Аналитика



Физико-химические и теплофизические свойства газа

ГЛАВА II

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА

II. 1. СОСТАВ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Добываемые на газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождениях ирнродные газы представляют собой многокомпонентные системы, состоящие из предельных углеводородов и неуглсводородньгх компонентов. Предельные углеводороды имеют формулу С,,Н2,,+2 и в зависимости от числа атомов углерода в молекуле мотут находиться при нормальных условиях в двух агрегатных состояниях: газы— углеводороды, содержащие в молекуле до четырех атомов углерода (от СН4 до QHjo); жидкости—углеводороды, имеющие пять и больше атомов углерода (C5HU+ в). Тяжелые углеводороды в зависимости от температуры и давления могут быть растворены в легких, либо находиться в жидком состоянии.

Из неуглсводородных компонентов природные газы содержат азот К2, углекислый ras СОо, сероводород H2S и др., г также инертные газы Аг, Cr, Хе, Ne, Не. Кроме того, природные газы, как правило, насыщены парами воды, содержание которых зависит от давления, температуры, а также состава газа и воды.

Состав природного газа обычно выражается в объемных или массовых долях единицы или процентах. Объемный состав газовьх смесей является и молярным составом, так как объем одного моля любого газа при 0° С и 760 мм рт. ст. равен 22,4 л/моль...

Объемный (молярный) состав газа можно пересчитать в массовый для каждого компонента смеси по формуле

gi =XiM(/ 2 XiMh    (II.I)

/ f=i

- / tieUfWU Pcsuz

т    v

где gi — массовая доля /-го    компонента в газе;    — объемная доля    t-ro    компонента; Mi — молекулярная    масса t'-го компонента,    определяется    из    табл. II.I.

Если состав природного газа задан в массовых долях, то для пересчета его в объемные (молярные) единицы используется формула

Xi = gijМ/? mtx    (II.2)

где m* — числе молей i-ro    компонента в смеси.

Поскольку = ?//М/, формулу (П.2) можно представить в виде

г

*-*/*«    (1ЬЗ)

Основные гараметры компонентов гриродьыг газов, необходк мые для расчетов, приведены в табл. 11.1.

Отбензинивание - извлечение из газа тяжелых углеводородов. Использование этого термина связано с развитием газовой промышленности. На первых установках по переработке нефтяного газа основной задачей было извлечение из газа углеводородов, содержащих преимущественно легкие фракции нефти. Так как извлекаемый продукт по своим свойствам был близок к бензиновым фракциям, эти процессы были названы от-бензиниванием. В широком смысле слова этот термин предполагает извлечение из газа тяжелых углеводородов.

1.2. СОСТАВЫ ПРИРОДНЫХ И НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ

Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно можно разделить на газовые и газоконденсатные.

В продукции газовых месторождений содержание конденсата минимально; при подготовке к транспорту таких газов не требуется их обработка с целью извлечения тяжелых углеводородов, Подготовка к транспорту продукции газовых месторождений включает в себя извлечение не только влаги из газа, но в случае необходимости и кислых компонентов. Общим для всех схем является также очистка газа от механических примесей и остатков различных ингибиторов, используемых в системе добычи и сбора газа.

Продукция газоконденсатных месторождений перед подачей в магистральные газопроводы должна подвергаться обработке для извлечения из нее наряду с влагой конденсата (пентана и более тяжелых углеводородов).

Одним из основных факторов, характеризующих газоконденсатные месторождения, является конденсатный фактор. Газоконденсатные месторождения в зависимости от количества в пластовой продукции углеводородов С5+в условно подразделяются на следующие группы: а) с содержанием до 50 г/м3; б) с содержанием от 50 до 200 г/м3; в) с содержанием свыше 200 г/м3 [1].

На практике часто встречаются многопластовые газоконденсатные месторождения, продукция пластов которых отличается по концентрации в них как легких углеводородов, так и С5+в. Например, в неокомских отложениях Уренгойского ГКМ на глубинах залегания 1700-3000 м выявлено 13 газоконденсатных месторождений, отличающихся конденсатным фактором. Содержание пентанов и более высококипящих углеводородов в

пластовых газах объектов южного купола значительно больше, чем в объектах центральной зоны и северного купола. Фракционный состав конденсата с глубиной залегания меняется незначительно.

Газовый конденсат практически состоит из светлых нефтяных фракций и в стабильном состоянии отвечает требованиям отраслевого стандарта ОСТ 51.65-80.

В зависимости от фракционного и группового химического состава конденсаты могут быть переработаны как для производства моторных топлив, так и для получения из них сырья для нефтехимического синтеза.

Важными топливными ресурсами и источниками сырья для нефтехимического синтеза являются также газы, выделяемые из нефти при ее добыче и обработке.

Основной компонент природных и нефтяных газов - метан. В составе природных и особенно нефтяных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутаны, пен-тан и более тяжелые углеводороды. Свойства этих углеводородов приведены в табл. 1.1 и 1.2.

В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода, а также гелий.

В составе природных и нефтяных газов и газового конденсата наряду с сероводородом встречаются также другие сернистые соединения. Сернистые соединения газа и конденсата разделяются на две группы - активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т.д. К неактивным соединениям - сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозионное действие сероводорода и других кислых компонентов. Основные физические свойства кислых компонентов природного и нефтяного газов приведены в табл. 1.3.

Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав.

Метан при обычных условиях (атмосферном давлении и температуре 20 вС) ведет себя как реальный газ. Этан находится на границе состояния газ - пар. Пропан и бутаны при обычных условиях находятся в парообразном состоянии, так как их критические параметры весьма высоки.

Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях (0,1 МПа и 0 вС) находятся в жидком состоянии.

электроны внешних оболочек свободно переходят от атома к атому. При этом в химическом составе газа может совсем не быть металла, но вещество ведет себя как металл Некоторые исследователи считают его пятым состоянием вещества. Некоторые предполагают, что этим объясняются летающие тарелки — долгоживущие облака металлизированного газа.

Горючие газы разделяются на две группы: газы, встречающиеся в природе, и газы, полученные искусственным путем.

Газы, встречающиеся в природе, можно разделить на следующие категории:

природный газ, который добывается из естественных его скоплений, из газовых и газоконденсатных месторождений. Проф. И.Н. Стрижов [1] природными газами считает газы различного химического состава и разного генезиса, заключенные или циркулирующие в породах земной коры и выделяющиеся из естественных выходов, скважин, шахт, вулканов и т. п.;

нефтяной (попутный) газ, который встречается в свободном состоянии в виде скопления над нефтяной залежью ("газовая шапка'1) или в растворенном виде в нефти, добывается вместе с нефтью и выделяется при ее разгазировании. Углеводородные газы, залегающие в пластах, не содержащих нефть, называют природными (свободными), а месторождения — чисто газовыми; углеводородные газы, растворенные в нефти и выделяющиеся из нее в процессе добычи, называются нефтяными, или попутными;

растворенный газ в пластовых водах в недрах земной коры, в промышленных масштабах в настоящее время практически, кроме Японии и Китая, не добывается, но обсуждается проблема его добычи из водяных пластов, имеющих высокое давление, а также из обводненных газовых залежей после их основного периода разработки, путем совместной добычи газа и воды. Растворенный газ может использоваться для создания малой газовой энергетики для сельского хозяйства и небольших поселков, когда она предпочтительнее строительства местных отводов от газопроводов. В этом случае растворенный газ может быть конкурентоспособен с традиционным природным газом. Предполагается, что в дальнейшем экономически целесообразным будет комплексное использование как газа, растворенного в воде, так и ценных, как правило, бальнеологических компонентов, содержащихся в пластовых водах;

гидраты, которые представляют собой физико-химические соединения, состоящие из углеводородов и воды, и образуют -ся в условиях избытка влаги при высоком давлении и пониженной температуре. Гидраты могут находиться и в недрах земной коры в виде гидратных или газогидратных залежей. При этом основная трудность разработки гидратных залежей природного газа состоит в необходимости перевода гидратов в газообразное состояние, что требует больших энергетических затрат. Имеются различные предложения добычи газа из гидратов, в том числе и из придонного слоя морей и океанов. Примером газогидратного месторождения является Мессоях-ское месторождение под г. Норильском.

В табл. 1.1, 1.2, 1.3. приведены составы природных газов некоторых чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

Горючие газы, производимые человеком, в зависимости от способа их производства и состава разделяются на следующие категории:

сжиженный природный газ получают путем сжижения природного (СПГ) или нефтяного газа (СНГ). Для сжижения метана необходима температура минус 161,3 "С при атмосферном давлении. В последнее время СПГ находит все большее применение при морском транспорте природного газа с помощью метановозов. К 1994 г. объем перевозок СПГ

ТАБЛИЦА 1.1

Состав природных газов чисто газовых месторождений

Месторож

дение

Объемная

доля компонента в газе

%

Отно-

си-

та\ь-

ная

плот

ность

по

возду

ху

СН4

с2н6

с3н8

с4н10

N2 + R”

со2

H,S

Северо-Став-

98,90

0,29

0,16

0,050

0,40

0,20

0,56

ропольское

!м*резовское

95,10

1,10

0,30

0,070

0,03

3,00

0,40

0,58

Медвежье*

98,78

0,10

0,02

0,00

-

1,00

0,10

0,56

иполярное'

98,60

0,07

0,02

0,01

0,01

1.11

0,18

0,56

Уренгойское'

97.84

0,10

0,03

0,02

0,01

1,70

0,30

0,56

Шптлыкское

95.58

1,99

0,35

0,100

0,05

0,78

1,15

0,58

‘Сеноманская залежь.

**R — инертные газы (гелий

аргон

криптон, ксенон

>•

экспериментальные данные Л. А. Эпштейна и расчетные данные, полученные по формулам § 1 этой главы [72].

Экспериментальные и расчетные данные для шара и конуса удовлетворительно согласуются.

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

пограничного слоя кавитатора, по крайней мере в некотором районе вблизи кромки кавитатора. В работе [47 ] для улучшения устойчивости предлагается отсос жидкости из пограничного слоя в районе кавитатора. При определенной степени отсоса, независимо от положения щели отсоса, все коротковолновые возмущения поверхности каверны исчезают и она становится зеркально гладкой.

Рис. VIЛ. Воздушная каверна за диском, имеющая гладкую прозрачную

поверхность.

При определенных условиях нестационарность проявляется весьма существенно в концевой части каверны. При конечных числах Фруда и малых числах кавитации течение в концевой части носит упорядоченный установившийся характер, а каверна заканчивается двумя вихревыми шнурами.

Рис. VI.2. Воздушная каверна за диском при повышенной турбулентности потока, имеющая волны на поверхности, при Fr^ = 5,5, Cq = 3,7-10-3.

Однако при увеличении чисел Фруда и постоянном числе кавитации течение в концевой части каверны становится беспорядочным. Тогда форма каверны становится осесимметричной, образуется обратная струйка и каверна заполняется газоводяной смесью, которая затем периодически выбрасывается из каверны, длина каверны при этом периодически меняется.

Таким образом, существуют две формы уноса газа из каверны:

первая — по вихревым шнурам;

вторая — периодически отрывающимися порциями (по кольцевым вихрям).

Первая форма уноса газа при постоянном числе Фруда наблюдается в тех случаях, когда числа кавитации % малы, и происходит следующим образом. Воздух из каверны поступает в области пониженного давления вихревых шнуров, образующихся в концевой части каверны из-за всасывания каверны под действием силы тяжести. Полость каверны при этом свободна от пены, поверхность каверны прозрачна.

Для второй формы уноса газа (периодически отрывающимися порциями) характерно заполнение значительной части каверны пеной.

Переход от первой формы уноса газа ко второй происходит непрерывно. Кинокадры при частоте съемки 24 кадра/с и времени экспозиции около 10~5 с показывают, что иногда возникают режимы, при которых унос газа происходит по двум формам одновременно. Однако эти переходные режимы неустойчивы и непродолжительны.

Важными факторами, характеризующими искусственную кавитацию, являются количество газа Q, необходимое для образования и поддержания каверны, и сила сопротивления кавитирующего тела.

В качестве параметра, характеризующего потери газа, примем безразмерный коэффициент расхода CQ:

для осеимметричных кавитаторов (дисковых, круглых, сферических)

cQ-y^-,    (VI.1.1)

для несимметричных кавитаторов (дисковых эллиптических, крыльев)

r Q

г

'Q V^ab

где Q — расход воздуха, м3/с; V» —• скорость потока на бесконечности, м/с; d — диаметр кавитатора, м; а, Ь — оси эллиптического кавитатора или размеры крыла в плане (размах и хорда).

Безразмерный расход CQ для стационарной каверны согласно теории размерностей зависит от трех безразмерных параметров: относительного погружения

я

Н- d

числа кавитации

pvi


Кроме того, безразмерный расход зависит также и от коэффициента сопротивления, определяемого формой кавитатора

у°ь уg v-b


= — для дисковых эллиптических кавитаторов.


числа Фруда


Fi\y =


Vgd


¦ для круглых дисковых и сферических кави-таторов;


(конус, диск, шар, эллипсоид).


При относительных погружениях Н > 4 безразмерный расход не зависит от глубины погружения:

Cq = Cq (х, Fr, Сх).

Для кавитаторов определенной формы расход Cq зависит только от двух параметров:    х

и Fr.

На рис. VI.3 даны зависимости CQ (х) при разных числах Fr, полученные JL А. Эпштейном [73 ] для дисков.

Там же нанесены экспериментальные точки — результаты работы Клайдена и Кокса [108].

Как видно, результаты испытаний дисков разных диаметров хорошо согласуются между собой.

Для выявления влияния формы кавитатора на безразмерный расход газа CQ на рис. VI.4 приведены результаты экспериментов с конусами, имеющими различный угол раствора |5 = 45,    90 и

Рис. VI.3. Зависимости коэффициента расхода газа Cq от числа кавитации к при постоянных числах Фруда, полученные для диска.

• — d = 12,7 мм; О — d — 19 мм; О — d = 25,4 мм.


180° (диск). Видно, что с увеличением угла р при постоянном числе кавитации х расход CQ резко возрастает.

При исследовании искусственных каверн, образованных за кавитаторами, сделано много замеров силы сопротивления и определена зависимость Сх (х).

На рис. VI.5 дана зависимость Сх (х) для конусов при вариации угла р. Из рис. VI.5 видно, что в диапазоне чисел кавитации 0 ^ х 0,3 для диска Сх (х) — линейная зависимость. Результаты экспериментов [84] в диапазоне чисел 0 х ^ 1,5 показывают, что с возрастанием числа кавитации, начиная с х = 0,5, зависимость Сх (х) становится нелинейной, она хорошо аппроксимируется формулой:

Сх = СХш (1 + х) при х < 0,5,

Сх = C*0 (1 -[- х + 0,028х2) при х^1,5

0,8053 — коэффициент сопротивления при х = 0).

(где С

л О

Рис. VI.4. Зависимость коэффициента расхода газа Cq от х для каверны, образованной за конусом при различных р.


Рис. VI. 5. Зависимость коэффициента сопротивления Сх от числа кавитации х при различных углах р.

1 — Р — 180°, пластинка; 2 |3 — = 90°,— конус; 3 —- (5 = 45®, — конус. • — d = 100 мм; О — d = 35 мм.

---Р = 45?;    ------|3 = 90°;

- 3 = 180°.


витаторов была экспериментально исследована И. Т. Егоровым. Результаты испытания (паровая и воздушная каверны) приведены на рис. VI.6.

Как видно, для насадков этого типа функция Сх (х) так же, как в рассмотренном выше случае при значениях х ^ 0,5 имеет .зависимость, близкую к линейной, а при значениях х > 1,5 коэффициент сопротивления остается постоянным.

Эксперименты показывают, что при осесимметричном кавитационном обтекании полуэллипсоидов вращения коэффициент со-лротивления возрастает с увеличением отношения alb, где а длина большой полуоси; b — длина малой полуоси.

Такие эксперименты были проведены М. Ю. Цейтлиным [65] с насадками, имеющими различные значения alb (рис. VI.7),

V

при числах Фруда Frd =    6,52;    7,83,    9,13    и    погружении

V gJ

оси эллипсоида на глубину около пяти его диаметров. На рис. VI.7 даны экспериментальные зависимости Сх (х) при отношениях alb — 0,25; 0,50; 1,0; 2,0. Эти кривые показывают, что с увеличением чисел Фруда коэффициент сопротивления падает. Эксперименты на эллипсоидах позволили также приближенно установить положение точки отрыва струй.

Влияние гравитационных сил при кавитационных течениях проявляется в том, что ось каверны деформируется и ее хвостовая часть всплывает; Сила плавучести каверны уравновешивается

Рис. VI.6. Зависимость коэффициента сопротивления от числа кавитации для эллиптических плоских кавитаторов.

—--расчет для пластины бесконечного размаха. Значения Ь/а:

О — 1; Д — 2; ? — 3; X — 4; # — 1 (с поддувом воздуха).

подъемной силой, обусловленной циркуляцией, и поэтому деформация и всплывание каверны зависят от скорости потока.

Эксперименты с искусственной каверной хорошо иллюстрирует это явление.

На рис. VI.8 даны различные стадии образования каверн за круглым диском при изменении скорости потока. Как видно, при малых скоростях потока в результате подачи воздуха за диск образуются всплывающие пузыри; с увеличением скорости формируется каверна, несимметричная относительно оси диска; при дальнейшем увеличении скорости несимметрия каверны уменьшается.

Некоторые способы позволяют уменьшить всплывание каверны, обеспечить бесциркуляционное кавитационное обтекание тела: например, дифферентовка его на нос, установка кавитатора на горизонтальной разделительной пластине.

На рис. VI.9 приведены результаты экспериментов с плоскими кавернами, образованными на пластинке при различном ее положении по отношению к направлению силы тяжести. Влияние

Рис. VI.7. Зависимость коэффициента сопротивления от числа кавитации для различных соотношений осей полуэллипсоида вращения (а/Ь).

О — 17оо = 5 м/с, Fr — 6,25;    •    —    V    „    =    6 м/с, Fr — 7,83; Д —    =

= 7 м/с, Fr = 9,13.

8 В. В. Рождественский

217


Рис. VI.8. Влияние скорости потока на образование каверны за круглым диском: а — Frj = 1,9, Cq = 10,5-10“^; б — Fr^ = 4,3, Cq = == 4,6-10-3; б—Fr^-6,8, Cq = 3,0 • 10"3.

весомости хорошо иллюстрируется зависимостью числа кавитации от угла наклона кавитирующей пластинки к направлению линии горизонта к (7) при разных расходах газа Cq и числе Фруда Fyh, s отнесенном к высоте выступа Я.

FrH=8tJ

5 .

s^Cq

= 0,066 [ 0,09 4 . 0,120

\\\

Кадерна

сверху

/

Кадер

CHU3L

на \SS 1 \

\х\

Vs

О

0,15


0,10


0,05


15    45    75    105    135    у    град

Рис. VI.9. Зависимость числа кавитации и от угла

V

наклона кавитирующеи пластинки при Fr/j =

VgHK

8,35,

Как следует из рис. VI.9, наибольшие числа кавитации получаются при у = 90°, что соответствует вертикальному положению пластинки. Для горизонтальных ее положений (каверна сверху

11

F гн*

¦¦8,35

_/ /

Cq = L J

1,120 . 0,094

0.066/ / У)

90

15


120 у, град

длины ка-


О J0 60 Рис. VI .10. Зависимость верны I

относительной

от угла V.

Нк


и каверна снизу) число кавитации уменьшается. Это же подтверждает и визуальное наблюдение эксперимента.

На рис. VI. 10 даны зависимости относительной длины каверны

I = IJHK от угла у. Как видно, каверна наименьшей длины 8*    219

образуется при у = 90°, что соответствует максимальному числу кавитации. Благоприятное распределение давления на контуре кавитирующего тела приводит к уменьшению всплытия каверны.

§ 2. Приближенные формулы для определения параметров искусственной кавитации

Чтобы оценить величину циркуляции скорости, возникающей вокруг каверны при небольших числах Фруда (для случая развитой каверны с вихревыми шнурами), составим уравнение Бернулли для верхней и нижней границы каверны (рис. VI. 11):

I pF”    | Р^Н ,    . Р^в ,    /VI0 1\

Poo + -J- = рк + -J- + р gyu = рк +    2    +    (VI.2.1)

где рос, рк — давление на бесконечности и в каверне соответст- , венно; V*,, VB — скорость потока на бесконечности, на ниж-

Рис. VI. 11. К выводу формулы циркуляции скорости, возникающей вокруг каверны.

ней и верхней границах каверн соответственно; уп, ув — ординаты нижней и верхней границ каверны.

После преобразования получим:

vl - vl =. (Ун - VB) (V„ + Vo) = 2g (ув - уш).

Принимая приближенно, что VH + VB ^ 2VK> найдем:

2VK(V„-VB) = 2 g(yB-yH).    (VI.2.2)

Из курса гидромеханики известно, что циркуляция Г по замкнутому контуру L определяется формулой

Г = §VdS,    (VI.2.3)

L

где V — проекция скорости в точке на направление элемента контура dS.

В рамках линейной теории, если считать каверну тонкой и снести граничные условия с поверхности каверны на ось Ох, то формула (VI.2.3) примет вид:

Г = J (VH~VE)dx.

О

После подстановки в нее (VI.2.2) получим

Г = ¦?-f а - уя) dx = 4-’

V* О    Ук

где 5* — площадь диаметрального сечения каверны; VK — средняя скорость на границе каверны.

Или принимая во внимание формулу (III.3.6), напишем:

Г =--(VI.2.4)

Систему диск — развитая каверна можно рассматривать как П-образную вихревую линию, где расстояние между вихрями равно расстоянию между наблюдаемыми вихревыми трубками каверны Ь. Тогда на основании теоремы Жуковского подъемную силу находим по формуле

Y =-pTV„b.

Приравнивая ее силе плавучести каверны, найдем:

PTV«>b = yV*9    (VI.2.5)

где У* — объем каверны.

Подставляя затем в (VI.2.5) выражение для циркуляции по формуле (VI.2.4), после промежуточных преобразований получим расстояние между вихревыми трубками:

Если приближенно считать, что форма каверны близка к эллипсоиду вращения с длиной /к и диаметром D, то

b =-t-DVT+x.    (VI.2.6)

Один из существенных факторов, определяющих образование и поддержание каверны (за плоским диском) — это расход газа Q, Существуют полуэмпирические методы, позволяющие оценить Q для развитой каверны с вихревыми трубками, в частности имеют практическое значение методы Эпштейна, Клайдена и Кокса. На основании    наблюдений за каверной в    процессе    эксперимента

Л. А. Эпштейн    предположил, что процесс уноса    газа    состоит в том, что по мере движения тела образовываются все новые участки вихревых трубок, содержащие газ, покоящийся относительно частиц жидкости. Давление в каверне и вихревых трубках одинаково и равно рк. Силы трения стремятся только уравнять скорость газа и жидкости.

Согласно предположениям Кокса ц,Клайдена унос газа происходит по вихревым трубкам вследствие ^дростатического перепада давлений.

Рассмотрим сначала метод Эпштейна. Предположим, что скорость образования трубок равна скорости потока, тогда расход газа найдем по формуле

<2 = 2 V,

В безразмерной форме согласно (VI. 1.1) найдем:

где а — диаметр вихревого шнура.

С другой стороны, применяя уравнение Бернулли для абсолютного движения жидкости, пренебрегая квадратами малых скоростей и считая размеры вихревых трубок малыми по сравнению с расстоянием между ними, получим:

Ро* =* Рк + PSh 4

р Г2

2 я2а2 9


(VI.2.8)


где h — высота всплытия оси вихря в месте его сформирования над осью тела.

Третий член (VI.2.8) содержит квадрат скорости, индуцированной полубесконечным вихревым шнуром.

Из (VI.2.8) легко найти отношение

(VI.2.9)

где х — число кавитации.

Высота всплытия оси вихря h возрастает при уменьшении чисел х и Fr настолько, что возможны такие их малые значения, при которых скобка в знаменателе формулы (VI.2.15) обращается в нуль, а диаметр вихревого шнура а — в бесконечность. В этом случае формула (VI.2.9) неприменима. Кроме того, когда диаметры вихревых трубок становятся соизмеримыми с расстоянием между ними, трубки взаимодействуют и деформируются. Поэтому формула (VI.2.9) рекомендуется для значений а ^ Ь/2. В случае невыполнения этого условия, т. е. при использовании формул в большем диапазоне значений а, необходимо вводить поправочный коэффициент (3!, учитывающий деформацию сечений [72].

На оснований вышеизложенного, а также формул (VI.2.4), (VI.2.7), (VI.2.9) напишем после промежуточного преобразования следующее выражение для безразмерного расхода газа:

Сг

1

К d )

i’tf

2л (1 + и) |

Для выполнения расчетов (VI.2.10) необходимо знать величину h (см. рис. VI.11). Известно несколько приближенных оценок этой величины: в частности, если рассматривать каверну как крыло малого удлинения,то согласно линейной теории подъемная сила этого крыла равна

(VI.2.10)


рУ2

Q. г оо rt

-ца —S,

где а —- угол атаки (всплытия), т. е. угол, образованный вектором скорости и прямой линией, соединяющей середины тела и области замыкания каверны; Су — позиционная производная коэффициента подъемной силы; 5 — площадь каверны в плане.

Угол атаки определяется исходя из условия равновесия каверны. Приравнивая подъемную силу крыла силе плавучести каверны, найдем:

Q V*    А/I    9    1П

Суа —2~S = pgV .    (VI.2.11)

Для крыла малого удлинения производная по углу атаки может быть представлена в виде

С? = АяАЛ    (VI. 2.12)

где коэффициент k зависит от удлинения крыла X* (каверны) и угла атаки.

Для крыла при Х* = 5-~6 и а = 3-^-6° k ~ I. Примем, что каверна имеет форму эллипсоида вращения. Полагая Я* = D//K получим из (VI.2.11):

ГУ - ё1к

(VI.2.13)


“ /к 3* 2V2

ОО

Откуда находим

Результаты экспериментов с кавитирующими дисками позволяют установить ряд приближенных зависимостей размеров каверны от числа кавитации. В частности,

отношение диаметра каверны к диаметру диска

=    <vi-215>

*.

где ах —эмпирический коэффициент, равный 0,8—1,0. Отношение длины каверны к диаметру

и= х + °д)°8    (VI.2.16)

DK 1,7х (х + а2)    v    '

где по опытам Рейхардта а2 = 0,066; по данным Эпштейна а2 = 0,040.

Необходимо подчеркнуть, что приведенные выше формулы справедливы лишь для развитой каверны с вихревыми шнурами.

Область появления режимов, при которых прекращается образование вихревых шнуров, может быть оценена эмпирической формулой

^пред “ ^min 0,06,

где

^min

Если следовать теории Кокса и Клайдена, т. е. считать что унос газа происходит по вихревым трубкам, то (VI.2.9) скорость Уоо должна быть заменена скоростью газа Vr. Скорость газа Vr определяется исходя из потери давления газа при его движении по трубопроводу:

А Р =    (VI.2.17)

где I — длина вихревого шнура до свободной поверхности; а — угол всплытия каверны; рг — плотность газа; к — коэффициент сопротивления вихревых трубок движению газа; Ар — перепад давления между точками в начале вихревого шнура и на свободной поверхности. Откуда находим, что

72    2аА р

vi


Х/Рг

Если предположить, что угол всплытия вихревых шнуров а постоянный, то на основании (VI.2.13), (VI.2.15) и (VI.2.16), учитывая результаты исследований И. Т. Егорова, можно получить

0,646 l/cT"

а    (VI.2.18)

KFrd

Перепад давлений в формуле (VI.2.17) АР = Рк ~ (Рос - рgH) = pgH — к

(VI.2.19)

pvl


где Н — глубина погружения насадка.

Подставляя (VI.2.18), (VI.2.19) в (VI.2.17), после преобразований получим:

xFr2

Н


2 —


Кг\2 V.

Ах Fr^

Са=0Щ5

I I 1 I 1    __    l    I    I    1    *    I_1_L_1—J, U

0,01    0,04    0M    0,0b    0,10    0,12    0ч1Ч    %    Со-сю


(VI.2.20)


?П=11,0


(?)(-?)


Рис. VI. 12. Диаграмма для расчета характеристик каверны, образованной за диском в безграничной жидкости.

Если учесть, что Cq = -у- (-j-)2    то    после    подста

новки в это выражение (VI.2.20) найдем:

0,0525

Г1    V    п

Cq = КХх1'75 Fr2 3 Fr4, - 2,38С,оI1'25•    (VI.2.21)

Для случая кавитационного обтекания круглых дисков, при СХо = 0,82 коэффициент сопротивления вихревых трубок в формуле (VI.2.21) аппроксимируется зависимостью

. X = [0,194 (Frd 1,35) I2.

Расход воздуха CQ в условиях безграничной жидкости определяем по (VI.2.20) при Я = оо:

г =_6Л2_____

Q    Frd (Frd ~ 1.35) х1'75 (x:i Fr^ — 1,955)l'25

В работе [27] построена диаграмма для расчета характеристик каверны, образованной за диском в безграничной жидкости (рис. VI.12). По оси абсцисс отложены числа кавитации, а по оси ординат — числа Фруда, определенные по объему каверны

с-    У»

FrK = —-¦    = г .

Vg/v*

В расчетах за объем каверны принят объем эллипсоида вращения. В качестве параметров на диаграмме приняты числа Фруда по диаметру диска Frd и безразмерный расход газа CQ.

§ 3. Структура кавитационных потоков

Физическое представление о структуре кавитационных течений, о структуре пограничного слоя, а также о природе гидродинамических сил дает экспериментальное исследование поля- скоростей и давлений.

Если исходить из задачи исследовангя, то наиболее общей оказывается частичная кавитация, при которой каверн; замы-

85 мм

X

Z

со

V—

S)

%

- v°% Юимм

и~>

^85 мм

J+Q5 мм

Рис. VI. 13. Клиновидные кавитаторы, использованные при замерах

давлений.

кается на теле. В этом случае рассмотрим три участка на поверхности тела: кавитатор (насадок), каверну, смоченную часть тела за каверной. Эксперимент с искусственными кавернами — наилучший и доступный способ исследования поля скоростей и давлений на каждом из этих участков.

Такие исследования были выполнены рядом авторов на простых телах (пластинах и крыльях). При экспериментах с искусственными кавернами существенно проявляется весомость, поэтому ниже приведем некоторые результаты исследований поля скоростей и давлений кавитационного течения, образованного под горизонтальной пластиной (длиной 2,5 м, шириной 0,6 м). Пластину буксировали в бассейне со скоростью 3 м/с [20].

Были применены два клиновидных кавитатора, размеры которых даны на рис. VI. 13.

Распределение давлений по длине на нижней поверхности пластинки при кавитационном и бескавитационном обтекании даны на рис. VI. 14, а (кавитатор А) и рис. VI.14, б (кавитатор Б). Там же указаны длины каверны /к, отстояния линии замыкания каверны от передней кромки пластины 1г.

Как видно из рисунков, есть три характерные области распределения давлений по длине пластины. Левая область — это распределение давлений на клиновидном кавитаторе; в средней области в пределах длины каверны давление постоянно; правая область — давление за каверной, для этой области характерен пик давления сразу же за каверной.

Коэффициент давления в каверне Ср возрастает при уменьшении ее длины в диапазоне его значений: —0,15 ч—0,05. Эти результаты соответствуют уже рассмотренным нами зависимостям между числами кавитации и длиной каверны.

В эксперименте было выявлено два случая замыкания каверны на пластине: а) при сравнительно большой высоте выступа (кавитатор А) замыкание каверны сопровождается появлением развитой обратной струйки и большцм расходом газа; б) при относительно малой высоте выступа (кавитатор Б) замыкание происходит без обратной струйки и сравнительно малом расходе газа.

Характер изменения давления в конце каверны определяется формой замыкания каверны на пластине (с обратной струйкой или без нее). В первом случае изменение давления при переходе от каверны к смоченной части пластины происходит сравнительно плавно. В то же время при использовании кавитатора Б наблюдается резкое изменение давления в районе замыкания каверны.

Характеристику структуры пограничного слоя позволяют получить экспериментальные исследования скоростей за каверной. На рис. VI. 15, а, б приведены эпюры местных относительных скоростей v (y)IVao в пограничном слое за каверной в сечении на расстоянии 1250 мм от передней кромки пластины при различных длинах каверны /к.

Как видно, профили скоростей по форме соответствуют турбулентному режиму течения. Однако для кавитатора А эпюры скоростей вблизи района замыкания каверны имеют перегибы, характерные для местного отрыва пограничного слоя. По мере удаления от района замыкания эпюры скоростей для кавитационного и бес-кавитационного режимов обтекания практически совпадают (рис. VI.15, б).

На рис. VI. 16 приведены кривые коэффициентов местного трения Cf, определенные по замеренным касательным напряжениям в функции от местного числа Рейнольдса для двух случаев кавитационного обтекания (кавитаторы А и Б). В первом случае измерения производились в одной точке на расстоянии 1250 мм от передней кромки пластины, во втором — в трех точках на расстояниях 850, 1250 и 1650 мм.

ю

to

00

о)



Рис. VI. 14. Распределение давлений подлине на нижней поверхности пластинки при кавитационном обтекании:

а — кавитатор А;

1 — без каверны; 2    11    =    1080    мм,    /к    =    595 мм; 3 — 1^ = 1 i 50 мм, /к = 665 мм; 4~ ^ — 1250 мм, 1К = 765 мм.

б — кавитатор Б;

1 — без каверны; 2 —        650    мм,    1К    =    165 мм; 31^ — 750 мм, 1К =265 мм; 4 —    =    850    мм,    1К    =    365    мм;

^    5    —    1    1=    950 мм, /к = 465 мм; 6 — I ~ 1050 мм, 1К — 565 мм; 7 —    ~    1150    мм; /к = 665 мм; 8 — ^ ~    мм,

1и = 735 мм; 9 — L = 1550 мм, /и. = 1065 мм.

СО    к    1    к

Во время эксперимента варьировалась длина каверны так, что расстояния от точки замера до конца каверны и соответственно

Vx

местные числа Рейнольдса Re* = — изменялись. При замыкании каверны с обратной струйкой (кавитатор Л) касательные напряжения растут плавно от нулевых значений до напряжений турбулентного трения, а при замыкании каверны без обратной струйки (кавитатор Б) наблюдается резкое возрастание напряжений. Это позволяет предположить, что при плавном замыкании

Рис. VI .15. Эпюры скоростей движения жидкости в пограничном слое за каверной для двух случаев обтекания: а — с обратной струйкой (кавитатор А);


а)



1 — без каверны; 2 ~~~ 1Х =

—    650 мм, 1К — 165 мм, х =

= 600 мм; 3 —    — 1150 мм;

/к = 665 мм, х = ИЮ мм,

б — без обратной струйки (кавитатор Б);

1 —- без каверны; 21х --= 650 мм, 1К = 165 мм, х =

   600 мм; 3-1Х — 1220 мм, / == 735 мм, х = 30 мм.

(кавитатор Б) за каверной зарождается новый турбулентный пограничный слой, в котором касательные напряжения определяются местным числом Рейнольдса (с характерной длиной — отстоянием рассматриваемой точки х от места замыкания каверны). Что же касается случая замыкания с обратной струйкой (кавитатор Л), то вывод о появлении нового турбулентного пограничного слоя можно сделать, если предположить, что в зоне замыкания каверны наблюдается местный отрыв пограничного слоя.

Большинство задач о кавитационных течениях решается с учетом основных положений теории струй, в которой внутреннее движение газа в каверне не рассматривается и предполагается разрыв скоростей на границе каверны.

Ниже приведены результаты [115] экспериментального определения профиля скоростей течения газа в каверне, образованной за клиновидным насадком под горизонтальной пластиной. Опре-

IW

Vs.

\\

V \

2

/

ч

т

\

\

\

ч

N>

Ч. \

1

\

\

ч

V

г-

. 0

0,5-

1049 1,0-

106 15-

-600 Л 1

- 200 0 л

200 Ш 600 600 i 1 ........

1 1

1,5'106, 25-106 ReX9

i 50 I i 7 i ^2

-зоо -100

I

100 500 700 300 1100 Х2

. I ..... 1 . *

ьхз

гоо Ш 600    800    1000    1200    1Ш    1600

X, мм

I

5.0 %0

3.0

2.0 1,0


Рис. VI. 16. Зависимость касательных напряжений от чисел Re* при кавитационном обтекании нижней части пластинки: а — кавитатор Л;

1—при кавитационном обтекании; 2—при турбулентном обтекании пластины (эксперимент); 3 — Cf при турбулентном обтекании пластины (расчет); 4 —    —    при ламинарном обтекании пластины; 5 — Су при

переходе от ламинарного к турбулентному режиму движения при

1,510е; 2,5 * 10Б; 3,5- 106

Re.


кр


деление производилось при скорости потока V* == 1,02 м/сJ что соответствует числу Фруда по высоте выступа насадка

FvHk •=    =    3,3

Vо

VWk


в трех сечениях по длине каверны: вблизи кавитатора, посредине длины и в районе замыкания каверны (рис. VI.17); h — высота каверны в данном сечении; и = uh/Vcо — местная скорость течения газа на данной высоте. Вследствие малого перепада по длине каверны для измерения давления использовали микроманометр с уравновешенной каплей. Опыты проводили при постоянных безразмерных расходах газа, отнесенных к высоте выступа и ширине клина CQ = 2,23.

Результаты эксперимента в виде профилей скорости, построенных в прямоугольных координатах h и иу даны на рис. VIЛ7.

В гидромеханике рассматривается течение Куэтта — плоское течение между двумя параллельными стенками, из которых одна движется вместе с потоком. Считая границу каверны подвижной, течение газа внутри можно рассматривать как течение Куэтта. Сравнение результатов эксперимента с расчетными данными по теории Куэтта показывает удовлетворительное их совпадение [115].

Мы предполагаем, что параметры искусственной каверны, образованной на каком-либо теле, при постоянном числе кавитации и постоянной длине каверны такие же, как и для естественной каверны. Однако эксперименты показывают, что от расхода воздуха зависит не только число кавитации, но и форма границы каверны.

Экспериментально было установлено [95], что при определенных условиях подтверждается известная зависимость между параметрами, характеризующими каверну: при увеличении расхода газа CQ давление в каверне возрастает, а число кавитации падает. Однако при этом для значения х существует некоторый предел, после которого при увеличении расхода воздуха число кавитации остается постоянным. На поверхности каверны образуется одна волна (первая стадия), и каверна начинает пульсировать, сокращаясь и увеличиваясь в длину.

При дальнейшем увеличении расхода воздуха длина каверны и давление в ней скачком увеличиваются, число кавитации соответственно падает. Каверна продолжает пульсировать, а на ее поверхности по длине образуются две волны (вторая стадия). Если расход воздуха продолжает увеличиваться, то число волн возрастает и возможно появление трех, четырех и пяти волн.

Таким образом, существуют два типа каверн: стационарные и пульсирующие. Стационарные каверны возникают при малых расходах воздуха, по своим параметрам они подобны естественным кавернам.

я

CL


в

CL)

53

К

§

О

с

к

53


R

«=3

*=C

5S

s

g<4.

f-

О

§ II

С о*

о „

ECO

geo.

&II. s *

4,

IL,

к

s

a

cx

о

*

s

4

s

t€h

о

Оч

С

к

Он

Для иллюстрации на рис. VI. 18 показаны пульсирующие искусственные каверны, образовавшиеся за пластинкой, установленной в вертикальной гидродинамической трубе [95].

Для того чтобы получить представление о поведении и пара-мет рах каверны в различных стадиях ее развития целесообразно рассмотреть схематизированную зависимость CQ (к), приведенную на рис. VI.19. Она построена на основании экспериментальных данных [95] и позволяет составить представление о механизме образования различных стадий каверны.


Представим себе, что начиная с некоторого критического числа кавитации возрастает расход газа, каверна, имеющая одну волну, удлиняется, а число кавитации падает. Когда расход достигает некоторого порогового значения Cq,, каверна удлиняется (без изменения расхода) при уменьшении числа кавитации, и ее поверхность имеет уже две волны (вторая стадия). Переход от первой стадии ко второй сопровождается изменением частоты колебаний.

Дальнейшие увеличения подачи воздуха в каверну приводят опять при некотором пороговом значении Cq2 к внезапному изменению длины каверны, сопровождаемому уменьшением числа ка-Рис. VI. 18. Различные    формы    витации, а на поверхности    кавер-

пульсирующих каверн:    а — ста-    ны образуется три волны.    Таким

ционарная каверна; о — одна вол-    J    *

на; в — две волны; г — три    волны;    образом, в эксперименте    можно

д — четыре волны.    получить четыре, пять и    более

волн.

При увеличении количества воздуха до некоторого предела пульсирующие явления пропадают. Если затем расходы воздуха уменьшать в обратной последовательности, то пороговые Cq при переходе от стадии к стадии получают меньшие значения. На рис. VI.19 видно, что Cq, < Cq, и Cq2 < Cq2. Таким образом, схематизированная диаграмма Cq (к) характеризуется некоторой петлей типа петли гистерезиса,

Представляет значительный интерес исследование искусственной каверны при движении вблизи свободной поверхности. Рассматриваются два случая: движение вблизи невозмущенной поверхности, движение при волнении. Как показывают экспериментальные исследования [27], возможны три вида деформации каверны, обусловленной влиянием свободной поверхности и весомости, каждый из которых проявляется в зависимости от чисел Фруда.

При малых числах Фруда весомость жидкости проявляется весьма существенно: каверна сильно всплывает, а подаваемый в каверну воздух за насадком прорывается в атмосферу и не позволяет создать замкнутую кавитационную полость (рис. VI.20, а).


При умеренных числах Фруда каверна формируется достаточно хорошо: влияние весомости жидкости проявляется весьма существенно и приводит к образованию волнового бугра над кавитационной полостью (рис. VI.20, б).

При движении с очень большими числами Фруда влияние весомости жидкости практически отсутствует, каверна может оказаться несимметричной относительно горизонтальной плоскости (рис. VI.20, в).

Рис. VI. 19. Схематическая зависимость расхода воздуха от числа кавитации для пульсирующих каверн.

1 одна волна; 2 — две волны; 3 — три волны.


Для судостроительной практики наибольший интерес представляет режим движения при умеренных числах Фруда. Поэтому все дальнейшие результаты относятся к этому случаю.

Близость свободной поверхности вызывает искажение формы каверны и оказывает влияние на механизм подачи воздуха за насадок.

Наблюдаются два режима поступления воздуха в каверну: принудительная подача с избыточным давлением и поступление самотеком из атмосферы. Первый режим наблюдается при большом погружении каверны или при малом погружении и малой

„    Fco

относительной скорости Frw = у__ .

Второй режим наблюдается при больших числах Frw. Количество подаваемого воздуха определяется площадью сечения, через которое воздух поступает в каверну. Практически воздух из атмосферы может поступать: либо по вихревым жгутам за каверной, либо вдоль вертикальных стоек (у катеров на крыльях), находящихся в отрывном режиме обтекания, либо по внутренним трактам системы подачи воздуха. Для определения числа кавитации в этом случае необходимо принять давление рм = р& + + рgH, а рк = рл.

Рис. VI.22. Зависимость коэффициента сопротивления Сх = X


%

0,10 0,08 0,06 0,04 0,02


0_____

0,3    0,4    0,5    Dq


Рис. VI .21. Зависимость числа кавитации от расхода воздуха и относительной глубины погружения.


Рис. VI. 20. Виды деформации каверны вблизи невзволнованной свободной поверхности: а — при малых числах Фруда; б — при умеренных числах Фруда; в — при больших числах Фруда.


=-7^2- от числа кавитации при различных относитель-

р —s„

ных глубинах погружения диска Я.

Такое значение число кавитации принимает при неограниченном поступлении в каверну воздуха из атмосферы. Зависимость (VI.3.1) не учитывает особенности подачи воздуха из атмосферы по внутреннему тракту, один из концов которого находится за насадком в зоне разряжения, а другой сообщается с атмосферой. В этом случае скорость воздуха, поступающего в каверну, зависит от перепада давления между этими концами, что, в свою очередь, зависит от глубины погружения, скорости движения и формы насадка.

Начало прорыва воздуха из атмосферы в каверну соответствует резкому увеличению количества подаваемого в каверну воздуха и приводит к существенному снижению числа кавитации. На рис. VI.21 дана экспериментальная зависимость числа х (CQ) при разных значениях относительного заглубления H = Hld.

Зависимость коэффициента сопротивления диска Сх, отнесенного к площади миделевого сечения каверны, от числа кавитации х для разных относительных погружений Н дана на рис. VI.22. Как следует из рисунка, коэффициент Сх при одном и том же числе кавитации возрастает при уменьшении глубины погружения, что объясняется волновыми эффектами, приводящими к увеличению площади миделевого сечения каверны, а также к появлению дополнительной волновой составляющей сопротивления.

РЕМОНТ ГЛ А В А    СКВАЖИН

При строительстве скважин основным критерием качества является обеспечение герметичности скважины для транспортировки нефти, газа и (или) воды от продуктивного пласта до ее устья. Это достигается спуском в ствол скважины обсадной колонны и созданием сплошного равностенного затрубного цементного кольца.

Качество цементного кольца зависит от степени вытеснения и смешения цемента с буровым раствором, химической обработки цемента, геологических факторов месторождения, конструкции скважины, температуры, давления, коррозионной среды, наклона скважины, наличия установленных с определенным интервалом центраторов и турбулизаторов, а также оперативности и правильности проведения тампонаж -ных работ, использования буферной жидкости при цементировании и др.

Некачественное цементирование скважины, износ обсадных колонн инструментом при бурении и эксплуатации, а также другие причины приводят к преждевременному выходу из строя скважин вследствие нарушения герметичности обсадных колонн, что требует проведения ремонтно-изоляционных работ. В комплекс этих работ входят технологические операции, направленные на ограничение гидравлической связи внутриколонного и заколонного пространства в регламентированных пределах.

Несмотря на возросший уровень техники и технологии строительства скважин, затраты на ремонтно-изоляционные работы в отрасли продолжают расти.

Рост общего фонда скважин с учетом их возраста приводит к значительному увеличению количественного и процентного соотношения скважин, нуждающихся в ремонте.

В общем комплексе ремонтно-изоляционных работ большая доля затрат приходится на операции, связанные с изоляцией перфорированных обсадных колонн.

Затраты времени и средств при строительстве нефтяных и газовых скважин, связанные с восстановлением герметичности обсадных колонн, остаются неоправданно большими.

Очевидно, что проблема ремонта скважин в процессе бурения и эксплуатации в будущем еще более обострится, если не будут приняты неотложные практические меры.

Виды и причины нарушения герметичности обсадных колонн

Все основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, можно разделить на четыре группы: геологические, технико-экономические, физико-механические и субъективные.

Первая группа факторов характеризуется обвалами стенок, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятием промежуточных и эксплуатационных колонн аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы, пробкообразованием пород и продуктивных пластов, высокой сейсмической активностью.

Главнейший фактор второй группы — не соответствующие условиям конструкция скважин, способ бурения, качество и компоновка применяемых обсадных труб, скорость и способ спуска, технология цементирования обсадной колонны, продолжительность работы в обсадной колонне, технология оборудования устья скважин, освоение, эксплуатация, ремонтные работы, угол искривления и азимут ствола скважины.

К основным параметрам третьей группы факторов относятся: прочность, проницаемость, коэффициент линейного расширения, пластичность тампонажного камня; прочность, коррозионная и абразивная стойкость материала труб; коэффициент линейного расширения горных пород; технологические свойства фильтрационной корки.

Четвертая группа факторов в основном зависит от организации производства, опыта и квалификации исполнителей. Однако их роль в потере герметичности обсадных колонн велика. К ним относятся нарушение организации процесса спуска обсадной колонны, подача на буровую некачественных труб, неточный расчет обсадной колонны, несвоевре-294 менный долив промывочной жидкости, недовинчивание труб и др.

По М.Л. Кисельману, схема классификации повреждений обсадных колонн выглядит следующим образом:

1-я группа — дефекты металлургического производства (нарушения обсадных труб при изготовлении);

2-я группа — дефекты, возникающие при нарушениях правил погрузки, разгрузки, перевозки и хранения труб (нарушения обсадных труб при транспортировке и хранении);

3-я группа — дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации (нарушения обсадных труб при эксплуатации).

А. А. Федоров предложил классификацию повреждений обсадных колонн и их причин, приведенную в табл. 6.1.

Так как по мере накопления опыта и данных исследований виды и причины нарушения герметичности будут дополняться, то и классификация их будет изменяться.

Из анализа причин нарушения герметичности обсадных колонн следует, что некоторые факторы, приводящие к аварийному состоянию скважины, могут быть устранены в процессе ее бурения, цементирования и эксплуатации.

К типовым (часто встречающимся) видам нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах можно отнести:

Т а б л и ц а 6.1

Классификация повреждений обсадных колонн при бурении, креплении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин

А. Смятие обсадных колонн

Б. Разрыв колонн (продольный или поперечный)

В. Нарушение герметичности колонны

1.    Неправильный расчет колонн на прочность

1 . Не учтено аномально высокое давление нефти, воды или газа в пластах, вскрытых скважинами

2.    Не учтено горное давление соленосных пород

3.    Не учтено горное давление пластичных пород

I. Неправильный расчет колонн на прочность

1.    Не учтено максимальное внутреннее давление, создаваемое при проведении различных работ в колонне

2.    Не учтено увеличение осевых нагрузок при изменении температурного режима скважины, избыточного наружного и внутреннего давления

3.    Применены неточные формулы для определения допустимых нагрузок

I. Неправильный расчет колонн на прочность

1.    Не учтены дополнительные осевые усилия, возникающие при изменении температурного режима, наружного и внутреннего давления

2.    Не учтено максимальное внутреннее давление, создаваемое при проведении различных работ в колонне

3.    Не учтены максимальные осевые нагрузки

А. Смятие обсадных колонн

Б. Разрыв колонн (продольный или поперечный)

В. Нарушение герметичности колонны

4.    Не учтено давление, возникающее при набухании пород

5.    Использованы не по назначению источники формулы для определения прочностных характеристик

6.    Не учтено снижение прочности труб при действии осевых усилий от собственного веса колонны

7.    Не учтено снижение прочности труб при изменении температурного режима наружного и внутреннего давления

8.    Не учтено снижение прочности труб при перфорации

II.    Нарушение технологии

1.    Спуск обсадных труб с заводским дефектом

2.    Неправильная маркировка труб

3.    Гидравлическое давление при спуске колонны с большой скоростью

4.    Недолив колонны при спуске с обратными клапанами

5.    Некачественное цементирование обсадных колонн

6.    Спуск на клиньях тяжелых обсадных колонн

7.    Свинчивание при неконтролируемом крутящем моменте или "через нитку"

III.    Стихийные явления

1.    Землетрясения

2.    Тектонические смещения пластов

3.    Оползни и осыпи пород

4. Не учтены максимальные осевые нагрузки

II.    Нарушение технологии

1.    Спуск труб с заводским дефектом

2.    Гидравлический удар при цементировании колонны

3.    Некачественное соединение секций обсадных колонн

4.    Разгрузка колонны на забой в скважинах

5.    Внутреннее давление в колонне выше допустимого

6.    Отсутствие контроля крутящего момента при свинчивании резьбовых соединений

7.    Некачественное цементирование колонны

III.    Стихийные явления

1.    Землетрясения

2.    Тектонические смещения пластов

3.    Оползни и осыпи пород

II.    Нарушение технологии

1.    Спуск труб с дефектами резьбовых соединений

2.    Резьба смазочный материал не соответствуют условиям скважины

3.    Конструкция муфт для двухступенчатого цементирования несовершенна

4.    Колонна некачественно зацементирована

5.    Колонна спущена в скважину, имеющую резкие перегибы ствола

6.    Колонна разгружается на забой в скважинах, имеющих большие каверны

7.    Крутящий момент при свинчивании резьбовых соединений не контролируется

III.    Стихийные явления

1.    Землетрясения

2.    Тектонические смещения пластов

3.    Оползни и осыпи пород

раковины коррозионного и эрозионного износа (отверстия); продольные, поперечные, полые порывы, порезы (трещины); некачественную геометрию и пр.

Количество и номенклатуру нарушений обсадных колонн можно значительно уменьшить, если строго соблюдать технологический процесс бурения скважин; применять обсадные трубы с антикоррозионным и термостойким покрытием; использовать предохранительные кольца, центраторы на бурильных и насосно-компрессорных трубах; применять защитные оболочки для долот при спуске их в забой; периодически проворачивать незацементированную часть колонны при ее одностороннем износе; с помощью специальных устройств уменьшить абразивность бурового раствора.

Определить местоположение и характер нарушения герметичности в обсадных колоннах можно при помощи дебито-меров, резистивиметров, электротермометров и манжетных желонок; широкое распространение получили также геофизические и акустические методы.

В настоящее время применяются новые прогрессивные способы определения местоположения, а также характера и размеров нарушения герметичности колонн фотоаппаратами, телекамерами и гидравлической печатью.

6.1. СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

В практике бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются различные способы восстановления герметичности обсадных колонн.

Существующие способы восстановления герметичности можно разделить на три основные группы:

1)    не уменьшающие внутренний диаметр обсадной колонны;

2)    незначительно уменьшающие внутренний диаметр колонны;

3)    существенно уменьшающие внутренний диаметр.

К первой группе относятся:

герметизация резьбовых соединений колонны путем до-крепления их в скважине;

цементирование межтрубного пространства через устье скважины;

замена поврежденной части колонны новой.

Во вторую группу входят:

цементирование через внутритрубное пространство;

установка металлических накладок;

установка гофрированных пластырей.

Третья группы включает:

спуск насосно-компрессорных труб с отсекающими пакерами;

установку колонн-летучек;

спуск дополнительной колонны.

Рассмотрим кратко физическую сущность и последовательность основных операций указанных способов восстановления герметичности.

Возможность применения способа довинчивания обсадных труб оценивают по результатам предварительного расчета параметров операции, а крутящий момент на устье скважины контролируют по углу упругого закручивания довинченной колонны. Однако широкое применение этого метода сдерживает отсутствие надежных технологических средств контроля за крутящим моментом.

Повторное цементирование включает в себя следующие операции:    определение места нарушения герметичности;

перфорацию обсадной трубы; установку цементного моста-пробки для отделения от продуктивного горизонта (пласта); закачивание тампонирующего материала в затрубное пространство; разбуривание тампонирующего материала и мостовой пробки; опрессовку.

Замена поврежденной части колонны новой производится по существующей технологии и не представляет трудностей.

Особый интерес представляют способы второй группы.

Цементирование внутритрубного пространства применяется в том случае, когда не получены положительные результаты после докрепления колонны обсадных труб.

При установке металлических накладок на поврежденный участок наружный диаметр накладки должен быть равен внутреннему диаметру обсадной трубы в интервале повреждения, края наладок имеют эластичное уплотнение. Спуск, ориентацию и установку наладок осуществляют на канате специальным устройством.

Сущность ремонта обсадных колонн стальными пластырями заключается в том, что продольно-гофрированный пластырь, изготовленный из тонкостенной стальной трубы и покрытый снаружи герметизирующим составом, спускают в скважину, в интервал ремонта, на специальном устройстве и расширяют дорнирующим узлом этого устройства до полного 298 контакта с обсадной колонной. Этот способ включает в себя следующие операции: определение признаков и ориентировочного места нарушения герметичности электротермометрами, резистивиметрами и др.; шаблонирование и ликвидацию смятий при их наличии с применением шаблонов, справок; определение более точного места и характера нарушения герметичности с помощью гидравлических боковых печатей; установку пластыря с использованием транспортных устройств, снабженных необходимыми узлами и элементами; опрессовку при помощи сдвоенных пакеров.

