Аналитика



Покупайте садовый трактор Honda - хороший помошник в хозяйстве

хонда.рус

Транспорт газа

ГЛАВА

6

ТРАНСПОРТ ГАЗА

6.1. РАЗВИТИЕ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ

Газотранспортная система России сложилась в 1975 — 1990 гг. в результате бурного развития добычи газа на месторождениях Западной Сибири. К действующим системам Саратов — Москва, Северный Кавказ — Центр, Бухара — Урал, Средняя Азия — Центр и другим добавились уникальные по мощности и протяженности системы в северных районах Тюменской области (СРТО). Характеристики основных из этих систем приведены в табл. 1.

В условиях снижения спроса на газ и дефицита инвестиций развитие газотранспортных систем осуществляется в следующих направлениях:

достройка начатых газопроводов и оснащение их необходимым оборудованием;

первоочередной ввод компрессорных станций с агрегатами, отвечающими высоким техническим и экологическим требованиям;

загрузка существующих систем до их проектной производительности путем расширения отдельных участков;

первоочередная реконструкция наиболее напряженных участков сети;

строительство новых газотранспортных систем.

В стране создана и продолжает формироваться крупнейшая в мире Единая общегосударственная система газоснабжения (ЕСГ).

Жесткая взаимосвязь основных элементов системы промысел — газопровод — потребитель предопределила необходимость высокого уровня централизации управления газовой промышленностью.

Все эти объекты технологически неразрывно связаны между собой — резкое нарушение в работе одного из эле-

Основные газотранспортные системы в северных районах Тюменской

области

Система

Число

ниток

Год

ввода

Производительность, млрд. м3/год

Оставшийся срок эксплуа-гации до полной амортизации, лет

Протя

женность,

км

Надым — Пунга

I

1972

14,5

9

575

II

1973

14,5

10

572

III

1975

31

12

566

IV

1980

31

17

567

V

1981

31

18

571

Уренгой — Челя-

I

1978

36

15

1547

бинск

II

1979

36

16

1780

Уренгой — Петровск

1982

32

19

3000

Уренгой — Ново-

1983

32

20

3609

псков

Уренгой — Ужгород

1983

32

20

4465

Уренгой — Центр

I

1984

32,4

21

3211

II

1985

32,4

22

3035

Ямбург — Елец

I

1986

32,5

23

3146

II

1987

32,5

24

3146

Ямбург—Западная

1987

32

24

4366

граница Ямбург — Тула

I

1989

32,5

26

2946

II

1989

32,5

26

2146

Ямбург — Поволжье

1990

32,5

27

2730

СРТО — Урал

1990

32,5

27

874

СРТО — Кузбасс

II

1991

22

28

1780

ментов ЕСГ влечет за собой изменение режима эксплуатации по всей технологической цепочке и в случае, если своевременно не будут приняты оперативные меры, может повлиять на газоснабжение потребителей.

Развитие ЕСГ характеризовалось последовательной концентрацией производственных мощностей. Если сравнительно недавно наиболее крупные потоки газа достигали 50 — 70 млрд. м3 в год (системы газопроводов Северный Кавказ — Центр, Средняя Азия — Центр), то в настоящее время по газотранспортным системам, проложенным от месторождений Западной Сибири в европейскую часть страны, в одном коридоре транспортируется 250 млрд. м3 газа, а на отдельных участках — до 340 млрд. м3.

По состоянию на 01.01.1995 г. в РАО "Газпром" находилось в эксплуатации:

140750 км магистральных газопроводов и газопроводов-

отводов, в том числе 88025 км газопроводов большого диаметра (1020, 1220 и 1420 мм);

компрессорные    станции    общей    мощностью    ГПА

38,3 млн. кВт, в том числе с газотурбинным приводом 32,7 млн. кВт (85,5 %), электрическим приводом 5,2 млн. кВт (13,5 %), поршневым приводом 0,4 млн. кВт (1,0 %).

Для обеспечения нормального функционирования ЕСГ в ее структуре предусмотрена особая подсистема обеспечения надежности регулирования и резервирования газоснабжения. Эксплуатация этой подсистемы осуществляется за счет создания запасов и резервов газа в подземных хранилищах газа (ПХГ), образования резервных мощностей на промыслах и газопроводах или уменьшения потребления газа в периоды повышенного спроса, для чего требуются запасы вторых видов топлива у так называемых "буферных" потребителей. В некоторых случаях регулирование неравномерности газопо-требления возможно благодаря использованию месторождений-регуляторов.

Основным и наиболее эффективным методом регулирования неравномерности газопотребления и резервирования надежности подачи газа потребителям является его подземное хранение.

В настоящее время в России насчитывается 23 подземных хранилища с суммарной активной емкостью 71 млрд. м3 и мощностями по максимальному суточному отбору порядка 400 млн. м3; при этом российский газ хранится не только в ПХГ непосредственно на территории России, но и в хранилищах Украины и Латвии, а также в совместном российско-германском хранилище Реден на территории ФРГ.

В табл. 6.2 приведены основные показатели развития подземного хранения газа в России за 1990 — 1995 гг.

Наметились определенные сдвиги в решении проблемы транспорта газа в сжиженном состоянии. Речь идет о сжижении природного газа (СПГ) и транспортировке его в сжиженном состоянии с помощью танкеров большой грузоподъемности. Мировой опыт развития промышленности СПГ свидетельствует о существенных преимуществах этой технологии перед традиционным трубопроводным транспортом газа в определенных условиях, а именно — при сравнительно небольших объемах газа (5 — 30 млрд. м3 год) и значительных расстояниях (свыше 3000 км). Решающими факторами являются дальность перевозки газа и сравнительные характеристики сухопутной и морской трасс транспортных коммуникаций.

Показатели

1990 г.

1993 г.

1995 г.

Число хранилищ

21

23

23

Объем закачки газа в ПХГ, всего, млрд. м3 В том числе:

27,8

41,1

38,2

в водоносные пласты

6,1

8,9

8,9

в истощенные месторождения

21,7

32,2

29,3

Отбор газа из ПХГ, всего, млрд. м3:

24,9

28,3

35,9

из ПХГ России

24,9

27,7

26,3

из ПХГ других государств

-

0,6

9,6

Максимальный суточный отбор, млн. м3

251

282

Объем активного газа на конец закачки, млрд. м3

51,6

71,0

Потребление газа на производственно-эксплуатационные нужды, млрд. м3

404,0

382,0

304,7

Отношение отбора газа к потреблению, %

6,2

7,4

10,1

Примечание. Объем закачки в ПХГ других государств в 1993 г. составил 1,3 млрд. м3, в 1995 г. — 13,5 млрд. м3.

Произошедшие в России перемены создали ряд дополнительных предпосылок, делающих целесообразным использование указанной технологии для освоения Харасавэйского месторождения и организации экспортных поставок газа на мировой рынок.

К таким предпосылкам относятся:

перспективы увеличения экспортных поставок российского газа на мировой рынок, прежде всего в страны Западной Европы;

успехи мировой науки и техники в области производства и межконтинентальных перевозок сжиженного природного газа, обеспечивающие конкурентоспособность этой технологии по сравнению с трубопроводным транспортом газа на большие расстояния;

независимость функционирования морских транспортных коммуникаций (маршрутов танкеров) между производителем и потребителем газа от третьих стран и отсутствие издержек, связанных с платой за транзит, достигающих при трубопроводном транспорте 25 — 30 долл. за 1000 м3 газа;

возможность изготовления в заводских условиях установок сжижения газа и изотермических хранилищ на плавучих основаниях (баржах) и поставка их на место работы в виде готовых к эксплуатации технологических линий;

конверсия оборонных предприятий судостроительного профиля и их готовность к выполнению заказов на поставки танкеров-метановозов требуемой грузоподъемности;

недостаточная загрузка отечественного ледокольного флота и его способность обеспечить круглогодичную проводку метановозов на Харасавэй и обратно.

Вариант поставок газа на экспорт в сжиженном состоянии следует рассматривать с позиций оптимального сочетания преимуществ обеих технологий (трубопроводной и танкерной) при решении задач транспортировки больших объемов природного газа на значительные расстояния.

Организация крупномасштабного производства СПГ в России будет способствовать расширению рынка сбыта российского газа. Потребители газа заинтересованы в создании дополнительного независимого источника газоснабжения, особенно через морские порты, поскольку это способствует повышению надежности энергоснабжения стран — импортеров газа.

6.2. СХЕМЫ СБОРА И ВНУТРИПРОМЫСЛОВОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА И КОНДЕНСАТА

6.2.1. СХЕМЫ СБОРА ГАЗА

Выбор схемы сбора газа зависит от площади и конфигурации месторождения, числа продуктивных пластов и их характеристики, рабочих дебитов скважин, давления на устье, состава газа, наличия в нем конденсата и неуглеводородных примесей (сероводорода, углекислоты, органических кислот), числа скважин и их размещения на месторождении, а также от принятой технологии обработки газа.

Обустройство промысла проектируют по известным данным: составу газа, расположению скважин на газоносной площади, фактическим дебитам пробуренных и дебитам проектных скважин. Довольно часто, особенно в проектах опытной эксплуатации, дебиты скважин по всей газоносной площади по результатам испытаний разведочных скважин принимают одинаковыми. Так как достоверных данных недостаточно, то расчеты следует проводить с некоторым запасом. Диаметры шлейфов и коллекторов, а также конфигурацию промысловой схемы сбора газа выбирают исходя из оптимального сочетания металловложений и гидравлических потерь.

/77-1

Рис. 6.1. Схемы промыслового сбора газа и конденсата:

$¦ — линейная; • — лучевая; , — кольцевая; „ — групповая; 1 — скважины; 2 — шлейфы; 3 — линейный газосборный коллектор; 4 — контур газоносности; 5 — кольцевой ^ газосборный коллектор; Еёе — групповой сборный пункт; аЕ — магистральный газопровод; Ее — газосборный пункт

На ранних этапах развития газовой промышленности применяли различные схемы внутрипромыслового сбора газа (рис. 6.1). При этом каждая скважина имела свой комплекс сооружений, предназначенных для очистки газа от механических примесей, жидкости и предотвращения образования гидратов (сепараторы, конденсатосборники, установки для подачи метанола и т.д.). От этих прискважинных сооружений газ по шлейфам поступал в общий газосборный коллектор и далее через один или несколько промысловых газораспределительных пунктов — в магистральный газопровод. При содержании в газе конденсата от прискважинных сооружений параллельно газосборным сетям прокладывали конденсато-проводы. Линейную схему использовали при разработке вытянутых газоносных площадей с небольшим числом (2 — 3) рядов скажин, лучевую — при значительном числе скважин, размещенных на большой площади, кольцевую (газосборный коллектор огибает газоносную площадь и замыкается) — в тех же случаях, что и лучевую.

Описанные схемы имеют ряд существенных недостатков: а) большое число оборудования и аппаратов, рассредоточенных по всему промыслу; б) каждая скважина, являющаяся самостоятельным пунктом замера и очистки газа, требует постоянного и высококвалифицированного обслуживания;

в)    значительные суммарные потери газа по промыслу;

г)    сложная система водо-, теплоснабжения, доставки реагентов, что приводит к перерасходу последних; д) несовершенство с точки зрения техники безопасности и соблюдения противопожарных мер; е) рассредоточенность строительных объектов.

Групповая система сбора (см. рис. 6.1, г) позволяет учитывать количество газа и степень его обработки на газосборных пунктах и установках комплексной подготовки газа, размещенных в центре группы скважин. При этом значительно улучшается обслуживание оборудования, а число персонала сокращается в 3 — 6 раз. Газосборные пункты подключены к общепромысловому коллектору, и газ по нему поступает на промысловый газосборный пункт (ГСП) или на головные сооружения, которые в зависимости от направления потока газа к потребителю иногда совмещаются с одним из газосборных пунктов.

Число ГСП на месторождении зависит от размеров газоносной площади и может колебаться в широких пределах — от 2 — 4 до 25. При большом числе ГСП количество общепромысловых газосборных коллекторов может быть больше одного. В этом случае коллекторы сходятся в виде лучей в одном пункте — на промысловом газосборном пункте или головных сооружениях. Если поток газа к потребителям распределяется по противоположным направлениям, то число головных сооружений может соответствовать числу направлений. Число скважин, подключаемых к ГСП, зависит от схемы размещения скважин, их дебитов, и, как правило, не превышает 10 — 12.

При промысловом обустройстве возможны две системы сбора газа и конденсата: децентрализованная и централизованная.

Если окончательная подготовка газа происходит на ГСП, система называется децентрализованной. В этом случае газосборный пункт представляет собой комплекс сооружений законченного цикла промысловой обработки газа и углеводородного конденсата, включая вспомогательные объекты.

При централизованной системе на ГСП осуществляются лишь сбор и первичная сепарация газа. Подготовку его, а также углеводородного конденсата к дальнейшему транспорту производят на головных сооружениях. На чисто газовых месторождениях, как правило, применяют централизованную систему.

Децентрализованную систему используют для высокопродуктивных скважин (1,5 — 2 млн. м3/сут) или когда транспорт необработанного газа затруднен (образуются гидраты, выпадает конденсат и т.д.).

На газоконденсатных месторождениях в тех случаях, когда производительность газосборных пунктов составляет более 10—15 млн. м3/сут, применяют децентрализованную систему сбора.

В остальных случаях на газоконденсатных месторождениях целесообразно внедрять централизованную систему сбора и промысловой обработки газа с полным циклом подготовки его к дальнему транспорту на головных сооружениях.

Для выбора системы обработки газа выполняют техникоэкономические расчеты различных вариантов схем. Если показатели расчетов равноценны, то предпочтение отдают централизованной системе.

6.2.2. РАСЧЕТ ГАЗОСБОРНЫХ СИСТЕМ

Рассмотрим методику численной оценки возможных вариантов выбранной газосборной системы. Для этого находим оптимальное решение, которое определяется минимумом приведенных затрат.

В общем случае методика решения состоит в следующем. Приведенные затраты S выражаются как функция диаметра D, и длины отдельных участков 1, сети:

N

S = ^ (а + bDn )1,,    (6.1)

где а и b — постоянные коэффициенты.

Уравнение (6.1) учитывает уравнение движения газа, приведенное к виду

(АР! _ BlGtl,    (6.2)

1,    l D5-m

где 1, — длина участка; G, — массовый расход газа на i-м участке; Ар, = р,2+1 - р2;

B _ 42-mAzRT\im

_2- m„ 1-m

n g

Здесь ^ — динамическая вязкость газа; z, R, T — соответственно коэффициент сверхсжимаемости, газовая постоянная и средняя температура газа.

Длина участка

1i _V,+1 - X)2 + (У,+1 - У)2

Для ламинарного режима m = 1; А = 64; для зоны гладкостенного сопротивления m = 0,25; А =    0,3164;    для    зоны    квадратичного сопротивления m = 0; А =    X.

