеотдача"

Ромашкинское

1992

45

Девон, бобрик

4-48*

3,859

173,644

4

Технология ПНП с применением ПДС с CaCl2

"Татнефтеотдача"

Ромашкинское

1993

20

4-36*

1,799

35,979

5

Технология ПНП с применением СПДС

"Татнефть"

Ромашкинское

1995

5

Добыва

ющая

3-11*

0,173

0,863

6

Технология ПНП с применением ПДС с щелочами

"Татнефтеотдача"

Ерсубайкинское, Ямашинское, Ро-машкинское

1996

5

Карбонат,

девон

Нагне

татель-

ная

7-14*

0,091

0,455

7

Технология ПНП с применением систем-но-циклич. ПДС

"Татнефть"

Ромашкинское

1997

2

Девон

То же

12*

2,356

7,992

В с е г о п о Т а т а р с т а н у:

598

1408,901

Продолжение табл. 5.25

Вид

Дополнительная

Начало

Кол-во

сква

Длитель

добыча нефти, тыс.

Название технологии

Регион внедре-

Месторождение

внедре-

участ-

Пласт

жины

ность эф-

т.

п/п

ния, ПО, АО

ния, год

ков

для об-

фекта, мес.

на 1 об-

Всего

работки

работку

Другие регионы

1

Технология ПНП с

“Башнефть”

Четырманское,

1986

21

iv

Q

1

Di

Нагне-

1,457

30,6

применением ПДС

Аргеевское, Сата-

татель-

евское, Серафи-

ная

мовское, Игров-

ское, Арланское,

Туймазинское,

Южно-Максимов-

ское, Шкаповское,

Воядинское

“Пермнефть”

Павловское

1994

3

Тульск

То же

3*

1,0

Уньвиньское

1994

1

Карбонат

"

5*

0,71

0,71

Всего:

25

32,31

2

Технология ПНП с

“Пермнефть”

Уньвиньское

1994

1

Карбонат

"

5*

0,800

0,800

применением моди

“Удмуртнефть”

Мишкинское

1994

1

"

8*

0,800

0,800

фицированной ПДС

“Коминефть”

Возейское

1993

9

"

В сред.

1,272

11,447

10,3

Всего:

11

12,247

В с е г о:

36

44,557

И Т О Г О П О В С Е М

Р Е Г И О Н А М

Р Ф:

1119

| 3,102

3471,481

к Эффект продолжается.

Комплекс технологий для повышения нефтеотдачи пластов на основе ПДС

Наименование технологии - способ разработки

Геолого-технические условия применения

Неоднородных пластов с применением ПДС

Неоднородных пластов с применением ПДС со стабилизирующими добавками

Обводненных месторождений с применением ГОК и ПДС

Обводненных пластов с применением ПДС с регулируемыми свойствами Неоднородных пластов с применением ПДС с хлористым кальцием Неоднородного нефтяного пласта с применением ПДС с карбонатом натрия Неоднородных пластов с применением ПДС с СТА

В терригенных и карбонатных отложениях

1.    В терригенных и карбонатных отложениях

2.    Для ограничения притока высоконапорных закачиваемых вод добывающих скважин

В терригенных отложениях, в пластах с алевролитами

В терригенных и карбонатных отложениях

В терригенных отложениях, в пластах с опресненными водами В терригенных и карбонатных отложениях

В терригенных отложениях

материалами типа ПДС нефтевытесняющих агентов: ПАВ, композиций ПАВ, кислот и щелочей - ПДС-ПАВ, ПДС-СТА (стабилизированный тощий абсорбент), СНПХ-95М, алюмохлорид-ПДС. Эти технологии основываются на перераспределении нефтеотмывающих реагентов в менее проницаемые пропластки и доотмыв нефти в основном канале.

Разработанные технологические схемы воздействия модифицированных ПДС на продуктивные пласты прошли испытания на опытных участках нефтяных месторождений Татарстана и Западной Сибири, находящихся на поздней стадии эксплуатации при обводненности добываемой продукции 95 - 98 %.

Полимердисперсные системы и их модификации являются эффективным средством повышения нефтеотдачи карбонатных пластов

- дополнительная добыча нефти на 27 обработанных участках месторождений АО "Татнефть", "Коминефть", "Удмуртнефть" за период 1991 - 1995 гг. составила 32397 т, в среднем на 1 обработку - 1200 т.

Модификация полимердисперсных систем применительно к извлечению нефти в более сложных геолого-физических условиях на поздних стадиях разработки месторождений позволяет повысить эффективность по сравнению с базовой технологией (ПДС) по дополнительной добыче нефти на 17 %.

Результаты промышленного внедрения комплексной технологии ПНП на месторождениях Татарстана приведены в табл. 5.25.

5.5. ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ ПРЕВРАЩЕНИЕМ КОМПОНЕНТОВ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА СЕРНОЙ КИСЛОТОЙ В ВОДОИЗОЛИРУЮЩУЮ МАССУ

5.5.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СЕРНОЙ КИСЛОТЫ С КОМПОНЕНТАМИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ДЛЯ СОЗДАНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩЕЙ МА ССЫ

Как известно, концентрированная серная кислота H2SO4 в пластовых условиях может вступать во взаимодействие с обоими компонентами системы горная порода - пластовая жидкость [150]. Наряду с образованием различных сульфокислот при реагировании H2SO4 с нефтью процесс сопровождается окислением и конденсацией наиболее высокомолекулярной части ее с переходом в кислый гудрон, формирование которого происходит сравнительно интенсивно (в течение 6

- 12 мин).

Количество образующегося кислого гудрона зависит от соотношения нефти и серной кислоты и повышается с увеличением содержания асфальто-смолистых веществ в нефти. Свежий гудрон, содержащий до 16 - 19 % силикагелевых смол и 5 - 7 % асфальтенов, представляет собой подвижную массу с вязкостью 60 мПа-с, которая увеличивается в результате окисления, конденсации и структурирования. В процессе закачки серной кислоты, по мере продвижения ее по пласту, происходит искусственное обогащение пласта сульфат-ионами. Введение в насыщенные жесткими хлоркальциевого типа водами пласты сульфат-ионов приводит к выпадению гипса и коль-матации заводненных каналов. Гипс образуется также при взаимодействии серной кислоты с карбонатными составляющими нефтенасыщенной породы.

Экспериментальные исследования взаимодействия серной кислоты с нефтью применительно к решению задач ограничения движения вод в пластах описаны в работах [192, 155 и др.]. Основные положения, использованные в разработке новых технологий, состоят в следующем.

Большая часть продуктов реакции серной кислоты с нефтью входит в состав кислого гудрона. На первом этапе исследования продуктов реакции серной кислоты с компонентами пласта изучалось изменение вязкости кислого гудрона во времени с использованием прибора "Реотест". Методика исследований состояла в смешивании серной кислоты с нефтью в стеклянном сосуде и получении образцов нефтесернокислотной смеси (НСКС), выдерживаемых в статических условиях при температуре 293 - 313 К. По истечении расчетного времени отстой сливался, и образцы загружались в измерительный цилиндр "Реотеста". Определялась вязкость образовавшейся массы и ее среднее значение по результатам пяти измерений различных образцов, приготовленных в одинаковых условиях. Максимальное отклонение измерений, установленное по методу Стьюдента, не превышало 3,8 %.

В экспериментах по определению вязкости кислого гудрона, находящегося в динамических условиях, приготовленные образцы сразу погружались в измерительный цилиндр, после чего включали прибор.

В качестве взаимодействующих компонентов системы использовалась нефть бобриковского горизонта С™ Ромашкинского месторождения (см. табл. 3.9), а также отработанная на нефтеперерабатывающих заводах алкилированная серная кислота (АСК). Наиболее интенсивно вязкость в статических условиях повышается в первый час после приготовления, затем кривая несколько выполаживается и через 7 ч достигает значения 11300 мПа-с (рис. 5.21). Зависимость вязкости от времени, полученную обработкой данных экспериментов, можно выразить формулой

ц = 12275,8 - 12173ет - 0,26т,    (5.26)

где т - время выдержки нефтесернокислотной смеси (НСКС) при заданной температуре.

При постоянной нагрузке (Dr = 1с-1) вязкость кислого гудрона,

0    2    4    6    Время


я1125

С s

| 750 | *75

Рис. 5.21. Зависимость динамической вязкости кислого гудрона от скорости сдвига (1) и времени покоя (2)    Скорость сдвига, С"*

полученного смешением компонентов при том же соотношении, достигает 305 - 309 мПа-с и стабилизируется на этом уровне. Это можно объяснить разрушением структуры, формирующейся при взаимодействии серной кислоты с асфальтено-смолистыми веществами в динамических условиях. Изменение вязкости кислого гудрона в динамических условиях следующее.

Время выдержки кислого гудрона, ч......................................................0,1    1    3    5

Вязкость, мПа-с    190    228    305    309

Приведенная на рис. 5.21 кривая зависимости вязкости от величины скорости сдвига описывается уравнением

ц = 1721,87 ДТ0,60.    (5.27)

Перепад давления АР, при котором кислый гудрон начинает фильтроваться в пористой среде как вязкопластическая жидкость, определяется по формуле

а~тЛ

АР = a0 r - гг),    (5.28)

Vk

где аг - 0,017; т0 - предельное напряжение сдвига; гк и гс - радиусы соответственно контура распространения кислого гудрона и скважины; к - проницаемость пласта.

Для обеспечения фильтрации кислого гудрона из пласта в скважину должно выполняться условие АР > АР0 (где АР - перепад давления, приложенный к зоне распространения кислого гудрона). Вытеснение кислого гудрона из пласта с дебитом q при заданных параметрах пористой среды и флюидов достигается при разности давлений в пласте и на забое скважины [121]:

аат„ , Г~2    !    ,    дца УЧ? + qT / mnh

АВ =


+


2nkh^2n + дт / m nh

где h - толщина пласта; q - расход жидкости; т - время фильтрации; ц и цж - вязкость соответственно кислого гудрона и пластовой жидкости (воды); m - пористость.

По мере увеличения проницаемости пористой среды значения перепада давления, при котором начинается фильтрация жидкостей рассматриваемой системы, снижается. Увеличение фильтрационного сопротивления пористой среды с ростом проницаемости для предотвращения вытеснения кислого гудрона, как следует из анализа формулы (5.20), можно обеспечить увеличением радиуса распространения его в пласте с применением большого количества НСКС или использованием нефти с более высоким содержанием смол и асфаль-тенов. Как показала практика применения НСКС в терригенных и карбонатных продуктивных пластах нефтяных месторождений Татарстана, для этой цели можно использовать девонскую нефть, содержащую 8 - 10 % смол и 3 - 4 % асфальтенов. Однако при температурах 293 - 333 К наиболее эффективны нефти верхних горизонтов, содержание в которых смол и асфальтенов соответственно 15 и 5 %.

При химическом взаимодействии серной кислоты с компонентами минерализованной воды образуются малорастворимые в воде сульфаты и сульфонаты кальция, что позволяет рассматривать серную кислоту в пластовых условиях как осадкообразователь. При растворении одного объема карбоната кальция в серной кислоте получается около двух объемов малорастворимого гипса. В карбонатных коллекторах или терригенных, скелет которых содержит карбонатные составляющие, образующийся при реакции серной кислоты с нефтью, кислый гудрон наполняется кристаллами гипса и других соединений серной кислоты с горными породами и солями пластовой воды, увеличивая тем самым объем закупоривающей массы.

Таким образом, уплотнение, коагуляция асфальтенов и конденсация смол при взаимодействии серной кислоты с нефтью приводит к образованию кислого гудрона с вязкостью 30 -    60    мПа-с, который

через 1 - 1,5 ч при температуре 303 К превращается в нетекучую массу с вязкостью (7 - 10)-10 мПа-с. Наполнение его продуктами реакции кислоты с карбонатными составляющими пород в пластовых условиях увеличивает объем образующейся массы и создает дополнительный эффект изоляции. Этот механизм взаимодействия серной кислоты с минералами пород и пластовыми жидкостями с частичным превращением их в водоизолирующую массу был использован для разработки новой технологии ограничения движения вод независимо от их минерализации для температурных условий 273 - 333 К [13].

На этой же основе разработан и другой способ для пластов с температурой 373 - 423 К [14]. В пласт закачивают отходы процесса алкилирования парафиновых углеводородов олефиновыми фракциями в присутствии концентрированной серной кислоты в качестве катализатора следующего состава, % (масс.): смолисто-масляные вещества - 6 - 10; сульфокислота - 9 - 11; серная кислота - 80 - 85. Этот состав по своим свойствам близок к истинным растворам, поэтому легко прокачивается в низкопроницаемые пласты. Исследованиями установлено, что при высоких температурах (373 К и выше) через определенное время (5 ч и более) в результате реакции сульфирования, разложения сульфосоединений, окисления и уплотнения происходит образование твердого продукта, который представляет собой смесь из смол, асфальтенов, карбонов и других соединений.

5.5.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ НСКС

При разработке технологии ограничения водопритоков в добывающие скважины с применением концентрированной серной кислоты в смеси с нефтью учитывались следующие основные требования:

1)    сохранение проницаемости нефтенасыщенной части пласта для нефти, т.е. обеспечение селективности изоляции путей водоприто-ков;

2)    получение кислого гудрона в призабойной зоне пласта или на устье скважины;

3)    соблюдение оптимального соотношения между серной кислотой и нефтью для получения необходимого количества кислого гудрона;

4)    исключение возможности обратного вытеснения кислого гудрона из пласта;

5)    освоение скважин после водоизоляционных работ без дополнительного или повторного вскрытия пласта.

В ТатНИПИнефть и АО "Татнефть" были проведены экспериментальные работы по применению НСКС в промысловых условиях [154, 192, 155, 92].

Для реализации описанных выше механизмов образования водоизолирующей массы в пластовых условиях разработаны технологические схемы получения и закачки нефтесернокислотной смеси в обводненный коллектор (рис. 5.22). Схема I применяется для получения кислого гудрона непосредственно в обводненной скважине путем одновременно-раздельной закачки серной кислоты по насосно-компрессорным трубам и нефти по кольцевому пространству. Схема II основывается на закачивании ранее приготовленной на устье НСКС с известными параметрами через НКТ в обводненный пласт нефти по кольцевому пространству для сохранения проницаемости верхней части пласта. В отдельных случаях предусматривается использование пакера. Схема III, как и схема I, связана с получением кислого гудрона на забое скважины, но с последующим закреплением интервалов перфорации цементом или отверждающимися смолами типа ТСД-9 с формалином.

Рис. 5.22. Технологические схемы применения НСКС для ограничения притока вод в скважины:

1 - серная кислота; 2 - нефть; 3 - тампонажный материал; 4 - нефтекислотная смесь; 5 -глинистые породы; 6 - водонефтяной контакт; 7 - вода

Постоянной подачей нефти по кольцевому пространству при закачивании кислоты решаются две задачи: 1) восполнение недостающей для образования кислого гудрона нефти, так как в промытых водой зонах количество остаточной нефти не превышает 10 - 28 % порового объема [40, 150]; 2) сохранение проницаемости пласта для нефти в результате постоянного поступления ее в верхние перфорированные отверстия, а кислоты в нижние под действием гравитационных сил - плотность серной кислоты в 2 - 2,5 раза превышает плотность нефти.