6.2. ПОВЫШЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ

РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ

ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Все типы резьбовых соединений обсадных труб в силу конструктивных особенностей имеют общий существенный недостаток. Независимо от профиля резьбы и типа соединения в резьбовом соединении после свинчивания остается винтовой канал между сопрягаемыми поверхностями нарезки. Наличие дополнительных конструктивных элементов в соединениях повышенной герметичности, таких как поясковые гладкие поверхности на ниппеле и муфте, упорные торцы, значительно повышают надежность резьбовых соединений, но не обеспечивают их достаточной герметичности для жидкостей и газов при реальных перепадах давлений на резьбовых соединениях. Кроме того, отрицательное влияние допусков на геометрические размеры резьб и дефектов изготовления лишь частично снижается при закреплении соединений за счет локальных упругих и упругопластических деформаций и притирания сопрягаемых поверхностей.

Герметичность резьбовых соединений обсадных труб зависит от размеров и формы винтового канала и от свойств смазки, заполняющей этот канал. На герметичность конического резьбового соединения влияют следующие факторы: точность выполнения нарезок резьб на муфте и трубе; длина рабочей части резьбы; значение натяга при свинчивании; нагружение резьбового соединения наружным или внутренним давлением, а также осевым растягивающим усилием; продолжительность действия нагрузок и давления; вязкость создающего давление агента (жидкость или газ) и степень его разрушающего действия на смазку и металл резьбы.

При наличии рассмотренных выше дефектов резьб и при отсутствии достаточно надежного критерия для определения оптимального значения крутящего момента осевое растяжение значительно влияет на герметичность соединений. Давление, при котором нарушается герметичность, в этом случае иногда снижается наполовину.

Герметичность резьбовых соединений обеспечивается за счет применения смазочно-уплотнительных составов и закрепления соединений с необходимым крутящим моментом как при навинчивании муфт на трубы, так и при свинчивании труб в процессе спуска колонны.

Значения крутящих моментов и указания по визуальному контролю за степенью закрепления резьбовых соединений каждого типоразмера (тип резьбы, диаметр и толщина стенок труб, марка стали труб) регламентируются техническими условиями на их изготовление.

Ряд передовых фирм-изготовителей поставляют трубы с заранее нанесенным уплотнителем на ниппели труб или предлагают постановку фирменного уплотнителя с партиями труб с указанием области применения.

Во всех остальных случаях для обсадных труб отечественного и импортного производства выбор и применение уплотнительных составов необходимо осуществлять в соответствии с табл. 6.2.

К примеру, из существующих способов уплотнения резьбовых соединений труб в газовых скважинах на Краснодарском ПХГ применяются: закачка герметизирующих составов (полимеров) как с наполнителями, так и без них, закачка СБС (соляро-бентонитовая смесь), КОФС (кубовый остаток фурфуролового спирта) с соляной кислотой, а также спуск пакеров на НКТ ниже места установки ПДМ и перевод скважин на пакерную эксплуатацию.

При закачке герметизирующих составов в качестве основного сырья применяется омыленный таловый пек (ОТП) в виде раствора концентрацией от 18 до 25 % (по массе) и водный раствор хлорида кальция или магния. Механизм обработки заключается в том, что при контакте герметизирующего состава с солевым раствором мгновенно протекает реакция высаливания ОТП с образованием герметика, который за счет сил адгезии покрывает поверхности пор и трещин (Ю.М. Басарыгин и др.).

Полученный продукт химически устойчив до температуры 280 °С. Реализация способа проводится следующим образом: открывают задвижку межколонного пространства и стравли-300

Уплотнительные составы и материалы для резьбовых соединений обсадных труб

Наименование, шифр, ГОСТ, ТУ

Изготовитель (б. СССР)

Область применения, особенности*

УС-1

ТУ 38-101440-74

Казанский опытный завод синтетических смазок

При температуре до 120 °С:

для всех типоразмеров труб в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах При температуре воздуха ниже 10 °С смазку подогревать в водяной бане до 20-25 °С, при отрицательной температуре - дополнительно подогревается резьбовой конец трубы до 510 °С

Крутящий момент на 40-60 % выше, чем при несамоотверждающих смазках

Р-402

ТУ 38-101708-78

Ленинградский завод им. Шаумяна

При температуре до 200 °С:

для труб с резьбами повышенной герметичности (ОТТГ, ОТТМ и др.) в газовых и газоконденсатных скважинах;

для труб по ГОСТ 632-80 в нефтяных скважинах (как правило, при избыточных давлениях до 15,0 МПа) Не требуется подогрев резьбового конца при температуре до -30 °С

Р-2 МВП ТУ 38-101332-73

Ленинградский завод им. Шаумяна

При температуре до 100 °С:

для труб с резьбами повышенной герметичности (ОТТГ; ОТТМ и др.) в газовых и газоконденсатных скважинах;

для труб по ГОСТ 632-80 в нефтя ных скважинах

Лента ФУМ (Фторопластовый уплотнительный материал) ТУ 6-05-1388-76

Завод им. "Комсомольской правды" (г. Ленинград) Охтинское НПО "Пластполимер" (г. Ленинград)

При температуре до 200 °С:

для труб по ГОСТ 632-80 диаметром до 245 мм в газовых и газоконденсатных скважинах с избыточным внутренним давлением до 20,0 МПа; для труб по ГОСТ 632-80 всех диаметров в нефтяных скважинах

Крутящий момент на 18-20 % ниже, чем при несамоотверждающихся смазках

Г рафитная (УСсА) ГОСТ 3333-55

Ленинградский завод им. Шаумяна

В скважинах с избыточным внутренним давлением не более 13,0 МПа кроме: газовых и газоконденсатных скважин, морских скважин, любых скважин, на которых предусмотрена установка противовыбросового оборудования и скважин с градиентом пластового давления 1,3 и более

Наименование, шифр, ГОСТ, ТУ

Изготовитель (б. СССР)

Область применения, особенности*

Резьбовой отверждаемый герметик РОГ ТУ 51-0015862339-97

* Указана темп

кая.

ература, большая

При температуре до 300 °С и любых избыточных давлениях: для всех типоразмеров труб и переводников, спускаемых в газовые, газоконденсатные и нефтяные скважины, в том числе с наличием агрессивных сред В наклонно направленных скважинах, начиная с участка интенсивного набора искривления, применение обязательно

из двух — динамическая или статичес-

вают давление за сутки до обработки. Приготавливают водный раствор талового пека 25%-ной концентрации. После полного растворения в подогретой до 40 — 80 °С воде цементировочным агрегатом отбирают 300 л ОТП. После 3 — 4 мин ожидания продувают затрубное пространство и закачивают в него водный раствор хлористого кальция в количестве 500 л. Через каждые 15 — 20 мин продувают скважину через затрубное пространство до появления вязкоупругого продукта на устье. Закрывают задвижки на затрубном и межколонном пространстве и ведут наблюдение за межколонным давлением. Если же определено, что газ поступает в межколонное пространство в верхнем части колонны и расход газа составляет 30 м3/сут и более, то готовят ОТП как и в первом случае, но в приготовленный раствор ОТП вводят наполнитель (мел) в количестве 1 % (по массе). Для образования вязкоупругого продукта в верхней части колонны закачку жидких компонентов ведут агрегатами одновременно. Через сутки на скважине производят продувку до появления на устье следов вязкоупругого продукта.

Тем не менее, как показали результаты экспериментальных исследований на натурных образцах труб и промысловый опыт, применение рекомендуемых уплотнительных составов и крутящих моментов при свинчивании резьбовых соединений является необходимым, но не всегда достаточным условием обеспечения их герметичности в скважинах, особенно газовых.

Снижение стойкости к утечкам и потеря герметичности обусловлены совместным действием осевых растягивающих и сжимающих нагрузок и изгибающих моментов. Особенно этому воздействию подвержены безупорные конические 302

резьбовые соединения с резьбой треугольного профиля. При этом наименее стойкими к утечкам оказываются соединения труб, спускаемых с применением элеваторов, когда коэффициенты запаса прочности на расстройство резьбовых соединений составляют 1,5 и менее.

При опоре торца муфты на элеватор муфта по всей высоте деформируется в поперечных и продольных сечениях, и уже после снятия с элеватора под действием обратных упругих деформаций резьбовое соединение оказывается ослабленным.

Экспериментальными исследованиями на образцах 146-мм обсадных труб установлено, что после свинчивания труб на элеваторе, снятия колонны и вторичной посадки ее на элеватор, резьбовые соединения начинают дополнительно довинчиваться при крутящем моменте значительно меньше, иногда на 25 — 30 %, максимального момента при первичном свинчивании. Для труб, свинчиваемых с подвешенной на клиновом захвате (спайдере) колонной, также имеет место уменьшение этого значения на 10—15 % и не более.

В связи с этим непременным условием повышения герметичности резьбовых соединений является применение для спуска обсадных колонн клиновых захватов или спайдеров на роторе и талевой системе, полностью исключающих применение элеваторов, особенно в процессе допуска верхних, наиболее нагруженных секций колонн.

В особо ответственных случаях оправдал себя опыт спуска обсадных труб с треугольными резьбами ГОСТ 632 — 80, когда верхняя часть колонны спускается с двухкратным закреплением резьбовых соединений: первое закрепление — по обычной технологии, повторное — после взятия колонны "на вес" и повторной посадки на захватное устройство.

Вынужденным, эффективным способом восстановления герметичности резьбовых соединений обсадной колонны на верхнем, незацементированном участке является довинчивание их в скважине на любой стадии после опробования или эксплуатации.

Расчет и порядок проведения операций по довинчиванию обсадной колонны следующий.

Если обсадная колонна перфорирована, устанавливается отсекающий цементный мост и демонтируется колонная головка. Одним из известных методов, например, с помощью магнитного локатора, определяется длина незащем-ленной цементным кольцом и неперехваченная верхняя часть обсадной колонны. Устанавливается ротор или, при его наличии, верхний привод. К колонне присоединяется рабочая труба.

Довинчивание осуществляется путем передачи импульсов вращающего момента на резьбовые соединения. При прочих равных условиях довинчиваются в первую очередь резьбовые соединения, находящиеся под нулевой и минимальной осевой нагрузкой. С учетом этого, начиная с положения полностью разгруженной или натянутой на вес свободной части, колонна ступенями натягивается (разгружается) на значении веса 100 — 150 м труб и путем вращения с устья с заданным вращающим моментом а довинчивается. Значение а принимается равным максимальному значению вращающего момента для первичного крепления резьбовых соединений данного типоразмера с учетом типа уплотнительного состава или на 10—15 % выше.

В случае наличия роторного моментомера или моментомера верхнего привода контроль за значением вращающего момента осуществляется по моментомеру. В этом случае при заданном значении а к верхней трубе колонны на каждой ступени довинчивания должен прикладываться вращающий момент ак, вычисляемый по формуле

1 +    (0,010 + 0,015)

(6.1)


М„ = М


1 00

где 1р — длина растянутой части колонны на каждой ступени довинчивания.

Формула (6.1) справедлива для случаев условновертикальных или незначительно искривленных (5 — 7°) скважин на верхнем участке, что имеет место в большинстве случаев.

В промысловой практике ввиду отсутствия или ненадежности моментомеров широкое распространение получил способ контроля за значением вращающего момента по углу упругого закручивания колонны. При этом учитывается, что при одном и том же вращающем моменте на устье угол упругого закручивания колонны тем меньше, чем больше длина разгруженной части колонны, а передаваемый вращающий момент постепенно затухает на сжатом участке ввиду изгиба труб и прижимания их к стенкам скважины.

Для определенного сочетания диаметров скважины и колонны и толщины стенок труб существует критическая длина разгруженной колонны 1кр, ниже которой вращающий момент не передается. Такой длиной является абсцисса, соответствующая точке пересечения двух кривых на совмещенном графике, изображающем функции

f (I c) = th(klc)

(6.2)


W(lc) = kI Ic - V

qr

где 1с — длина сжатого (разгруженного) участка колонны; q — масса единицы длины колонны на участке 1с; r — наружный радиус труб.

Значение к вычисляется по формуле

k ^ ж.    (6.3)

где ф — коэффициент трения труб о стенки скважины, принимаемый равным 0,25 — 0,30 (по М.М. Александрову); р — радиальный зазор между колонной и скважиной; EI — жесткость труб при изгибе.

Чем больше длина разгруженной части колонны 1с при общей длине L, тем меньше угол упругого закручивания всей колонны при одном и том же вращающем моменте, приложенном к верхней трубе.

Таким образом, чтобы обеспечить постоянство прикладываемого вращающего момента к резьбовым соединениям в переходной зоне от растянутой к сжатой части колонны, необходимо по мере загрузки колонны уменьшать угол ее упругого закручивания, а при натяжении от разгруженного положения соответственно увеличивать его.

Разбив обсадную колонну на условные участки длиной 100—150 м и приняв в качестве контролирующего параметра за значением передаваемого вращающего момента довинчиваемым резьбовым соединениям угол упругого закручивания труб а, выраженный в количестве поворотов верхней трубы, вычисляют значения а для исходного и всех промежуточных положений из выражения

- lnch(klc


(6.4)


а


2nGI р Лфв1 р


IVLL    2EIr


где С1р — жесткость труб при кручении.

При вычислении а необходимо руководствоваться следующим. В случае 1с < 1кр в (6.4) подставляются величины L и 1с. В случае 1с > !кр вместо L подставляется величина L — ( lc— !кр), а

вместо 1с величина !кр.

Для руководства операциями по довинчиванию колонны выдаются дискретные величины а, соответствующие величинам 1с от величины L до 0.

Резьбовые соединения считаются довинченными, если при каждом положении колонны после нескольких попыток поворота верхней трубы на а оборотов и снятия вращающего момента реактивный возврат трубы составит а оборотов.

6.3. ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИ ПЛАСТЫРЯМИ

Анализ отечественного и зарубежного опыта ремонта обсадных колонн при восстановлении герметичности скважин показал, что из применяемых в отечественной практике методов установка тонкостенных продольно-гофрированных стальных труб (пластырей) в большинстве случаев является наиболее перспективной, экономичной и простой (В. А. Юрьев).

Суть этого метода заключается в том, что продольно-гофрированный пластырь, изготовленный из тонкостенной цилиндрической трубы и покрытый герметизирующим материалом, спускают в подготовленный участок скважины на специальном устройстве и расширяют дорнирующим элементом этого устройства до сопряжения с обсадной колонной в месте ее дефекта.

6.3.1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ РЕМОНТЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН СТАЛЬНЫМИ ПЛАСТЫРЯМИ

Основные требования к технологическому

процессу.

1.    Изоляция продуктивного пласта от ремонтируемого участка обсадной колонны.

2. Проверка ствола обсадной колонны на проходимость инструмента.

3. При наличии смятия обсадной колонны его ликвидация.

4. Определение местонахождения негерметичности (дефекта) обсадной колонны с точностью ±500 мм.

5. Очистка внутренней поверхности обсадной колонны в интервале дефекта.

6.    Определение характера, формы и размеров дефекта.

7.    Установка на дефект пластыря.

8.    Нанесение на наружную поверхность пластыря герметизирующего материала.

9. Устройство, предназначенное для установки пластыря и снабженное гидравлической дорнирующей головкой, должно обеспечивать ее заход в пластырь без давления, а прочность его элементов на разрыв должна удовлетворять условию

[Ny] > 1,6[Np] > 400 кН,

где [Ny]    — допустимая прочность устройства на разрыв,

кН; [Np] — допустимое рабочее усилие протяжки дорнирую-щего элемента при расширении пластыря, кН, [Np]    =

= 250 кН.

10. При расширении пластыря в момент захода в него гидравлической дорнирующей головки для зацепления его с обсадной колонной при наличии упора создаваемое давление в головке должно быть в 1,3—1,5 раза выше, чем при последующей протяжке после снятия упора.

11. При использовании устройства с якорем как упора для пластыря создаваемое первоначальное избыточное давление на якорь для "сцепления" его с колонной должно быть в 1,5—1,7 раза выше, чем при протяжке дорнирующей головки для расширения пластыря.

12.    При калибровке (повторной протяжке) пластыря давление в гидравлической дорнирующей головке должно создаваться в 1,3—1,5 раза выше, чем оно было при первой протяжке после снятия упора пластыря.

13.    Определение качества установки пластыря опрессовкой скважины различным по значению и виду давлением согласно техническим данным паспорта, а также в зависимости от характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны.

Последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями

Ремонт обсадных колонн при восстановлении герметичности методом установки стальных пластырей включает в себя три группы и 11 технологических операций (рис. 6.1).


Первая группа — подготовительные работы

Операция I. Установка цементного моста для отсечения продуктивного пласта.

Операция II. Шаблонирование в целях проверки проходимости инструмента.

Операция    III. Ликвидация смятия при его наличии

(восстановление проходимости).

Операция    IV. Определение местоположения дефекта

(негерметичности).

Операция V. Подготовка (очистка) внутренней поверхности обсадной колонны в интервале дефекта.

Операция VI. Уточнение места дефекта.

Операция VII. Определение характера, формы и размера дефекта и более точного его местоположения.

Операция    VIII. Определение (измерение) внутреннего

периметра (диаметра) обсадной колонны в интервале дефекта.

Вторая группа — основные работы

Операция IX. Транспортировка и установка пластыря в зоне нарушения герметичности обсадной колонны.

Третья группа — завершающие работы

Операция X. Испытание (опрессовка) на герметичность и прочность отремонтированного участка.

Операция XI. Разбуривание пробки-моста.

В полном объеме выполнение всех операций требуется не всегда, это зависит от технологических и геологических условий работы скважины, ее технического состояния и других обстоятельств.

Операции I, II, IV, VI, X, XI являются традиционными для всех ранее применявшихся в отечественной практике методов ремонта скважин.

Операция II (шаблонирование) контрольная, выполняется в отдельных (при необходимости) случаях.

Операция III (ликвидацию смятия) проводят только при наличии смятия обсадной колонны.

Операции II и III можно совмещать при использовании универсального (комбинированного) устройства, позволяющего производить шаблонирование и при наличии смятия — его ликвидацию.

Измерение внутреннего периметра ремонтируемого участка обсадной колонны (операция VIII) является контрольным процессом, осуществляемым в исключительных случаях. Это обусловлено тем, что, во-первых, конструкция скважины и диаметр (периметр) обсадной колонны известны и указаны в проектной и исполнительной документации. Во-вторых, при износе внутренних стенок обсадных колонн устройство, с помощью которого устанавливается пластырь при наличии гидравлической дорнирующей головки, позволяет увеличить его периметр по диаметру за счет пластичности материала пластыря до сопряжения с обсадной колонной при увеличении радиальных нагрузок в головке; осевые усилия при протяжке не изменяются.

Точное определение места дефекта геофизическим способом (операция IV) исключает применение операции VI. А если операция II выполняется методом фото- или телеметрии, то не имеет смысла выполнять как операции VI и VII.

Операция VII (определение характера и формы дефекта) может быть совмещена с VIII (измерение периметра) или V (очистка).

Операция X может быть совмещена с IX. В этом случае опрессовывают всю колонну после установки пластыря, не поднимая устройство на поверхность.

Операция VI (уточнение места дефекта) может быть совмещена с IX (установка пластыря).

Опыт показал, что в большинстве случаев при ремонте обсадных колонн стальными пластырями выполняются, как правило, операции IV, V, VII и IX.

В рассматриваемом методе ремонта обсадных колонн стальными пластырями новыми являются операции V, VII и IX, для выполнения которых предназначены следующие устройства:

для очистки внутренней поверхности обсадной колонны — скребок гидромеханический (СГМ);

для определения формы и размеров дефекта обсадной колонны — печать боковая гидравлическая (ПГ);

для транспортировки и установки стального пластыря на дефект ремонтируемого участка обсадной колонны в целях восстановления герметичности скважины — ДОРН.

ДОРН, скребок, печать и пластырь входят в комплект устройств и серийно изготовляются для ремонта обсадных 310 колонн диаметром 146 и 168 мм, как наиболее часто применяемых в отрасли при строительстве скважин.

Технологический процесс восстановления герметичности обсадных колонн стальными пластырями осуществляется при наличии на скважине:

спускоподъемного агрегата с высотой подъема инструмента над устьем не менее 15 м;

насосно-цементировочного агрегата при максимальном давлении не менее 20 МПа и подаче до 10 л/с;

комплекта устройств и пластыря согласно установленному плану работ (проводимых технологических операций);

комплекта насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, нагнетательной системы.

6.3.2. КОНСТРУКТИВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ,

МАТЕРИАЛ ПЛАСТЫРЯ

Основным материалом для восстановления герметичности обсадных колонн методом установки заплат служит пластырь — тонкостенная продольно-гофрированная стальная труба.

С целью повышения качества герметизации пластырь покрывают пластичным герметизирующим материалом.

Для герметизирующего покрытия применяют следующие материалы:

полимерный состав на основе эпоксидной смолы ЭД-5, ЭД-6;

гуммировочный состав на основе наирита НТ (ТУ 38-10518-77).

Полимеры на основе эпоксидных смол более прочны и надежны для герметизации при заполнении раковин и пустот между пластырем и обсадной колонной, но менее удобны при приготовлении и нанесении на поверхность пластыря, так как быстро схватываются (твердеют).

Для качественного восстановления герметичности скважин при ремонте обсадных колонн важно правильно выбрать оптимальную форму, периметр поперечного сечения и материал пластыря. Он должен свободно проходить в обсадной колонне с зазором 6-10 мм с последующим плотным прижатием без механического нарушения к внутренней поверхности ремонтируемого участка трубы. Для этого поперечному сечению пластыря придают вид фигуры, состоящей из сопряженных участков выступов и впадин (рис. 6.2).

Рис. 6.2. Поперечный профиль пластыря:

1 — обсадная колонна; 2 — гофрированный пластырь

Периметр пластырей может быть рассчитан по методике, применяемой для звездообразных труб. Для пластырей с п гофрами длину периметра 1п определяют по формуле

!п = — (R + kh)(2e + а),

180°

где п — количество гофр; R — радиус выступов и впадин; к — коэффициент, учитывающий положение нейтрального слоя при изгибе; h — толщина стенки пластыря; а — угол между соседними выступами; в — угол, определяющий длину дуги впадины.

При расчете геометрии поперечного сечения пластыря, примененного для обсадных колонн диаметром 146 мм, количество гофр было принято равным 6. Для других размеров труб форма выступов и впадин принимается равной или близкой пластырю с шестью гофрами, их количество изменяется в соответствии с диаметром обсадной колонны и определяется по формуле

n = 0,049 DB,

где п — расчетное число гофр пластыря; Dв — внутренний диаметр обсадной колонны.

Ниже приведены принятые количества гофр (лучей) для труб разного диаметра.

Наружный диаметр обсадной колонны,    мм..........140    146    168    178    194    219    245    273    299    325

Число гофр пластыря (выступов и впадин), не

не менее..............................................................6    6    8    8    8    10    12    12    14    14

Следовательно, для решения поставленной задачи необходимы продольно-гофрированные тонкостенные стальные трубы, обладающие требуемыми конфигурацией, размером поперечного сечения, механическими и прочностными свойствами.

Для изготовления таких труб в качестве заготовки можно использовать тонкостенные цилиндрические стальные трубы, выпускаемые промышленностью по ГОСТ 8734 — 75 и 8732-78.

Гофрированные пластыри изготавливаются на роликовых установках протягиванием труб (НПО "Бурение").

6.3.3. ПОИСК ДЕФЕКТА В ОБСАДНЫХ КОЛОННАХ

Эффективность ремонта негерметичных обсадных колонн методом установки металлического пластыря на дефект зависит от качества обследования скважины с целью выявления дефекта, его местонахождения, формы и размера.

В отечественной и зарубежной практике поиск негерме-тичности колонны осуществляется разнообразными методами и техническими средствами, имеющими свои преимущества и недостатки.

Эффективными техническими средствами для поиска дефекта являются пакеры и самоуплотняющиеся манжеты многоразового действия различных конструкций. К недостаткам этих устройств относится то, что они не позволяют определить характер (форму и размер) дефекта.

Такие приборы, как фото- и телекамеры, дают информацию не только о глубине расположения, но и о характере дефекта. Однако их широкое практическое применение — дело будущего.

Пакеры

Пакер типа ПШ (рис. 6.3), применяемый в основном при гидравлических разрывах пласта и изоляционных работах, состоит из штока 4, на который надеты конус 7, дюралиминевые кольца 2, 5, 6 и резиновые манжеты 3. На

Рис. 6.3. Пакер ПШ168    Рис.    6.4.    Пакер гидравлический мо

дернизированный ПГ500

верхний конец штока навинчена головка 1, на нижний — короткий хвостовик 10. На хвостовике укреплен фонарь 9, имеющий плашки 8, пружины 11 и замок 13. Положение фонаря на хвостовике фиксируется замком 13 при помощи штифта 12.

Пакер спускают в скважину на трубах. Для удержания его в колонне над ним устанавливают гидравлический якорь. Спустив пакер на необходимую глубину, проворачивают трубы вправо на один-два оборота. Вследствие этого штифт 12 попадает в длинную прорезь замка 13. Затем трубы спускают вниз. При этом фонарь 9 удерживается пружинами 11 в эксплуатационной колонне в верхнем положении.

Конус 7 распирает плашки 8, удерживает пакер в эксплуатационной колонне. При сжимающей нагрузке до 10 т, создаваемой массой колонны труб, резиновые манжеты 3 расширяются и герметизируют кольцевое пространство скважины. Резиновые манжеты пакера устроены так, что в сжатом виде они принимают грушеобразную форму. С повышением давления под пакером края манжет плотно прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, создавая дополнительное уплотнение, что является основным преимуществом пакера типа ПШ.

Пакер извлекают на поверхность при подъеме труб, при этом конус пакера выходит из-под шлипсов и контакт их со стенкой колонны нарушается, уплотнительные манжеты разгружаются и принимают размеры, близкие к первоначальным.

Промежуточный пакер ППГМ1 (табл. 6.3) с гидромеханическим управлением состоит из уплотняющего и заякорива-ющего узлов, устройства гидропривода и шарикового клапана.

Пакер без шарика спускают в скважину на колонну насосно-компрессорных труб на необходимую глубину. Затем

Т а б л и ц а 6.3

Техническая характеристика пакеров ППГМ1

Показатель

ППГМ1-

114-160

ППГМ1-

122-160

ППГМ1-

133-160

ППГМ1-

142-160

Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм

Максимальный перепад давлений на пакера, МПа

146

146

168

16

168

Максимальная температура рабочей среды,°С

50

150

150

150

Диаметр присоединительной резьбы гладких насосно-компрессорных труб, мм Габаритные размеры, мм:

73

73

89

89

наружный диаметр

114

122

133

142

диаметр канала

62

62

76

76

длина канала

1655

1655

1880

1880

Масса, кг

43

47

63

70

колонну труб приподнимают на определенную высоту, сбрасывают в нее шарик и подают давление. Под давлением цилиндр гидропривода перемещается вверх, плашки находят на конус, и пакер заякоривается в стволе скважины. Затем колонну насосно-компрессорных труб спускают, под действием массы труб уплотнительные элементы сжимаются и герметично разобщают два пространства в стволе скважины.

При дальнейшем увеличении давления срезаются винты клапана. Клапан с шариком падает на забой скважины.

Пакер извлекают из скважины при подъеме колонны насосно-компрессорных труб без проведения дополнительных работ.

Гидравлический модернизированный пакер ПГ500 (рис. 6.4) состоит из головки 1, к верхней части которой присоединены гидравлический якорь и колонна заливочных труб, а к нижней — шток 5 и опорное дюралюминиевое кольцо 2. На шток надеты ограничитель 4 с ограничительной манжетой

3, упор 6 и гидравлическая манжета 7.

К нижней части штока присоединен корпус фонаря 8 закрытого типа. Фонарь имеет три башмака, расположенные под углом 120° по окружности корпуса. Каждый башмак подпирается изнутри тремя цилиндрическими пружинами, находящимися в глухих отверстиях корпуса фонаря. Верхнее и нижнее упорные кольца предотвращают выпадение башмаков 9. К нижней части корпуса крепится клапан пакера с дроссельным штуцером 10.

Для уплотнения пакера ПГ500 в колонну заливочных труб закачивают жидкость с расходом 2 — 2,5 л/с. При этом в штуцере возникает перепад давления 0,3 — 0,5 МПа. Через отверстия в корпусе фонаря жидкость проходит во внутреннюю полость гидравлической манжеты 7 и расширяет ее до соприкосновения со стенкой колонны. Под влиянием перепада давления сжимается пружина клапана, открываются его прямоугольные окна, и жидкость проходит в пространство под пакером. При дальнейшем повышении давления под пакером гидравлическая манжета расширяется и окончательно уплотняет затрубное пространство. В результате создания высокого давления под пакером он выталкивается вверх вместе с колонной заливочных труб, вследствие чего нарушается его уплотнение. Для удержания пакера на месте применяют гидравлический якорь, который устанавливают непосредственно над пакером. На промыслах нашей страны наибольшее распространение получили гидравлические якоря конструкции ОКБ по бесштанговым насосам.

Для определения места дефекта эксплуатационной колонны применяют также самоуплотняющийся гидравлический пакер (рис. 6.5).

Пакер спускают в скважину с открытой манжетой 1 при крайнем нижнем положении корпуса 2 в цилиндре 4.


Поинтервальную опрессовку эксплуатационной колонны ведут сверху вниз, закачивая жидкость в кольцевое пространство между обсадными и насосно-компрессорными трубами. Под действием избыточного давления, создаваемого над пакером, резиновая манжета 1, расширяясь, изолирует кольцевое пространство в колонне. Место дефекта в эксплуатационной колонне обнаруживается по падению давления или уровня в кольцевом пространстве скважины. Для извлечения пакера из скважины в колонну насосно-компрессорных труб бросают шар 5 и закачивают жидкость.

Шар садится на седло заглушки 6, а жидкость, протекая через отверстия в нижней части патрубка 7, давит на поршень снизу. Кожух и пор -шень поднимаются вверх. При этом кожух надевается на манжету 1,

предохраняя ее от истирания при подъеме пакера. Ход поршня 8 вверх прекращается, когда нижняя уплотнительная манжета поднимается выше отверстий в верхней части цилиндра, и давление в трубах упадет. При полном подъеме поршня срабатывает стопорное устройство 3, благодаря чему предотвращается произвольное освобождение резиновой манжеты 1 при подъеме пакера.

Устройство для опрессовки обсадных колонн (рис. 6.6) состоит из корпуса 3 с верхним 4 и нижним 11 отверстиями. На наружной поверхности корпуса расположена самоуплотняющаяся манжета двустороннего действия 9; выше манжеты напротив отверстия 4 зафиксирована уплотняющая срезная втулка 5 с седлом под шар 2. Ниже вутлки размещено с зазором гнездо 6 и шпилевая опора 7 с перфорацией. Устройство опускается в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 для опрессовки обсадной колонны 10 и поиска ее дефектов 8.

После спуска устройства в скважину без шара 2 создается поочередно гидравлическое давление соответственно по колонне и НКТ.

В случае герметичности выше манжеты или ниже ее стрелка манометра стабильно показывает заданное опрессо-вочное давление, созданное насосным агрегатом.

Если давление падает, то, соответственно, выше манжеты или ниже ее колонна негерметична. В этом случае давление снимают, а устройство поднимают или, соответственно, опускают в заданный интервал. Процесс опрессовки повторяют.

Таким образом, при шаговом спуске или подъеме устройства опрессовывают колонну и определяют место ее дефекта.

По окончании процесса опрессовки колонны в НКТ спускают шар 2, создают избыточное давление. Втулка 5 с помощью шара 2, залегшего в ее седло, срезается и открывает отверстие 4. Шар 2, проталкивая втулку 5, остается на шпилевой опоре 7, а втулка падает в гнездо 6. Так при подъеме устройства обеспечивается переток жидкости в колонне через отверстие 4, перфорационное отверстие шпилевой опоры 7 и отверстие 11.

Для определения характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны, а также уточнения места его нахождения применяют фото- и телекамеры, резиновые баллоны, прижимные рычажные плашки с оттискным слоем (печати).

Устройство для снятия оттисков с внутренней поверхности обсадных колонн

Устройство предназначено для снятия оттисков с внутренней поверхности негерметичных обсадных колонн. Его применяют при обследовании негерметичного интервала колонн. Спуск, подъем и управление работой устройства осуществляются с помощью каротажного кабеля.

Устройство (рис. 6.7) помещено в корпус 1, в верхней части которого расположены реверсивный электродвигатель 2 и редуктор 3, связанный с составным (из двух частей) валом 5, соосно установленным в нижней части корпуса. На обоих концах вала установлены раздвижные узлы, состоящие из ползунов 6, 10 с левой и правой резьбой, сочлененные с соответствующими резьбами вала 5. На ползунах имеются шарнирные рычаги 7, попарно связанные с опорами 8 прижимных лыж 9 через прорезные окна 12 корпуса. Прижимные лыжи покрыты пластичным материалом 11. Устройство в нижней и верхней части снабжено центрирующими элементами 4.

Работает устройство следующим образом. В транспортном положении его спускают в скважину на каротажном кабеле в обследуемый интервал колонны. Подают постоянное напряжение (по каротажному кабелю) к электродвигателю 2. При этом вращение через редуктор 3 передается валу 5. Вращение вала (благодаря наличию левой и правой резьбы) вызывает сближение ползунов 6, 10, которые с помощью шарнирных рычагов 7, раздвигая лыжи 9, приводят их в рабочее положение, т.е. прижимают к внутренней поверхности обсадной ко-

Рис. 6.7. Устройство для снятия от-    Рис. 6.8. Боковая гидравлическая    пе-

тисков с внутренней поверхности    чать:

обсадных колонн    а - типа ПГ-2; б - типа ПГ-3

лонны. В результате на пластичном материале 11 остается оттиск с внутренней поверхности обсадных колонн. После этого к электродвигателю подается постоянное напряжение другой полярности, что позволяет возвратить прижимные лыжи в первоначальное транспортное положение. После подъема устройства по полученному оттиску на пластичном материале судят о характере негерметичности или повреждения обсадных колонн.

Техническая характеристика устройства для снятия оттисков

В б. ВНИИКРнефти разработана боковая гидравлическая многосекционная печать ПГ-2 по ТУ 39-1106 — 86 (рис. 6.8, а). Секция гидравлической печати ПГ состоит из перфорированной штанги, наконечников, резинового баллона с оттиском слоев. Печать снабжена заливным и сливным клапанами и центраторами. Длина резинового баллона ограничена техническими возможностями его изготовления.

Принцип работы печати. Для определения характера, формы, размеров и уточнения точного места нахождения дефекта гидравлическую печать опускают на НКТ или бурильных трубах в интервал нарушения герметичности обсадной колонны.

В печати создается избыточное гидравлическое давление, под действием которого резиновый баллон расширяется от-тискным слоем и прижимается к стенке обсадной колонны. Затем после выдержки во времени увеличивают давление, которое обеспечивает срез штифтов и смещение втулки сливного клапана, для слива жидкости при подъеме инструмента. Давление снимают, печать поднимают на поверхность. При этом резиновый баллон возвращается по диаметру в исходное (транспортное) положение.

Дефект обсадной колонны отпечатывается на оттискном слое в виде четкой линии, повторяющей контуры негерметичности (отверстие, щель и т.п.).

Отпечатки негерметичности муфтового соединения имеют вид колец от торцов труб и резьбы между ними.

При необходимости печать может быть выполнена из двух и более секций с повторным расширением резиновых баллонов и смещением печати на 1 м для перекрытия "мертвой" зоны между секциями.

В настоящее время в гидравлической печати ПГ для от-тискного слоя применяется на клею сырая резина марки 7-3826, изготовляемая по ТУ 38-005-204 — 84. Недостатком такой резины является быстрое естественное старение, в результате чего она теряет пластичность и неспособна проявлять (оставлять) отпечатки дефектов со стенки обсадной трубы.

Процесс старения (вулканизация) ускоряется при использовании резины в средах с температурой выше 30 °С.

Операция по определению характера, формы, размеров и более точного местонахождения негерметичности осуществляется гидравлической печатью ПГ.

Длина рабочей части печати

L = Ьд + 2L3,

где Ьд — длина дефекта (ориентировочно находят геофизическим методом, см. рис. 6.1, операция IV); Ьз — длина запаса для перекрытия дефектов, Ьз = 1 + 1,5 м.

Процесс получения отпечатка. Печать ПГ в сборе, соответствующую типоразмеру обсадной колонны, после профилактики и зарядки клапанов спускают в скважину к месту дефекта на насосно-компрессорных трубах со скоростью до 6 м/с.

Колонна спущенных труб соединяется через нагнетательную систему с насосным агрегатом.

После спуска в скважину на заданную отметку в печати создается избыточное гидравлическое давление в пределах 4 МПа, при этом резиновый баллон расширяется и своей рабочей поверхностью, покрытой тонким эластичным слоем мягкой (сырой) резины, плотно прижимается к внутренним стенкам обсадной колонны.

Время выдержки печати под давлением составляет 10 — 15 мин, после чего его снимают. При этом края дефекта оставляют отпечатки на поверхности эластичного слоя резинового баллона.

Заполнение жидкостью полости инструмента при его спуске производится через отверстие заливного клапана печати. Слив происходит при подъеме инструмента на устье через отверстия сливного клапана, которые открываются при смещении втулки после среза штифтов расчетным давлением 3 — 9 МПа (после спуска шара в седло клапана).

После подъема на устье печать демонтируют, промывают и тщательно осматривают ее рабочую поверхность. Размер дефекта несколько меньше реального четко выделяется на эластичной поверхности оттискного слоя баллона.

Если дефект герметичности находится в резьбовом соединении муфты, то отпечаток выглядит как два кольца, между ними — резьбовые следы муфты.

В случае дефектов (длинных трещин, порывов, перфораций), отпечатки которых в полном объеме не могут быть получены на баллоне из-за его короткой длины, печать собирают из двух (или более) секций или производя дополнительный спуско-подъем другой печати для снятия отпечатка соответственно выше или ниже того места, откуда уже получен отпечаток дефекта.

В б. ВНИИКРнефти разработана гидравлическая печать типа ПГ-3 (рис. 6.8, б) с резиновыми баллонами длиной 2,4 и 6 м, что позволяет устранить недостатки, присущие печати типа ПГ-2.

Для оттискного слоя используется герметизирующая самоклеющаяся лента ГЕРЛЕН-Д, которая наносится на резиновый баллон без применения клея, дублированным нетканым синтетическим материалом наружу.

6.3.4. РАЗОБЩЕНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Как правило, при ремонтных или исследовательских работах, проводимых в скважинах, низ обсадной колонны (продуктивный пласт) изолируют.

Существует несколько способов изоляции низа обсадной колонны:

установка цементного моста с цементировочными разбуриваемыми пробками;

закачка песка с последующим вымыванием;

установка разбуриваемых пакеров.

Разбуриваемые пакеры делятся на гидравлические, гидромеханические и с использованием энергии взрыва.

В настоящее время ведутся работы по созданию извлекаемых пакеров многоразового действия.

Наиболее эффективный метод разобщения обсадной колонны — установка взрывных пакеров, разработанных Раменским отделением ВНИИгеофизики по ТУ 41-03-1164 — 83.

Пакеры ВП разработаны нескольких типоразмеров для установки в обсадных колоннах диаметром 114, 127, 140, 146 и

1 68 мм.

Взрывной пакер (рис. 6.9) состоит из полого металлического корпуса 1 с зарядом пороха 2. Корпус пакера закрыт пробкой 4 и накидной гайкой 5. Для облегчения спуска пакера в скважину корпус через переходник 6 с помощью двух шариков 7 соединен с корпусом перфоратора 10. При этом для корпусов взрывных пакеров типов ВП88, ВП92 и ВП102 применяют одну или две секции корпуса перфоратора типа

ПК85, а для корпусов взрывных пакеров типов ВП100, ВП118 и ВП135 — одну или две секции корпуса перфоратора типов ПК105.

Корпус перфоратора соединен с кабельной головкой типа КГ60. Центральная жила кабеля при помощи изолированного электропровода 9 связана с электровводом 8 в пробке. Пробка снабжена двумя герметизирующими кольцами. К внутреннему электровводу пробки подсоединен электровоспламенитель 3.

Работает пакер следующим образом.

На заданной глубине по кабелю подается электрический импульс, от которого срабатывает электровоспламенитель 3 и дает луч огня, воспламеняющий заряд пороха 2. Под действием давления образовавшихся газов корпус пакера 1 необратимо деформируется до прочного сцепления со стенками скважины. Одновременно начинает выдвигаться пробка 4, которая может перемещаться на 10 м до упора в торец накидной гайки 5. Выдвинувшись на 4 мм, пробка упрется в торец переходника, при этом кольцевая выточка в пробке встанет напротив шариков 7. Дальнейшее движение пробки еще на 6 мм происходит совместно с переходником. Имеющиеся в кольцевой выточке переходника скосы утапливают шарики в отверстия накидной гайки. В результате резкого удара, полученного при соприкосновении торцов пробки и переходника, после утапливания шариков груз с переходником отсоединяется от корпуса взрывного пакера. Груз с кабельной головкой и переходником извлекается на поверхность и используется повторно.

Все детали — корпус, пробка и накидная гайка — выполнены из алюминиевых сплавов, что позволяет в случае необходимости ликвидировать взрывной пакер в скважине разбу-риванием.

Для более эффективного и безопасного ведения работ по разобщению обсадных колонн предложена пробка-мост (рис. 6.10). Принцип действия этой пробки основан на увеличении объема (набухание) материала, заполняющего полость пробки перед пуском в скважину. При этом через определенное время после спуска в пробке происходит тепловой эффект и возникают силы, обеспечивающие расширение ее корпуса до сопряжения с обсадной колонной.

6.3.5. ШАБЛОНИРОВАНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ СМЯТИЯ

ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Для ликвидации смятия обсадных колонн существуют различные по конструкции приспособления.

Наибольшее распространение получило приспособление

Н. Родненского (рис. 6.11). Оно состоит из полого стержня 7, на нижнем конце которого закреплена полая головка (цилиндр) 8 с цилиндрическим отверстием для поршня 3, плотно уложенного в головке и снабженного каналом 9. На

I

и

Рис. 6.11. Приспособление для выпрямления сжатых обсадных труб в скважине:

а — общий вид; б — с плашками прямой по длине формы; в — с плашками конусной книзу формы; 1 — край головки; 2 — обсадная колонна; 3 — поршень; 4 — плашки; 5 — сужение колонны; 6 — хомут; 7 — стержень; 8 — головка; 9 — канал; 10 — пружины

верхний конец стержня насажен хомут 6, с которым шар -нирно связаны верхние концы плашек 4; нижние их концы находятся под действием пружины 10, постоянно стремящейся их сблизить, и прилегают к головке 8 и выступающему из нее концу поршня 3.

Приспособление на бурильных или насосно-компрессорных трубах спускают в скважину к месту сужения 5 обсадной колонны 2 и создают давление в его полости. Вследствие этого поршень 3 выдвигается из головки до тех пор, пока направленное к низу отверстие канала 9 не выйдет из края 1 головки 8. После этого давление на поршень 3 сразу понижается, автоматически прекращая раздвигать плашки 4 за нормальный диаметр обсадной колонны, что фиксируется падением давления на манометре насосного агрегата и расширением колонны в этом месте до нормального диаметра. Таким образом, канал 9 является своего рода предохранителем, исключающим возможное расширение колонны сверх нормального диаметра, что могло бы повлечь за собой разрыв колонны. Затем приспособление спускают ниже на длину выровненного участка колонны, и операцию повторяют.

Если сечение трубы имеет сложную форму (в результате деформации), то целесообразно изготавливать плашки 4, суживающимися к низу.

С целью использования приспособления для ликвидации смятия колонн различных диаметров плашки 4 снабжают накладками, имеющими одинаковую толщину и перекрывающими всю рабочую поверхность плашек. Имея соответствующий набор накладок различной толщины, легко скрепляемых с плашками, можно применять приспособление для выпрямления труб, диаметры которых значительно отличаются друг от друга.

Оправка для выпрямления смятых обсадных колонн (рис. 6.12, а) содержит корпус 1, на котором эксцентрично установлены ролики 2, кулачковый механизм 4 с замком 5 и конусным наконечником эллипсной формы 6.

Оправку через переходник соединяют с УБТ и бурильными (насосно-компрессорными) трубами и спускают к месту смятия колонны 3. После фиксации инструмента бурильные трубы вращаются с частотой 30 — 80 об/мин. При этом конусный наконечник 6 вступает в контакт со смятым участком обсадной колонны. Благодаря эллипсной форме наконечник не вращается, что обеспечивает надежную работу кулачкового механизма без создания значительных осевых нагрузок. При вращении бурильных труб и постоянной осевой нагрузке кулачковый механизм 4 совершает удары по конусному наконечнику 6. Выпрямление смятой колонны достигается воздействием осевых ударных нагрузок на смятый участок конусного наконечника 6 и радиальных нагрузок эксцентриковых роликов 2 при интенсивной промывке скважины. После прохода смятого участка эксцентриковыми роликами, ликвидации посадок и затяжек инструмента процесс выправления заканчивается, и оправку извлекают на поверхность.

Рис. 6.12. Оправка для выпрямления смятых обсадных колонн:

а — эксцентриковая; б — гидравлическая с подвижными секторами; шарнирная

На рис. 6.12, б показана оправка, состоящая из полой перфорированной штанги 1, фигурных вкладышей 2, упругих цилиндрических диафрагм 3, ограничителей 4, радиальных подвижных секторов 5 и конусного пуансона 6.

Штанга 1 соединяется с колонной УБТ определенного веса для создания осевой нагрузки на смятый участок трубы. При этом подвижные секторы 5 сжимаются и опираются на упругие диафрагмы 3, а фигурные вкладыши 2 уменьшают удельное давление на диафрагмы 3 и предохраняют их торцовые уплотнения от разрушения при создании радиальных нагрузок. После создания соответствующей осевой нагрузки создают перепад давления, и жидкость через каналы штанги 1 направляется в полость упругой диафрагмы 3, раздвигая подвижные секторы 5, которые в свою очередь разжимают смятый участок колонны. Этот участок получает форму цилиндра, так как подвижные секторы имеют ограничители и, если один сектор радиально переместится до ограничителя 4 раньше других, то он будет находиться там до тех пор, пока остальные секторы не дойдут до своего ограничителя.

При выпрямлении смятой колонны оправку спускают вниз постепенно, воздействуя радиальными усилиями секторов сначала нижней ступени, а потом верхней, наружный диаметр которой соответствует номинальному внутреннему диаметру обсадной колонны. Когда оправка начнет двигаться вверх и вниз по колонне без затяжек и посадок, процесс выпрямления смятой колонны заканчивают. Давление в трубах снижают до нуля, и устройство извлекают на поверхность.

Оправка ша рнирного типа (рис. 6.12, ,) содержит корпус

1, наконечники 3, 8, радиальную опору 4, шарнир 5 и резьбовые пробки 6, 7.

Оправку спускают на трубах в скважину до места смятия обсадной колонны 2. Наконечник 8 упирается в смятый участок и, поворачиваясь на шарнире, проходит свободно; поперечный изгибающий момент в теле устройства не возникает. В результате резко уменьшается опасность перегрузки и возникновения разрушающих напряжений, а следовательно, повышается надежность работы устройства.

Кроме того, происходит расклинивание наконечника 8 в смятой стенке колонны. Возникающие при этом распорные усилия в плоскости контакта наконечника со стенкой колонны не имеют тенденции к ее продавливанию или прорыву, так как наконечник перемещается почти параллельно стенке смятой колонны. Таким образом, исключается возможность самопроизвольного выхода наконечника 8 и всей оправки за колонну.

После того как обсадная колонна выправлена нижней частью наконечника, в нее свободно входит верхняя часть, имеющая сечение меньшее, чем внутреннее сечение выпрямленного участка колонны.

Оправку через смятый участок спускают неоднократно до тех пор, пока затяжки и посадки при движении оправки вверх или вниз не исчезнут. После этого устройство поднимают на поверхность.

В зарубежной практике применяются оправки для выпрямления труб аналогичной конструкции.

Для сокращения времени при обследовании скважин на проходимость инструмента целесообразно шаблонирование и выпрямление смятого участка обсадной колонны совмещать в одну спускоподъемную операцию. При этом необходимо вместо простой оправки использовать оправки (приспособления), применяемые для ликвидации смятия обсадных колонн.

6.3.6. ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Для качественного ремонта скважин методом установки пластырей технологический процесс предусматривает в интервале ремонта очистку внутренней поверхности обсадной колонны от глинистой и цементной корки, парафина, заусенцев, застрявших пуль перфоратора, ржавчины и других отложений.

К наиболее распространенным методам очистки можно отнести гидроструйный, пескоструйный, химический и механический.

При механическом методе очистки обсадных колонн применяют щетки, ерши, скребки различных конструкций.

Устройство типа "Скрепер" (рис. 6.13, а), обеспечивающее очистку внутренних стенок обсадных колонн диаметром от

2 7/8 до 11 3/4\ разработано и серийно выпускается американскими фирмами "Бейкер", "Хомко", "Трай-Стейн", "Секьюрити", "Боуэн" и др., причем различных конструкций.

Компания "Пан-Америкен" очистку обсадных колонн производит набором стальных щеток, смонтированных на колонне труб (рис. 6.13, б).

Скребки типов 2ИК и СК для очистки внутренней поверхности стенок обсадных колонн диаметром 140, 146, 168, 178,    219 и 273 мм выпускаются бакинским заводом

"Нефтебурмашремонт".

Такие скребки, как и устройства американских фирм, очищают колонну при контакте подпружиненных в окнах корпуса режущих плашек с ее поверхностью в процессе расхаживания инструмента сверху вниз или снизу вверх. Это обусловлено конструкцией устройства и направлением режущих элементов. Плашки расположены в два-три ряда и смещены относительно друг друга так, чтобы полностью охватить колонну по периметру.

Скребок спускают в скважину на бурильных или насоснокомпрессорных трубах.

Интервал очистки определяют по формуле

L = 1п + 21д,

где L — длина очищаемого участка; Lп — длина устанавливаемого пластыря; Lд = 10+20 м.

Очистку обсадных колонн проводят также скребками гидромеханического действия типов СГМ-1 и СГМ-2 (рис. 6.14).

Отличие этих скребков от механических заключается в том, что режущие плашки, расположенные в окнах корпуса, в транспортном положении не выступают за пределы корпуса, а усилие при контакте их с очищаемой поверхностью в процессе очистки регулируется гидравлическим давлением с поверхности.

Рис. 6.13. Устройства для очистки внутренних стенок обсадных колонн:

а — устройство типа "Скрепер” фирмы "Бейкер”; б — устройство с набор ом стальных    щеток    компании "Пан-

Америкен”


Рис. 6.14. Скребки гидромеханического действия типов СГМ-1 (а), СГМ-2 (а)


Скребок типа СГМ-1 (см. рис. 6.14, а), разработанный в б. ВНИИКРнефти, изготовляется по ТУ 39-1105 — 86 в опытном производственном объединении "Карпатнефтемаш" и предназначен для очистки обсадных колонн диаметром 140, 146 и 1 68 мм.

Скребок типа СГМ-2 (см. рис. 6.14, б) состоит из корпуса 4 с перфорационными отверстиями 7, против которых между ограничительными обоймами 1 размещены самоуплотняющиеся манжеты 3 с кожухом 2 и режущими плашками 6 в кольцевых пружинах 5.

Лезвия плашек могут быть выполнены к оси скребка как наклонно, так и перпендикулярно, при этом плашки монтируются с наклоном лезвий по винтовой спирали в одном направлении одного яруса и в противоположном направлении другого яруса, а также в противоположном с периодическим чередованием в каждом ярусе.

Смещение плашек верхнего яруса по оси относительно нижнего на 1/2 их ширины обеспечивает надежную и качественную очистку за два-три прохода.

По окончании операции очистки колонны давление в скребке снимают, плашки 6 под действием пружин 5 возвращаются в исходное (транспортное) положение и инструмент извлекают на поверхность.

6.3.7. КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП РАБОТЫ СРЕДСТВ ДЛЯ СПУСКА И УСТАНОВКИ ПЛАСТЫРЕЙ В ОБСАДНЫХ КОЛОННАХ

Предложены различные устройства для расширения гофрированных труб в скважине, среди них: использующие энергию взрыва; включающие в конструкцию эластичный резиновый баллон, расширяющийся под воздействием внутреннего давления; основанные на протаскивании через трубы расширяющей металлической оправки.

Ряд устройств, используемых для расширения гофрированного патрубка, спускают в скважину на трубах, тросе или каротажном кабеле.

Для протаскивания металлической расширяющей оправки предложены устройства с использованием силы гидравлических цилиндров, талевой системы буровых установок, электроэнергии, энергии сжатого газа, образующегося непосредственно в них в результате химических реакций.

Для заполнения неровностей между стенками обсадной колонны и пластырем с целью герметизации, а также для изоляции обсадных колонн от металла пластыря во избежание возникновения электролитической коррозии гофрированную трубу перед спуском в скважину обматывают снаружи стеклотканью, пропитанной эпоксидной смолой. Гофрированные патрубки изготовляют из труб с толщиной стенки 1,65 мм для НКТ диаметром 70 мм и с толщиной стенки 3,125 мм — для всех остальных размеров обсадных труб, при этом уменьшение внутреннего диаметра составляет соответственно 4,3 и 7,6 мм с учетом толщины стеклопластика. Степень восстановления прочности обсадных колонн зависит от размеров повреждения. При установке пластыря на перфорированный участок и изоляции отверстия диаметром до 25 мм прочность обсадной колонны при воздействии внутреннего и внешнего давления восстанавливается полностью. Этот способ успешно используют при ремонте обсадных колонн на глубине до 4000 м и с температурой в зоне установки пластыря до 115 °С.

Широкое промышленное применение на промыслах и при бурении скважин в США получили способ и устройство для ремонта обсадных колонн, разработанные специалистами фирмы "Пан-Америкен петролеум корпорейшн".

Основными частями устройства являются пружинная расширяющаяся головка и двойной силовой цилиндр с гидравлическим якорем, между которыми перемещается металлическая гофрированная труба. Устройство спускают в скважину на НКТ или бурильных трубах, внутри силовых цилиндров создают давление в пределах 15 — 20 МПа, и силовые цилиндры протаскивают расширяющуюся головку через гофрированную трубу. Ход цилиндров равен 1,5 м, поэтому расширение ведется ступенями.

После первого хода цилиндров дальнейшую протяжку расширяющейся головки можно выполнить с помощью талевой системы, когда усилия протяжки, равные в среднем 140 — 160 кН, но достигающие иногда 250 кН, будут действовать на обсадную колонну.

Ведущими американскими фирмами по производству устройств для спуска и установки стальных гофрированных пластырей в обсадных колоннах являются "Лайенс" и "Хомко".

К недостаткам устройств фирмы "Лайенс" (рис. 6.15) необходимо отнести возможность порыва трубчатого эластичного баллона 2 при его расширении, неплотное прилегание пластыря 3 до необходимого контакта с поверхностью ремонтируемого участка обсадной колонны 1, отсутствие технологической возможности изготовления трубчатого баллона достаточной длины (5 м и более). Технология установки пластыря этим устройством включает калибровку пластыря роликовой или какой-либо другой оправкой 4 с дополнительной спускоподъемной операцией в скважине.