Совместным решением уравнений    (6.1)    и    (6.2)    находят

функцию приведенных затрат:

S = S(x,, у, р,).    (6.3)

Оптимальные значения координат узлов разветвления, давления в них или координаты газосборного пункта, соответствующие минимуму приведенных затрат, определяют решением системы уравнений

_ _эS _ 0.    (6.4)

дх,    ду,    др,

В итоге решения задачи об оптимальной системе газосбо-ра чаще всего строят график зависимости приведенных затрат от длины шлейфов 1 или давления газосбора р при различных диаметрах газосборных сетей D.

Если по трубам транспортируются двухфазные смеси (газ + жидкость), необходимо применять уравнение массового расхода газа и вводить соответствующие поправки, учитывающие влияние жидкости на снижение пропускной способности газопровода.

Если в потоке газа содержится небольшое количество жидкости (до 40 см33), в расчетную формулу пропускной способности газопровода вводят поправочный коэффициент Е, учитывающий влияние жидкости на снижение пропускной способности:

Q = 103,15• 104E (p" P*)DS,    (6.5)

^ XpTL

где рн и рк — соответственно начальное и конечное абсолютное давление газа в газопроводе, МПа; D — диаметр газопровода, м; X — коэффициент гидравлического сопротивления; р — относительная (по воздуху) плотность газа; Т — температура газа, К; L — длина газопровода, км.

Для гидравлического расчета горизонтальных газопроводов при скорости газа более 15 м/с поправочный коэффициент Е можно определить по графику (рис. 6.2).

При скорости газа менее 15 м/с и возможном скоплении жидкости в пониженных местах газопровода поправочный коэффициент Е, вводимый в формулу пропускной способности газопровода, рекомендуется определять из соотношения

)    ,-1

K 0, 32

1,06 - 0,233-

E =


(6.6)


w

где К — содержание жидкости в газовом потоке, л на 1000 м3, w — скорость движения газа в газопроводе, м3/с.

Если в транспортируемом газе содержится известное количество жидкости, пропускную способность газопровода можно также определить при замене X = X(Re) на Хсм с использованием обычно применяемой для гидравлических расчетов газопроводов формулы

Q = 103,15 • 104    - p*)D5.    (6.7)

V X смР2^

Коэффициент гидравлического сопротивления Хсм при движении по газопроводу газожидкостного потока можно определить с помощью многопараметрической функции

Xсм = X(Re, е)ф(Р, Fr, ^),    (6.8)

где X(Re, е) — коэффициент гидравлического сопротивления при движении потока; Re — число Рейнольдса; е — относительная шероховатость; ^(Р, Fr, ^) — поправочный коэффи-

о    w г

циент; р =-г— — расходное содержание газа; wT, wx

w г + w ж

приведенные (к полному сечению газопровода) скорости газа и жидкости, м/с; ^ = ^г/^ж — соотношение вязкостей газа и жидкости; Fr — критерий Фруда смеси,

Fr = (w г + w ж)2

gD

Здесь д — ускорение свободного падения = 9,81 м/с2); D — диаметр газопровода, м.

Для жидкостей вязкостью не более 2 мПа-с предложена номограмма (рис. 6.3), с помощью которой можно определить поправочный коэффициент W через величины р и Fr. Последовательность операций при определении Хсм такова. Сначала определяют X = X(Re) по соответствующим формулам или графикам для движения сухого газа. Затем вычисляют расходное газосодержание

Р =

w + w

г т ж

и критерий Фруда смеси

(wr + wж) gD '


Fr =

см


Рис. 6.3. Номограмма для определения поправочного коэффициента.

Критерий Фруда Fr: 1 — 1;


2 - 2; 3 - 3; 4 - > 4

после чего находят отношение вязкости жидкости к вязкости газа цжг. По графику на рис. 6.3 определяют ф, а затем X = Хф.

6.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

6.3.1. ОСНОВНЫЕ УРАВНЕНИЯ

Гидравлический расчет газопроводов основывается на следующей системе квазиодномерных уравнений, полученных для средних    по    сечению давлению и    скорости    на    основе    теоремы о количестве движения и баланса массы    для    элементар

ного участка газопровода при турбулентном режиме течения газа.

Уравнение движения

Уравнение состояния

p = pzRT.    (6.11)

Здесь p(x, t) — давление; w(x, t) — скорость течения газа; Z — превышение над горизонталью наклонного газопровода;

с — скорость звука в газе; X — коэффициент гидравлического сопротивления; D — внутренний диаметр газопровода; p(x, t) — плотность газа; z — коэффициент сверхсжимаемости газа; R — газовая постоянная; Т — температура.

Ниже дано решение системы уравнений (6.9) — (6.11) для некоторых типичных случаев течения газа в газопроводах различного назначения.

6.3.2. УСТАНОВИВШИМСЯ РЕЖИМ ТЕЧЕНИЯ В ГАЗОПРОВОДЕ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

В этом случае система (6.9) — (6.11) упрощается:

dp    . pw2    dz    d(pw2)

— = X-+ pg — +-

dx    2D    dx    dx

d(pw)

0;

(6.12)


dx

p = pzRT.

Эту систему можно свести к двум уравнениям, так как массовая скорость pw = idem.

pw 2 _ (w 2 ^

-dp = X-dx + pgdz + pdl —

(6.13)


2D    I 2

p = pzRT.

Первое уравнение системы (6.13) означает, что падение давления в газопроводе складывается из падения давления на преодоление гидравлического сопротивления, подъем газа в вертикальном направлении и изменение скорости газа по длине газопровода.

Для газопровода, проложенного по равнинной местности, можно пренебречь в (6.13) слагаемым pgdz. Заменяя p на p/zRT и w на MzRT/Fp, где М = Fpw — массовый расход газа, получим

-pdp = MJRL )x ^ - 2 ip).    (6.14)

2F * D p -

После интегрирования (IX. 13) получим формулу для определения массового расхода:


1


Слагаемое 21п(рнк) в (6.15) отражает возрастание кинетической энергии по длине газопровода, и его следует учитывать лишь для газопроводов небольшой протяженности со значительной разностью рн — рк (например, для отводов небольшой длины от магистрального газопровода). Для газопроводов значительной протяженности при XL/D >> 21п(рнк) из (6.15) можно вывести основную расчетную формулу объемного расхода, приведенного к стандартным условиям

= 293 К, р = 0,1 МПа):


(6.16)

где р — относительная плотность газа по воздуху; рн, рк — начальное и конечное давления на участке газопровода длиной L (без промежуточных компрессорных станций); К — коэффициент, учитывающий размерность единиц.

По уравнению (6.16) можно определить геометрические параметры рассчитываемого участка газопровода, подставляя в него предварительно вычисленный расчетный расход по формуле

Q = °год 365Кн

где Кн — среднегодовой коэффициент неравномерности газо-потребления; 365 — число календарных дней в году; 0год — годовой объем перекачки газа.

Коэффициент неравномерности газопотребления для однониточных газопроводов при неизменном характере газопотребления принимают равным 0,85. Для отводов протяженностью более 50 км этот коэффициент может быть принят равным 0,7. При наличии на газопроводе подземных газохранилищ или буферных потребителей принимают коэффициент неравномерности, равный 0,9 или 0,95.

При разности геодезических отметок профиля трассы газопровода Az > 200 м гидравлический расчет следует проводить с учетом профиля трассы. Трассу такого газопровода разбивают на несколько прямолинейных наклонных участ-

ков. Для каждого участка записывают систему уравнений (без учета изменения скоростного напора):

Лрж

2D


dp


(6.17)


dx + pgdz; p = pzRT.


Положив для прямолинейного наклонного участка газопровода длиной l с разностью геодезических отметок Az

pH - p?eaAf = M 2bl -——

(6.19)


aAz

где индексы "н" и "1" обозначают начало газопровода и конец первого участка.

Составляя уравнения типа (6.19) для всех последующих выделенных прямолинейных наклонных участков и суммируя их, получаем после упрощений, разложения exp(aAz) в ряд и удерживания первых двух членов формулу для массового расхода:

1/2

M =


(6.20)


k

L У

L


bL


1 + — 2L


p2 - p2(1 + azк)


(zi - zi-1)l


где k — число участков разбиения трассы; zK — отметка конечной точки трассы; рк — давление в конце газопровода.

Изменение давления по длине газопровода происходит по параболе

2    /~1гл2    2    /    2    2\ x

CQx = л^н - (pн - pJ L '

p


p


где

C =    1    zTXA

K 2 D 5

Среднее давление в газопроводе

Pн + P*

0

Среднее давление устанавливается в газопроводе после остановки перекачки. По среднему давлению определяют коэффициент сверхсжимаемости z. Расстояние от начала газопровода, на котором давление равно среднему, составляет

22 - Pср

x ср


22 Pн - pK

6.3.3. ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

Режим течения газа в газопроводах, как правило, турбулентный по квадратичному или смешанному законам сопротивления трению.

Коэффициент гидравлического сопротивления для переходной зоны смешанного закона сопротивления трению рассчитывают по формуле

X = 0,067(158 + —.    ,    (6.21)

* Re D -

где Re =    —    число    Рейнольдса;    v, п — коэффициент

V    и

соответственно кинематической и динамической вязкости газа; К — абсолютная шероховатость труб.

При режиме течения по квадратичному закону, когда 158/Re << 2K/D, формула (7.21) имеет вид X = 0,067(2K/D)°'2.

В частном случае, если принять К = 0,03 мм (для новых газопроводов), X = 0,03817/D0,2.

В газораспределительных сетях низкого давления может наблюдаться турбулентный режим течения в зоне гидравличе-

ски гладких труб, когда 158/Re    >>    2K/D. Тогда X =

= 0,1844/Re02.

Переход от зоны смешанного сопротивления трению к зоне квадратичного сопротивления трению происходит при числе Рейнольдса Remp = 11 (2K/D)-15.

Приняв Q в млн. м3/сут, D — в мм, ^ — в Па-с, получим Reпер = 17,75(Qр / D|i).

Для расхода, соответствующего Re^p, найдем Q = = 0,219 - 10-3(D2'> / Kup) или при К = 0,03 мм Q^ = 0,0422 х х D2 5^ / р.

Если QQпер, то режим течения в данном газопроводе протекает по квадратичному закону. Для учета местных сопротивлений на трассе газопровода (краны, переходы, повороты и т.п.) рекомендуется рассчитанный по приведенным выше формулам коэффициент гидравлического сопротивления увеличивать на 5 %: Храсч = 1,05Хт.

С течением времени гидравлическое сопротивление газопровода изменяется. Под воздействием твердых частиц, находящихся в сухом газе, шероховатость может уменьшаться. Наличие в газе влаги и сернистых соединений приводит к внутренней коррозии стенок труб и увеличению шероховатости, что в свою очередь увеличивает коэффициент гидравлического сопротивления. В результате скопления в газопроводе влаги, конденсата, выпадения гидратов значительно увеличивается гидравлическое сопротивление. Изменение гидравлического сопротивления газопровода по сравнению с проектным характеризуется коэффициентом эффективности

E = Х т = QФ У Х ф    Qт

где Хт, Хф — теоретическое и фактическое значения коэффициента гидравлического сопротивления; Qф, Qт — фактическая и теоретическая пропускные способности газопровода.

При наличии на трассе газопровода кранов с меньшим условным диаметром, чем диаметр газопровода, пропускная способность уменьшится и составит (%)

m =

1

с

с

&

-

++1

1

1

q

1 + Ьр

X -

Коэффициенты местного сопротивления кранов, устанавливаемых на газопроводах из труб разного диаметра

D, мм

Z

газопровод

кран

500

500

2,3

700

700

3,9

800

700

8,8

1000

700

12,7

1000

1000 (шаровой)

2,5

где X = Z крn — гидравлическое сопротивление крана (табл.

z

6.3), n — число кранов на трассе.

6.3.4. РАСЧЕТ СЛОЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Сложными принято считать все газопроводы, отличающиеся от однониточных постоянного диаметра. Гидравлический режим таких газопроводов можно определить при расчете простого эталонного газопровода путем введения коэффициента расхода, который является конструктивной его характеристикой.

Для простых газопроводов коэффициент расхода

D5X0

DqX

где D0, X0 — соответственно диаметр и коэффициент гидравлического сопротивления эталонного газопровода.

При режиме течения по квадратичному закону и одинаковой эквивалентной шероховатости сравниваемых газопроводов Кр = (D/D0)25. Подсчитанные по этой формуле значения коэффициента расхода приведены в табл. 6.4. Коэффициент расхода сложных газопроводов является функцией коэффициента расхода простых газопроводов, входящих в их состав.

Коэффициент расхода однониточного газопровода, состоящего из нескольких участков разного диаметра,

0,5

ТАБЛИЦА 6.4

Коэффициенты расхода простых газопроводов при D0 = 1 м

Диаметр газопровода, м

Коэффициент расхода при толщине стенки газопровода, мм

6

7

8

9

10

11

0,426

0,101

0,100

0,0985

0,0973

0,096

0,0945

0,529

0,181

0,179

0,177

0,175

0,173

0,171

0,720

0,408

0,405

0,402

0,398

0,396

0,394

0,820

0,574

0,570

0,567

0,563

0,560

0,556

1,020

1,01

1,02

1,005

1,00

0,995

1,220

1,63

1,62

1,615

1,61

1,600

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 6.4

Диаметр газопровода, м

Коэффициент расхода при толщине стенки газопровода, мм

12

13

14

15

16

0,426

0,0935

0,0923

0,0913

0,090

0,089

0,529

0,170

0,168

0,166

0,164

0,163

0,720

0,391

0,388

0,385

0,382

0,379

0,8320

0,553

0,550

0,546

0,543

0,540

1,020

0,998

0,983

0,976

0,972

0,970

1,220

1,590

1,585

1,580

1,575

1,570

где lu Kpi — длина и коэффициент расхода i-ro участка (i = = 1, 2,..., n); L — общая длина сложного однониточного газопровода.

Пропускная способность сложного однониточного газопровода

Q = А^Гтт2- Do5Kp,

|| Л oL

где Кр — коэффициент расхода, определяемый по формуле

(7.22).

Коэффициент расхода параллельных газопроводов (с общей, конечной и начальной точками)

n

Кр =

i = 1

где Kpi — коэффициент расхода i-го параллельного газопровода.

Пропускная способность таких газопроводов

n

Коэффициент расхода многониточного газопровода с линейными участками разного диаметра

0,5

1


кр =

2

m

Kp

где m — число параллельных линий; n — число участков разного диаметра на каждой линии.

Количество газа, перекачиваемого по г-й нитке системы параллельных газопроводов,

Qi = QобщKpi/(Kp1 + Kp2 + ... + Kpn),

где Kpi — коэффициент расхода расчетной нитки; Кр1, ..., Kpn — коэффициенты расхода остальных ниток системы.