Объем кислого гудрона W, необходимый для закупоривания обводненных зон пласта, определяется по формуле где d - диаметр зоны распространения кислого гудрона по пласту; h

- толщина обводненной части пласта; m - эффективная пористость пласта.

При постоянных значениях h и m значение радиуса распространения кислого гудрона, как следует из формулы (5.30), является функцией параметров q, ц, т0, к и АР, где АР - перепад давления, возникающий в призабойной зоне при добыче нефти из пласта. Объем закачиваемого кислого гудрона можно представить в виде функции

W = f(ц, т0, к, АР, q, h, m).    (5.31)

Известно, что зависимость первых пяти членов между собой описывается уравнением [121]

АР = akb,    (5.32)

где а и b - коэффициенты, выражающие зависимость градиента давления от скорости фильтрации и вязкости жидкостей в пласте.

Для предотвращения фильтрации жидкости из пласта, заполненного кислым гудроном, необходимо, чтобы

grad P(d/2) > АР,    (5.33)

где grad Р - градиент давления, при котором начинается вытеснение кислого гудрона из пористой среды.

Тогда при подстановке значения d > 2AP/gradP в формулу (5.30) получим минимально необходимый объем НСКС:

2

nhmAP    „    ,ч

W =-.    (5.34)

2 2b a к

Остальные технологические параметры применения НСКС определяются опытным путем в промысловых условиях.

Испытания разработанных технологий проводились в обводненных скважинах Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского, Ямашевского, Ульяновского и других месторождений Татарстана, приуроченных к терригенным и карбонатным    отложе-

Рис. 5.23. Результаты геофизических исследований, параметры закачки НСКС и рабочие характеристики скв. 1639 Ромашкинского месторождения:

а - диаграмма стандартного электрокаротажа; б - графики изменения давления Р, расхода кислоты и нефти при закачивании НСКС; в - изменение дебита нефти и воды до и после проведения работ по ограничению движения воды в пласте; 1 - определение приемистости пласта; 2 - подготовка скважины к закачке НСКС; 3 - замена нефти в НКТ на АСК; 4 - закачка НСКС в пласт

ниям девона и верхнего карбона. Ниже, на примере скв. 1639, приводится описание технологических операций, типичных для разрабатываемой технологии. Нефтекислотная смесь закачивалась для ограничения притока подошвенной воды. До обработки НСКС скважина работала с дебитом нефти 0,5 т/сут при обводненности 95 % (рис. 5.23). По технологической схеме I закачано через НКТ в м3 безводной нефти бобриковского горизонта. Для предотвращения смешения серной кислоты с водой до и после нее в НКТ закачано по 200 л дизтоплива. Весь цикл работ по закачке НСКС составил 1 ч 23 мин (см. рис. 5.23). После этого, приподняв трубы на 85 м выше перфорационных отверстий, скважину оставили под давлением на 24 ч для взаимодействия кислоты с пластом.

скважину 6


м


отработанной серной кислоты, по кольцевому


про странству - 15 м безводной нефти бобриковского горизонта. Для


Скважина освоена без повторного вскрытия пласта перфорацией при помощи насоса СНГН-2-43, спущенного на глубину 938 м. После нагнетания НСКС суточный дебит нефти увеличился с 0,5 до 6,5 т/сут, а содержание воды уменьшилось в 5,8 раза. Накопленная добыча нефти за 20 мес. эксплуатации скважины после закачки НСКС составила 1500 т, уменьшение объема попутной воды - 16,8 тыс. м3.

Опытно-промышленные работы с применением НСКС по разработанным технологическим схемам проведены в скважинах, эксплуатирующих проду ктивные горизонты девонского Д, До и верхнего карбона Свв, Q, Q . Особенность применения НСКС по этим горизонтам заключается в том, что значительная часть работ проведена в скважинах, эксплуатирующих карбонатные коллекторы, где способы цементирования практически не дают результатов, т. е. успешность их не превышает 20 -    30 %. В группу опытных были включены

скважины с предельным обводнением продукции (скв. 256, 1379), подлежащие ликвидации (скв. 15890, 16023, 15108, 15899), в которых известные методы цементирования и закачивания смол не давали результатов. Отклонения в методике допускались лишь в зависимости от применяемых схем: по схеме II через НКТ закачивалась готовая смесь нефти с кислотой, а по схеме III производилось цементирование. Для получения НСКС использовалась дегазированная нефть бобриковского и турнейского горизонтов с содержанием асфаль-тенов до 8 и смол до 23 %, алкилированная серная кислота Уфимского НПЗ. Скважины осваивались без дополнительного вскрытия эксплуатационных колонн перфорацией.

Анализ результатов опытно-промышленных работ позволил установить возможность извлечения дополнительной нефти из высо-кообводненных пластов с применением новой технологии, основанной на превращении компонентов нефти и пород в водоизолирующую массу, подтверждая тем самым обоснованность выдвинутых в данной работе теоретических положений. Наиболее ярким подтверждением их является достижение высоких показателей в карбонатных коллекторах, проницаемость пород которых не превышает 0,1 мкм2. Успешность процессов ограничения притока вод в них достигает 75 % (табл. 5.27), что намного превышает показатели способа цементирования. В результате на каждую скважино-операцию до-

Результаты применения НСКС для ограничения притока закачиваемой воды в добывающих скважинах АО "Татнефть”

Количество ремонтов

Количество дополнительно добытой нефти, т

Уменьшение объема попут-ной

3

воды, м

Длительность эффекта, мес.

НГДУ

всего

из них успешных

всего

на один успешный ремонт

всего

на один успешный ремонт

всего

на одну скважи-ну

Альметьев-

16

9

18368

2041

167493

18610

147

16,8

нефть

Елхов-

6

2

5697

2848

95187

47599

14

7,0

нефть

Ленино-

8

4

3599

900

31883

7971

57

16,2

горскнефть

Сулеев-

6

4

759

189

350089

87522

174

43,2

нефть

Азнакаев-

28

19

83347

4386

133081

70000

344

28,0

нефть

Иркеннефть

9

2

24691

12645

7

41530

20765

12

6,0

полнительно извлечено в среднем 736 т нефти, а объем попутно добываемой воды уменьшился на 36,2 тыс. м3.

Высокие результаты были получены с применением НСКС и в терригенных отложениях верхнего карбона (табл. 5.28). При обводненности продукции до 95 - 98 % в 58 скважинах было извлечено дополнительно 29 тыс. т нефти пр3и уменьшении количества попутно извлекаемой воды на 1,02 млн м . Такие же результаты были получены и в более сложных условиях ограничения притока подошвенных вод.

Таблица 5.28

Технологические показатели применения НСКС в терригенных и карбонатных продуктивных пластах

Тип коллектора

Изолируемая

вода

Количество скважино-ций

опера-

Прирост добычи нефти и объем изолированной воды на 1 сква-жино-операцию

всего

из них успешных

количество

%

нефть, т

3

вода, м

Карбонатный

Подошвенная

8

6

75

452

11100

Нижняя

11

5

45

406

29184

Терригенный

Подошвенная

43

26

60

542

18798

Нижняя

15

9

60

386

14424

Итого

77

46

59,7

Технология ограничения притока вод с применением НСКС в добывающих скважинах в терригенных и карбонатных коллекторах решением ведомственной комиссии Миннефтепрома от 15.12.1977 г. принята к промышленному внедрению в нефтедобывающей промышленности [92].

Дальнейшее развитие работ с НСКС было направлено на решение задач по ограничению притока в скважины закачиваемых вод при разработке залежей с применением высоких давлений на линии нагнетания. Фильтруемость в пористую среду НСКС при постоянном поступлении нефти в верхние перфорационные отверстия эксплуатационного фильтра скважины позволяет решать эту задачу в значительной части скважин без отключения обводненного пласта из разработки, применив I и II из разработанных технологических схем. Главная особенность процесса в отличие от ограничения пластовых вод заключается в нагнетании НСКС в пласты с высоким давлением с предварительным дренированием пластов и применением других вспомогательных операций с использованием пакера.

За 1980 - 1982 гг. ограничение высоконапорных закачиваемых вод с применением нефтесернокислотной смеси по предложенной технологии было проведено в 73 скважинах Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений (табл. 5.29). Среднее пластовое давление составляло 19,2 МПа. Средняя величина успешности равняется 54,8 %, что на 22 - 25 % выше, чем при отключении пластов цементированием. Дополнительная добыча нефти из отремонтированных скважин достигает 136,39 тыс. т, объем изолированной воды - 2,017 млн м3.

Полученные результаты позволяют внедрять разработанную технологию с применением нефтесернокислотной смеси при обводне-

Таблица 5.29

Технологические показатели эффективности применения НСКС в зависимости от характера обводненности скважин и геологического строения пластов

Изолиру-

Количество

ремонтов

Количество дополнительно добытой нефти, т

Объем изолирован-

~ 3

ной воды, м

Средняя

продолжи

тельность

емая вода

всего

из них успешных

всего

на один успешный ремонт

всего

на один успешный ремонт

эффекта,

мес.

Подошвен

ная

30

16

22207

1388

198366

12398

16,0

Нижняя

129

76

258564

3402

900554

11984

21,5

Закачива

емая

73

40

136391

3425

1613840

40372

18,4

нии как пластовой, так и закачиваемой водами.

Эффект от воздействия НСКС на обводненный пласт по ряду скважин продолжается более 2 - 2,5 лет, добыча дополнительной нефти достигает более 2500 т, объем изолированной воды - более 4200 м3 на одну скважино-операцию.

5.5.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЛАСТИ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ НСКС

Одна из задач промысловых исследований состоит в определении оптимальных условий эффективного применения НСКС в зависимости от:

геологического строения продуктивного пласта; коллекторских свойств; обводненности добываемой продукции; технологических параметров нагнетания НСКС в пласт. Методически решение задачи основывается на статистическом анализе результатов обработки НСКС обводненных пластов в 232 скважинах. За основной критерий оптимальности технологических параметров и условий применения приняты технологические и экономические показатели (см. табл. 5.29).

Ограничение притока подошвенных вод из водонефтяных пластов с применением НСКС позволило извлечь из каждой успешно обработанной скважины 1388 т дополнительной нефти. В литологически неоднородных пластах этот показатель составляет 3402 т, т.е. в этой разнице проявляется зависимость эффективности применения разработанной технологии от неоднородности коллектора. В целом указанные работы экономически оправданы - расчетами установлено, что среднегодовой эффект от внедрения метода составляет 3,44 млн руб., а на одну обработку - 27,6 тыс. руб. в ценах 1991 г., что позволяет использовать технологию в обоих случаях.

С увеличением проницаемости коллектора в определенных пределах успешность применения НСКС возрастает, а затем начинает снижаться. Статистическая зависимость, полученная математической обработкой фактических данных для терригенных пород (табл. 5.30), описывается уравнением

Y = 204VkS exp(-1,19k),    (5.35)

где к - проницаемость пород, мкм2.

Расхождение между фактическими данными (см. табл. 5.30) и расчетными по формуле (5.35) не превышает 3,8 %. Экстраполируя значения успешности в пределах изменения проницаемости от 0 до

Успешность обработок скважин с применением НСКС при различной проницаемости пласта

Показатели

Коэффициент проницаемости, мкм2

0,1

0,3

0,5

0,7

0,9

1

Успешность обработок фактическая, %

62

74

75

71

68

64

Успешность обработок, рассчитанная по формуле (5.35),

%

57

78

79

74

66

62

1,5 мкм2 по уравнению (5.35), при помощи критерия Ymax/2 (где Y -успешность работ) определяем, что Ymax = = 80 % при к = 0,42 мкм2, а наиболее эффективная область применения НСКС располагается в пределах 0,2 - 0,7 мкм2.

Проведенный сравнительный анализ по результатам применения гипана в тех же условиях показал, что наиболее эффективная область применения гипана соответствует проницаемости, равной 0,4 мкм2 и более. Следовательно, при заполнении пор обводненного пласта кислым гудроном, образующимся при экзотермическом процессе взаимодействия концентрированной серной кислоты с нефтью, успешность работы в менее проницаемых пластах выше, чем при использовании ионогенных полимеров типа гипана. Объем массы в этих условиях достаточен для изменения проницаемости пористой среды. С увеличением проницаемости и водопроводящих каналов частичное заполнение кислым гудроном крупных пор и трещин не обеспечивает достаточного фильтрационного сопротивления для снижения подвижности воды. При структурировании гипана отвержденная масса располагается по всему объему. Хотя и в этом случае поры заполняются частично, подвижность воды снижается значительно больше, чем при НСКС, подтверждая тем самым вывод о зависимости эффекта воздействия не только от количества реагента, но и от механизма образования водоизолирующей массы.

Анализ успешности ограничения притока вод с применением НСКС в зависимости от обводненности добываемой продукции подтверждает ранее выработанный критерий определения области эффективного применения методов ограничения водопритоков по содержанию воды в извлекаемой жидкости, обводненность должна быть более 70 % [154, 192, 155].

Эффективность применения НСКС для ограничения притока вод зависит от следующих технологических параметров: давления нагнетания, объема закачиваемой смеси, соотношения нефти и кислоты и от приемистости скважины. Изменение давления нагнетания в насосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве между сосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной при одновременно-раздельной закачке кислоты с нефтью и постоянной производительности агрегатов характеризует процесс фильтрации жидкостей через эксплуатационный фильтр в пласт. Стабильные значения давления в кольцевом пространстве скважины после выхода на режим свидетельствуют о равномерной фильтрации тампонирующей смеси и нефти в каналы фильтра. Повышение его по сравнению с установившимся указывает на увеличение фильтрационного сопротивления в каналах поступления воды из-за закупоривания их кислым гудроном и содержащимися в нем минеральными наполнителями и уменьшение поглощающего интервала фильтра. Дальнейший рост давления приводит к задав-ливанию НСКС в нефтенасыщенную часть пласта и снижению его проницаемости относительно нефти. Величина приведенного давления | (в отн. ед.) определяется по уравнению

(5.36)

где Pi - текущее давление нагнетания; Р0 - давление нагнетания нефти в кольцевом пространстве скважины в процессе исследования ее на приемистость по нефти.

Безразмерное время определяется из соотношения

0 = Т,/Тв,

(5.37)


где т, - время, соответствующее определенной стадии нагнетания жидкости; тв - время выравнивания давления в НКТ и кольцевом пространстве скважин.

Кривые 1 и 2 (рис. 5.24) характеризуют изменение давления соответственно в заливочных трубах (НКТ) и кольцевом пространстве при исследовании приемистости скважин нагнетанием воды; кривая

3 - при закачивании нефти по кольцевому пространству при открытой линии к НКТ; кривая 4 - при заполнении кислотой насоснокомпрессорных труб. После указанных операций начинается нагнетание кислоты по НКТ и нефти по кольцевому пространству в пласт. Кривые 5 и 6 показывают типичное изменение давлений в кольцевом пространстве и НКТ при одновременной закачке нефти и кислоты. Однако давление нагнетания при одинаковых условиях проведения процесса может отклоняться от расчетного в сторону увеличения (кривые 7 и 8). Такой характер изменения давлений указывает на ограниченную фильтрацию нефти и кислоты в пласт, что является следствием нагнетания жидкостей в скважину при производительности агрегатов, превышающей ее приемистость, или резкого закупоривания путей водопритоков. В обоих случаях необходимо снизить производительность агрегатов, а при продолжении роста давления процесс прекратить, чтобы исключить закупоривание нефтенасыщенной части пласта кислым гудроном.