Рис. 6.15. Устройство для установки пластырей “Лайенс"


обсадной колонне фирмы


Устройства фирмы "Лайенс" можно использовать также как гидравлическую печать для определения характера, формы и размеров дефекта обсадной колонны. С этой целью на наружную поверхность трубчатого эластичного баллона наклеивают оттискной слой (3 — 4 мм) из материала, обладающего деформацией и пластичностью (сырая резина).

К недостаткам устройств фирмы "Хомко" (рис. 6.16) относится то, что для каждой толщины стенки ремонтируемого участка обсадной колонны предусмотрены индивидуальный пластырь по периметру поперечного сечения и своя пружинная цанга с калибрующими (дожимными) плечиками. После выхода цанги из зацепления с конусным пуансоном не обеспечивается возврат калибрующих плечиков в исходное (транспортное) положение без подъема устройства на поверхность. В результате исключается возможность повторных проходов головкой в целях усиления контактного сопряжения пластыря с поверхностью обсадной колонны.

Недостатком применяемого фирмами "Лайенс" и "Хомко" пластыря является то, что используемая в качестве герметика стеклоткань с пропиткой на основе эпоксидной смолы не обеспечивает качественной прослойки между пластырем и обсадной колонной. Это обусловлено тем, что эпоксидная смола в готовом для нанесения на пластырь виде обладает "жизнеспособностью" в пределах 24 ч, а затем твердеет, становится хрупкой и не может заполнить раковины и поры в обсадной трубе. Кроме того, при спуске пластыря в скважину раствор эпоксидной смолы стекает с пластыря. Все это снижает качество ремонта скважин.

Стальные пластыри успешно применялись в тех случаях, когда все другие известные способы ремонта (цементаж под давлением и т.п.) не давали положительных результатов. По данным американской печати, из 83 случаев установки пластырей на 47 площадях США в 1962 г. 73 (или 89 %) были успешными. Средние затраты времени на один ремонт составили 26,2 ч, средняя стоимость одного ремонта — 1742 дол. Эффективность ремонта по 100 случаям применения способа в 1966 г. — 96 %.

Для ремонта обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм стальными пластырями разработаны, испытаны и серийно выпускаются Краснодарским опытным заводом "Нефтемаш-ремонт" и заводом "Электрон" (г. Тюмень) по ТУ 39-01-08466 — 79 устройства ДОРН-1 (Д-146-1 и Д-168-1), позволяющие транспортировать и устанавливать пластырь на участке дефекта обсадной колонны.

Устройства типа ДОРН являются основными элементами в комплексе устройств для ремонта обсадных колонн пластырями.

Рис. 6.16. Устройство для установки пластырей в обсадных колоннах фирмы "Хомко":

а — общий вид устройства; б — механическая цанговая дорнирующая головка с гладким конусом; , — механическая цанговая дорнирующая головка с профильным конусом; 1 — головка; 2 — аварийный отворот; 3 — пластырь; 4 — штанга; 5 — упор; 6 — силовой цилиндр; 7 — якорь; 8 — сливной клапан; 9 — пружинный управляющий орган сливного клапана

Устройство ДОРН-1 (рис. 6.17, а, б, а) состоит из гидравлической дорнирующей головки, полой связующей штанги, силовых гидравлических цилиндров и циркуляционных клапанов. Упор пластыря обеспечивается в устройстве типа ДОРН. Пластырь расширяют дорнирующей головкой снизу вверх с предварительной запрессовкой заданного отрезка силовыми цилиндрами.

Принцип работы устройства Д-146-1 (Д-168-1) заключается в следующем.

Устройство в сборе с пластырем, расположенным между дорнирующей головкой и упором, спускают в скважину с ориентацией середины пластыря против дефекта ремонтируемого участка обсадной колонны. Затем в системе создают избыточное гидравлическое давление, обеспечивающее необходимые радиальные усилия на подвижные калибрующие секторы дорнирующей головки и осевые усилия на поршни в силовых цилиндрах.

На первом этапе заданный отрезок пластыря запрессовывают в стенку обсадной колонны протягиванием дорнирующей головки за счет осевых усилий под действием гидравлического давления на поршни силовых цилиндров, с которыми посредством полых штанг соединена головка.

Предварительное выпрямление пластыря осуществляется конусным пуансоном, а окончательная запрессовка к стенке обсадной колонны до контакта, обеспечивающего удерживающую силу сцепления, — подвижными калибрующими секторами головки, причем радиальные усилия на секторы создаются в момент захода их в пластырь.

Второй этап запрессовки пластыря на всей оставшейся длине осуществляется подъемом устройства с помощью талевой системы при сохранении давления в дорнирующей головке, после прохода которой через пластырь снимают давление в системе и устройство поднимают на поверхность.

Заполнение жидкостью устройства и труб при спуске и слив ее при подъеме происходят через обратный и срезной клапаны циркуляционной системы. Отверстия сливного клапана открываются при смещении вниз втулки клапана от удара стержнем по крестовине. Стержень спускают по трубам перед подъемом устройства на поверхность.

К недостаткам ДОРН-1 относятся громоздкость, большая металлоемкость, высокая трудоемкость и сложность сборки и эксплуатации, зависимость между собой осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря на первом этапе.

В устройстве ДОРН-2 (рис. 6.17, а) упор пластырН обеспе-

Рис. 6.17. Устройство для транспортировки и установки пластырей в обсадных колоннах типа ДОРН:

а — модификация Д-1 первого исполнения: 1 — упор, 2 — пластырь, 3 — конус, 4 — разделительная камера, 5 — манжета, 6 — калибрующие секторы, 7 — штанга, 8 — силовой телескопический гидравлический цилиндр, 9 — обратный клапан; б — модификация Д-1 второго исполнения: 1 — упор, 2 — пластырь, 3 — конус, 4 — калибрующие секторы, 5 — манжета, 6 — штанга, 7 — силовой гидравлический цилиндр, 8 — обратный клапан; , — модификация Д-1 третьего исполнения: 1 — сливной клапан, 2 — заливной клапан, 3 — силовой гидравлический цилиндр, 4 — пластырь, 5 — штанга, 6 — гидравлическая дорнирующая головка; „ — модификации Д-2: 1 — циркуляционный клапан, 2 — гидравлический якорь, 3 — пластырь, 4 — гидравлическая дорнирующая головка

чивается на обсадную колонну через якорь устройства, а установку пластыря осуществляют протяжкой дорнирующей головки при подъеме инструмента снизу вверх без разрыва во времени между этапами предварительной и окончательной запрессовки.

Это устройство значительно меньше по длине и массе, менее трудоемко в изготовлении, несложно в эксплуатации и сборке, исключает взаимозависимость осевых и радиальных нагрузок при установке пластыря.

Принцип работы ДОРН-2 заключается в следующем.

После спуска пластыря в зону ремонтируемого участка обсадной колонны в устройстве создается избыточное гидравлическое давление, которое через самоуплотняющуюся эластичную диафрагму обеспечивает радиальные усилия на подвижные калибрующие секторы дорнирующей головки.

Одновременно через диафрагму якоря создается давление на плашки якоря, которые, радиально перемещаясь, контактируют со стенками обсадной колонны.

Первый этап установки пластыря в ремонтируемом участке обсадной колонны осуществляется подъемом инструмента при протягивании дорнирующей головки через пластырь. При этом якорь остается на месте, удерживая пластырь от осевого смещения при его запрессовке. Освобождается якорь от обсадной колонны снятием давления на плашки при перетоке жидкости из напорной камеры в разгрузочную (или за пределы устройства в отверстие) по пазам перемещающейся вверх полой штанги, изолируя каналы в ней от напорной камеры и сохраняя давление в дорнирующей головке.

Таким образом, в процессе подъема устройства после первого этапа запрессовки пластыря якорь автоматически отключается от стенок колонны и без разрыва во времени продолжается второй этап запрессовки пластыря по всей его длине. После прохода дорнирующей головки через пластырь снимают давление в системе, и устройство поднимают на поверхность.

Для повышения надежности предварительного сцепления пластыря с обсадной колонной в ДОРН-2 предусмотрено повторение первого (предварительного) этапа запрессовки пластыря без снятия его с упора. В таком случае подъем инструмента останавливают после протяжки дорнирующей головки на длине 1300 мм, т.е. на 200 мм меньше полного хода (1500 мм) предварительной запрессовки, что необходимо для сохранения давления на плашки якоря.

После остановки подъема инструмента давление в системе снимают и инструмент опускают в исходное (первоначальное) положение. Затем создают давление и проводят протяжку дорнирующей головки по всей длине пластыря. Якорь в этом случае отключают (устанавливают в транспортное положение) после прохода головкой 1500 мм.

Недостатком ДОРН-2 является то, что под действием радиальных усилий в местах контакта плашек якоря не исключается возможность повреждения стенок обсадной колонны.

В целях повышения надежности работы, а следовательно, и качества ремонта скважин устройства для установки пластырей постоянно совершенствовались.

Так, компоновка узлов ДОРН-1 имеет три варианта. В первом варианте (см. рис. 6.17, а) силовые цилиндры с гидравлической дорнирующей головкой располагались под пластырем, а циркуляционные клапаны с упором — над ним. Гидравлическая головка имела свою разделительную камеру с поршнем, а силовые цилиндры были выполнены по телескопической схеме. Во втором варианте (см. рис. 6.17, б) была аннулирована разъединительная камера, а телескопическая схема силовых цилиндров заменена двумя последовательно расположенными и синхронно действующими силовыми цилиндрами. Недостатком такой компоновки является то, что в момент заклинивания головки с пластырем в обсадной колонне в скважине оставалось в основном все устройство, и как следствие, осложнялась ликвидация аварии. Кроме того, отсутствовала возможность спускать пластырь до забоя на длину силовых цилиндров. ДОРН-1 в первом и втором вариантах не обеспечивал достаточных осевых усилий для предварительного расширения и предварительного сцепления пластыря со стенками обсадной колонны на первом этапе запрессовки пластыря.

Эти недостатки были устранены в третьем варианте (см. рис. 6.16, а) введением приспособления для аварийного отворота ниже силовых цилиндров. Кроме того, силовые цилиндры с упором расположили над пластырем. Дорнирующую головку конструктивно оформили в самостоятельный узел и закрепили на полой связующей штанге под пластырем. Рабочий ход силовых цилиндров для предварительного протягивания дорнирующей головки через пластырь на первом этапе запрессовки составляет 1500 мм вместо 500 мм. Количество силовых цилиндров увеличено с двух до трех. Давление в дорнирующую головку поступает при заходе ее подвижных калибрующих секторов в пластырь, что значительно снижает осевые усилия.

В устройстве ДОРН-2 усовершенствована работа якоря (рис. 6.18), благодаря чему дорнирующую головку можно вводить в пластырь без давления, а также производить его повторную калибровку без подъема устройства на поверхность с сохранением давления в головке при транспортном (отключенном) положении якоря.

Определяющую роль в работе устройства выполняет дор-нирующая головка, функции которой заключаются в предварительном расширении и окончательном сопряжении пластыря с обсадной колонной.

Проведены исследования и разработано несколько типов дорнирующих головок, которые по принципу действия разделяются на гидравлические, механические и гидромеханические (рис. 6.19). Механическая дорнирующая головка от разработки до внедрения в серийное производство претерпела ряд изменений. В первом (см. рис. 6.19, а) и втором (см. рис. 6.19, б) исполнениях была составной частью силовых цилиндров и имела ряд конструктивных и эксплуатационных недостатков; коэффициент успешности этих головок был низким.

После совершенствования и модернизации гидравлическая головка конструктивно оформилась в самостоятельный узел (см. рис. 6.19, а, а). Она состоит из корпуса, конусного пуансона, самоуплотняющейся упругой диафрагмы (манжеты) и подвижных калибрующих секторов.

Существенным преимуществом усовершенствованной гидравлической дорнирующей головки, в отличие от механических, в том числе и американского производства, является то, что она позволяет с помощью подвижных калибрующих секторов, не меняя их, устанавливать пластырь как с положительным, так и с отрицательным натягом в обсадной колонне для всех толщин стенок одного типоразмера, причем не только с цилиндрическим, но и с овальным поперечным сечением колонны. Кроме того, она дает возможность осуществлять многоразовую калибровку пластыря под давлением без подъема устройства на поверхность и регулировать с поверхности радиальные усилия на нее.

Конструктивным изменением и существенной доработке подвергалась манжета (рис. 6.20).

В настоящее время продолжается совершенствование и модернизация отдельных узлов и деталей в целях повышения надежности работы устройства типа ДОРН и улучшения качества ремонта скважин. Так, в конструкцию введен шламо-сборник для улавливания песка и других посторонних предметов в жидкости, поступающей в устройство. Ведется раз-

Рис. 6.18. Схема работы ДОРН-2:

t — этап I — спуск устройства к дефекту обсадной трубы в скважине и якорение; а- — этап II — заход фо рмирующей головки в пластыре без давления и автоматическая подача давления в головку; , — этап III — окончание рабочего хода головки для сцепления пластыря и отключения якоря; — этап IV — протяжка головки на выход из пластыря при его расширении;

I — длина захода головки в пластырь без давления; \х — рабочий ход головки при наличии упора

Рис. 6.19. Дорнирующие головки к устройствам типа ДОРН:

t — механическая: 1    — корпус, 2 — цанговые калибрующие плечики с упругими свойствами материала; а —

механическая: 1 — комбинированный конус с цанговыми калибрующими плечиками, 2 — расширяющий конус;    , —

механическая: 1 — калибрующие плечики "ласточкин хвост”, 2 — конус с направляющими "ласточкиного хвоста”; „ — гидравлическая с гладким конусом: 1 — корпус, 2 — гладкий конус, 3 — манжета, 4 — калибрующие секторы; % — Гидравлическая с профильным конусом: 1 — профильный конус, 2 — корпус, 3 — манжета, 4 — калибрующие секторы; А — гидромеханическая; Ё, А — гидравлические

Сравнительная характеристика технического уровня зарубежных (США) и отечественных (б. ВНИИКРнефть) устройств для установки пластырей в обсадной колонне

Модель устройства

Показатель

фирмы "Хомко"

ДОРН-1

ДОРН-2

фирмы

"Лайенс"

Максимальные осевые усилия, развиваемые при давлении 15 МПа, кН

179 (334 при 28 МПа)

231

300

Максимальное избыточное давление в рабочей полости устройства, МПа

28

15

25

1 4—21

Число рабочих цилиндров

2

3

Рабочий ход дорнирующей головки, мм

1500

1500

1500

Радиальный рабочий ход дожимных элементов дорнирующей головки, мм

2,5

6,5

6,5

15,5

Число сменных комплектов (дожимных элементов) на один типоразмер обсадной трубы

5

1

1

1

Способность управлять радиальными нагрузками дожимных элементов дорнирующей головки

+

+

+

Способность захода дожимных элементов дорнирующей головки в пластырь без создания на них осевой (радиальной) нагрузки

+

+

+

Способность дорнирующей головки к повторным операциям при дожатии пластыря увеличением радиальных нагрузок на до-жимные элементы без подъема инструмента на поверхность

+

+

Количество спускоподъемных операций инструмента при установке пластыря

Масса, кг:

1

(при необходимости для калибровки производится вторая операция — роликовой оправкой)

1

1

2

(первая операция — эластичным баллоном, вторая — роликовой оправкой)

без учета пластыря

570

513

350

192

с учетом пластыря длиной 12 м Габаритные размеры:

690

633

370

312

диаметр, мм

116,78

116

118

108

длина с учетом пластыря длиной 12 м, м

21,5

22,2

16

4,54

Рис. 6.20. Конструкции манжет

работка гальванического покрытия (хромирования) штоков, наносимого на внутреннюю поверхность силовых цилиндров, что значительно увеличит срок службы устройств.

Усовершенствована циркуляционная система. Разработан комбинированный клапан, который позволяет перекрывать сливное отверстие при создании давления в системе и откры-вать его после сброса избыточного давления. Клапан прост в изготовлении, меньше по габаритам и массе в сравнении с применяемым в ДОРН-1.

Сравнительная характеристика технического уровня зарубежных и отечественных устройств для установки пластырей в обсадной колонне приведена в табл. 6.4.

Транспортировку пластыря в скважину и установку его на дефект обсадной колонны производят устройством типа ДОРН.

Контроль качества установки пластыря осуществляют оп-рессовочной головкой без подъема устройства типа ДОРН на устье.

Выбор и подготовка пластыря

Пластырь, предназначенный для восстановления герметичности осадной колонны, выбирают по длине и диаметру в зависимости от размера дефекта и внутреннего диаметра обсадной колонны.

Длина пластыря

L = 1А + 21,

где 1д — длина дефекта по образующей обсадной колонне; 1 — длина отрезка от торца пластыря до дефекта,

1 >    3(1 - ц2)

здесь R — радиус срединной поверхности пластыря после придания ему цилиндрической формы; ц — коэффициент Пуассона; h — толщина стенки пластыря.

С учетом накопленного опыта и технических возможностей при изготовлении трубных заготовок длину пластыря без сварки встык принимают от 3 до 9 м. Периметр пластыря в поперечном сечении берут равным внутреннему периметру обсадной колонны в месте ее негерметичности или несколько больше его, так как натяг не должен превышать +3,5 %. При этом осевые усилия запресовки будут не более 200 кН.

При установке пластыря с применением гидравлической дорнирующей головки натяг пластыря рекомендуется применять от —3,5 до +3,5 % по периметру поперечного сечения внутреннего диаметра ремонтируемого участка обсадной колонны. В случае применения пластыря с отрицательным натягом давление в головке повышается до 30 — 50 %.

Перед спуском в скважину наружную поверхность пластыря покрывают герметизирующим составом толщиной не более 1 мм. На нижний конец пластыря, надеваемый на конус дорнирующей головки на участке длиной 300 мм, покрытие не наносят. Этот участок обеспечивает достаточно надежное предварительное сцепление с обсадной колонной.

Выдержка перед нанесением герметизирующего покрытия до спуска пластыря в скважину определяется временем схватывания (затвердевания) герметизирующего материала.

Так, гуммировочный состав на основе наирита (НТ) по ТУ 30-10518 — 77 рекомендуется наносить за несколько суток и освежать последним слоем за 2 — 3 ч до спуска в скважину; применение полимерного состава на основе эпоксидных смол ЭД5, не должно превышать 2 — 4 ч.

Подготовка устройства типа ДОРН к работе

Перед спуском в скважину устройства типа ДОРН расконсервируют, укомплектовывают штангами с учетом длины пластыря, собирают и испытывают на герметичность и на рабочий ход поршней в ДОРН-1 и штанги в ДОРН-2.

После проверки, устранения неисправностей и испытания устройство разбирают на узлы для транспортировки, сборки и монтажа на скважине.

Узлы ДОРН-1: дорнирующая головка, набор штанг, силовые цилиндры, клапанная циркуляционная система.

Узлы ДОРН-2: дорнирующая головка, набор штанг, якорь, клапанная циркуляционная система.

Монтаж устройства перед спуском в скважину

Устройство ДОРН-1 (см. рис. 6.17, в) первоначально собирают на мостках двумя секциями.

Первую секцию комплектуют дорнирующей головкой, набором штанг, переводчиком, пластырем и технологическим хомутом, который вставляют между пластырем и переводником, а вторую — силовыми цилиндрами и циркуляционными клапанами.

Затем первую и вторую секции последовательно спускают в скважину, свинчивают между собой, убирают технологический хомут. При этом в каждую секцию заливают жидкость (воду).

После этого устройство в комплекте с пластырем готово к спуску в скважину.

Устройство ДОРН-2 (см. рис. 6.17, г) собирают на мостках в комплекте с пластырем в полном объеме, затем с помощью консольного крана или талевой системы поднимают и спускают в скважину. Допускается циркуляционные клапаны (комбинированный клапан) монтировать непосредственно над устьем.

В устройстве заливают воду, и оно готово к спуску в скважину.

Спуск пластыря в интервал нарушения

Устройство в сборе с пластырем спускают в скважину плавно, без рывков, со скоростью не более 6 м/с, на насосно-компрессорных трубах, опрессованных гидравлическим давлением на 20 МПа.

Пластырь спускают в скважину так, чтобы его середина была размещена против дефекта. Для предотвращения заклинивания спуск устройства контролируют индикатором массы.

Заполнение инструмента жидкостью при спуске осуществляется через заливной клапан.

Глубину спуска пластыря к месту его установки контролируют набором труб (свечей), длина которых заранее известна.

Индикатором массы фиксируются показания нагрузки веса инструмента после спуска к месту дефекта.

К колонне труб, спущенных в скважину с устройством, подсоединяют нагнетательную систему, напорный шланг которой позволяет поднимать инструмент на высоту Н = L + + 2 м, где L — длина пластыря, м.

Установка пластыря

При установке пластыря по первой схеме (рис. 6.21) в системе создается избыточное гидравлическое давление до 15—18 МПа. При достижении давления 3 — 9 МПа в устройстве срезаются транспортные штифты, а при 15 — 18 МПа начинается первый предварительный этап установки пластыря протягиванием дорнирующей головки через пластырь силовыми цилиндрами на длину хода 1500 мм.

При этом в дорнирующую головку давление поступает после захода ее секторов в пластырь. Длина захода 200 мм. Инструмент разгружается от собственного веса (стрелка индикатора веса становится на 0).

Первый предварительный этап запрессовки обеспечивает удерживающую силу сцепления пластыря с обсадной колонной, позволяет освободить упор пластыря. Об окончании первого предварительного этапа запрессовки пластыря свидетельствует быстрый рост давления на манометре насосноцементировочного агрегата.

После выдержки под давлением 8—10 мин давление снимается. Первый этап протяжки дорнирующей головки окончен.

Второй этап запрессовки пластыря на всей оставшейся длине осуществляется подъемом устройства с сохранением давления 15 — 18 МПа в дорнирующей головке со скоростью не более 6 м/мин. После прохода дорнирующей головки через пластырь снимается давление в системе. Операция установки пластыря окончена.

При установке пластыря по второй схеме (рис. 6.22) в системе создается избыточное гидравлическое давление до 20 — 25 МПа для сцепления якоря. Через 5—10 мин оно снижается до 15 — 18 МПа и начинается плавный подъем (скорость не выше 6 м/мин) инструмента, который продолжается до момента выхода дорнирующей головки из пластыря.

В момент создания давления в системе якорь контактирует своими плашками со стенкой обсадной колонны, а в дорни-348

Рис. 6.21. Установки пластыря устройством ДОРН-1:

а — спуск устройства с пластырем к дефекту (этап I); б — заход головки в пластырь без давления на отрезке — протяжка силовыми цилиндрами (этап II); в — расширение пластыря головкой на отрезке — предварительное сцепление пластыря с обсадной колонной протяжки силовыми цилиндрами (этап III); г — расширение пластыря головкой при подъеме инструмента (этап IV); 1 — гидравлическая дорнирующая головка; 2 — штанга; 3 — упор пластыря; 4 — силовые цилиндры; 5 — циркуляционные клапаны; 6 — обсадная колонна; 7 — пластырь; 8 — обсадная труба

1

; ; < ^ 7 1

: <

ЧЬ :

•ib ^ 6 '

I1 1

: :

IJ: |

П ~ : ¦Л \1,1

A ij

¦Г 1

Ягр-З ^4 : 55

U--3

-

И5 пт

I ; Г

l'5 : ®

] У;

и

тт Т

п

И щ

t"

1

\

у'

Рис. 6.22. Установка пластыря устройством ДОРН-2:

а — спуск устройства с пластырем к дефекту и якорение (этап I); б — заход головки в пластырь без давления на отрезке (этап II); в — расширение пластыря и отключение якоря — снятие упора (этап III); г — расширение пластыря на выход головки без упора (этап IV); 1 — гидравлическая дорнирующая головка; 2 — штанга; 3 — пластырь; 4 — упор; 5 — якорь; 6 — циркуляционные клапаны; 7 — обсадная труба; 8 — дефект; 9 — цанговые ограничители

рующую головку давление поступает после захода секторов в пластырь. Ход головки без давления равен 260 мм.

Момент якорения фиксируется на индикаторе веса увеличением нагрузки при подъеме инструмента (протяжки дорнирующей головки через пластырь), а момент создания давления в дорнирующей головке — колебаниями стрелки манометра. Якорь автоматически отключается от обсадной колонны после рабочего хода 1,5 м с сохранением давления в дорнирующей головке до полного выхода ее из пластыря. После этого давление снимается. Операция установки пластыря окончена.

В целях усиления контакта пластыря с обсадной колонной и повышения надежности герметизации ремонтируемого участка производят один-три раза калибровку пластыря дорнирующей головки под давлением. Для этого дорнирующую головку спускают без давления в системе до первоначальной отметки и протягивают под давлением до выхода ее из пластыря. При этом допускается увеличивать давление на дорнирующую головку до 50 % к первоначальному; осевое усилие при протяжке будет значительно ниже.

Подъем устройства на поверхность

Устройство поднимают на поверхность после калибровки пластыря в том случае, если испытание (опрессовка) отремонтированного участка обсадной колонны осуществляется двойным пакером.

Перед подъемом внутрь сливного клапана по колонне труб спускают стержень диаметром 25 мм и длиной 2 м, от удара которого по крестовине ниппель перемещается вниз и открывает отверстия клапана для слива жидкости. Об открытии отверстий свидетельствует подъем уровня жидкости в трубах и отсутствие жидкости в поднятой трубе (свече) при ее отвинчивании.

После открытия отверстий сливного клапана производят подъем инструмента со скоростью до 6 м/с.

Подъем и разборку устройства на секции по первой схеме осуществляют в последовательности, обратной сборке и спуску.

По второй схеме устройство поднимают полностью и укладывают на мостки.

После подъема устройство разбирают на узлы, промывают и отправляют в цех для профилактики и ремонта, затем консервируют.

6.3.8. ОПРЕССОВКА ОТРЕМОНТИРОВАННОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Качество ремонта колонны определяют как наружным, так и внутренним давлением. Время выдержки 30 мин.

Наружная опрессовка обеспечивается снижением уровня в колонне (опорожнением) до расчетной по техническим условиям эксплуатации отметки.

Внутренняя опрессовка обеспечивается созданием избыточного расчетного давления как всей колонны, так и локально отремонтированного ее участка.

Опрессовка колонны без подъема устройства на поверхность через опрессовочную головку. Такой способ опрессовки сокращает одну спускоподъемную операцию, экономит время и снижает стоимость ремонта.

В случае негерметичности операцию "калибровка пластыря дорнирующей головкой" повторяют один-три раза, повышая в ней давление до 18 — 20 МПа. Опрессовку повторяют.

Опрессовка отремонтированного участка обсадной колонны двойным пакером (операции X). Двойной пакер спускают в скважину к месту опрессовки участка и устанавливают так, чтобы пластырь находился между резиновыми баллонами пакера. Длину штанг между ними принимают на 500 мм больше длины пластыря. Трубы заполняют жидкостью при спуске в скважину через обратный клапан пакера.

Через опрессовочную головку создается гидравлическое давление в трубах до 10(15) МПа. При этом осуществляется распакеровка резиновых баллонов и параллельно создается давление через отверстия штанги между баллонами на стенки и торцы установленного пластыря.

В случае появления расхода жидкости и падения давления пакер поднимают и повторяют операцию калибровки пластыря, спуская в скважину дорнирующую головку с циркуляционными клапанами без силовых цилиндров (якоря) и повышая давление до 18(20) МПа.

При положительных результатах опрессовки ремонт скважины заканчивают и ее сдают в эксплуатацию, оформив соответствующий акт.

Для локальной опрессовки обсадной колонны можно использовать устройство, показанное на рис. 6.23.

Устройство состоит из корпуса 14 с переливными 1, 4 и напорными 12 отверстиями. Внутри корпуса размещены верхняя 9 и нижняя 16 подвижные втулки с уплотнительными

Рис. 6.23. Устройство для локальной опрессовки обсадной колонны

элементами 17 и срезными штифтами 5. Верхняя втулка снабжена пружиной 8, а ниже ее расположена шпилевая опора 10 под шар 7. На седле нижней втулки 16 размещен шар 15, а самоуплотняющиеся манжеты 11 закреплены на корпусе воронками друг к другу.


В скважину устройство спускают на насосно-компрессорных трубах 6 к установленному пластырю 13 на дефект 3 обсадной колонны 2.

При спуске устройства в скважину заполнение инструмента жидкостью и перелив ее, минуя верхнюю манжету, осуществляется через переливные 4 и напорные 12 отверстия.

После ориентации устройства для опрессовки заданного участка создается избыточное опрессовочное давление, при этом отверстие 4 перекрывается втулкой 9, сохраняя прямой канал связи на манжеты за счет наличия пружины 8 и шпилевой опоры 10.

После опрессовки заданного участка на шар 15 создается избыточное давление несколько выше оп-

рессовочного, и втулка, перемещаясь вниз, открывает переливное отверстие 1. При этом происходит перелив жидкости в колонне, минуя нижнюю манжету, и слив ее при подъеме инструмента.

6.4. ЗАКОЛОННЫЕ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ

Газопроявления, возникающие за колоннами после крепления скважин, остаются серьезным видом осложнений на большом числе газовых и газоконденсатных площадей России и стран СНГ.

На ряде месторождений, особенно с аномально высокими пластовыми давлениями, отмечаются многочисленные случаи затрубных водогазопроявлений после цементирования обсадных колонн, на ликвидацию которых затрачивается много времени.

Большие затраты средств и времени на ликвидацию проявлений могли бы быть значительно снижены или сведены к нулю при правильном установлении природы газопроявлений, их причин, проведении ряда организационно-технических и профилактических мероприятий.

Отмечают следующие возможные пути продвижения газа и других флюидов в затрубном пространстве:

по каналам, образованным вследствие негерметичности резьбовых соединений;

по каналам, из-за негерметичности соединения частей колонной головки;

по нарушениям целостности обсадных колонн;

по каналам при негерметичном цементном камне.

Анализ многочисленных случаев по газопроявлениям показывает, что в процессе ОЗЦ и вскоре после него газ может поступать в заколонное пространство и далее к устью скважины независимо от ряда технологических факторов, которые считают способствующими этому процессу или его тормозящими.

1. Тип цемента. Газовые проявления были отмечены в различных геолого-технических условиях при использовании самых разнообразных цементов.

2.    Конструкция скважин. При прочих равных условиях газопроявления прослеживались в скважинах разнообразных конструкций и с различными диаметрами колонн.

3.    Искривление скважин. Газопроявления одинаково часто происходили как в практически вертикальных скважинах, так и в скважинах, имеющих значительные зенитные и азимутные углы ствола.

4. Высота подъема раствора. Можно привести немало примеров, когда газ прорывался при большой и малой высоте подъема цементного раствора в заколонном пространстве.

5.    Плотность раствора. Безотносительно к плотности там-понажного раствора и даже разнице плотностей цементного бурового растворов газ появлялся на устье скважин через довольно короткое время после цементирования.

Еще более тривиальные выводы получаются, если ставить зависимость газопроявлений только от наличия центраторов 354 или только от скорости восходящего потока цементного раствора.

Тем не менее практика показывает, что газопроявления в процессе ОЗЦ или после него чаще наблюдаются там, где мало обращается внимания на вопросы технологии цементирования, применяют только чистый цемент, наряду с недостаточным вытеснением бурового раствора обеспечиваются большие высоты подъема цементного раствора и т.д.

Вместе с тем замечено, что газопроявления при прочих равных обстоятельствах значительно реже прослеживаются при использовании цементно-песчаных, цементно-бентонитовых и шлаковых растворов, расхаживании колонн в процессе цементирования и обеспечении проведения определенного комплекса цементировочных работ и т.д.

Изучение причин, способствующих возникновению газопроявлений в скважинах при цементировании обсадных колонн, и разработка условий, необходимых для их предотвращения по ряду различных нефтегазовых районов СНГ, позволили наметить классификацию факторов, приводящих к газопроявлениям (рис. 6.24). При составлении классификации учитывалось, что одни факторы, способствующие возникновению газопроявлений, в одинаковой мере относятся к двум классификационным группам, другие могут считаться весьма сомнительными, но они рассмотрены, так как некоторые из них, как отмечают исследователи и производственники, возможно, играют какую-то роль в газопроявлениях.

В основу классификации положено разделение всех факторов, способствующих газопроявлениям, на пять групп: геологические, технические, технологические, физико-химические и механические.

Данная градация обусловливается тем, что она охватывает весь процесс крепления скважин от начала прокачивания тампонажного раствора в скважину до окончания времени его затвердевания с последующим пребыванием в заколонном пространстве.

Вместе с тем следует учитывать, что для возникновения и развития газопроявления должны существовать два условия: наличие перепада давления и реальность образования канала, по которому возможно движение газа (или другого флюида).

Для оценки этих факторов необходимы анализ и оценка их значимости и удельного веса в каждом конкретном случае с учетом прогресса в решении указанной проблемы.

Газопроявления — проблема, бесспорно, сложная. Их природа во многих случаях пока еще не установлена. Объяс-

Рис. 6.24. Классификация газопроявлений при креплении скважин

нение причин их возникновения иногда неубедительно, а иногда ошибочно и основано на недостаточном понимании механизма процессов, протекающих в скважине. Немалую роль при этом играет использование ошибочных терминов.

Часто причиной газопроявлений считают "слабое сцепление" цементного камня с породой или обсадной колонной, недостаточный контакт, непрочное сцепление или непрочный контакт и т.д.

В скважине, как было доказано практикой и многочисленными экспериментальными работами, сила сцепления металла труб и пород стенок скважины с цементным камнем в большинстве случаев равна нулю. Причиной этому является



Рис. 6.25. К понятию о контакте цементного раствора со стенкой скважины:

а — контакт цемента с породой обеспечен; б — контакт цемента с породой отсутствует

наличие глинистой корки или слоя бурового раствора между ними. Для сцепления, как известно, при прочих благоприятных условиях необходимо в первую очередь соприкосновение (контакт) этих тел.

То же следует сказать и по поводу контакта. Контакт между телами может быть, если между ними при отсутствии контакта будет зазор. Однако следует различать ненапряженный и напряженный контакт (рис. 6.25).

При определенном давлении (например, создаваемое водой или газом) две соприкасающиеся поверхности могут быть разъединены. В скважине глинистая корка или прослойка бурового раствора, как правило, является тем разделяющим телом (прослойкой), которое не обеспечивает контакта между стенкой скважины (или колонной) и цементным раствором.

Глинистая корка (прослойка) находится под действием избыточного давления, т.е. напряжена. Однако это не значит, что она способна пропускать флюиды. Для этого нужен канал.

Как показали экспериментальные работы, глинистая кор -ка может быть нарушена под действием давления или физико-химических процессов, протекающих на контакте цементный раствор — корка или в цементном растворе — камне.

Если глинистая корка (прослойка) отсутствует, возникает напряженный контакт цементный раствор (камень) — стенка скважины.

Следовательно, речь может идти не о "плохом" контакте между цементным камнем, породой и колонной, а об его отсутствии в связи с наличием прослойки (корки) бурового раствора.

При наличии контакта между указанными поверхностями появляется возможность проявления сил сцепления между ними. Последние определяются сродством материалов, чистотой поверхности, природой материалов, условиями твердения и т.д.

Приведенное указывает на то, что "слабое сцепление" или "недостаточный контакт" — понятия, несовместимые с объяснением природы газопроявлений.

Иногда при объяснении продвижения газа пытаются использовать термины, природа которых сомнительна (сверх-мицеллярная структура, сверхдиффузия и др.) или к рассматриваемому вопросу не имеет прямого отношения.

6.4.1.    НЕГЕРМЕТИЧНОСТЬ РЕЗЬБОВЫХ

СОЕДИНЕНИЙ И УЗЛОВ КОЛОННОЙ ГОЛОВКИ

Анализ многочисленных случаев появления газа в межколонном пространстве показывает, что осложнения, возникшие из-за пропусков газа резьбовыми соединениями и узлами колонной головки, происходят чаще, чем вследствие действия других причин.

Однако, учитывая очевидность указанных путей движения газа по зазорам, более детально рассматривать данный фактор нецелесообразно.

6.4.2.    РАДИАЛЬНАЯ ДЕФОРМАЦИЯ

ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ФОРМИРОВАНИИ

ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ

При креплении газовых скважин вопросы контакта цементного камня с обсадной колонной приобретают весьма серьезное значение.

Предположим, что буровой раствор вытеснен из заколон-ного пространства и цементный камень контактирует непосредственно с наружной поверхностью обсадной колонны. Внешнее давление на колонну остается гидростатическим, соответствующим весу составного столба бурового и цементного растворов.

Цементный камень (особенно в первые сроки) формируется при неравновесном состоянии, что связано с необратимыми деформациями и позволяет считать, что цементная оболочка неупруго деформируется. Тогда "свободную” радиальную упругую деформацию 6 обсадной колонны рассчитывают следующим образом:

6 = Up + Ut,

(6.5)


где Up — силовая деформация, определяемая решением известной задачи Лямэ для толстостенной трубы; Ut — деформация, определяемая температурными изменениями.

В большинстве районов (а совсем недавно во всех районах) после фиксации посадки на стоп-кольцо верхней цементировочной пробки на обсадную колонну создается некоторое избыточное давление.

Пусть р0 — максимальное давление, создаваемое на устье, а рх — давление, до которого оно снижается (давление столба воды или глинистого раствора) (рис. 6.26).

В результате при изменении давления внутри колонны радиальное перемещение наружной поверхности трубы

-Ap,

Up = ¦


(6.6)


E b2 - a

где a, b — соответственно внутренний и наружный диаметры обсадной колонны. Знак "минус” — указывает на то, что перемещение направлено к оси трубы.

После спуска обсадной эксплуатационной колонны, как правило, проводят не менее одного-двух циклов промывки скважины. Это приводит к охлаждению колонны и стенок нижней части скважины и нагреванию ее верхней части. При

Рис. 6.26. К расчету радиальной    деформации

обсадной колонны:

П — порода; Ц — цемент; рн — наружное давление на колонну; р 0, р j — давления, создаваемые в колонне; a, b — соответственно внутренний в внешний диаметр колонны; d — диаметр деформируемой    части

породы

прокачке цементного раствора и продавочной жидкости температура ствола изменяется. Таким образом, после проведения указанных операций температура по стволу скважины претерпевает изменения. Причем с увеличением глубины скважины степень охлаждения призабойной зоны увеличивается.

Распределение температуры восходящего потока бурового раствора по стволу скважины можно определить по формуле

2лкГ

(L - z)2

(6.7)


1 + k 1 + k    16Rt

1 + k


VcpY pln—y

где tz — текущая температура пород на глубине по геотермическому градиенту; к — коэффициент, зависящий от времени промывки скважины, при длительной промывке к ^ 1; t^ = = Lr + t0 — первоначальная температура забоя по геотермическому градиенту; t0 — среднегодовая температура пород на поверхности; X — коэффициент теплопроводности; Г — средний геотермический градиент пород по стволу скважины; V — подача насосов; ср — теплоемкость раствора; ур — удельный вес раствора; в — коэффициент температуропроводности раствора; т — продолжительность промывки; d, L — соответственно диаметр и глубина скважины; z — осевая координата, т.е. расстояние от устья до рассматриваемого сечения.

Во время циркуляции температура стенок скважины практически равна температуре омывающего бурового раствора. В результате значительного притока из массива горных пород и выделения теплоты от экзотермической реакции гидратации цемента повышается температура рассматриваемой системы, обсадных труб, цементной оболочки и окружающих горных пород в радиусе теплового влияния.

Поэтому в первом приближении считаем, что в период ОЗЦ наблюдается увеличение температуры не более чем на 15 — 20 °С от температуры окружающих горных пород на рассматриваемой глубине:

tz = rz + to.    (6.8)

Тогда приращение температуры обсадных труб определится как разность (6.8) и (6.7), плюс 15 — 20 °С:

At = tz — tAz.    (6.9)

Радиальное перемещение наружной поверхности обсадной трубы от последующего снижения температуры на At

Подставляя (6.6) и (6.10) в (6.5), определяем радикальную деформацию обсадной колонны. Заметим, что Ut > 0, а ир < < 0. Характерно, что при прочих равных условиях Ut зависит от глубины. Из формул (6.7) и (6.9) следует, что температурная деформация будет увеличиваться по мере уменьшения z, т.е. по мере приближения к устью скважины. Поэтому по мере удаления от устья ир по абсолютному значению будет немного больше Ut. Зазор между цементным стаканом и обсадной колонной в призабойной зоне может достичь такого значения, что приведет к нарушению сплошности соединения (контакта).

Однако пока нет существенных оснований считать, что образовавшийся зазор может явиться каналом для движения флюида и даже газа.

Как показывают расчеты, даже без учета упругого перемещения цементного камня зазоры могут изменяться в зависимости от условий (Ар = 5,0+20,0 мПа, At = 10+25 °С) в пределах 0,01—0,1 мм.

Однако, несмотря на небольшие размеры зазора, следует считать необходимым после цементирования, когда цементный раствор еще не превратился в камень, снижать в колонне давление, т.е. стремиться к такому положению, когда Ар = 0.

6.4.3. ВЛИЯНИЕ ВОЗДУХА, ВОВЛЕЧЕННОГО ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН,

НА ВОЗМОЖНОСТЬ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ

Недостаточно обоснованным следует считать мнение, что цементный камень имеет повышенную проницаемость вследствие захваченного им при затворении цемента воздуха. Практика показывает, что соединения труб и цементировочной головки герметичны. При затворении цемента захватывается ничтожное количество воздуха. Так, плотность (теоретическая) цементного раствора рц с водоцементным отношением 0,5 составляет 1,83 — 1,85 г/см3. При затворении чистого цемента (при том же водоцементном отношении) плотность раствора рр, как правило, не падает ниже 1,81 —

1,80 г/см3 (за счет воздуха). Объем воздуха в растворе, приведенный к атмосферным условиям

П = 100 Рц -р0 = 10021 - ^ = 2,7 %.

рц    3    1,857

Уже при 10 МПа этот объем воздуха уменьшится в 100 раз (pV = const). Естественно, что такое количество не оказывает существенного влияния на плотность цементного камня. Вместе с тем наличие некоторого объема воздуха, попавшего в буровой раствор, находящийся выше цементного раствора, может при определенном объеме создать видимость начала движения газа в затрубном пространстве, а иногда способствовать и снижению давления на пласты.

Однако для обеспечения последнего условия необходима существенная аэрация глинистого раствора, чего на практике обычно не происходит.

6.4.4. О СНИЖЕНИИ ДАВЛЕНИЯ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПРИ ПОСАДКЕ ВЕРХНЕЙ ЦЕМЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОБКИ НА СТОП-КОЛЬЦО

Применительно к цементированию скважины вопросы возможного понижения давления в заколонном пространстве при вхождении верхней цементировочной пробки в стоп-кольцо впервые были рассмотрены Р.И. Шищенко.

Согласно его расчетам, значения давления гидравлического удара в колонне при этом составляют 0,4 —0,6 МПа. В заколонном пространстве в то же время возникает гидравлический удар. Давление падает; абсолютное его значение меньше, чем значение повышения давления в колонне вследствие меньшей скорости в затрубном пространстве, меньшей жесткости стенок скважины, изменения профиля ствола и т.д.

Позже А.А. Мовсумовым был рассмотрен случай схождения пробки со стоп-кольцом при большой скорости движения цементного раствора в колонне и высказано предположение о более существенном падении давления в заколонном пространстве.

В.К. Коморин полагает, что в результате посадки верхней цементировочной пробки на стоп-кольцо в заколонном пространстве скважины давление понижается. Указанное может быть одной из причин поступления газа в скважину и привести к газопроявлениям. Экспериментальные работы не проводились, так как моделирование процесса вызывает существенные трудности.

Попытаемся оценить значения снижения давления и время воздействия его в затрубном пространстве в процессе схождения верхней цементировочной пробки со стоп-кольцом.

В рассматриваемом случае для определения понижения давления в затрубном пространстве воспользуемся формулой

Н.Е. Жуковского:

где Н — напор, возникающий в результате остановки потока жидкости, м; a — скорость распространения волны напора в жидкости, м/с; c0, c1 — соответственно начальная и конечная (составляющая) скорости течения, м/с; g — ускорение силы тяжести, м/с2.

Для конкретных условий скважины уменьшение давления, возникающее при посадке пробки

Р = aK пОУц р/lOgS* п,    (6.11)

где aK п — скорость распространения волны давления в цементном растворе в затрубном пространстве, м/с; Q — производительность агрегатов в момент посадки пробки, м3/с; уц р — плотность цементного раствора, г/см3; SK п — площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м2.

Если известна скорость движения цементного раствора в обсадных трубах со т, то формулу (6.11) можно записать так (В.И. Бондарев):

p = °КпУ ц рС от/ 10g—^тт.    (6.12)

1 - (d /D2)

Скорость распространения волны давления aK п в заколон-ном пространстве можно определить по формуле

1    (6.13)


акп

1    (1 + И гп)2    1    1

Y


цр


E гп (d 2/ D 2) E ц р

где и г п, Ег п — соответственно коэффициент Пуассона и модуль упругости горных пород, слагающих стенки скважины; Ец р — модуль упругости цементного раствора; Ео т — модуль упругости материала обсадной трубы; d, D — соответственно наружный диаметр обсадных труб и диаметр скважины (долота); А — безразмерный коэффициент, учитывающий изменение размеров обсадной колонны при гидравлическом ударе,

d2

г D 2 - d 2 5 1 + Km-


(1    И от)    2    +    (1 + И от)

2

А =-


d02

d2


(d2/d2 - 1) (D2/d2 - 1)

здесь К = уг р/Yц р; m = ао т/aк п; d0 — внутренний диаметр обсадных труб.

Анализируя формулу (6.13), нетрудно установить, что aK п принимает максимальное значение, когда

Jyцр,цгп,d/D - min;

I E , E , E , d/D - max.

I г п ' ц р ' о т '    0

Если допустить, что обсадная колонна постоянного диаметра спущена в скважину, пробуренную долотами одного размера, то время действия первой фазы пониженного давления, подсчитанного по формулам (6.11) и (6.12), т = 2LсKBк п,    (6.14)

где L^ — глубина скважины или длина спущенной обсадной колонны.

Следует учитывать, что пользоваться этой формулой можно тогда, когда колонна спущена до забоя скважины. В противном случае в открытом стволе возникнут колебания давления, которые будут искажать картину; время действия пониженного давления при этом изменится.

То же произойдет и тогда, когда цементный раствор не будет поднят в затрубном пространстве до устья, если обсадная колонна составлена из труб различного диаметра, если ствол скважины ступенчатый или сложен из пород, значительно отличающихся своими упругими свойствами Ег п. Во всех этих случаях приведенный выше способ оценки ожидаемых давлений не даст точных результатов. При необходимости следует прибегнуть к более подробным расчетам, где будут учтены все перечисленные выше факторы.

Из формулы (6.13) можно определить время понижения давления в течение первой фазы гидравлического удара. Во второй, третьей и последующих фазах пониженное давление будет возникать вновь, чередуясь с повышенным давлением. Значения этих колебаний можно определить путем соответствующих расчетов.

Итак, наибольшее понижение давления наступает при максимальной скорости волны давления. Но при этом время действия этого давления снижается. Так, если глубина скважины L = 1200 м, то при pmax = 4,8 МПа время действия фазы т = 2-1200/1080 = 2,2 с. При pmin = 0,3 МПа время действия фазы т = 2-1200/416 = 5,8 с.

Поэтому эффект действия пониженного (повышенного) давления на пласт может быть следовало бы оценить значением рт.

Для реального случая при L = 2000 м время действия фазы пониженного давления (1,02 МПа) т = 2-2000/816 = 4,9 с.

Бесспорно, за столь непродолжительное время понижение давления на 1,02 МПа в заколонном пространстве не сможет возбудить пласт и вызвать газопроявления.

6.4.5. РОЛЬ ДИФФУЗИИ В ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯХ, ВОЗНИКАЮЩИХ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Поступление газа в цементный раствор и камень иногда связывается с явлениями диффузии. Рассмотрим три случая диффузии газа.

1. Газ диффундирует из пласта в цементный раствор, контактирующий непосредственно с газовыми объектами.

2. Газ диффундирует в воду, находящуюся в цементном камне в результате ее избытка.

3. Газ диффундирует в глинистую корку (или буровой раствор), находящуюся между цементным раствором (или камнем) и породой. Этот случай рассматривался ранее.

Явление диффузии газа из пласта в скважину изучено недостаточно. Р.И. Шищенко показано, что скорости диффузии и количество диффундирующего газа в единицу времени в заглинизированной скважине весьма невелики и поэтому за короткое время процесса схватывания цементного раствора не могут быть причинами возникновения быстрых заколон-ных проявлений после цементирований. Кроме того, к концу цементирования пласт часто подвергается еще большему гидростатическому давлению за счет превышения удельного веса цементного раствора над глинистым (обратные случаи не рассматриваем).

С известными допущениями цементный раствор можно представить как пористую среду, заполненную водой. Однако если подходить строго к начальным условиям задачи, то следует отметить, что поры до известной степени заполнены водой, которая, являлась иммобилизованной, в большей степени абсорбирована поверхностью цементного камня. С течением времени твердения количество "свободной воды” несколько уменьшается.

С целью определения дальности и продолжительности диффузии газов в обводненные пески (скелет), взятые из района г. Люберцы, были поставлены специальные экспериментальные работы.

Такое решение задачи о проникновении газа в воду, находящуюся в пористой среде, весьма сложное.

Вычисления показывают, что из газового ("метанового”) пласта с давлением метана 10,0 МПа через поверхность объемом 1 см3 внутрь обводненного цементного камня (при D = = 3,3-10-6 см2/с и в = 9-10—3) за год может продиффундиро-вать всего несколько кубических сантиметров газа.

Весьма интересны расчеты по диффузии газа в законтурные обводненные песчаники, проведенные ВНИИГНИ. Расчеты проводились по формуле

(6.15)

где Q — полное количество газа, продиффундировавшего из залежи в обводненную породу через сечение площадью 21 см2 за время t; Ск — приконтурная концентрация.

Из газовой залежи с давлением метана 10,0 МПа через поверхность площадью 1 см2 за 1 млн. лет внутрь обводненного пласта (с приведенными выше значениями D и в (в действительности в и D имеют меньшие значения) может продиф-фундировать 10 тыс. см3 метана. При этом в обводненной породе на границе с залежью возникает концентрация этого газа, равная 0,9 см3 на 1 см3 породы.

При решении задачи принималось, что газоотводящая поверхность залежи плоская и вертикальная, а процесс горизонтального перемещения газов из залежи в обводненную зону — одномерная диффузия.

При этом предполагались однородность диффузионной среды и постоянство концентрации мигрирующего газа в залежи.

Диффузия более тяжелых газов будет проходить медленнее, так как коэффициент диффузии обратно пропорционален корням квадратным из плотностей газов.

Резюмируя сказанное, можно считать, что диффузия газа в содержащуюся в цементном камне воду чрезвычайно мала и не представляет никакой опасности с точки зрения газопроявлений.

6.4.6. СЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ

В литературе седиментационные процессы не

связываются с возможностью образования каналов в цементном растворе при его твердении в заколонном пространстве. Однако этот вопрос является предметом полемики.

Седиментационные процессы в цементном растворе и их влияние на возможность газопроявлений должны рассматриваться исходя из следующих условий:

возможности происхождения седиментационных процессов как таковых в конкретных реальных условиях проводки скважин;

понижения давления на пласт в процессе формирования цементного камня до значений ниже пластового;

возникновения и формирования каналов в заколонном пространстве (в предположении, что оно полностью заполнено цементным раствором).

Если седиментационные процессы могут проходить по глубине скважины, то возможно понижение давления на пласт до гидростатического в результате того, что активным составляющим в системе цемент — вода останется вода, а раствор "проницаем".

Опыты показывают, что чистый цементный раствор с водоцементным отношением 0,5, залитый в длинные стеклянные трубки (длиной до 2 м) диаметром 20—130 мм, твердеет без ярко выраженных седиментационных процессов. В верхней части наблюдается водоотстой цементного раствора.

Водоотстой цементного раствора определяется рядом факторов, главными из которых являются водоцементное отношение, природа цемента, его водоудерживающая способность, удельная поверхность.

При водоцементном отношении, равном 0,5, осаждения цемента в цементном растворе, залитом в стеклянные трубки различных диаметров и длины, практически не наблюдалось (цемент Новороссийского завода). Однако отмечено немало случаев значительной фазовой неустойчивости цементных растворов.

Весьма часто цементирование скважин осуществляется цементно-песчаными растворами, седиментация частиц которых выше.

Проведенные работы показали, что газопроявления не могут объясняться седиментационными процессами, так как они в тампонажных растворах практически весьма слабо проявляются вследствие возникновения структуры раствора, не способствуют образованию каналов и не являются причиной понижения противодавления на пласты, если используются цементы с высокой удельной поверхностью (типа новороссийского цемента). Однако цементы относительно более грубого помола приводят к возникновению каналов, частью значительных, которые могут быть причиной газовых перетоков и движения газа даже до устья скважины.

После окончания затворения возникает ранняя структура цементного раствора, имеющая незначительную прочность, что и является первым фактором, обусловливающим начало процесса образования каналов.

6.4.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА

При сплошном заполнении заколонного пространства с полным замещением бурового раствора цементным переток газа может происходить только через цементный камень, если проницаемость его высока и перепад давления достаточный.

Известно, что в результате действия различных температур и давлений при твердении цементного раствора проницаемость камня изменяется. Большое значение при этом имеют водоцементное отношение, количество и природа наполнителей и срок твердения камня (табл. 6.5).

На основании данных (см. табл. 6.5) построены зависимости проницаемости цементного камня от температуры, давления и срока твердения (рис. 6.27).

Из анализа данных следует, что с увеличением возраста наблюдается снижение проницаемости цементных образцов, твердевших при температуре 22 и 75 °С, причем темп снижения проницаемости у образцов, твердевших при 22 °С, больше, чем у образцов, твердевших при 75 °С.

С повышением температуры от 75 до 100 °С и с увеличением давления до 30,0 МПа проницаемость образцов несколько возрастает. К 4 — 7 сут проницаемость стабилизируется. Дальнейшее повышение температуры и давления приводит к интенсивному росту проницаемости. Так, при температуре 140 °С и давлении 40,0 МПа проницаемость цементного камня с увеличением срока твердения возрастала.

При температуре 200 °С и давлении 50,0 МПа проницаемость образцов из цементного камня оставалась приблизительно постоянной и равной 0,06 — 0,07 мкм2 для конкретного цемента и различных сроков твердения.

Т а б л и ц а 6.5

Изменение проницаемости цементных образцов, твердевших при различных температурах t и давлениях р

Время твердения, ч

Проницаемость, 10

— 3 2

3 мкм2

t = 22 °С, р = 0,1 МПа

t = 75 °С, р = 0,1 МПа

t = 110 °С, р = 30,0 МПа

t = 140 °с, р = 40,0 МПа

t = 200 °С, р = 50,0 МПа

6

4,00

15,20

75,00

12

44,50

1,40

2,50

34,00

68,00

24

19,00

0,46

1,50

38,00

63,00

48

7,20

0,44

1,45

40,00

65,00

96

2,53

0,37

1,39

45,60

66,00

168

1,70

0,29

1,44

46,45

68,20

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Время, ч

Рис. 6.27. Изменение проницаемости цементных образцов при различных сроках и условиях твердения:

Номер кривой....    1    2    3    4    5

t, °С..................................................22    75    110    140    200

р, МПа......................................0,1    0,1    30    40    50


« 70 §

* ^ § 60

ГГ)

2 50

Л

| 40 1 30 i20 k и


Таким образом, при температуре до 100—110 °С порт-ландцементные растворы затвердевают в камень с низкой проницаемостью, что не может быть причиной перетока газа из одного объекта в другой.