Эффективным средством увеличения пропускной способности участка газопровода является прокладка параллельных линий газопровода (лупингов). При заданной степени увеличения пропускной способности газопровода х = Q*/Qo необходимая длина лупинга

1 (1 -х2),

1 - w


л

L


где 1л, L — длина соответственно лупинга и основного газо

2

D,


провода; w = 1 /


1 +


D


н


отношение гидравлического


уклона на участке с лупингом к уклону в основной магистрали при квадратичном законе сопротивления (DK — диаметр лупинга; DH — диаметр магистрального газопровода). При Dл = DM w = 0,25 и

l 4    2

6.3.5. СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ГАЗОПРОВОДА И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов оборудуют центробежными нагнетателями с приводом от газовых турбин или электродвигателей. Основные параметры применяемых газоперекачивающих агрегатов приведены в табл. 6.5.

ТАБЛИЦА 6.5

Основные параметры газоперекачивающих агрегатов (ГПА), применяемых на КС

Рабочее

Номинальные параметры

Тип привода

давление, 105 Па

Марка

нагнетателя

подача,

млн.

м3/сут

сте

пень

сжатия

мощ

ность,

МВт

Электродвигатель СТД-4000-2 Газовые турбины:

56

280-12-7

11

1,25

4

ГТН-6

56

Н-6-56

20

1,23

6

ГТН-6

76

Н-6-76

19

1,23

6

ГТК-10-4

56

520-12-1

29

1,25

10

ГТК-10-4

76

370-18-1

37

1,25

10

ГТК-16

56

Н-16-56

52

1,25

16

ГТК-16

76

Н-16-76

52

1,25

16

ГТН-16

76

Н-16-76/1,75

52

1,52

16

ГТН-16

76

Н-16-76/1,37

40

1,37

16

ГТН-16

76

Н-16-76/1,44

32

1,44

16

ГТН-25

76

650-21-2

53

1,44

25

ГПА-Ц-6,3 (с

авиадвигателем

НК-12СГ)

56

10

1 ,45

6

6.4. НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ТРУБОПРОВОД

При расчете трубопроводов учитывают нагрузки и воздействия на них в процессе сооружения, испытания и эксплуатации. В зависимости от времени воздействия нагрузки подразделяются на постоянные и временные (длительные, кратковременные, особые).

К постоянным нагрузкам и воздействиям относятся: вес единицы длины трубопровода

Ятр = n,Pcg -(D - d,2) и лД:р5рд и а247^

4

где nB = 1,1 — коэффициент перегрузки от собственного веса трубопровода; рс — плотность стали; д — ускорение свободного падения; Dm Dв — наружный и внутренний диаметры трубопровода; 6 — толщина стенки трубы;

вес изоляционных материалов и различных устройств, которые могут быть в трубопроводе, при расчете надземных переходов принимают равным 10 % собственного веса трубы; давление грунта на трубопровод

?гр = ^рд^

где пг = 1,2 — коэффициент перегрузки; рс — плотность грунта; h — средняя глубина заложения, считая по оси трубопровода;

гидравлическое давление воды, определяемое весом столба воды над рассматриваемой точкой (с коэффициентом перегрузки 1,0)

q, = рвдК

где рв — плотность воды; hB — высота столба воды;

воздействие предварительного напряжения, создаваемого за счет упругого изгиба на поворотах трубопровода. Продольные напряжения, возникающие в трубопроводе от упругого изгиба, (с коэффициентом перегрузки 1), определяют по формуле

ED

а п = ± U'

где Е — модуль упругости (для стали Е = 2,1-105 МПа); R — радиус упругого изгиба трубопровода.

К временным нагрузкам и воздействиям относятся следующие.

1. Внутреннее давление, создающееся в стенках трубопровода вследствие кольцевых акц и продольных апр напряжений,

PDB .    _

а кц = np    ; апр

26

где np — коэффициент перегрузки для давления (равный 1,15 для нефтепроводов диаметром от 700 до 1400 мм с промежуточными нефтеперекачивающими станциями без подключенных емкостей и 1,1 — в остальных случаях); ^ — коэффициент Пуассона (коэффициент поперечной деформации); для стали ^ = 0,3.

Для "полубесконечного" трубопровода (с заглушкой на одном конце перед поворотом)

„    pD,

а пр =

4S

2. Вес продукта на единице длины трубопровода в газопроводе

qпр “ npPDB210'6.

нефтепроводе

™d2

q пр = Рн д—-

4

где р — давление газа; np — коэффициент перегрузки; рн — плотность нефти (нефтепродукта).

3. Температурные воздействия вызывают в защемленном трубопроводе продольные напряжения

at = ± aEAt,

где а — коэффициент линейного расширения материала труб (для стали а = 0,000012 1/°С); At — расчетный перепад температур. Для подземных трубопроводов At = tэ — tф, где tэ — максимальная (или минимальная) температура стенок трубопровода при эксплуатации; tф — наименьшая (или наибольшая) температура при сооружении трубопроводов; нормативный температурный перепад принимается в расчетах не менее 40 °С, для надземных — не менее 50 °С.

К кратковременным нагрузкам (продолжительностью от нескольких секунд до нескольких месяцев) относятся следующие.

Снеговая нагрузка на единицу длины трубопровода

qc = псРсн^10~4

где пс = 1,4 — коэффициент перегрузки; рсн — нормативная снеговая нагрузка, приходящаяся на 1 м2 горизонтальной проекции трубопровода, Па.

Снеговую нагрузку определяют по формуле

рсн    Р0ёсн,

где Р0 — вес снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли; Ссн — коэффициент перехода от веса снегового покрова к снеговой нагрузке на одиночный трубопровод.

qn    иМп,

где Ьн — наибольшая толщина слоя льда за пятилетний период. пп — коэффициент перегрузки.

Ветровая нагрузка на 1 м трубопровода, действующая в перпендикулярном направлении к осевой вертикальной плоскости,

я, = (Ясн + qдн)Dн,

где Ясн — нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки. ядн — нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки.

Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений при расчете на прочность определяют по формулам

R = Кн1т . R = Кн2т

R-1 = -. U2--,

K1^    K2Kн

где ин1 — расчетное сопротивление по пределу прочности. ин2 — расчетное сопротивление по пределу текучести. m — коэффициент условий работы трубопровода, определяемый в зависимости от его категории. К1, К2 — коэффициенты безопасности по материалу. Кн — коэффициент надежности.

Коэффициент К1 для различных труб изменяется от 1,34 до 1,56, а К2 — от 1,1 до 1,2. Коэффициент надежности Кн зависит от диаметра трубопровода и рабочего давления и изменяется от 1,0 до 1,15.

6.4.1. РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБОПРОВОДА

Толщину стенки трубопровода 6 при известном внутреннем рабочем давлении р определяют по формуле

6 = npPDн

2R1 + np)

где пр — коэффициент перегрузки по давлению. R1 — расчетное сопротивление материала трубы, определяемое исходя из предела прочности.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений в трубах толщину стенки следует определять по формуле

2(^1R1 + np)

где ^1 — коэффициент, учитывающий напряженное состояние металла труб при сжимающих продольных осевых напряжениях.

где апрЫ — значение продольных сжимающих напряжений,

апpN апр( + апpp    ( aEAt + ^^кц) < 0.

При действии продольных сжимающих напряжений толщину стенки трубопровода определяют после нескольких операций, так как в выражение для акц входит неизвестное значение толщины стенки. Полученная в результате расчета толщина стенки округляется до ближайшей большей по сортаменту на трубы. Принятое ее значение должно быть не менее 1/140 значения наружного диаметра (не менее 4 мм).

6.4.2. ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ И НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Прочность подземных трубопроводов и надземных, проложенных в насыпи, проверяют по условию

(6.23)

где "ф2 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при растягивающих осевых продольных напряжениях, т.е. при апрМ > 0 коэффициент ^2 = = 1, а при сжимающих продольных осевых напряжениях, когда апрМ < 0, коэффициент ^2 определяют по формуле

где акц — кольцевые напряжения от внутреннего давления.

Продольные осевые напряжения апрМ от нагрузок и воздействий на трубопровод определяют с учетом упругопластической работы металла труб.

С учетом нагрузок в зависимости от внутреннего давления, температурных воздействий и действия упругого изгиба при отсутствии продольных и поперечных перемещении, просадок и пучения грунта продольные напряжения определяют из выражения

ЕВн

,    —    п    н    /\т    -t-    н

-'кц

апрм = ^аКц - aEAt ±    (6.24)

где Rmin — минимальный радиус упругости изгиба.

Для трубопроводов, прокладываемых в раИонах горных выработок, продольные осевые растягивающие напряжения рассчитывают по формуле

QJ (.    л1„ ,

- "ЛйГ*1 - c“-f -,

где Q0 — интенсивность силового воздействия деформации грунта; tK — длина зоны срыва грунта относительно трубы в растянутоИ зоне; 1 — длина зоны растяжения.

Деформации трубопроводов проверяют следующим образом:

C

ан.пр - ф 3--- ^н2;

Кп

ан.кц - К-Ян2,    (6.25)

Кп

где а н.пр — максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздеИствиИ; анкц — кольцевые напряжения от нормативного (рабочего)

давления, определяемые по формуле анкц - Р^; С — коэф-

26

фициент, принимаемый равным 1 для трубопроводов III и IV категории, 0,85 — для трубопроводов I и II категории и 0,65 — для категории В; фз — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (анпр > 0) фз = 1, а при сжимающих (анпр < 0) фз определяется по формуле

2

¦0,5 ан'кц— R*

Кп н2


1 - 0,75


Ф 3 -


С«н2

Кп н2


Общую устойчивость подземных трубопроводов в продольном направлении проверяют в плоскости наименьшей жесткости системы по следующему условию:

где S — эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемое по формуле

S = (^акц + aEAt)F;

NKp — продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода; F — площадь поперечного сечения стенок трубы.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов

(6.27)

где q,^ — сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы; р0 — сопротивление грунта продольному перемещению трубы на единицу длины трубопровода; J — момент инерции трубы.

При этом

p0    п-ОнТпр; Тпр    ргр^дфгр + ё]

где тпр — предельное сопротивление грунта сдвигу; фгр — угол внутреннего трения грунта; Сгр — коэффициент сцепления грунта; р гр — среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом.

Проверку против всплытия подводных трубопроводов, прокладываемых на переходах через водные преграды и на обводненных участках, производят по условию

БКм[-^н.в^ + Бизг + Бпр.с    ^р    ^оп],    (6.28)

где Б — необходимое значение пригрузки (вес балласта под водой) или расчетного усилия анкерного устройства на единицу длины трубопровода; Км — коэффициент безопасности по материалу, равный для анкерных устройств 1, для железобетонных грузов 1,05, при сплошном обетонировании трубопровода в опалубке 1,07, при сплошном бетонировании 1,1 и при балластировке грунтом 1,2; Кнв — коэффициент надежности при расчете устойчивости трубопроводов против всплытия, равный 1,05—1,1; qH — расчетная выталкивающая сила воды (с учетом изоляции); q — расчетный вес трубопровода с футеровкой и изоляцией на воздух; Бпрс — расчетная пригрузка, необходимая для изгиба трубопровода по дну траншеи; Бизг — расчетная пригрузка, необходимая для предотвращения подъема трубопровода на криволинейных участках в вертикальной плоскости под воздействием внутреннего

давления и температурных воздействий. ядоп — вес перекачиваемого продукта, дополнительных устройств на трубопроводе и обледенения трубы в воде.

Выталкивающая сила воды на единицу длины трубопровода определяется по формуле

Я в = М^Рвд, где рв — плотность воды.

6.5. ДОЖИМНЫЕ КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ

При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давление в процессе разработки непрерывно уменьшается. В определенный момент давления становится недостаточно для подачи газа потребителю с заданным расходом, хотя остаточные запасы газа в залежи значительны. Начинается период компрессорной эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС).

При газовом режиме эксплуатации залежи давление в ней и по пути движения газа до промысловой ДКС уменьшается во времени. Подача газа потребителю должна происходить при постоянном давлении. Следовательно, с увеличением объема добываемого из залежи газа давление в приемном газопроводе ДКС будет уменьшаться, степень сжатия газа непрерывно увеличиваться.

Для каждого месторождения можно методами оптимизации определить постоянный годовой отбор газа, число добывающих скважин, мощность привода компрессоров на ДКС, длительность бескомпрессорного и компрессорного периодов эксплуатации, пластовое давление в конце компрессорного периода эксплуатации, при которых получают минимальные эксплуатационные затраты в процессе отбора газа и его подачи в МГ.

Таким образом, эксплуатация промысловой ДКС характеризуется непрерывно изменяющейся степенью сжатия газа, расходом перекачиваемого газа одним компрессором и всей станцией, увеличением числа компрессоров, сложной технологической схемой их компоновки, необходимостью регулирования компрессоров для уменьшения удельной мощности на сжатие газа, сравнительно небольшим сроком работы при эксплуатации газового месторождения с большим начальным пластовым давлением и относительно небольшими запасами газа.

К газоперекачивающим агрегатам для промысловых ДКС предъявляются следующие требования: 1) высокий КПД компрессора при широком изменении степени сжатия газа и его расхода. 2) большая степень сжатия газа в одной ступени (агрегата) для уменьшения числа машин, работающих последовательно. 3) большая подача одного компрессора для уменьшения числа машин, работающих параллельно. 4) возможность регулирования подачи и степени сжатия газа в агрегате для полного использования мощности силового привода. 5) небольшие масса на единицу мощности и габариты привода до-жимного компрессора полной автоматизации работы и дистанционного управления. 6) транспортабельность, размещение в легких сооружениях сборного типа. 7) высокая надежность и большой ресурс работы основных элементов. 8) низкий уровень шума и вибраций. 9) высокий уровень заводской готовности и комплектности, блочность исполнения.

Для сжатия газа до заданного давления на промысловых ДКС можно использовать поршневые, центробежные и винтовые компрессоры.

Мощность силового привода (кВт) для политропного процесса сжатия газа в поршневом компрессоре можно рассчитать по формуле политропного процесса

т-1

1Рв, т - 1


(6.29)


* Рп -


N =    10 трн^цИ п


60 • 102(т - 1)п


где т — показатель политропы. рв, рн — абсолютное давление соответственно в выкидном и приемном коллекторах компрессора. Уц — геометрический объем, описываемый поршнями компрессоров в единицу времени. ^п — объемный коэффициент подачи газа. п — КПД привода.

-1


(6.30)


* Рн -

где С — относительный объем вредного пространства цилиндра компрессора, доли ед.. zu,    — коэффициент сверхсжи

маемости газа при давлениях и температурах газа соответственно в приемном и выкидном коллекторах компрессора.