1    2    3    4    Время,    отн. ед.

Рис. 5.24. Графики изменения давления на устье скважины в процессе нагнетания жидкости в скважину:

1 и 2 - давление в НКТ и в кольцевом пространстве; 3 - при закачивании нефти по кольцевому пространству; 4 - при заполнении НКТ кислотой; 5 и 6 - в кольцевом пространстве; 7 и 8 - то же при ограниченной приемистости пласта

Для оценки влияния режимов нагнетания на успешность проводимых работ и затрат времени на освоение скважин проведен анализ скважин, обработанных НСКС (табл. 5.31). Скважины разделены на три группы в зависимости от изменения давления в точке О, т.е. на пересечении линий 5 и 6 при одновременной закачке нефти и кислоты. При стабилизации значений давления нагнетания или небольшом отклонении их от линии ДО (не более 10 %) скважины отнесены в первую группу. Во вторую - отнесены скважины, в которых процесс закачки прекращается при превышении этого предела на 11 - 25 %; в третью - скважины со значительным превышением критических давлений (заштрихованная зона на рис. 5.24).

Показатели успешности ремонтов по группам скважин с различным режимом нагнетания НСКС

Группа скважин

Количество скважин

Затраты времени на освоение, скв.-ч

всего

из них успешных

1

60

32

26,0

2

18

12

28,8

3

4

2

192,0

Динамика изменения давлений, выраженная кривыми 5 и 6, характерна для 76 % обработанных скважин. Максимальное отклонение фактических давлений от расчетных составляет 9,8 %. Максимальная успешность воздействия НСКС достигается во второй группе скважин. При проведении работ в режиме, который описывается кривыми 7 и 8, резко увеличиваются затраты на освоение скважин.

Анализ кривых изменения относительного давления во времени (9) показывает, что после стабилизации режима закачки (кривая 5) давление изменяется по линейной зависимости

| = a + М.    (5.38)

Аналогичный характер изменения имеет увеличение давления в НКТ (кривая 6), т.е. к завершению технологического процесса

| = b2 (9 - с9),    (5.39)

где bj и b2 - характеризуют угол наклона указанных линий относительно оси времени; а и с - отрезки, отсекаемые этими линиями на оси координат.

В точке О    = §6, тогда a + bj9 = b2(9 - с9). Решая эти уравнения

относительно 9, находим

9 = a + b2c9/(b2 - bj).    (5.40)

Подставляя в уравнение (5.38), получим давление, соответствующее времени выравнивания его в НКТ и кольцевом пространстве:

%5 = bx(a + bc)/(b2 - b:).    (5.41)

Коэффициенты b1 и b2 соответствуют значениям тангенса угла наклона прямых к оси ординат, т.е. b = tga и b2 = tgb. Тогда

Значения коэффициентов а и с определяются по величине отсекаемых на осях координат отрезков (см. рис. 5.24).

Максимально допустимые давления в кольцевом пространстве не должны превышать более чем на 20 % давление, фиксированное в процессе определения приемистости изолируемого пласта при работе агрегатов, участвующих в закачивании жидкости в пласт (на рис. 5.24 заштрихованная зона). Тогда

|тах = 1,2 tgP(a + ctga)/tgP - tga,    (5.43)

по которому определяется ожидаемое конечное давление и регулируется режим нагнетания компонентов.

Методом статистического анализа на основании данных, полученных по 232 скважинам, установлены пределы закачивания НСКС в зависимости от приемистости обводненного пласта (табл. 5.32). При объемных соотношениях кислоты и нефти 1:1, 1:2, 1:3, 1:4 успешность РИР соответственно составляет 54, 59, 67 и 57 %, максимальная успешность получена при соотношении 1:3.

Результаты применения цементирования пласта после закачивания НСКС согласно схеме III (см. рис. 5.22) показывают, что это приводит к увеличению стоимости работ при одинаковых технологических показателях.

По результатам проведенных исследований определены следующие граничные условия эффективного применения метода:

1)    проницаемость пород: терригенные - 0,2 - 0,7 мкм2; карбонатные - 0,1 мкм2 и более;

2)    обводненность добываемой продукции - до 99 %;

3)    минерализация воды - не ограничивается;

4)    дебит скважины по жидкости - 1 т/сут и более;

5)    пластовая температура - не выше 323 К;

6)    характер обводнения - нижняя, подошвенная и закачиваемая воды.

Таким образом, с применением серной кислоты с учетом граничных условий можно реализовать предложенный механизм превращения компонентов продуктивного пласта в водоизолирующую мас-

Таблица 5.32

Рекомендуемые объемы НСКС в зависимости от приемистости

Приемистость скважины, м3

Объем нефтесернокислотной смеси на 1 м толщины пла-

3

ста, м

при 10 МПа

при 8 МПа

< 20 > 20

5

7

3,5

5,0

су. Такими компонентами в коллекторе являются асфальтены и смолы, содержащиеся в нефти, карбонатные составляющие горных пород или растворенные в пластовой воде соли кальция. Основным материалом в новой технологии является кислый гудрон, образующийся при взаимодействии серной кислоты с асфальтенами и смолами нефти, при недостатке последних в пласте они подаются дополнительно по трубам. В условиях терригенных и карбонатных коллекторов месторождений Урало-Поволжья при температуре в пласте 293 - 333 К наиболее эффективно использование нефтей с массовым содержанием смол и асфальтенов более 15 %.

Технология ограничения притока вод в добывающие скважины внедрена на промыслах АО "Татнефть". Общий объем внедрения на 01.01.87 составил 910 скважино-операций. Анализ техникоэкономических показателей применения НСКС в 220 скважинах показывает, что применение метода позволило извлечь дополнительно из обводненных пластов 0,754 млн т нефти, сократить объем попутной воды на 19,1 млн м3. Фактический экономический эффект составил за 1976 - 1982 гг. 15,77 млн руб. (в ценах 1991 г.).

5.5.4. ВНЕДРЕНИЕ РАЗБУРИВАЕМЫХ ПАКЕРОВ-ОТСЕКАТЕЛЕЙ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННЫЕ ПЛАСТЫ

Развитие методов разработки нефтяных месторождений, основанных на применении повышенных давлений, и переход основных нефтяных месторождений на позднюю стадию эксплуатации ставят новые задачи по созданию технологического оборудования, способствующего повышению надежности методов ограничения притока вод в пластах и отключению высокообводненных зон. Отключение таких пластов с высокой проводимостью приводит к уменьшению степени неоднородности коллектора и, как следствие, к увеличению охвата их заводнением и, как показано в работах [73, 124, 144], повышает текущую и конечную нефтеотдачу пластов.

Технология отключения обводненных пластов и пропластков в принципе сводится к тампонированию обводненного интервала закачиванием цемента отверждающими смолами. При этом она может осуществляться с использованием и технических средств - пакеров, летучек и других устройств [7, 54, 145, 156, 202, 216 и др.]. Анализ современных методов отключения обводненных пластов, применяемых в нефтепромысловой практике (рис. 5.25), выявил следующие недостатки:

низкую успешность отключения обводненных пластов тампонированием через заливочные трубы: в нижних интервалах пласта - 50

- 70 %, в "верхних" и "средних" - 30 - 35 % [50];

отсутствие надежных пакерующих устройств для закачивания тампонирующих смесей [54, 145]. Применение пакеров многоразового пользования не устраняет разбавление смеси при снятии их с установленного места. Пакеры одноразового действия отечественного производства не обеспечивают достаточную надежность при современных методах разработки залежей заводнением [138, 202];

взрывные пакеры с резиновыми и металлическими уплотнительными элементами при больших преимуществах по ускорению процесса не решают задачу при отключении пластов, обводненных высоконапорными водами;

применение перекрывающих патрубков, гофр, что сужает диаметр ствола, при повторной перфорации снижается качество разобщения пластов;

мосты из дисперсных материалов и отверждающихся систем, которые применимы только для отключения нижних пластов или носят вспомогательный характер.

Для решения задач своевременного отключения обводненных высоконапорными водами пластов и закачивания в них водоизолирующих материалов была разработана новая технология с использованием специальных разбуриваемых пакеров-отсекателей, детальное описание конструкции которых приводится в работах [15, 89, 94]. Основная конструктивная особенность, в отличие от известных в нефтяной практике, заключается в том, что они позволяют соединять заливочные трубы с подпакерной зоной на любом этапе процесса при помощи хвостовика и выполнять ряд других вспомогательных операций. С целью ускорения посадки пакера, упрощения технологии эксплуатации и охраны окружающей среды разработано устройство для опрессовки колонн труб в скважине, исключающее излив жидкости во время подъемных операций [15].

ЦНСПСрСЛЫЛ

материалов


ме^рывакшне

\стройпа*



?

X

2

с\

t


м

5j

1

и

S

а

3

5.

е

3.

3

ггН

у

а о4!

К

1г?:

в

V i_

с 1

зь

! ?. 1 ?

1 =

я

1

Ll

3

S

с

'?

H


ОТИержцйГОЩЧМЖ jitter пориш из систем


t JipmWItHHfM

¦«ХННческмх

f.ptlfTfl


Рнп. S, 2& КйнхкфННЦм    отчг.ипи'Хия.    обгслжснША    EUiano®    hj 11ЯЯ-

pitfrinui. цр^аншеion я кгфтс и^ммг-тоьиД пулкгпке

Опытно-промышленные работы по испытанию технологии проводились на заводняемых с применением высоких давлений закачки площадях Ромашкинского месторождения. Как видно из данных табл. 5.33, эксперименты проводились в сложных гидродинамических условиях при аномальных пластовых давлениях:

Результаты отключения обводненных пластов разбуриваемыми пакерами-отсекателями на Ромашкинском месторождении

№ скважины

Интервал перфорации, м

Отключаемый

пласт

Давление отключаемого пласта, МПа

Глубина установки пакера, м

Давление закачки тампо-нажного мате

Тампонажный материал

до отключения

после отключения

риала, МПа

тип

объем, м3

13459

1836,8-1838,0

1832,8-1835,2

Нижний

18,5

1836,0

11-12

Смола

Цемент

1,2

0,8

576

1636.0-1638,0

1640.0-1641,0

1636,0-1638,0

То же

21,0

1638,5

18-20

3,0

4818

1777.0-1780,0

1784.0-1787,0

1770,0-1780,0

19,5

1782,0

18

0,4

5445а

1729.0-1732,0

1735.0-1737,0

1735,0-1737,0

Верхний

18,0

1720,0

16

4,5

5418

1745.0-1748,0

1759.0-1762,0

1745,0-1748,0

Нижний

19,4

1756,0

16

0,8

7384

1692.0-1696,0

1700.0-1704,0

1700,0-1704,0

Верхний

19,6

1698,0

21

2,0

12415

1634.0-1637,0

1640.0-1644,0

1634,5-1637,0

1644,0-1645,0

Нижний

19,0

1639,0

18

Смола

3.0

1.0

2187

1604.0-1608,0

1618.0-1621,0

1604.0-1608,0

1618.0-1621,0

Верхний

20,6

1598,0

16-21

Цемент

3.0

1.0

7303

1691.0-1692,0

1696.0-1698,0

1691,2-1692,0

1696,5-1698,0

Закачиваемый

25,0

1676,0

14

3,2

Рис. 5.26. Технологические схемы отключения пластов с применением разбуриваемых пакеров-отсекателей:

б, в, е - закачивание тампонирующей смеси; а, г, д, ж - с использованием заглушки без тампонирующей смеси; 1 и 2 - колонны НКТ; 3 и 4 - пакеры ПР-Г и ПР-К; 5 - место нарушения колонны

Таблица 5.34

Условия применения разработанных технологий и водоизолирующих составов

Технологии, методы, водоизолирующие составы

Минерализация воды, мг-экв/л

Проницаемость, мкм2

Тип коллектора

Пластовое

давление,

МПа

Температура,

К

Обводненность добываемой про

терригеный

карбонатный

дукции, %

Ограничение притока минерализо-ваннных вод в скважины с применением: гипана

Не менее 880

0,35-0,6

+

20

278-353

70-99

сополимера МАК-ДЭА

Не менее 300

Более 0,30

+

+

20

278-370

Более 70

Ограничение притока вод в скважины с применением:

НСКС1

Не ограничи-

0,2-0,6

+

20

273-353

Более 70

НСКС2

вается

То же

0,2-0,6

+

+

50

373-473

70-99

Составы: композиция на основе акрилами-

Более 0,2

+

27,5

273-373

До 99

да и гипана (АА-Г) композиция на основе сополиме-

Более 0,2

+

+

23

283-373

До 99

ра по полиметакриловой кислоты с акриламидом (ПМАК-АА) Увеличение охвата пластов воздей

Не более 800

Более 0,35

+

+

25

278-353

70-99

ствием с применением ПДС

Отключение обводненных пластов

Не ограничи-

Не ограни-

+

+

30

До 373

Не ограничи-

с использованием пакеров-отсекателей

вается

чивается

вается

а)    в скв. 5445а, 7384, 2187 из разработки отключались "верхние" (в литологической колонке) пласты с давлением до 20,6 МПа;

б)    в скв. 13459, 576, 4818, 5418, 12415 - нижние пласты с давлением выше 18 МПа;

в)    в скв. 7303, 9967 устранена затрубная циркуляция и произведено отключение пласта при давлениях 23 - 25 МПа.

Из указанных скважин в девяти успешно отключены пласты с высоким давлением. В двух нагнетательных (скв. 7303, 9967) устранены сильные перетоки между смежными пластами по заколонному пространству, достигающие до 212 м3/сут. Аналогичные результаты были получены на Узеньском месторождении п-ова Мангышлак и Урьевском месторождении Западной Сибири при температурах забоя до 353 К. По результатам проведенных опытно-промышленных работ к внедрению рекомендованы следующие технологические схемы применения пакеров-отсекателей (рис. 5.26). Определены условия эффективного применения технологии в зависимости от пластового давления, температуры забоя и технических условий в скважинах. На 01.01.87 технология внедрена в 24 скважинах месторождений Татарстана и Западной Сибири, что позволило сократить затраты времени на отключение пластов на 65,7 %.

По результатам опытно-промышленных работ и внедрения в производство разработанных методов в различных физико-химических и геологических условиях определены следующие оптимальные условия эффективного применения их при разработке нефтяных месторождений (табл. 5.34).

В табл. 5.34 не приведена система заводнения, при которой наиболее эффективно применена ПДС. Обобщение результатов внедрения ее на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья показывает, что использование ПДС наиболее целесообразно при площадном и очаговом методах заводнения.

5

МЕТОДИКА И АППАРАТУРА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ МОДЕЛЕЙ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ВОДОЙ И С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПОЛИМЕРДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ

5.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Наиболее достоверным, наглядным, а иногда и самым доступным способом обоснования применимости физико-химических методов увеличения нефтеотдачи является эксперимент по нефтевытеснению из модели пласта. Важным элементом этого этапа исследований по разработке новых технологий УНП является правильный выбор адекватных моделей пласта и методики подготовки и проведения лабораторных экспериментов.