При более высоких температурах (> 130 °С) и давлениях проницаемость портландцементного камня резко возрастает (0,03 — 0,08 мкм2). В последнем случае, если перепады давления достаточны, а расстояния между газовым объектом и горизонтами-резервуарами небольшие, вполне возможно начало развития движения газа. При установившемся движении размеры каналов увеличиваются.

На изменение проницаемости портландцементного камня существенное влияние оказывают водоцементное отношение, введение добавок и наполнителей.

В табл. 6.6 сведены данные о влиянии водоцементного отношения на проницаемость цементного камня, твердевшего при различных условиях.

Из данных следует, что через 2 сут твердения при температуре 130 °С и давлении 40,0 МПа проницаемость камня из новороссийского цемента (по воздуху) составляла всего

0,00225 мкм2 (при водоцементном отношении 0,5); с увеличением температуры до 150 и 170 °С проницаемость увеличива-

Состав раствора, кг

Проницаемость, 10 3

2

мкм2

Цемент

Песок

Вода

Т = 130 °С

Т = 150 °С

Т = 170 °С

Время твердения, сут

2

7

2

7

2

7

100

35

1,20

1,93

6,10

6,35

7,70

100

45

2,20

2,55

12,80

14,6

21,6

21,6

100

50

2,25

3,13

25,5

24,2

32,3

37,0

100

33

50

3,75

100

50

50

1,87

100

55

3,50

5,95

29,3

32,1

41,7

41,4

100

100

55

1,40

100

60

4,35

9,48

56,3

51,4

69,5

100

70

6,22

12,7

78,4

64,0

79,5

86,3

100

80

10,7

22,2

86,0

92,4

100,6

83,2

100

-

90

20,3

98,40

145,6

158,9

158,2

П р и м е ч а н и е. Давление составляет 40 МПа.

ется до 0,06 — 0,08 мкм2, что указывает на необходимость более тщательного контроля за удельным весом в случае использования чистых портландцементов для цементирования глубоких высокотемпературных скважин.

При более высокой температуре и содержании значительного количества воды в растворе (80 — 90 %) проницаемость камня достигала 0,10 — 0,15 мкм2. Бесспорно, цементный камень с указанной проницаемостью не может быть тампоном. Газ по нему, как по каналу, может перемещаться в соседние горизонты.

6.4.8. ВЛИЯНИЕ ПЛАСТОВЫХ ВОД НА ВОЗМОЖНОСТЬ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ (КОРРОЗИЯ, СУФФОЗИЯ)

Плотный непроницаемый цементный камень, качества которого не снижаются под действием различных факторов (температуры, давления и т.д.), очень устойчив к агрессивным водам вследствие необъемного (поверхностного) разрушения и отсутствия суффозии, выщелачивания и т.д. Обсадные трубы, обычно корродируемые пластовыми водами, в таких случаях лучше сохраняются.

При определенных условиях проницаемость цементного камня является причиной обводнения скважин, перетока нефти и газа из продуктивных горизонтов. При установлении через него фильтрации вод или газа разрушение камня интенсифицируется.

Фильтрация 5%-ного водного раствора сернокислого натрия при температуре несколько более 100 °С не вызывала закупорку пор цементного камня. С увеличением времени прокачивания проницаемость камня повышалась. При низких температурах (22 °С) после возобновления прокачивания 5%-ного водного раствора сернокислого натрия через 24 ч количество фильтровавшейся жидкости снизилось от 24 до 3 см2/см2 (перепад 2,5 МПа), что указывало на увеличение плотности портландцементного камня.

Твердение цементно-бентонитовых смесей состава 3:1 при температуре 60 °С способствует уменьшению проницаемости образцов в коррозионной среде (близкой по составу к пластовым водам) в течение 3 — 6 мес. Проницаемость образцов состава 2:1 увеличилась, а из шлаковых смесей при этом уменьшилась. Известь за весь срок твердения выщелачивалась незначительно (около 10 %) по сравнению с исходными концентрациями СаО в смесях.

При температуре порядка 130 °С и давлении 20,0 — 30,0 МПа проницаемость возрастает и достигает сотых значений квадратного микрометра, что бесспорно, может способствовать прохождению газа при соответствующих перепадах давления и высоте столба цементного раствора между продуктивным горизонтом и коллектором.

Однако времени на образование таких каналов (если они могут являться каналами для движения газа) требуется значительно больше, чем срок ожидания затвердевания цементного раствора в затрубном пространстве.

Цементно-бентонитовые смеси составов 3:1 и 2:1 в условиях длительного твердения при температуре 100 °С в коррозионной среде имеют проницаемость в пределах (1,5 — 2,3) 10-3 мкм2, водопроницаемость при перепаде давления

0,2 МПа равна нулю.

Цементно-песчаные смеси после твердения в условиях коррозионной среды при высоких температурах и давлениях показывают проницаемость, близкую к нулевому значению.

Резюмируя сказанное, можно сделать вывод, что проницаемость тампонажного камня не может быть причиной газопроявлений в процессе цементирования, ОЗЦ или сразу после него даже при ее увеличении вследствие воздействия коррозийных вод.

Контракция является функцией минералогического состава испытуемого цемента и водоцементного отношения.

Разряжение, возникающее на поверхности цементного камня, способствует всасыванию воды, нефти и газа.

В.В. Некрасов считает, что при подсчетах и оценке наблюдаемой контракции для большинства обычных портландце-ментов можно с достаточной степенью точности принимать расчетное значение контракции равным 7 — 9 мл, в среднем 8 мл на 100 г цемента; графики нарастания контракции, построенные по данным, полученным в процессе твердения портландцементов, показывают, что для цементов высших марок контракция к 28 сут при водоцементном отношении

0,5 достигает 50 — 65 % предельного значения и в дальнейшем ее нарастание существенно замедляется.

Пример. Определим количество поглощаемой воды столбом цементного кольца, ограниченного 146- и 273-мм обсадными колоннами. Площадь кольцевого пространства составит

0,785[(0,273 - 2-0,012)2 - 0,1462] = 0,032 м2.

Объем по длине 1 м равен 0,032 м3. В этом объеме содержится 1220-0,032 = = 39 кг цемента.

Для данного количества цемента в смеси контракция составит 39-0,08 = = 3,12 л. Соответственно для объема по длине 10 м она будет равна 31,2 л, для 100 м — 312 л и для 1000 м — 2120 л.

Подсчитанные значения контракции допускаются при полной гидратации цемента без учета скорости прохождения ее в зависимости от минералогического состава цемента и условий окружающей среды (температуры, давления, химического состава воды и пр.).

Проведенные исследования по определению количества поглощенной воды тампонажными смесями при значениях температуры от комнатной до 125 °С позволяют определить количество поглощенной воды объемами цементных растворов, заключенных в кольцевое пространство между трубами, диаметры которых указаны ниже.

Диаметр труб, мм 114; 168    168; 219    219; 273    146; 245    168    146; 273

Количество поглощаемой воды, м3...    0,007    0,008    0,011    0,022    0,027    0,032

Соотношение вяжущее: наполнитель принято 3:1 с целью возможности сопоставления влияния добавок-наполнителей на подсасывающую способность смесей.

Введение добавок-наполнителей в растворы (песок, бентонитовая глина) снижает контракционную (поглотительную) способность цементов.

При введении песка контракционный эффект снижается меньше, чем при добавке бентонитовой глины (с некоторым повышением водоцементного отношения). В равных объемах растворов соотношения 3:1 содержится различное количество цемента, наполнителя и воды.

Результаты экспериментальных работ показывают, что контракция тем больше для смесей, чем выше содержание цемента в смеси.

Изучение промысловых данных и результатов лабораторных исследований дает возможность сделать вывод о наличии в скважине глинистой корки и "языков" бурового (глинистого) раствора после окончания цементирования.

В практике работ предприятий капитального ремонта скважин наблюдается подъем цементного раствора, закачиваемого под давлением в заколонное пространство, где ранее произошел прорыв верхних вод на высоту до 150 — 200 м и более. Это указывает на то, что в зацементированном стволе скважины остаются каналы, заполненные буровым раство-!ом.

Эксперименты, проведенные в лабораторных условиях и на натурных скважинах, дают представление о характере формирования и структуры цементного камня. В частности, характерным было состояние цементного кольца под муфтой трубы, где скапливались корка и остатки бурового раствора, из-за которых цементный раствор в интервале, равном примерно половине длины муфты, обтекал трубу; толщина корки равнялась высоте выступа муфты над телом трубы. На всей поверхности контакта колонна — цемент обнаружены пленки и тонкие прослои начавшего загустевать бурового раствора. При эксцентричном расположении колонны в общей массе цементного кольца было обнаружено линзовидное включение рыхлой смеси цемента и бурового раствора. Поверхность стенок скважины была покрыта коркой раствора.

Наличие включений бурового раствора в заколонном пространстве после цементирования подтверждается теоретически и практически.

В условиях скважины наличие каверн и эксцентричное расположение колонны способствуют образованию застойных зон, заполненных буровым раствором.

В процессе бурения скважин в условиях газоводопроявле-ний иногда необходимо утяжелять буровые растворы до весьма высоких плотностей.

При равных объемах фильтрата при использовании утяжеленных растворов образуется более толстая корка, чем при использовании растворов нормальной плотности. Если породы высокопроницаемые, могут образоваться весьма толстые корки.

Изучение изменения влажности корок в зависимости от характера обрабатывающих реагентов показывает, что наименьшую влажность с наиболее интенсивным снижением ее во времени от 45 до 34 % имеет корка, сформированная из натурального бурового раствора без добавок реагентов. Влажность корки бурового раствора, обработанного углещелочным реагентом, сохраняется на протяжении всего времени фильтрования наибольшей (72-61 %), а влажность корки бурового раствора, обработанного сульфитно-целлюлозным экстрактом, находится в пределах 47-41 %.

Проанализируем кратко приведенные здесь данные о состоянии глинистых корок и свойствах растворов, остающихся перед цементированием.

Глинистые корки и буровой раствор остаются: на стенках скважин, стенках колонн, в застойных зонах (кавернах), под замками и муфтами и в виде языков и включений собственно в цементном растворе во время цементирования.

Цементный раствор, обладая свойством контракции, развивает в процессе твердения на своей поверхности вакуум.

Твердеющий цементный раствор засасывает воду из контактирующих с ним глинистых корок, отлагающихся на стенках скважины после цементирования, "языков" и включений, защемленных зон бурового раствора. Корка на контакте с цементным раствором обезвоживается, при этом образуется сеть каналов, по которым из пласта может двигаться газ. Обезвоживание корок и включений бурового раствора происходит во всех случаях, так как развитие контрактационного эффекта — непременное свойство вяжущих.

Вследствие обезвоживания "языков" бурового раствора и глинистой корки за счет процессов контракции возникают каналы, через которые после перфорации часто восстанавливается циркуляция бурового раствора.

На процесс гидратации цемента затрачивается больше времени, чем на образование каналов в глинистой корке, вследствие чего твердеющий цементный раствор будет продолжать поглощать воду. Эта вода (газ, нефть) поступает из водяного пласта (если он имеется) через каналы в глинистой корке.

Размеры каналов при прочих равных условиях зависят от количества твердеющей фазы в буровом растворе: чем ее меньше, тем больше возможность образования трещин.

1.    Интенсивность поглощения воды (газа, нефти) цементными растворами зависит от контракционной активности вяжущих веществ. Одновременно создаются благоприятные условия для прохождения газа по образующимся каналам в обезвоживающейся корке.

2.    При отсутствии глинистой прослойки и наличии сплошного качественного цементного кольца каналы не образуются.

На основании результатов экспериментальных работ, анализа промыслового материала и теоретического изучения можно представить следующую схему возникновения каналов в заколонном пространстве скважин и продвижения газа. Если в скважине после цементирования остался буровой раствор или глинистая корка в отличие от случая полного вытеснения бурового раствора, то сразу же при установлении контакта начинается обезвоживание бурового раствора или корки. Однако интенсивность их дегидратации неодинакова по глубине скважины и зависит в первую очередь от температуры окружающей среды. Практически скважина на момент окончания цементирования может быть разбита на три температурных интервала, протяженность каждого из которых составляет примерно 1/3 глубины. В нижней части скважины температура максимальная, в верхней — минимальная.

В нижней зоне вследствие более высоких температур твердение цементного раствора наступает быстрее, чем в верхних. При схватывании и твердении раствора на его поверхности развивается вакуум. Вода засасывается из бурового раствора (корки), контактирующего с цементным. Газ (или другой флюид), не встречая преграды, заполняет освободившийся объем с пониженным давлением и поднимается по образовавшейся щели вверх. Давление в канале может быть значительно ниже давления столба воды. При отсутствии водяных пластов оно всегда меньше гидростатического. К этому моменту начинается интенсивное обезвоживание глинистой корки (раствора) в верхних участках. Газ устремляется вверх. Давление газа равно или почти равно полному пластовому, однако он поднимается на значительную от пласта высоту. Если этого давления будет достаточно, чтобы начался перелив, то время обезвоживания верхних участков бурового раствора не играет никакой роли. Если давление ниже проти-376 водавления, то процесс движения газа и жидкости, находящейся в верхней части скважины, не начнется, пока газ не поднимется выше и не достигнет уровня неустойчивого равновесия. Начинается перелив жидкости из скважины с последующим нарастанием интенсивности работы газом (или другим пластовым флюидом).

Значительно проще и быстрее устанавливается перемещение флюидов между пластами с различными давлениями, особенно если расстояние между пластами невелико. Естественно, чем выше пластовое давление, тем быстрее газ прорвется к устью, однако он проникает и при низком пластовом давлении. При этом времени потребуется несколько больше.

Действие различных факторов (технико-технологических, геологических и др.) может интенсифицировать возникновение каналов в заколонном пространстве или, наоборот, не допустить их проявления.

Так, глинистая корка и языки бурового раствора существуют в скважине практически всегда. Однако газопроявления возникают далеко не во всех скважинах (о пластовых перетоках нет существенных оснований говорить в столь категоричной форме).

Препятствием для газопроявлений на устье являются небольшие участки контактирующего с породами и колонной цементного раствора (следовательно, удаление глинистой корки хотя бы на некоторых участках скважины необходимо), обвалы породы в местах обезвоживания глинистой корки в результате снятия давления на пласты и др.

Некоторые из ранее рассмотренных факторов могут в известной степени также тормозить или ускорять движение газа вверх к устью скважины в различные периоды ее строительства и эксплуатации; водоотстой цементного раствора, растрескивание камня при различных работах, возможная усадка или расширение, неравномерность схватывания цементного раствора по глубине скважины и др.

Для предупреждения возникновения каналов в оставшемся буровом растворе и корке их необходимо вытеснять из за-колонного пространства, обеспечивая контакт цементного раствора со стенками скважины и обсадной колонной. Следует понижать контракционный эффект цементов введением в них наполнителей.

6.5. ТРЕБОВАНИЯ К ТАМПОНАЖНЫМ СМЕСЯМ

Операции по изоляции зон негерметичности тампонажными смесями проводят через открытый конец бурильных труб или по стволу скважины. Если устье скважины оборудовано превентором или на бурильные трубы установлен пакер, то смесь задавливается в зону поглощения. Во всех случаях успех операции по изоляции в скважинах зависит как от свойств применяемой тампонажной смеси, так и от технологического процесса проведения операции.

Использование тампонажных смесей с высокими пластическими свойствами вызывает необходимость создания большого перепада давления на пласт. При этом смесь проникает в пласт в основном по каналам с большими эффективными сечениями, в то время как каналы с малыми сечениями оказываются не заполненными тампонажной смесью. Кроме того, в каналах с большими проходными сечениями предельное равновесие наступает при гораздо большей глубине проникновения, что приводит к образованию в пласте языков из затвердевшей смеси, т.е. неравномерному заполнению смесью приствольной зоны.

Для успешного проведения изоляционных работ следует использовать такие жидкости, которые обладают дополнительными сопротивлениями при движении в пористой среде и вязкость которых сильно увеличивается при высоких скоростях сдвига.

При движении вязкоупругих жидкостей в каналах с большим эффективным сечением сопротивление резко возрастает по степенному закону, что приводит к уменьшению глубины проникновения в эти каналы и более равномерному заполнению пор в приствольной зоне.

Повышение скорости закачки вязкоупругих жидкостей также дает положительные результаты, так как глубина их проникновения с ростом интенсивности закачки не может сильно увеличиваться вследствие роста вязкости по степенному закону. Последнее особенно важно, поскольку при движении структурированных вязкопластичных смесей, обладающих высокой тиксотропией, при больших скоростях продавливания разрушается их структура, что приводит к снижению вязкости.

Таким образом, одним из необходимых требований, предъявляемых к тампонажным смесям, используемым для

Аэрированные с помощью взрыва в тампонажной среде

Den. 6.28. ЁёапПёбёёабёу oaiiiia^iuo nianae аёу ё?1ёуоёё ?ii 11аё1иа1ёу

изоляции зон поглощения, являются вязкоупругие и дила-тантные свойства.

Вязкоупругие свойства тампонажным смесям можно придать не только путем ввода в них в небольших количествах некоторых макромолекулярных соединений. Обработка там-понажных смесей взрывом позволяет получить высокостойкие эмульсии, в которых "вмороженные" пузырьки газа продуктов взрыва обеспечивают вязкоупругие свойства обработанным смесям. При вводе в цемент алюминиевого порошка и при затворении смеси водой выделяется газ, при этом образуется цементогазовая смесь с высокими закупоривающими свойствами.

На рис. 6.28 приводится классификация тампонажных смесей, применяемых для изоляционных работ в скважинах.

Для выполнения технологических операций и обеспечения качественной изоляции зон поглощения промывочной жидкости к тампонажным смесям предъявляются следующие требования:

смесь должна обладать хорошей текучестью и сохранять это свойство в течение времени, необходимого для закачки и продавливания ее в зону изоляции; к моменту достижения поглощающих каналов изолируемого участка ствола скважины и движения по ним смесь должна обладать максимально большой прочностью;

сроки схватывания, а также изменения загустевания и пластической прочности смеси должны легко регулироваться, начало схватывания и загустевания смесей должно превышать время, необходимое для проведения операции по закачке ее в пласт, на 20 — 25 %;

смесь должна обеспечивать малые сопротивления при движении в затрубном пространстве и резкое увеличение сопротивлений при движении в поглощающем пласте;

смесь должна быть устойчивой к разбавлению пластовыми водами, иметь высокие значения структурно-механических свойств и плотность, близкую к плотности промывочной жидкости, находящейся в скважине;

смесь должна сохранять стабильность при температуре и давлении, существующих в скважине;

смесь должна обеспечивать надежность и долговечность перекрытия поглощающих каналов; прочность затвердевшего камня из тампонажной смеси должна быть достаточной, чтобы обеспечивать выполнение различных операций в скважине при дальнейшем ее углублении;

смесь должна быть нетоксичной и недефицитной.

ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫШЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Вскрытие продуктивных пластов проводится дважды: первичное - в процессе бурения, вторичное - перфорацией после крепления скважины обсадной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах -одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания и получения притока пластового флюида.

В общем случае при вторичном вскрытии пластов перфорацией необходимо преодолеть слой скважинной жидкости (5-10 мм), стенку стальной трубы (6-12 мм), толщину цементного камня (в зависимости от фактического диаметра скважины 25-50 мм и более), а также толщину зоны призабойной закупорки коллектора, которая в зависимости от типа коллектора и влияния на него отрицательных факторов вскрытия бурением может находиться в пределах от 40-50 до 100-150 мм и более. Таким образом, главное предназначение процесса перфорации - преодолеть указанные препятствия и установить гидродинамическую связь со скважиной, а также обеспечить эффективность проведения различных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению проницаемости призабойной зоны. Для перфорации используют стреляющие и гидропескоструйные перфораторы. За последние годы находят все более широкое применение сверлильные перфораторы и различные прорезающие приспособления, позволяющие образовывать в обсадных колоннах и цементном камне разные щели. В практике находит применение химическое растворение алюминиевых или медных втулок, устанавливаемых в той части обсадной колонны, которая размещается в интервале залегания продуктивных отложений.

6.1. ПУЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Пулевые перфораторы представляют собой короткоствольные пушечные системы, в которых пули разгоняются по стволу за счет энергии расширения пороховых газов и, получив достаточную кинетическую энергию на выходе из нее, пробивают препятствие. В перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ, еще недавно применявшихся, оси стволов направлены перпендикулярно оси перфоратора, а следовательно, и скважины. В этих перфораторах длина ствола, в котором пули разгоняются под давлением пороховых газов, очень ограничена, поэтому кинетическая энергия пули на выходе из отверстия ствола недостаточна для получения в породе каналов большой длины. Новыми среди пулевых перфораторов являются перфораторы с вертикальнокриволинейными стволами типа ПВН, в которых пули разгоняются по стволам значительной длины, размещенным вдоль оси корпуса. При такой конструкции длина ствола увеличивается до 400-500 против 60-70 мм в перфораторах с горизонтальным размещением стволов, а скорость пули на выходе из дула достигает 900-1000 м/с. Поскольку масса пули в перфораторах типа ПВН в 4-5 раз выше массы пуль, применяемых в перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ, то кинетическая энергия, которую получает пуля на выходе из ствола, больше в 10 раз и достигает 4000 кН. Поэтому указанные перфораторы имеют пробивную способность, которую можно сравнить с пробивной способностью кумулятивных перфораторов такого же поперечного размера при отстрелах в породах средней прочности.

Для вторичного вскрытия применяются пулевые перфораторы залпового действия с вертикально-наклонными стволами ПВН90, ПВН90Т, ПВТ73, ПВК70 (диаметры 90, 73, 70 мм), которые могут спускаться в обсадную колонну с минимальным внутренним диаметром 117,5 и 98 мм. В перфораторах типа ПВН в двух взаимно перпендикулярных плоскостях попарно расположены четыре ствола. Для взаимного уравновешивания сил реакции парные стволы идут от общих пороховых камер навстречу друг другу.

Перфоратор ПВТ73 отличается двухствольной конструкцией, в которой пули разгоняются по противоположным направлениям. В одноканальном многосерийном перфораторе ПВК70 ствол проходит вдоль оси перфоратора и в нем используются пули с увеличенными диаметром и массой.

Длина канала, пробиваемого пулей в породе средней прочности, составляет 140 мм для ПВН90 и ПВН90Т, 180 мм для ПВТ73 и 200 мм для ПВК70. Учитывая, что пробивная способность пуль в значительно большей степени зависит от прочности породы, чем у кумулятивных струй, длина каналов в породах низкой и средней прочности, создаваемых пулевыми перфораторами, больше длины каналов, создаваемых кумулятивными перфораторами, а в породах выше средней прочности (50 Мпа) - наоборот, меньше. Поэтому целесообразнее применять пулевые перфораторы для вскрытия пластов, составленных слабосцементированными, непрочными породами. Кроме того, благодаря интенсивному трещинообразованию при вхождении в породу пули эффективность вскрытия будет во многом зависеть от количества и длины трещин. С этой точки зрения большее предпочтение пулевым перфораторам следует отдавать при вскрытии сыпучих пород. Поскольку воздействие пулевого перфоратора на обсадную колонну несколько больше кумулятивного корпусного, применение его нежелательно при качественном цементировании обсадной колонны, при наличии близких водоносных горизонтов. Следует также учесть, что продуктивность работ с пулевыми перфораторами несколько ниже, чем с кумулятивными, так как за один спуск они могут вскрыть лишь до 2-3 м пласта с плотностью до пяти отверстий на 1 м.

6.2. КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Механизм образования кумулятивной струи следующий. При взрыве вещества в виде цилиндрического заряда происходит почти мгновенное превращение его в газоподобные продукты, которые разлетаются во все стороны в направлениях, перпендикулярных поверхности заряда. Суть эффекта кумуляции в том, что газоподобные продукты детонации части заряда, называющиеся активной частью и движущиеся к оси заряда, концентрируются в мощный поток, который называется кумулятивной струей (рис. 6.1). Если углубление в заряде облицовано тонким слоем металла, то при детонации заряда вдоль ее оси образуется кумулятивная струя, состоящая не только из газоподобных продуктов, но и из размягченного металла, который выделяется из металлической облицовки. Имея очень высокую скорость в главной части (6-8 км/с), при ударе о твердую перепонку струя развивает такое давление, под воздействием которого наиболее прочные материалы разрушаются. Для большинства зарядов давление кумулятивной струи на перепонку составляет 20-30 ГПа, в то время как граница прочности горных пород в 400600 раз меньше.

По гидродинамической теории кумуляции (М. А. Лаврентьев и Г.И. Покровский) длина пробитого канала в перепонке 1к не зависит от механической прочности материала перегородки, а определяется только соотношением плотностей материала струи рс и перегородки рп:

1/

I к = ic,    (6.1)

где 1с - длина кумулятивной струи, для большинства зарядов равна длине образовавшегося кумулятивного углубления.

Н.Г. Григорян уточнил эту формулу и привел ее к виду

!к = ic I*"    ,    (6.2)

#Р п Р nVc '

где ад - динамическое значение прочности перепонки; vс - скорость встречи струи с перепонкой.

Таким образом, длина канала в перегородке при проникновении в нее кумулятивной струи почти не зависит от прочности перегородки, благодаря чему кумулятивные перфораторы могут применяться для вскрытия пластов с наиболее прочными породами.

Формирование перфорационных каналов в пласте носит следующий характер. При разрушении металлической облицовки от детонации заряда в

Рис. 6.1. Схема распределения кумулятивной струи:

1 - заряд; 2 - продукты детонации; 3 - металлическая облицовка; 4, 5 - кумулятивная струя; 6 - порода

кумулятивную струю переходит лишь 10 % ее массы. Остальная ее часть формируется в стержне сигароподобной формы, который называется пестом и двигается со скоростью около 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем главная часть струи, пест может застрять в уже образовавшемся канале и частично или даже полностью закупорить его. Лабораторные эксперименты показывают, что около 15 % всех перфорационных каналов полностью закупорены застрявшим в обсадной колонне пестом. При проникновении струи в перепонку расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно больше диаметра собственно струи. Но за счет этих процессов происходит изменение структуры порового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. При этом в зависимости от свойств породы и условий в скважине в момент перфорации может иметь место как уплотнение породы вокруг канала, так и его разрыхление. Это объясняется тем, что после прохождения волны сжатия в породе происходит смыкание порового пузыря в образовавшемся перфорационном канале. Вследствие этого обратная волна (волна растяжения) может вызвать зону разрушения породы, которая значительно превышает первичный размер канала, если прочность породы на растяжение мала. Так, при отстрелах по слабосцементированным песчаникам при среднем диаметре отверстия в породе 10 мм зона разрушения породы может достигать 20-35 мм. В случаях, когда порода имеет большой предел прочности на растяжение, происходит уплотнение породы вокруг канала с той или иной степенью уменьшения прочности.

Хотя кумулятивная струя имеет высокую температуру (900-1000 °С) плавления горной породы не происходит из-за чрезвычайно короткого времени образования канала (менее 100 мкс). Поэтому стенки канала не имеют следов плавления.

Для образования кумулятивной струи при взрыве заряда необходимое условие - отсутствие в кумулятивной полости заряда любой жидкости, иначе от взрыва заряда вместо кумулятивного эффекта будет иметь место фугасное действие. Поэтому кумулятивные заряды перфораторов изолируют от скважинной жидкости путем размещения их в индивидуальные герметические оболочки (бескорпусные перфораторы) или в общие герметические корпусы (корпусные перфораторы).

Корпусные кумулятивные перфораторы обеспечивают наименьшее нежелательное воздействие на обсадную колонну и затрубное цементное кольцо, так как основную часть энергии взрыва заряда воспринимает на себя корпус перфоратора. При этом в зависимости от особенностей корпуса перфораторы делятся на корпусные многоразового (ПК) и корпусные одноразового (ПКО) использования. В перфораторах типа ПК корпус воспринимает не только гидростатическое давление, но и многократные взрывные нагрузки, поэтому толщина его должна быть больше, чем в перфораторах типа ПКО. Это приводит к тому, что при одних и тех же габаритах перфоратора в ПК масса заряда меньше, чем в ПКО. Из перфораторов типа ПК наиболее распространены перфораторы ПК105ДУ, ПК85ДУ, ПК95Н, а из перфораторов типа ПКО - перфораторы ПКО89, ПКО73.

Бескорпусные кумулятивные перфораторы с зарядами в индивидуальных оболочках позволяют значительно ускорять проведение прострелочно-взрывных работ, так как за один спуск перфоратора может быть вскрыто 30 м пласта. Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно выполнить вторичное вскрытие пластов, спуская их внутрь насоснокомпрессорных труб. Однако степень действия этих перфораторов на обсадную колонну и цементное кольцо значительно больше, чем при использовании корпусных перфораторов. Кроме того, после взрыва зарядов на забое остаются обломки от корпусов заряда и соединяющих деталей, которые позже могут привести к осложнениям при эксплуатации скважины.

Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на промыслах наиболее распространены перфораторы в стеклянных оболочках ПКС80, ПКС105, ПКС65, из разрушающихся - перфораторы с зарядами в вылитых алюминиевых оболочках КПРУ65, ПР54.

Размеры перфорационных каналов, которые образуются при отстр еле зарядов наиболее распространенных кумулятивных перфораторов в поверхностных условиях и при давлении 30 МПа по одинаковым целям с породой прочностью на одноосное давление 45 МПа, показаны на рис. 6.2.

В табл. 6.1-6.3 приведены классификация типов кумулятивных перфораторов, области применения стреляющих перфораторов и комплекс стр е-ляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов.

Рис. 6.2. Размеры перфорационных каналов при давлении атмосферном ( $) и 30 МПа ( •)

Класс

Тип

Марка

Особенности

Корпусные

Бескорпусные

Многоразового использования

Одноразового использования

Частично самораз-рушающиеся

ПК

С зарядами в бумажных оболочках

ПК-10x4

Четырехстороннего действия

ПКДУ

С повышенной термобаростойкостью

ПКН

С зарядами повышенной пробивной способности и проходимости в цинковых оболочках

ПКО

Секционные с корпусной трубой

ПКОТ

С опорными трубами и повышенной термобароустойчивостью

ПКОС

С опорными втулками

ПКН

Спускаются на НКТ

ПНКТ

ПКС

То же с повышенной термобаростойкостью

С зарядами в стеклянных оболочках

Ленточные

ПКС-Т

С зарядами в стеклянных упрочненных или стальных оболочках (с повышенной термобаростойкостью)

Штанговые

ПРВ

Для водяных скважин большого диаметра

ПРГ

То же для газовых скважин

Полностью разрушающиеся нерас-крываемые

КПРУ

С зарядами в алюминиевых оболочках, усовершенствованные

ПР

То же с вмонтированной системой детонации, спускаются через НКТ или бурильные трубы с минимальным внутренним диаметром 50-62 мм

Полностью разрушающиеся раскрываемые

ПКР

Т а б л и ц а 6.2

Области применения стреляющих перфораторов

Класс

Тип

Шифр

Области и условия применения

Корпусные

кумулятивные

перфораторы

Многоразового

использования

ПК, ПКДУ, ПКН, ПК-10x4

Вскрытие пластов: 1) сравнительно небольшой толщины на средних глубинах; 2) при угрозе недопустимого повреждения обсадной колонны и затрубного цементного камня; 3) когда нежелательно оставлять в скважине остатки от перфоратора и зарядного комплекта; 4) при высоких температурах и давлениях, при которых бескорпусные кумулятивные перфораторы не применяются

Одноразового использования

ПКО

ПКОТ,

ПКОС

Вскрытие пластов: 1) при угрозе недопустимого повреждения обсадной колонны и затрубного цементного камня; 2) когда нежелательно оставлять в скважине остатки от перфоратора и зарядного комплекта; 3) при высоких температурах и давлениях, при которых бескорпусные кумулятивные перфораторы не применяются

Вскрытие пластов большой толщины на средних глубинах

Вскрытие пластов на больших глубинах при значительных давлениях

ПКОС-38,

ПКОС-48

Прострел бурильных, обсадных или насосно-компрессорных труб при необходимости восстановления цирку-ляции жидкости в скважине

Класс

Тип

Шифр

Области и условия применения

ПНК,

ПНКТ

Вскрытие пластов при созданной депрессии на пласт и герметизированном устье скважины (без применения кабеля и лубрикаторов)

Многоразового использования с зарядами четырехстороннего действия

ПК103-10х4

ПК85х10х4

Прострел густой сетки отверстий в обсадной колонне при проведении изоляционных работ в скважине

Бескорпусные

кумулятивные

перфораторы

Частично разрушающиеся: ленточные штанговые

, н

0°6(Ц[_

ПППП

Вскрытие пластов: 1) мощных, когда допускаются деформации (без разрушения) обсадной колонны и затрубного цементного камня; 2) под колонной НКТ или п р и герметизированном устье скважины (с лубрикатором); 3) при искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб; 4) с низкими температурами и давлениями

С поднимающимся каркасом

ПКС,

ПКС-Т

Вскрытие пластов: 1) мощных; 2) когда нежелательно оставлять в скважине стекла оболочек, зарядов и другие детали перфораторов

Полностью разрушающиеся:

нераскрывающиеся

раскрывающиеся

Вскрытие пластов: 1) мощных, когда допускаются деформации (без разрушения обсадной колонны и затрубного цементного камня; 2) под колонной НКТ или п р и герметизированном устье скважины (с лубрикатором); 3) при искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб; 4) с низкими температурами и давлениями

КПРУ,

ПР

ПКР

Прострел бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб с целью восстановления циркуляции жидкости в скважине

Пулевые перфораторы

С вертикальнокриволинейными стволами

ПВН,

ПВК,

ПВТ

Вскрытие пластов: 1) представленных малопроницаемыми породами ниже средней прочности; 2) с сильно загрязненной призабойной зоной

С горизонтальных

размещением

стволов

ППБ

<сс

Вскрытие пластов: 1) представленных слабосцементироанными песчанками, через одну колонну труб при нормальной толщине затрубного цементного камня (при отсутствии заполненных цементом каверн); 2) вскрытие после прострела стенок скважины кумулятивными перфораторами пластов, представленных породами средней твердости, особенно перед ГРП, солянокислотной обработкой, так как дополнительная стрельба пулями может привести к образованию в породе трещин, которые объединят каналы, созданные пулями и кумулятивными струями

Торпедные

перфораторы

С горизонтальным размещением стволов залпового действия

ТПК,

ТПМ

Вскрытие пластов, составленных малопроницаемыми породами средней прочности, в которых целесообразно создать каверны и трещины с целью повышения проницаемости прискважинной зоны пласта

Т а б л и ц а 6.3

Основные технические характеристики стреляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов

Кумулятивные перфораторы


Пулевые

перфо

раторы

ПВКТ70,

ПВТ73


Корпусные


Бескорпусные


ПК85ДУ,

ПК105ДУ


Параметры


ПК80Н,

ПК95Н


ПНКТ73

ПНКТ89


ПК073,

ПК098


ПК0Т73,

ПК0Т879


ПКСУЛ80,

ПКСУЛ80-1,

ПКС105У


ПР43,

ПР54


КПРУ65


45(сталь Е”) 70 180; 200 20(ЗПК073) 10ОПК073Е) 20(ЗПК089) 10(ЗПК089Е) 96 118


50; 80

100; 150 10 10


Максимальное давление, МПа Максимальная температура, °С Минимальное    гидростатическое

давление в скважине, МПа


80 180; 200


120

200


100

170

10


120 (сталь Е”) 180; 200 40 50


100

200


гидростатическое


150


150


50

62


Минимальный внутренний метр обсадной колонны


98

118


96

118


96

118


96

118


96

118


76


98


диа-Сили пер -


НКТ) для малогабаритных фораторов, мм Число труб в интервале пер -форации Репрессия (“+”)

Депрессия (“-”)

Максимальное число зарядов, отстреливаемых на спуск


1


1


1 -3


1 -3 + 250*


1-3

+

60(100 °с)

20(100 °С)* 45(100 °С)* 15(100 °С)


1 -3 +

40(100 ‘ 20(100 ‘


1-3

+

1 00*


1-2

+

300


1-3

+

12

10


1-2

+

20


1 -2 + 100


20


30(Т 100 15(Т 100 10


Максимальная спуск, отверстие/


12


12


6

11

6

1 65 1 65 275

8

8

12


10


2


плотность

м


за


6(ЗПК089) '10(ЗПК0089Е) 155 250


Полная длина” канала в комбинированной мишени при твердости породы (не менее) 700 МПа, мм


95

145


185

255


155

250


155

250


120

150


200


мм (не породы


Средний диаметр канала, менее), при твердости 700 МПа


25

20


3


10

12


11

12


11

12


11

12


8

10


‘Максимальное число зарядов, отстреливаемых за спуск, для перфораторов типа ПКСУЛ, ПКС, ПНКТ, ПК0 и ПК0Т должно устанавливаться в зависимости от геолого-технических условий в скважине, состояния колонны и цементного камня, качества корпусов и средств взрывания. При минимально допустимых зазорах между перфоратором и обсадной колонной и (или) низком качестве корпусов и средств взрывания максимальное число одновременно отстреливаемых зарядов должно быть уменьшено и устанавливается в каждом конкретном случае.

‘‘Комбинированная мишень состоит из стальной (ст. 3) пластины толщиной 10 мм, цементного камня толщиной 20 мм и искусственного песчаника с твердостью по штампу не менее 700 МПа.

Эта перфорация является сегодня наиболее прогрессивным способом вторичного вскрытия пласта, так как в момент создания перфорационных каналов под воздействием больших градиентов давлений возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, вследствие чего происходит самоочищение перфорационных каналов и породы в призабойной зоне. Одновременно процесс вторичного вскрытия пластов совмещается с процессом вызова притока нефти или газа. Эта перфорация сегодня совершается по двум вариантам.

По первому варианту применяют перфораторы типа КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на устье монтируют фонтанную арматуру. На месте буферного патрубка устанавливается лубрикатор - устройство, позволяющее спускать и поднимать в работающей скважине любые приборы при наличии давления на устье.

Снижением уровня раствора в скважине, заменой на более легкий раствор, полным удалением раствора из скважины и заполнением ее воздухом, природным газом или азотом создается необходимый перепад между пластовым и забойным давлениями. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число кумулятивных зарядов перфораторов, спускаемых одновременно, не должно превышать 150-300) на каротажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с установкой его напротив интервала, который надо перфорировать (рис. 6.3). После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же себя проявлять и происходит интенсивный процесс очищения перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродуктивных нефтяных и особенно в газовых добывающих скважинах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом происходит интенсивный рост давления на устье. Конструкция лубрикатора позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости можно опять спустить его в скважину для дострела необходимого интервала.

При использовании малогабаритных перфораторов кумулятивной струе приходится преодолеть большое расстояние до удара с перегородкой - обсадной колонной (табл. 6.4), причем известно, что длина канала зависит и от толщины слоя жидкости (рис. 6.4). Поэтому наибольший эффект получают от применения таких перфораторов в газовой среде.


Так, на месторождениях Северного Кавказа вследствие вскрытия при депрессии в газовой среде перфораторами ПР54 обеспечивается увеличение дебитов скважин в 2-3 раза и сокращение времени освоения скважин в среднем на 8 сут по сравнению с вскрытием пластов при репрессии даже намного более мощными перфораторами типа ПК и ПКО.

Аналогичные результаты с использованием перфораторов типа ПР получены на Украине.

Недостатком разрушающихся перфораторов яв-

Рис. 6.3. Схема спуска в скважину малогабаритного перфоратора:

1 - лубрикатор; 2 - крестовина; 3 - обсадная колонна; 4 -НКТ; 5 - кабель; 6 - перфоратор

Рис. 6.4. Зависимость длины    кабеля    /к    от    Рис. 6.5. Схема выполнения работ перфора-

толщины слоя жидкости Ьр:    тором, спускаемым по трубам (типа ПНК):

1 - в воде; 2 - в газовой среде    1 - резиновый шар; 2 - циркуляционный

клапан; 3 - ударно-накольный механизм; 4 - приспособление инициирования зарядов; 5 - перфоратор

ляется то, что они засоряют забой стеклами оболочек заряда обойм, плотность которых (пластмассовых - 1400 кг/м3, алюминиевых - 2700 кг/м3) сравнима с плотностью утяжеленных буровых растворов, с использованием которых иногда выполняется вскрытие. Это приводит к тому, что они могут остаться в зоне перфорации, создать пробку в НКТ или забить устьевой штуцер. Так, только 1 м перфорации приводит к тому, что обсадная колонна с внутренним диаметром 125 мм заполняется стеклами на высоту 120-140 мм. Поэтому необходимо иметь зумпф в скважине или специально удалять из скважин продукты разрушения перфораторов.

По второму варианту перфорации используются перфораторы, спускаемые в скважину на НКТ. Это корпусные перфораторы одноразового действия типа ПКО, срабатывающие от механизма ударного действия при нажиме на него резинового шара, вбрасываемого в колонну труб с поверхности и даль-

Т а б л и ц а 6.4

Минимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны

Тип перфоратора

Диаметр или поперечный габарит перфоратора, мм

Плотность жидкости в скважине, кг/ м3

Минимальные зазоры, мм

ПК

800-105

<1300

13

1300-1500

15

ПКО, ПКОТ

73-89

<1500>1500

22

1500/23

23

25

ПО

43-54

<1000

7-8

КПРУ

65

>1000

11

ПВКТ, ПВТ

70-73

800-2300

23

ше движущегося вниз под воздействием потока жидкости. Такие перфораторы имеют шифр ПНКТ89 и ПНКТ73. Эти перфораторы снабжены приспособлениями для передачи детонации от секции к секции, что позволяет соединять их друг с другом для одновременного вскрытия пласта толщиной 50 м и более. После срабатывания перфоратора и создания гидродинамической связи пласта и скважины отстрелянный корпус перфоратора остается в скважине, если она работает фонтанным способом. Схема проведения работ таким перфоратором изображена на рис. 6.5.

Таким образом, перфорация совершается в следующем порядке. В скважину, заполненную промывочной жидкостью, спускают колонну НКТ, в нижней части которой напротив продуктивной части пласта размещен перфоратор ПНКТ.

Устье скважины оборудуют фонтанной арматурой на необходимое давление. Путем удаления части жидкости из скважины или заменой ее на более легкую создают заранее выбранную депрессию на пласт, при этом давление на забое должно быть не менее 5 МПа. Через устьевую задвижку внутрь НКТ бросают резиновый шар, который потоком жидкости, подаваемой в трубы, двигается в НКТ до механизма ударно-накольного действия, от которого срабатывает приспособление инициации зарядов. После перфорации нефть или газ из пласта поступает в колонну НКТ через отверстия в корпусе ПНКТ, образовавшиеся после срабатывания зарядов, или через специальные циркуляционные окна, размещенные выше перфоратора.

Таким образом, эти перфораторы являются единственными, для спуска которых в скважину не используется кабель. Их целесообразно применять в скважинах с большим углом наклона ствола, где спуск перфоратора на кабеле затрудняется. В частности, в горизонтальных скважинах это один из наиболее реальных и эффективных методов перфорации.

Указанные перфораторы очень эффективны и в том случае, когда надо выполнить вторичное вскрытие в условиях многоколонных конструкций, где требуется повышенная пробивная способность зарядов.

На Украине имеется большой опыт использования этих перфораторов. Так, на скв. 13р Новомыколаевка с песчаника на глубине 2751-2746 м после его вскрытия перфоратором ПКС105 при репрессии в среде обычного бурового раствора не был получен приток из пласта. После перфорации при помощи ПНКТ89 при депрессии получен фонтанный дебит газа 95 тыс. м3/сут.

В скв. 117 Уренгойская (Тюменская область) из пласта сеноманского яруса, перекрытого двумя колоннами, получен приток газа около 1,5 млн. м3/сут после перфорации при помощи ПНКТ при депрессии, в то время как при использовании других перфораторов установить связь пласта со скважиной не удавалось. На скв. 749 и 903 (Западная Туркмения) после проведения перфорации ПНКТ коэффициенты продуктивности скважин оказались в 2 раза больше, чем в аналогичных скв. 190, 191 и 192, которые вскрывались с применением серийной технологии перфораторами типа ПКО. Перфораторы ПНКТ рекомендуются для вскрытия части пласта любого размера, независимо от искривления скважин, качества цементной оболочки и аномальности пластового давления. Запрещается применять перфораторы типа ПНКТ в следующих случаях:

если после перфорации необходимо спускать в скважину глубинные приборы через НКТ в интервал перфорации;

если в процессе вызова притока ожидается вынос песка из пласта или больших объемов твердой фазы;

при вскрытии пластов, вмещающих в себя нефть с агрессивными компонентами (углекислый газ, сероводород).

Перфораторы типа ПР и КПРУ нецелесообразно применять в следующих случаях:

при вскрытии приконтактных зон (газонефтяных, водонефтяных);

при наличии двух колонн в интервале перфорации;

при заполнении интервала перфорации буровым раствором с твердой фазой;

при вскрытии пластов, вмещающих вместе с нефтью агрессивные компоненты (углекислый газ, сероводород).

6.4. ПЕРФОРАЦИЯ ПРИ РЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

При репрессии следует вскрывать объект, пластовое давление в котором равно гидростатическому или выше него независимо от местонахождения интервала перфорации, в том числе и в приконтактных зонах (ВНК, ГНК), а также при наличии в нефти агрессивных компонентов.

При вскрытии пластов под репрессией необходимо обеспечить безопасность проведения работ и предупреждение проникновения жидкостей из скважины в пласт. Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющего скважину, должно превышать пластовое на следующую величину:

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

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

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

Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Устье скважины оборудуют противовыбросовым оборудованием.

Т а б л и ц а 6.5

Проницае

Плотность перфорации, отверстие на 1 м

Породы

мость, мкм2

при депрессии

при репресии

Слабоуплотненные песчано-алевроли-

0,1

6

12

товые породы с глинистым цементом

0,1

10-12

12-18

0,001

18-20

18-20

Уплотненные песчано-алевролитовые породы с кварцевым и карбонатноглинистым цементом

0,001

18-20

20-24

Карбонатные породы, аргиллиты и другие, в которых отсутствует трещиноватость

0,01

18-20

18-20

Сильно уплотненные песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, мергели, другие породы с развитой трещиноватостью

0,01

20-24

20-24

Тонкослоистые

-

20

20-24

Перфорацию следует проводить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал. В зонах ВНК и ГНК перфорацию разрешается выполнять только раз. Оптимальная плотность перфорации должна обеспечивать максимально возможную гидростатическую связь скважины с продуктивным пластом, а также сохранение обсадной колонны и цементного кольца за пределами зоны перфорации.

Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационноемкостными свойствами пласта, его однородностью и прочностью, расстоянием от ВНК и ГНК, а также способом перфорации.

Рекомендуемая плотность перфорации зарядами ЗПК105, ЗПКС80 приведена в табл. 6.5.

При использовании перфораторов с повышенной пробивной способностью, соответствующих ПКО-89, плотность перфорации может быть уменьшена на 50 %.

6.5. ВЫБОР ТИПОРАЗМЕРА ПЕРФОРАТОРА

Типоразмер перфоратора выбирают на основании ведомостей о состоянии цементной оболочки эксплуатационной колонны, обсадных труб, свойств жидкостей, заполняющих скважину, наличии препятствий в трубах, положении ВНК и ГНК относительно объекта, который предполагается перфорировать, количестве колонн, перекрывающих пласт, термобарических условиях в скважине и толщине пласта.

Сначала выбирают группу перфораторов, которая может быть применена в данных термобарических условиях в скважинах (см. табл. 6.2, 6.3). Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, которые не рекомендуют по следующим причинам:

неудовлетворительного состояния цементной оболочки, близкого размещения ВНК или ГНК;

недостаточных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных труб (см. табл. 6.4);

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

содержания в пластовом флюиде агрессивных компонентов (углекислого газа, сероводорода);

необходимости спуска глубинных приборов в интервал перфорации без поднятия НКТ после проведения прострелочно-взрывных работ;

возможности выноса из пласта больших количеств песка, твердой фазы бурового раствора.

Из оставленных перфораторов выбирают наиболее продуктивные и с большой пробивной способностью с учетом следующих особенностей:

в случае неудовлетворительного состояния цементной оболочки и при вскрытии приконтактных зон могут быть использованы корпусные перфораторы типа ПНКТ, ПК, ПКО, ПКОТ (см. табл. 6.3);

при вскрытии пластов, насыщенных агрессивными флюидами, перфорация обыкновенными перфораторами может выполняться только при репрессии;

для некоторых перфораторов существует минимальное значение гидростатического давления, начиная с которого они могут применяться;

пулевые перфораторы с вертикально-криволинейным стволом ПВКТ70, ПВТ73 образуют повышенный диаметр канала, вследствие чего улучшается вскрытие в коллекторах, представленных чередованием плотных пород;

•ескорпусные перфораторы (ПКС) обеспечивают высокую продуктивность и могут применяться в случаях, когда требуется полное сохранение колонн и цементной оболочки за пределами интервала перфорации;

нефтеносные, продуктивные пласты, отдаленные от водоносных и газоносных пластов и от ВНК и ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не •олее 12 отверстий на 1 м.

Особенности применения перфораторов типа ПНК и ПР изложены выше.

6.6. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН

Кольматация перфорационных каналов значительно влияет на гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Однако сегодня на месторождениях в странах СНГ более 90 % объема работ по вторичному вскрытию пластов проводится кумулятивной перфорацией в условиях превышения давления на забое скважины над пластовым. При этом по ныне действующим техническим правилам ведения буровых работ перед перфорацией требуется заполнять эксплуатационную колонну таким буровым раствором, который применялся при первичном вскрытии пластов, что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пластов. За рубежом давно уже отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные растворы (СР) без твердой фазы или жидкости, вмещающие в себя кислоторастворимые наполнители.

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

На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные исследований однозначно свидетельствуют, что в э тих условиях имеет место кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, вследствие чего их пропускная способность уменьшается в 2 раза и более. Однако такая технология сегодня применяется на большинстве месторождений, чем наносится значительный ущерб народному хозяйству.

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

При использовании СР при вторичном вскрытии пластов получают более позитивный результат по сравнению с перфорацией в среде глинистого раствора. Однако при этом не исключается кольматация пласта взвешенными частицами, которые попадают в СР во время его приготовления, транспортирования и закачивания в скважину.

Основные источники загрязнения СР при закачке их в скважину - остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы. Значительное количество нерастворенных твердых частиц находится в технической воде и солях, которые используются для приготовления СР. В частности, концентрация взвешенных частиц в воде поверхностных источников, используемых на нефтепромыслах, колеблется от 50 мг/л (маломутные воды) до 250 мг/л и более (мутные). Как показали анализы проб, концентрация твердых частиц в СР после заполнения в скважину достигает 1000-2000 мг/л. При таком загрязнении СР добиться положительного эффекта при вскрытии пласта невозможно. Об этом наглядно свидетельствуют данные зарубежных исследований (рис. 6.6), по которым видно, что при концентрации твердых частиц в СР, составляющей 485 мг/л, резко ухудшаются коллекторские свойства пород.

Поэтому дальнейшее усовершенствование технологии вторичного вскрытия пластов требует решения вопросов глубокой очистки СР от взвешенных частиц. Это является третьим этапом технологии вторичного вскрытия пластов. Суть такой технологии - введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц. Это предусматривает замену бурового раствора в скважине на СР в несколько этапов:

замену бурового раствора водой в эксплуатационной колонне; отмывку ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ (ПАВ) по закрытому циклу: емкость - насос - фильтр; для удаления вымытых твердых частиц: скважина - емкость;

замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.

Для изъятия из воды вымытых твердых частиц и очищения СР используются фильтры разных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненных кварцевым песком, и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц до 2 мг/л, хотя практика подтверждает, что фильтрование снижает эту концентрацию только до 10 мг/л.

Продолжительность работ по очистке скважины СР может составлять 10 сут в зависимости от объема фильтрующих жидкостей и пропускной способности фильтров. За рубежом такая технология считается экономически целесообразной.

В нашей практике такие работы не проводятся.


Рис. 6.6. Зависимость ухудшения проницаемости от концентрации в специальных жидкостях твердых частиц.

Шифр кривых - концентрация, мг/л

Не менее важен выбор типа СР для конкретных горнотехнических условий. В связи с тем, что под воздействием избыточного давления происходит фильтрация перфорационной среды из скважины в пласт, его проницаемость может значительно ухудшиться вследствие вторичного изменения коллекторских свойств в зоне проникновения фильтрата СР.

По степени заполнения эксплуатационной колонны технологией предусмотрено заполнение скважины СР полностью (для этого приготовляют 5060 м3 перфорационной среды для 1 скважино-операции) или заполнение СР только зоны перфорации. Конечно, более экономичным кажется второй вариант, в котором для создания необходимой репрессии на вскрываемый продуктивный пласт верхняя часть эксплуатационной колонны заполняется буровым раствором соответствующей плотности, а только нижняя часть -СР.

Однако при порционном заполнении СР загрязняется и смешивается с буровым раствором, которым заполнена скважина. Это сводит на нет целесообразность применения СР, если не использовать буферные разделители, которые предупреждают смешение в скважине перфорационной среды и бурового раствора при многоразовых спусках перфораторов, геофизических приборов, обеспечивают свободный проход всех приборов к забою, при контакте с СР не ухудшают ее свойств вследствие загрязнения собственными компонентами.

При выборе типа СР для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, регламентирующими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия. При этом необходимо учитывать и свойства фильтрата, который проник в пласт во время первичного вскрытия. Последнее условие в наше время практически не учитывается. Так, иногда промыслово-геологические службы рекомендуют применять растворы на углеводородной основе, в то время как при первичном вскрытии используют буровые растворы на водной основе. Для оценки взаимодействия СР с коллекторами на основании моделирования поэтапного воздействия на коллектор фильтрата бурового раствора при первичном вскрытии, тампонажного раствора при цементировании и перфорационной жидкости при вторичном вскрытии О. Бачериковым разработана методика, оценивающая также и вытеснение этих фильтратов в обратном порядке при вызове притока. По критерию оценки взят коэффициент восстановления проницаемости, который определяется как отношение проницаемости керна после обработки технологическими жидкостями k1 к его первичной проницаемости k0:

в = k / k0.

Опыты проводились с использованием природных кернов длиной 5 см проницаемостью 0,1-0,3 мкм2, которые после экстрагирования последовательно насыщались моделью нефти (80 %) и пластовой водой (20 %). Результаты этих опытов показали, что эффективность применения СР в значительной степени зависит от условий первичного вскрытия пластов (табл. 6.6). Если при разбуривании пласта использовался раствор на водной основе, то применение в качестве перфорационной среды раствора CaCl2 обеспечивает коэффициент в = 0,58, в то время как применение инвертно-эмульсионного раствора (ИЭР) позволяет получить в = = 0,34.