Коммерческую подачу поршневого компрессора при стандартных условиях рассчитывают по формуле

Марка

ГПА

Мощ

ность,

кВт

Частота вращения вала, мин—1

Число

цилинд

ров

двигателя

Наибольшее число цилиндров компрессора

КПД

двигате-ля

ГМ-8

440

600

8

4

0,275

10ГКМ

735

300

10

5

0,226

10ГКН

1100

300

10ГКНА

1100

300

10

5

0,295

МК-8

2060

300

8

4

0,36

ДР-12

5500

330

12

6

0,36

6М-25*

4000

375

Электро

6

0,96

двигатель

КС-550"

400

600

8

4

0,275

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 6.6

Марка

ГПА

Абсолютное давление, МПа

Подача газа, млн. м3/сут

Масса,

т

Удельная площадь цеха, м2/100 кВт

всасыва

ния

нагнета

ния

ГМ-8

3 — 3,5

1,3—1,5

0,12 — 0,17

25,2

6,85

10ГКМ

2,5

5,5

0,55

58,5

10ГКН

65

5,13

10ГКНА

3 — 3,8

5,6

0,98—1,25

63,6

МК-8

2,5 — 4,3

5,6

1,54 — 5,28

126,8

3,2

ДР-12

3,5 — 4,5

5,5

8,04—13,3

270

2,7

6М-25*

0,25 — 0,45

5,6

0,68 — 0,87

110,6

КС-550"

0,40 — 0,45

6 — 6,4

0,07 — 0,08

56,9

* Поршневой компрессор с электроприводом.

" Автономная блочная компрессорная станция

с ГМК типа ГМ-8.

Qп - У    цп,    (6.31)

z н рсТн

где 2с, Тс, рс — соответственно коэффициент сверхсжимаемости, температура и давление при стандартных условиях.

В табл. 6.6 приведены основные технико-экономические показатели отечественных поршневых ГПА с газовыми двигателями.

Применение ГМК в общем случае эффективнее, чем использование комбинированных поршневых компрессоров.

Приводом для центробежных компрессоров может служить авиационная турбина НК-12МВ, переоборудованная на газовое топливо. Номинальная мощность этоИ турбины 6300 кВт, номинальная частота вращения вала турбины 8200 мин—1, диапазон изменения частот вращения 6150 —

Показатель

Тип агрегата

ГТН-6

ГПА-Ц-6,3/76

ГТН-10

ГПА-10

Мощность, тыс. кВт

6,3

6,3

10

10

КПД ГТУ, %

24

22 — 23

29 — 30

26,5

Температура цикла ГТУ, °С

760

750

780

790

Степень сжатия цикла ГТУ

Частота вращения, об/мин:

6

7,8

4,4

10,3

ротора турбокомпрессора

6200

8200

5200

5620, 7660

силового ротора

6150

8200

4800

4800

ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 6.7

Показатель

Тип агрегата

ГТН-16

ГПА-16

ГТН-25

ГТН-25

ГТН-40

Мощность, тыс. кВт

16

16

25

25

40

КПД ГТУ, %

29

30

28

31

31

Температура цикла ГТУ, °С

900

890

1020

950

Степень сжатия цикла ГТУ

Частота вращения, об/мин:

11,5

12,5

13

15

ротора турбокомпрессора

6850

4340/5050

71 00

4370, 5200

силового ротора

6500

3700

5500

3900

ТАБЛИЦА 6.8

Основные геометрические параметры нагнетателей

Нагнета

тель

Тип

колеса

мм

b2,

мм

Р1, град.

d2,

мм

Р2, град.

b2/D2

Н-300-1,23

Н-6-76

Н-6-56

Н-6-41

Н-6-28

Примет углы накло на выходе г

К-33-38

К-29-34

К-42-32

К-42-35

К-42-35

шие. D1 — аа лопаток аза; D2 — д

366

366

366

366

424

диаметр соответ иаметр 1

74

53

58

79

84

нагнета ственно олеса н

33

29

42

42

42

1теля; pj, р ; b2 — ши агнетателя

780

780

780

780

900

вхо рина кс

38

34 32

35 35

лной и вы леса нагн

0,051

0,039

0,045

0,072

0,052

ходной

этателя

8500 мин-1. Центробежный компрессор с авиационным двигателем позволил получить транспортабельный блочный газоперекачивающий агрегат, полностью автоматизированный, обладающий высоким коэффициентом готовности и автономностью, имеющий дистанционное управление. Удельная масса центробежных компрессоров со стационарным газотурбинным приводом составляет 8-19 кг/кВт, с авиационным двигателем — 0,3-0,7 кг/кВт.

Показатели отечественных газотурбинных агрегатов приведены в табл. 6.7. Основные геометрические параметры нагнетателей с потребляемой мощностью 6 тыс. кВт и при давлении на выходе от 28 до 76 МПа приведены в табл. 6.8.

Винтовые компрессоры принадлежат к классу объемных (поршневых) машин, повышающих давление сжимаемого газа уменьшением объема рабочей полости компрессора в цикле сжатия.

Винтовые компрессоры по своим параметрам превосходят поршневые и при тех же значениях подачи и степени сжатия газа имеют меньшие массу и габариты — соответственно в 10—100 и 3—10 раз.

С учетом требований, предъявляемых к ГПА для промысловых ДКС, привод винтового компрессора должен характеризоваться мобильностью, быстрым набором мощности, простотой и надежностью эксплуатации, большой мощностью при незначительной массе, широким диапазоном регулирования по частоте вращения, высокой степенью автоматизации, высокими технико-экономическими показателями при работе на номинальном и переменном режимах, автономностью.

В качестве привода винтовых компрессоров используют авиадвигатели, переведенные на газообразное топливо.

6.6. КЛАССИФИКАЦИЯ И НАЗНАЧЕНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

Распределение газа между коммунально-бытовыми, промышленными и энергетическими потребителями происходит по разветвленным, многокольцевым городским и промышленным системам газоснабжения, включающим газораспределительные газопроводы, газораспределительные станции (ГРС) и газорегуляторные пункты (ГРП).

Из магистральных газопроводов газ поступает на газораспределительные станции (ГРС), а из них в городские газовые сети. Газопроводы распределительных систем по назначению подразделяют на распределительные — для транспортирования газа по снабжаемой территории и подачи его промышленным и коммунальным предприятиям и в жилые дома. абонентские — для подачи газа от распределительных сетей к отдельным потребителям. внутридомовые — для транспортирования газа внутри зданий.

В зависимости от рабочего давления газопроводы таких систем могут быть:

низкого давления — при непосредственном присоединении потребителей к газовым сетям давление в них не должно превышать 2 кПа при подаче искусственного газа, 3 кПа при подаче природного газа, 4 кПа при подаче сжиженного газа (если бытовые или коммунальные потребители присоединены через регуляторы давления, то давление в таких газопроводах может быть повышено до 5 кПа).

среднего давления — от 5 кПа до 0,3 МПа. высокого давления — от 0,3 до 1,2 МПа.

Газопроводы высокого и среднего давления (до 0,6 МПа) служат для питания распределительных сетей низкого и среднего давления. Городские газопроводы высокого давления (от 0,6 до 1,2 МПа) являются основными линиями, питающими крупные города, и могут быть кольцевыми или лучевыми. Газ по ним подается в газопроводы среднего и высокого (до 0,6 МПа) давления, а также крупным промышленным предприятиям с давлением газа свыше 0,6 МПа.

По числу ступеней давления газовые сети — основной элемент городских систем газоснабжения — могут быть двухступенчатыми (из сетей низкого и среднего или низкого и высокого давления — до 0,6 МПа). трехступенчатыми (из сетей низкого, среднего и высокого — до 0,6 МПа — давления) и многоступенчатыми (из сетей и газопроводов низкого, среднего, высокого — до 0,6 МПа — и высокого — до 1,2 МПа — давления.

Для крупных и средних городов все сети проектируют кольцевыми, а для мелких городов сети могут быть лучевыми. Диаметры распределительных газопроводов обычно находятся в пределах 50 — 400 мм. Газорегуляторные пункты и газораспределительные станции располагают в отдельно стоящих зданиях с отоплением и вентиляцией, ГРП — в центре питаемой ими зоны. Пропускная способность ГРП составляет 100 — 3000 м3/ч, а оптимальный радиус действия 400 — 800 м.

6.6.1. ОБОРУДОВАНИЕ И СХЕМЫ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ И ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ

Регулятор типа РДУК — непрямого действия, максимальное давление газа на входе составляет 1,2 МПа, на выходе от

0,0005 до 0,6 МПа, пропускная способность от 1000 до 12 000 м3/ч.

Рис. 6.4. Принципиальная схема регулятора типа РДУК:

1 — линия подачи газа к регулятору; 2 — регулятор-за-датник; 3 — пружина; 4 — клапан; 5 — регулировочная пружина; 6, 7    — мембра


ны; 8 — линия задания; 9 — демпферное    дроссельное

устроИство; 10    —    линия

сброса газа; 11 — линия регулируемого давления

Рис. 6.5. Типовая схема ГРС с регуляторами давления прямого действия

типа РД:

1 — одоризационная установка; 2 — входноИ пневматическиИ кран; 3 — узел очистки; 4 — узел подогрева газа; 5 — блок автоматического управления краном; 6 — редуктор-задатчик; 7 — регулятор прямого деИствия; 8 — узел замера количества газа; 9 — трехходовоИ кран; 10 — предохрани-тельныИ клапан; 11 — изолирующие фланцы

Применяют следующие типоразмеры регуляторов РДУК: 2-50, 2-100, 2-200.

На ГРП и ГРС систем газоснабжения используют также регуляторы давления типа РД с усиленным элементом "сопло-заслонка", двухимпульсныИ регулятор РДД, изодромные и двухимпульсные регуляторы давления со своИствами изодром-ного типа РДДИ. Технологическая схема ГРП, оборудованная регулятором типа РДУК, показана на рис. 6.4.

Рабочая линия    Обводная    линия

?Х|-М-

Рис. 6.6. Схема АГРС:

1 — подогреватель газа. 2 — пневматический узел управления (импульсный механизм). 3 — пневматический кран. 4 — висциновый фильтр (малогабаритный). 5 — регулятор давления прямого действия. 6 — регулятор низкого давления. 7 — сбросный клапан. 8 — предохранительный клапан. 9 — одо-

ризатор. 10 — счетчик

В схеме предусмотрены обводная (байпасная) линия на случай аварии, предохранительный сбросной клапан, контрольно-измерительные приборы. Узел регулирования состоит из отключающего устройства, фильтра, предохранительного запорного клапана, регулятора "после себя”, отключающего устройства.

Газораспределительные станции устанавливают в конце магистральных газопроводов и на отводах от них к крупным центрам потребления.

Газ, поступающий на ГРС из магистрального газопровода, проходит через входной кран узла отключения, поступает на блок очистки и затем направляется по двум или трем параллельным линиям редуцирования, оборудованным регулирующими клапанами. После регуляторов давления газ проходит через расходомерное устройство, в него добавляют одорант, после чего он поступает в распределительную сеть. Одна из типовых схем ГРС с регулятором прямого действия типа РД показана на рис. 6.5.

При пропускной способности в пределах 10—150 тыс. м3/ч широко применяют типовую ГРС в блочно-комплектном исполнении, состоящую из пяти блоков заводского изготовления (блоков отключающих, устройств очистки, редуцирования, одоризационной установки). Для небольших потребителей (колхоз, совхоз, небольшой завод и т.п.) применяют автоматизированные ГРС типа АГРС с пропускной способностью от 1200 до 10 000 м3/ч (рис. 6.6).

Очистку газа на ГРС от механических примесей производят в масляных или циклонных пылеуловителях и в висцино-вых фильтрах. Для предотвращения образования гидратов при редуцировании на ГРС влажного газа он подогревается в теплообменниках. Иногда применяют регуляторы давления с обогреваемым корпусом. Для одоризации природного газа (т.е. придания ему специфического запаха) используют этил-меркаптан (С2Н58И), добавляемый в газ в количестве 16 г на 1000 м3 (при 0 °С и 0,1 МПа). Одоризация производится при помощи капельных автоматических устройств или барботаж-ных одоризаторов. Для снижения уровня шума и уменьшения вибрации линии редуцирования покрывают вибропоглощающим покрытием.

6.6.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИМ РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Расчет распределительных газопроводов проводят для стационарного режима, в этом случае основная система уравнений имеет вид

; pw = const; p _ zRT,

др _ Xpw 2 dx    2D


(6.32)


p

где X — коэффициент гидравлического сопротивления; w — скорость газа; D — внутренний диаметр трубы.

После интегрирования системы (6.32) и приведения расхода газа к нормальным условиям получаем основное уравнение для расчета распределительных сетей при изотермическом режиме


(6.33)

где р0, р0, Т0, z0 — соответственно плотность, давление, температура и коэффициент сверхсжимаемости газа при нормальных условиях.

Для распределительных газопроводов, в которых давление не превышает 1,2 Мпа, а температура газа близка к 0 °С (273 К), можно принять z = z0 = 1, Т = Т0. Поэтому для распределительных газопроводов высокого и среднего давления уравнение (6.33) примет вид:


(6.34)

Рис. 6.7. Схемы разветвленных (Ф, • ) и кольцевых (Ф', •' ) сетей

Для расчета газопроводов низкого давления применяют формулу

Pн - Рк _ 0,81X 5 Р01 ,

(6.35)


D5

которую получают из (6.34) путем разложения квадрата разности давления, полагая рср = р0.

Расчетный расход газа в распределительном газопроводе с отбором газа

QT + 0,55Q ,

(6.36)


Q р


*расч    1    пут'

где Qт — транзитный расход газа; Q^ — отбор по пути.

Распределительные газовые сети могут по конфигурации быть тупиковыми (с односторонним входом газа в любой участок) и кольцевыми — с наличием замкнутых контуров (рис. 6.7).

При кольцевании распределительных газопроводов повышается надежность газоснабжения.

Разветвленная газовая тупиковая сеть при т неизвестных диаметрах участков и потере давления на этих участках рассчитывается по следующей системе уравнений:

к

ЛР _ a~T 1i - У ЛР _ ЛРт.

(6.37)


Dr

I _ 1


где Лрг- — потеря давления на z-м участке; а — коэффициент; Dir 1t — соответственно диаметр и длина i-го участка; а, в

показатели, зависящие от режима течения газа (для квадра-тичноИ зоны а = 2; в = 5,25, для зоны Блазиуса а = 1,75; в = 4,75); к — число разветвлениИ, отходящих от точки питания; Apm — расчетныИ перепад давлениИ на каждом ответвлении.