Необходимость правильного моделирования в лабораторных условиях физико-химических методов увеличения нефтеотдачи вызвана не только научной значимостью, но и, главным образом, большой практической актуальностью, так как именно на базе лабораторных исследований создаются технологические схемы и проводятся опытно-промышленные работы по применению современных методов увеличения нефтеотдачи. Неверные выводы на стадии лабораторного моделирования могут либо дискредитировать высокоэффективный метод, либо, наоборот, вызвать неоправданно большие материальные затраты при внедрении в промышленных масштабах малоэффективного способа увеличения нефтеотдачи. При этом следует подчеркнуть, что речь идет не только о величине прироста коэффициента вытеснения. На стадии лабораторного моделирования необходимы заключения о расходе реагентов на взаимодействие с нефтью, породой и остаточной водой, выборе наиболее технологичных реагентов, их концентрации, объема оторочки, последовательности закачки и т.д.

Обширный круг вопросов, связанных с проведением лабораторных экспериментов по вытеснению нефти растворами химреагентов, целесообразно сгруппировать, выделив среди них следующие основные: подготовка образца; подготовка модели нефти; проведение опыта; оценка расхода реагента; выбор оптимальной технологии.

Рассмотрим эти вопросы более подробно.

5.2. ВЫБОР МОДЕЛЕЙ ПОРИСТЫХ СРЕД

На основе обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований, выполненных во ВНИИнефть, БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, НИИНефтеотдача, УГНТУ, СибНИИНП, ПермьНИПИнефть и других исследовательских учреждениях, принимается, что на величину коэффициента нефтеотдачи неоднородного пласта при вытеснении нефти водой и растворами химреагентов существенно влияют такие факторы, как состав и свойства нефти; свойства пластовых и закачиваемых вод; тип, минералогический состав, физикохимические свойства, размеры оторочек и технология закачки растворов химреагентов; совокупность форм и значения остаточной нефтенасыщенности пласта к началу применения технологии увеличения нефтеотдачи.

Важнейшими факторами, влияющими на процессы вытеснения нефти из неоднородных пластов, являются состав нефти, содержание в ней поверхностно-активных и структурообразующих компонентов, определяющих реологические и фильтрационные свойства нефти. Большую роль играет содержание компонентов, характеризующих адсорбционные и диффузионные процессы в пластовых системах.

Одной из причин, снижающих эффективность способов повышения нефтеотдачи с применением оторочек различных технологических жидкостей, является неоднородность пласта. В частности, наиболее распространенная послойная неоднородность продуктивного пласта приводит к нарушению условий оптимальности и непрерывности объема оторочек. Степень влияния этого фактора на выработку запасов нефти зависит от соотношения коэффициентов проницаемости отдельных прослоев, а в реальных пластах и от коэффициента расчлененности продуктивного пласта. Существенно влияет зональная неоднородность и прерывистое строение пласта-коллектора. Неоднородность пористой среды оказывает влияние на механизм нефтеотдачи не только из-за нарушения оптимальности объемов и непрерывистости оторочек, но и за счет изменения характера смачиваемости поверхности породы вытесняющей жидкостью.

Известно, что некоторые процессы, способствующие увеличению коэффициента охвата пласта воздействием, такие как противоточная капиллярная пропитка, фильтрация нефти из более нефтенасыщенных прослоев в менее нефтенасыщенные могут происходить в неоднородных пластах при наличии гидродинамической связи между прослоями. В связи с этим наличие или отсутствие гидродинамической связи следует считать одним из факторов, влияющих на полноту вытеснения нефти из неоднородного пласта. При количественной оценке влияния этого фактора в реальных пластах необходимо пользоваться коэффициентом гидродинамической связанности пластов.

При разработке залежей нефти, обладающей существенными аномалиями вязкости, важное значение приобретают величины создаваемых градиентов давления на фронте вытеснения и способность композиционных систем или химреагентов улучшать реологические и фильтрационные свойства нефтей.

Вязкость растворов химических реагентов, межфазное натяжение на границе с нефтью, а также размеры оторочек этих систем рассматриваются как факторы, влияющие на коэффициент нефтеотдачи пласта.

Физические основы процессов вытеснения нефти из неоднородных пластов водой и с использованием различных водоизолирующих составов и растворов полимеров изучены недостаточно полно. В связи с этим прогнозирование коэффициентов вытеснения нефти из пористых сред и охвата воздействием неоднородного пласта на стадии проектирования промысловых экспериментов путем математического моделирования затруднительно. Для решения этой задачи на данном этапе следует использовать результаты экспериментальных исследований, выполненных с соблюдением условий приближенного моделирования процессов вытеснения остаточной нефти из моделей неоднородных пористых сред.

При проведении лабораторных опытов с моделированием условий терригенных коллекторов могут применяться насыпные модели пористых сред с использованием кварцевого песка или помола естественных кернов, извлеченных из продуктивного пласта, а также модели, составленные из нескольких образцов естественных кернов. Для этой цели могут быть использованы и искусственные сцементированные модели, изготовленные по специальным технологиям, разработанным с учетом минералогического состава и физических свойств пород изучаемого объекта.

В лабораторных исследованиях, выполненных нами с целью изучения закономерностей вытеснения нефти из послойно неоднородных пластов, в основном использованы насыпные модели пористых сред. Заданные значения коэффициентов проницаемостей обеспечивались путем подбора фракций кварцевого песка, степени и способа его уплотнения.

В отдельных экспериментах применялись также составные модели из естественных кернов и искусственно сцементированные модели пористой среды, изготовленные в лабораторных условиях.

Для уплотнения песка и предотвращения проскальзывания вытесняющей жидкости на внешнюю поверхность манжеты подается давление воздуха или минерального масла. При использовании длинных кернодержателей без бокового обжима, представляющего собой трубку из нержавеющей стали, для устранения проскальзывания жидкости внутренняя стенка кернодержателя покрывается слоем песка на эпоксидной основе или делается винтовая нарезка с шагом не более 0,8 мм.

Подготовка кварцевого песка производится по следующей технологии. Исходный кварцевый песок широкой фракции засыпают в эксикатор, заливают 30%-ным раствором соляной кислоты и выдерживают в кислотном растворе в течение 72 ч, периодически размешивая фарфоровой ложкой. Песок в эксикаторе, из которого слит раствор кислоты, отмывают дистиллированной водой. Степень отмыва песка проверяется лакмусовой бумажкой. Промытый песок следует просушить в сушильном шкафу при температуре 105 °С до постоянной массы, после чего его вручную просеивают крупным ситом (0,8 или 1,2 мм) для удаления крупных галек и сора.

Предварительно просеянный песок пускается в помол в мельницах с облицованной внутренней поверхностью барабана керамикой. Степень загрузки барабана вместе с шарами не должна превышать 0,5 его объема. Продолжительность помола определяется опытным путем и зависит от требуемого значения коэффициента проницаемости модели пласта. Помол из барабана мельницы высыпают в 20-литровую бутыль и заливают дистиллированной водой, перемешивают и через 4 мин воду со взвешенной в ней пылью сливают. Эту операцию повторяют 3 — 4 раза. Отмученный помол песка необходимо сушить в эмалированной кювете в сушильном шкафу при температуре 105 °С до постоянной массы. После просушки помол песка рассеивают по фракциям в течение 40 мин.

Модель послойно неоднородного пласта с гидродинамически не связанными пропластками создается путем использования двух или более параллельно включаемых в систему вытеснения кернодержателей с разными коэффициентами проницаемости пористой среды.

Модели неоднородного пласта, состоящего из двух гидродинамически связанных пропластков, готовят с использованием кернодержателей специальной конструкции. Керно-держателем служит труба из нержавеющей стали с внутренним диаметром не менее 30 мм, длиной 1 м. На одном конце кернодержателя устанавливается резиновая пробка с закрепленной вдоль образующей стальной перфорированной пластиной. Ширина пластины соответствует внутреннему диаметру кернодержателя. К пластине прикрепляется хлопчатобумажная ткань длиной, несколько большей длины керно-держателя. Таким образом, полость кернодержателя разделяется с помощью пластины и ткани на две равные половины. По обе стороны стальной пластины в пробке устанавливают две выходные трубки диаметром 6 мм для отбора жидкости. После предварительной подготовки кернодержателя каждая половина полости трубы заполняется предварительно подготовленным песком «крупной» и «мелкой» фракций. Концы кернодержателя закрываются, и кернодержатель устанавливается на вибростенд для уплотнения на заданное время. Коэффициенты проницаемости отдельных прослоев по воздуху изменяют путем набивки отдельных кернодержателей песком соответствующей фракции при одинаковом уплотнении.

При использовании в качестве моделей пласта естественных кернов применяют составной образец длиной не менее 300 мм, монтируемый из отдельных цилиндрических образцов с ненарушенной структурой диаметром не менее 27 мм. При определении коэффициента вытеснения нефти из трещиновато-кавернозных    или    трещиновато-порово-каверноз-

ных пород необходимо применять образцы диаметром не менее 40 мм.

Цилиндрические образцы высверливаются из керна параллельно напластованию с обработкой торцевой поверхности перпендикулярно оси цилиндра. Длина отдельных цилиндрических образцов должна быть не менее 25 мм.

В случае малой анизотропии породы (при различии значений коэффициентов проницаемости по напластованию и перпендикулярно напластованию менее, чем в 1,5 раза) допускается применение цилиндрических образцов, высверленных перпендикулярно напластованию.

Отдельные цилиндрические образцы, высверленные из керна, должны быть освобождены от нефти спиртобензольной смесью (примерное соотношение 1:2) или хлороформом и отмыты от солей с последующей сушкой до постоянной массы при температуре, не превышающей 105 °С. При наличии повышенной глинистости следует сушить их при температуре не более 80 °С. Для ускорения сушки допускается помещать образцы над хлористым кальцием или в вакуумный шкаф.

В опытах должны исследоваться образцы пород тех продуктивных отложений, для которых будет проектироваться рассматриваемый физико-химический метод. Использование образцов пород других объектов, и особенно насыпных моделей, с целью получения данных для определения эффективности недопустимо, так как наряду с вязкостью нефти, содержанием в ней асфальтосмолистых комплексов, парафинов и т.д., а также свойствами вод, содержащихся в пласте и используемых для вытеснения, существенную роль играет неоднородность скелета породы как по строению порового пространства, так и по химическим свойствам поверхности фильтрующих пор и каналов. Следует подчеркнуть, что в опытах должны использоваться образцы только из нефтенасыщенной части пласта, которые после экстракции по показателю смачиваемости обычно резко отличаются от образцов водонасыщенной части. Последнее может привести к различным значениям коэффициента вытеснения Кв по воде и растворам химреагентов.

Изменение проницаемости в пределах составной колонки не должно превышать 50 % от среднего значения. Газопроницаемость отдельных образцов керна следует замерять при фильтрации газа (воздуха, азота) на установках типа ГК-5 при всестороннем давлении_обжима 2 МПа. Среднюю проницаемость модели пласта k определяют экспериментально или вычисляют по формуле

n    n l

k = ? lt : ? "p -    (5.1)

i=1    i=1 ki

где n — число образцов кернов в модели пласта; i — номер образца керна; l — длина i-го образца, см; ki — газопроницаемость i-го образца, мкм2.

Открытая пористость и объем пор образцов керна определяются методом насыщения пластовой водой или ее моделью. В качестве модели пластовой воды необходимо применять водные растворы хлористого натрия и хлористого кальция или шестикомпонентной смеси (Na + - Ca2 + - Mg2 + , Cl-- HCO3 -SO2-). Остаточную воду в образцах керна перед опытом следует создавать одним из косвенных методов (центрифугирования, капиллярной вытяжки, капилляриметрии, вытеснения воды углеводородными жидкостями Мессера) или сочетанием нескольких методов, которые обеспечивают соответствие содержания воды в образцах керна водонасыщенности породы в пластовых условиях.

Открытую пористость m0, остаточную водонасыщенность стсв и объем пор Vn модели пласта рассчитывают по формулам

i=1    V i=1 i=1 J

где G3i    масса i-го образца, насыщенного    водой,    при    взвешивании в    воздухе, г; Gu масса сухого    i-го    образца    перед

опытом, г; G2i масса i-го образца, насыщенного водой, при взвешивании в воде, г; G4i — масса i-го образца с остаточной водой, г; Vn — объем пор i-го образца, см3; рв — плотность воды в образце, г/см3.

При многократном использовании в опытах естественных образцов пород следует применять один растворитель и фиксировать продолжительность экстракции с тем, чтобы не внести существенных изменений в характер естественной смачиваемости. Перед опытами по вытеснению следует проверить смачиваемость образца (ОСТ 39-180 — 85) [119, 120]. Это вызвано тем, что смачиваемость весьма существенно (до 10 % абсолютных и более) влияет на коэффициент вытеснения Кв

и может значительно меняться как за счет длительного хранения на воздухе, так и в результате проведения предварительных работ с образцами. О характере смачиваемости и ее изменении можно также судить, измерив фазовую проницаемость собранной модели по керосину и нефти. В случае значительного (в 3 — 7 раз) отличия между средней газопроницаемостью модели и фазовой проницаемостью по углеводородам можно заключить, что модель гидрофобна. Коэффициент вытеснения по воде в этом случае окажется низким, а применение гидрофилизирующих поверхность породы растворов может значительно повысить коэффициент вытеснения нефти.

Следует отметить, что естественные образцы песчаника, получаемые из кернов, поднятых при бурении скважин, имеют очень небольшие линейные размеры. Если образцы песчаника высверливать из кернов параллельно напластованию, то их длина будет не более 40 — 50 мм.

Кроме того, работа с естественными образцами песчаника заметно усложняется, если фильтруется не материнская жидкость. Физико-химическое взаимодействие поверхности пористой среды с инородной жидкостью может привести к изменению структуры порового пространства как вообще, так и в процессе фильтрации.

Оценочные лабораторные исследования показали, что в опытах по вытеснению нефти из моделей послойно неоднородных пластов, в связи с необходимостью изменения коэффициентов проницаемости в широких пределах, длина модели должна быть не менее 0,5 м.

По этой причине была разработана методика изготовления искусственных образцов песчаника больших размеров с учетом рекомендаций и опыта кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений УГНТУ (канд. техн. наук К.Я. Коробов).

В рассматриваемой методике в качестве исходного материала для изготовления образцов также используются мар-шаллит и кварцевый песок узкой фракции с диаметром песчинок 0,1- 0,2 мм. Изменяя процентное содержание маршал-лита, можно получить образцы песчаника различной проницаемости. При этом диапазон изменения проницаемости довольно широкий (от 0,05 до 4^6 мкм2). Фракционный состав и порометрическая характеристика образцов, как уже указывалось выше, будут соответствовать девонским и угленосным песчаникам месторождений Татарии и Башкирии.

В качестве цементирующего вещества используется гли-

нопорошок, применяемый для изготовления запальных свечей автомобилей. Порошок изготовляется из каолиновой глины, используемой в производстве фарфора. Для спекания образцов из смеси маршаллита, кварцевого песка и глинопо-рошка требуется определенный температурный режим.

Методика изготовления искусственных образцов песчаника состоит в подготовке исходного материала, прессовании смеси, сушке образцов и их термической обработке.

В первую очередь производится помол кварцевого песка, применяемого при производстве электроламп. Этот песок обычно содержит очень мало примесей. С помощью сит соответствующих номеров отсеивают узкую фракцию с диаметром зерен 0,1- 0,2 мм. Отсеянную фракцию тщательно промывают сначала в слабом растворе соляной кислоты, а затем дистиллированной водой. После промывки песок просушивают.