Состав фильтрата, попадающего в керн

Температура проведения опытов, °С

в

при первичном вскрытии

при вторичном вскрытии

С учетом условий первичного вскрытия

0,3 %-ный вод

20 %-ный водный рас

20

0,62

ный раствор

твор CaCl2. Фильтрат

80

0,58

КМЦ

ИЭП

20

0,39

80

0,34

0,4 %-ный рас

20 %-ный раствор

20

0,48

твор эмультала

CaCl2. Фильтрат

80

0,44

в дизельном

ИЭП

20

0,78

топливе

80

0,73

Без учета первичного вскрытия

-

20 %-ный раствор

20

0,72

CaCl2. Фильтрат

20

0,9

ИЭП

Причина низкой эффективности применения РУО в том, что при использовании противоположных по природе смачивания бурового раствора на водной основе и перфорационной жидкости на нефтяной основе в коллекторе появляется новая зона углеводородного контакта, созданная фильтратами этих систем. При этом создается благоприятная среда для образования в призабойной зоне пласта (ПЗП) вязких водонефтяных эмульсий и для блокирования части поровых каналов водным фильтратом. Кроме того, при указанном соединении СР и бурового раствора в зоне их контакта происходит двухфазная фильтрация, о чем свидетельствует образование второго максимума на графике функции Дрт/Др0 (рис. 6.7, кривая 1). Как видно из графика, максимальное значение функции Дрт/Др0 в 2,4 раза больше, чем в случае использования в качестве СР соляного раствора (рис. 6.7, кривая 3). Отмеченное снижение фазовой проницаемости затрудняет очистку ПЗП, требует создания повышенной депрессии для вызова притока, что приводит к увеличению времени освоения и уменьшает дебит скважины.

Если при первичном вскрытии пластов применяли РУО, то аналогичные системы стоит использовать и в качестве перфорационной среды. Применение в этих случаях водных СР приводит к увеличению перепадов давления при вытеснении фильтратов из коллектора и значительному снижению его нефтепроницаемости (рис. 6,7, кривые 2, 4).

В наше время в большинстве нефтепромысловых районов России и стран СНГ при разбуривании пластов используются растворы на водной основе. Поэтому исследовались различные типы СР: разные солевые растворы, полимерные солевые растворы без твердой фазы, а также ИЭР. Исследования показали, что водные растворы солей NaCl, KCl, CaCl2 характеризуются коэффициентом восстановления проницаемости в = 0,54+0,61. Полимерные растворы с содержанием 0,3-0,5 % полиакриламида (ПАА) и 20 % CaCl2 характеризуются коэффициентом в = 0,39+0,46. Причинами тому являются проникновение макромолекул полимера в коллектор и адсорбция их на поверхности фильтрационных каналов. Наиболее низкие значения в = = 0,31+0,35 получены при использовании ИЭР (32,5 % дизельного топлива + + 1,5 % эмультала + 6 % СМАД + 60 % воды).

Apt/Ap„

АРтР„

О 10    20    30    40    50    60    V.JVU

Рис. 6.8. Характер изменения Арт/Ар0 при использовании солевых растворов:

1 - 10 %-ный раствор KCl; 2 - 0,3 %-ный раствор ПАВ + 20 %-ный раствор СаС12; 3 -ИЭР

Применяемые в процессе испытаний СР существенно отличаются и по легкости вытеснения фильтратов из коллектора. Максимальные значения Ар т/Ар 0 при использовании солевых и полимерных растворов значительно меньше, чем в случаях ИЭР (рис. 6.8), т.е. удаление фильтрата из ПЗП происходит при более высокой депрессии.

О 10    20    30    40    50    60    VJVr

Рис. 6.7. Характер изменения Арт/Ар0 при двухфазной фильтрации в пласт


Таким образом, при всех остальных условиях минимальное загря знение коллектора достигается в случае использования при первичном вскрытии и перфорации растворов с аналогичной природой смачивания. Сопоставление эффективности применения различных ёР на водной основе при перфорации показывает, что полимерные растворы уступают чистым соляным растворам как по степени вытеснения фильтратов, так и по значению коэффициента р.

Таким образом, к наиболее перспективным СР в условиях первичного вскрытия пластов с использованием водных растворов следует отнести различные по плотности растворы солей Na+, K+ и Ca2+. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1400 кг/м3 следует использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелого СР - бромид кальция.

6.7. БУФЕРНЫЕ РАЗДЕЛИТЕЛИ

При порционном заполнении зоны перфорации СР важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СР. Этот буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и во время следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инверт-

Номер

Буферная жидкость

Контролируемые показатели свойств

рецеп

туры

Компонент

Объемная доля, %

Плотность,

кг/м3

У словная вязкость, с

Статическое напряжение сдвига через 1/10 мин, дПа

Напряжение электропробоя, В

Максимальная температура на применение,

‘С

1

Дизельное топливо

Эмультал Пресная вода

28-28

2

60-70

920-940

100-150

15-35/

20-55

140-180

90

2

Дизельное топливо

Эмультал Водный раствор CaCl2*

28-38

2

60-70

960-1200

120-180

15-40/

25-70

1 50-200

90

3

Сырая нефть Эмультал Водный раствор CaCl2*

38

2

60

960-1160

130-135

18-20/

30-35

1 80-250

90

4

Дизельное топливо

Эмульгатор “Нефтехим” Водный раствор CaCl2

Плотность 1020-1380 кг

27-37

3

60-70

3.

960-1200

110-170

15-35/

20-60

250-350

150

ную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям. Одним из типов такой буферной жидкости, разделяющей водный буровой раствор и СР на базе солевых растворов, является инвертная эмульсия следующего состава: дизельное топливо - 48,5 %, эмультал - 1,5 %, вода - 50 %. Повышение плотности такой эмульсии достигается за счет ввода в нее мела или барита. В табл. 6.7 приведены некоторые рецептуры буферных жидкостей.

Рассмотрим очищение перфорационной среды от взвешенных частиц.

Одним из надежных методов очистки СР является метод отстоя его под воздействием сил гравитации. Для этого СР обрабатывают на поверхности флокулянтом, доставляют его в зону перфорации с изоляцией от бурового раствора буферным разделителем, а позже отстаивают СР на забое до выпадения взвешенных частиц в зумпф. Исследования показали, что высокая интенсивность осаждения взвешенных частиц достигается при обработке СР анионным полимером ПАА. При обработке концентрированных солевых растворов ПАА наблюдаются следующие основные закономерности флокуляции: образование агрегатов частиц и осаждение их с максимальной скоростью при определенных дозах полимера (рис. 6.9). Снижение скорости осаждения происходит как при недостаточном количестве флокулянта для образования значительных хлопьев, так и за счет эффекта стабилизации при его повышенных дозах. Содержание ПАА, обеспечивающее минимальное время очистки Т0, зависит от концентрации твердой фазы Ст в солевом растворе. По рис. 6.9 видно, что оптимальные условия достигаются при вводе в СР

0,005-0,007 % ПАА с широким диапазоном загрязнения твердыми частицами от 500 до 5000 мг/л. Лабораторные исследования и промысловый опыт подтвердили, что процесс осветления СР высотой 300 м по времени не превышает подготовительных работ до перфорации и, следовательно, не требует дополнительных затрат времени.

Рис. 6.9. Характер флокуляции частиц при различном содержании полимеров:

1 - 10 %-ный раствор NaCl, Ст = 2000 мг/л; 2 - 10 %-ный раствор CaCl2, Ст = 500 мг/л; 3 -10 %-ный раствор CaCl2, Ст = 2000 мг/л; 4 - 10 %-ный раствор CaCl2, Ст = 5000 мг/л

6.8. ТЕХНОЛОГИЯ ЗАПОЛНЕНИЯ СКВАЖИНЫ СПЕЦИАЛЬНОЙ ЖИДКОСТЬЮ

В верхней части скважины используется буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии продуктивных пластов. Этот раствор должен обладать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпадения утяжелителя и накопления его на границе с буферной жидкостью, что может создать трудности для прохождения перфоратора. Ниже бурового раствора размещается порция буферной жидкости-разделителя. Для предупреждения перемещения жидкостей под воздействием гравитационной силы необходимо, чтобы плотность растворов, заполняющих скважину, увеличивалась в направлении сверху вниз не менее чем на 20-40 кг/м3. Рецептура и показатели технологических свойств инвертных эмульсий, рекомендуемых для применения в качестве буферных разделителей, приведены в табл. 6.7.

Ниже буферного разделителя размещается СР - перфорационная среда. Солевой раствор, применяемый в качестве перфорационной среды, должен вмещать не менее 2 г/л катионов Са2+ (коагулянт) и 0,005-0,007 % ПАА (флокулянт). Объем порции солевого раствора рекомендуется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, размещенного на 50-100 м выше верхних перфорационных отверстий. Солевой раствор и буферная жидкость готовятся в глиномешалке или в мерных емкостях цементирующего агрегата ЦА. В последнем случае для затаривания соли используется дополнительная емкость объемом 0,5-1 м3. Готовить СР и инвертную эмульсию наиболее рационально централизованно с доставкой на буровую автоцистернами. Обработка раствора флокулянтом (ПАА), а также добавка при необходимости коагулянта (CaCl2) выполняется непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по закрытому циклу на протяжении 15-30 мин.

При использовании специальных жидкостей для вторичного вскрытия пластов дебит скважины возрастает на 25-30 % при сокращении времени освоения на 25-40 %.

6.9. ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТНОГО ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИНЫ ПО ХАРАКТЕРУ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ

Скважины, сооруженные буровыми предприятиями, преимущественно являются гидродинамично несовершенны.

Совершенство по характеру вскрытия пласта оценивается коэффициентом фс. Оно обусловлено притоком пластовых флюидов в ствол скважины не через всю его поверхность, а через перфорационные отверстия в зацементированной обсадной колонне. Несовершенство по качеству вскрытия пласта ф5 вызвано изменением фильтрационного состояния пород в призабойной зоне за счет загрязнения ее твердыми частицами и фильтратом бурового и цементного растворов, их физико-химического взаимодействия с породами и пластовым флюидом, изменением напряженного состояния пород в этой зоне, т.е. характеристикой неоднородности в радиальном направлении. Несовершенство по степени раскрытия пласта характерно для пластов, в которых вследствие бурения открыта лишь часть сечения.

При исследовании скважины гидродинамическими методами, построив кривые притока и восстановления давления, можно определить коэффициент ее гидродинамического совершенства ф:

Ф = ф сф s.    (6.3)

Известными методами исследований невозможно найти отдельно каждую составную этого произведения. Однако, зная тип перфоратора, его заряд, определив по данным стендовых испытаний размеры каналов и вероятность их образования, можно рассчитать фс: по зависимости АзНИИ ДН (1968) коэффициент гидродинамического совершенства скважины

V ^пл )    ^плnfl пк V 2пгплпя )

где rK - радиус контура питания, м; гс - радиус скважины, м; /пл и гпл - длина и радиус канала в пласте за цементным кольцом, м; nK - число каналов в горизонтальной плоскости; nfl - число ярусов каналов в одном линейном метре вертикальной плоскости; х = 4; 2; 1,86; 1,76 соответственно при nK = 1; 2; 3; 4.

Если плотность отверстий перфорации известна, то коэффициент совершенства можно определить по графику рис. 6.10.

При помощи (6.3) находят коэффициент ф5

Ф. = ф / фс.

Таким образом, исследовав скважину после перфорации, можно определить, какая часть несовершенства обусловлена технологией перфорации

Рис. 6.10. Изменение коэффициента гидродинамического совершенст

ва скважин по характеру вскрытия пласта в зависимости от размеров

ф

1,0


0,5


канала и плотности перфорации (первая цифра - номер кривой; вторая - длина каналов, мм; третья - радиус каналов, мм):

ГПП: 1 - 300, 45; 2 - 200, 38; 3 -150, 75; 4 - 125, 22; 5 - 100, 19; КП: а = 37 МПа; 6 - ПКС 105 (120, 8); 8 - ПКС 80 (80, 35); 9 -ПК 103 (67, 3); асж = 97 МПа; 7 -ПКС 105 (90,5). Вероятность образования канала КП - 50 %; RK -100 м; гс = 0,1 м, что означает, что

число    выстрелов    перфоратора

разделено на два для расчета по

(6.4)

(6.5)

ln(rK/ rc)


ф =


где а и b - соответственно высота и ширина щели отработанных ГПП, a = = 4^10 см, b = 2^3 см.

Проектное значение фгп = ф с принимают только на основании техникоэкономической оценки результатов ГПП, где имеются две составные: дополнительная добыча нефти и газа и экономическая эффективность процесса.

6.10. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ

6.10.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОЦЕССА

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) - это метод, по которому образовывающиеся каналы проходят через колонну труб, цементное кольцо и углубляются в породу под действием кинетической энергии потока жидкости с песком, сформированного в насадках.

Каналы, образованные вследствие действия кинетической энергии сформированного в насадках потока жидкости с песком в породах прочностью на сжатие осж = 100+20 МПа, имеют длину I = 10+30 и поверхность фильтрации S = 200+500 см51. Поскольку поверхность фильтрации таких каналов в несколько десятков раз больше поверхности каналов, возникших в результате кумулятивной перфорации, то ГПП особенно полезна при вторичном вскрытии трещинных коллекторов.

Для образования каналов ГПП, больших, чем получаемых при КП, применяют интенсивные параметры проведения процесса. Длина канала увеличивается на 30 % при использовании насадок диаметром d = 6 мм вместо 4,5 мм, на 30-50 % - при разгазировании жидкости азотом, на 40 % - при возрастании перепада давления в насадках Ар от 20 до 40 МПа.

Если время формирования канала t увеличить от 20 до 60 мин, то его длина будет медленно возрастать на 20 %, а поверхность фильтрации - на 400 % (очень быстро). При одновременном применении упомянутых средств длина канала может увеличиваться в 2-3 раза. Однако не следует забывать, что ГПП технологически сложный и дорогостоящий процесс. Например, ГПП с плотностью 2 отверстия на 1 м в несколько раз дороже, чем КП зарядами ПК-103 при плотности 20 отверстий на 1 м.

Технологические возможности ГПП в добыче нефти могут быть эффективно использованы только в результате рационального планирования этого процесса с учетом ожидаемой дополнительной добычи продукции скважин и затрат на его проведение.

ГПП применяют преимущественно в разведочных скважинах с многоколонной конструкцией, с трещиноватыми коллекторами, а также при капитальном ремонте, особенно после изоляционных работ, для повторной перфорации.

Технологическая схема. Для проведения ГПП в скважину (рис. 6.11) на НКТ спускают пескоструйный аппарат, в корпусе которого размещены две-четыре насадки диаметром 4,5 или 6 мм из абразивостойкого материала. Для точной установки АП напротив перфорированных пластов над НКТ размещают толстостенную муфту длиной до 50 см с толщиной стенки 10-15 мм. В АП предусмотрено два гнезда для клапанов. Верхний большой шаровой клапан закидывают временно для опрессовки НКТ, потом его поднимают обратным промыванием. Нижний, меньшего диаметра, - закидывают на время образования каналов. Герметизацию затрубного пространства для отведения потока проводят при помощи самоуплотненного сальника.

Последовательность работы. Перед процессом ГПП опрессовывают НКТ, после чего обратным промыванием поднимают верхний шаровой клапан и определяют гидравлические затраты давления рзатр. Малогабаритным прибором исследуют геологический разрез скважины ГК (НГК), чтобы на-

Рис. 6.11. Схема перфорации в скважине гидропескоструйным методом:

1 - обсадная колонна; 2 - НКТ; 3 - АП; 4 - насадка; 5 - пласт; 6 -каналы ГПП; 7 - сальник


править АП к пластам, уточняют длину труб, учитывая их собственный вес. После этого закидывают нижний шаровой клапан и в НКТ закачивают жидкость с абразивным материалом. Преимущественно это песок Франции размером 0,8-1,2, реже 2 мм. Смесь жидкости с песком поступает с расходом 8-16 л/с, при этом давление на насосных агрегатах составляет 25-45 МПа. При таких условиях скорость потока на выходе из насадок составляет 160-240 м/с.

Давление на манометрах агрегатов во время образования каналов должно быть постоянным, например 35 МПа. На выходе из насадки потенциальная энергия давления жидкости переходит в кинетическую энергию потока, которая во время ударов песчинок о перегородку (трубы, породы) разрушает их. Частицы разрушенной породы выносятся из канала перфорации в затрубное пространство и вымываются на поверхность. Если аппарат с насадками зафиксирован якорем на конце труб неподвижно, то образованный канал будет иметь грушевидную форму. Такие условия образования канала называют закрытыми. Если аппарат не зафиксирован (что бывает наиболее часто), то он в конце НКТ получает обратно-поступательное движение, и канал принимает форму вертикальной выемки длиной 5-10 см. Движение аппарата обусловлено произвольным колебанием давления (±2-3 МПа) на агрегатах. При незафиксированном аппарате из пласта выносятся части породы (чаще до 10 мм), а условия образования канала называют открытыми. Механизм образования канала объясняется по рис. 6.12. Рассмотрим плоское сечение потока, вытекающего из насадки диаметром d0 с начальной скоростью и0 и образовывающего канал. Скорость и0 сравняется на расстоянии от насадки /0 < 5d0, которую называют начальным участком потока; далее скорость резко снижается, потому что с отдалением от насадки внешние границы турбулентного потока расширяются за счет захвата частиц жидкости из окружающей среды.

Вследствие увеличения массы осевая скорость потока снижается от и0 до их. Например, на расстоянии х = 40 d0 она уменьшается до их = 0,1 и0, а сталкиваясь с дном канала, их = 0. Поскольку скорость твердых частиц (песка) больше скорости потока, то более тяжелая твердая частица резко ударяется о перегородку (металл колонны, породу), преодолевает силы сцепления материала перегородки и разрушает его. Обсадная колонна должна находиться в пределах начального участка потока, так как тогда п р оцесс образования отверстия в колонне длится лишь 1-2 мин. Остальное время резания затрачивается на образование канала в цементном кольце и породе.

Схема образования канала в скважине изображена на рис. 6.13.

Глубина канала, формирующегося за цементным кольцом, определяется по уравнению

/пл = Кап + /а + It - Гс    (7.6)

где Кап - радиус аппарата, м; гс - радиус скважины (по показателям кавер-

X

1

sWW

WWWWWW ч

ih

чЛ

С

т

la

а

7~Z

h

^\\\\\\\\\ W WWW' 44 ^ОСН

и -

Рис. 6.12. Схема вытекания потока в канал

Рис. 6.13. Схема формирования канала ГПП в скважине:


1 - гидропескоструйный аппарат; 2 - насадка; 3 - колонна; 4 - цементное кольцо; 5 - пласт

номера в интервале формирования отверстий ГПП), мм; lt - глубина канала, сформированного ГПП, мм; 1а - расстояние от торца насадки до эксплуатационной колонны, мм.

Рекомендуется выбрать Яап, для которого 1а = 10^20 мм.

Если в зоне образования канала имеются большие каверны, то действие потока не может выйти за границы цементного кольца, и ГПП будет неэффективной. В этом случае следует идентифицировать формирование канала.

Проектирование ГПП проводят для обеспечения заданного качества сообщения скважины с пластами путем образования необходимого количества каналов определенных размеров.

Во время проектирования необходимо обосновывать выбор скважины; выбрать рецептуру жидкости для ГПП, тип абразивного материала, его фракционный состав и концентрацию в жидкости; рассчитать основные параметры процесса, подобрать глубинное, устьевое и наземное оборудование, оценить технологическую и экономическую эффективность спроектированного процесса.

Обоснование выбора скважины производят на основании данных параметров работы, сравнения ее продуктивности с соседними скважинами того же пласта, данных гидродинамических исследований, по которым определяют фактическое значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины ф.

ГПП наиболее целесообразно применять в скважинах, гидродинамически несовершенных по характеру раскрытия пласта. Если такое несовершенство не обнаружено (например, после кумулятивной перфорации ф с = фкн), то принимают большее по сравнению с ним значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины после ГПП, которое необходимо достичь.

Жидкости для ГПП не должны существенно снижать проницаемость продуктивных пластов и содействовать очищению призабойной зоны от загрязнения. Для ГПП преимущественно применяют водные растворы ПАЖ на пресной технической или минерализованной пластовой воде. ПАЖ выбирают по таким же принципам, как и продвигающие и вытесняющие жидкости для кислотных обработок. Целесообразно, кроме того, использовать рецептуры таких жидкостей для глушения скважины перед текущим или капитальным ремонтом.

Абразивный материал - это обычно кварцевый песок с небольшим содержанием глины (до 0,5 %), фракционный состав песка 0,5-1,2 мм. Наибольшие частицы не должны быть более 2 мм, так как иначе они могут закрывать отверстия насадок АП. Оптимальная концентрация песка составляет 30-50 кг/м3 (3-5 %). С возрастанием концентрации песка обычно увеличивается объем канала ГПП при той же глубине.

Прочность породы на сжатие значительно влияет на длину канала. Начальная скорость разрушения породы, от которой зависит длина канала ГПП, является функцией квадратного корня значения ее прочности на сжатие иоп = f (д/а сж + . Например, при одинаковых условиях длина канала в породе с прочностью на сжатие 20 МПа составляет 185 мм, а с прочностью 60 МПа - 125 мм.

Форма и диаметр насадки также значительно влияют на длину канала ГПП. Наиболее эффективные насадки с коноидальными входом и конусной проточной частью, диаметр которых выбирают, исходя из гидравлической мощности применяемых насосных агрегатов, равным 4,5 или 6 мм. Увеличение диаметра насадки в 2 раза при прочих равных условиях увеличивает длину канала почти вдвое.

Перепад давления в насадке - один из параметров процесса, который обусловливает увеличение глубины канала ГПП, и его наиболее трудно поддерживать постоянным. Начальная скорость потока является функцией квадратного корня из перепада давления и0 = f(Ap0,5), и именно она линейно влияет на длину образовывающегося канала. Например, увеличение перепада давления от 17 до 32 МПа содействует возрастанию длины канала от 9 до 13 см при прочих равных условиях.

Рассмотрим трудности, обусловленные нестабильностью работы насосных агрегатов во времени (процесс ГПП длительный, не менее 30-60 мин для каждого резания). Далее, во время ГПП, постоянно разрушается входная часть насадки, а также ее сечение. Насадки из сплава ВК-6 после 10-15 резаний АП следует менять, так как их диаметр увеличивается на 1,0-1,5 мм. Давление на уровне АП в затрубном пространстве нестабильно. В затрубном пространстве может содержаться жидкостно-песчаная (большей плотности) смесь, при помощи которой происходит процесс, или чистая жидкость (меньшей плотности) в начале процесса резания в данном интервале или после его завершения, когда промывают скважину для приподнятая АП в новый интервал.

Давление на устье скважины принимают стабильным, но таковым оно не является.

По данным Г. Д. Савенкова (1968), изменение давления относительно заданной величины (обычно 20-40 МПа) составляет ±2-3 МПа. На уровне

АП такое изменение давления вызвано движением плунжеров насосных агрегатов. Например, в скважине глубиной около 3000 м в результате изменения давления в устье на 1 МПа АП, а следовательно, и насадки перемещаются почти на 3 см. Поэтому в обсадной колонне обычно образуется не отверстие диаметром 20-25 мм (как при первоначальной перфорации с защемлением АП в стендовых условиях), а щель длиной приблизительно 10 мм. Это дает два преимущества для ГПП с незакрепленным АП: 1) длина образующегося канала возрастает на 20-30 %; 2) не возникает избыточное давление в канала перфорации за обсадной колонной, а следовательно, не разрушается цементное кольцо и не забиваются поры породы на поверхности образующегося перфорационного канала. Возрастает качество раскрытия пласта ГПП в отличие от кумулятивной перфорации.

Время образования канала - контролируемый параметр процесса, который не зависит от других факторов. Канал образуется интенсивнее в первые минуты резания потоком, после 30 мин рост глубины канала значительно замедляется. Здесь следует различать условия резания с зафиксированными и незафиксированными НКТ с АП. В первом случае имеем так называемые закрытые условия образования канала, а во втором - открытые. В закрытых условиях расширение канала усложняется, так как много энергии затрачивается во встречных потоках круглого отверстия, образовавшегося в эксплуатационной обсадной колонне и имеющего размер 3-4 d0 диаметра насадки. В открытых условиях, когда отверстие в колонне овальной формы и большая ось его близка к 20 d0, поток, вытекая из канала, не встречает сопротивления и глубина канала увеличивается. Открытые условия свойственны для ГПП в зоне фильтра или без колонны. Известно, что увеличение канала ГПП можно записать как функцию времени:

(6.7)

Эта функция описывает увеличение канала за ограниченное время, например, до 100 мин от начала резания.

ГПП с использованием глинистых растворов применяют в скважинах с высоким пластовым давлением. Особенности технологии заключаются в использовании глинистых растворов плотностью 1,5-1,8 г/см3 с абразивным материалом. Во время проведения возрастают вязкость и статическое напряжение сдвига, несколько уменьшается водоотдача. Это объясняется диспергированием глинистых и абразивных частиц во время резания.

Для проведения ГПП с использованием глинистого раствора готовят раствор бентонитовой глины плотностью 1,14-1,18 г/см3. Потом на поверхности производят 5-6 циклов циркуляции всего раствора с перепадом давления 25-30 МПа, направляя поток на металлический предмет. В этот момент диспергируются частицы глины, и раствор становится более стабильным. Благодаря диспергированию затраты глинопорошка уменьшаются вдвое. Далее добавляют к приготовленному раствору абразивный материал - барит, гематит, кварцевый песок. В этом ряду абразивность возрастает от барита к песку. Длительная работа агрегатов обеспечивается в том случае, если диаметр частиц абразива находится в пределах 0,4-0,8 мм. В раствор вначале добавляют 5 % абразивного материала. После 2-3 циклов циркуляции через насадки АП раствор отрабатывается, и поэтому необходимо заменить абразивный материал новым (также 5 %). Остальные параметры и технология остаются без существенных изменений.

ГПП с газовой фазой (азотом) целесообразно производить в скважинах с низким пластовым давлением. Особенности технологии связаны с применением двух азотных газификационных установок АГУ-8к, которые перевозят жидкий азот и газифицируют его под давлением 22 МПа с расходом 6 нм3/мин. Газ поступает в жидкость через эжектор, и поэтому давление газожидкостной смеси с газосодержанием потока ф = 0,2 (вычисленным при гидростатическом давлении жидкости на уровне АП в скважине) достигает на устье 30 МПа, если давление на насосных агрегатах составляет 40 МПа. В остальном технология существенно не отличается от технологии обычной ГПП. Следует четко придерживаться правил техники безопасности во время проведения работ.

Таким образом, при использовании ГПП с газовой фазой глубина канала возрастает на 30 %, а его объем - на 200 %. Возникает дополнительный перепад давления на насадках и уменьшается противодавление на пласт. К недостаткам следует отнести трудности, связанные с транспортировкой жидкого азота на скважины, и его высокую стоимость.

ГПП с созданием перекрестных каналов предлагается для тонкослоистых пластов. Для проведения перфорации насадки размещают под углом обычно меньше 45° к горизонту. Для ГПП применяют конструкции (Г.Д. Савенкова) часто с автоматическим перекрытием части насадок и продолжением образования тех каналов, которые не перекрыты. Обратный поток частично сбрасывается в канал, образованный перекрытой насадкой.

ГПП с аппаратами для образования вертикальных или горизонтальных надрезов пласта впервые предложено ВНИИ (Москва) для инициирования щелей ГРП, улучшения связи скважины с пластами и т.п.

ГПП с выдвижением насадки в пласт применяют для образования глубоких каналов. Существуют различные конструкции аппаратов с одной насадкой на гибкой трубке, которая входит в пласт, а также конструкции ЦНДЛ АТ “Укрнафта” (г. Ивано-Франковск), института “Сирка” (г. Львов).

6.10.2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА И ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ

Проектирование ГПП проводят поэтапно:

оценивают технологическую и экономическую эффективность применения ГПП;

определяют допустимые значения основных параметров резания, необходимых для образования каналов ГПП на проектной глубине;

рассчитывают основные параметры резания и необходимые материальные ресурсы для проведения работ.

Принимаем практическое значение коэффициента гидродинамического совершенства ф, определяем дополнительную добычу нефти и газа, а также оцениваем стоимость ГПП и ее эффективность.

Задаваясь длиной и плотностью каналов ГПП, требуемых для достижения проектного значения коэффициента ф, оцениваем, какие режимы резания необходимы для образования каналов, и проверяем, достижимы ли они при возможном давлении на устье скважины. Если давления превышают возможные, то уменьшают число насадок, а если и это не помогает, то уменьшают проектное значение ф. Используя результаты первых двух этапов, рассчитываем параметры резания каналов и режимы работы насосных агрегатов и их качество; колонну НКТ из труб, имеющихся на предприятии; длительность ГПП, определяем потребность в материалах. На основе полученной информации можно точнее рассчитать стоимость ГПП и определить ее экономическую эффективность.

Задача 6.1

Рассчитать эффективность ГПП.

Методика

Рассмотрим варианты применения ГПП для вскрытия пласта.

1. Первичную ГПП всей эффективной мощности, которую должны испытать на приток, применяют в основном в разведывательных скважинах для испытания притока из маломощных объектов (толщиной менее 25 м). Ожидаемый дебит нефти рассчитываем из формулы

Ян = фгпЯпРн(100 - Жоб)/ 100,    (6.8)

где Ян - дебит нефти после ГПП, т/сут; фгп - гидродинамическое несовершенство после ГПП, фгп = фс и рассчитывается по формуле (6.4) или (6.5); Яп - потенциальный дебит скважины, полученный, например, по данным исследований пластоиспытателем после бурения, или ожидаемый дебит, определенный из геолого-промысловой характеристики данной скважины, м3/сут; рн - плотность нефти, т/м3; wa6 - обводненность продукции скважины, %. Дебит газа определяем следующим образом:

Яг = ЯнС0,    (6.9)

где G0 - газовый фактор, м3/т.

Ожидаемую дополнительную добычу нефти после первичной перфорации зацементированной обсадной колонны всех продуктивных пластов, которые используют, находим по формуле

А?н = 2 яJФ,

или

AQH = ЯпК/2 Kj,    (6.10)

1

где AQn - дополнительная добыча нефти, т; Км - безразмерный коэффициент месячного изменения дебита; Ке - безразмерный коэффициент эксплуатации скважины; j - месяцы после ГПП, в том числе месяц проведения ГПП; j = 1 и так далее до конца текущего года (или j = 12, если результаты ГПП определяют за календарный год): tj - календарное время каждого последующего месяца в сутках (в среднем можно принять tj = 30,5).

Дополнительную добычу газа определяем по известным годовым факторам:

AQr = AQG0 /1000,    (6.11)

где AQj. - дополнительная добыча газа, тыс. м3.

Экономическую эффективность ГПП находим по формуле

где Цн    - отпускная    цена нефти, руб/т;    Сн -    себестоимость 1 т нефти,

руб/т;    Цг - цена    1000 м3 газа, руб/1000 м3;    Сг - себестоимость газа,

руб/1000 м3; Згп - стоимость ГПП вместе с затратами на все виды ресурсов для проведения процесса, а также стоимость контрольного ремонта, руб.

Если E > 0, то применение ГПП целесообразно, поскольку процесс экономически выгоден.

2.    Вторичную    ГПП всего интервала    перфорации, который до того

вскрыт кумулятивной перфорацией, применяют преимущественно в разведочных скважинах, когда имеются данные промысловых исследований, которые свидетельствуют о недостаточном качестве кумулятивной перфорации.

Дебит нефти и газа после ГПП рассчитывают по уравнениям (6.8) и (6.9). Увеличение дебита нефти, т, можно оценить также, используя зависимость

Aq = (фгп - фкп)?н Рн(1000 - Ю0)/100,    (6.13)

где фкп - гидродинамическое совершенство    после    КП,    которое    определяют по

формуле (6.4) или по графику рис. 6.10.

Прирост дебита газа, тыс. м3/сут,

Aq. = AqBG0/1000.    (6.14)

Оценивать увеличение дебита после ГПП можно и таким образом:

Aq =- q<t>    (6.15)

где qн - определяют по формуле (6.8);    q,^    -    фактический    дебит    нефти    перед

ГПП, т/сут.

Ожидаемая дополнительная добыча нефти может определяться из зависимости

ДРн = Aqн Ketj jKj.    (6.16)

Дополнительную добычу газа определяют по формуле (6.11). Экономическую эффективность рассчитывают из уравнения (6.12).

3.    Первичную ГПП дополнительного интервала в скважине (дострел) осуществляют, если часть пласта уже была перфорирована иным способом или обсажена фильтром.

Дебит из дополнительного интервала перфорации можно определить, как и для первичной ГПП всей мощности, по формулам (6.8) и (6.9), учитывая, что дебит qн известен только для нового интервала, который будет подвержен ГПП. Ожидаемая дополнительная добыча нефти и газа определяется по формулам (6.10) и (6.11). Таким образом, дополнительная добыча нефти и эффективность ГПП рассчитываются аналогично, как и для первого варианта.

Полный дебит скважины равен сумме дебитов

q^™ = qн + q^,-    (6.17)

Но эффективность ГПП определяем только в связи с дебитом дополнительного интервала и приростом добычи нефти за его счет.

4. Вторичная ГПП части разреза, вскрытого до того КП, в скважине с однородным пластом.

Для расчета эффективности ГПП применим условную гидропроводность каждого перфорированного пласта Ег в разрезе скважины:

Ег = k0i hnjri,    (6.18)

где k0i - проницаемость пласта, мкм2; hUJd - толщина пласта, м.

Находим суммарную условную гидропроводность всех пластов скважины:

е скв = 2^Ал i.    (6.19)

1

Относительную гидропроводность каждого пласта е о^ находим из формулы

е от i = е i / е скв i.    (6.20)

Потенциальный дебит каждого пласта

Япн . = Япе от . ,    (6.21)

i i

где дпн - потенциальный дебит i-го пласта, м3/сут.,

i

Коэффициенты гидродинамического совершенства пластов, которые подвергаются КП или ГПП, рассчитывают по формулам или определяют по графикам.

Зная потенциальный    дебит    скважин    с    однородным    пластом    и    значения

фс = Фкп или фгп легко    определяем    ожидаемый    дебит    жидкости    каждого из

пластов после КП или ГПП по формуле

^п(кп, гп). Qn.ai Фс(кп, гп).    (6.22)

Дебит скважины перед ГПП рассчитывают как сумму дебитов всех пластов после КП. После ГПП для части пластов вычисляют новый дебит этих пластов, который вместе с дебитом остальных пластов после КП в сумме будет составлять новый дебит скважины.

Дебит нефти каждого пласта определяют по известному дебиту жидкости после КП или ГПП по формуле

^п(кп, гп)г ^п(кп, гп)г Рн 100 w0/100.    (6.23)

Ожидаемый прирост дебита из г-го пласта

= ?н(кн, гн) - qн,кпг,

а для нескольких пластов

?н.гп - ?н.кп = 2 Мш-    (6 24)

1

Тогда прирост добычи нефти определяем по зависимости

AQn = (?н.гп - ^н.кпЖЛ.    (6.25)

1

Прирост добычи газа рассчитываем по формуле (6.11), а экономическую эффективность проведения ГПП - по уравнению (6.12).

Рассматривая значения технологической и экономической эффективности ГПП, принимаем решение о целесообразности ее проведения.

5. Вторичная ГПП для части интервала, раскрытого уже КП, в скважине с неоднородным пластом.

Для расчета эффективности ГПП вначале определим условную гидропроводность и потенциальный дебит каждого перфорированного пласта по формулам (6.18) - (6.21). Аналогично вычисляем фактический текущий дебит каждого пласта Aянфi по следующей формуле:

Ян.фi = Яфеотi,    (6.26)

где Яф - фактический дебит скважины после раскрытия пласта КП, м3/сут.

Находим значение коэффициента гидродинамического несовершенства скважины и каждого пласта

ф = ф i;

ф = Фi = Яф/Яп.    (6.27)

Коэффициенты гидродинамического несовершенства однородных пластов по характеру их раскрытия после проведенной кумулятивной перфорации проектируемой ГПП определяем по формулам или по графикам и рассчитываем на их основе ожидаемый дебит каждого однородного пласта я п кп

и qUIIli. Сравнивая значения фактических дебитов неоднородных пластов с рассчитанными дебитами однородных пластов после КП, можно увидеть, что последние гораздо больше. Следовательно, прогнозирование дебита неоднородных пластов после вторичной их ГПП также дает значительно завышенные результаты. Поэтому, определив ф или фi по формуле (6.27) для скважины с загрязненным пластом, рассчитать фс = ф/фс(кп гп), используя значение фс(кп, гп) однородного пласта, невозможно.

Дебит скважины с неоднородными пластами после ГПП определяем как и эффективность ГРП, поскольку ф = фгп близко к единице. Отметим, что и тогда ожидаемый дебит будет несколько завышенным:

ф, ,    , (6.28)

1П( / Гу

где фг - отношение дебитов скважины с неоднородными пластами до и после ГПП; Гусл - радиус условной скважины,

Гусл = Г с + /пл.    (6.29)

Ниже приведены расчетные значения    фг    для    гк = 200 м, гс = 0,1 м и из

меняющегося значения /пл после ГПП:

Гусл, м ................................................0,2    0,3    0,4    0,5    0,6    0,7

фг............................................................1,10    1,17    1,22    1,27    1,31    1,35

Ожидаемый дебит скважины (или части ее сечения) с неоднородным пластом после ГПП

Яф.гп = Яффг.    (6.30)

Тогда прирост добычи жидкости рассчитываем по формуле

^Яф = 2 Яф.гпi-2Яф.г^.    (6.31)

Прирост дебита нефти вычисляем по уравнению

прирост дебита газа - по формуле (6.14), дополнительную добычу нефти и газа - по уравнениям (6.16) и (6.11), экономическую эффективность ГПП -по формуле (6.9), а потом делаем вывод о целесообразности ГПП.

Пример 6.1.1

Вскрыть в интервале 2160-2185 м (йпл = 25 м) пласт, обсаженный зацементированной колонной DK = 146 мм с толщиной стенки 6 = 10 мм.

Цементное кольцо с (гс - DK/2) = 77 мм, поскольку напротив продуктивного горизонта имеются каверны. В таких условиях целесообразно применять ГПП. Размеры проектированных каналов ГПП в породе < асж = 50 МПа за цементным кольцом: /пл = 150 мм, гпл = 35 мм. Число ярусов каналов в горизонтальной плоскости одного яруса nK = 1. Радиус контура питания rK = = 100 м, радиус скважины гс = 0,1 м. Пласт с незагрязненной призабойной зоной: ф = фс. Потенциальный дебит скважины qu = 20 м3/сут; плотность нефти рн = 0,84 т/м3; заводненность продукции w0 = 0; газовой фактор G0 = = 160 м3/т. Цена 1 т нефти Цн = 150 руб., цена 1000 м3 газа Цт = 100 руб. Себестоимость 1 т нефти Сн = 50 руб., себестоимость 1000 м3 газа Сг = = 40 руб.; коэффициент ежемесячного изменения дебита Км = 0,96; коэффициент эксплуатации скважины К = 0,97; рассчитанная длительность эксплуатации скважины после ГПП 6 мес, так как работу выполняют в июне и tj = = 30,5 сут. Стоимость ГПП вычисляют по известной нормативной стоимости изготовления одного отверстия ГПП Ц0 = 1000 руб. Поэтому стоимость ГПП 25 м пласта плотностью n = nfl nK = 3 • 1 = 3 отв./м, Ссм = 25 • 3 х 1000 = = 75 000 руб.

Решение

1. Рассчитываем ожидаемый коэффициент гидродинамического совершенства скважины после ГПП по формуле (6.4)

ф =_Ы100/0»_= 0,78.

( 4-100'! + (    1    _1_'l

( 0,150'    (    0,150• 1 • 3 • 1,( 2 • 3,14• 0,0035 • 1 • 3• 1'

Напомним, что по условиям задачи ф = фгп.

2. Дебит нефти после ГПП определяем по уравнению (6.8):

qK = 0,8 • 20 • 0,84 • (100 - 0)/ = 13,1 т/сут.

3. Дополнительную добычу нефти после ГПП, которая будет произведена 25-30 июня текущего года, рассчитываем по формуле (6.10):

AQS = 13,1 • 0,97 • 30,5 • (0,961 + 0,962 + 0,963 + 0,964 + 0,965 + 0,966) = 2015 т.

4.    Прирост добычи газа вычисляем по уравнению (6.11):

AQT = 2015 • 160/1000 = 322 тыс. м3.

5. Экономическую эффективность работ вычисляем по (6.12) без сравнения с КП, которую здесь применять нецелесообразно в связи с большим диаметром каверны:

Э = (150 - 50)2015 + (100 - 40)322 - 750 000 = 145 820 руб.

Следовательно, проведение ГПП экономически выгодно.

Скважиной раскрыт пласт толщиной Апл = 10 м, потенциальный дебит которого дн = 10 м3/сут с обводненностью w0 = 30 %. Толщина цементного кольца 25 мм. В скважине возможна КП с зарядами ПК-103, плотностью 20 отверстий на 1 м с глубиной каналов в пласте /ш = 67 мм и радиусом каналов гпл = 2,6 мм или ГПП плотностью п = nfl пк = 3 • 1 = 3 отверстия на 1 м, глубиной каналов /пл = 150 мм и гпл = 35 мм. Остальные данные см. пример 6.1.1. Оценить технологическую целесообразность проведения ГПП стоимостью Стгп = 10 • 3 • 1000 = 30 000 руб.

Решение

1. Оценим ожидаемый коэффициент гидродинамического совершенства скважины после КП по формуле (6.4), сравнив пкп и 0,5 пкп:

Ф =_Ы100/0»_= 0,61.

( 4-100'! + (    1    + (_1_'l

* 0, 067 ' + ( 0, 067 • 20 • 0, 5,) 2 • 7,0 • 0, 0026 • 20 • 0, 5'

2.    Прирост дебита нефти после ГПП сравнительно с ожидаемым КП рассчитываем по формуле (6.13), используя известное значение фгп = 0,78 из примера 6.1.1:

Ддн = (0,78 - 0,61)10 • 0,84(100 - 30)/100 = 1,0 т/сут.

3. Дополнительную добычу газа вычисляем по уравнению (6.16)

Ддн = 1,0 • 0,97 • 30,5 • 5,2 = 154 т.

4. Дополнительную добычу газа рассчитаем по формуле (6.11)

Ддг = 169 — = 26 тыс. м3.

1000

5. Экономическая эффективность работ с учетом (6.12)

Э = (150 - 50)154 + (100 - 40)26 - 30 000 = -13 040 руб.

Таким образом, применение ГПП экономически нецелесообразно.

Пример 6.1.3

Скважиной открыта эоценовая залежь с тремя пластами. Первый пласт в интервале 2500-2514 м с толщиной пласта /пл = 14 м, перфорированный ПКС-80, плотностью п = 12 отверстий на 1 м (тип коллектора KL-1, пористость т0 = 10 %), второй пласт в интервале 2517-2528 м (KL- 1, т = 10 %, Нпл = 11 м) и третий пласт - 2534...2567 м (KL-2, т = 11 %, Нпл = 33), перфорирован ПКС-105 с такой же плотностью. Термометрическими исследованиями определено, что производят два нижних пласта. Провести ГПП в интервале 2500-2514 с прочностью породы на сжатие осж = 100 МПа для создания каналов /пл = 150 мм, гпл = 35 мм, плотностью п = пяпк = 3 • 1 = 3 отверстия на 1 м. Потенциальный дебит скважины дн = 82 м3/сут, обводненность w0 = 20 %.

Пласт является однородным в радиальном направлении ф5 = 1. Радиус скважины гс = 0,1 м, диаметр колонны DK = 146 мм. Остальные данные см. пример 6.1.1.

Стоимость ГПП оценивают с учетом результатов лредварительных работ:

Стлл — 14 • 3 • 1000 — 42 000 руб.

Решение

1.    Рассчитаем ориентировочное участие лластов в лритоке в скважину и их лотенциальные дебиты. Проницаемость лластов лервого и второго тила коллектора ло их лористости олределяют ло эмлирическим формулам.

2. По уравнению (6.18) рассчитываем условную гидролроводность каждого лласта, гидролроводность всех лластов скважины вычислим ло формуле (6.19), а лотенциальные дебиты каждого лласта ло уравнению (6.21). На-лример, для лервого лласта — 82 • 0,323 — 26,5 м3/сут. Результаты расчетов сведены в табл. 6.8.

Олределим лредлолагаемый коэффициент гидродинамического совершенства ло характеру раскрытия лласта кумулятивной лерфорацией, лоль-зуясь рис. 6.10. По данным кривой 7 для лерфорации ПКС-105 с п — 12 отверстий на 1 м в лороде с осж — 97 МПа значение фс — 0,57. Оно уменьшено для лрочности лороды с осж — 37 МПа, где фс — 0,69, в 1,2 раза. Аналогично, лользуясь кривой 8 для ПКС-80 и осж — 37 МПа, найдем фс — 0,53, а для

осж — 97 МПа имеем фс — 0,53/1,2 — 0,44.

Ожидаемый коэффициент гидродинамического совершенства лосле ГПП в интервале 2503-2513 м каналами /пл — 0,150 м и гпл — 0,035 м для nfl — 3 и пк — 1 (3 отверстия на 1 м) ло данным лримера 6.1.3 ф ^ 0,8.

3.    Рассчитываем ожидаемый дебит лосле КП, лользуясь данными о рассчитанных лотенциальных дебитах лластов и олределенными коэффициентами фс — 0,44 и фс — 0,57 и считая, что лласты являются незагрязненными. Тогда дебиты отдельных лластов вычисляем ло формуле (7.22). Для лервого лласта -кл — 25,5 • 0,44 — 11,7 м3/сут и т.д.

Результаты расчетов сведены в табл. 6.9.

Т а б л и ц а 6.8

Расчет потенциального дебита пластов скважины с незагрязненной призабойной зоной

Номер

лласта

Интервалы лерфорации, м

, м

m v %

Тил

коллектора KL

k0 ( фм2

Еот

qпн, м3/сут

h,

К

1

2500

2514

14

10

1

9

126

0,323

26,5

2

2517

2528

11

10

1

9

99

0,254

20,8

3

2534

2567

33

11

2

5

165

0,423

34,7

Всего

58

390

1,000

82,0

Т а б л и ц а 6.9

Расчет дебита пластов скважины с незагрязненной призабойной зоны после КП и ГПП

Номер

лласта

Фс — фкц

Чш,

м3/сут

Фс Фг^ м3/сут

м3/сут

Ч-л + Ч^ м3/сут

Чныл,

м3/сут

Чнгл,

м3/сут

м3/сут

1

0,44

11,7

0,80

21,2

21,2

7,9

14,2

6,3

2

0,57

11,9

11,9

8,0

8,0

0

3

0,57

19,8

19,8

13,3

13,3

0

Всего

43,4

52,9

35,3

63

43, 4 • 0, 84(100 - 20)    „    .

q**. =-= 29,2 т/сут.

1 00

Аналогично найдем дебит нефти каждого пласта и запишем в табл. 6.9.

5.    Рассчитаем ожидаемый дебит после ГПП для первого пласта.

Проще всего в этой ситуации воспользоваться формулой (6.22), подставив фс(гп) = 0,8 для ГПП. Тогда дебит первого пласта qTU = 26,5 • 0,8 = = 21,2 м3/сут, а дебит скважины qIU = 21,2 + 11,9 + 19,8 - 52,9 м3/сут.

Принимая во внимание заводненность пласта, вычисляем дебит нефти после ГПП по уравнению (6.23)

со п по/ (100 - 20)    -    ,

qнгп = 52 • 9 • 0,84-= 35,5 т/сут.

100

6. Определяем ожидаемый прирост добычи нефти по формуле (6.25)

AQIJ = (35,5 - 29,2) 0,97 • 30,5 • 5,2 = 969 т.

7.    Прирост добычи газа найдем по уравнению (6.11)

AQf = 969 • 160/1000 = 155 тыс. м3.

8.    Рассчитаем экономическую эффективность работ по формуле (6.12):

Э = (150 - 50)969 + (100 - 40)155 - 42 000 = 64 200 руб.

Таким образом, процесс ГПП экономически эффективен.

Пример 6.1.4

Условия такие же, как в примере 6.1.3, с той разницей, что пласты в призабойной зоне загрязнены и пласт неоднороден в радиальном направлении. Фактический дебит скважины перед ГПП qф = 27 м3/сут, а обводненность w0 = 20 %. Проверить, эффективно ли ГПП экономически в этой же скважине в условиях загрязнения призабойной зоны.

Решение

1. Вычислим коэффициент гидродинамического несовершенства скважины, используя значение фактического и потенциального дебитов, по уравнению (6.27). Например, для какого-нибудь пласта

ф = 27,0/82,0 = 0,33.

2.    Рассчитаем распределение фактических дебитов между пластами, используя данные из табл. 6,8-6.9.

Фактический дебит пласта № 1, определенный по формуле (6.26), составляет

qнфi = 27 • 0,333 = 8,7 м3/сут.

Результаты расчетов сводим в табл. 6.10.

3.    Определяем фс = фкп и фс = фгп, как в примере 6.1.3. Находим соответствующие им дебиты скважины с однородными пластами. Сравнивая значения дебитов однородного пласта № 1 после КП и ГПП qнкп 11,7 м3/сут и q^ = 21,2 м3/сут с фактическим дебитом неоднородного пласта q^ = = 8,7 м3/сут, приходим к выводу о значительном влиянии загрязнения при-

Т а б л и ц а 6.10

Расчет дебита пластов скважины с загрязненной призабойной зоной после КП и ГПП

Номер

пласта

9п.ш,

м3/сут

-н.ф,

м3/сут

Ф<

Фс = Фкп

9н.кп,

м3/сут

я„,

м3/сут

9н.„,

м3/сут

Фг

^?ф.гп,,

м3/сут

Д-Н,

м3/сут

1

26,5

8,7

0,33

0,44

11,7

0,8

21,2

1,17

10,2

1,0

2

20,8

6,8

0,33

0,57

11,9

-

-

-

6,8

-

3

34,7

11,5

0,33

0,57

19,8

-

-

-

11,5

-

Всего

82,0

27,0

0,33

-

-

-

-

-

28,5

1,0

забойной зоны на дебит. Это влияние можно ликвидировать путем КО или обработок ПАЖ и т.п., но вначале оценим эффективность ГПП.

4.    Рассчитаем ожидаемое увеличение дебита скважины с неоднородными пластами после ГПП на основе фактического дебита как для скважины с увеличенным радиусом по формулам (6.28) и (6.29).

По уравнению (6.29) определяем условный радиус скважины:

гусл = 0,1 + 0,15 = 0,25 м.

Находим значение фг = 1,17 (6.28) и по (6.30) рассчитываем дебит пласта

-ф.гп = 8,7 • 1,17 = 10,2 м3/сут.

5.    Вычисляем по формуле (6.31) прирост дебита жидкости после ГПП: Д-ф = (10,2 + 6,8 + 11,5) - (8,7 + 6,8 + 11,5) = 1,5 м3/сут.

6. Прирост дебита нефти рассчитываем по уравнению (6.32)

Д-н = 1,5 • 0,84(100 - 20)/100 = 1 т/сут.

7. Определяем ожидаемый прирост добычи нефти Ддн = 1,0 • 0,97 • 30,5 • 5,2 = 153,8 т.

8.    Прирост добычи газа рассчитываем по (6.11)

Ддг = 153,8 • 160/1000 = 24,6 тыс. м3.

9. Экономическую эффективность работ определяем по формуле (6.32)

Э = (150 - 50)153,8 + (100 - 40)24,6 - 42 000 = -25 144 руб.

Таким образом, вторичная ГПП после КП в данной скважине с загрязненной зоной является экономически неэффективной. Для обеспечения эффективности работ необходимы большие приросты добычи нефти, которые достигают иными методами влияния на призабойную зону.

Задача 6.2

Оценить приближенно основные параметры ГПП, необходимые для обеспечения заданного коэффициента гидродинамического несовершенства скважины.

Методика

Принимаем, используя решения задачи 6.1, значение коэффициента гидродинамического несовершенства фс = фгп, которое обеспечивает экономически эффективное применение процесса ГПП. Одновременно определяем параметры перфорации /пл, гпл, n = nflnK, необходимые для его достижения.

Отметим, что существует произведение параметров перфорации, которое соответствует заданному значению фс. Например, соотношение фс = фгп = = 0,8 (см. рис. 6.1) при /пл = 300 мм и n = 1 отверстие на 1 м; /пл = 200 мм и n = 3 отверстия на 1 м; /пл = 150 мм и n = 4 отверстия на 1 м; /пл = 125 мм и n = 5 отверстий на 1 м либо /пл = 100 мм и n = 6 отверстий на 1 м. Поэтому предварительно необходимо оценить, какие режимы резания нужны для образования каналов заданных размеров и возможно ли их достичь при помощи технических средств, имеющихся в нашем распоряжении, и лишь после этого присоединить к детальным расчетам (задачи 6.3-6.5).

Вначале определим из преобразованной формулы (6.6) глубину канала ГПП - lt3, которая нужна для образования в пласте канала длиной /пл. Напомним, что канал lt3 проходит через стенку колонны, цементное кольцо, а потом углубляется в породу пласта. Значения гс в заданном интервале глубин пластов определяют по кавернограмме. Преобразованная относительно lt3 формула (6.10) имеет вид

lt3 = (Гс + О - (Лап + 1а),    (6.33)

где 1а - расстояние от торца насадки к стенке обсадной колонны.

Это расстояние должно составлять 10-20 мм и определяется следующим образом:

К = D2L - 6к - Лап,

где DK - диаметр эксплуатационной колонны, мм; 6К - толщина стенки обсадной колонны, мм; Лап - радиус аппарата, мм.

Желательно знать из экспериментальных данных прочность на сжатие образцов пород-коллекторов данного месторождения асж. Если прочность пород на сжатие не определена, то для ориентировочной ее оценки на месторождениях Прикарпатья можно использовать эмпирическую зависимость асж от m0:

асж = 180 - 8,57 m0,    (6.34)

где асж - прочность пород на сжатие, МПа; m0 - коэффициент пористости, m0 = 7+16 %.

Для ориентировочной оценки диаметра насадки d0 в АП и таких режимов резания, как перепад давления на насадках Aр и длительность одного резания t в зависимости от прочности породы на сжатие асж, целесообразно использовать данные, приведенные в табл. 6.10 и рассчитанные по нашей методике. Отметим, что рассчитанные значения не более чем на 10 % отличаются от измерений при стендовых испытаниях при адекватных условиях. Данные табл. 6.11 отвечают ГПП с незаякоренным АП (открытые условия образования каналов).

Из табл. 6.11 выбираем такие режимы резки, чтобы lt > lt3.

Из табл. 6.11 видно, что во время ГПП очень прочных пород Прикарпатья (асж = 100 МПа) в нормальных условиях резки (Ap = 20 МПа, d = = 4,5 мм и t = 20 мин) длина сформированного канала l = 78 мм, а при интенсивных режимах (Ap = 40 МПа, d = 6 мм и t = 20 мин) она возрастает до 180 мм. Поэтому для образования каналов в прочных породах следует применять интенсивные режимы и методы ГПП. Размеры канала (см. табл.

Т а б л и ц а 6.11

Изменение длины канала в зависимости от режимов их резания и диаметра насадки, мм

Прочность породы на сжатие, МПа

Время,

20

50

100

150

мин

Перепад давления в насадке, МПа

30

20

30

40

20

30

40

30

40

20

219

112

136

173

76

93

112

67

79

295

150

182

230

103

127

149

88

106

30

240

123

149

189

82

102

122

73

86

320

164

199

251

113

139

163

97

115

60

264

135

164

208

92

113

134

80

94

352

180

219

276

124

152

179

106

126

100

276

141

172

217

96

119

140

84

99

367

188

228

288

130

159

187

111

132

П

р и м е ч а н и е. В числителе данные для насадки

диаметром 4,5 мм,

в знаменателе -

диаметром 6 мм.