В системе (6.37) число лишних неизвестных равно числу узлов с незаданным давлением. Для замыкания этоИ системы уравнениИ используют дополнительное условие минимизации капитальных затрат на сооружение сети

m

Кольцевые газовые сети рассчитывают по уравнениям типа уравнениИ Кирхгофа для электрических цепеИ:

Q - 0; У Ар, - 0,

(6.38)


конца

узла


т.е. алгебраическая сумма всех потоков газа, сходящихся в узле, и алгебраическая сумма перепадов давлениИ в замкнутом контуре (кольце) должны быть равны нулю. Поскольку газовые сети в городах рассчитывают на заданныИ перепад давлениИ, к (6.38) надо добавить уравнения, аналогичные второму уравнению в (6.37), где к — число разветвленных потоков. При расчете кольцевых сетеИ высокого и среднего давления для обеспечения большеИ надежности газоснабжения после определения диаметров их проверяют на пропуск необходимых количеств газа при наиболее напряженных режимах работы.

6.7. ВЛИЯНИЕ ВОЛНОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ТРУБОПРОВОДОВ

6.7.1. ВОЛНОВЫЕ ЭФФЕКТЫ В ЗАМКНУТЫХ ОБЪЕМАХ ИЛИ ПРОХОДНЫХ СЕЧЕНИЯХ ТРУБОПРОВОДОВ

При исследовании динамического поведения взвесеИ мелкодисперсных включениИ в жидкостях, заполняющих ограниченным объем или зону проходного сечения трубопровода, по которому распространяются волны, удалось выявить ряд своеобразных форм движения включениИ относительно жидкости:

односторонне направленное движение включениИ, обусловленное неоднородностью возбуждаемых в среде волновых полей, а также нелинейной связью между скоростями и напряжениями в жидкости, с одной стороны, и силой, действующей со стороны жидкости на включения, с другой.

возникновение устойчивых и неустойчивых положений равновесия мелкодисперсных элементов, которые обусловливают их локализацию в ограниченных зонах среды, причем местонахождение этих положений определяется способом возбуждения волн.

возникновение устойчивых периодических режимов движения включений по замкнутым траекториям, сопровождающееся перераспределением среднего давления в среде.

образование пространственно-периодических слоистых структур в системах, содержащих смеси жидкостей с различными механическими и реологическими свойствами.

Условия существования всех перечисленных форм движения и их устойчивости определяются амплитудами и частотами внешнего воздействия, а также геометрическими и физическими параметрами конкретных систем. Особое значение имеет тот факт, что в процессе движения параметры систем самопроизвольно перестраиваются таким образом, что приближаются к резонансным значениям, при которых для поддержания исследуемых режимов требуются минимальные энергозатраты.

Осуществление выявленных форм движения в промышленных условиях дало возможность предложить ряд принципиально новых высокоэффективных технологий, основанных на волновых принципах, для процесса транспортирования, разделения и перемешивания суспензий, эмульсий, а также газонасыщенных жидкостей.

Явление изменения распределения среднего давления в замкнутых объемах, которые можно рассматривать как модели скважин, может быть использовано для управления профилями приемистости или нефтеотдачи с целью повышения эффективности эксплуатации скважин.

Эффекты разделения находят свое приложение в технологических процессах подготовки нефти.

Эффекты транспортировки могут быть использованы для интенсификации газлифтного метода нефтедобычи.

Технологии, использующие установленные волновые эффекты, существенно превосходят по своей эффективности и известные ультразвуковые и вибрационные. Для их реализации и широкого внедрения в настоящее время создается специальный комплекс машин и аппаратов.

6.7.2. ВОЛНОВЫЕ ПРОЦЕССЫ В ПОТОКАХ МНОГОФАЗНЫХ СРЕД. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

Волновые процессы в потоках многофазных сред (например, в трубопроводных системах) могут быть обусловлены внешними воздеИствиями или иметь автоколебательную природу, т. е. возникать вследствие потери устоИчивости стационарных течениИ жидкости, газа или пара.

Исследование механизмов этих процессов проводили исходя из решения модельноИ задачи о течении вязкоИ несжи-маемоИ жидкости в трубопроводе с податливыми стенками.

Механизм потери устоИчивости стационарных течениИ вязкоИ жидкости по трубопроводу с податливыми стенками обусловлен сложными процессами перекачки энергии от потока жидкости к стенкам трубопровода. Выявление его позволило установить значения параметров, определяющих упру-годемпфирующие своИства стенок трубопровода, при которых возмущения либо стабилизируются, либо, наоборот, дестабилизируются.

Были изучены процессы распространения акустических возмущениИ, обусловленных вынужденными колебаниями, источником которых являются насосы трубопровода, а также нестационарными процессами, связанными с перекрытием сечения трубопровода. Предложены инженерные методы оценки уровня вибрациИ трубопровода, обусловленных указанными причинами в условиях многократных акустических резонансов.

Рассмотрено влияние специальных устроИств, стабилизаторов волновых процессов, на возмущения. Показано, что предложенные устроИства являются универсальным средством, позволяющим снизить уровень пульсациИ давления и расхода в трубопроводах и тем самым значительно повысить их надежность и долговечность.

По результатам проведенных исследованиИ предложен и осуществлен на деИствующих промышленных трубопроводах различного назначения (нефтепродуктопроводы, паропроводы энергетических установок АЭС, магистральные нефте- и газопроводы) ряд мер, способствующих повышению их эффективности и надежности. В частности, созданы стабилизаторы, значительно снижающие гидроудар, которыИ возникает при быстром перекрытии сечения нефтепродуктопровода, а также уровень пульсациИ давления на магистральном нефтепроводе за компрессорноИ или насосноИ станциеИ.

Таким образом, на основе проведенных исследований разработаны научные основы нового направления технологии — волновой технологии многофазных систем.

Волновая технология, обладая всеми положительными чертами традиционной вибротехники и ультразвуковой технологии, имеет ряд преимуществ, среди которых важнейшими являются уменьшение энергозатрат, ускорение протекания технологических процессов и повышение эффективности. Первое из них может быть осуществлено при использовании резонансных режимов движения систем, а второе и третье — за счет широких возможностей управления процессами и проведения их в оптимальных условиях.

6.8. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА

Экономику трубопроводного транспорта газа характеризует ряд показателей: объем реализуемой продукции, себестоимость, рентабельность, производительность труда, фондоотдача, энерговооруженность, капиталоемкость, металлоемкость и др.

Объем реализуемой продукции, или объем товарного газа, отличается от объема поступления газа в начальном пункте газопровода на значение технологических потерь и затрат топливного газа. Расход топливного газа в связи с увеличением дальности транспорта, мощности компрессорных станций и роста числа агрегатов с газовым приводом возрастает.

Технологические потери, составляющие примерно 1 %, включают затраты газа на производство ремонтных работ отдельных участков газопроводов, ликвидацию аварий, заправку метанольных устройств, продувку пылеуловителей, конденсатосборников, работу пневмокранов, пневморегуляторов и других контрольно-измерительных приборов, очистку загрязненных участков газопроводов, утечки газа из арматуры, конденсатосборников, коммуникаций и аппаратов компрессорных станций и газораспределительных станций, а также на скрытые потери вследствие фазовых превращений природного газа в процессе транспортировки.

Себестоимость — денежные затраты (прямые и накладные) на транспорт и реализацию газа. Прямые затраты включают заработную плату рабочих основных и вспомогательных производств с отчислениями на социальное страхование, стоимость топлива, электроэнергии, затраты на материалы, отчисления на амортизацию линеИноИ части и компрессорных станциИ, затраты на текущиИ ремонт и прочие прямые затраты. Накладные расходы связаны в основном с управлением производством и включают заработную плату административно-управленческого персонала, командировочные расходы, затраты на организацию производства работ и прочие расходы.

Себестоимость определяется в расчете на объем транспортируемого газа, объем товарного газа и величину транспорт-ноИ работы.

Прибыль служит основным показателм эффективности предприятиИ. Определяется как разница между доходом от реализации товарного газа и себестоимостью его транспорта, а также покупноИ стоимостью газа в начальном пункте трубопровода.

Определенная таким образом прибыль называется балансовой Расчетная прибыль отличается от балансовоИ на значение выплаты в бюджет за основные производственные фонды и оборотные средства, а также величины платы за пользование банковским кредитом.

Оставшаяся после выплат в бюджет часть прибыли остается в распоряжении предприятия.

Показатель рентабельности непосредственно связан с прибылью и определяется отношением прибыли к среднего-довоИ стоимости основных производственных фондов и оборотных средств. Таким образом, масса прибыли и стоимость основных фондов определяют уровень рентабельности.

Повышение рентабельности может быть обеспечено в результате снижения себестоимости транспорта газа, роста производительности труда, улучшения использования основных производственных фондов и т.д.

Производительность труда измеряется объемом транс-портноИ работы, отнесенноИ на одного работника. Неуклонное повышение производительности труда является экономическим законом и главным источником роста производства.

Повышение производительности труда обеспечивается благодаря техническому прогрессу: увеличению рабочего давления и диаметра газопроводов, росту единичноИ мощности ГПА, автоматизации и телемеханизации технологических процессов, внедрению автоматизированных систем управления и др.

Фондоотдача — обобщающий показатель использования основных фондов, характеризующий транспортную работу (или объем транспортируемого газа) на каждый рубль производственных фондов. Для расчета этого показателя объем транспортной работы (или подачи газа) делится на среднегодовую стоимость основных производственных фондов.

Обратным фондоотдаче является показатель фондоемкости.

Главный источник формирования основных фондов магистрального транспорта газа — государственные капитальные вложения, что позволяет создать более мощные, оснащенные передовой техникой транспортные предприятия, обеспечить рациональное размещение и структуру газопроводных систем.

Стоимость основных фондов с течением времени в результате морального и физического износа уменьшается. Для их возмещения создается амортизационный фонд. С этой целью введены нормы амортизационных отчислений, которые состоят из нормы на полное восстановление основных фондов (реновацию) и нормы на капитальный ремонт.

Энергоемкость характеризует расход энергии на выполнение единицы транспортной работы. В качестве измерителя используется также объем товарного или транспортируемого газа.

Экономия энергоресурсов обеспечивается за счет улучшения подготовки газа к транспорту, повышения гидравлической эффективности газопроводов, оптимизации загрузки ГПА.

Показатель капиталоемкости — отношение капитальных вложений к объему транспортируемого газа или транспортной работы. В расчете на объем транспортируемого газа этот показатель возрастает, а в расчете на величину транспортной работы имеет тенденцию к некоторому снижению.

Металлоемкость характеризует удельные металловложе-ния на объем транспорта газа или выполненной транспортной работы. Характер изменения этого показателя соответствует в основном характеру изменения показателя капиталоемкости транспорта газа.

Проблему интенсификации транспорта газа и снижения удельных показателей затрат решают в основном в следующих направлениях:

увеличение диаметра газопроводных магистралей;

повышение плотности перекачиваемой среды;

уменьшение гидравлического сопротивления газопровода;

Технико-экономические показатели сооружения газопровода из труб диаметром 1420 мм

Показатели

Давление, МПа

7,5

12,0

Пропускная способность газопровода, млрд. м3/год:

валовая

29,3

49,5

товарная

28,6

48,5

Масса труб, тыс. т

347

597

Число агрегатов на компрессорных станциях

20

20

Установленная мощность компрессорных станций,

320

500

тыс. кВт

Число АВО

40

60

Установленная мощность АВО, тыс. кВт

5,9

8,9

Относительные удельные показатели, %:

капиталовложения

1 00

93,8

эксплуатационные расходы

1 00

89,5

приведенные затраты

100

92,0

металловложения

1 00

101,5

замена газотурбинного привода на электрический. сокращение расстояния между компрессорными станциями.

повышение надежности отдельных элементов системы газопроводов (табл. 6.9).

Следующее направление интенсификации транспорта газа связано с понижением его температуры. Так, переход к транспорту газа в сжиженном состоянии приводит к снижению металлозатрат в 2,5 — 3 раза, что, учитывая высокую металлоемкость магистрального транспорта газа, существенно меняет весь межотраслевой баланс металла.

Использование технологии транспорта сжиженного газа связано с решением значительного числа сложных технических проблем и прежде всего:

производством труб, удовлетворяющих значительно более высоким требованиям по ударной вязкости.

разработкой и организацией выпуска мощного оборудования для сжижения (охлаждения) газа и его перекачки.

созданием эффективной тепловой изоляции и технологии ее нанесения на трубы в заводских и полевых условиях.

обеспечением требуемого уровня экологической безопасности низкотемпературного транспорта газа.

обеспечением высокой надежности функционирования низкотемпературных трубопроводов.

Транспорт природного газа при температуре от —20 до

— 30 °С обеспечивает увеличение производительности газопровода на 10—12 % и снижение металлозатрат на 15 — 20 %. При охлаждении до —70 °С достигается двукратное увеличе-

ние пропускноИ способности. ЛинеИная часть таких трубопроводов должна быть выполнена с теплоизоляциеИ, что осложняет конструкцию и значительно повышает стоимость строительства.

Программа дальнеИшего технического развития трубопроводного транспорта газа предусматривает комплексное внедрение различных направлениИ научно-технического прогресса. Так, по мере увеличения доли трубопроводов больших диаметров (1220, 1420 мм) будет осуществляться постепенныИ переход на повышенное рабочее давление (до 10—12 МПа) и пониженную температуру транспортируемого газа, внедрение более мощных газоперекачивающих агрегатов установок о х -лаждения. Одновременно будут выполняться мероприятия по снижению гидравлического сопротивления труб (за счет применения внутренних покрытиИ), расширению объемов строительства компрессорных станциИ с электрическим приводом. Замена газотурбинного привода на электрическиИ обеспечит повышение пропускноИ способности газопроводов благодаря сокращению затрат газа на собственные нужды.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 6

1. Стратегия развития газовоИ промышленности России / Ю.И. Боксер-ман, В.Е. Брянских, Р.И. Вяхирев и др. — М.: Энергоатомиздат, 1997. — С. 344.

2.    Смирнов В.А., Боксерман Ю.И., Эскин В.И. Единая система газоснабжения и рынок. — М.: ИНЭИ РАН, МТЭА, 1993. — С. 60.

3. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. — М.: Недра, 1984. — С. 487.

4.    Управление системами трубопроводного транспортоа / Е.И. Яковлев, В.Ф. Шириков, В.В. Шершков и др. — М.: ВНИИОЭНГ, 1993. — С. 307.

5.    Чирсков В.Г., Иванцов О.М., Кривошеин Б.Л. Сооружение системы газопроводов Западная Сибирь — Центр страны. — М.: Недра, 1986. — С. 304.

6. Трубопроводные системы в энергетике / Под ред. Ю.П. Коротаева — М.: Наука, 1985.

7. Иванцов О.М., Двойрис А.Д Низкотемпературные газопроводы. — М.: Недра, 1980. — С. 303.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ ГАЗОВОМ РЕЖИМЕ

6.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ

Методика расчета основных показателей разработки месторождений природных газов обычно сводится к определению изменения во времени:    дебитов газовых

скважин, их потребного числа, пластового и забойного давления в скважинах для выбранного темпа отбора газа из залежи при определенном ТРЭС.