Для получения малопроницаемых кернов также дополнительно просеивают маршаллит, из которого отсеиваются фракции более 0,1 мм.

Затем тщательно перемешивают в ступке маршаллит и песок фракции 0,1- 0,2 мм. Изменение проницаемости изготавливаемых образцов песчаника достигается путем изменения процентного соотношения маршаллита в смеси, а также путем изменения нагрузки при прессовании образцов. Поэтому готовят смеси маршаллита и песка фракции 0,1- 0,2 мм в следующих процентных соотношениях:

просеянный маршаллит (маршаллит, из которого отсеяны фракции песка более 0,1 мм);

смеси просеянного маршаллита и песка с концентрацией маршаллита 100, 90, 80, 70, 60, 50, 40, 30, 20, 10 % (по массе).

В каждом случае навеску смеси подбирают опытным путем, исходя из объема (размера) образца песчаника. При уменьшении процентного содержания маршаллита в смеси следует несколько увеличить общую массу компонентов. В этом случае образцы получаются практически одинаковых размеров. Если же общая масса компонентов в различных смесях будет одинаковой, то образцы с малым содержанием маршаллита могут оказаться негабаритными.

Одновременно с приготовлением смесей песка и маршал-лита производится затворение цементирующей глины (као-линитовой глины).

Для этого глина истирается в порошок и затворяется в дистиллированной воде. На две части воды по массе берется одна часть глинистого порошка. Глинистый порошок тща-260

тельно перемешивают в воде до получения гелеобразной массы. Эта смесь остается в покое на 24- 36 ч и затем снова тщательно перемешивается.

В каждую навеску смеси маршаллита и песка добавляют приготовленный глинистый раствор и все это тщательно перемешивают в фарфоровой ступке до получения однородной массы серого цвета. Содержание глинистого раствора (цементирующего вещества) составляет по массе 12- 15 % от массы смеси маршаллита и песка. В этом случае содержание глины в образце после просушки составит 4- 5 % (по массе). Содержание глинистого раствора в образцах с меньшим содержанием маршаллита следует увеличивать постепенно от 12 до 15 % соответственно в смесях со 100 % и 10%-ным содержанием маршаллита. Полученная однородная масса смеси маршаллита, песка и глинистого раствора является готовым составом для изготовления искусственных образцов песчаника.

Изготовление искусственных образцов под прессом производится в соответствующей пресс-форме. Нами изготовлена и использована цилиндрическая пресс-форма конструкции К.Я. Коробова, размеры которой выбраны исходя из наиболее ходовых размеров образцов песчаника, получаемых из кернов. Конструкция пресс-формы показана на рис. 5.1. Пресс-форма состоит из корпуса 1, крышки 2 и пуансона 3. Внутренняя поверхность корпуса и рабочая поверхность пуансона — полированные.

Крышку пресс-формы с помощью двух винтов крепят к корпусу. После этого в пресс-форму загружают приготовленную ранее смесь маршаллита, кварцевого песка и глинистого раствора. Массу смеси подбирают опытным путем, исходя из минимально допустимой длины изготавливаемого образца. Загружаемую смесь тщательно утрамбовывают с помощью пуансона.

Затем пресс-форму ставят под пресс. Величина нагрузки, создаваемой прессом, должна примерно соответствовать величине горного давления. Расчеты показывают, что при длине пресс-формы 20- 25 см, имитация горного давления на девонские продуктивные пласты, примерно равного 40 МПа, достигается созданием нагрузки в 5000- 6000 кг. Не следует создавать слишком высокие нагрузки при прессовании, поскольку возможно образование конусообразных трещин в образце.

При изготовлении образцов под прессом нагрузку постепенно увеличивают от нуля до максимальной в течение

30 - 40 мин. Максимальная нагрузка выдерживается 15 — 20 мин. Затем в течение 30й 40 мин постепенно уменьшают нагрузку до нуля.

Пресс-форму вынимают из-под пресса. Винты крышки отвинчивают. Осторожно снимают крышку. На торце образца со стороны крышки ставят номер образца. Затем с помощью пуансона образец песчаника извлекают из корпуса пресс-формы. При извлечении образца из пресс-формы необходимо соблюдать осторожность в связи с возможностью его разрушения.

Спрессованные образцы сначала сушат при комнатной температуре в течение 3— 4 сут, затем загружают в сушильный шкаф, в котором образцы сушатся 8 ч при температуре

100— 105 °С.

Термическая обработка производится с целью спекания

частиц глины и кварцевого песка для придания механической прочности образцам. Технология термической обработки заимствована на заводах, где изготовляются запальные свечи и керамика. На этих заводах термическая обработка изделий проводится в тоннельных печах с максимальной температурой 1300- 1350 °С. Получить такую температуру в муфельных электрических лабораторных печах не представляется возможным. Поэтому для термической обработки образцов в лабораторных условиях рекомендуется пользоваться высокотемпературной электропечью, используемой для проверки термопар. В качестве нагревательных элементов в таких печах применяются специальные керамические, так называемые селитовые стержни. При отсутствии печей серийного

Рис. 5.2. Высокотемпературная печь для термической обработки искусственных образцов пористой среды:

1 - труба внутренняя; 2 - стержень селитовый; 3 - изоляционная засыпка; 4 - кожух печи; 5 - труба внешняя; 6 - защитный кожух

выпуска можно изготовить такую печь путем некоторой реконструкции обычной муфельной печи. На рис. 5.2 показана схема высокотемпературной нагревательной печи, где электрическими нагревательными элементами являются селито-вые стержни.

Высушенные образцы загружают в печь. Печь включается в сеть через автотрансформатор. С помощью автотрансформатора температура в печи постепенно повышается до максимальной 1300- 1350 °С. Время повышения температуры 46 ч. Затем с помощью автотрансформатора и отключения печи температуру постепенно понижают до окружающей. Регистрацию температуры можно производить с помощью хро-мель-алюмелевой термопары и потенциометра. После термической обработки торцы образцов стачивают так, чтобы длина образца соответствовала длине резиновой манжеты кер-нодержателя.

При изготовлении образцов необходимо тщательно следить за их нумерацией, а все данные о составе смеси, количестве цементирующего вещества, нагрузке при прессовании и т.д. необходимо заносить в специальный журнал.

Готовые образцы тщательно осматривают. При обнаружении трещин образцы бракуют и изготавливают новые. После определения воздухопроницаемости образцов строят зависимость проницаемости от содержания маршаллита. При наличии большого разрыва в проницаемости следует изготовить дополнительные образцы, в которых процентное содержание маршаллита будет не обязательно кратным десяти.

5.3. ПОДГОТОВКА МОДЕЛИ НЕФТИ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

При изучении процессов вытеснения нефти водой и другими вытесняющими агентами в лабораторных условиях, результаты которых можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт, необходимо учитывать все факторы, определяющие величину коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием вытесняющим агентом.

Полнота извлечения нефти зависит от целого ряда характеристик: от характеристики модели пористой среды, от скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границах фаз, разности их плотностей, структуры порового пространства, угла смачивания твердой фазы, содержания и свойств связанной воды, а также химического состава нефти и вы-

тесняющих ее жидкостей и др. Исследованиями последних лет установлено, что на полноту извлечения запасов нефти существенно влияют структурно-механические свойства нефтей, проявляющиеся при малых градиентах пластового давления [81, 123, 125].

В теории моделирования пластовых процессов предлагаются безразмерные параметры, учитывающие влияние только первых трех факторов. Для учета структурных особенностей порового пространства и его смачивающей характеристики рекомендуется в экспериментальных исследованиях пользоваться реальными пористыми средами. Однако использование образцов реальной нефтесодержащей породы в качестве моделей пористой среды в лабораторных опытах связано с большими трудностями. Дело в том, что реальные горные породы содержат в себе различные примеси, которые так же, как цементирующие материалы, при экстрагировании образца либо выносятся из порового пространства, либо растворяются. Наряду с изменениями структуры порового пространства изменяется также смачивающая характеристика твердой фазы.

Из-за отсутствия количественных характеристик, которые бы позволили учесть влияние химического состава нефти и вытесняющей жидкости, в теории моделирования вообще отсутствует соответствующий параметр подобия. Это связано с трудностью учета влияния на процесс вытеснения нефти из пористой среды и на конечный коэффициент вытеснения ряда свойств нефтей, проявляющихся одновременно.

Часто в экспериментах по вытеснению используют в качестве модели нефти бензин, керосин, различные масла и др. В ОСТ 39-070 — 76 приводится определение: «Моделью пластовой нефти называется изовискозная углеводородная жидкость, содержащая не менее 60 % нефти, фазовое состояние которой соответствует фазовому состоянию нефти в пластовых условиях». По ОСТ 39-070 — 78 при подготовке модели пластовой нефти из дегазированной нефти в качестве растворителя рекомендуется использовать петролейный эфир, бензин, керосин. Многочисленные исследования показывают, что такой упрощенный подход к подбору модели пластовой нефти существенно отдаляет от реальных пластовых условий.

В работах В.М. Лютина с соавторами показано, что экспериментальные данные, полученные при исследовании фильтрации дистиллятов нефти, не могут быть распространены на реальные нефти. Принципиальное отличие системы нефть — вода от системы дистиллят — вода заключается в образовании нефтями на границе с водой твердообразных пленок, физические свойства которых значительно влияют на закономерности вытеснения.

В работах Ш.К. Гиматудинова замечено снижение фильтрационных характеристик пород при движении в них дегазированной нефти. В результате окисления, изменения состава некоторых соединений и охлаждения появляются компоненты, несвойственные естественным нефтям. По рекомендациям Ш.К. Гиматудинова эксперименты по вытеснению следует проводить с естественными нефтями, хранившимися непродолжительное время при температурах не ниже 18 °С, или рекомбинированными моделями нефти.

В исследованиях И.Л. Мархасина показано, что введение в нефть растворителей (керосина, в небольших количествах петролейного эфира) приводит к увеличению величины адсорбции асфальтенов. Большое влияние на адсорбцию оказывает добавка петролейного эфира к нефти с меньшим содержанием асфальтенов, очевидно, адсорбция породы различного количества асфальтенов приводит не только к гидрофоби-зации пород, но и к изменению структурно-механических свойств нефтей.

Усиление адсорбции асфальтенов может привести к замедлению процессов вытеснения нефти, а если оно сопровождается гидрофобизацией поверхности поровых каналов, то к уменьшению коэффициента вытеснения.

Исходя из своих исследований, И.Л. Мархасин приходит к выводу о том, что для получения достоверных результатов следует использовать только пластовую или в крайнем случае дегазированную без контакта с воздухом нефть.

Г.В. Рудаков установил связь между смачиваемостью, полярностью нефти и полнотой вытеснения нефти водой. Полярность нефтей косвенно связана с их способностью к ми-целлообразованию и зависит от состава и их газонасыщенно-сти. Отмечается, что нефти с малой полярностью практически не реагируют на улучшенный, в смысле вымывающей способности, тип воды. В противоположность этому для вытеснения полярных нефтей тип воды является весьма существенным. Как показывают исследования, полярность нефтей изменяется в широких пределах. В этом смысле при физико-химическом моделировании процесса нефтеотдачи должны соблюдаться основные количественные молекулярные и термодинамические характеристики пластовых флюидов, растворителей и т.д. Степень гидрофобности коллектора, полярность нефтей и содержание высокомолекулярных компо-266 нентов, являясь взаимосвязанными, должны контролировать нефтеотдачу. Следует отметить очевидное влияние этих факторов на нефтеотдачу.

Исследованиями ряда авторов установлено [81, 123, 125 и др.], что нефти многих месторождений обладают аномалиями вязкости, и это оказывает существенное влияние на процессы фильтрации и нефтеотдачу. Коэффициент конечной нефтеотдачи по месторождениям неньютоновских нефтей более чем в 2 раза меньше соответствующего коэффициента для нефтей, не проявляющих аномалии вязкости. На процессы вытеснения таких нефтей из пористой среды существенно влияет градиент давления вытеснения. Кроме того, показано, что уменьшение коэффициента проницаемости породы приводит к усилению влияния аномалий вязкости нефтей на процесс фильтрации и вытеснения из пористой среды.

Приведенный краткий обзор работ различных авторов показывает, что наилучшим способом воспроизведения в опытах физико-химических свойств нефтей является использование проб пластовой нефти, поднятых из скважин с сохранением ее природных свойств. При этом, однако, чрезвычайно осложняется проведение экспериментов в связи с необходимостью применения аппаратуры высокого давления. Кроме того, на поздней стадии разработки практически не представляется возможным извлечь из пласта безводную нефть с помощью пробоотборников. Поэтому подавляющая часть опытов проводится при атмосферном давлении. В экспериментах, проводимых в атмосферных условиях, предпочитают использовать дегазированную нефть с добавлением различных растворителей.

Как было показано выше, при подготовке изовискозных моделей нефти в качестве растворителей рекомендуется использовать петролейный эфир, керосин, бензин и некоторые другие индивидуальные углеводородные жидкости.

В работе М.М. Кабирова и Г.А. Шамаева [164] приведены результаты экспериментальных исследований по изучению влияния добавления керосина, петролейного эфира, изооктана на реологические и фильтрационные свойства исходной арланской нефти при малых градиентах давления. Показано, что добавление в дегазированную нефть некоторых растворителей существенно влияет на структурно-механические свойства нефтей. Дегазированная арланская нефть с ярко выраженными неньютоновскими свойствами после добавления растворителей становится ньютоновской жидкостью.

Таким образом, если процессы фильтрации и вытеснения проводятся при градиентах давления, меньших градиентов давления предельного разрушения структуры в нефти, то не следует пользоваться изовискозными моделями нефти. Применение изовискозных моделей нефти допустимо лишь в тех случаях, когда заранее известно, что в условиях экспериментов структурно-механические свойства нефтей не проявляются.

Работы по подготовке нефти к лабораторным экспериментам выполняются в следующей последовательности:

модель нефти перед испытанием необходимо профильтровать через образец пористой среды, аналогичной испытуемой, и использовать ее только в тех случаях, когда проницаемость для нее сравнима с проницаемостью при фильтрации изовискозной углеводородной жидкости;

модель нефти следует хранить в герметичных светонепроницаемых сосудах при температуре не ниже температуры начала кристаллизации парафина;

при подготовке модели нефти для исключения выпадения асфальтенов керосин следует подавать по стеклянной трубке небольшими порциями;

проба нефти для испытаний отбирается с помощью глубинных пробоотборников или на устье скважины. Допускается отбор нефти из скважин с обводненной продукцией. Отбор проб должен производиться в летнее время по методике, исключающей контакт нефти с воздухом, без охлаждения ниже температуры начала кристаллизации парафина;

подготовку нефти, включающую стабилизацию, обезвоживание и очистку от механических примесей, следует производить непосредственно перед опытом. Стабилизацию нефти следует проводить путем выдержки нефти в герметичном контейнере при температуре 65— 70 °С и перемешивании в течение 2— 3 ч;

после стабилизации нефть необходимо профильтровать через пористую среду или фильтр;

для отделения воды и очистки от механических примесей следует использовать метод центрифугирования.