6.11) могут возрастать еще больше вследствие разгазировки жидкости с песком. Например, если степень разгазировки ф = 0,2 при давлении на уровне насадки в затрубном пространстве, то длина канала возрастает в 1,3 раза, а поверность - в 1,5 раза, если ф = 0,45 - соответственно в 1,5 и 2,1 раза.

Решая задачу, следует определить предполагаемое давление на устье скважтны для создания необходимого перепада давления на насадках.

Подобрав количество насадок, а из таблицы 7.8 - их диаметр и перепад давления, легко определить расход жидкости во время ГПП по приближенной зависимости.

^ап = 0,785d0^ап, 2 ' ^ ^ ,    (6.35)

Рсм

где ^ап - расход жидкости, м3/с; d0 - диаметр насадки, м; пап - число насадок; ^ап = 0,89 для насадок аппарата АП-6М и воднопесчаной смеси; Ар -перепад давления на насадках, МПа; рсм - плотность смеси, кг/м3.

Например, для смеси воды с песком с концентрацией 50 кг/м3 плотность смеси рсм = 1030 кг/м3.

Число насадок в АП зависит от их диаметра, диаметра труб и глубины скважины. Для средних глубин H = 2500 мм, dx = 73 мм и d0 = 4,5 мм пап = = 2+6, а для d0 = 6 мм пап = 2+4.

Потери давления в зависимости от рекомендательного расхода водопесчаной смеси оценивают по экспериментальным данным, приведенным в табл. 6.12.

Т а б л и ц а 6.12

Потери давления во время циркуляции водопесчаной смеси для ГПП в скважине

q, л/с

Расход давления АРтр на 100 м глубины для конструкций колонны, мм, при

DK = 146 мм и dr,

DK = 168 мм и dr, мм

60

73

89

60

73

89

5

10

15

20

25

П р и м = 73 мм дан

0,030

0,130

0,310

0,520

0,720

1е ча н и я. 1. ные Интерпол

0,025

0,115

0,270

0,440

0,620

Эксперимента

ированы.

0,020

9,100

0,230

0,370

0,520

льные данны

0,020

0,120

0,270

0,420

0,560

г по П.М. Ус

0,018

0,100

0,230

0,360

0,490

ачеву. 2. Для

0,015

0,080

0,190

0,310

0,430

НКТ d, =

Полная потеря давления Др = ДртрЯап ,    (6.36)

тр 1 00 где Нап - глубина спуска НКТ, м.

Ожидаемое давление на устье

Др у = Др + Др тр.    (6.37)

Время, необходимое для образования канала, ориентировочно определяют из табл. 6.8, обычно t = 30+60 мин.

Выбираем режим, для которого давление на устье в 1,5 раза меньше, чем давление опрессовки насосных агрегатов. Давление опрессовки не может превышать максимального давления принимаемых агрегатов. Таким образом,

Рдоп = Ропр/1,5,    (6.38)

Р1 ^ Рдоп.    (6.39)

Пример 6.2.1

Оценить основные параметры ГПП скважины, которую проектируют для раскрытия эоценового пласта с ф = 0,8. Интервал перфорации 2500-2514 м, тип коллектора KL-1, пористость т0 = 10 %, радиус скважины гс = 0,1 м. Предварительная КП перфоратором ПКС-80 плотностью 12 отверстий на 1 м не обеспечила качественной связи скважины с пластом. Это обнаружено термометрическими исследованиями скважины после проведенной КО всего раскрытого сечения. Предприятие применяет насосные агрегаты УН1-630 х х 700А (4АН-700) с такими характеристиками для 1300 об/мин коленчатого вала: I скорость ра = 70 МПа, g = 4,1 л/с; II скорость ра = 54 МПа, q = = 5,5 л/с; III скорость ра = 39 МПа, q = 7,8 л/с.

Решение

1.    Определяем произведение значений плотности перфорации с определенной глубиной канала ГПП, которые обеспечивают фс = фгп = 0,8. Перечисленные параметры перфорации находим из рис. 6.10 и сводим в табл. 6.13.

2. Рассчитаем длину канала, который необходимо выработать ГПП, чтобы получить нужную 1пл по формуле (6.33), при этом радиус скважины гс = = 0,1 м, диаметр эксплуатационной колонны DK = 146 мм, толщина стенки 6К = 10 мм.

Т а б л и ц а 6.13

Значение плотности перфорации с определенной глубиной канала ГПП

Фгп

1пл, мм

п, отв/м

l, мм

0,8

300

1

337

0,8

200

3

237

0,8

150

4

187

0,8

125

5

162

0,8

100

6

137

Рассчитаем вначале

l/ = 146/2 - 10 - 50 = 13 мм.

Например, для длины канала в пласте (1пл = 100 мм) определяем необходимую глубину канала ГПП lt по формуле (6.33):

lt = 100 + 100 - 50 - 13 = 137 мм.

3. Оцениваем прочность породы по ее пористости согласно (6.34): асж = 180 - 8,57 • 10 = 94 МПа.

4.    Сравнивая по табл. 6.11 возможные длины каналов для породы с асж = 100 МПа и наибольшей насадки с d0 = 6 мм с определенными необходимыми значениями lt в табл. 6.13 этого примера, приходим к выводу, что для ГПП можно рекомендовать такие режимы резки:

для 1пл = 100 мм, lt = 137 мм - Ap = 30 МПа, t = 30 мин и n = 6 отверстий на 1 м

либо

для 1пл = 150 мм, lt = 187 мм - Ap = 40 МПа, t = 60 мин и n = 4 отверстия на 1 м.

Вначале следует проверить возможность использования режима с меньшими Ap и t.

5. Рассчитываем расход жидкости, приняв необходимое количество насадок n-щ = 4 в АП с d0 = 6 мм по зависимости (6.35):

q^ = 9,78 • 0,0062 • 4 • 0,89 • л/2000 • 30 = 0,0244 м3/с =    25 л/с.

На одну насадку qt = q/n^ = 25/4 = 6,25 л/с.

6.    Ожидаемые потери давления во время проведения ГПП в скважине с DK = 146 мм, dx = 73 мм согласно табл. 6.12 для q = 25 л/с, Ap = = 0,62 МПа/100 м.

Для глубины Нап = 2500 м полную потерю гидравлического давления рассчитаем по формуле (7.36):

Ap = 0,62 — = 15,5 МПа.

100

Ожидаемое давление на устье определяем по формуле (6.37):

px = 30 + 15,5 = 45,5 МПа.

Расчет для Ap = 40 МПа не производим, поскольку допустимое    давление

выполнения работ в 1,5 раза меньше максимального,    которое    может    разви

вать агрегат 4 АН-700:

paon = 70/1,5 = 46,7 МПа.

Таким образом, предварительно выбираем для расчета процесса ГПП следующие параметры и режимы перфорации:

фгп = 0,8; 1пл = 100 мм, n = 6 отверстий на 1 м; lt = 137 мм;

Ap = 30 МПа; t = 30 мин для АП с d0 = 6 мм и nsa = 4.

Если не найдены режимные параметры, способные обеспечить параметры перфорации, то необходимо снизить уровень фгп = 0,7. После нахождения новых параметров перфорации решение повторяют.

Рассчитать параметры резки во время ГПП, которые обеспечивают заданное значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины по характеру раскрытия пласта.

Методика

Основные параметры перфорации, которые обеспечивают выполнение намеченного задания, фс = Д1плп). Для образования в пласте канала 1пл необходимо, чтобы канал, проходящий через обсадную колонну и цементное кольцо, имел большую длину lt.

Основная формула для расчета всей длины образуемого канала имеет следующий вид:


(6.40)

где d0 - диаметр насадки, м; Сгп - коэффициент, учитывающий условия ГПП; и0 - скорость потока на выходе из насадки, м/с; и0п - начальная скорость разрушения породы (металла), м/с; f(t) - функция времени минимальной длины канала, который вырабатывается за заданное время t.

Коэффициент, учитывающий влияние условий перфорации, для ГПП с заякоренным перфоратором АП (закрытые условия образования канала) Сгп = 1,3, а для ГПП с незаякоренным АП (открытые условия) Сгп = 1,5.

Скорость (м/с) потока на выходе из насадки

(6.41)

где ^ап = 0,89 - для коноидальных насадок АП; Др - перепад давления на насадках, МПа; рсм - плотность смеси жидкости с абразивным материалом, кг / м3.

Начальную скорость (м/с) разрушения твердого тела гидроабразивным потоком иоп рассчитывают по зависимости


(6.42)

где Кгп - коэффициент, который зависит от свойств абразива и потока, для водопесчаной смеси Кгп =    1800, для глинистого раствора с абразивом

(^ 50 кг/м3) Кгп = 3000; для отработанного раствора (пять и более циклов циркуляции в объеме скважины) Кгп = 6000; осж - прочность породы на сжатие, МПа.

По экспериментальным данным с прочностью породы на сжатие осж = = 35 МПа начальная скорость разрушения песчаников иоп ^ 6 м/с, для известняков иоп = 7+10 м/с и для стали иоп = 25 м/с. Значение осж можно рассчитать, используя зависимость (6.38).

Напомним, что разрушение породы закончится, когда скорость на дне канала будет равняться значению иоп. Функция времени образования канала ГПП, которая изменяется в пределах 0 < f0 < 1, имеет вид

т=(A/D) t,    (6.43)

(A/ D) +1

где t - время от начала резки потоком, мин.

Ниже приведены коэффициенты A и B, определенные по (6.43) во время резки в среде с давлением, которое считают критическим.

Условия работы потока............................... А    В    А/В

Открытые............................................... 0,0331    0,0051    6,49

Закрытые................................................ 0,0853    0,0057    14,96

Расчеты по формуле (6.43) дают следующие результаты: f0(t) = 0,75;

0,82 и 0,9 за t = 20; 30 и 60 мин действия потока при незаякоренном перфораторе АП и соответственно f0(t) = 0,58; 0,67 и 0,75 при заякоренном перфораторе АП.

Анализируя формулу (6.40), замечаем, что наибольшее влияние на длину канала оказывает диаметр насадки. Однако вследствие увеличения d0 >

> 6 мм возрастают затраты жидкости и соответственно гидравлические затраты, что нецелесообразно.

Расчеты l можно упростить, если в формулу (6.43) подставить выражения (6.41) и (6.46) и привести к следующему виду:

lt = d0Crn(1542 I———f,(t) - 1).    (6.44)

V Кгпа сж

Напомним, что рекомендуемые параметры образования каналов во время одного резания следующие: t = 30+60 мин и Ap = 20+30 МПа для пород с асж < 50 МПа и Ap = 30+40 МПа для пород с асж = 100 МПа.

Увеличение глубины канала в 1,5-2 раза достигают путем газирования жидкости с песком.

Для расчета длины канала, образованного газированной жидкостью, применяют формулу (6.44), в которой вместо u0 подставляют

иог = (1,15 + 1,85 ф)и0,    (6.45)

где и - скорость потока газированной жидкости, м/с; ф - степень разгази-ровки жидкости в глубинных условиях (формула действительна для 0,1 < < ф < 0,5),

ф = —( а/ ); (6.46)

а + (pг.ст /p0)

33

а - степень разгазировки жидкости в поверхностных условиях, м33; pr.CT -гидростатическое давление в нижней части НКТ длиной L; p0 - атмосферное давление.

Заметим, что время образования канала ГПП при одном положении АП обычно составляет 30-40 мин.

Пример 6.3.1

Рассчитать параметры резки для образования каналов по условиям примера 6.2.1 и 1пл = 150 мм; lt = 187 мм; n = 6 отверстий на 1 м, чтобы обеспечить фс = 0,8. Гидропескоструйную перфорацию производят водой с песком концентрацией 40 кг/м3, АП на 73 НКТ, незаякоренный (открытые условия перфорации).

Решение

1. Для представленных условий рассчитаем, как изменяется длина канала во времени относительно максимальной.

По формуле (6.43) при A = 0,0331 и B = 0,0051

t

t


fo(t) ¦¦


(A/B) + t    6,5 + t

Например, для t = 15; 30; 45 и 60 мин значение f0(t) соответственно равно 0,70; 0,82; 0,87 и 0,90. Отсюда выбираем t = 45 мин, так как дальше канал углубляется медленно.

2. Преобразуем формулу (6.44) с учетом того, что для t = 45 мин f0(t) = = 0,87, для водопесчаной смеси Кгп = 1800 и для незаякоренного АП Сгп = = 1,5

4 = 1,5d0 1542 • 0,87.


(


lt = 1,5 d (31,6Л/лр”


+


(


+


1542 • 0, 87 42, 4


Ар


1,5dr


а„


3. Рассчитаем lt для асж = 94 МПа; d0 = 4,5 и 6 мм; Ар = 25; 30; 35 и 40 МПа.

Для диаметра насадки d0 = 4,5 мм и перепада давления на насадке Ар = = 25 МПа по преобразованной формуле в п. 2 данного примера найдем lt =

= 1,5 • 4,5(31,6 --25 /94 - 1) = 102 мм. Для Ар = 30, 35 и 40 МПа значение lt будет составлять соответственно 114; 123 и 132 мм, а для этих же значений Ар и d0 = 6 мм длина канала lt = 136; 152; 164 и 176 мм.

4.    Сравнивая полученные результаты расчетов длины каналов lt с необходимой длиной каналов (см. табл. 6.13), отмечаем, что ГПП следует проводить при Ар = 30 МПа или Ар = 35 МПа через насадки диаметром d0 = = 6 мм.

Пример 6.3.2

Рассчитать параметры резки для образования каналов ГПП глинистым раствором с песком (50 кг/м3). Остальные данные и требования к параметрам перфорации аналогичны указанным в примере 7.2.1.

Решение

1. Обоснуем значение некоторых параметров ГПП: для открытых условий ГПП Сгп = 1,5; во время применения смеси глинистого раствора с песком Кгп = 3000. Для t = 15; 30; 45 и 60 мин значение f0(t) соответственно составляет 0,70; 0,82; 0,87 и 0,90. Аналогично примеру 6.5.7 выбираем t = 45 мин, для которого свойствен наибольший прирост длины канала.

2.    Преобразуем формулу (6.44) с учетом обоснованных значений параметров:

,    Ар    + а с j (1542 • 0,87 I Ар +

lt = 1,5d0 1542 • 0,87--1 = 1,5d0i- —

1    --------1    42,4 V а

3. Для d0 = 4,5 мм и Др = 25 МПа по преобразованной формуле в п. 2 данного примера найдем lt = 1,5 • 4,5(24,5 --25/94 - 1) = 78 мм. Для осж = = 94 МПа, Др = 30; 35 и 40 МПа lt будет составлять 85; 93 и 100 мм, для этих же значений Др и d0 = 6 мм длина канала lt будет равняться соответственно 104; 114; 124 и 133 мм.

4.    Сравнивая полученные максимальные длины каналов ГПП при использовании глинистого раствора (lt = 133 мм для Др = 40 МПа и d0 = 6 мм) с необходимыми параметрами, которые обеспечивают фс = 0,8, по табл. 6.13 находим lt = 137 мм при п = 6 отверстий на 1 м. Приходим к выводу, что такой способ ГПП целесообразен только при максимальных технологических режимах резания. При таких условиях существенно изнашивается оборудование и нестабильно работает техника, поэтому проводить ГПП очень прочных пород на глинистом растворе нерационально.

Пример 6.3.3

Рассчитать параметры резки для образования каналов ГПП в известняке с

осж = 45 МПа отработанным раствором, с добавкой барита плотностью р = = 1500 кг/м3 и песка (50 кг/м3) через насадки с d0 = 6 мм.

Решение

1. Принимаем следующие значения некоторых параметров ГПП: Сгп = = 1,5; Кгп = 3000 и длительность образования каналов t = 30 и 45 мин, значение f0(t) для которых соответственно равно 0,82 и 0,87.

2. Преобразованная формула (6.44) имеет вид, как в примере 6.3.2.

3.    Для осж = 45 МПа при d0 = 6 мм, t = 30 мин и Др = 20; 25; 30 и

35 МПа значение lt будет составлять 128; 145;    160 и 173 мм, для этих же

значений Др и d0 при t = 45 мин значения lt будут равняться 137; 154; 170 и 184 мм соответственно.

4. Полученные длины каналов ГПП во время перфорации через насадки значения с d0 = 6 мм за t = 45 мин свидетельствуют о том, что все они соответствуют условиям задачи. Таким образом, ГПП с использованием глинистого раствора с песком пород средней прочности, подобно ГПП очень прочных пород с водопесчаной смесью, целесообразно производить, применяя перечисленные режимы резки.

Задача 6.4

Рассчитать режимы работы насосных агрегатов и количество спецтехники для ГПП.

Методика

Расчет производят по заданному перепаду давления на насадках определенного диаметра и для выбранного числа насадок, учитывая первую снизу от забоя скважины глубину отверстия ГПП, диаметр и толщину стенок эксплуатационной колонны и НКТ.

Вначале рассчитываем расход жидкости (м3/с) во время резки через насадки АП по формуле (6.35):

Яап = 0,785^ЧпИ ап^^О^/рсм.

Обычно принимают число насадок, при котором затраты жидкости не превышали бы 0,025 м3/с для ограничения гидравлических потерь. Применяют п.п6 для насадок с d0 = 4,5 м и п.п < 4 для насадок с d0 = 6. Для ко-ноидальных насадок иап = 0,89.

Плотность смеси жидкости с песком (кг/м3) определяют по формуле

рсм ёпкпск рж) + рж,

где рпск - плотность абразивного материала, для зерен кварцевого песка рпск = 2650 кг/м3; рж - плотность жидкости, кг/м3.

Отсюда

(

^пск

Спк


Спск + рпск

3

где Спск - концентрация песка в жидкости, кг/м3.

Значение давления (МПа) на устье скважины рассчитываем по уравнению (6.41):

!У = Ap + Apтр.

Значение Ap.^ определяют из преобразованной формулы Дайси -Вейсбаха как сумму гидропотерь в НКТ и затрубном пространстве:

Ap.^ = 6,02 • 105 • 0,01й’ап х

/„ 0,75\1,75..0,25    „0,75/яп„ \1,75,,0,25    +

х I р см (60qаи) И см |    рсм (60qаи) И см    ,    (6.49)

(dT - 2Sт)4'75    (DK - 2Sк - dT)3(DK - 2Sк - йт)1'75

где Нап - глубина нижнего отверстия перфорации, м; dт - внешний диаметр НКТ, м; 6т - толщина стенки НКТ, мм; DK - внешний диаметр обсадной колонны, мм;

Исм = Ире 3,18Cm;    (6.50)

Ир - вязкость жидкости без песка, МПа-с.

Рассчитанное по формуле (6.37) давление на устье сравниваем с характеристикой насосных агрегатов и допустимым давлением, вычисленным по формулам (6.39) и (6.38), когда принимаем решение о режиме их работы. Можно также рассчитать необходимое давление опрессовки напорных линий

Poп = 1,5 • Pу.    (6.51)

Число насосных агрегатов

П.п = ^апАа^ +    1    (6.52)

где дап - затраты    жидкости насосного агрегата во    время нагнетания    на такой

скорости, для которой рабочее давление меньше расчетного.

Частота вращения коленчатого вала насосного агрегата для 4АН-700 составляет 1300-1500 об/мин.

Число обслуживающих агрегатов, которые подают жидкость с низким давлением на пескомесительную машину (цементирующий агрегат) n4.a, определяют по формуле

Рис. 6.14. Схема обвязки оборудования при ГПП:

1 - гидропескоструйный аппарат; 2 - муфта-репер; 3 - обсадная колонна; 4 - НКТ; 5 - сальник устьевой; 6 - обратный клапан; 7 - фильтр для песка; 8 - насосные агрегаты высоконапорные; 9 - блок манифольда; 10 - пескосмесптель; 11 - насосные агрегаты низкого давления; 12 - выкидная линия в емкость; 13 - сито для улавливания хлама; 14 - емкость для жидкости

Пц.а = Па.н/2.    (6.53)

Кроме указанных агрегатов используют блок манифольда, СКУ и автоцистерны для перевозки жидкостей. Схема обвязки оборудования изображена на рис. 6.14.

Пример 6.4.1

Рассчитать режим работы во время ГПП с Ар = 30 и 35 МПа через насадки с d0 = 6 мм. П ри этом концентрация песка в воде Спск = 50 кг/м3; плотность зерен песка рпск = 2650 кг/м3; плотность воды рж = 1000 кг/м3; глубина установки АП для ГПП в скважине 2500 м; внешний диаметр эксплуатационной колонны D к = 146 мм с толщиной стенки 6К = 10 мм; внешний диаметр НКТ составляет 73 мм с толщиной стенки 6т = 5,5 мм; вязкость воды [хж = = 1 мПа • с. Характеристика применяемых насосных агрегатов 4АН-700 (ра.н., да.н.) приведена в примере 6.2.1.

Решение

1.    Найдем плотность смеси жидкости с песком. Для этого вначале рассчитаем Спк по формуле (6.48):

СпК--50--0,0185.

50 + 2650

По уравнению (6.47) рсм = 0,0185(2650 - 1000) + 1000 = 1030 кг/м3.

2. Расход жидкости да.н через все 6-мм насадки АП рассчитываем по формуле (6.35), приняв n = 4:

3. Вычисляем гидравлические потери во время циркуляции жидкостнопесчаной смеси через НКТ вниз до АП и по затрубному пространству вверх к устью скважины по формуле (6.49). Для этого предварительно рассчиты-

1    л    3,18-0,0185

ваем вязкость смеси жидкости с песком по формуле ^см =1 • е ’    =

= 1,06 мПа • с,

10Я0°,751 51,751 06°-25

Др = 6,02• 106 • 0,01-2500 1030    1,56

+


(73 - 11)4'75


10300'751, 51,751, 060'25

20,8 МПа.

(146 - 20 - 73)3(146 - 20 + 73)1'

4. Ожидаемое давление на устье во время ГПП находим по формуле (6.37)

ру = 30 + 20,8 = 50,8 МПа.

5. Сравниваем давление и затраты жидкости насосных агрегатов 4АН-700 с необходимыми параметрами для ГПП. По техническим возможностям допустимо проводить ГПП на II скорости 4АН-700, при этом ра.н = 54 МПа >

> ру.

6.    Определяем необходимое давление опрессовки нагнетательных линий по формуле (6.51 )

роп = 1,5 • 50,8 = 76,2 МПа.

Таким образом, для опрессовки необходимо использовать агрегат АЦФ (производство Румынии) с рабочим давлением ран = 100 МПа.

7.    Рассчитаем необходимое количество насосных агрегатов 4АН-700 во время их работы на II скорости (ру = 54 МПа и q = 5,5 л/с) для частоты 1300 об/мин с коэффициентом наполнения насосов 0,9 по формуле (6.52)

пан = (25/5,5 + 1) « 6 агрегатов.

8. Число вспомогательных агрегатов, например ЦА-320, определяем по формуле (6.53):

пца = па.н./2 = 3 агрегата.

9.    Кроме указанных агрегатов для проведения процесса необходимы пескосмесительный агрегат (например, 4ПА), блок манифольда (4БМ-700), станция контроля цементирования для записи давления на устье во время ГПП, автоцистерны.

Задача 6.5

Рассчитать продолжительность процесса ГПП и потребность в жидкости и материалах.

Методика

Для проведения ГПП используют жидкости, которые не уменьшают проницаемость перфорированных пород и имеют небольшую вязкость. Для пористых коллекторов пригодна пресная (техническая) вода с ПАВ, пластовая вода или водный 0,5-1,0 % раствор солей хлористого кальция с ПАВ либо

0,2-0,4 %-ный раствор ПАВ; для трещиноватых коллекторов с аномально высокими давлениями - глинистый раствор с абразивным материалом (песком, гематитом). Плотность жидкости для ГПП подбираем так же, как и для ремонтных работ в скважинах.

Для расчета количества жидкости и песка следует знать следующие характеристики АП: число насадок п.п; их диаметр d0; расстояние между насадками АП /ап; расход жидкости через все насадки дап; концентрацию песка в жидкости Спск.

Число установок АП для образования каналов ГПП рассчитывают по формуле

г.п = ^плП/п.н,    (6.54)

где кпл - толщина перфорированных ГПП пластов, м; n - число перфораций ГПП, отв./м; п.н - количество насадок с АП.

Объем жидкости для ГПП по закольцованной схеме определяем следующим образом:

УГп = (1,5+2,0)    Ускв    (6.55)

или

Угп = (1,5+2,0)    0,785 (DK - 26к)2НаШ    (6.56)

где Ускв - объем скважины; DK - внешний диаметр колонны, м.

Если жидкость вторично не используется, тогда

Vra = 1,3 qaJtian,    (6.57)

где qall - расход жидкости во время ГПП, м3/мин; t - длительность ГПП в течение одной резки, мин; 1,3 - коэффициент запаса жидкости для промежуточной промывки скважины.

Количество песка для ГПП (без вторичного использования жидкости)

Огп = 10-3 qaп tiап СпсК,    (6.58)

где Спск - концентрация песка в жидкости, 30+50 кг/м3.

Продолжительность процесса ГПП рассчитывают как сумму времени резания и времени промывания скважины. Если ГПП проводят за один светлый день работы спецтехники (в летний период 10-12 ч), то необходимо вызвать циркуляцию в скважине перед ГПП в количестве объема НКТ. Время циркуляции определяют следующим образом:

= 1,5 • 0,785 (d - 26т)2 Нп/q^,    (6.59)

где dт - внешний диаметр НКТ, м; 6т - толщина стенки НКТ, м; Нап - глубина спуска НКТ, м.

Промежуточные промывания производят перед поднятием перфоратора для последующей резки. Высота подъема НКТ во время ГПП одного интервала

1пдн = /ап + A/ап,    (6.60)

где /ап - расстояние между крайними насадками АП, м; A/^ - расстояние по вертикали между двумя соседними верхним и нижним каналами ГПП после поднятия АП для последующей резки.

В АП-6М расстояние между соседними насадками составляет 0,1 или

0,2 м.

Проверим число резаний, которое необходимо для ГПП в интервале перфорации кпл:

irn = ^ш/Сн-    (б-61)

Продолжительность промываний (мин) перед очередным поднятием АП для последующей резки вместе с временем перехода к новой установке АП рассчитаем по формуле

tTOH = (0,3t + 15)(ian - 1),    (6.62)

где ^п - 1 - число резаний, после которых требуется частичная    промывка

длительностью 0,3 t мин; 15 мин - время поднятия НКТ с АП для новой резки.

Продолжительность промывки жидкостью в объемах скважины после

ГПП:

^рм = 1,5 * VCKB/qaa.    (6.63)

^гп = tцрк + tпдм + ^рм + tгпп.    (6-64)

Полная продолжительность процесса

Подготовительные и завершающие работы длятся 60-120 мин.

Зная потребность в материалах, продолжительность работ и перечень спецтехники, рассчитывают стоимость процесса ГПП в целом.

Пример 6.5.1

Проектируется ГПП в скважине с обсадной колонной внешним диаметром DK = 146 мм и толщиной стенки 6К = 10 мм на НКТ диаметром dт = 73 мм с толщиной стенки 6т = 5,5 мм.

Аппарат собран из двух стандартных аппаратов АП-6М, соединенных переводным патрубком, который спускают на глубину 2514 м с четырьмя 6-мм насадками по следующей схеме. Звездочками отмечены насадки, размещенные в АП спирально через 90°.

<:-

200 мм

*

400 мм

*

*

200 мм

200 мм

^-

l ап

*

А1ап

После каждой резки в интервале Лпл = 14 м АП с НКТ приподнимается на А1ан = 200 мм, и резка продолжается. Таким образом, плотность ГПП n = = 4 отверстия на 1 м, расход жидкости q^ = 1,5 м3/мин; время резки t = = 45 мин для одной установки АП; концентрация песка в жидкости Спск = = 50 кг/м3.

Решение

1. Рассчитаем число резаний по формулам (6.54) и (6.61)

14 * 4    ..

i,„ =-= 14

4

или

2.    Количество жидкости для ГПП со сливом жидкости в емкость (см. рис. 6.14) определяют по формуле (6.56)

Угп = 2Ускв = 2 • 0,785(0,146 - 2 • 0,012) 2514 = 62,7 ^ 63 м3.

3.    Массу песка для ГПП рассчитывают по уравнению (6.58)

Оти = 10-3 • 1,5 • 45 • 14 • 50 ^ 47 т.

4. Продолжительность процесса циркуляции жидкости перед ГПП с учетом (6.59)

?црк = 1,5 • 0,785(0,073 - 2 • 0,0055)2 3514/1,5 = 7,6 мин.

5. Продолжительность поднятий перед переходом к новой резке определяют по формуле (6.62)

tms = (0,3 • 45 + 15)( 14 - 1) = 370,5 мин.

6. Длительность промывания после ГПП рассчитываем по зависимости (6.63)

t^u = 1,5 • 31,3/1,5 = 31,3 мин.

7.    Полная продолжительность процесса согласно (6.64)

Тгп = 7,6 + 14 • 45 + 370,5 + 31,3 = 1040 мин.

Поскольку ожидаемая продолжительность ГПП 1040/60 = 70 ч, то процесс будет продолжаться два дня (каждый день по такой схеме):

T = 7,6 + 7,45 + 370/2 + 31,3 = 539 мин.

Кроме того, требуется еще около 100 мин на подготовительнозавершающие работы.

6.10.3. ПРИМЕНЕНИЕ ПЭВМ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ

Анализ опыта планирования ГПП без применения ПЭВМ свидетельствует, что качество планов работ невысокое, а режимы ГПП планируются на основе эмпирических подходов. Для создания методических основ проектирования ГПП на ПЭВМ в Центре организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности (ЦОУЭНГ) в г. Ивано-Франковске разработана математическая модель проектирования процесса (см. подраздел 6.5), которая описывает образование каналов в пласте, необходимых для обеспечения заданного гидродинамического совершенства скважины. Методика проектирования базируется на комплексном применении данных стендовых и промышленных исследований, результаты которых использованы для проведения аналитических расчетов. Разработан алгоритм проектирования, при помощи которого рассчитывают технологические режимы процесса, потребность в материалах, оборудовании и спецтехнике, а также оценивают техникоэкономическую целесообразность ГПП. Рассмотрим поэтапно проектирование процесса ГПП на ЭВМ.

Информация, необходимая для проектирования ГПП, приведена ниже. Верх пропластка, м.

Низ пропластка, м.

Пористость пропластка, %.

Дебит жидкости фактический, м3/сут.

Дебит жидкости ожидаемый, м3/сут.

Обводненность, %.

Плотность нефти, т/м3.

Газовый фактор, м3/т.

Длина хода плунжера, м.

Буферное давление, МПа.

Число ходов плунжера, ход/мин.

Затрубное давление, МПа.

Пластовое давление, МПа.

Давление насыщения, МПа.

Плотность перфорации, отверстие на 1 м.

Число ярусов каналов.

Число каналов в ярусе.

Допустимое давление на устье во время ГПП, МПа.

Диаметр обсадной (эксплуатационной) колонны (внешний), мм.

Толщина стенки колонны, мм.

Диаметр НКТ (внешний), мм.

Толщина стенки НКТ, мм.

Длина НКТ, имеющихся у исполнителя ГПП, м.

Радиус контура питания, м.

Толщина пластов, подвергающихся ГПП, м.

Глубина спуска АП с насадками, м.

Пористость пластов, подвергающихся ГПП, %.

Пластовая температура, °С.

Радиус скважины (по кавернограмме), м.

Число насадок, шт.

Расстояние между крайними насадками, АП, м.

Диаметр насадок АП, мм.

Расстояние по вертикали между двумя соседними (верхним и нижним) каналами ГПП после поднятия АП для последующего резания, м.

Вязкость жидкости для ГПП, мПа • с.

Плотность жидкости для ГПП, кг/м3.

Плотность абразивного материала (песка), кг/м3.

Концентрация абразивного материала в жидкости, кг/м3.

Радиус гидропескоструйного аппарата, мм.

Время работы скважины после ГПП, по которому рассчитывается дополнительная добыча нефти, мес.

Стоимость образования одного отверстия ГПП, руб.

Цена 1 т нефти, руб.

Цена 1000 м3 газа, руб.

Себестоимость 1 т нефти, руб.

Себестоимость 1000 м3 газа, руб.

Затраты на проведение ГПП, руб.

Основные этапы проектирования следующие. Принимаем проектную величину фгп > фкп или фгп > 0,6. Рассчитываем число и длину каналов ГПП, требующихся для достижения заданной фгп. Определяем режимы образования каналов ГПП и выбираем из них возможные с давлением, меньшим допустимого. После этого находим продолжительность ГПП, потребность в спецтех-нике и материалах, рассчитываем колонну НКТ. В конце по технологическим и экономическим показателям процесса принимается решение о целесообразности проведения ГПП.

Структура и содержание исходных документов проектирования ГПП на

ПЭВМ показаны на примере проектирования процесса гидропескоструйной перфорации в скв. 706 Д.

Проект содержит вводную информацию о скважине, обоснование выбора скважины и технологии ГПП. Расчетная часть позволяет вычислить проектное значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины ф. Сравниваются необходимые для этого длина и число каналов ГПП с возможными для принятого ограничения по допустимому давлению на устье скважины (на насосных агрегатах). Рассчитываются колонна НКТ, потребность в материалах, жидкостях и длительность ГПП. В завершение определяются ожидаемый дебит, дополнительная добыча нефти и экономический эффект. Сравнивая различные варианты технологии, специалисты выбирают рациональный вариант.

Программа содержит инструкцию, в которой описаны порядок расчетов на ПЭВМ параметров и оценка эффективности ГПП. Проектирование ГПП на ПЭВМ - выгодное средство обоснования и принятия решений о целесообразности его применения в скважине.

Таким образом, предложена и реализована на ПЭВМ методика расчета основных параметров процесса резки каналов в пласте для выработки их на заданную глубину, влияние ГПП на продуктивность скважины. В целом применение методики повышает уровень проектирования ГПП и обеспечивает эффективность процесса.

6

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ВЫБОРУ ОПТИМАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПОСЛОЙНОНЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПДС И МПДС

6.1. ЗАДАЧИ ЭКСПЕРИМЕНТА, УСТАНОВЛЕНИЕ ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА И КРИТЕРИЕВ ПОДОБИЯ

Результаты лабораторных и теоретических исследований, приведенные в разделе 5, показали принципиальную возможность довытеснения остаточной нефти из малопроницаемых прослоев послойно-неоднородных пластов с применением ПДС и МПДС на поздней стадии заводнения нефтяных залежей.

Способ извлечения остаточной нефти при этом основывается на перераспределении закачиваемой воды по прослоям и зонам неоднородного пласта путем искусственного образования полимердисперсных систем (ПДС) или их модификаций в высокопроницаемых промытых водой объемах неоднородного пласта.

Большинство выводов о механизме и закономерностях образования ПДС и МПДС было получено на основе лабораторных исследований, выполненных без присутствия пористой среды. В то же время состав пород-коллекторов, удельная поверхность пористой среды, структура и размеры поровых каналов, присутствие остаточной нефти и некоторые другие факторы существенно влияют на процесс образования поли-мердисперсных систем и на формирование остаточного фильтрационного сопротивления промытых водой прослоев послойно-неоднородного пласта. Кроме того, на эффективность довытеснения нефти влияют соотношение проницаемостей высокопроницаемых и малопроницаемых прослоев пласта, а также начальное распределение объемов нефти по отдельным прослоям к моменту начала применения ПДС.

Моделирование процессов вытеснения нефти из послойнонеоднородных моделей пластов производилось с целью изучения закономерностей вытеснения нефти водой, определения влияния разработанных составов технологических жидкостей на фильтрационные характеристики пористой среды и процессы довытеснения остаточной нефти из малопроницаемых прослоев неоднородного пласта.

Исследование влияния неоднородности строения нефтяных залежей на динамику нефтеотдачи относится к числу наиболее важных задач совершенствования разработки нефтяных месторождений. Ее решение усложняется тем, что нефтенасыщенные коллекторы, как правило, характеризуются очень сложным геологическим строением. Даже в пределах одной залежи можно встретить различные типы неоднородности (прерывистость, слоистость, трещиноватость), изменение проницаемости и ряда других параметров пород по площади и объему, иногда называемое зональной неоднородностью пласта.

Для изучения влияния всех типов неоднородности строения нефтяной залежи широко применяются различные теоретические методы исследования. Одни типы неоднородности лучше исследуются методами механики сплошных сред, другие статистическими, третьи — экспериментальными методами. В частности, характер продвижения водонефтяного контакта в продуктивных пластах, толщина которых складывается из изолированных между собой пропластков разной проницаемости, и характер обводнения добываемой из них продукции можно описать обычными методами механики сплошных сред. Для оценки влияния прерывистости строения пород на нефтеотдачу пласта могут успешно применяться статистические методы исследований. Однако в реальных пластах встречаются и другие типы неоднородности, которые в настоящее время могут быть исследованы только экспериментальными методами. К числу таких типов неоднородности относится, например, послойная неоднородность пород. При этом пропластки разной проницаемости могут быть гидродинамически связанными или изолированными непроницаемыми прослойками.

Изучая процессы вытеснения нефти водой и другими нефтевытесняющими агентами на лабораторных установках и 288 получая результаты, которые можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт, необходимо учитывать все факторы, определяющие величину охвата пород вытесняющим агентом и коэффициента полноты извлечения нефти. В однородных пористых средах коэффициент охвата зависит от геометрии пласта и системы расстановки скважин. В неоднородных отложениях значение этого коэффициента зависит также от характера и степени неоднородности пород, от отношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз и от разности их плотностей. Влияние всех перечисленных факторов учесть трудно, но можно учесть некоторые из них на лабораторных моделях.

Намного сложнее при лабораторном моделировании учесть факторы, влияющие на коэффициент полноты извлечения нефти из пор, занятых вытесняющей водой (коэффициент вытеснения).

Коэффициент вытеснения нефти водой зависит от целого ряда характеристик: от скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границе двух фаз, разности их плотностей, структуры порового пространства, угла смачивания твердой фазы, содержания и свойств связанной воды, а также от химического состава нефти и вытесняющей ее жидкости или газа.

Неоднородность пласта, как отмечалось выше, является одним из главных факторов, оказывающих влияние на эффективность вытеснения нефти из пласта и на конечную нефтеотдачу. Очевидно, при вытеснении нефти из неоднородных пластов эффективность применения композиций химреагентов снижается из-за уменьшения коэффициента охвата пласта воздействием.

На основе обзора литературных данных и исходя из общих представлений о механизме процесса довытеснения нефти из терригенных коллекторов были выбраны наиболее важные факторы, влияющие на степень охвата неоднородного пласта воздействием при заводнении. Такими факторами являются: степень различия коэффициентов проницаемости отдельных прослоев послойно-неоднородного пласта, минимальные и максимальные значения коэффициентов проницаемости отдельных пропластков, наличие или отсутствие гидродинамической связи между прослоями, физико-химические свойства нефтевытесняющих композиционных систем, размеры создаваемых оторочек и некоторые другие. В лабораторных опытах изучали, как влияют на нефтеотдачу следующие факторы:

1)    степень различия коэффициентов проницаемости отдельных прослоев послойно-неоднородного пласта (отношение коэффициентов проницаемости);

2)    размеры создаваемых оторочек растворов композиций химреагентов;

3)    составы технологических жидкостей, закачиваемых в модель пласта (ПДС, МПДС, ПАВ и др.) для увеличения конечной нефтеотдачи;

4)    последовательность закачки технологических жидкостей (непрерывная, циклическая);

5)    наличие или отсутствие гидродинамической связи между пропластками неоднородного пласта.

Модели послойно-неоднородного пласта с гидродинамически не связанными пропластками создавали, используя два или более параллельно включаемых в систему вытеснения кернодержателя с моделями пористых сред.

В соответствии с выводами теоретических исследований, приведенных в работе [41], и с учетом проницаемостной неоднородности продуктивных пластов выбранных объектов исследований при подготовке моделей пористых сред добивались следующих соотношений коэффициентов проницаемости отдельных пропластков послойно-неоднородного пласта:

k1/k2 < 2; 2 < k1/k2 < 6 и k1/k2 > 6,    (6.1)

где k1 и k2 коэффициенты проницаемости соответственно высокопроницаемого и низкопроницаемого прослоев.

Известно, что некоторые процессы, способствующие увеличению коэффициента охвата воздействием, такие как про-тивоточная капиллярная пропитка, фильтрация нефти из более нефтенасыщенных прослоев в менее нефтенасыщенные, могут происходить в неоднородных пластах при наличии гидродинамической связи между прослоями. Поэтому наличие или отсутствие гидродинамической связи следует считать одним из факторов, влияющих на полноту вытеснения нефти из неоднородного пласта. При количественной оценке влияния этого фактора в реальных пластах необходимо пользоваться коэффициентом гидродинамической связанности пластов.

Модели неоднородного пласта, состоящего из двух гидродинамически связанных пропластков, как было показано в разделе 5, готовятся с использованием кернодержателей специальной конструкции [164]. В наших опытах кернодержате-лем служила труба из нержавеющей стали с внутренним диаметром не менее 30 мм, длиной 1 м. На одном конце кер-нодержателя устанавливается резиновая пробка с закрепленной вдоль образующей перфорированной пластиной. Ширина пластины соответствует внутреннему диаметру кернодержа-теля. К пластине прикрепляется хлопчатобумажная ткань длиной, соответствующей длине кернодержателя. Таким образом, полость кернодержателя разделяется с помощью пластины и ткани на две равные половины. По обе стороны от стальной пластины в пробке устанавливаются две выходные трубки диаметром 6 мм для отбора вытесняемой жидкости. После предварительной подготовки кернодержателя каждая половина полости трубы заполняется подготовленным песком «крупной» и «мелкой» фракций. Концы кернодержателей закрываются и кернодержатель устанавливается на вибростенд для уплотнения. Коэффициенты проницаемостей отдельных прослоев по воздуху оцениваются путем набивки отдельных кернодержателей песком соответствующей фракции при одинаковом режиме уплотнения.

Следует отметить, что механизм увеличения охвата послойно-неоднородного пласта при заводнении, как отмечалось выше, основан на увеличении фильтрационного сопротивления пород для воды практически полностью обводненных высокопроницаемых пропластков, в результате чего происходит интенсификация вытеснения нефти водой из малопроницаемых пропластков. Основные технологические жидкости ПДС и МПДС, за исключением «ПДС+ ЩСПК», практически не обладают более высокой по сравнению с водой нефтевытесняющей способностью. В связи с этим в качестве объектов исследований эффективности технологий довытеснения остаточной нефти выбирались залежи в послойно-неоднородных пластах без гидродинамической связи между отдельными пропластками. Целесообразность применения рассматриваемых МУН на основе ПДС и МПДС в послойно-неоднородных пластах с гидродинамически связанными прослоями необходимо обосновать путем проведения дополнительных исследований. В связи с этим большинство лабораторных опытов проводилось на моделях послойно-неоднородных пластов с гидродинамически несвязанными прослоями.

Лабораторные эксперименты по изучению процессов вытеснения нефти из неоднородных пластов водой и с использованием ПДС или их модификаций проводились в соответствии с ОСТ-39-195 — 86 и другими руководящими документами [60, 63, 120 и др.] при постоянном расходе вытесняющей жидкости. Режим вытеснения нефти при постоянном перепаде давления использовался лишь в отдельных случаях для экспресс-оценки эффективности процесса.

Используемые приборы и оборудование изготовлены из материалов, инертных по отношению к применяемым жидкостям (минерализованной воде, растворам ПАВ, полимеров, щелочей и др.) и не сорбируют ПАВ.

Для создания заданного противодавления на выходном конце кернодержателя устанавливался специальный контейнер с инертным газом (азот), подключенный в верхней части к газовому баллону высокого давления. В этом случае замер объема выходящих из образца жидкостей осуществлялся с помощью мерников высокого давления.

Лабораторные опыты по вытеснению проводились применительно к продуктивным пластам девонского горизонта, терригенным отложениям нижнего карбона месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, терригенным отложениям месторождений Западной Сибири и карбонатным коллекторам месторождений республик Татарстан и Башкортостан. Такой широкий выбор условий проведения лабораторных исследований объясняется тем, что значительная часть остаточных запасов нефти сосредоточена на объектах указанных нефтяных регионов. Кроме того, при подготовке и проведении исследований по созданию новых мУн, лабораторные и промысловые работы рассматривались как единое целое. Промысловые испытания новых технологий УНП являлись органическим продолжением лабораторных экспериментов, результаты которых позволяли судить об оптимальных условиях их применения и технологической эффективности.

При проведении лабораторных исследований процессов нефтевытеснения необходимо быть уверенным в том, что процесс, воспроизводимый в условиях опыта, точно или приближенно подобен натуральному. В большинстве случаев только при выполнении этого требования результаты исследований имеют практическую и теоретическую ценность.

Условия динамического подобного моделирования при решении задач фильтрации и вытеснения нефти из пористой среды впервые фундаментально разработаны Д.А. Эфросом, а затем развиты и дополнены отечественными и зарубежными исследователями. Критерии подобия в этих работах получили, исходя из предположения, что пласты сложены однородными породами, и поэтому их нецелесообразно использовать без уточнения условий неоднородных коллекторов. В последнем случае при выводе условий динамического подобия в систему определяющих параметров должны быть введены новые величины, характеризующие геометрию порового пространства

породы и степень ее неоднородности. Некоторые задачи моделирования процессов вытеснения нефти водой из неоднородных пористых сред рассмотрены Ш.К. Гиматудиновым [64].

Основой для установления параметров лабораторного опыта, как правило, служат безразмерные отношения величин, характеризующих физический процесс нефтевытесне-ния. Эти безразмерные соотношения (критерии или инварианты подобия) могут быть получены методом анализа размерностей или путем приведения к безразмерному виду уравнений, описывающих изучаемый процесс [27, 64, 189, 239].

Д.А. Эфросом условия подобия при вытеснении нефти водой получены из системы дифференциальных уравнений, описывающих усредненное движение, и граничных условий их решения. Эти уравнения были записаны без учета сжимаемости жидкости и изменения вязкости в зависимости от давления. При этих предположениях процесс вытеснения нефти водой с достаточной точностью описывается следующей системой дифференциальных уравнений [182]:

d

dx

kH

•-d-

dx

p+p I

= Ннm dp . k dt '

(6.2)

d

dx

kB

dx

p - p I

= Ивm dp k dt

(6.3)

k


k(dp / dx)

kB = —УвНв— — относительные проницаемости для нефти и

k(dp / dx)

воды; нн и ив — вязкости нефти и воды; k — начальная проницаемость пористой среды; m — коэффициент пористости

Рн + Рв

пласта; р — водонасыщенность; p = ъ среднее давление; рк(р) = рн — рв > 0 — капиллярное давление, являющееся функцией водонасыщенности; t — время; х — линейная координата.

Вследствие предположения о несжимаемости жидкостей абсолютное значение давления не влияет на процесс и, как видно из (6.4), существенна лишь величина перепада давлений.

Путем умножения и деления входящих в уравнения (6.2), (6.3), (6.4) и (6.5) переменных на соответствующие характерные значения длины L, перепада давления Др0, времени t0 уравнения (6.2), (6.3) и (6.4) приводятся к безразмерному виду

д_

д_


кн —\ р + Рк1 - Рк0


д^Г 2    Дро


_    цвmL2 др

kt0 Др0 дt


кв    р рк РК0


kt0 Др0 дt

(6.3')


_ цн mL2 др


(6.2')


где р и рК — безразмерные, т.е. относительные давления;

?, = x/L — безразмерная длина; т = t/t 0 — безразмерное время.

За величину приведенного давления целесообразно [239] принимать начальную депрессию Др0 = (Др)(=0. Тогда безразмерные граничные условия запишутся в виде

р1 (t) - р2 (t) _ Др№)].

(6.4')

рх (0) - р2(0)    Дро

kH[р +    .-^1+-^ кв —_    v[t(T)].    (6.5')

н д^Р    2 Дро) Цв в д|    Дро к

Д.А. Эфросом показано, что подобие процессов означает тождественность дифференциальных уравнений и граничных условий. Уравнение вида (6.2'), (6.3'), (6.4') или (6.5') относится, очевидно, как к натуральному процессу, так и к процессу, происходящему в модели.

Для того, чтобы уравнения для модели и натуры тождественно совпадали, необходимо равенство коэффициентов при соответствующих членах. Кроме того, необходимо совпадение входящих в уравнения безразмерных функций и констант.

Подобие в случае вытеснения нефти водой достигается [239], если:

Рк0

Рк0

APo _

мод

_AP0 _

Цн L2 m

kto Apo

L^H v0

L^HV 0

AP0k _

мод

_ AP0k _

Г kH J    = Г kH ]

L H J мод    L H JH

Г kB J    = Гкв ]

L B _мод    L B JH

M'H

1

•p

Я

1

B

мод

Cd

нат

Pk

Pk

Pk0 _

мод

_ Pk0 _

нат

AP

AP

AP0 _

мод

_AP0 _

v

v

1

0

мод

1

0

1

нат

(6.6)


цн L2 m

мод

_ kt0 AP0 _


(6.7)

(6.8)

(6.9)

(6.10)

(6.11)

(6.12)

(6.13)

(6.14)


= ф(р); = ф(т);

нат

= m


Подробный анализ условий подобия и методы определения параметров опыта при моделировании однородных пористых сред даны в работах Д.А. Эфроса. Поэтому рассмотрим далее проблемы реализации условий подобия, связанные с неоднородным строением пористой среды, и пути определения параметров модели неоднородного пласта и условия проведения опытов.

Д.А. Эфросом показано, что фазовые проницаемости kH и kB являются функциями водонасыщенности Бв и безразмер-

Ств

ного комплекса

k |gradp|

Учитывая, что при трехмерном потоке градиент давления существует по направлению всех координатных осей, дополнительные соотношения, обеспечивающие равенство соответствующих фазовых проницаемостей модели и натуры запишем в виде

(6.15)

(6.16)

(6.17)


а

а

_ kx |gradPx| _

мод

_ kx |gradPx| _

нат

а

а

kx |gradpy|

мод

kx |gradPy|

нат

а

а

_kx |gradPz| _

мод

_ kx |gradPz| _

нат


Рассматривая параметры подобия (6.6)- (6.17), видим, что их реализация в опыте вызывает большие трудности. Одна из них заключается в том, что в эти параметры входят местные значения величин, характеризующих физические свойства горных пород, значение которых зависит от координаты. Кроме того, при воспроизведении некоторых безразмерных комплексов, характеризующих динамику потока, необходимо в каждой точке пористой среды знать соответствующие скорости потока и давления по координатным осям. Как отмечается в работе [64, 189, 239], эти затруднения, однако, можно преодолеть, если при моделировании учитывать значение и физический смысл соответствующих параметров подобия. Например, параметр

_ рк    а cos 9

(6.18)


П1 _ _

Ар    Др>/к7

m


определяет внешние размеры модели. При выборе его необходимо, чтобы в модели капиллярное давление по отношению к внешней депрессии было столь же малым, как и в натуре. При нарушении этого условия капиллярное давление, развиваемое менисками, становится в пористой среде господствующим источником силы, под действием которой нефть вытесняется из модели. В природных условиях параметр п1 очень мал, так как внешние перепады давления Ар, например, между нагнетательным и добывающим рядами скважин во много раз превышает среднее капиллярное давление, развиваемое менисками. Следовательно, при моделировании пара-

метра п необходимо прежде всего исходить из значений этого параметра по направлению вытеснения — вдоль оси х.

Аналогичный анализ показывает, что исходным значением параметра подобия

ст

(6.19)


=


к |gradp|

который должен быть положен в основу при моделировании, также будет его величина вдоль оси х. Что же касается местных значений проницаемости к и пористости m, входящих в п1 и п2, то их можно заменить величинами математических ожиданий распределения соответствующих параметров.

При моделировании процесса вытеснения нефти водой из неоднородных пород основная трудность заключается в реализации условий

Рк

Рк

_Др _

нат

_Др _

мод

или

(6.20)


ст cos 9

ст cos 9

Дрл/k / m

нат

Дрл/k / m

ст

ст

к |gradp| _

нат

_к |дгаф| _

мод


' i'

нат

_ L _

=


(6.21)


2


(6.22)


где It — расстояния, в пределах которых в пласте и в модели происходят существенные изменения физических свойств пород (зональная и послойная неоднородности пласта).

Совместное выполнение условий (6.20), (6.21) и (6.22) ведет к требованию сохранения условия

(6.23)


L

L

Д _

нат

_

мод

что практически осуществить невозможно, так как проницаемость модели для этого должна быть очень малой.

Приближенное моделирование, однако, можно осуществить, если пренебречь некоторыми второстепенными условиями подобия. При этом необходимо установить, что нереализуемые условия существенно не влияют на искомые закономерности.

Отношение pl<0/Ap0 для натуральных условий есть величина очень малая. В этом случае возможно пренебречь в уравнениях (6.2) и (6.3) величиной капиллярного давления и счи-

а

тать, что процесс не зависит от соотношения ,    =.

V(k / m)Ap

Единственным критерием, связанным с капиллярностью,

а

здесь является комплекс    , влияющий на значения

k |gr&dp|

фазовых проницаемостей    kH и kB. Приближенное подобие

будет достигнуто, если, сохраняя условие (6.21), пренебречь условием (6.20) и требовать для модели лишь достаточной малости капиллярного давления по сравнению с гидродинамическим перепадом давления.

Следует отметить, что физико-химические процессы, протекающие на контактах нефти и воды в пористой среде, тесно связаны со скоростью вытеснения и с начальными физико-химическими свойствами пластовой системы. Поэтому, чтобы избежать влияния гистерезисных явлений на результаты вытеснения, желательно в модели воспроизвести натурные скорости перемещения водонефтяного контакта и естественные физико-химические свойства пластовой системы. В связи с этим режимы вытеснения в наших лабораторных опытах выбирались исходя из условия обеспечения равенства скоростей фильтрации жидкостей, одинаковых с пластовыми.

Ш.К. Гиматудиновым [64] показано, что для средних условий (по проницаемости, вязкости нефти и воды, межфазному натяжению и углу смачиваемости) значения параметров будут равны п = 0,5-10“2, 7г2 = 2,23-106, п3 = 1/200, т.е. величина п для натурных условий очень мала и поэтому реализовать это условие в моделях затруднительно.

Пути преодоления этой трудности указал Д.А. Эфрос [239]. Он установил, что в опытах по вытеснению нефти водой можно не соблюдать пластовых значений параметров п1 и п2 , а ограничиваться теми значениями этих критериев, при которых интенсивность изменения нефтеотдачи от их значений уменьшается. В конкретных случаях по Д.А. Эфросу границу автомодельности необходимо установить эксперимен-

тально путем построения зависимости безводной нефтеотдачи от критериев п и п2.

Специально поставленные эксперименты [96] показали, что изменение п интенсивно влияет на процесс заводнения лишь до определенного значения этого критерия. При п < < (0,12- 0,15) можно не соблюдать равенства чисел п для модели и натуры, так как коэффициент вытеснения нефти мало зависит от дальнейшего уменьшения этого критерия. Что же касается пластовых значений параметра п2, то их можно без больших затруднений воспроизвести в лабораторных условиях.

Из приведенных соотношений для критериев подобия видно, что уменьшение поверхностного натяжения уменьшает перепад давления и не влияет на потребную длину модели. Можно избежать большой длины модели, если уменьшить проницаемость кмод, сделав ее значительно меньше натурной.

Следует, однако, иметь в виду, что помимо трудностей, связанных с получением малопроницаемых модельных образцов, нет оснований считать, что при уменьшении проницаемости удается сохранить геометрическое подобие порово-го пространства.