Эти показатели можно определить в результате интегрирования    дифференциального    уравнения

неустановившейся фильтрации газа при соответствующих краевых условиях.

Уравнение материального баланса для газовой залежи при газовом режиме имеет вид

aWнРн    aWHP(t)    Тпл ^ л

+ Рат^Одоб^.

zh    z[P(t)]    ат    Тст

В дифференциальной форме оно имеет вид

p(t)

*    aW н d

Q (t)    = —г м

Рат^ dt

Z(P).


Здесь Q*(t)    —    темп    отбора    газа (приведенного к

стандартным условиям) из залежи в рассматриваемый момент времени t; WH — начальный объем порового пространства газовой залежи; а — средняя газонасыщенность; рн, p(t) и Рат — давление соответственно начальное, текущее пластовое к моменту времени t и атмосферное; zH, z[p(t)] или z(p) — ко — эффициенты сверхсжимаемости соответственно начальный и текущий к моменту снижения давления в пласте до p ; 0доб(^ — добытое суммарное количество газа из залежи к моменту времени t; Гпл, Гст — температура соответственно пластовая и стандартная; f = Гплст'

При определении основных показателей разработки используются расчетные технологические режимы эксплуатации скважин.

Расчетный ТРЭС определяют при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед. Исходя из принятого расчетного ТРЭС, находят изменение рабочих дебитов Q(t) пластовых рпл(^, забойных pa(t) и устьевых ру( t) давлений во времени t в зависимости от количества отбираемого газа с месторождения в целом 0доб(^. Эти расчеты в комплексе с технико — экономическими показателями позволяют найти потребное число скважин n(t), установить сроки бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа.

Сущность расчетов состоит в совместном решении уравнения истощения залежи и уравнений притока газа к забою с заданием в последних определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от выбранного ТРЭС.

Определять    показатели    разработки    газовых

месторождений (при некоторых допущениях) можно методом последовательной смены стационарных состояний. Теоретическое    обоснование    данного    метода

применительно к проектированию разработки газовых месторождений дано Б.Б. Лапуком [2] из понятия об удельных объемах дренирования.

Проект разработки залежи природного газа является комплексной работой, включающей в себя решение всех вопросов, связанных как непосредственно с пластовой частью залежи, так и с наземным оборудованием промысла и определением экономической эффективности выбранного и предлагаемого к практическому внедрению варианта.

Естественно,    что составление проекта разработки

осуществляется    коллективом высококвалифицированных

специалистов самых различных профилей — от геологов до экономистов.

При комплексном проектировании разработки месторождений по известным величинам Q(t) и Py(t) определяют давление газа на входе в установку обработки газа рпг(^, давление на входе в магистральный газопровод

рмг( t).

Детальное описание расчетных ТРЭС, основанных на использовании двучленного закона притока газа к забою скважин, приводится во многих учебниках и монографиях по добыче и разработке месторождений природного газа [3 — 7 и

др.].

В настоящей книге излагаются методы расчетов исходя из существования двух законов фильтрации — Дарси и трехчленного закона (1.7) и для каждой скважины своего Оас и энергосберегающего ТРЭС. Раскрывается понятие средней скважины при существовании этих двух режимов фильтрации.

Исторически первым применявшимся в практике разработки месторождений был ТРЭС постоянного процента а от Осв и Оас [1, 13, 18]

Q(t)    _    Q(t)

= а,    =    const или --=    а    2    =    const.

Qoe(t)    1    Qa,(t)    2

В связи с этим в историческом аспекте как память о проф. И.Н. Стрижове ниже приводится методика расчета основных показателей разработки для различных ТРЭС при использовании степенной формулы и заданного процента от Осв и Оа.с [1]. Тем более, что такая методика расчета в литературе отсутствовала до 1992 г. [10].

Вторым ТРЭС был предложенный Б.Б. Лапуком режим постоянной скорости фильтрации на забое скважины [2]

Q(t)

-77    =    C    = const.

Pjt)

Режим постоянной скорости фильтрации на забое применяли в том случае, если имелась опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя и призабойной зоны глинистого раствора и твердых частиц. Этот режим наилучшим образом соответствует оптимальным условиям работы первой ступени сепарации.

В зависимости от геологического строения залежи, прочности породы-коллектора призабойной зоны, опасности подтягивания контурной воды или образования конуса подошвенной воды, газоконденсатной характеристики, наличия дожимной компрессорной станции при проектировании разработки применяли, исходя из справедливости двучленной формулы притока газа к забою скважины, следующие расчетные ТРЭС.

В случае подверженных разрушению пород — коллекторов призабойной зоны и угрозы конусообразования пластовой воды рекомендован режим постоянной допустимой депрессии на пласт:

Рпл( t) - P3(t) = S = const.

Режим постоянного допустимого градиента давления на стенках скважины

Y = [(р(т*г)ср4 + (йгсрд2]/рз = const,

где ф, ю — коэффициенты, структура которых подробно изложена в работах [5 — 9 и др.].

Режим постоянного градиента давления на стенке забоя скважины характерен для условий эксплуатации залежи, приуроченной    к    относительно неплотным породам,

способным разрушаться при достаточно больших дебитах газа из скважины. Во избежание этого скважину предлагалось эксплуатировать    при градиенте давления на забое менее

допустимого.

Значение градиента давления Y определяли, исходя из результатов исследований скважин и данных опытной эксплуатации для принятого начального дебита газа Q, при котором еще    не    наблюдается осложнений во время

эксплуатации. В таком случае получают максимальный суммарный отбор газа при минимальном числе скважин. Это обстоятельство    в    реальных неоднородных коллекторах

приводит к уменьшению газо— и конденсатоотдачи и другим негативным последствиям.

Если залежь приурочена к прочным коллекторам и отсутствует угроза притока пластовой воды, рекомендуется применять режим постоянного дебита газа, т.е. Q = const. Этот режим применяется чаще других, так как он удобен с точки зрения контроля, и применяли как временный для крепких коллекторов до тех пор, пока градиент давления на забое скважины не достигал опасного значения.

Технологический режим Q = const устанавливали обычно в начальный период пробной или опытной эксплуатации. Дебит выбирали с таким расчетом, чтобы не возникало опасной вибрации оборудования на устье скважины. При этом наблюдается рост депрессии в пласте, и с течением времени она достигает больших значений. Если возможны осложнения во время эксплуатации скважины, то при достижении максимально допустимого значения депрессии устанавливали этот ТРЭС Др = const.

При значительном содержании в газе конденсата (С5 + в) целесообразен режим постоянного забойного давления рз = = const, которое должно быть выше или, в крайнем случае, равно давлению начала выпадения конденсата в пласте. Этот режим применяется при сайклинг — процессе и в тех случаях, когда нежелательно дальнейшее снижение давления ниже некоторого заданного значения (например, при выпадении конденсата или по другим причинам).

Эксплуатация газовых скважин на режиме при рз = const характеризуется резким уменьшением во времени дебита газа, вследствие чего необходимо интенсивно увеличивать число скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения.

Режим, при котором поддерживается постоянное давление на головке рг = const, является разновидностью режима рз = = const, более удобного для осуществления на практике. Режим рг = const необходим, например, для осуществления низкотемпературной сепарации (НТС). Режим рг = const используют на практике при эксплуатации скважин без штуцера, например, когда давление в газопроводе поддерживается постоянным. Если скважина эксплуатируется без штуцера, этому режиму соответствуют максимальные дебиты, которые можно получить со скважин при постоянном давлении в газопроводе.

До ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной станции, а также на завершающей стадии разработки применяется режим постоянного устьевого давления, позволяющий подавать газ на головную компрессорную станцию магистрального газопровода.

6.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ПРИ РАВНОМЕРНОМ РАСПОЛОЖЕНИИ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ПРЕДЕЛЬНОГО ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕГО

ДЕБИТА

Как было показано в [11], в реальных промысловых условиях вместо двучленного закона фильтрации имеют место два режима фильтрации. При относительно небольших дебитах, когда Q < 0кр, осуществляется линейная фильтрация по закону Дарси (1.2), которая справедлива до определенного критического дебита Окр:

pL - рЗ = aQ.

При дебитах Q > Окр справедлив трехчленный закон (1.7)

pL - р2 = aQ - ь°кр° + b(Q - °кр1п q~)q

Окр

или

PL - рЗ = аО - Ь°кр° + bQQ,

—    О

где О = О - Q ln-.

кр Окр

кр

Рассмотрим новый подход к методике расчета технологических режимов работы скважин по методу последовательной смены стационарных состояний для параметров средней скважины исходя из наличия двух законов фильтрации — Дарси (1.2) и трехчленного (1.7).

При известной зависимости годового отбора газа во времени N(t) добытое количество газа в каждый момент времени

Q доб (t) = jN(t)dt.    (6.1)

0

Величину Одоб^), зная N(t) для периодов нарастающей и падающей добычи, находим методом графического интегрирования этого уравнения, а для периода постоянной добычи, когда N = const, Одоб№ = N(t). Зная Одоб№ из уравнения материального баланса

p™(t) = z^p^ - %^l,    (6.2)

¦ ZH

f    WH ОС ТстатТст,

находим изменение пластового давления во времени рпл (t) и строим соответствующие графики изменения во времени N(t), Qc5(t) и Рпл(t) .

6.2.1. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН ПРИ Q < QKP

Технологический режим предельного энергосберегающего дебита Q^t)

Как показали исследования, этот режим приводит к уменьшению дебита в процессе разработки. Величина Q^t) определяется экспериментально по результатам ежегод — ных исследований, по которым строится зависимость Q(t) на весь период разработки. При отсутствии этих данных она принимается условно по известным по другим месторождениям.

Уравнение притока газа в этом случае будет иметь вид

и далее

Ру№ = pm(t) - Dp(t);

2 2 p3(t) -0Q (t)

кр

2s

e

где

pL


1); s = 0,03415—--. (6.6)

T z

cp cp

(6.7)


где кэ — коэффициент эксплуатации.

Для предварительной оценки можно условно принимать Окр = const во времени, тогда он будет подобен режиму Q = = const.

Технологический режим работы скважин Окр№ соответствует предельному энергосберегающему дебиту скважин, обеспечивающему минимальные потери пластовой энергии.

Расчеты энергосберегающего технологического режима Окр№ целесообразно выполнять при проектировании разработки месторождений. При этом рост числа скважин при режиме Окр№ компенсируется повышением коэффициента газоотдачи пласта, снижением мощности и отдалением срока строительства ДКС, повышением надежности работы скважин и уменьшением затрат на капитальный ремонт скважин, в связи с уменьшением количества осложнений и аварий скважин.

Сравнительная оценка применяемого сегодня технологического режима эксплуатации скважин Юбилейного месторождения, Ен — Яхинской площади Уренгойского месторождения с режимом Окр = const показала, что, несмотря на необходимость опережающего бурения значительного числа скважин при режиме Окр = const, по нему получены более благоприятные технико — экономические показатели. Они получены за счет резкого снижения мощности ДКС, переноса срока их ввода на 7 — 8 лет, т.е. практически на конец периода постоянной добычи газа. При сравнительной оценке не учитывалось повышение

надежности работы скважин при режиме Q^t) или Окр = const за счет уменьшения количества осложнений и аварий и тем самым снижения затрат на капитальный ремонт скважин. При рассмотрении вариантов с различным числом скважин при режиме Q^t) или Окр = const продлевается период постоянной добычи и растет коэффициент газоотдачи в условиях упруговодонапорного режима работы залежи, обеспечивая равномерное продвижение воды в пропластках с разной проницаемостью.

Технологический режим постоянной депрессии Ар = const При режиме Ар = const

АР[2рпл№ - АР] = a°(t) ,

откуда

ООО = f^PLW -Ар],    (6.8)

где РплОО находим согласно (6.2).

Соответственно

Pa(t) = p(t) - АР    (6.9)

и

22 pc(t )-6Q (t)

Рv (t) =


(6.10)


2s

е

а число скважин для периода нарастающей и постоянной добычи

N (t)

n(t) =

(6.11)


365 • k.Q(t)’

где кэ — коэффициент эксплуатации.

Режим постоянного градиента на стенке забоя

dP

= const

dr

Г=Rr

dp


v,


dr


k


г=Rc


Y =


Q(t)Po

где v =

FPз(t)

Подставляя в указанную выше формулу v и считая

Рат

p =    —— рз , получаем

Рат

mpaT Q(t)

kF Pз(t)


Q(t)

(t)


dp


= A,


Y =


const,


dr


r = Rr


т.е. Y = const при законе Дарси соответствует режиму постоянной скорости фильтрации на забое скважины С = = const:

Q(t) РС (t)


Y

A"


C =


(6.12)


= const;


№а

a


Ao =


2pRGhk    2Rсln(Rк / RJ

где для плоскорадиальной фильтрации

№ат    R^

ат    к

ln'

pkh    Re

PL(t) -2(t) = aQ(t).

откуда, заменяя p2 (t ) = Q2 (t )/C2 согласно (6.12) и решая последнее уравнение относительно Q(t), получаем

2


aC2


aC2


Q(t) =


+ c2P^A(t) -


где рпл№ согласно (6.2) и C = const по результатам исследования скважин.

Зная Q(t) из формулы (6.12), определяем

p3(t)=Q(t)/C.

Зная рз(t) и Q(t), согласно (6.10) находим ру(() и число скважин из (6.11).

Для случая соблюдения предельного энергосберегающего дебита

Окр

C =    --=    const.

p


зкр

Режим постоянного давления на устье скважины рг = const

Зависимость между забойным давлением и давлением на устье скважины рг представим в виде

p 2(t ) = p 2 е2s + 0Q 2(t).    (6.13)

Решая его совместно с уравнением притока газа, получаем

д/а2 - 4[р2л (t ) - p2е2s]q - а Q(t) =-20-. (6.14)

Методика расчета состоит в следующем: по известной зависимости N = N(t) строим график Q^c = QДoб(t).

Для заданных значений t согласно (6.2) находим pm (t) ; по

формуле (6.14) для известных pHA(t)    —    Q(t); по формуле

(6.13), зная Q(t), — p3(t).

6.2.2. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН

ПРИ Q > QKp

Режим постоянной депрессии Др = const

pL(t) - P32(t) = ^(t)°(t) + ЬО(ЧО(Ч,    (6.15)

где

^(t) = а - ЬОкр;

—    ОМ

ООО = О(t) - Окр1п—;

Окр

Q^(t) считается известным из эксперимента. Зная Q^t), определяем аф(^.

Вид уравнения (6.15), исходя из осредненных параметров по толщине пласта, может быть и иной.