В том случае, если вязкость образца нефти превышает вязкость пластовой нефти, образец следует разбавить прямогонным керосином до 30 % от объема. Разбавление керосином должно проводиться после обезвоживания перед стабилизированием нагреванием.

При некотором содержании асфальтенов и смол нефти обладают аномалиями вязкости. Эффективная вязкость таких 268

нефтей в зависимости от градиента давления может оказаться на порядок больше обычной, определяемой стандартными методами. Поэтому при моделировании необходимо добиться сохранения аномально вязкостных свойств.

Кроме того, необходимо учитывать влияние градиента давления вытеснения на коэффициент вытеснения. Необходимо поставить специальные исследования по изысканию добавок, позволяющих сохранить аномально вязкостные свойства нефтей.

При подготовке нефти ОСТ [120] рекомендует в случае определения коэффициента вытеснения нефти водой разбавление поверхностных проб нефти петролейным эфиром, керосином и другими растворителями для доведения вязкости и плотности до значений пластовых. Когда используются растворы химреагентов, такое разбавление может привести к ошибкам, так как ведет к снижению концентрации активных компонентов нефти, особенно для высоковязких нефтей, а это меняет характер действия реагентов и может изменить сам результат применения растворов реагентов. К этому тесно примыкает и вопрос предварительной фильтрации нефти через образец с целью удаления из нефти высокомолекулярных (наиболее активных) ассоциатов, отрицательно влияющих на постоянство фильтрационных характеристик модели.

Однако действие реагентов на эти ассоциаты, возможно, играет значительную роль. Для подготовки нефти с целью придания ей однородной структуры следует изучить ультразвуковую обработку, а при разбавлении необходимо хотя бы измерять межфазное натяжение как функцию степени разбавления. Для контроля выхода активных соединений нефти при фильтрации через образец следует измерить межфазное натяжение на границе нефть й раствор химреагента до и после фильтрации.

В связи с тем, что опыты по вытеснению следует проводить при пластовой температуре, необходимо иметь зависимость вязкости модели нефти от температуры, так как вязкость существенно зависит от температуры, а коэффициент вытеснения — от вязкости.

Условия приближенного лабораторного моделирования определяются известными критериями п и п2 [63], в которые входит величина межфазного натяжения. Необходимо решить вопрос, как повлияет на условия моделирования резкое снижение межфазного натяжения. Опыты, как и в случае вытеснения нефти водой, нужно проводить непрерывно. Ли-

нейные скорости фильтрации воды и растворов реагентов необходимо выбирать близкими между собой и к реальным пластовым значениям.

5.4. МОДЕЛИРОВАНИЕ СВЯЗАННОЙ ВОДЫ

Моделирование связанной (остаточной) воды в моделях пористых сред является обязательным в опытах по вытеснению нефти химреагентами, на основе которых планируется получение констант и зависимостей, используемых в технологических расчетах по проектированию системы разработки залежи или отдельного участка.

Связанная вода по минерализации должна быть близка к пластовой. В случае использования образцов естественных кернов моделирование связанной воды следует производить методом капиллярной вытяжки для каждого образца составной модели.

При использовании в опытах насыпных и искусственно сцементированных моделей создание остаточной воды в пористой среде достигается замещением воды нефтью или керосином. Содержание остаточной воды в модели пласта определяется по материальному балансу.

Количество остаточной воды устанавливается с учетом коллекторских свойств каждого образца по соответствующим зависимостям содержания остаточной воды от пористости и проницаемости пористой среды. При решении этой задачи можно пользоваться формулой, предложенной В.М. Березиным с соавторами

1дстсв = - 0,032т + 1,74,    (5.5)

где стсв - насыщенность пористой среды связанной водой; т - пористость породы.

Если в опытах по вытеснению используются образцы из естественных кернов, то связанную воду можно создавать методом капиллярной вытяжки, предложенным в БашНИПИ-нефти.

В соответствии с этой методикой для капиллярной вытяжки для впитывания воды используется зубной порошок, высушенный и равномерно увлажненный дистиллированной водой. Насыщенные водой образцы обвертывают одним слоем фильтровальной бумаги, намоченной в пластовой воде, и помещают в эксикатор. Продолжительность выдержки выбирают, исходя из опыта и периодически взвешивая образцы породы.

Пластовую воду или модель пластовой воды необходимо тщательно перемешать в сосуде хранения и перед заливкой в контейнеры профильтровать через фильтровальную бумагу.

Для первичного вытеснения нефти, продвижения оторочек композиции на основе ПАВ и буферных растворов химреагентов используют сточную воду, отобранную из трубопроводов, идущих от кустовых насосных станций (КНС) к водонагнетательным скважинам. Перед использованием сточную воду следует профильтровать через фильтровальную бумагу. Допускается использование вместо сточной воды ее модели, составленной с учетом общей минерализации и содержания основных солей по результатам шестикомпонентного анализа.

Это требование имеет важное значение при моделировании сточной воды для пористых сред, предназначенных для изучения процессов вытеснения нефти водными растворами химреагентов. При этом особенно важно правильное моделирование остаточной воды по количеству и содержанию в ней, прежде всего, двухвалентных ионов Са2+ и Mg2+, которые активно взаимодействуют с NaOH, ПАВ и другими составляющими пластовой системы.

Вязкость и плотность пластовой и сточной вод, а также их моделей определяют при комнатной и пластовой температурах.

5.5. ПОДГОТОВКА МОДЕЛЕЙ ПЛАСТОВ К ЭКСПЕРИМЕНТУ ПО НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЮ

Подготовка и проведение экспериментальных исследований по вытеснению нефти из моделей пористых сред требует применения различных технических средств. В ходе выполнения наших экспериментов были использованы следующие установки:

1)    установка для определения воздухопроницаемости пористой среды стандартная;

2)    установка для насыщения моделей пористых сред жидкостями под давлением;

3)    установка для определения проницаемости пористой среды по керосину при заданных перепадах давления.

Насыщение моделей пористых сред керосином производилось на установке, представленной на рис. 5.3.

Модели пористой среды после обжима под необходимым давлением насыщаются керосином. Процесс насыщения пористой среды керосином состоит из следующих операций:

Рис. 5.3. Схема установки для насыщения модели пласта керосином:

1 - емкость для керосина; 2 - фильтр Шота; 3 - емкость для вакуумиро-ванного керосина; 4 - кернодержатель; 5 - смотровое стекло; 6 - штатив; 7 - сосуд Тищенко; 8 - вакуумметр; 9 - манифольд; 10 - вакуумкомпрес-сор; 11-16 - запорные элементы

вакуумирования керосина, вакуумирования кернодержателя и насыщения образца породы керосином.

Установка состоит из вакуумкомпрессора 10, манифольда

9, сосуда Тищенко 7, колбы для фильтрования под вакуумом

3, фильтра Шота 2 и емкости для керосина 1. Кернодержатель 4 крепится на специальном штативе 6. На выходе кернодержателя устанавливается смотровое стекло 5 для наблюдения за появлением керосина на выходе модели пористой среды. Установка также снабжена вакуумметром 8 и необходимым количеством кранов, тройников и вентилей для управления потоками.

Для вакуумирования керосина, находящегося в сосуде 1, работает линия «2-3-7-9 — 10», а вентиль и кернодержатель закрыты. При этом вакуумированный керосин накапливается в емкости 3. Если необходимо вакуумировать кернодержатель, то нужно перекрыть с помощью тройника линию к емкости 3 и открыть линию к смотровому стеклу.

6    7

Рис. 5.4. Схема установки для определения коэффициента проницаемости модели пласта при заданном перепаде давления:

1 - мерный цилиндр; 2 - U-образная трубка; 3 и 13 - штативы; 4, 6, 7, 8 -вентили; 5 - кернодержатель; 9 - пъезометр; 10 - мерная шкала; 11 -стеклянная колба; 12 - сосуд; 13 - штатив

Установка для определения керосинопроницаемости образцов пород состоит из кернодержателя 13 (рис. 5.4), закрепленного на штативе 3, напорной емкости 11 с воронкой 10, системой измерения расхода, состоящей из U-образной трубки 2 и мерного цилиндра 1. Для измерения перепада давления на концах кернодержателя установлены капилляры с миллиметровой шкалой.

Установка позволяет определять коэффициент проницаемости образцов пористой среды при различных перепадах давления (напора) — от нескольких сантиметров до 120 см столба жидкости. Несмотря на простоту, установка позволяет достаточно точно определять коэффициент проницаемости моделей пористых сред по керосину.

В процессе подготовки образцов пород к эксперименту по вытеснению необходимо их насыщать нефтью. При этом для более полного насыщения образца жидкостью следует производить эту операцию под давлением с целью предотвращения образования газовых включений. На рис. 5.5 приведена схема установки, позволяющей производить эту операцию с большей тщательностью. Кратко приведем ее описание.

Установка предназначена для насыщения искусственных или естественных кернов жидкостями и определения их неф-тепроницаемости. На установке возможно определение коэффициента проницаемости пористой среды при различных

12

_

I

Рис. 5.5. Схема установки для создания остаточной воды в модели пласта и насыщения пористой среды нефтью:

1 - баллон с азотом; 2 - редуктор; 3 - колонка для воды; 4 - манометр; 5 - колонка для нефти; 6 - штатив; 7 - смотровое стекло; 8 й керно-держатель; 9 - сосуд Тищенко; 10 - вакуумметр; 11 - манифольд; 12 -вакуум-насос

градиентах давления и скоростях фильтрации. Установка состоит из следующих основных узлов и элементов: баллона с азотом высокого давления 1, редуктора 2, служащего для выбора величины давления, при котором происходит процесс насыщения, колонки для воды 3, колонки для нефти 5, манометра 4, кернодержателя с образцом пористой среды 8, штатива 6 для укрепления кернодержателя, сосуда Тищенко 9, манифольда 11, вакуумметра 10, масляного пресса для обжима породы, емкости для масла, вакуум-насоса 12 и необходимой запорной арматуры.

Напорная колонка для нефти представляет собой толстостенный стальной цилиндр с навинчивающейся крышкой. Рабочая емкость колонки равна 8 л. Колонка служит для питания образца пористой среды фильтрующейся нефтью. Конструкция колонки для воды аналогична колонке для нефти. Емкость ее также равна 8 л. Вода в колонке является буферной жидкостью и служит для передачи давления от баллона для азота к нефти. Это необходимо для того, чтобы предотвратить контакт азота с нефтью.

Сосуд Тищенко предназначен для предупреждения попадания насыщающей керн жидкости в вакуумный насос, а также для визуального наблюдения за появлением насыщающей жидкости на выходе из керна. Сосуд выполнен из толстостенного стекла, что обеспечивает его безопасную работу при вакууме. Контроль за работой вакуумного насоса осуществляется с помощью вакуумметра.

В схему установки может быть подключен кернодержатель любой конструкции. В процессе насыщения кернодержатель может находиться в любом положении относительно горизонта: в горизонтальном, вертикальном или под заданным углом. Кернодержатель закрепляется на специальном штативе в требуемом положении на любом требуемом уровне.

В схеме установки использована стандартная запорная арматура, соответствующая диаметру обвязочных трубок, на рабочее давление до 20 МПа. Вентили выполнены с запорной иглой, проходное сечение которых равно 2,5 мм. Уплотнение сальника осуществляется уплотнительными резиновыми кольцами круглого сечения.

После окончания монтажа установка опрессовывается на давление, превышающее на 20— 30 % ожидаемое рабочее давление. При испытании, прежде всего, необходимо произвести внешний осмотр установки с целью обнаружения и устранения неисправностей. Перед испытанием на герметичность следует промыть керосином и прочистить узлы установки и

проверить их работу. Основной задачей испытаний является проверка всех узлов установки на герметичность путем опрессовки. Давление опрессовки должно в 1,5 раза превышать рабочее давление. Это давление выдерживается в течение 30 мин. Если за это время снижение давления не происходит, то установку можно считать герметичной.

Работы по насыщению образцов пористых сред на установке выполняют в следующей последовательности. Перед началом насыщения установку следует заправить выбранной нефтью и водой. Для подачи нефти в керн необходимо создать некоторый перепад давления на концах керна. В процессе насыщения модель пористой среды устанавливают в вертикальное положение и для достижения более полного и равномерного насыщения вход нефти осуществляют снизу. До начала насыщения включают вакуумный насос и производится предварительное вакуумирование образца пористой среды. В начале процесса насыщения образца поддерживается небольшой перепад давления. В момент появления нефти в сосуде Тищенко вакуумный насос отключают и образец переводят на режим непрерывной фильтрации. Как показывают эксперименты, полное насыщение модели пористой среды происходит при фильтрации 5— 6 объемов пор жидкости.

По окончании насыщения нефтью образец пористой среды оставляют под давлением. По истечении нескольких часов открывают верхний вентиль и выпускают образовавшиеся газовые включения с некоторым количеством нефти. После этих операций процесс насыщения образца пористой среды нефтью (жидкостью) считается законченным.

Для определения коэффициента проницаемости керно-держатель устанавливают в горизонтальное положение. При этом изменение перепада давления на концах образца пласта от 1 до 0,01 МПа достигается созданием давления на входе керна с использованием давления сжатого азота, а менее

0,001 МПа - с помощью специальной напорной емкости, установленной на заданном уровне.

5.6. УСТАНОВКА ПО МОДЕЛИРОВАНИЮ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ

Лабораторные эксперименты по исследованию процессов вытеснения нефти различными нефтевытесняющими агентами проводятся на специальных установках, позволяющих:

1) в соответствии с требованиями отраслевых стандартов


277


осуществлять процесс вытеснения нефти из моделей пористой среды при постоянном расходе вытесняющих агентов и при скоростях фильтрации жидкостей через модель пористой среды, соответствующих пластовым;

2)    производить измерения объема вытесненной из моделей пористой среды нефти и нефтевытесняющего агента к любому моменту времени;

3)    производить измерения давления на входе и на выходе модели пласта;

4)    производить насыщение модели пористой среды нефтью путем вытеснения минерализованной воды керосином и нефтью;

5)    определять коэффициент проницаемости модели пласта по воде, по нефти;

6)    выполнять работы по перезарядке колонок для нефтевытесняющих жидкостей в процессе проведения эксперимента;

7)    поддерживать постоянную температуру основных элементов установки на заданном уровне в процессе эксперимента.

На рис. 5.6 приведена принципиальная схема установки по определению коэффициента вытеснения нефти из моделей пористых сред, разработанной автором совместно с сотрудниками НИПИнефтепромхима.

Установка состоит из следующих основных систем и узлов:

поддержания постоянного расхода фильтрующихся жидкостей (нефти, керосина, воды и др.);

кернодержателей с пористой средой;

термостатирования технологических жидкостей и основных элементов установки;

Рис. 5.6. Схема экспериментальной установки для исследования процессов вытеснения нефти из моделей пласта:

1 - корпус термошкафа; 2,5 - модель пропластков; 6 - универсальный затвор; 7 - электродвигатель; 8 - универсальный блок закачки; 9 - коммутатор закачки технологических жидкостей; 10 - блок питания преобразователей давления; 11 - преобразователь давления; 12 - самописец; 13 - цифровой индикатор давления; 14 - манометр; 15 - автоматический пробоотборник; 16 - программатор; 17 - фильтр; 18,20 - контейнер с разделительным поршнем для закачки реагента; 21-23 - напорный контейнер для закачиваемой воды; 24 - контейнер для масла; 25 - термостат; 26 - регулятор давления; 27 - ЛАТР; 28 - стабилизатор напряжения; 29 - блок управления напорной системой; 30 - блок питания электромагнитных клапанов; 31 - масляный коллектор; 32 - электромагнитный клапан; 33 - блок напорной системы; 34-37 - дозировочный насос; 38 - ТЭН; I-X - вентили; М - масло; В - вода

контроля и регистрации давления на входе модели;

дозировки буферной жидкости;

жидкостных напорных и перекачиваемых контейнеров;

вентилей коммуникации потоков технологических жидкостей;

автоматического отбора проб вытесняемой из модели пористой среды жидкости.