Малопроницаемые модели так же, как и модели большой длины, могут быть полезны при исследованиях специальных вопросов. Исследования же, цель которых — получение данных для конкретных месторождений, должны проводиться по возможности на соответствующих кернах и жидкостях, физические свойства которых близки к пластовым. Кроме того, жесткие требования к параметру п предъявляются в том случае, если при эксперименте оцениваются не только конечные результаты вытеснения, но и изучается динамика процесса (безводный коэффициент вытеснения, распределение насыщенностей и др.). В наших экспериментах в основном определяются конечные результаты опыта. Поэтому с учетом результатов оценочных расчетов и специальных опытов в наших экспериментах длина модели пористой среды принята равной 1 м.

Условие приближенного моделирования требует равенства относительных проницаемостей для нефти и воды (6.9) и (6.10) при заданном значении водонасыщенности пористой среды.

Известно, что для однотипных пород и свойств пластовых жидкостей значения относительных проницаемостей для нефти и воды зависят в основном от насыщенности порового пространства соответствующими фазами. Кроме того, кривую

«капиллярное давление рк — насыщенность часто можно аппроксимировать соотношением [64]

(6.24)

Характер зависимости рк = f(S) определяется в основном распределением пор по размерам r и структурой поровых каналов

рк = f(S) = F[f(r)].

(6.25)


Учитывая (6.24) и (6.25), формулы для определения относительных проницаемостей по кривым рк0 = f(SB) можно представить в виде [64]

0 Рк


(6.26)

0 Рк


(6.27)

где Sm — минимальная остаточная нефтенасыщенность поро-вого пространства нефтью; S^ и Sв — остаточная и текущая водонасыщенность порового пространства.

Для удовлетворения условий (6.9) и (6.10) в наших экспериментах были использованы для создания моделей пластов, представленных терригенными кварцевыми породами, — кварцевый песок, полимиктовыми породами месторождений Западной Сибири карбонатных пластов — дезагрегированные естественные породы.

Моделирование связанной воды производилось путем насыщения моделей пластовыми водами соответствующих объектов. Модели пористых сред насыщались изовискозной моделью пластовой нефти. Начальное нефтевытеснение производилось сточными промысловыми водами соответствующих объектов разработки. По нашему мнению, все это способствовало максимальному приближению условий лабораторных опытов к натурным пластовым.

При изучении значений текущего коэффициента охвата и динамики обводнения продукции скважин очень важно

уменьшить относительный размер стабилизированной зоны до минимума. Как известно, соотношение между длинами стабилизированной зоны и самого пласта определяется безразмерными параметрами [239]:

х = Aa/m ¦    '628)

где а — поверхностное натяжение, дин/см; k — проницаемость, см2; m — пористость, доли ед.; х — относительный размер стабилизированной зоны; с — параметр, учитывающий отношение вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз; Ap — перепад давления, дин/см2.

Чтобы свести погрешности эксперимента, обусловленные влиянием стабилизированной зоны, до величин, которыми можно пренебречь, в опытах на модели неоднородной пористой среды принято х = 0,05 [239].

При рекомендованном значении х постановка опытов при невысоких давлениях и сравнительно небольших моделях возможна только при резком снижении поверхностного натяжения на границе двух фаз и увеличении проницаемости пористой среды. А.Г. Ковалевым показано, что при снижении поверхностного натяжения а до 5 дин/см кривые фазовых проницаемостей имеют обычную форму. Значения безразмерного параметра п1 будут удовлетворять условию

п = —,а    < 0,6.

Apvk/m

При модельных скоростях вытеснения влияние сил гравитации, обусловленных разностью плотностей вытесняющей и вытесняемой фаз, будет очень мало. Для оценки их влияния в некоторых случаях проводят специальные исследования.

Используя имеющиеся данные лабораторных исследований процессов вытеснения нефти водой, можно установить, что в автомодельной области текущий коэффициент вытеснения зависит главным образом от объема прокачанной через пористую среду воды, соотношения вязкости нефти и воды, удельной поверхности породы и краевого угла смачивания. Текущий коэффициент вытеснения с учетом указанных факторов может быть представлен в виде многопараметрического семейства кривых, что для практических целей представляет определенное неудобство. Однако изучение вопроса показывает, что текущий коэффициент вытеснения нефти из пористой среды при заданном краевом угле

смачивания пропорционален величине безразмерного параметра

Увп7 Ио So,    (6.29)

где Увп — количество воды, прокачанное через образец пористой среды, измеряемое в единицах от начального содержания в нем нефти; ц0 — отношение вязкости нефти к вязкости воды; S0 = S27S1 — относительная удельная поверхность пористой среды.

6.2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ МОДЕЛЕЙ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПДС

Лабораторные опыты по изучению процессов вытеснения нефти из моделей пористых сред водой с применением по-лимердисперсных систем выполнялись по следующей схеме. Модель послойно-неоднородного пласта с гидродинамически не связанными пропластками создавалась путем использования двух или более параллельно включаемых в систему вытеснения кернодержателей с моделями пористых сред, различающимися коэффициентами проницаемости, пористости, гранулометрическим составом песка и содержанием остаточной воды.

Моделью пластовой нефти в опытах служила дегазированная нефть реальных нефтяных залежей, с добавлением очищенного керосина. Для создания связанной воды кернодер-жатель, заполненный песком, насыщался пластовой водой или ее моделью, соответствующей по составу солей и общей минерализации пластовым водам объектов применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов с использованием ПДС. Плотность и динамическая вязкость моделей пластовых вод также соответствовала характеристикам реальных залежей.

Остаточная вода в моделях пористой среды создавалась путем насыщения ее водой при вакуумировании и последующего вытеснения керосином и путем взвешивания керно-держателя до и после насыщения модели пластовой водой. Для устранения возможных погрешностей в определении объема нефти за счет эмульгирования воды и нефти вытесненная из модели пористой среды жидкость в мерном цилиндре подвергалась тепловой обработке добавлением ПАВ. Через модель пласта пропускалось до 6— 7 объемов пор нефти.

После насыщения модели пласта нефтью и определения коэффициента начальной нефтенасыщенности кернодержа-тели подключались в гидравлическую схему общей экспериментальной установки (см. рис. 5.6)

Первичное вытеснение нефти из моделей послойнонеоднородных пластов осуществлялось промысловой сточной водой из системы поддержания пластового давления. Промывка модели водой производилась до полного обводнения вытесняемой жидкости из высокопроницаемого прослоя послойно-неоднородного пласта с двумя гидродинамически не связанными пропластками.

При вытеснении нефти промысловой сточной водой, используемой в системе ППД, определялись следующие параметры:

текущий коэффициент вытеснения нефти водой на любой момент времени или при заданном значении безразмерного объема прокачанной жидкости через модель пласта, выраженного в объемах пор модели;

коэффициент вытеснения нефти за безводный период по каждому из прослоев модели послойно-неоднородного пласта;

конечный коэффициент вытеснения нефти водой для каждого пропластка к моменту полного обводнения высокопроницаемого прослоя модели;

обводненность вытесняемой жидкости из каждого прослоя модели на любой момент времени;

перепад давления на концах модели пласта; скорость фильтрации жидкости в каждом прослое неоднородного пласта.

Кроме того, результаты измерений основных параметров лабораторного эксперимента позволяют рассчитать изменение относительных проницаемостей для нефти и воды в зависимости от среднего значения водонасыщенности пористой среды при заданном значении безразмерного объема прокачанной через модель жидкости.

В последние годы проведено много теоретических и экспериментальных исследований процесса вытеснения нефти из моделей однородных пористых сред; рассмотрен и изучен широкий круг вопросов, связанных с влиянием различных факторов на величину коэффициента вытеснения и нефтеотдачу; исследован характер продвижения водонефтяного контакта, продолжительность вытеснения и другие показатели его эффективности.

Однако особенности вытеснения нефти водой из неоднородных пористых сред изучены недостаточно полно. Полученные результаты по ряду причин носят предварительный характер. Влияние многих факторов, таких как соотношение проницаемостей отдельных прослоев послойно-неоднородных пластов при различных соотношениях вязкостей нефти и воды и другие изучено недостаточно. В связи с этим при проведении таких исследований имеет важное значение уточнение механизма формирования остаточной нефти на поздней стадии заводнения нефтяных залежей.

При изучении процесса вытеснения нефти водой из моделей послойно-неоднородных пластов будем использовать математическую модель объекта исследования. Для описания объекта удобно пользоваться представлением о кибернетической системе [2], которая схематически изображена на рис. 6.1. Часто такую кибернетическую систему называют черным ящиком [2, 3, 67]. Стрелки справа изображают численные характеристики целей исследования. В данном случае это коэффициенты вытеснения нефти за безводный период по высокопроницаемому и малопроницаемому прослоям соответственно Квб1 и Квб2, средний коэффициент вытеснения нефти за безводный период в целом по модели Квб, коэффициент вытеснения нефти водой соответственно из высокопроницаемого и малопроницаемого прослоев Кв1 и Кв2 к моменту полного обводнения вытесняемой жидкости из высокопроницаемого прослоя, средний коэффициент вытеснения нефти водой в целом по модели Кв.

Стрелки слева на рис. 6.1 изображают управляемые факторы, влияющие на процесс. После выбора функций отклика необходимо обосновать и выбрать все существующие факторы, от значения которых зависит процесс вытеснения нефти водой из модели неоднородного пласта. Если какой-либо фактор окажется неуточненным, то это может привести к нежелательным последствиям.

Рис. 6.1. Схема «черного ящика»

В общем виде функции отклика представляются в виде

Kвбi Ke6i(ki r k17k2r mi , аннг г

Si, анв, 9, Ap, Ин, Ив, Ар, P, t);

Kвi    ^^ei(ki, k17k2, mi, аннi,

Si, анв, 9, Ap, Ин, Ив, Ар, P, t);

(6.31)

(6.32)


KB = Кв(к1/к2, m1/m2, а^/ан^, S1/S2, анв, 9, Ap, Ин, Ив, Ар, P, t),

где k1 и k2 — коэффициенты проницаемости прослоев двухслойного пласта; — коэффициент пористости i-го прослоя; анн — начальная нефтенасыщенность; si — удельная поверхность пор; анв — межфазное натяжение между нефтью и водой; 9 — угол смачивания; Ap — перепад давления между концами кернодержателя; Ин и Ив — соответственно вязкости нефти и воды; Ар — разность плотностей воды и нефти; p и t — давление и температура в модели пласта.

Согласно (6.30) —    (6.32)    функции    отклика    для    неоднород

ного пласта в общей постановке задачи зависят от 14 параметров. Для построения уравнения регрессии нелинейных моделей при планировании полного факторного эксперимента с варьированием кодированных параметров на двух уровнях, как известно, необходимо предусмотреть проведение 214 = 16 384 опытов, что явно недостижимо и нерационально. Следовательно, необходимо сократить число экспериментов как за счет отсеивания малозначительных факторов, так и за счет уменьшения количества факторов. К малозначащим факторам можно отнести Ap, Ар и аннр Лабораторные опыты, как было отмечено выше, проводились для условий терриген-ных коллекторов девона (Ромашкинское, Бавлинское, Ново-Елховское месторождения), терригенных коллекторов нижнего карбона некоторых месторождений Башкортостана и Татарстана, полимиктовых коллекторов месторождений Западной Сибири и карбонатных коллекторов порового типа. Если рассматривать результаты опытов для каждой группы месторождений в отдельности, то такие параметры, как коэффициент пористости, начальная нефтенасыщенность, удельная поверхность пор, угол смачивания и температура, были достаточно близки к реальным пластовым условиям. Тогда для построения приближенной математической модели процесса можно ограничиться учетом двух факторов — соотношения

коэффициентов проницаемости прослоев послойно-неоднородного пласта и отношения вязкости нефти к вязкости воды.

Для более детального изучения механизма воздействия ПДС на обводненные продуктивные пласты в зависимости от характеристик закачиваемых технологических жидкостей в целях совершенствования их заводнения проведена серия экспериментов по нефтевытеснению на моделях послойнонеоднородных пластов.

Иследования проводились путем приближенного моделирования условий разработки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений. Модели нефти готовили из дегазированных нефтей указанных месторождений, добавляя керосин до необходимой вязкости. Физико-химические свойства жидкостей, использованных при проведении лабораторных экспериментов, приведены в табл. 6.1.

Неоднородный пласт моделировался параллельным соединением двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых пропластков, представляющих собой цилиндрические металлические колонки, заполненные пористой средой из кварцевого песка широкого помола.

Согласно этой методике, остаточную водонефтенасыщен-ность и начальную нефтенасыщенность создавали на установке, схема которой показана на рис. 5.5. Процесс нефтевы-теснения, закачку реагентов и доотмыв нефти осуществляли при постоянном расходе рабочих жидкостей на установке, принципиальная схема которой приведена на рис. 5.6.

Для моделирования присутствия в пористой среде связанной воды пористую среду насыщали дегазированной пластовой водой при одновременном вакуумировании с последующим ее вытеснением моделью нефти. Количество связанной

Таблица 6.1

Физико-химические свойства жидкостей, использованных в исследованиях, и условия проведения опытов

Месторождение

Модель

жидко

сти

Мине-рализа-ция воды, г/ л

Плотность, кг/ м3

Вяз

кость,

мПа-с

Темпе

ратура,

°С

Ромашкинское

Пластовая вода

270

1183

1,52

30— 40

Ново-Елховское

Нефть

832

3,77

30— 40

Нагне

таемая

вода

130

1089

1,10

30— 40

воды и нефти в пористой среде определяли балансовым методом путем взвешивания кернодержателей до и после насыщения их водой и нефтью.

Методика проведения экспериментов заключалась в следующем. Сначала нефть вытеснялась закачиваемой водой с минерализацией 130 г/л до стабилизации коэффициента вытеснения и полного обводнения вытесняемой жидкости из высокопроницаемого пропластка и стабилизации фильтрационных характеристик. После этого в модель пласта закачивались оторочки технологических жидкостей.

Продвижение оторочек растворов химреагентов заданных размеров производили водой до новой стабилизации фильтрационных характеристик. Промывку модели пласта закачиваемой водой продолжали до полного обводнения вытесняемой жидкости и стабилизации коэффициента вытеснения.

Эффективность воздействия оценивали по остаточному фактору сопротивления пористой среды, приросту среднего коэффициента вытеснения нефти и по снижению обводненности вытесняемой жидкости. Первый из них позволяет оценить воздействие технологической жидкости на фильтрационные характеристики, а второй — полноту вытеснения нефти из модели пласта.

Прирост коэффициента вытеснения нефти из отдельных прослоев модели пласта определяли по формуле

ДКШ. =ДУШ. / VBi,    (6.33)

а прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели в целом — по формуле

ДКВ ср = Д VH / VH,    (6.34)

где VHi и Vh — начальное содержание нефти в i-м пропластке и в модели в целом; Д^, и Д^ — объемы дополнительно вытесненной нефти из i-го пропластка и из модели в целом.

Результаты первичного вытеснения нефти водой без ПДС показали следующее: в моделях 2— 3 (табл. 6.2) с соотношением проницаемостей от 7 до 18,0 при достижении 100%-ной обводненности вытесняемой жидкости по высокопроницаемому пропластку обводненность в целом по модели составляла 92,8— 98,8 %. При этом средний коэффициент вытеснения достигает своего предельного значения после прокачки соответственно 19,24— 3,10 поровых объемов воды.

Сравнение динамики вытеснения нефти водой из моделей неоднородного пласта с соотношением проницаемостей про-

Результаты лабораторных исследований влияния степени неоднородности модели пласта на средний коэффициент вытеснения нефти при закачивании ПДС

Но

мер

моде

ли

Коэффициент проницаемости пористой среды,

мкм2

Соотношение прони-цаемос-тей пропластков

Начальная неф-тенасы-щенность модели пласта, %

Показатели процесса вытеснения нефти

водой

после применения ПДС

Обводнен-ность, %

Коэффициент нефте-вытеснения, %

Средний коэффициент вытеснения, %

Обводнен-ность, %

Прирост среднего коэф-фициен-та вы-тесне-ния, %

Конечный коэффициент вытеснения, %

Средний коэффициент вытеснения, %

1

2,52

68,4

100

65,8

100

65,8

0,14

70,8

0

9,8

100

65,0

18,0

69,7

100

40,4

100

24,9

65,3

2

2,54

68,4

100

68,2

100

68,2

0,25

72,8

0

26,4

100

66,1

10,2

70,6

96,4

47,4

100

19,6

67,0

3

2,52

74,2

100

66,7

100

66,7

0,36

73,8

0

40,8

100

64,2

7,0

74,0

92,8

54,8

100

10,5

65,3

пластков 15,6 показало, что для модели пласта ki/k2 = 15,6 (рис. 6.2) подвижность жидкости по низкопроницаемому про-пластку снижается практически до нуля (рис. 6.2, б кривая 3) к моменту достижения 100%-ной обводненности вытесняемой жидкости. При этом подвижность жидкости по высокопроницаемому пропластку составила 0,780 мкм2/(мПа-с) (рис. 6.2,

в, кривая 3).

Обобщение результатов лабораторных опытов в рассматриваемых условиях показывает, что после прокачивания двух поровых объемов воды средний коэффициент вытеснения независимо от соотношения проницаемостей превышает 55 % (рис. 6.3). Для достижения более высокого среднего коэффициента вытеснения (62— 65 %) при заводнении в зависимости от степени неоднородности пласта требуется прокачать значительные объемы воды.

С увеличением соотношения коэффициентов проницаемостей прослоев выше 18, средний коэффициент вытеснения нефти не превышает 40 % независимо от объема прокачанной воды.

Дальнейшее продолжение закачки воды становится нецелесообразным из-за отсутствия эффекта заводнения. Это свидетельствует о том, что в моделях пласта образуются соответствующие этому режиму трубки тока, по которым фильтруется закачиваемая вода, не оказывая существенного влияния на доотмыв остаточной нефти. К тому же известно, что в условиях разработки реальных месторождений, закачивание воды более трех поровых объемов экономически нецелесообразно.

В разделе 4 книги были приведены результаты лабораторных исследований механизма образования в пористой среде ПДС и МПДС при различных условиях. В частности, установлено, что структурно-механические свойства ПДС зависят от состава и объемов технологических жидкостей и ряда других факторов.

В связи с этим был выполнен цикл лабораторных исследований по оценке влияния состава технологических жидкостей и режимов их закачки в пласт. Основные результаты этих исследований приведены в табл. 6.3 и 6.4.

В модель пласта для извлечения остаточной нефти после заводнения закачали ПДС (0,2 поровых объема 0,05%-ного водного раствора полимера DKS-OKPF-40NT и такой же объем 1 %-ной глинистой суспензии). В моделях № 2, 3, 4 в отличие от пласта № 1 закачивание ПДС проводили до наступления стабилизации коэффициента нефтевытеснения, при

Рис. 6.2. Динамика процесса вытеснения нефти из модели послойнонеоднородного пласта (к/к2 = 15,6) с применением ПДС:

а — по модели пласта в целом, б — по низкопроницаемому пропластку, в — по высокопроницаемому пропластку; I — оторочка ПАА, II — глинистая суспензия, I — средний коэффициент вытеснения нефти из модели (а) и коэффициент вытеснения (б, в), I*    — прогнозное значение среднего

коэффициента вытеснения, 2 — обводненность продукции, 2* — прогнозная обводненность продукции, 3 — подвижность фильтрующейся жидкости

а

К,


70

60

50

40

30


31


о

о

*

ж

S' : §

; §

) ^ ? •©. *


38 S


45

52


в ср

АЛГ„1 .?>¦

2

?

Л*„2

д^вЗ

--

1 1 III

2    3    4    5

Объем прокачанной жидкости, п.о.


,%


,%

80


70


60


50


40


и ср

- X

rO7

_o-о—

2

AtfB3

\°AKnl

1 1 1 1 1

1

3    4    5    6    7    8

Объем прокачанной жидкости, п.о.

Рис. 6.3. Изменение среднего коэффициента вытеснения нефти Кв ср при закачке в модель послойно-неоднородного пласта ПДС разного состава:

а — при различных соотношениях коэффициентов проницаемости пропласт-ков: 1 - 10,2; 2 —    15,6;    3 - 18,0; б - при различных объемах оторочек

ПДС, %: 1 - 40; 2 - 20; 3 - 10. • — начало закачки ПДС

обводненности вытесняемой жидкости 92,8— 98,8 % (см. табл. 6.3- 6.4). При закачке ПДС прирост среднего коэффициента вытеснения определялся с учетом среднего коэффициента вытеснения без применения ПДС, т.е. ДКВ ср рассчитывали по разнице между прогнозным Квп и фактическим Квф:

Влияние степени неоднородности модели пласта и состава технологических жидкостей на процесс вытеснения нефти с применением ПДС

Но

мер

мо

дели

Проницаемость, мкм2

Соотношение проницаемостей пропластка

Доля фильтрующейся жидкости по пластам, п.о.

Подвижность воды в пластах при обработке ПДС, мкм2/ (мПа-с)

Остаточный

фактор

сопротив

ления

Объем прокачанной воды, п.о.

раствора

ПАА

глинистой

суспензии

до закачки ПДС

после закачки ПДС

1

2,52

0,192

0,175

0,780

0,422

1,85

0,14

0,008

0,025

0,001

0,008

18

0,200

0,200

7,52

2

2,50

0,187

0,180

0,765

0,432

1,78

0,16

0,013

0,020

0,009

0,016

15,6

0,200

0,200

9,89

3

2,54

0,180

0,171

0,757

0,428

1,77

0,25

0,020

0,029

0,028

0,036

10,2

0,200

0,200

1,80

4

2,52

0,165

0,159

0,752

0,430

1,75

0,36

0,035

0,041

0,580

0,068

7,0

0,200

0,200

0,72

Результаты лабораторных опытов по изучению процесса нефтевытеснения с применением ПДС с различными технологическими параметрами

Но

мер

мо

дели

Проницаемость про-пластка, мкм2

Результаты первичного заводнения

Оторочки

Объем

ПДС,

п.о.

Прирост среднего коэффициента вытеснения, %

Остаточный фактор со-противления, доли ед.

Коэффициент вытеснения, %

Средний коэффициент вытеснения, %

Обводненность, %

ПДС при различных концентрациях ПАА

1

3,50

66,6

100

ПДС на основе

0,160

2,0

38,8

0

0,025%-ного рас

0,2

0,6

1,15

99,3

твора паА

2

3,50

67,7

100

ПДС на основе

0,257

2,4

37,2

0

0,05%-ного рас

0,2

2,8

1,48

99,8

твора пАа

3

3,50

66,5

100

ПДС на основе

0,150

9,9

41,6

0

0,075%-ного рас

0,2

3,2

1,60

98,4

твора паА

4

3,50

67,0

100

ПДС на основе

0,160

3,5

38,2

0

0,1%-ного рас

0,2

3,5

1,73

98,8

твора ПАА

ПДС с изменяющейся концентрацией глины

5

3,5

67,2

100

ПДС на основе

0,160

3,8

41,7

0

1 % ГС

0,2

2,8

1,40

97,9

Но

мер

мо

дели

Проницаемость про-пластк2а, мкм2

Результаты первичного заводнения

Оторочки

Объем

ПДС,

п.о.

Прирост среднего коэффициента вытеснения, %

Остаточный фактор со-противления, доли ед.

Коэффициент вытеснения, %

Средний коэффициент вытеснения, %

Обводненность, %

6

3,95

67,7

100

ПДС на основе

0,25

6,2

39,6

0

2,5 % ГС

0,2

7,5

2,95

99,3

7

3,90

66,9

100

ПДС на основе

0,25

10,6

40,1

0

5 % ГС

0,2

21,2

4,42

98,2

ПДС с изменением циклов при постоянном объеме закачки технологической жидкости

8

2,90

60,7

100

3 цикла ПДС на

0,26

11,3

36,9

0

основе 1 % ГС

0,6

9,8

1,54

95,5

9

2,90

60,7

100

3 цикла ПДС на

0,25

23,8

45,3

0

основе 3 % ГС

0,6

12,5

2,02

95,3

10

2,95

65,0

100

1 цикл ПДС на

0,25

12,3

39,8

0

основе 1 % ГС

0,6

6,5

2,94

95,7

11

2,90

50,9

100

1 цикл ПДС на

0,25

17,6

35,8

0

основе 3 % ГС

0,6

6,2

3,81

94,0

При этом за базу сравнения принимается объем вытесненной нефти к моменту ввода оторочек в модель пласта и коэффициент вытеснения, определяемый путем экстраполяции коэффициента вытеснения до 100%-ной обводненности вытесняемой жидкости.

После закачки ПДС наблюдается уменьшение подвижности воды в высокопроницаемых пропластках в 1,75- 1,85 раза и увеличение подвижности в малопроницаемых пропластках на 16- 45 %, что указывает на перераспределение фильтрационных потоков (см. табл. 6.3). Следовательно, в результате применения ПДС создаются условия для увеличения коэффициента дренирования менее проницаемого пропластка модели пористой среды.

Прирост коэффициента дренирования Дпд определяли по балансовому методу:

ДПд = V АVl,    -    (6-36)

*н2 ' Лв2

где Д VH — количество дополнительно извлеченной нефти в результате воздействия; Vh2 количество нефти в малопроницаемых пропластках до начала заводнения; KB 2 — коэффициент вытеснения нефти из малопроницаемого пропла-стка.

В опытах № 1, 2, 3, 4 прирост коэффициента дренирования после вытеснения ПДС составляет от 21,9 до 84,3 %, причем с ростом соотношения проницаемостей пропластков прирост коэффициента дренирования увеличивается и абсолютное значение последнего достигает 84,3 % для модели № 1 с наибольшим соотношением проницаемостей пропласт-ков.

За счет увеличения дренирования модели пласта коэффициент вытеснения по малопроницаемому пропластку возрастает с 9,8- 26,4 % до 65-66,1 % (табл. 6.3, опыты 1-4), а средний коэффициент вытеснения в целом по модели пласта для этих случаев повышается на 6,4- 24,9 % по сравнению с «прогнозным заводнением».

Уменьшение подвижности воды в высокопроницаемом пропластке после обработки ПДС позволяет извлечь дополнительную нефть из менее проницаемого пропластка (рис.

6.2, б кривая 1), что не представляется возможным путем простого регулирования режима заводнения.

Обобщение результатов лабораторных исследований процессов нефтевытеснения при воздействии ПДС на неоднородный нефтеводонасыщенный пласт позволило установить влияние степени неоднородности пористой среды по проницаемости на эффективность применения ПДС. Изменение величины kx/k2 от 7 до 18 приводит к увеличению прироста среднего коэффициента вытеснения на модели пласта от 6,4 до 24,9 %. Эти результаты согласуются с данными, приведенными в работах других авторов.

По результатам экспериментальных исследований установлена линейная зависимость прироста среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта от соотношения коэффициентов проницаемости пропластков: он увеличился с 9,8 до 65 %, а Кв ср вырос с 40,4 до 65,3 %, что является следствием увеличения дренирования менее проницаемого пропластка.

Прирост среднего коэффициента нефтевытеснения по сравнению с прогнозным по упомянутому выше методу в результате повышения фильтрационного сопротивления полностью обводненных пропластков составляет от 10,5 до 29,6 %. Установлена зависимость среднего коэффициента нефтевытеснения АКв ср от остаточного фактического сопротивления высокопроницаемого пласта после закачки ПДС в виде k

АКв ср = 1,6058— - 5,5436    (6.37)

k2

при величине достоверности аппроксимации R2 = 0,968.

На рис. 6.3 приведены результаты обработки пластов при различных объемах закачки ПДС. Анализ кривых (рис. 6.3, б) показывает, что с увеличением объема закачивания ПДС от 10 до 40 % прирост коэффициента вытеснения увеличивается от 9,8 до 24,2 %. Увеличение объемов оторочки ПДС приводит к росту остаточного фактора сопротивления и в итоге к увеличению среднего коэффициента вытеснения из модели пласта. Обработка экспериментальных данных методами математической статистики позволила установить линейную зависимость АКв ср от остаточного фактора сопротивления Дост высокопроницаемого прослоя модели пласта в виде

АКв ср = 2,5104Дост - 0,9794.    (6.38)

Величина достоверности аппроксимации составила 0,989, что указывает на достаточно тесную связь между исследуемыми параметрами процесса.

Как следует из анализа результатов применения ПДС, ограничение фильтрации в высокопроницаемом пропластке приводит к существенному увеличению среднего коэффициента нефтевытеснения и ускорению отбора нефти (рис. 6.4).

Промысловые наблюдения показывают, что без применения гидродинамических методов УНП, таких как повышение давления нагнетания, цикличное воздействие и другие, не представляется возможной достаточно полная выработка запасов нефти в слабопроницаемых пропластках послойнонеоднородного пласта.

В моделях № 2- 4 (см. табл. 6.2) малопроницаемые пропла-стки дают небольшой прирост коэффициента вытеснения при обводненности продукции до 92- 99 % (см. рис. 6.3). В таких пластах в реальных условиях для извлечения нефти требуется закачка значительных объемов воды, т.е. регулирование заводнения при этом возможно лишь путем увеличения мощности систем пПд.

Регулировать величину Яост можно и путем изменения концентраций компонентов пДс, т.е. ПАА и глинистой суспензии (ГС). Эксперименты по моделированию вытеснения нефти из неоднородной пористой среды при изменяющихся концентрациях ПАА и ГС проводились по следующим технологиям.

В пласт водные растворы ПАА закачивались с концентрацией 0,05- 0,5 % (по массе), объем оторочки составлял 0,1 порового объема при неизменной концентрации и объемах закачки глинистой суспензии соответственно 1    % и 0,1

порового объема.

Варианты технологии довытеснения остаточной нефти вы-

Остаточный фактор сопротивления

317


Рис. 6.4. Зависимость прироста среднего коэффициента вытеснения нефти из модели неоднородного пласта от остаточного фактора сопротивления после закачки ПДС бирались так: при неизменном объеме оторочки ПДС концентрация ПАА в системе изменялась в пределах от 0,05 до

0,5 % (по массе) при неизменной концентрации глины в глинистой суспензии; при постоянной концентрации полиакриламида (ПАА) менялась концентрация глины и объемы глинистой суспензии (рис. 6.5).

Анализ результатов исследований показал (табл. 6.4, опыты 1 — 4), что повышение концентрации ПАА с 0,05 до 0,5 % приводит к увеличению Дост с 1,97 до 9,71 (табл. 6.5) и приросту среднего коэффициента вытеснения от 0,6 до 3,5 %. Увеличение концентрации ПАА более 0,1 % ограничено резким повышением давления нагнетания.

В лабораторных опытах при неизменной концентрации ПАА изменяли содержание глины в суспензии от 1 до 5 %, объем оторочки глинистой суспензии составлял 0,1 порового объема.

Результаты исследований приведены в табл. 6.4 (опыты 5— 7). При увеличении содержания глины в суспензии Яост повышается с 2,8 до 21,2, а средний коэффициент вытеснения — с 1,40 до 4,42 %, однако, при этом возрастает вероятность осаждения глины на входном участке высокопроницаемого пропластка модели. С увеличением содержания глины в суспензии подвижность вытесняющей жидкости снижается.

Объем прокачанной жидкости по высокопроницаемому пропластку, п.о

Рис. 6.5. Зависимость подвижности жидкости от содержания глины, входящей в состав ПДС.

Оторочки: I - ПАА, II - ГС; 1 - (ПАА - 0,05 %); 2 - (ПАА - 0,05 %, ГС -1,0 %); 3 - (ПАА - 0,05 %, ГС - 2,5 %); 4 - (ПАА - 0,05 %, ГС - 5 %)

Изменение остаточного сопротивления высокопроницаемого прослоя модели пласта при закачке водного раствора ПАА (Accotrol-623)

Концентрация ПАА, % (по массе)

Объем

оторочки,

п.о.

Остаточный фактор сопротивления

Концентрация ПАА, % (по массе)

Объем

оторочки,

п.о.

Остаточный фактор сопротивления

0,050

0,1

1,97

0,100

0,1

3,85

0,050

0,2

3,75

0,200

0,1

4,45

0,050

0,3

5,80

0,300

0,1

5,23

0,075

0,1

3,21

0,500

0,1

9,71

Как видно из данных табл. 6.4 (опыты 5-6), при использовании 1,0- 2,5%-ной глинистой суспензии происходит практически полное проникновение глинистых частиц в пористую среду — снижение Яост после очистки входа модели составляет 0— 28 %. При повышении содержания глины в глинистой суспензии до 5 % Яост снижается до 1,95, при применении ПДС на основе 2,5 %-ной глинистой суспензии Яост составляет 2,12.

Использование 5%-ной глинистой суспензии в составе ПДС в реальных пластах может вызвать осаждение ПДС вблизи скважины. Этот процесс будет сопровождаться резким повышением давления, что существенно затруднит закачку расчетного объема ПДС.

Исследование воздействия ПДС с изменением количества циклов «ПАА й глинистая суспензия» и сокращением общего объема технологической жидкости (см. табл. 6.4, опыты 8

11) показали, что предпочтительнее проводить закачку ПДС с разбивкой на циклы, чем в виде одного цикла с использованием больших объемов оторочек ПАА и ГС. Циклическая операция позволяет вводить в удаленные зоны пласта необходимое количество ПДС и обрабатывать большие объемы залежи.

Таким образом, образование линий тока воды при всех методах заводнения исключает полное использование энергии пластовых и закачиваемых вод для повышения нефтеотдачи пластов. Применение полимердисперсных систем или аналогичных им технологий при заводнении позволяет достичь перераспределения потоков в неоднородных пластах для повышения охвата их воздействием и обеспечить тем самым более высокий коэффициент нефтеотдачи при одних и тех

же установленных мощностях системы ППД. Это указывает на то, что эти технологии совершенствования методов заводнения являются энергосберегающими. В зависимости от физико-геологических условий разработки технологические параметры ПДС можно регулировать путем изменения концентрации компонентов системы, объемов закачиваемых жидкостей, цикличности закачки ПАА и ГС.

6.3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ МПДС

Одним из способов повышения эффективности применения ПДС в технологических процессах совершенствования методов заводнения является модификация этих систем с применением различных химреагентов.

В разделе 4 книги была показана возможность модификации ПДС путем использования таких химических продуктов, как алюмосиликат, ЩСПК, хлористый кальций, хлористый магний, ацетат хрома, бихромат натрия, карбонат натрия, ПАВ и др.

В связи с этим задача данных исследований состояла в обосновании целесообразности применения химреагентов для модификации ПДС с целью улучшения процессов нефтевы-теснения из моделей неоднородных пористых сред на основе изучения:

1)    влияния модифицирующих химических продуктов на образование водоизолирующей массы в пластовых условиях;

2)    нефтевытесняющих свойств модифицированных ПДС;

3)    влияния минерализации и химического состава пластовых вод на свойства модифицированных ПДС;

4)    обоснования технологических параметров применения модифицированных ПДС для ПНП.

В экспериментах были использованы: водные растворы ПАА; модифицирующие добавки: хлористый кальций (CaCl2); алюмохлорид (AlCl3); ацетат хрома [Cr(CH3COO)3] и щелочной сток производства капролактама (ЩСПК).

ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПДС, МОДИФИЦИРОВАННОЙ АЛЮМОХЛОРИДОМ

В качестве реагентов использовались алюмохлорид, полиакриламид и глинистая суспензия.

Моделирование вытеснения нефти из пористой среды осуществлялось на моделях послойно-неоднородного пласта в соответствии с описанной выше методикой, разработанной в ОАО «НИИНефтепромхим».

Неоднородный пласт моделировался параллельным соединением двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых пропластков, представляющих собой цилиндрические металлические колонки, заполненные пористой средой из кварцевого песка (рис. 6.6).

Физико-химические свойства жидкостей, используемых при моделировании нефтевытеснения приведены в табл 6.1.

Методика проведения экспериментов с «ПДС — AICl3» заключалась в следующем. После вытеснения нефти водой до стабилизации коэффициента вытеснения и полного обводнения вытесняемой жидкости в модель пласта закачивались оторочки алюмохлорида в товарной форме и ПДС. Эффективность воздействия оценивалась по остаточному фактору сопротивления пористой среды и приросту среднего коэффициента вытеснения нефти по модели пласта в целом и по отдельным ее пропласткам.

В процессе лабораторных экспериментов изучалось влияние на эффективность воздействия каждого компонента системы «ПДС — AICI3» последовательности закачек ПДС и AICI3, концентраций используемых химических продуктов и объемов оторочки.

В табл. 6.6 приведены характеристики пластов, объем и концентрация закачиваемых растворов, использованных на этом этапе экспериментов отдельно с каждой составляющей

Рис. 6.6. Изменение подвижности жидкости, проницаемому пропластку, после закачки «ПДС - А1С1з»:

1 - ПДС 0,1 порового объема; 2 - AICI3 - 0,11


фильтрующейся по высоко-А1С1з»:

порового объема


Результаты исследований нефтевытеснения из послойно-неоднородных моделей пористой среды с использованием «ПДС - AlCl3»

Но

мер

мо

дели

пла

ста

Проницаемость прослоев пласта, мкм2

Результаты первичного заводнения

Оторочки

Концентрация реагентов, %

Объем оторочки, п.о.

Прирост среднего коэффициента вытеснения при закачивании реагентов в количестве 2,5 п.о., %

Остаточный фактор сопротивления, доли ед.

Коэффициент вытеснения, %

Средний коэффициент вытеснения, %

1

3,550

70,9

I - ПДС

0,05

0,10

2,9

1,46

0,250

9,5

43,0

2

3,950

62,8

I - ПДС

0,05

0,10

13,1

5,67

0,260

9,5

II - AICI3

25,00

0,01

58,4

3

3,500

67,7

I - AICI3

25,00

0,10

0,4

1,38

0,255

12,6

43,4

Рис. 6.7. Динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного пласта с применением ПДС, модифицированной алюмохлоридом:

а - по модели пласта в целом, б - по низкопроницаемому пропластку, в -по высокопроницаемому пропластку; I - оторочка ПДС; II - оторочка алюмохлорида; 1 - средний коэффициент вытеснения нефти из модели (а) и коэффициенты вытеснения (б в); 2 - обводненности продукции

(только путем закачки ПДС и только AICl3) системы «ПДС — AlCl3» и результаты их воздействия на нефтеводонасыщенную модель пласта. На основании анализа данных, представленных в табл. 6.6 и на рис. 6.7 можно сделать следующие выводы:

1)    заводнение базовой ПДС создает остаточный фактор сопротивления в продуктивном пласте Яост = 1,46 и обеспечивает прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели Дпср на 2,9 %. При создании оторочек только из алюмохлорида в товарной форме в тех же объемах показатели остаточного фактора сопротивления и прироста среднего коэффициента вытеснения нефти составляют соответственно 1,38 и 0,4;

2)    при последовательном закачивании алюмохлорида и ПДС в соотношении объемов 1:10 остаточный фактор Яост =

= 5,67; а Пср = 13,1 %;

3)    увеличение фильтрационного сопротивления высокопроницаемого пропластка за счет образования металл-полимерного комплекса AI3+ — ПАА в пористой среде приводит к снижению подвижности воды в высокопроницаемом пропластке от 1,45 до 0,3 мкм2/(мПа-с) (см. рис. 6.6);

4)    система «ПДС — AICI3» не обладает нефтеотмывающими свойствами (рис. 6.7, в). Как видно из рис. 6.7, а, кривая 2, из низкопроницаемого пропластка наблюдается вытеснение нефти, сопровождающееся уменьшением обводненности вытесняемой жидкости. Происходит увеличение среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта (рис. 6.7, а, кривая 1).

На втором этапе исследований проведена серия экспериментов с применением «ПДС — AICl3» по изучению влияния на процессы вытеснения остаточной нефти следующих факторов:

1)    концентрации алюмохлорида;

2)    объема оторочки раствора алюмохлорида;

3)    последовательности закачки ПДС и AICI3.

Результаты экспериментальных исследований зависимости показателей технологической эффективности довытеснения остаточной нефти от концентрации алюмохлорида приведены в табл. 6.7 и на рис. 6.8.

Из анализа данных, представленных на рис. 6.8, видно, что максимальный прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта и Яост, равный соответственно 18,7 % и 4,52, достигается при использовании 1%-ного раствора алюмохлорида в качестве модификатора ПДС.

Технология закачки хлорида алюминия и ПДС, рекомендованная к промысловым испытаниям и внедрению в условиях терригенных коллекторов девонского горизонта

Последовательность закачки

Компоненты

технологической

жидкости

Массовое содержание растворов, %

Объем оторочек, п.о.

I

AlCl3

25,0

0,01

II

ПАА

0,05

0,10

III

ГС

1,00

0,10

Это объясняется тем, что сшивание полиакриламида ионом Al3+ наиболее эффективно происходит при малых концентрациях AlCl3. В интервале концентраций AlCl3 от 1 до 5 % происходит снижение показателя Яост от 4,52 до 3,95 и прироста среднего коэффициента вытеснения нефти от 18,7 до 12,2 % (см. табл. 6.7 и рис. 6.7). К концу прокачивания оторочек фактор сопротивления при концентрациях AlCl3 25; 10; 5; 1 % и ПДС (ПАА — 0,05 %, ГС — 1 %) составил сответст-венно 2,5; 2,2; 3,95 и 4,52.

При изменении последовательности закачки на обратную, т.е. закачка алюмохлорида производится после ПДС, величина Яост снижается в 3 раза, что приводит к уменьшению при-

-1-1-1-о §

0    1    5    10    25

СД]С| , % (по массе)

Рис. 6.8. Изменение остаточного фактора сопротивления Еост высокопроницаемого пропластка модели неоднородного пласта (1) и прироста среднего коэффициента вытеснения нефти (2) в зависимости от концентрации раствора AICI3 в модифицирующей оторочке (объем оторочки равен 0,01 порового объема) роста коэффициента вытеснения остаточной нефти из модели пласта.

По результатам экспериментальных исследований процессов вытеснения остаточной нефти из моделей неоднородных пластов можно сделать следующие выводы.

1.    Разработанная технология, предусматривающая последовательное закачивание ПДС за алюмохлоридом в обводненный продуктивный пласт, позволяет повысить эффективность применения базовой ПДС при заводнении нефтеводонасыщенного пласта на 13,1 %.

2.    Прирост среднего коэффициента вытеснения при закачивании системы «ПДС — AICl3» по сравнению с базовой технологией происходит за счет увеличения охвата пластов заводнением вследствие модификации алюмохлоридом поверхности пористой среды и самой ПДС.

3.    При изменении последовательности закачки компонентов системы «AICI3 — ПДС» на обратную, т.е. «ПДС — AICI3», эффективность нефтевытеснения снижается при прочих равных условиях на 7,4 %.

4.    Для проведения промысловых испытаний и внедрения при заводнении пластов, представленных терригенными коллекторами девонского горизонта, рекомендуется технология, основные характеристики которой приведены в табл. 6.7.

ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ ИЗ МОДЕЛЕЙ ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПОРИСТЫХ СРЕД С ПРИМЕНЕНИЕМ ПДС И ЩСПК

В качестве реагентов были использованы ЩСПК, полиакриламид и глинистая суспензия.

Вытеснение остаточной нефти из пористой среды осуществлялось на моделях послойно-неоднородного пласта в режиме постоянного расхода вытесняющей жидкости в диапазоне температур от 30 до 90 °С.

Методика проведения эксперимента заключалась в следующем. После вытеснения нефти водой до стабилизации коэффициента вытеснения нефти из высокопроницаемого прослоя и фильтрационных характеристик в пласт закачивали оторочки технологических жидкостей. В качестве технологической жидкости, наряду с ПДС, был использован ЩСПК в товарной форме или в виде водного раствора 7,5; 15,0; 22,5 %-ной концентрации. Эффективность воздействия оценивали, как и в экспериментах с базовой ПДС, по остаточному фактору сопротивления пористой среды и приросту среднего коэффициента вытеснения нефти.

В лабораторных опытах изучали влияние на эффективность воздействия каждого компонента системы «ПДС — ЩСПК» в отдельности, объемов оторочки и ряда других технологических параметров.

В табл. 6.8 приведены характеристики пластов, объем и концентрация технологических жидкостей, использованных на первом этапе экспериментов, отдельно с каждой составляющей системы «ПДС — ЩСПК» и результаты их воздействия на нефтеводонасыщенный коллектор. На основании анализа данных, представленных в табл. 6.8 и на рис. 6.9, установлено следующее:

1)    обработка промытого водой неоднородного пласта базовой ПДС создает остаточный фактор сопротивления в продуктивном пласте Яост = 1,46 и обеспечивает прирост среднего коэффициента вытеснения нефти в условиях опытов до ДК ср = 3,9 %;

2)    при последовательном закачивании ЩСПК и ПДС с соотношением объемов 1:4 остаточный фактор Яост увеличивается до 3,2, а ДКв ср = 22,8 %. Кратное возрастание остаточного фактора сопротивления и среднего коэффициента вытеснения подтверждает эффективность воздействия на остаточную нефть системой «ПДС — ЩСПК»;

3)    образование водоизолирующей массы, повышающей фильтрационное сопротивление пористой среды, происходит в основном в высокопроницаемом пропластке (рис. 6.9, в, кривая 3);

4)    фильтрация ЩСПК в высокопроницаемом пропластке приводит к некоторому увеличению коэффициента вытеснения (рис. 6.9, в, кривая 1).

На втором этапе исследований с применением ПДС — ЩСПК проведена серия экспериментов по изучению закономерностей влияния на нефтеотдачу модели пласта и изменения фильтрационных характеристик пористой среды от следующих факторов:

1)    концентрации ЩСПК;

2)    объема оторочки ЩСПК;

3)    последовательности закачки ПДС и ЩСПК.

Результаты экспериментальных исследований зависимости

технологических показателей от концентрации ЩСПК приведены на рис. 6.10 и 6.11. Анализ представленных данных позволяет сделать следующее заключение. С увеличением концентрации модифицирующей добавки ЩСПК в воде, за-

Результаты исследований вытеснения нефти из моделей неоднородных пластов с использованием ПДС, модифицированной ЩСПК

Коэффициенты проницаемости прослоев, мкм2

Результаты первичного вытеснения водой

Оторочки

Концентрация реагентов, %

Объем оторочки, п.о.

Прирост среднего коэффициента нефтевы-теснения (%) при закачивании реагентов в количестве (п.о.)

Остаточный фактор сопротивления, доли ед.

Коэф-фици-ент нефте-вытесн ения, %

Средний коэф-фици-ент нефте-вытесн ения, %

Обводнен-ность вытесняемой жидкости, %

0,5

1,0

1,5

2,0

3,49

70,9

100

I - ПАА

0,05

0,10

1,1

1,4

2,8

3,9

1,46

0,26

9,5

0

II - ГС

1,00

0,10

43,0

98,6

2,72

63,9

100

ЩСПК

Товар

0,2

0,1

0,2

0,3

0,4

1,10

0,26

13,6

0

ная

39,8

96,1

форма

2,90

61,1

100

I - ЩСПК

Товар-

0,05

8,0

12,4

16,7

22,8

3,20

0,26

2,1

0

II - ПАА

ная

0,10

34,2

99,5

III - ГС

форма

0,10

0,05

1,00

О    2    4    6    Уж,    п.о.

Рис. 6.9. Динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного пласта с применением ПДС, модифицированной ЩСПК:

а - по модели пласта в целом, б - по низкопроницаемому пропластку, в -по высокопроницаемому пропластку; I - оторочка ПАА; II - оторочка ЩСПК; 1 - средний коэффициент вытеснения (а) и коэффициент вытеснения в пропластках (б в); 1* — прогнозное значение среднего коэффициента вытеснения; Q - обводненность вытесняемой жидкости; Q* — прогнозная обводненность вытесняемой жидкости; ? - фильтрационное сопротивление; ДКв1 - прирост коэффициента вытеснения нефти в высокопроницаемом пропластке

Рис. 6.10. Зависимость прироста среднего коэффициента вытеснения нефти и остаточного фактора сопротивления Д,ст от концентрации ЩСПК (объем оторочки равен 0,05 порового объема):

1 - остаточный фактор сопротивления; 2 - прирост коэффициента нефтеотдачи

0    0,5    1,0    1,5    2,0    2,5    3,0

Объем прокачанной жидкости по пласту, п.о.

Рис. 6.11. Изменение фактора сопротивления неоднородного пласта в зависимости от объема прокачанной жидкости при различных концентрациях оторочки ЩСПК, закачиваемой перед ПДС.

Массовое содержание ЩСПК, %: 1 - 0; 2 - 7,5; 3 - 15,0; 4 - 22,5; 5 - 30

качиваемой перед ПДС, средний коэффициент вытеснения нефти из модели пласта увеличивается. Уменьшение ее концентрации приводит к ухудшению показателей эффективности процесса довытеснения остаточной нефти. К концу прокачивания оторочек ЩСПК и ПДС фактор сопротивления при при массовом содержании ЩСПК 30; 22,5; 15,0 и 7,5 % и ПДС (ПАА — 0,05 %, гС — 1 %) составил соответственно 5,8; 4,18; 3,05 и 2,4 (рис. 6.11).

Был выполнен специальный цикл лабораторных экспериментов по изучению влияния последовательности закачки ЩСПК на процесс вытеснения остаточной нефти. Установлено, что при изменении последовательности закачки на обратную, т.е. ЩСПК после ПДС, величина Дост снижается в 1,52,0 раза. Примерно во столько же раз уменьшается прирост среднего коэффициента вытеснения нефти из модели пласта (см. рис. 6.10).

Как отмечалось выше, ЩСПК имеет лучшие нефтевытесняющие свойства, чем вода, из-за проявления поверхностноактивных свойств. При изучении процессов довытеснения остаточной нефти при совместном закачивании ЩСПК и ПДС влияние указанного фактора определялось путем измерения объема нефти в пласте с высокой проницаемостью. Эта методика основывается на том, что при использовании базовой ПДС, не обладающей нефтеотмывающими свойствами, после полного обводнения высокопроницаемого пласта вытеснение нефти из него не происходит. Эта закономерность наблюдается и при использовании таких реагентов, как силикат натрия, кремниевая кислота, гелеобразующие композиции, вязкоупругие системы на основе ПАА и других технологических жидкостей.

В наших лабораторных опытах по вытеснению остаточной нефти из моделей неоднородных пластов также происходило вытеснение некоторого объема нефти из высокопроницаемого прослоя. Результаты этих наблюдений приведены в табл. 6.9.

Из данных табл. 6.9 видно, что закачивание ЩСПК с ПДС в неоднородные пласты позволяет увеличить дренирование пористой среды и обеспечить некоторый прирост среднего

Таблица 6.9

Прирост коэффициента вытеснения нефти по высокопроницаемому пропластку модели неоднородного пласта с применением ПДС, модифицированной ЩСПК

Номер модели пласта

16

17

18

19

20

21

22

23

Прирост коэффициента нефтевытеснения, %

1,78

2,69

2,72

3,07

2,75

3,01

2,56

3,14

Оптимальные параметры технологии закачки ЩСПК и ПДС в терригенные коллекторы для вытеснения остаточной нефти

Последовательность закачки реагентов

Состав технологической жидкости

Массовое содержание реагента, %

Объем оторочек, п.о.

Объемное

соотношение

ПДС:ЩСПК

I

ЩСПК

30,00

0,05

4:1

II

ПАА

0,05

0,10

III

ГС

1,00... 3,00

0,10

коэффициента вытеснения нефти по сравнению с базовой технологией УНП с применением ПДС.

Таким образом, по результатам экспериментальных исследований на моделях неоднородных пластов можно сделать следующие выводы.

1.    Разработанная технология, основанная на последовательном закачивании ПДС за ЩСПК в обводненный продуктивный пласт, позволяет увеличить средний коэффициент вытеснения нефти из модели послойно-неоднородного пласта в условиях терригенных коллекторов месторождений Татарстана по сравнению с применением базовой ПДС.

2.    Эффективность процесса вытеснения остаточной нефти из пористой среды повышается с увеличением концентрации ЩСПК и объема прокачанной жидкости. Оптимальной является концентрация ЩСПК, равная 25— 30 % (по массе).

3.    При изменении последовательности закачки компонентов системы «ЩСПК - ПДС» на обратную, т.е. «ПДС -ЩСПК», эффективность применения технологии, при прочих равных условиях, существенно снижается.

4.    Для промысловых испытаний и внедрения при заводнении нефтяных залежей в терригенных коллекторах предложена технология, основные характеристики которой приведены в табл. 6.10.

6 ГИДРОТРАНСПОРТ ГИДРОСМЕСТЙ С ПОМОЩЬЮ ВЯЗКОПЛАСТИЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

6.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМА ТЕЧЕНИЯ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ ГИДРОСМЕСИ

Выше было показано, что критический параметр Рейнольдса при движении «однородной» вязкопластичной жидкости определяется по формуле (1.38).

Очевидно, что физическое уравнение для укр при движении вязкопластичной гидросмеси запишется по аналогии с (1.31) с заменой р = рсм и п = Псмсми Псм — соответственно плотность и структурная вязкость смеси вязкопластичной жидкости и твердых частиц).

Тогда получим функциональную зависимость

Reкр.к.п    Ф(Несм^    (6,1)

где Re - Укр.™^см . He - Т0^2Усм ААС кр.см    Г    1 1С:см    о    •

псмд    nLg

Можно предположить, что в случае отсутствия расхождения между скоростями жидкой и твердой фазы данные, приведенные в табл. 1.2, можно считать справедливыми, а значит, по аналогии с (1.38) можем записать:

где y и п    — соответственно    удельный вес и структурная    вяз

кость однородной вязкопластичной жидкости.

92

16,6Ят

1 + ^5ЯЗ +10,05 (—&—+ + 0,00273e Ят + Яж

Ят + Яж    \ Ят + Яж /

Таким образом, если

< ReKp.K.n,

то гидросмесь движется при структурном режиме; в противном случае наблюдается турбулентный поток.

6.2. ДВИЖЕНИЕ ГИДРОСМЕСИ ПО ВЕРТИКАЛЬНЫМ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ТРУБАМ ПРИ СТРУКТУРНОМ РЕЖИМЕ ТЕЧЕНИЯ

Потери давления на трение при движении «однородной» вязкопластичной жидкости определяются по формуле (1.29).

По аналогии с расчетной моделью для гидросмеси, составленной из воды и твердых частиц, в соответствии с (1.29) можем записать:

Дртр = 11 8Псм (Яж + Ят) + 2,8066+

nR*

8Лсмж + Ят ) + 2 8066 Т0

- 4,2116


(6.6)


л    '

nR

Гравитационная составляющая определяется в соответствии с формулой (6.3).

Тогда по (6.3) и (6.6) разность давлений по концам колонны труб

Др =    'ж + Y т Ят J + 1 I 8Псм(Яж + Ят) + 2. 8066Т0 +

Я ж + Я т    Я ж + Я т    52 I    R

2


(R) <.


- 4,2116


(6.7)


+ 2,8066-

4R


см ж т


nR


Очевидно, что и в данном случае Др имеет минимум относительно яж, т.е. справедливо условие (3.23).

Значит, по формуле (6.7) и условию (3.23) получим следующее выражение для определения дж( обеспечивающего минимум давления у нижнего торца вертикальной колонны:

I 8Псм Яж14^

дПс


- (q ж + q т) + Пс


V    nR4

(т +2 -4'211(Т)


* 8псм    + 2,8066 R+ х

nR4 V    nR4    R)


дПс


q + qт) + Пс


0.