Откуда

Ар[2рпл(^ - Ар] = аф(^О(Ц + ЬОфОф.

(6.16)

Величину PHA(t) находим из (6.2) по величине Одоб(^. Далее методом итераций для каждого данного значения Pm(t) находим по уравнению (6.16) величину Q(t). Забойные давления рз(() находим согласно (6.9). Устьевое давление ру(^ определяем согласно (6.10), а число скважин n(t) — из (6.11).

Режим постоянного дебита Q = const

Частным случаем этого режима является режим Окр = const, когда уравнения (6.15) и (6.16) превращаются в закон Дарси. Для режима Q = const, зная Q, Q в уравнении (6.16) и

Pm(t) согласно (6.2), находим

Рз(Ч = VP-(t) - аф^)О - ЬО°. (617)

Откуда

АP(t) = PHA(t) -(t).

Когда Ар(^ = Арпр, переходим на другой режим.

Режим постоянного забойного давления рз = const Исходным уравнением будет уравнение вида

Рпл (t ) - Рз = аф(t)Q(t) + bQ(t)Q(t). (6.18)

ЗНая PHA (t) из (6.2) и рз = const из (6.18), методом итераций находим значения Q(t), соответствующие каждому значению Pha (t).

Значения Др(^ находим из Др(^ = рпл (t) — рз.

Зная Q(t), находим

22 р2 - 0Q2 (t)

Рг (t) =


2s

e

Соответственно n(t) получим согласно (6.11). Частным случаем режима рз = const будет режим рг = const.

Режим постоянного градиента на стенке забоя

dP

скважины Y =

= const


dr

r=Rr

Формула для градиента давления на стенке забоя скважины, исходя из трехчленной формулы притока газа, будет иметь вид

dP


Y =


dr


г=Rc


m    Рз    Рз 2

— V -  vv + — V

kv    l    Kp + l


(6.18')

Скорость v и критическая скорость фильтрации на забое

соответственно

°КР Р


кр г ат


Р 3F


ОРат

Р з F


где Q, Q^ — соответственно дебит и критический дебит при рат; рз — забойное давление; Рз — площадь фильтрации на забое скважины.

p:b

Решая (6.18') с учетом (6.18'') и р = р -, получаем

з

ат

2


dp


Y =


dr

Вводя обозначения


г=Rr    kF3 p 3    lF3    p 3    IFfp 3


mp ат Q р ат p aTQ кр Q    р ат p arQ


¦ + -


ат    рат p ат

A 0= kF“; Bo = l]F2    ’    (6.19)

3

получаем формулу для градиента давления

Q    Q    Q2

Y = A 0 — — B 0 Q кр — + B0-.    (6.20)

0 p 3    0 KP p 3    0 p 3

Величину градиента давления Y определяем согласно (6.20) по результатам начальных исследований скважин на основе установленного по ним предельно допустимого дебита Q и соответствующего ему рз.

Режим постоянного градиента давления на стенке забоя скважин

Q    Q    Q2

Y = Ao — — в0°кр — + Во — = const -Ъз    -Ьз    Рз

или

Q    Q    Q2

pз = Ао y    BоQкр y + Во y ’    (6 21)

т.е. за период разработки месторождения поддерживается такое соотношение между Q и рз, когда значение Y остается постоянным.

Коэффициенты Ао и Во в уравнении (6.21) определяются из коэффициентов а, b и Q^ в трехчленной формуле притока газа (6.15).

Для плоскорадиального притока газа к скважинам, совершенным по степени и характеру вскрытия,

ДР2 = (а-bQкр (t))Q(t) + bQ(t)Q(t), (6.33)

где

ИРкр I Rк ь    Рат Р ат    (623)

а = —гт-1n^—; b = —;———,    (6.23)

pkh    Rc    2p2R h21    (    )

c

а величины Ao и Bo, так как в данном случае Fa = 2pRch, будут исходя из (6.19)

тР ат    „    Р    ат    Р    ат

Ao = „Л'‘    ;    Во =

0    2pkhR ’    0    4p2R2h21

cc

С учетом (6.23) получим

а

А0 = —

= ИР ат a pkh


тогда

ah

Ao =-raiR-"    (6.27)

2Rсhв 1п^ + C

и Bo соответствует (6.24).

Для скважин, несовершенных по характеру вскрытия, исходя из решения, когда приток к перфорационному каналу моделируется притоком к половине тора, коэффициенты а и b в уравнении (6.22) будут иметь вид

1 h N2 R6 :pR~ln2NRv +    h"

R +

pkN2


2N.

где N — общее число перфорационных отверстий; Яп — радиус тора, определенный по значению перфорационного канала,

РабРа

b 2p4ir2n4rt '

Так как в уравнении (6.19) в случае притока к половине тора

F3 = 2л2Лс-Кп,

то для N отверстий

A =_тРт__

0    2p2R RnkN ’

РатРа

в = ¦

"0 4p4r2r2in2

Тогда с учетом (6.25), (6.26), (6.27) и (6.28) для случая равномерной перфорации по всей толщине пласта

aN

А„

1 , h    N2,    Rs

2pRaRj


~1n + ^— 1n-

pRc 2NRT h „ h c    1    R + —

c 2N

B0 = b NV2Rn

(6.29)


Для скважин, несовершенных по характеру и степени вскрытия, в уравнении (6.22) коэффициент

/    У

N2


R,


1


тРа


ln


+


a =


h


pkN2


R+


pRc 2NRi


ln


h


а коэффициент b будет иметь вид согласно (6.26). Тогда

aN

A0 =-

h


R,


1


-ln-


ln


h_ + Cl 2N -


R +-


pRc 2NRJ h


2pR сR j


N2


b


а Во соответствует (6.29).

Методика расчета технологического режима Y = const

следующая. Находим согласно (6.2) pHA (t), зная Q^5(t).

Исходя из (6.21) и (6.22) для известных значений pHA (t), методом итераций определяем Q(t) из

2

Q(t).

[A, + B)(Q(t) -Qa(t))] г + Q(t)[a-bQ -Q(t)]. (6.30)

p*(t) =


Y

При расчетах по формуле (6.30) для данных значений Q(t) сразу определяется рз(t) по формуле (6.21). Зная рз(t) и Q(t), по формуле (6.10) находим ру(() и по формуле (6.17) n(t).

Таким образом, приведенные выше формулы позволяют более точно устанавливать технологические режимы работы скважин, исходя из условий работы по закону Дарси и трехчленному закону, более правильно учитывающие реальные условия фильтрации.

Такой подход позволил обосновать новый технологический режим энергосберегающего дебита Q^t).

6.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СРЕДНЕЙ СКВАЖИНЫ

Для    гидродинамических    прогнозных    расчетов

технологического режима работы скважин часто необходимо осреднить параметры пласта как по площади каждого пласта, так и по толщине при полном или частичном вскрытии всего пласта или при объединении горизонтов.

Для определения газодинамических показателей разработки месторождения часто пользуются понятием

средней скважины, которая имеет среднюю длину шлейфа, среднюю конструкцию, средний допустимый дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений а и b и среднее значение критического (энергосберегающего) дебита Окр.

Осреднение параметров по площади пласта

Как известно,    среднеарифметические    значения

коэффициентов фильтрационного сопротивления для средней проектной скважины приводят к значительным погрешностям в определении средних депрессий на пласт, затрудняют получение приемлемых результатов при проектировании разработки месторождений. В связи с этим в 60-х годах была предложена методика определения средних коэффициентов фильтрационного сопротивления, в которой параметры средней скважины определялись на основе предположения справедливости осредненного двучленного закона для всего диапазона изменения дебитов газа [6]. Рассмотрим новую методику выбора параметров средней скважины, когда Q < Окр и Q > Окр, которая учитывает средний рабочий дебит пробуренных скважин, средний критический дебит и среднюю депрессию на пласт.

Режимы работы скважин при Q < Окр

Приток газа к г — й скважине, расположенной в данном участке пласта,

Ар2 = aiQi.

Суммируя по всем скважинам, имеем

ЕАр2 = SaiQi,    (6.31)

i=1    i=1

где п — число скважин.

Средние параметры определяем, исходя из предположения, что средний дебит Оср и средняя депрессия

Арс?р проектных скважин принимаются равными среднему

дебиту и депрессии существующих скважин, и это условие соблюдается в течение всего периода разработки месторождения. Хотя, строго говоря, возможны и другие варианты. Но учитывая прогнозный характер расчетов, это условие можно считать допустимым. Из (6.31) имеем

ДР 2р = ij Др2 = isaQ

^    1=1    1=1

Приток к средней фиктивной скважине ДР2р = а cpQ cp

где

1 n

Qcp = nj^;    (6.32)

n

1=1_

а cp =


n

?Qi

Это осреднение справедливо для всех технологических режимов при Q <    <Экр, включая и режим постоянного

энергосберегающего дебита <Экр = const.

Средний критический дебит

1 n

QeS,p= ^.jQeSl    (6.33)

1=1

или

Qea.cp = ^ca.ea cp.

Режимы работы скважин при Q > 0Кр

В этом случае приток к i — й скважине подчиняется трехчленной формуле, которую запишем в виде

ДР2 = а ф1 Qi+ bi Qi    (6.34)

где

aф = ai - biQёб1; Qi = Qi - Qe6ilnQ^.

Qe6i

Суммируя по всем скважинам, имеем

S Dp2 = S a ф1 Qi + Sbi QiQ.

i = 1    i = 1 ^    i = 1

Получим

in    in    in ___

Dp2p = ^SApf = TTSa ^Qi + i.? biQi Qi. (6.35)

i =1    i =1    i =1

Для средней скважины, у которой АР2р , Оср и Qcp , имеем

лкср = аф.ср Q ср + ь ср Q CPQCp    (6-36)

где    Арср определяем согласно (6.35) и Оср — согласно    (6.32),

а

1 n

Qcp = m.SQi.    (6.37)

i=1

Из (6.35) и (6.36) с учетом (6.37) получим

1n

a фср=16381

— 1    n —    —

ьср = ютт s1biQiQi.    '63S)

^ср^ ср1=1

Когда отсутствуют результаты исследований скважин по новой методике с определением Окр;, для приближенной оценки поступаем следующим образом.

По известным значениям проницаемости к;, полученным по данным    кернов    и    геофизики по разным    скважинам, по

графику    к    от    1/7    (рис. 6.1) находим соответствующие kj

значения 1/7j, по которым вычисляем kj/7j. Далее, исходя из корреляционной зависимости k (Re^) (рис. 6.2), находим для

каждой скважины соответствующее Re^;, откуда оцениваем значение Окр; для каждой скважины по формуле

2 pRc ЬД Re Kpi

Q • =-—

QKpi    p k

rar •

В случае неполного вскрытия принимается вскрытая толщина пласта.

Далее по формуле (6.33) оцениваем величину 0крср. Зная значения Окрг- и имея результаты исследований скважин, проведенных только в интервале изменения дебитов Q > 0кр,

(6.34) приведем к виду

Dp2    - _

— = а ф + biQi.

Рис. 6.2. Зависимость параметра    jq    JQ    ~2    Ю~*    J    Re

ReKp от к/1    кр

Обрабатывая результаты в координатах Ap2/Q и Q при

известных значениях Окрг-, находим афг-, at и b.

2

Далее согласно (6.35) находим Арср , соответственно и согласно (6.32),    (6.37),    (6.38)    и    (6.39)    —    соответственно

величины Оср, Qср , аср, аф.ср и Ьср, bср . Зная аф.ср, находим

аср    аф.ср + Ьср Окр.ср.

Осреднение параметров по толщине пласта

При разработке пластов большой толщины или многопластовых месторождений единой сеткой скважин, когда известны параметры отдельных пропластков или пластов и требуется определять средние фильтрационные характеристики проектных скважин, которые будут вскрывать одновременно все пропластки или пласты, можно сделать следующие оценки при осредненных параметрах пласта.

Режимы работы скважины при Q ? Окр Для j-го пропластка или пласта

Для всего пласта или всех m пластов

Ap2 = a Q ,

ср    сум    сум

где

i m

АР2р = mg ^j;

1

асум = m 1    ;

S — j=1 aj m

Q = S Q.;

сум j=i -

m

Q =S Q. .    (6.40)

^кр.сум j=1 -кр

Для значений дебитов Q > Q^ в каждом из пластов может быть применен приближенный графический метод нахождения условных коэффициентов a, b и Q^.^m.

Уравнение (6.40) будет справедливо только до

минимального значения Ap^ min, которое имеет место в одном из пластов.

В интервале изменения величин от Ap^ min в одном и до

A P^nsx в другом пласте наблюдаются переходные режимы, когда в одних пластах уже наступил трехчленный закон фильтрации, а в других еще продолжается фильтрация по закону Дарси.

Этот приближенный метод состоит в следующем. При Q QEp индикаторные кривые для каждого горизонта

A Pf=aQ;

AP; = a « Qj + bjQj (Qj- Q ^пОЧ

Q kp j

при Q > Q^ они строятся на едином графике Ap2 и Q в одном масштабе, из которого определяют суммарные дебиты, соответствующие различным заданным значениям Др2 (рис. 6.3).

Полученную зависимость (см. рис. 6.3, кривая I+II) Др2 и Q обрабатываем согласно (1.9)

2

^=а - bQ Kp+b(Q - Q Kp 1nQ^) (6.4i)

Q    Q Kp

в координатах Др2/0 и Q - QKp 1n- и Др2/0 и Q.

Kp Q

Kp

Возможны и другие зависимости, неподчиняющиеся (6.41). Вполне реальны величины Q^, равные 1 ,o — 1,5 млн. м3/сут, если работает вся толщина пласта, а не Ю —2o %, как показывают исследования с помощью дебитометрии и АГДМ исследования скважин.

Формулу (6.41) представим в виде

ДР2 = а фQ + bQQ    (6.42)

или

Рис. 6.3. Определение минимального критического дебита и вида индикаторной кривой при совместной работе двух пластов I и II

ДР2 /Q = а - bQKp + bQ.    (6.43)

Эти формулы    для нескольких пластов только    в    первом

приближении можем принять для прогнозных расчетов.

Исходят из слоистой однородной модели, состоящей из пластов, когда параметры и толщина всех пластов одинаковы. Тогда

a = aj/m; b = bj /m2,

где аj и b j — параметры данного пласта.

Имеем

m

Q = JQ = mQJ ; Qкр = mQ KPj.    (6.44)

Таким    образом, фактические значения Q^ для    реальных

скважин могут быть при работе всей толщины пласта весьма велики, и это обеспечивает целесообразность прогнозных расчетов при условии Q < Q^.

6.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ СТЕПЕННОЙ ФОРМУЛЫ ПРИТОКА ГАЗА

В связи с появившимися в последнее время предложениями вновь вернуться к степенной формуле притока газа (1.1) (особенно после предложения трехчленной формулы) рассмотрим условия ее использования для расчетов ТРЭС:

Q = с(р2л - p2 )n.