Установка обеспечивает непрерывный процесс первичного вытеснения нефти, закачки в модель растворов реагентов и продвижение их по модели пласта закачиваемой водой при заданных температуре и расходе жидкости. Нефтевытесняющие жидкости подаются на входы пропластков в модели 2, 3,

4 и 5 через блок 8 и универсальные затворы 6. Растворы реагентов, требующие постоянного перемешивания, закачиваются в модели пористой среды с помощью блока 8. ЛАТР 27 служит для регулирования оборотов электромотора 7, приводящего в движение турбинку универсального блока закачки. Для увеличения производительности установки предусмотрено подключение через вентиль XI дополнительно двух пропластков 4 и 5. Обогрев термошкафа 1 обеспечивается водяным радиатором 38, соединенным с термостатом 25.

Применение преобразователей давления 11 обеспечивает регистрацию в процессе эксперимента изменения давления на входе моделей на самописцы 12. Визуальный контроль этой величины осуществляется с помощью цифровых индикаторов 13.

Система дозировки буферной жидкости служит для автоматической подачи буферной жидкости (трансформаторного масла) в режиме постоянного расхода в напорные контейнеры 18-22. В корпусе напорного блока 33 помещены четыре насоса-дозатора 34-37 и четыре электромагнитных клапана

32. На каждую модель пласта работает два насоса-дозатора с возвратно-поступательным движением плунжеров. Переключение направления хода поршней и одновременное переключение электромагнитных вентилей происходит автоматически по сигналу с электромагнитного блока управления напорной системой 29. Электропитание блока управления обеспечивается стабилизатором напряжения 28 и выпрямителем переменного тока 30.

Система жидкостных напорных контейнеров включает в себя контейнеры с разделительными поршнями 18-20, контейнеры 21 и 22 для закачиваемых в модель пласта вод и контейнеры 24 для поддержания необходимого уровня буферной жидкости в системе. Для очистки закачиваемой воды от

взвешенных частиц служит фильтр 17. Манометры 14 позволяют контролировать давление жидкости в контейнерах.

Вентильная система коммуникации потока технологических жидкостей I-XI в сочетании с коллекторами 31 позволяет распределить поток технологических жидкостей и сжатого воздуха по напорным и перекачивающим контейнерам в зависимости от условий проведения эксперимента.

В экспериментальной установке разработана и применена система автоматического отбора проб. Она состоит из подвижного стола с установленными на нем мерными цилиндрами 15, программатора 16 и позволяет автоматически отбирать пробы с требуемым интервалом времени.

Порядок работы на установке. При закачке воды модели подсоединяются к универсальному блоку закачки 8. До начала опыта модели прогреваются до нужной температуры в течение 2— 3 ч с помощью термостата 25 и водяного радиатора 38. Для проведения процесса закачки воды перед включением установки проверяется наличие закачиваемой воды в напорном контейнере 21. Вентили I-III и V-IX должны быть закрыты, вентили IV, XI, X — открыты, коммутатор 9 становится в положение «зак. вода». Ручки универсальных клапанов 6 вывернуты против часовой стрелки до упора. Включается стабилизатор напряжения 28 и блок питания электромагнитных клапанов 30. На панели блока управления напорной системы 29 включаются тумблеры «сеть», «мотор» и «авт.». Согласно инструкции, прикрепленной к панели программатора 16, запускается автоматический пробоотборник 15. Затем включаются блок питания преобразователей давления 10 и регистрирующие приборы 12,    13. Начинается фильтрация

жидкости в режиме постоянного расхода. Жидкость, вытесненная из модели, собирается в пробоотборнике 15, и затем в мерных цилиндрах визуально фиксируется количество нефти и воды. После завершения процесса прокачки воды выключается блок питания электромагнитных клапанов, вентиль IV закрывается. Для увеличения производительности установки процесс закачки воды может проводиться при подключении модели пласта к вентилю XI, через который подается закачиваемая вода от автономной напорной системы (насосы-дозаторы 36, 37).

Закачка реагентов или другой жидкости через дозаторы производится в следующем порядке. Коммутатор 9 ставится в положение, соответствующее используемому разделительному дозатору 18, 19 или 20. Открывается вентиль I, II или III соответственно, через который буферная жидкость давит на 280

разделительный поршень дозатора 18, 19 или 20, в верхнюю часть которого залит реагент, включается блок питания электромагнитных клапанов. После прокачивания нужного объема реагента коммутатор 9 возвращается в положение «зак. вода», закрывается вентиль I, II или III.

При закачивании реагентов с перемешиванием порядок работы следующий. Универсальный блок закачки при работающем двигателе 7 заполняется реагентом. Обороты двигателя регулируются ЛАТРом 27. Открывается вентиль IV, и ручки универсального затвора 6 поворачиваются на 8—10 оборотов по часовой стрелке. Начинается фильтрация реагента в модель. Для перехода в режим закачки воды ручки универсального затвора 6 поворачиваются против часовой стрелки до упора.

5.7. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОЦЕССОВ

ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, ОПРЕДЕЛЯЕМЫЕ

ПРИ ПОДГОТОВКЕ И ПРОВЕДЕНИИ ИССЛЕДОВАНИЙ

Исходные фильтрационно-емкостные характеристики модели неоднородного пласта:

1.    Коэффициент пористости высокопроницаемого

прослоя....................................................................................... т1

2.    Коэффициент пористости малопроницаемого прослоя ............................................................................................ т2

3.    Коэффициент проницаемости высокопроницаемого прослоя по газу................................................................ кг1

4.    Коэффициент проницаемости малопроницаемого

прослоя по газу......................................................................... кг2

5.    Коэффициент проницаемости высокопроницаемого прослоя по воде.............................................................. кв1

6.    Коэффициент проницаемости малопроницаемого

прослоя по воде........................................................................ кв2

7.    Коэффициент проницаемости высокопроницаемого прослоя по нефти............................................................ кн1

8.    Коэффициент проницаемости малопроницаемого

прослоя по нефти..................................................................... кн2

9.    Начальная нефтенасыщенность высокопроницаемого прослоя....................................................................... 5нн1

10.    Начальная нефтенасыщенность малопроницаемого прослоя.............................................................................. 5нн2

11.    Насыщенность остаточной водой высокопроницаемого прослоя....................................................................... 5нв1

12.    Насыщенность остаточной водой малопроницаемого прослоя....................................................................... Зив2

13.    Объем пор высокопроницаемого прослоя модели пласта.................................................................................... Уп1

14.    Объем пор малопроницаемого прослоя модели

пласта.......................................................................................... Уп2

4.    Объем вытесненной нефти водой из высокопроницаемого прослоя................................................................... Vhb1

5.    Объем вытесненной нефти водой из малопроницаемого прослоя....................................................................... Vhb2

6.    Суммарный объем вытесненной нефти водой из

модели в целом......................................................................... Vhb

7.    Объем вытесненной нефти из высокопроницаемого прослоя за водный период............................................ V^b1

8.    Объем вытесненной нефти из малопроницаемого

прослоя за водный период..................................................... V^b2

9.    Суммарный объем вытесненной нефти за водный период................................................................................. V 'ив

10.    Объем вытесненной воды из высокопроницаемого прослоя к концу процесса вытеснения нефти водой ... Vbb1

11.    Объем вытесненной воды из малопроницаемого

прослоя к концу процесса вытеснения нефти водой........ Vbb2

12.    Суммарный объем вытесненной воды из модели

пласта к концу процесса вытеснения нефти водой........... Vbb

13.    Объем вытесненной нефти из высокопроницаемого прослоя к концу процесса вытеснения................. Уик1

14.    Объем вытесненной нефти из малопроницаемого прослоя к концу процесса вытеснения............................ Уик2

15.    Суммарный объем вытесненной нефти из модели в целом к концу процесса вытеснения........................... V™

16.    Объем вытесненной воды в конце вытеснения

нефти из высокопроницаемого прослоя.............................. Увк1

17.    Объем вытесненной воды в конце вытеснения

нефти из малопроницаемого прослоя.................................. Vm2

18.    Суммарный объем вытесненной воды из модели

в целом в конце вытеснения нефти...................................... Увк

19.    Дополнительный объем вытесненной нефти из

высокопроницаемого прослоя после применения нового метода................................................................................ ДУн1

20.    Дополнительный объем вытесненной нефти из

малопроницаемого прослоя после применения нового метода......................................................................................... Д Vh2

21.    Суммарный дополнительный объем вытеснен

ной нефти из модели пласта после применения нового метода......................................................................................... ДVн

По результатам лабораторного опыта по вытеснению нефти из модели послойно-неоднородной пористой среды опреде

ляются следующие характеристики:

1.    Коэффициент вытеснения нефти за безводный период из высокопроницаемого прослоя модели пласта  Квб1

2.    Коэффициент вытеснения нефти за безводный период из малопроницаемого прослоя модели пласта .... Квб2

3.    Средний коэффициент вытеснения нефти за

безводный период для модели в целом ............................................................Квб

4.    Остаточная нефтенасыщенность высокопрони

цаемого прослоя модели пласта в конце безводного периода..............................................................................................................................................................................5об1

5.    Остаточная нефтенасыщенность малопроницаемого прослоя модели пласта в конце безводного периода..    5об2

6.    Остаточная нефтенасыщенность пор модели пласта в целом в конце безводного периода вытеснения..........5об

7.    Коэффициент вытеснения нефти водой из высокопроницаемого прослоя модели пласта..........................................................Кв1

8.    Коэффициент вытеснения нефти водой из малопроницаемого прослоя модели пласта..................................................................Кв2

9.    Средний коэффициент вытеснения нефти водой

из модели пласта в целом............................................................................................................Кв

10.    Прирост коэффициента вытеснения нефти водой из высокопроницаемого прослоя за водный период .. ДКв1

11.    Прирост коэффициента вытеснения нефти водой из малопроницаемого прослоя за водный период  ДКв2

12.    Прирост среднего значения коэффициента вытеснения нефти водой в целом по модели......................... АКв

13.    Остаточная нефтенасыщенность высокопрони

цаемого прослоя модели пласта в конце вытеснения нефти водой............................................................................... 5ов1

14.    Остаточная нефтенасыщенность малопроницае

мого прослоя модели пласта в конце вытеснения нефти водой...................................................................................... 5ов2

15.    Средняя остаточная нефтенасыщенность пор

модели пласта в конце вытеснения нефти    водой............. 5ов

16.    Безразмерный объем прокачанной жидкости в

конце вытеснения нефти водой............................................. тв

17.    Коэффициент вытеснения нефти после приме

нения нового метода для высокопроницаемого прослоя модели    пласта................................................................. Квк1

18.    Коэффициент вытеснения нефти после приме

нения нового метода для малопроницаемого прослоя модели пласта........................................................................... Квк2

19.    Средний коэффициент вытеснения нефти для

модели пласта в целом после применения нового метода.............................................................................................. Квк

20.    Остаточная нефтенасыщенность высокопрони

цаемого прослоя модели пласта в конце процесса вытеснения...................................................................................... 5ок1

21.    Остаточная нефтенасыщенность малопроницае

мого прослоя модели пласта в конце процесса вытеснения ........................................................................................... 5ок2

22.    Средняя остаточная нефтенасыщенность модели

в целом в конце процесса вытеснения................................ 5ок

23.    Безразмерный объем прокачанной жидкости в

конце вытеснения нефти из модели пласта с применением нового метода............................................................. тк

24.    Прирост коэффициента вытеснения нефти из

высокопроницаемого прослоя после применения нового метода.................................................................................... АКв1

25.    Прирост коэффициента вытеснения нефти из

малопроницаемого прослоя после применения нового метода......................................................................................... АКв2

26.    Средний прирост коэффициента вытеснения

нефти для модели в целом.................................................... АКв

27.    Водный фактор в конце вытеснения нефти водой из высокопроницаемого прослоя................................... Яв1

28.    Водный фактор в конце вытеснения нефти водой из модели малопроницаемого прослоя........................ Яв2

29.    Средний водный фактор в конце вытеснения

нефти водой    из    модели пласта в целом.............................. Rb

30.    Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти водой    из    высокопроницаемого прослоя................... ZRb1

31.    Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти водой    из    малопроницаемого прослоя...................... ZRb2

32.    Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти водой    для модели пласта в целом........................... ZRb

33.    Водный фактор в конце вытеснения нефти с

применением нового метода для высокопроницаемого прослоя....................................................................................... RBli1

34.    Водный фактор в конце вытеснения нефти с

применением нового метода для малопроницаемого прослоя....................................................................................... Rbr2

35.    Средний водный фактор в конце вытеснения

нефти с применением нового метода для модели пласта в целом................................................................................ Rbi,

36.    Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти с применением нового метода для высокопроницаемого прослоя................................................................... вк1

37.    Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти с применением нового метода для малопроницаемого прослоя....................................................................... ZRb^

38.    Суммарный водный фактор в конце вытеснения

нефти с применением нового метода для модели пласта в целом................................................................................ ZRb,c

Формулы для расчета основных характеристик вытеснения нефти из модели послойно-неоднородного пласта, состоящего из двух пропластков, приведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Формулы для расчета основных характеристик вытеснения нефти из модели послойно-неоднородного (двухслойного) пласта

№ п/ п

Наименование характеристики вытеснения

Формула расчета

1

Коэффициент вытеснения нефти из высокопроницаемого прослоя за безводный период

Квб1 = Vh61/Vh1

2

Коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемого прослоя за безводный период

Kb62 = Vh62/Vh2

3

Средний коэффициент вытеснения нефти из модели в целом за безводный период

Квб = Vh6/Vh

4

Коэффициент вытеснения нефти водой из высокопроницаемого прослоя

Kb1 = Vhb1/Vh1

5

Коэффициент вытеснения нефти водой из малопроницаемого прослоя

Kb2 = Vhb2/Vh2

№ п/ п

Наименование характеристики вытеснения

Формула расчета

6

Средний коэффициент вытеснения нефти водой из модели в целом

Кв = V^/V

7

Прирост коэффициента вытеснения нефти за водный период из высокопроницаемого прослоя

ДКв1 = v^/ VH1

8

Прирост коэффициента вытеснения нефти за водный период из малопроницаемого прослоя

ДКв2 = v^/VH2

9

Средний прирост коэффициента вытеснения нефти водой за водный период по модели в целом

ДКв = v^/ vh

10

Безразмерный объем прокачанной жидкости к концу вытеснения нефти водой для высокопроницаемого прослоя

Тв1 = (Vнв1- Vвв1)/Vп1

11

Безразмерный объем прокачанной жидкости к концу вытеснения нефти водой для малопроницаемого прослоя