(6.8)


Согласно (6.5)

(


16,6дт +

2,5 + 20,1 q т + 0,045318

q т + q ж


дПс


nq т


=вв


(6.9)


dq ж    (q т +q ж)2


Значит, по (6.9) и (6.8) имеем:


(    16,6дт +

_    -    2,5    +    20,1——— + 0,045318 е^ж

q т + q ж    q т + q ж


nq т


+Е2

(q ж +&т)    ^


8



nR4


8псм + + 2,8066- 4,211(^°+

+Пс


nR4    R)    V    R)

nR4


х( 8псм    + 2,8066)    nR4

(2,5 + 20,1—— +

qж + ^ V    ^    +    q^K

= 0.


(6.10)


+ Пс


16,6дт +

+0,045318e ?т+?ж

Так как

дт


а.


qт + qж


то уравнение (6.10) можно переписать так:

й т Y 0)а0 + в4-6- аоП(2,5 + 20,1а0 + 0,045318 е16-610) + n

nR

ж


¦ 4,211 ( —

' R

nR4


1 - а0


0п(2 , 5+20, 1а 0 + 0,0453Q|8e16'6cl 0, + п

= 0. (6.11)


Значит, при заданных а, yt, Yж, R, П и т0 по трансцендентному уравнению (6.11) методом последовательных приближений можно найти расход жидкости дж, обеспечивающий минимум разности давлений по концам вертикальной трубы.

По вычисленному дж и заданной концентрации определяем расход твердых частиц

Ч - аоЧж

Чт .

1 - а0

и удельный вес смеси

Yсм =Y(1 — ао)+Yтао•

Затем, зная согласно формуле Томаса псм, находим параметр Рейнольдса смеси:

Re^ - 2(Чж + 4t)y см .    (612)

п#Псм

Далее определяем параметр Хедстрема смеси:

Несм - ±4^,    (6.13)

псмд

что позволяет по формуле (6.2) найти Re^.^.

Если Re^ < Re^.^, то расчеты продолжаем и находим согласно (2.20) диаметр нетонущей частицы d0. По фракционному составу устанавливаем средневзвешенный диаметр частицы и согласно неравенствам (2.26) — (2.28) определяем режим обтекания.

Далее по формулам (2.17), (2.21) — (2.25) в зависимости от режима обтекания находим скорость свободного падения частицы vs. Вычислив по найденному оптимальному дж среднюю скорость жидкости    уж,    сравниваем    уж    и    vs;    при    уж    >    vs

найденное значение дж принимается. В противном случае расчеты повторяем при более высоком значении динамического напряжения сдвига.

Если найденное по (6.12) Re^ оказывается больше критического числа Рейнольдса Re^.^, вычисленного по (6.2), то гидросмесь движется при турбулентном режиме.

Ранее было показано, что при турбулентном режиме механизм движения вязкопластичной и вязкой жидкостей один и тот же. В этом случае перепад давления определяется по формуле (3.21), а оптимальный расход жидкости — по уравнению (3.25).

При движении вязкопластичной гидросмеси по горизонтальной трубе расчеты ведутся по формуле (6.6) при условии, что Дртр = Др.

Тогда по условию (3.23) получим следующее выражение для определения оптимального расхода жидкости:

0n(2,5+20,1а 0 + 0,0453Q|8e16'6a0, + пс

1 - а 0


nR


*ПсмЯж    1 + 2,8066-

0 п(2,5 +


) nR4    1    -    а0    R /

16,6а +

+20,1а0 + 0,045318 e    01 + пс

= 0.


(6.14)


Таким образом, при заданных а0,п и R по уравнению (6.14) методом последовательных приближений можно найти оптимальное значение дж.

6.3. РАСЧЕТ ЭРЛИФТА ПРИ ДВИЖЕНИИ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ ГИДРОСМЕСИ ПО ВЕРТИКАЛЬНОЙ ТРУБЕ

Наличие у вязкопластичных жидкостей динамического напряжения сдвига т0 снижает возможность проскальзывания пузырьков воздуха относительно жидкости, и при определенных условиях жидкость и воздух будут двигаться практически с одинаковой скоростью. Таким образом, вязкопластичную аэрированную смесь можно рассматривать как «квазиго-могенную», т.е. истинная (объемная) и расходная концентрации равны между собой:

ф = р.    (6.15)

Модель квазигомогенной вязкопластичной аэрированной смеси впервые была предложена Р.И. Шищенко [26].

Для того чтобы составить уравнение динамического равновесия сил, действующих в дифференциально малом отсеке, ограниченном длиной dx, необходимо составить выражение для гравитационной составляющей dpG и сил трения dp^.

В соответствии с (6.15)

dpG = Yж(1— в) dx + YTdx.

(6.16)


Так как

Y г << Y ж,

то с высокой точностью можно записать:

dpG = Yж(1 — P)dx-

(6.17)


Согласно (5.3), (5.4)

dpG - Y жР dx,    (6.18)

ГРа + Р

где Г = даж.

Потери давления на трение на дифференциально малом участке длиной dx находим по формуле [17]

2


или с высокой точностью по выражению

2

Значит,

(6.19)

Из определения расходного газосодержания

(6.20)

По (6.19) и (6.20)

аРтр__±_ dx.    (6.21)

2gd 1 - р

Согласно формуле Блазиуса

0,25

X _ 0,297858!-^!    .    (6.22)

Vy ж qж)

Так как уж = 4qж/лd2, то по (6.21) и (6.22) получим

dp _ О,2414^2^ж,75    .    (6.23)

^р    д 075d475    1 -в

Из определения для в следует, что при изотермическом расширении газа

1 -в = —Р- •    (6.24)

Р + Гра

По выражениям (6.23) и (6.24) имеем:

dp _ 0,241435n0,25qj;7575    Гра    + р dx    (6 25)

аРтр    д 0,75 d4,75    р    (    )

Так как

dP = dPG + dРтр,    (6.26)

то по (6.18), (6.25) и (6.26) можем записать:

dP _ ( Р + 0,241435n0,2^75 гра + р+y dx

dp I т^_    .    - +    075    _475 025    -    lY ж°Х.

v Грa + р    g0,75d4,75Yж;25    р

Значит,

р баш

y „< _ / -*

ж2 Ру

1 *А ‘(V)


Р

Гра + Р

где Л _ 0,241435n025qlK75 1 де 1^4

д 075d475Y ж25

(rpap + p )dp

Pj p2 + A4(p+rpa)2

_ /


Y ж!


или

^баш

(rpap + p )dp


Y ж! _ J    2    2

pj (A4 + 1)p + 2A4rpap + A4(rpa)

Отсюда

p


баш


pdp


Y ж1 = ГPa J

pj


(A4 + 1)p2 + 2A4^p + A4(rpa)2


p


аш

/

pj


p2 dp


(6.28)


+


(A4 + 1)p2 + 2A4ГPaP + A4(rpa)2


Для того чтобы раскрыть интегралы в (6.28), необходимо сначала определить знак при коэффициенте А:

А = 4(А4+1)А4(ГРа)2-4 А 4(ГРа)2, или

А = 4А4(ГРа)2.

(6.29)


Так как А4 > 0, то и А > 0.

Тогда, раскрыв интегралы в (6.28), получим:

Y l _ ^аш - pj + Гpa(1 - A4) Jn (A4 + ^ЙЗаш + ^^^а^аш + A4(Гpa)2 Ж A4 + 1    2(A4 + 1)2    (A4 + 1)pj + 2A4^pj + A4(Гpa)2

(6.30)


ГpWA


2Г^ (1 + A4)2


Для того чтобы использовать уравнение (6.30) в случае гидротранспорта вязкопластичной смеси с помощью эрлифта, необходимо подставить в это выражение вместо y ж удельный вес смеси жидкости и твердой фазы, т.е.

Yж(1 -ao)+Yтao,


вместо расхода жидкости — расход смеси жидкости и твердой фазы

Чж + Чт

и вместо структурной вязкости жидкости — структурную вязкость вязкопластичной жидкости и твердой фазы по формуле Томаса.

Проведем расчеты по определению 1 при следующих исходных данных: у ж = 1,2Ч04 Н/м3, у т = 2,6-104 Н/м3, а0 = = 0,15, п = 0,01 Па-с, ру = 105 Па, дж = 0,02 м3/с, дт = = 0,003529 м3/с, d = 0,15 м, а также при различных значениях рбаш и Г.

В (6.30) вместо уж подставляем усм = 1,2-104-(1 —0,15) + 2,6х х104-0,15 = 1,41 104 Н/м3.

Чтобы найти А4, вычислим псм по (3.16):

Псм = 0,01(1 +0,375 + 0,2261 +0,03293) = 0,01634 Па-с;

Чсм = 0,023529 м3/с.

Тогда

А = 0,241435 • 0,3575 • 0,0014136 = 0 0 1 656

4    5,54309 • 0,000122 • 10,8969    '    '

При принятых исходных данных, подсчитанном А4, а также замене уж на усм выражение (6.30) перепишется так:

1,41 • 1041 = Рб*ш - 105 + 0,47583 • 105Г х

1, 01 656

х1п 1,01656Р|?аш + 0,03312 • 105Грбаш + 0,01656 • 1010 Г 2 1,01656 • 1010 + 0,03312 • 1010Г + 0,01656 • 1010 Г2

-0,06646 • 105 Г* arctg 1,01656Рбшд + 001656105 Г

.    1,01656+ 0,01656Г+

-arct^^-1-1.    (6.31)

0,128686Г    -

В табл. 6.1 приведены результаты расчетов по уравнению (6.31).

Таким образом, при заданной длине колонны труб и Г = = Чаж по табл. 6.1 можно найти давление у нижнего торца

рбаш,

105 Па

Значение 1, м, при различных Г, м33

рбаш,

105 Па

Значение 1, м, при различных Г, м33

20

30

40

20

30

40

20

217,4

448,4

487,2

65

859,1

992,8

1103,2

25

453,3

525,8

577,7

70

903,9

1042,5

1157,7

30

512,1

595,6

657,8

75

948,0

1091,1

1210,9

35

567,4

661,0

732,2

80

991,6

1138,9

1262,9

40

620,0

722,1

801,5

85

1034,6

1186,0

1313,9

45

670,5

780,2

867,1

90

1077,1

1232,3

1363,9

50

719,4

870,9

929,5

95

1119,3

1278,0

1413,2

55

767,0

889,8

989,4

100

1161,0

1323,2

1461,8

60

813,5

942,0

1047,2

колонны труб. Из таблицы видно, что при одном и том же 1 увеличение Г приводит к заметному снижению давления у нижнего торца р6аш, а следовательно, давления нагнетания рн.

МЕТОЛЫ ОПРЕАЕЛЕНИЯ РАСТВОРЕННЫХ

6.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДА, ГИДРОСУЛЬФИДОВ, СУЛЬФИДОВ

Главным источником сероводорода и сульфидов в поверхностных водах являются восстановительные процессы, протекающие при биохимическом окислении и разложении органических соединений естественного происхождения (планктон, водоросли и др.) и поступающих со сточными водами (хозяйственно-бытовыми, пищевой, металлургической, химической и др. промышленности). Процессы восстановления интенсивно протекают в придонных слоях водоемов в условиях слабого пе ре-мешивания масс и дефицита кислорода.

В подземных водах нефтегазоносных структур в комплексе

с другими компонентами (HCO-, SO^-, CO2) сероводород может являться косвенным показателем продуктивности отложений, как продукт окислительно-восстановительных процессов на контакте углеводороды - вода. Наиболее распространены биохимические реакции под действием сульфатредуцирующих бактерий в анаэробных условиях, в результате которых образуются кислые газы - H2S, С02. Глубокая инфильтрация поверхностных вод стимулирует процессы окисления углеводородов в плане микробиологического заражения и охлаждения глубоких водоносных горизонтов. Появление сероводорода характерно при заводнении залежей и насосной эксплуатации.

Другим источником высокого содержания сероводорода в углеводородных залежах (Россия, США, Франция) являются термокаталитические процессы, ведущие к разложению сероорганических соединений. Прослеживается связь высоких концентраций сероводорода с литологией пород: в карбонатных отложениях его гораздо больше, чем в терригенных.

Сероводород в попутных водах эксплуатационных скважин является причиной коррозионных разрушений, интенсивность которых зависит от концентрации в водах и парциального давления в газах, поэтому определение его в водах на стадии разведочного бурения позволяет предусмотреть антикоррозийные мероприятия при обустройстве промыслов.

Водная фаза эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа также содержит сероводород и продукты сероводородной коррозии.

Сероводород - бесцветный газ с характерным запахом “тухлых яиц”, тяжелее воздуха, плотность 1,19 г/м3. Хорошо растворим в воде. Сероводород - яд, сильно действующий на центральную нервную систему. Порог ощущения запаха 0,012— 0,03 мг/м3. При концентрации сероводорода свыше 1000 мг/м3 наступает мгновенная смерть. Санитарными нормами установлены предельно-допустимые массовые концентрации (ПДК): в воздухе рабочей зоны — 10 мг/м3, в атмосферном воздухе населенных мест среднесуточная ПДК — 0,008 мг/м3.

Сероводород придает воде неприятный запах и привкус. Наличие его в водах служит показателем сильного загрязнения водоема органическими компонентами. Для водоемов сани-тар-но-бытового и рыбохозяйственного пользования наличие сероводорода и сульфидов в воде недопустимо (ПДК — отсутствие).

В природных водах, наряду со свободным сероводородом (H2S) могут присутствовать гидросульфид — (HS), тиосульфат — ( S2O2-) и сульфит ионы ( SO2-). Содержание последних двух невелико и при обычных анализах их определение не производится. Содержание H2S и HS колеблется в широких пределах.

Приводится объемный йодометрический метод определения суммы всех форм серы (H2S + HS + S2O2- + SO2-), результаты условно выражаются в виде H2S + HS.

В зависимости от характера серы содержание H2S и HS ориентировочно определяют согласно рис. 6.1 и следующим данным:

р H....................................................5,0    5,5    6,0    6,2    6,4    6,6    7,0    8,0    9,0

H2S от суммы H2S + HS    100    97    95    91    86    83    64    15    2

Hастоящая методика внедрена на промысле Астраханского газоконденсатного месторождения для работ с пластовыми водами и растворами, выносимыми эксплуатационными скважинами попутно с газом и газовым конденсатом.

Отбор проб. Пробу следует обрабатывать сразу после отбора, при отсутствии условий пробу консервируют. Для этого

Рис. 6.1. График соотношений между различными формами сероводородной кислоты в природных водах в зависимости от рН и ионной силы ц (по данным А.А. Резникова, Е.П. Муликовской и др. 1970):

1 - ц = 0,0005 (соответствует минерализации 20-43 мг/дм3); 2 - ц = 0,1 (соответствует минерализации 4-6 мг/дм3)

в пустую склянку вместимостью 1000 см3 наливают 10 см3 раствора уксуснокислого кадмия или цинка.

Пробу отбирают через шланг, опущенный до дна сосуда в консервант из среднего слоя отбираемой жидкости. По мере наполнения сосуда под пробку шланг поднимают, закрывают пробкой, содержимое взбалтывают и отправляют на анализ.

При возможности через бутылку пропускают 2-3 объема воды (шланг опущен до дна), постепенно поднимают его и добавляют консервант пипеткой, также опуская ее до дна.

Перевод глубинных проб во избежание их контакта с воздухом проводят после дегазации пробы непосредственно из пробоотборника также через шланг, опущенный в консервант, заполняя посуду под пробку.

Для получения большого объема кондиционной информации

Ориентировочный объем проб на анализ в зависимости от предполагаемого содержания H2S + HS- — ионов в воде проводится в зависимости от концентрации

Массовая концентрация H2S+HS, мг/дм3

Объем пробы для консервации, см3

0,1—100

400

100—1000

100

1000 и выше

20—10

при высоком содержании кислых газов исследования проводят непосредственно на объекте с применением пробоотборников ПД-3М (ПД-03) в антикоррозийном исполнении. Ориентировочный объем проб на анализ показан в табл. 6.1.

При высоких концентрациях сероводорода в водах объем отбираемой пробы может быть меньше 10 см3 при том же объеме консерванта — 100 см3.

Учитывая жесткие условия при отборе проб на сероводородсодержащих объектах, посуду с консервантом взвешивают в лаборатории до и после отбора пробы.

Качественное определение

Очень малые концентрации свободного сероводорода (0,1 мг/дм3) можно обнаружить по специфическому запаху и качественной реакции по свинцовой бумаге. Сульфиды обнаруживаются после подкисления и нагревания пробы, при этом индикаторную полоску свинцовой бумаги смачивают дистиллированной водой и кладут на края стаканчика с пробой — при наличии в пробе сероводорода полоска почернеет.

Сущность метода. Содержание общего H2S в минеральных водах определяют йодометрическим методом, который основан на окислении сернистых соединений раствором йода в кислой среде. Избыток йода оттитровывается раствором тиосульфата натрия известной концентрации. Реакция протекает по уравнению:

H2S + I2 ^ 2HI + S;

I2 + 2Na2S2O3 ^ 2NaI + Na2S4O6.

В число сернистых соединений, титруемых йодом, входят свободный сероводород, ионы S2—, HS, продукты окисления

В консервированной с уксуснокислым кадмием пробе вся сульфидная сера находится в виде осадка сульфида кадмия. При разложении его кислотой выделяется сероводород, который поглощается титрованным раствором йода.

Мешающие влияния. Определению мешают растворенные неорганические и органические компоненты, реагирующие с йодом. Их влияние устраняют осаждением сероводорода уксуснокислым кадмием при консервации пробы.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Кадмий уксуснокислый Cd (CH3COO)2 (для консервации проб). Растворяют 35 г безводного Cd (CH3COO)2 в небольшом количестве воды, приливают 40 см3 ледяной уксусной кислоты и доводят объем раствора до 1 дм3.

Кислота HCl, раствор 1 : 1. В термостойкой посуде к 100 см3 дистиллированной воды приливают 100 см3 кислоты (плотность - 1,19 г/см3).

Натрий серноватистокислый Na2S2O3 • 5H2O, растворы 0,1 и 0,01 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующим добавлением.

Крахмал, индикатор, раствор 10 г/дм3. 1 г крахмала растворяют в 100 см3 воды, доводят до кипения. Раствор фильтруют.

Иод I2, растворы 0,1 и 0,01 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующими разбавлениями.

При отсутствии резких колебаний температуры концентрация раствора йода достаточно стабильна, но проверять ее требуется обязательно в день выполнения анализа.

Калия бихромат K2Cr2O7, растворы 0,1 и 0,01 н. Раствор 0,1 н готовят из стандарт-титра или 4,904 г соли, высушенной при 105 °С, растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 1 дм3, объем доводят до метки. Раствор 0,01 н готовят соответствующим разбавлением 0,1 н раствора.

Калия йодид KI, раствор, 150 г/дм3. 15 г KI растворяют в воде в мерном цилиндре вместимостью 100 см3, объем доводят до метки.

Кислота серная H2SO4, раствор 1 : 4 20 см3 H2SO4 (плотность - 1,84 г/см3) приливают к 80 см3 воды термостойком стакане.

Приготовление водного раствора уксусной кислоты. Для приготовления 10 % раствора уксусной кислоты наливают в мерный цилиндр вместимостью 100 см3 дистиллированную воду около 60-70 см3, затем вливают тонкой струйкой 10 см3 уксусной кислоты, перемешивают раствор стеклянной палочкой и доводят объем дистиллированной водой до метки 1 00 см3.

Установка поправочного коэффициента нормальности Na2S2O3. В коническую колбу с притертой пробкой наливают 100 см3 воды, прибавляют 10 см3 раствора KI (150 г/дм3),

5 см3 серной кислоты (1 : 4) и 20 см3 раствора бихромата калия. После перемешивания раствор выдерживают в темноте

5 мин, затем титруют раствором натрия серноватистокислого до соломенно-желтого цвета, в конце титрования с 5 каплями крахмала до обесцвечивания. Поправочный коэффициент рассчитывают: K = 20 : V, где V — объем Na2S2O3, израсходованный на титрование, см3.

Пример. Hа титрование 20 см3 н раствора K2Cr2O7 израсходовано 20,2 см3 н раствора Na2S2O3.

K = 20 : 20,2 = 0,99.

Титрование проводят в трех параллельных пробах и берут среднее значение K. Проверку K производят 1 раз в неделю.

Проведение анализа. В колбу с притертой пробкой всыпают предварительно взвешенный кристаллический KI в количестве 1 г, вливают 1—2 см3 дистиллированной воды, подкисляют несколькими каплями уксусной кислоты и добавляют 10—30 см3 0,1 н раствора йода (йодная зарядка). Отмеривают в зарядку 5—10 см3 испытуемой пробы, тщательно взбалтывают, закрывают склянку пробкой и дают постоять в темном месте 10 минут. Далее титруют 0,1 н раствором тиосульфата натрия до бледно-желтой окраски, затем прибавляют 1 см3 раствора крахмала, цвет становится сине-фиолетовым. Слегка взбалтывая колбу с исследуемым раствором, продолжают добавлять из бюретки титрант до полного обесцвечивания раствора. Изменение проводят три раза, за результат принимают среднее.

Одновременно проводят холостое определение с 50 см3 дистиллированной воды.

При больших концентрациях соединений серы нижний слой жидкости с осадком разбавляют дистиллированной водой в мерной колбе вместимостью 200—500 см3, интенсивно встряхивают, берут из него аликвоту сухой пипеткой и определяют сероводород как указано выше, применяя 0,1 н растворы натрия серноватистокислого и йода. Определение проводят 2—

3 раза до получения сходимых результатов.

Холостое определение делают с 0,1 н растворами йода и натрия серноватистокислого.

Массовую концентрацию H2S + HS- X (мг/дм3) рассчитывают по формуле

X = (V1 - V2) • н • K • 1000 • 17/( V - V3),

где V - общий объем пробы, см3; V1 - объем раствора Na2S2O3, израсходованный на титрование холостой пробы, см3; V2 -объем раствора Na2S2O3, израсходованный на титрование пробы, см3; V3 - объем консерванта Cd (CH3COO)2, см3; K - поправочный коэффициент нормальности Na2S2O3; н - нормальность раствора Na2S2O3; 17 - эквивалентная масса сероводорода, мг.

Допустимые расхождения между повторными определениями: 0,1 мг/дм3 при массовой концентрации до 1 мг/дм3; 0,3 мг/дм3 при массовой концентрации от 1 до 4 мг/дм3; 8 % относительных - при более высоких концентрациях.

Пример. Общий объем пробы V - 460 см3; объем 0,01 н Na2S2O3, израсходованный на титрование холостой пробы V1 -18 см3; объем, израсходованный на титрование исследуемой пробы, V2 - 17,1 см3; объем консерванта Cd (CH3COO)2, V3 -100 см3; K = 1; н - 0,01.

X = (18 - 17,1) • 0,01 • 1 • 17 • 1000/(460 - 100) = 0,43 мг/дм3.

При высоком содержании сероводорода, когда осадок разбавляют в мерной колбе, X (мг/дм3) рассчитывают по формуле

X = (V1 - V2) • н • K • 1000 • 17b/a • (V - 100),

где а - объем аликвоты, см3; b - объем колбы, в которой разбавляют осадок, см3.

Пример. Осадок разбавлен в колбе вместимостью 500 см3; на титрование 5 см3 аликвоты пошло 16,6 см3 0,1 н раствора Na2S2O3; на титрование холостой пробы - 17,4 см3; общий объем пробы - 150 см3.

X = (17,4 - 16,6) • 0,1 • 1 • 1000 • 500/5(150 - 100) = 2720 мг/дм3.

При высоких концентрациях сероводорода, когда пробу взвешивают, что характерно для конденсационных вод Астраханского ГКМ, X (мг/дм3) рассчитывают по формуле

X = (V1 - V2) • н • K • 1000 • 17 • d20/(m1 - m2),

где d20 - плотность исследуемой воды при t = 20 °С, г/см3; т1 - масса склянки с консервантом и пробой, г; т2 - масса склянки с консервантом, г.

Массовую концентрацию H2S + HS X (мг/дм3) в объемную

Х1 (%) при 20 °С пересчитывают по формуле

Х1 = 0,07 • X,

где 0,07 - пересчетный коэффициент.

Пример. X = 27,2 мг/дм3; Х1 = 0,07 • 27,2 = 1,9 % объемных в 1 дм3 исследуемой воды.

6.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ АГРЕССИВНОЙ УГЛЕКИСЛОТЫ

Углекислота - важнейший компонент подземных вод, определяющий их способность растворять минералы и породы преимущественно карбонатного и сульфатного состава. Схема растворения карбонатных пород:

СаС03(тв) + Н20 + С02(газ) = Са2+(ж) + 2 HCO^).

Для существования в растворе определенных концентраций HCO3 необходимо присутствие равновесного количества свободной углекислоты. Если содержание свободной углекислоты в воде больше, чем нужно для равновесия, то при соприкосновении такой воды с СаС03(тв) произойдет его растворение до состояния равновесия. Если же содержание свободной углекислоты в воде окажется меньшим, чем нужно для равновесия, то, наоборот, из воды будет выпадать СаС03(тв).

Избыточную часть свободной углекислоты, которая расходуется на реакцию с СаС03 и обеспечивает его растворение называют агрессивной углекислотой. Иными словами, агрессивная углекислота - это кислота, способная переводить в раствор карбонат кальция. В табл. 6.2 приведены расчетные дан-

Таблица 6.2

Количество HCO 3 , находящееся в равновесном состоянии со свободной СО2, мг/дм3

OH2(своб)

HCO3

CO2(своб)

HCO-

CO2(своб)

HCO-

1

80

12

220

40

320

2

120

14

230

45

330

3

140

16

240

50

340

4

160

18

250

60

360

5

170

20

260

70

380

6

180

25

280

80

390

8

200

30

290

90

410

10

210

35

300

100

420

ные для определения равновесных концентраций СО2 при различных содержаниях HCO-, позволяющие установить присутствие агрессивной кислоты в подземных водах.

Пример. В воде определено HCO3 — 244 мг/дм3 и СО2(своб)

— 40 мг/дм3. Из таблицы следует, что 40 мг/дм3 СО2(своб) находится в равновесии с 320 мг/дм3 HCO-, а в исследуемой воде количество HCO- значительно меньше, значит вода содержит агрессивную углекислоту.

Агрессивная углекислота является одной из основных причин коррозионных разрушений всех газовых коммуникаций, как металлических так и цементных, основным агентом при развитии процессов солеотложения на промыслах.

Распространенный источник углекислоты в водах — органическое вещество. При абиогенном и биогенном превращении его обязательным продуктом является углекислота. Вместе с HCO3, H2S, SO^- она может рассматриваться как локальный показатель нефтегазоносности.

Большое количество диоксида углерода поступает в пластовые воды в результате метаморфизма карбонатных и магматических пород; важную роль играет углекислота, поступающая из магмы.

Для определения агрессивной углекислоты (СО2агресс) применяют метод нейтрализации.

Отбор проб. Пробу воды отбирают в чистую, сухую бутылку вместимостью 0,2—0,25 дм3, в которую предварительно насыпают 2—3 г консерванта СаСО3.

Сущность метода. Метод основан на способности вод, содержащих агрессивную углекислоту, растворять углекислый кальций. В результате происходит увеличение концентрации гидрокарбонат-ионов по сравнению с их концентрацией в пробе на общий анализ.

Реактивы. Применяют реактивы, используемые при определении щелочности; углекислый кальций СаСО3.

Проведение анализа

Пробу, содержащую углекислый кальций, встряхивают в течение 30 мин.

После отстоя пробу фильтруют декантацией. Первую порцию фильтрата отбрасывают. В следующих 50 см3 фильтрата определяют содержание гидрокарбонатов, как при определении в пробе на общий анализ.

Массовую    концентрацию    агрессивной    углекислоты

X (мг/дм3) вычисляют по формуле

X = - b) • н • K • 1000 • 22/V,

где а - объем кислоты, пошедший на титрование пробы, консервированной карбонатом кальция, см3; b - объем кислоты, пошедший на титрование при определении гидрокарбонат-иона из пробы на общий анализ, см3; V - объем пробы, взятый для титрования, см3; н - нормальность кислоты; K - поправочный коэффициент нормальности кислоты; 22 - эквивалентная масса С02, мг.

Допустимые расхождения между повторными определениями 2 мг/дм3.

Пример. На титрование гидрокарбонатов 50 см3 пробы пошло 9,3 см3 0,1 н HCl K = 1; общей пробы - 5,4 см3.

X = (9,3 - 5,4) • 0,1 • 1 • 1000 • 22/50 = 171,6 мг/дм3.

6.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСТВОРЕННОГО КИСЛОРОДА

Содержание растворенного кислорода определяют в чистых поверхностных водах и сточных, очищенных химическим или биохимическим способами перед сбросом их в водоемы. При смешении таких вод с водами водоемов содержание кислорода не должно быть ниже минимально допустимой концентрации (для рыбохозяйственных водоемов 5 мг 02/дм3).

Кислород определяют также в неочищенных сточных водах, если низкое содержание в них примесей допускает непосредственный сброс в водоем.

Данные по массовой концентрации кислорода необходимы для оценки коррозионных свойств стоков при закачке в пласт, при определении биохимического потребления кислорода в сточных водах.

Растворимость кислорода в воде понижается с повышением температуры и понижением давления, зависит от минерализации:

Температура, °С..............................0    10    20    30

Уменьшение растворимости

(мг/дм3) на каждые 1000 мг

солей..........................................................0,08405    0,06217    0,04777    0,04085

Приводится йодометрический метод определения растворенного кислорода по Винклеру, позволяющий определять его при содержании не ниже 0,2-0,3 мг/дм3.

Отбор проб. Из водоемов пробы отбирают батометром, к крану которого прикреплена резиновая трубка.

Пробы стоков из шламонакопителей, бочек, емкостей отбирают ведром из среднего слоя по высоте жидкости.

В обоих случаях пробы переводят в ополоснутую 2-3 раза исследуемой водой склянку сифоном, опущенным до дна склянки, наполняют ее до краев, пропуская 1-3 объема воды. Наличие пузырьков на стенках не допускается. В отобранную пробу пипетками вводят 2 см3 раствора соли марганца, погружая пипетку до середины склянки (по мере выливания раствора пипетку поднимают вверх), затем 2 см3 щелочного раствора йодистого калия, погружая пипетку под уровень пробы. Склянку закрывают пробкой, чтобы не оставалось пузырьков воздуха, и несколько раз переворачивают вверх дном для равномерного перемешивания содержимого.

Сущность метода. Метод основан на взаимодействии гидроксида марганца в щелочной среде (щелочной раствор йодистого калия) с растворенным в воде кислородом, который связывается количественно, образуя нерастворимое в воде коричневого цвета соединение четырехвалентного марганца:

MnCI2 + 2NaOH ^ Mn(OH)2 + 2NaCI;

2Mn(OH)2 + O2 ^ 2MnO(OH)2|.

При добавлении кислоты четырехвалентный марганец вновь восстанавливается в двухвалентный, окисляя йодистый калий до свободного йода. Количество йода эквивалентно содержанию растворенного в воде кислорода и определяется титриме-трически раствором натрия серноватистокислого:

Mn0(OH)2 + 2KI + 4HCI ^ MnCI2 + 2KCI + 3H2O + I2;

I2 + 2Na2S2O3 ^ 2NaI + Na2S4O6.

Мешающие влияния. Определению мешают взвешенные вещества, которые адсорбируют йод на своей поверхности или химически взаимодействуют с ним. В этих случаях пробу отбирают отдельно в стеклянную бутыль вместимостью 1 дм3 с притертой пробкой до краев, закрывают и отстаивают взвешенные вещества не более 10 мин. При этом пробу не следует оставлять на прямом солнечном свете или вблизи источника тепла. Прозрачную пробу над осадком сифоном переводят в тарированную кислородную склянку, пропуская —1,5—2 объема, фиксируют кислород, как описано при отборе проб, и закрывают склянку пробкой так, чтобы не оставалось пузырьков воздуха.

Продолжительное отстаивание взвешенных веществ (> 10 мин) приводит к снижению концентрации кислорода в пробе. В этом случае пробу осветляют гидроксидом алюминия. Стеклянную бутыль наполняют до краев, в расчете на 1 дм3 пробы пипеткой вводят 10 см3 раствора сульфата алюминия-калия (100 г/дм3) и 2 см3 раствора аммиака (25%-ного). Бутыль закрывают так, чтобы не оставалось пузырьков воздуха, перемешивают содержимое в течение 1 мин. Осадок отстаивают —10 мин, прозрачный слой сифоном переводят в кислородную склянку и фиксируют кислород, как указано выше.

В пробах, содержащих плохо осаждающиеся взвешенные вещества, вследствие интенсивной жизнедеятельности присутствующих микроорганизмов может быть снижено содержание кислорода.

Осветление проб в этих случаях производят при одновременном прибавлении токсичного вещества. Пробу отбирают как указано выше, прибавляют пипетками 10 см3 раствора сульфа-миновой кислоты и хлорида ртути (II) и 10 см3 раствора сульфата алюминия-калия (в расчете на 1 дм3 пробы). Закрывают бутыль пробкой, не оставляя пузырьков воздуха, содержимое хорошо перемешивают. Затем прибавляют 5 см3 раствора гидроксида натрия (2 н). Прозрачный слой сифонируют в кислородную склянку и фиксируют кислород.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества, свежепрокипяченную и охлажденную до комнатной температуры дистиллированную воду.

Алюминия-калия сульфат KAl(SO4)2 • 12^О, раствор 100 г/дм3. 10 г соли растворяют в воде в мерном цилиндре, объем доводят до 100 см3.

Аммиак NH4OH, водный раствор, 25%-ный.

Кислота сульфаминовая NH2SO3H.

Ртути хлорид (II) HqCl2.

Раствор сульфаминовой кислоты и хлорида ртути (II). 32 г NH2SO3H растворяют в 450 см3 воды; 54 г HqCl2 растворяют при нагревании в 450 см3 воды. Оба раствора смешивают и доводят объем водой до 1 дм3.

Hатрия гидроксид NaOH, раствор 2 н. Растворяют 8 г щелочи в воде в мерном цилиндре, после охлаждения объем доводят до 100 см3.

Кислота соляная HCl, раствор 2:1. 200 см3 HCl (плотность — 1,19 г/см3) прибавляют к 100 см3 воды. Можно использовать раствор H2SO4 (1:4). Один объем H2SO4 (плотность — 1,84 г/см3) добавляют к четырем объемам воды.

Крахмал (С^^О^, индикатор, раствор 5 г/дм3. 0,5 г растворимого крахмала добавляют к 100 см3 воды и нагревают до кипения. Раствор готовят ежедневно или консервируют добавлением 1-2 капель одного из консервантов: хлороформа, амилового спирта, салициловой кислоты.

Проверка чистоты NaOH. 5 г NaOH, отмытого от поверхностного слоя водой, растворяют в 10 см3 воды. К 1 см3 полученного раствора добавляют 100 см3 воды, 0,2 г проверенного на чистоту KI, 5 см3 раствора HCl (2:1) и 1 см3 раствора крахмала (5 г/дм3). Реактив пригоден для применения, если в течение 5 мин не появляется синяя окраска. В противном случае 50 г предварительно отмытого водой NaOH растворяют в 30-40 см3 воды и кипятят в течение 10 мин с металлическим алюминием. Раствор отстаивают и сифоном сливают.

Калий йодистый KI.

Проверка чистоты KI. 1 г сухого KI растворяют в 50 см3 воды, приливают 10 см3 раствора HCl (2:1), 1 см3 раствора крахмала и добавляют 100 см3 воды. Если в течение 5 мин раствор не синеет, реактив пригоден для использования. В противном случае для очистки 15 г KI растворяют в 10 см3 воды, продувают током С02, плотно закрывают пробкой и оставляют в темноте на 2-3 сут. Затем к раствору добавляют крахмал (0,5-1 г), растертый в ступке с 10 см3 воды. Раствор встряхивают и быстро фильтруют через бумажный фильтр. Раствор при стоянии не должен приобретать желтую окраску.

Калий йодистый KI, раствор 150 г/дм3. 15 г соли растворяют в воде в мерном цилиндре, объем доводят до 100 см3.

Калий йодистый KI, щелочной раствор. 15 г KI растворяют в 20 см3 воды. 50 г NaOH (или 70 г K0H) растворяют в 50 см3 дистиллированной воды. Полученные растворы смешивают, объем доводят водой в мерной колбе до 100 см3. Мутный раствор фильтруют или отстаивают в течение 15-20 дн., сливают прозрачный слой сифоном. Хранят в склянке из темного стекла.

Марганец хлористый MnCl2 • 4Н20, раствор. 210 г соли растворяют в 200 см3 воды, раствор фильтруют и доводят объем до 500 см3. Могут быть использованы MnSO2 • 4H2O (240 г) или MnSO4 • 2Н20 (200 г), которые готовят так же.

Проверка и очистка реактивов. К 100 см3 дистиллированной воды добавляют 1 см3 раствора MnCI2, 0,2 г сухого KI, 5 см3 раствора HCl (2:1) и 1 см3 раствора крахмала (5 г/дм3). 0тсутствие синей окраски (через 10 мин) указывает на чистоту реактива. Если раствор синеет, для очистки добавляют 0,51 г безводного Na2CO3 (в расчете на 100 см3 раствора), хорошо перемешивают, отстаивают в течение суток, затем фильтруют. Так же проводят проверку и очистку раствора MnSO4.

Калий двухромовокислый K2Cr207, раствор 0,02 н. Готовят 0,1 н раствор из стандарт-титра с последующим разбавлением в 5 раз или 0,9808 г K2Cr2O7 растворяют водой в мерной колбе вместимостью 1 дм3, объем доводят до метки.

Натрий серноватистокислый Na2S2O3 • 5Н20, раствор 0,02 н. Готовят из стандарт-титра с соответствующим разбавлением или 5 г соли растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 1 дм3, объем доводят до метки.

Определение поправочного коэффициента нормальности раствора Na2S2O3. В коническую колбу вместимостью 250 см3 наливают 100 см3 воды, 10 см3 раствора KI (150 г/дм3), точно пипеткой 20 см3 раствора K2Cr2O7 (0,02 н) и 10 см3 раствора HCI (2:1) или 5 см3 раствора ^SO4 (1:4). Раствор хорошо перемешивают и титруют до слабо-желтой окраски, добавляют

1 см3 крахмала и продолжают титрование до обесцвечивания. Определение повторяют, расхождения не должны превышать 0,05 см3. Поправочный коэффициент нормальности раствора Na2S2O3 вычисляют:

K = V/V1,

где V - объем раствора K2Cr2O7, см3 (20 см3); V1 - объем раствора Na2S2O3, пошедший на титрование, см3.

Посуда для отбора проб. Пробы отбирают в кислородные склянки с притертыми пробками вместимостью 125-250 см3, которые предварительно калибруют. Для этого чисто вымытую и высушенную склянку вместе с пробкой взвешивают с точностью до 0,01 г, наполняют ее до краев дистиллированной водой, закрывают пробкой так, чтобы не оставалось пузырьков воздуха, склянку вытирают и снова взвешивают. Объем склянки V (см3) рассчитывают:

V = (P1 - P)/d,

где Р - масса пустой склянки, г; Р1 - масса склянки с водой, г; d - плотность дистиллированной воды при температуре взвешивания, г/см3 (d при 15; 20; 25 °С соответственно равна 0,998; 0,997; 0,996 г/см3).

Проведение анализа

Осадку в пробе с зафиксированным кислородом дают отстояться не менее 10 мин и не более суток. Затем в колбу пипеткой, погружая ее до осадка, приливают 5 см3 раствора HCI (2:1). Вытеснение из склянки части прозрачной жидкости для анализа значения не имеет. Склянку закрывают пробкой, содержимое тщательно перемешивают, переливают в коническую колбу для титрования и титруют раствором Na2S2O3 до светложелтого цвета. Приливают 1 см3 раствора крахмала и титруют до исчезновения окраски. Часть оттитрованной жидкости переливают в кислородную склянку, ополаскивают ее и вновь сливают обратно в колбу. Если проба не перетитрована, раствор снова синеет. Его дотитровывают до обесцвечивания.

Обработка результатов

Массовую концентрацию кислорода X (мг/дм3) рассчитывают:

X = а • н • K • 8 • 1000/(V — 4),

где а — объем раствора Na2S2O3, израсходованный на титрование, см3; н — нормальность раствора Na2S2O3; K — поправочный коэффициент нормальности; 8 — эквивалентная масса кислорода, мг; (V — 4) — объем кислородной склянки за вычетом 4 см3 добавленных реактивов при фиксации кислорода, см3.

Допустимые расхождения между повторными определениями составляют 0,1 мг/дм3.

Пример. Объем кислородной склянки V — 247,5 см3; объем 0,02 н раствора Na2S2O3, K = 1, израсходованный на титрование пробы а — 4,5 см3.

X = 4,5 • 0,02 • 1 • 8 • 1000/(247,5 — 4) = 2,96 мг/дм3.

6.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ КИСЛОРОДА(ХПК)

Химическим потреблением кислорода (ХПК) называется величина, выражаемая в единицах количества кислорода, расходуемого на окисление содержащихся в воде органических и неорганических восстановителей сильными окислителями (бихромат, перманганат и др.).

Результаты определения окисляемости одной и той же воды с применением разных окислителей различны. Это зависит от свойств окислителя, его концентрации, температуры, рH воды и т.п. Поэтому все методы определения окисляемости условны, и получаемые результаты сравнимы лишь при соблюдении всех условий проведения определения. Hаиболее полное окисление достигается обработкой бихроматом в присутствии большого количества серной кислоты - бихроматная окисляе-мость, которую называют “химическим потреблением кислорода” - ХПК.

Отбор проб. Пробы отбирают согласно “Требованиям к отбору проб”, консервируют добавлением 2 см3 разбавленной 1:2 серной кислоты на каждые 100 см3 воды.

Перед определением ХПК исследуемую воду фильтруют через бумажный фильтр, предварительно промытый горячей водой. Чтобы избежать возможной адсорбции органических веществ волокнами фильтра, первую порцию фильтрата исследуемой воды отбрасывают. В общем случае, для фильтрации лучше использовать мембранные фильтры, которые практически не выделяют в воду органических веществ и не адсорбируют их из воды. Нельзя фильтровать воду, содержащую вещества, способные улетучиваться или окисляться кислородом воздуха при фильтровании. В таких случаях фильтрование заменяют продолжительным отстаиванием воды и для анализа отбирают пипеткой верхний прозрачный слой.

Сущность метода. Метод заключается в окислении органических веществ бихроматом калия в концентрированной серной кислоте в присутствии серебряного катализатора при нагревании с последующим оттитровыванием остатка бихромата калия солью Мора. Восстановление бихромата происходит по реакции:

Cr2O2- + 14H+ + 6e- = 2Cr3+ + 7H2O.

0кисление органических веществ в указанных условиях ускоряется и охватывает все органические вещества, идет с образованием диоксида углерода, воды и аммонийных солей. Метод применим к водам с ХПК до 700 мг 02/дм3, при более высоких значениях - пробу разбавляют.

Мешающие влияния. 0пределению мешают неорганические соединения:

хлориды, влияние их устраняют маскированием сульфатом ртути (II): при концентрациях хлоридов ниже 1 г/дм3 в расчете 0,1 г HgSO4 на 10 мг хлоридов; при концентрациях хлоридов выше 1 г/дм3 - в 15 кратном количестве по отношению к содержанию хлоридов. 0дновременно в пробу вносят 5 см3 концентрированной серной кислоты для лучшего растворения сульфата ртути;

железо, сульфиды, нитриты. Их определяют отдельно. Результаты, пересчитанные на окисляемость (мг 02/дм3), вычитают из найденной величины окисляемости пробы: 1 мг Н^ соответствует 0,47 мг, 1 мг NO2 - 0,35 мг, 1 мг Fe2+ - 0,14 мг кислорода.

Реактивы. Применяют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Калия бихромат K2Cr2O7, раствор 0,25 н. Готовят из стандарт-титра или 12,258 г K2Cr2O7, высушенного в течение 2 ч (t = 105 °С), помещают в колбу вместимостью 1 дм3, растворяют в воде, объем доводят до метки.

Ртути сульфат HgSO4, кристаллический.

Серебра сульфат AgSO4, кристаллический.

Кислота серная ^SO4, плотность - 1,84 г/см3.

Ферроин, индикатор. В колбу вместимостью 100 см3 помещают 1,485 г моногидрата 1,10, фенантролина и 0,695 г сульфата железа (FeSO4 • 7Н2О), растворяют в воде, объем доводят до метки.

Натрия гидроксид NaOH, раствор 0,1 н. Готовят из стандарт-титра или 1 г щелочи растворяют в воде в мерной колбе вместимостью 250 см3, объем доводят водой до метки.

Кислота N-фенилантраниловая, индикатор. В колбу вместимостью 250 см3 помещают 0,25 г кислоты, растворяют в 12 см3 0,1 н раствора гидроксида натрия, объем доводят водой до метки.

Соль Мора Fe(NH4)2(SO4)2 • 6Н2О, раствор 0,25 н. В колбу вместимостью 1 дм3 помещают 98 г соли Мора, растворяют в небольшом количестве воды, прибавляют 20 см3 концентрированной серной кислоты и после охлаждения доводят водой до метки.

Определение поправочного коэффициента нормальности соли Мора. Отбирают 10 см3 0,25 н раствора бихромата калия, разбавляют водой до — 250 см3, приливают 20 см3 концентрированной серной кислоты, перемешивают и после охлаждения титруют раствором соли Мора, прибавив 2-3 капли раствора ферроина или 5 капель раствора N-фенилантраниловой кислоты.

Поправочный коэффициент вычисляют по формуле

K = 10/V,

где 10 - объем бихромата калия, взятый для определения, см3,

V - объем раствора соли Мора, израсходованный на титрование, см3.

Титрование проводят в трех параллельных пробах, берут среднее значение K.

Отбирают 20 см3 пробы (или меньший ее объем, доведенный до 20 см3 дистиллированной водой) и помещают в круглодонную колбу (V = 250 см3). Прибавляют 10 см3 раствора бихромата калия (0,25 н), 0,4 г сульфата серебра, очень осторожно малыми порциями вливают 30 см3 серной кислоты (плотность — 1,84 г/см3), вводят несколько стеклянных бусин или кусочков пемзы, вставляют обратный холодильник и кипятят 2 ч.

Затем охлаждают, отсоединяют холодильник, приливают 100 см3 дистиллированной воды, снова охлаждают, прибавляют 2—3 капли раствора ферроина (или 5 капель раствора N-фе-нилантраниловой кислоты) и титруют избыток бихромата калия раствором соли Мора до изменения окраски раствора. Параллельно проводят “холостой опыт” с 20 см3 дистиллированной воды.

В присутствии сульфидов (а также меркаптанов, органических сульфидов и дисульфидов) при добавлении сульфата ртути выпадает черный осадок сульфида ртути, нерастворяю-щийся при дальнейшей обработке. В этом случае к пробе прибавляют 10 см3 раствора бихромата (0,25 н), 5 см3 концентрированной серной кислоты, дают постоять 10—20 мин при комнатной температуре для окисления легкоокисляющихся веществ, в том числе и сернистых соединений. Затем прибавляют 1 г сульфата ртути, вводят 30 см3 серной кислоты, 0,4 г сульфата серебра и продолжают определение, как описано ранее.

Обработка результатов

Бихроматную окисляемость, X (мг О2/дм3) вычисляют по формуле

X = (а — b) • K • 0,25 • 8 • 1000/V,

где а — объем раствора соли Мора, израсходованный на “холостой опыт”, см3; b — объем раствора соли Мора, израсходованный на титрование пробы, см3; K — поправочный коэффициент нормальности раствора соли Мора; V — объем пробы, взятый для определения, см3; 8 — эквивалентная масса кислорода, мг.

Пример. Объем пробы, взятый для определения V — 20 см3; объем раствора соли Мора, израсходованный на титрование “холостой” пробы а — 19,5 см3; на титрование исследуемой пробы b — 16 см3; K = 0,99.

6.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ БИОХИМИЧЕСКОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ КИСЛОРОДА(БПК)

Количество кислорода, израсходованное в определенный промежуток времени на аэробное биохимическое разложение органических веществ, содержащихся в исследуемой воде, называется биохимическим потреблением кислорода (БПК) и выражается в мг 02/дм3 воды.

Отбор проб. Пробу отбирают в склянку вместимостью 1

2 дм3, несколько раз ополоснутую этой водой, так, чтобы в ней не оставалось пузырьков воздуха, определение проводят сразу после отбора или хранят при t = 0+4 °С. Пробы не консервируют.

В присутствии мути на месте отбора природные воды отстаивают в течение 0,5 ч, сточные - 2 ч и верхний слой сифоном переводят в другую склянку вместимостью 1-2 дм3. П ри плохом отстаивании воду фильтруют через бумажный фильтр, отбрасывая первую порцию фильтрата. В лаборатории перед определением подготовленную пробу перемешивают.

При оформлении результатов анализа указывают способ предварительной обработки воды.

Сущность метода. Метод заключается в йодометрическом определении концентрации кислорода в воде в день проведения анализа и после пятидневной инкубации при t = 20 °С без доступа воздуха и света. В загрязненных водах растворенного кислорода может быть недостаточно для покрытия потребности воды в кислороде, такие воды перед началом определения разбавляют специально приготовленной “разбавляющей водой”.

Мешающие влияния. 0пределению мешают бактерициды, тяжелые металлы, свободный хлор, которые подавляют биохимическое окисление; присутствие водорослей или нитрифицирующих микроорганизмов искусственно завышает результаты определения. Для устранения их используют те же методы, что и при определении кислорода.

Вода, в которой определяется БПК, должна иметь активную реакцию в пределах рН 6,5-8,5. В противном случае ее необходимо нейтрализовать добавлением рассчитанного количества раствора ^SO4 (1 н) или NaOH (1 н) до указанной величины рН, которые определяют титрованием аликвоты потенциомет-рически.

В водах, содержащих токсические вещества, результаты определения БПК не надежны; в этом случае производят многократное разбавление воды и принимают наибольшее полученное значение БПК с учетом разведения.

Реактивы. Используют реактивы аналитического качества и дистиллированную воду.

Калия фосфат однозамещенный 1<Н2РО4.

Калия фосфат двузамещенный 1<2НРО4.

Натрия фосфат двузамещенный №2НРО4 • 7Н2О.

Аммоний хлористый NH4Cl.

Фосфатный буферный раствор, рН = 7,2. 4,25 г 1<Н2РО4, 10,88 г 1<2НРО4, 16,7 г Na2HPO4 • 7Н2О и 0,85 г NH4Cl помещают в колбу вместимостью 0,5 дм3 и доводят объем водой до метки.

Магния сульфат MgSO4 • 7Н2О, раствор. 11,25 г соли помещают в колбу вместимостью 0,5 дм3 и доводят объем водой до метки.

Кальция хлорид безводный CaCl2, раствор. 13,75 г соли помещают в колбу вместимостью 0,5 дм3, растворяют в воде и доводят объем до метки.

Железа хлорид FeCl3 • 6Н2О, раствор. 0,25 г соли помещают в колбу вместимостью 1 дм3, растворяют в воде и доводят объем до метки.

“Разбавляющая вода” готовят в день применения. К 1 дм3 дистиллированной воды, насыщенной при 20 °С кислородом воздуха, прибавляют 1 см3 фосфатного буферного раствора,

1 см3 раствора сульфата магния, 1 см3 раствора хлорида кальция и 1 см3 раствора хлорида железа.

Проверка чистоты “разбавляющей воды”. Четыре кислородные склянки наполняют “разбавляющей водой”; в двух из них определяют кислород сразу (“нулевой” день); две другие помещают в термостат вместе с анализируемыми пробами и определяют содержание кислорода в них на пятый день. Разность между средней концентрацией кислорода в “нулевой” пробе и в пробе, взятой на пятый день, не должна превышать 0,5 мг О2/дм3. Непосредственно перед применением “разбавляющей воды” в нее вводят культуру микроорганизмов, выращенную на анализируемой воде, в количестве 1 см3 на 1 дм3 “разбавляющей воды”.

Приготовление культуры микроорганизмов. Анализируемую сточную воду разбавляют водопроводной водой в 10100 раз, в зависимости от концентрации в ней органических веществ, прибавляют по 2-3 см3 растворов реактивов, применяемых для приготовления “разбавляющей воды” и оставляют в открытом сосуде на 2-3 дн. Появление мути или пленки указывает на развитие микрофлоры (смотрят под микроскопом).

Микрофлору переносят в пробу анализируемой сточной воды, разбавленную в 5—20 раз; после дальнейшего развития флоры

1 см3 этой жидкости вносят в 1 дм3 “разбавляющей воды”.

Проведение анализа

Определение без разбавления. Исследуемую пробу в лаборатории переливают в бутыль, наполняя ее на 2/3 объема; доводят температуру воды до 20 °С; интенсивно встряхивают в течение 1 мин для насыщения воздухом; разливают с помощью сифона в шесть кислородных склянок, наполняя их до краев. В три из них прибавляют реактивы (см. методику определения кислорода) и определяют растворенный кислород, остальные склянки с исследуемой водой ставят в термостат (t = 20 °С), через 5 сут проводят определение массовой концентрации оставшегося растворенного кислорода.

Определение с разбавлением. Исследуемую воду, доведенную до t = 20 °С, разбавляют “разбавляющей водой” таким образом, чтобы убыль кислорода за пять суток была не менее

4 мг О2/дм3 и чтобы остаток его по истечении этого времени не был ниже 2 мг О2/дм3.

В случаях, когда величина БПК5 неизвестна, допустимо исходить из типа исследуемой воды согласно приведенной табл. 6.3. Потребность в больших разбавлениях может возникнуть в случае, если проба взята из сильно загрязненных объектов. Разбавленную пробу аэрируют путем взбалтывания, разливают по склянкам и определение ведут, как указано выше. Для контроля производят определение биохимического потребления кислорода самой “разбавляющей воды”.

Таблица 6.3

Рекомендуемое разбавление проб исследуемой воды при определении БПК5

Разбавление проба : вода

Объем пробы в 1 дм3 смеси, см3

Диапазон определяемого БПК5 мг О2/дм3

Тип воды

Без разведения 1:1 1:5 1:10 1:20 1:50 1:200 1:500

Примечание. r стки; s — очищенн стоки; с — необраб шленные стоки.

1000

500

200

100

50

20

5

2

— речная вода; е — ая сточная вода илг отанная сточная во

0—6

4—12

10—30

20—60

40—120

100—300

400—1200

1000—3000

.точная вода после б слабо загрязненнь да; k — сильно заг

r

r, e r, e e s

s, c k, c k

иологической очи-е промышленные зязненные промы-

Без разбавления. БПК5 X (мг 02/дм3) вычисляют по формуле

X = X1 - X2,

где X1 - массовая доля кислорода в воде до инкубации, мг 02/дм3; X2 - массовая доля кислорода в воде после инкубации через 5 дн., мг 02/дм3.

С разбавлением. БПК5 X (мг 02/дм3) вычисляют по формуле

X = - а1) • n - (b - b1) • (n - 1),

где а - массовая доля кислорода в пробе в “нулевой” день, мг 02/дм3; а1 - массовая доля кислорода в пробе после инкубации, мг 02/дм3; b - массовая доля кислорода в “разбавляющей воде” в начале инкубации, мг 02/дм3; b1 - массовая доля кислорода в “разбавляющей воде” в конце инкубации, мг 02/дм3; п - величина разбавления.

Пример. Без разбавления. Содержание растворенного кислорода до инкубации X1 = 8 мг 02/дм3; X2 = 5 мг 02/дм3; X = 8 - 5 = 3 мг 02/дм3.

Особенности аналитических решений задач о притоке к трещине гидроразрыва для анизотропных пластов  »
Библиотека »