Тв2 = (Кв2 ^в2^^2

12

Среднее значение безразмерного объема прокачанной жидкости к концу вытеснения нефти водой для модели в целом

Тв = (Кв — Vвв)/Vп

13

Коэффициент вытеснения нефти из высокопроницаемого прослоя после применения нового метода

Квк1 = VHK-\/VH-\

14

Коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемого прослоя после применения нового метода

Квк2 = VHK2/VH2

15

Средний коэффициент вытеснения нефти из модели в целом после применения нового метода

Квк = Кк/К

16

Прирост коэффициента вытеснения нефти из высокопроницаемого прослоя после применения нового метода

ДКв1 = Д^1/К1

17

Прирост коэффициента вытеснения нефти из малопроницаемого прослоя после применения нового метода

ДКв2 = Д^2/К2

18

Прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели в целом после применения нового метода

ДКв = AVH/VH

19

Безразмерный объем прокачанной жидкости через высокопроницаемый прослой модели в конце процесса вытеснения

Тк1 =

20

Безразмерный объем прокачанной жидкости через малопроницаемый прослой модели в конце процесса вытеснения

Тк2 = VK2/Vri2

№ п/ п

Наименование характеристики вытеснения

Формула расчета

21

Среднее значение безразмерного объема прокачанной жидкости через модель пласта в целом в конце процесса вытеснения

Тк = Уж/Уп

22

Коэффициент остаточной нефтенасы-щенности пор высокопроницаемого прослоя в конце процесса вытеснения

5нк1 = (Унн1 — Унк1)/ Уп1

23

Коэффициент остаточной нефтенасыщен-ности пор малопроницаемого прослоя в конце процесса вытеснения

5нк2 = (Унн2 — Унк2)/Уп2

24

Коэффициент остаточной нефтенасы-щенности пор модели пласта в целом в конце процесса вытеснения

5нк = (Ун — Унк)/Уп

25

Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти водой для высокопроницаемого прослоя

ЕКв1 = Увв1/Унв1

26

Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти водой для малопроницаемого прослоя

Т,Кв2 = Увв2нв2

27

Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти водой для модели в целом

ЕКв = (Увв1 + Увв2)/ (Унв1 + Унв2)

28

Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти для высокопроницаемого прослоя

ЕКк1 = Увк1/Унк1

29

Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти для малопроницаемого прослоя

ЕКк2 = Увк2нк2

30

Суммарный водный фактор в конце вытеснения нефти для модели в целом

ЕК = (Увк1 + Увк2)/ (Унк1 + Унк2)

31

Проницаемость по воде высокопроницаемого прослоя

к1 = О^ь/ Ар

4

32

Проницаемость по воде малопроницаемого прослоя

к2 = О2^вЬ/ Ар

4

33

Средний коэффициент проницаемости двухслойной модели по воде в конце эксперимента

к = (к! + к2)/2

5 ГИДРОТРАНСПОРТ С ПОМОЩЬЮ ЭРЛИФТА

В некоторых случаях гидротранспорт гидросмесей целесообразно осуществлять эрлифтом. С этой целью по воздухопроводу в смеситель подается сжатый воздух, который далее, смешавшись с гидросмесью, поступает в подъемные трубы. Требуется определить давление у башмака подъемных труб в зависимости от расхода жидкости, твердой фазы и воздуха.

Задачу будем решать для случая, когда разность между средними скоростями жидкости и твердой фазы равна нулю.

Известно, что для решения задачи по движению аэрированной жидкости пользуются объемной концентрацией газа в смеси газ — жидкость

V,

ф = —г—,

V + V

где ViK — объем жидкости; VT — объем газа при данном давлении.

Согласно А.А. Арманду, С.Г. Телелетову и др., объемное газосодержание при движении водовоздушной смеси в вертикальных трубах определяется так:

при значении параметра Фруда Fr > 3,72

p

где ра — атмосферное давление; р — давление в данном сечении; qa — расход газа при нормальных условиях.

Таким образом, по (5.1), (5.3) и (5.4) получим

o,8iqaPa .    (5.5)

qaPa + qжP

При Fr < 3,72 расчеты по определению истинной концентрации проводятся так:

Ф = 2'2VFr- в.    (5.6)

1 + 2,2VFr

Если считать, что скорость смеси жидкости и твердой фазы составляет усмт = 3 м/с, то, приняв усмт = усм, и при d = = 0,15 м получим

F-см = 6,12.

Значит, в рассматриваемой задаче объемную (истинную) концентрацию будем находить по формуле (5.5).

Таким образом, дифференциально малое значение гравитационной составляющей при движении водовоздушной смеси можно определить из выражения

dpa = ^ж(1 - Ф) + Y^jdx,    (5.7)

где Yж и Y г — удельный вес соответственно жидкости и газа при данном давлении.

Так как второе слагаемое в квадратных скобках намного меньше первого, то с высокой точностью имеем:

dPG = Yж(1 Ф) dx    (5.8)

Тогда по (5.5) и (5.8)

dPG = Y ж 0,19qaPa + qP dx.    (5.9)

q a Pa + q ж P

Очевидно, что для определения гравитационной составляющей газированной гидросмеси необходимо заменить в (5.9)

Y ж = Y™ (Y™ — удельный вес гидросмеси). Тогда по (3.8) и (5.9) можем записать:

dPG = Y жqж + YтЧт °,19qaPa + qжP dx.    (5.10)

q т + q ж    q a Pa + q жP

Известно, что потери давления на трение при движении водовоздушной смеси на дифференциально малом участке длиной dx в вертикальной трубе при в < 0,9 определяются [1, 2j по формуле

Фтр = Фтр 0-ГТТ-    I5'11)

(1 -ф)1,53

где dpTp0 — потери давления на трение на дифференциально малом участке dx при движении однородной жидкости. Согласно формулам Дарси — Вейсбаха и Блазиуса

0 241434ii 0,25.^ 0,75q 1,75

Фтр 0 = 0'24143^47 dx.    (5.12)

Значит, по (5.5), (5.11) и (5.12)

dpтp = 0,24143У,25уЖ75д ж75' q a Pa + q жР (1,53dx.    (5.13)

g 0,75d 4,75    ' 0,19q a Pa + q ж P1

Для того, чтобы использовать формулу (5.13) в случае движения аэрированной гидросмеси, положим с^ж75 = (сж + Ст)1,75, а также | = |см, у ж = усм. Тогда, пользуясь выражениями (3.8), (3.16), запишем:

-,0,25

%    (    2    16,6дт

1 + 2,5q т +10,05% q т I + 0,00273e ^^

q т + q ж    & q т + q ж I


dpтp = 0,241434i ж25'    '

g 075d475

ч 0,75    ,    >1,53

Y жСж + YтСтI (сж + ст)175' qaPa + qжp I dx.

- - - p)

(5.14)

q ж + q т )    &0,19q a pa + qжP)

Очевидно, что уравнение равновесия для дифференциально малого объема, ограниченного диаметром труб и длиной dx, запишем в следующем виде:

dp = dpG + dpтp.

Значит, по (5.10) и (5.14) можем составить дифференциальное уравнение

dp = 3 Y жсж + Y тст 0,19qapa + qжp + 0,241434И ж


1    2,5q т

1 + —г^т    +

q т + q ж


g °'75d 475


q ж + q т


q a Pa + q жP


0,25


%    (2    16, 6ст

+ 10,05%—^т— I + 0,00273e ^^

& q т + q ж I


% ( 0,75 % Y жС ж + Y Tq т I & q ж + q т I


(q ж + q т)1 x


/    \    153 I

% q a Pa + q жP ( I dx.

' 0'19q a Pa + q ж PI I


x


рбаш Y ж43 - j-


dp


,    х    1,53

Pa а 0,19q a Pa + q ж P + b    q a Pa + q жР (


b-

& 0,19q


q a Pa+q жP

Y т


a Pa + q ж P


q ж + q


где а


ж


q ж + q т


0,25


%    (    2    16,6<7ж

1+ 2,5q т +10,05% ——— * + 0,00273e ?т+?ж

q т + q ж    & q т + q ж *


b = 0,241434^ ж;25

Y жж25д 0,75d4,75


X


0,75


x [q ж+—q т 'j    (q ж+q т).

&    Y    ж    '


Выражение (5.15) перепишем так:

P6mTT

y ж1 - a j


(q a Pa + q жP)dP


(5.16)


(

a0,19q a Pa + q ж P.


1+ b f    q a Pa + q жP


(0,19q a Pa + q жP)


Легко установить, что

253

b I q a Pa + q ж P (


<< 1.

a0,19q a Pa + qжP,

Тогда с достаточной точностью можно заменить (5.16) следующим выражением:

3,53


I


q жP

q a Pa


1+


dP


y ж1 - a j


dP .(5.17)


q жP


0,19+


^аш    ^аш    pбаш

'    qж    j PdP _ ь j

- 019,    qжP    aq aPa J 019,    qжP    J

Pa 0,19 +--Pa 0,19 +--Pa


q a Pa

q a Pa


q a Pa


Для того чтобы раскрыть третий интеграл правой части выражения (5.17), произведем замену:

q жP

1+


q a Pa

q жP

q a Pa

0,191-1


¦(1-1)


q ж


q a Pa

Отсюда dP = - 0'81q a Pa d1.

q ж(1 -?)2

Тогда


,    x    3,53

1+ q »p

q a Pa


0,19+


bf


q жP


q a Pa


P


. 0,81bq a Pa r? d1


dp-


(1-?)2


q ж


Произведем еще одну замену:

? = у2.

Тогда

?3,53 - у7;

d? = 2ydy.

Следовательно,

,    х    3,53

1+ q жP

q a Pa


bf


dp--


q жP


0,19+


1,62bq ap^ у dy .

qж    J (1-у2)2


q a Pa Так как

у8

3

(1 - у2)2    (1 - у2)2


1,61bq a Pa

q ж


q a Pa


у4+2у2+3+


/


-J


dp-


(1-у2)2


q жP


0,19+


q a Pa ,

_ 162bqaPa


5


3


— + - у3 + 3у +—4—ln-

5    3    1    -    у2 у - 1    2(1 - у2)


dy


1 i У + 1 + — ln 1

2 y _ 1

или, переходя от y к i, получим:

3,53


I


dp--

' 5 5

1,62bq a Pa

i

_

ш

i

q ж

5


q жP

q a Pa


1+


P6flTTT

_ bJ

Pa


q жP


0,19 +


q a Pa


4^ баш 1^л/^баГ + 1


-1 ^/i


3(


ln


+


V? баш 1    1    i    а    ^ а 1    2(1 i баш)


баш


2(1_iа) 2 (с_1)(,/1а+1

Следовательно, по (5.17)

I


q ж^аш

1 q a Pa ln q a Pa


+ 0,1 9


- +1


Y ж1 - -


Pбаш _ Pа _ 0,19X

q ж


a


ж + 0,1 9

qa


q жpбаш + 0 19(


1 I 5    5    (    21    3    3    (

1 S2 _i 2 j + 21 i 2 _i 2 j +

'.ЯТТТ    Цд j


1,62bq a Pa


X ln-


3


q ж


+ 0,1 9

a


q


Таким образом,    при    заданных    qж,    qт,    qa,    pa,    1,    d,    ^ж    и    yж

по уравнению (5.18) можно определить р6аш, т.е. давление у нижнего торца колонны труб; очевидно, что расчеты по определению р6аш выполняются методом последовательных приближений.

Для удобства проведения расчетов представим уравнение (5.18) в "безразмерном" виде:

+ 0,19


Y ж1 Pa


% Y т q


qa

- + 0,19


1 + a


%


0,19q a Jn_ q a P.


Pба:


X


p


q ж


a


0,388708qж^75сa %i+ a0


qж Рбаш

q a ln q a Pa


&    1-a0 Yж)


+ 0,19    1    +    a


-ii + 0,19

qa


q^P6jm . Л.<


ж


X (1 + 2,5a 0 + 10,05a 2 + 0,00273e16'6a°)°'25


а3 I + 3%^ _^Ю + j&in^ii1 _ Jk

)    &    >1 _fc баш    «аш _ 1    1 _fc а


баш

баш


X


+ —

3


X 1пУ^+1 _wбаш++1 ln баш+i)(yi71

У§Г_j j_fcбаш    j_fcа    2    (|6аш _1_)


(5.19)


+1


u1/7q

жж


где Сж


y ж/7д 3/7d19/7


qж pбаш

q a Pa


1+


баш


q ж pбaш

q a Pa


0,19 +


q ж


1+


fc а =¦

q


a


0,19 ^-^ж-

q a

Расчеты по уравнению (5.19) можно проводить так: при принятых    , a0 задаемся различными рбаш/Ра и

q ж    y ж

определяем значение Y^/Pa

Выполним расчеты при y т/ Y ж = 2,6, a0 = 0,1,    = 20,

q ж

qж = 0,13 и различных рбаша. При принятых исходных данных уравнение (5.19) принимает вид

1 рба

0,1 9

— + 0,8621% ^аш-1-

1 ж Pa


0,24    &    Pa

1 рбаш

- 3,8ln 20 Pa


-40,0355


+


0,24


%


1 + _L Рбаш '


1 рбаш 20 Pa


2 + —

3


20 Pa


+ 3


¦2,09165


1 Рба


1 рбаш 20 Pa


0,19-


20 Pa


+ 0,1 9

1 + 1 рбаш

+ 0,28607

1

20 Pa

5-

0,19 + 1 рбаш

a

P

0

2

1+


¦9,15097


0,19-


1 рбаш 20 Pa


1 рбаш 20 Pa


1 рбаш 20 Pa


_L Рм

20 Pa


_L Em

20 Pa


0,19+


1+


0,19+


ln


0,2844 +


0,81


_L Еба 20 Pa


0,19+


1+


-1


0,19+


1 рбаш

1+


+ 18518 1


%


1+


0,3531


+1


1 рба]

20 Pa


1 рба]

20 Pa


0,19+


+44 ln-

2


(5.20)


1 рбаш 20 Pa


1+


1 рбаш

Результаты расчетов по выражению (5.20) приведены в табл. 5.1.

Теперь найдем давление нагнетания.

Перепад давления dp на дифференциально малом участке dx определяется как

dp = Yrdx,    (5.21)

где Yr — удельный вес газа при данном давлении.

При изотермическом расширении идеального газа

Y г = Y а P,    (5.22)

Pa

где Y а — удельный вес газа при нормальных условиях; р и ра — соответственно давление в данном сечении и атмосферное давление.

Значит, по (5.21) и (5.22) имеем

ln    ^.

p6^ pa

Отсюда

Y a1

Pн = Pбашe Pa,    (5.23)

где Рн — давление нагнетания.

Выражение (5.23) известно как формула Лапласа. Реальные газы в отличие от идеальных подчиняются уравнению состояния

p = zRT,    (5.24)

Y    г

где z — коэффициент сжимаемости газа; определяется в результате экспериментальных исследований и зависит от температуры и давления.

Если принять, что z — величина постоянная и определяется при средних значениях р и Т, то уравнение Лапласа можно записать так:

Т а б л и ц а 5.1

p6isn

Pa

Y ж1 Pa

p6isn

Pa

Y ж1 Pa

№аш

Pa

Y ж1 Pa

№аш

Pa

Y ж1 Pa

10

19,430

35

53,832

60

80,736

85