Для расчета технологического режима согласно формуле (1.1) необходимо знание изменения коэффициентов С( + ) и п( + ), которые неизвестны, и отсутствуют методы их определения. Принятие же их постоянными приводит к грубейшим ошибкам.

Расчеты технологических режимов работы скважин, когда приток газа к забою скважины подчиняется степенной формуле, будут применимы только для Q > Q^. При Q < Q^ расчеты подобны § 6.21. Зная зависимость годового отбора от времени N(t), добытое количество газа в каждый момент времени Q^(t) определяем по формуле (6.1).

Изменение пластового давления во времени PnA(t) находим из уравнения материального баланса и известного значения N(t) согласно (6.2).

Рассмотрим методику расчета основных показателей разработки по методу последовательной смены стационарных состояний для условий средней скважины, исходя из формулы (1.1) при Q > Q^ для технологических режимов Ap =    = const, Q = const, рз = const и ру = const.

Режим постоянной депрессии Ap = const

Зная изменение рпл№ для заданных Сип, находим изменение Q(t) из формулы (1.1), преобразовывая ее к виду

Q(t ) = C[Ap(;pM (t) - Ap)]n.    (6.45)

При известных Рпл( t) и Ap = const изменение забойного давления во времени

Ps(t) = PM(t) -AP-

Согласно (6.10) при известных pa(t)

p23 (t) -0Q2(t)

py (t) =


2s •    (6.46)

e

Из (6.11) при известных N(t) и Q(t) число скважин

N(t)

n( t) = 365k э Q (t)’    (6.47)

где кэ — коэффициент эксплуатации.

Режим постоянного дебита Q = const В этом случае уравнение притока газа (1.1) будет иметь вид

Q = С[р;л (t) - p; (t)]n = const. (6.48)

Зная С = const и п = const, (6.48) преобразуем к виду

1

Рил (t) - Рз (t) = ^“)    =    COnst.

Находим по известному начальному значению Др2

1

Г Q1п

значение комплекса ^—)    .    Откуда

Р2ПЛ(0 -|Q I    (6.49)

Рз (t )=


или, зная рпл (t) из (6.2) и Рз (t) из (6.49), найдем

DP(t ) = Рил (t) - Р 3 (t) .    (6.50)

При достижении предельного значения Д p(t) = ДрПр переходим на другой режим. Изменение устьевого давления во времени Ру(^ находим согласно (6.46), а изменение во времени числа скважин N(t) — согласно (6.47).

Режим постоянного забойного давления рз = const Зная рпЛ (t), согласно (6.2) изменение дебита газа во времени

Q(t) = 0[pL (t) - рЗ ]n.

Откуда, зная 0(t), согласно (6.47) получим n(t).

Далее находим

DP(t) = Рпл (t) - Рз

и

Р2 -QQ2 (t)

pу (t) =


(6.51)


е2s

Режим постоянного давления на устье ру=const

Для рассматриваемого случая уравнение (6.46) представим в виде

Рз (t) = Р2уе2s +0Q2 (t).    (6.52)

Подставляя рЗ (t) в уравнение (1.1), получаем

Q(t ) = С[~ПЛ (t) - Р2уе2s -0Q2 (t)]n.    (6.53)

Решая (6.53) методом итераций, когда это тождество будет соблюдаться, находим для каждого рпл (t) свое значение Q(f).

Далее из (6.52) согласно (6.50) получаем Др(^.

Изменение во времени n(t), зная Q(t), находим согласно (6.47).

Аналогичным путем решаются задачи для периодов постоянной добычи, когда N(f)=const и падающей добычи, когда n(t)=const.

Ввиду того, что в степенной формуле (1.1) коэффициенты С и п являются переменными и зависящими от дебита, то принципиально для получения более строгого решения необходимо знание C(Q) и ^Q), но практически это весьма затруднительно по сравнению с использованием трехчленной формулы.

Приведенные выше приближенные оценочные формулы расчета основных показателей разработки применимы только для небольших интервалов времени, например, при составлении ТЭО освоения месторождения, когда отсутствует какая — либо другая информация по скважинам.

В остальных случаях целесообразно пользоваться для обработки результатов исследований скважин и расчетах технологических режимов их работы в качестве уравнения притока газа к забою скважины формулами для закона Дарси и трехчленного закона (1.7).

Технологический режим постоянного процента отбора от Осв или Оа с

Обычно со степенной формулой связывают технологический режим, устанавливаемый как определенный процент (не более 25 %) от Q^^t) или Q^f), т.е.

Qc.(t) = C[p;„(t)-0,101;e;s - 0Q2,(t)]n.    (6.55)

Строго говоря, определенный процент отбора от Q^ и Q^ может быть установлен более точно в случае применения для определения их трехчленной формулы как    более

справедливой для высоких скоростей фильтрации, т.е.

pL (t) - 0,101;e;s = [a - bQ<t) + bQ Jt)]Q Jt) +0Q; (t),

или

p;(t ) - 0,1012 = [a - bQ Hp (t ) + bQ(t)]Q „(t).

Зная изменение Qа.с(t) или Qсв(t) из (6.54) или (6.55), изменения дебита во времени Q(t) при заданном проценте отбора а находим из выражения

Q(t ) = ^ Qac (t)

100 a'c

или

Q(t) = ^ Q cB (t).

100 CB

В литературе до появления статьи [10] отсутствовали сведения по расчету технологических режимов работы скважины, исходя из уравнения притока газа согласно степенной формуле, и ее использования для расчета основных показателей разработки месторождения. Если формула (1.1) не используется при проектировании разработки месторождений, то тем самым практически теряется какой-либо смысл в применении ее для обработки результатов исследования скважин. Можно утверждать о невозможности физического достижения величин Q^ и Q^ при высоких давлениях из-за более раннего достижения предельного дебита, соответствующего звуковому барьеру.

При    осуществлении технологического режима

постоянного процента отбора от Q^ или Q^ принципиально могут быть применимы как степенная, так и двучленная или трехчленная формула. Вначале по известному значению N(t) согласно (6.1) и (6.2) определяем Q^c(t) и рпл (t) . Далее

по известным    Рхё ( С ) по формуле (6.54) или    (6.55)    находим

изменение    QCB(t) или Qa.c(t), по которому    по заданному

проценту отбора определяем Q(t). Исходя из известных N(t) и Q(t) по формуле вида (6.47) находим изменение числа скважин во времени.

Зная Q(t) и рпЛ (t), определяем изменение pa(f) исходя из закона Дарси

Р3 (t) = л1 PL (t) - aQ(t) ,    (6.56)

трехчленного закона

Р3 (t) = т]Рпл (t) - [аф + bQ(t)]Q(t)    (6.57)

и степенной формулы

i

Р 3 (t) = ]j

рПл (t) -

Q(t)

_ C(t) _

n(t)

(6.58)

Далее по формуле вида (6.46) находим Ру(^.

6.5. РАСЧЕТЫ ПРИ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКЕ ГРУППЫ ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Важнейшей особенностью проектирования разработки многопластовых газовых месторождений является разбивка продуктивной толщи на эксплуатационные объекты, под которыми обычно понимаются один или несколько пластов, эксплуатирующихся совместно. Правильное укрупнение эксплуатационных объектов повышает техникоэкономические показатели разработки:    уменьшает

капиталовложения, повышает производительность скважин, сокращает сроки разработки месторождения. Но не всякое объединение отдельных горизонтов в один эксплуатационный объект можно признать рациональным и эффективным, необходимо решать их комплексно, с учетом различных показателей.

Впервые теоретические исследования притока газа к скважине, дренирующей несколько продуктивных горизонтов, были осуществлены Е.М. Минским и

М.Л. Бурштейн [13]. Затем М.Л. Фиш рассмотрела характер перераспределения пластовых давлений и дебитов в процессе совместной работы двух пластов [14]. В этой работе дается аналитическое решение задачи о совместной эксплуатации двух пластов при условии постоянства их суммарного отбора. Позже С.С. Гацулаевым [15] была предпринята попытка несколько дополнить методику расчета совместной работы группы пластов. В частности, им рассматривались работа одной скважины, дренирующей несколько газоносных пластов, и разработка многопластового месторождения заданным числом скважин.

Сущность расчета совместной разработки группы газоносных пластов состоит в совместном решении уравнений истощения этих пластов и уравнений притока газа к забою скважин с заданием определенных соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от варианта технологического режима.

Для наглядности исследования рассмотрим совместную работу группы газоносных пластов, эксплуатирующихся совместно единичной скважиной. Режим работы пласта — газовый. Давление на забое каждого из этих пластов отличается на давление, создаваемое столбом газа, и принимается одинаковым. Приток газа из каждого пласта к забою скважины подчиняется в первом случае закону Дарси, а во втором — трехчленному закону.

Если процесс притока газа к забою скважины из каждого пласта рассматривать как последовательную смену стационарных состояний, то задача сводится к решению уравнений истощения

j Я1 (t)dt

0

Q1

v    0

f t л

j q2(t)dt

0


(6.59)


1 --


Q2


Р 2 (t) = Р Н2


f t л j qn(t)dt

0


1


Q


Рп(1) = Рнп


и уравнений притока:

при Ч ? Чкр

Р2 (t)    - рЗ    (t )    =    alql(t);

Р2 (t)    - рЗ    (t)    =    а2 q2 (t);

(6.60)


рП (t )    - р2    (t)    =    an qn(t);

при q > Чкр


Др2 = афА (t) + Ь^ (t )qt(t); Др2 = аф2Я2 (t)+bq2 (t )q2 (t);

дрП = афпЯп(t)+ЬпЯп(t )qn(t),

где аф1 = ai- ь^кр! и qi = qi- qкрiln СЁГ.

На практике возможны различные комбинации, когда одни пласты работают согласно закону Дарси (1.2), а другие по трехчленному закону (1.7).

Распределение дебитов в любом пласте может быть получено после дифференцирования уравнений системы (6.59). Тогда для г-го пласта получим

Q i dpi p Hi dt .

(6.62)


Перепишем системы (6.60) и (6.61) с учетом формулы (6.62):

при Ч ? Чкр

p2 (t) - b2 (t) :


(6.63)


p2 (t) - b2 (t) =


Q1 dp1

p H1 dt '

Q; -pH;    dt


Q n

dpn

dt


pn (t) - b; (t) = -a,

приq > Чкр

?1 dp1

- Ph1 dt Ph1 dt %1 n qкрl

Q1 dp1    _    Q1 dp1


ap2 <t)=ф1


Рн1 dt    PH1 dt

(6.64)

?2 dP2

QLdp2 -    Ph2 dt

PH2 dt qкр2n qкр2


?2 dP2    Q2 dP2

--:—+ b--—

PH2 dt    PH2 dt


ap2 w=ф2


Q dPn ^ Ph, dt

qкрn


Q dPn Рн» dt


Apn (t) =-a,


- qкрn ln


B^dPn ь Q dPn

фП Рн» dt + n Рн» dt


где pi — среднее текущее пластовое давление в i — м пласте (i =    1, 2, 3,..., n); pHi — начальное пластовое давление,

соответствующее индексу пласта; Q;- — начальные запасы газа; qi(t) — текущий отбор газа; рз(^ — текущее забойное давление; ai, bi — коэффициенты фильтрационного сопротивления соответствующих пластов.

Полученная система дифференциальных уравнений (6.63) и (6.64) определяет закон падения давления в зависимости от продуктивной характеристики этих пластов, их запасов газа и забойного давления. Система n уравнений определяет n неизвестных функций pi(f) и одну функцию p3(f) при задании начальных условий:

pi(0) = pHi. (6.65)

Чтобы система была замкнутой, необходимо добавить еще одно уравнение, отображающее условие отбора.

Ниже рассмотрим основные условия применения различных вариантов технологического режима работы скважин, эксплуатирующих несколько газоносных горизонтов единым фильтром. При этом начальные пластовые давления принимаются одинаковыми. Отметим, что при эксплуатации пластов, имеющих различное давление, могут при определенных условиях происходить перетоки газа из пластов с большими пластовыми давлениями в пласты с меньшими пластовыми давлениями, что нежелательно. Кроме того, объединение пластов для совместной их работы невозможно ввиду различных условий, ограничивающих эксплуатацию скважин. Приобщение каждого объекта, как правило, возможно при условии, что давления в работающих пластах и в новом примерно равны. Вопрос объединения пластов, имеющих различные пластовые давления, для совместной эксплуатации должен решаться в каждом конкретном случае отдельно.

6.5.1. РЕЖИМ ПОСТОЯННОГО дкр ГРУППЫ ПЛАСТОВ

Технологический режим работы скважины с постоянным дебитом обычно устанавливается в начальный период разработки месторождения и в основном для пластов, характеризующихся устойчивыми породами.

Уравнение, характеризующее условия эксплуатации многопластовой скважины с постоянным критическим дебитом, запишем в виде

Ё qKPi( t) = Q

i=1

(6.66)


В дифференциальном виде это уравнение можно представить после подстановки в него значения g,(t) из выражения (6.62):

% = -Q.

(6.67)


1=1 Р н ¦

dt


Решение системы (6.63) с учетом уравнения (6.67) определяет функции p,(t) и рз(^ на заданном технологическом режиме. Рассмотрим характер распределения давлений и дебитов при совместной работе двух пластов, имеющих различные запасы газа и продуктивные характеристики. Тогда для двух пластов необходимо будет реализовать систему, состоящую из трех дифференциальных уравнений:

2 (t)    2 (t) W1 dPl

Pi (t) - P з (t) =1

P H dt

2(t)    2    (t    )    W2 dP2

(6.68)


P2(t) - Рз (t) = -a2  --dT:

P H

Wi dPi    dp2 =

-Q.


P н dt + P н dt =

Систему (6.68) можно свести к одному дифференциальному уравнению, для чего проинтегрируем последнее уравнение системы (6.68):

1    2

-p1(t ) +-p2 (t ) = W0 - Qt.

(6.69)


Рн 1    Рн 2    0

Постоянная интегрирования определится из начальных условий при t = 0

W0 = Wj + W2.    (6.70)

Таким образом, Wo — суммарные запасы газа.

Решим последнее уравнение системы (6.68) и уравнение (6.69) относительно dp2/dt и p(t). Тогда получим

dp; = | QpH Q dp1 dt "

Q

Q; dt


p; (t) =


(6.72)


Q;


p н    Q1

Q-(Q0 - Qt) -Q- MO.


Исключим из системы (6.68) p|(t) и заменой dp2/dt и P2(t) их значениями из (6.71) и (6.72) сведем задачу к одному дифференциальному уравнению, отображающему изменения давления в первом пласте:

;


Q[ ( dp

p2n V dt


dp1 ; Q1


Q1

+ a -pH


Q1


- pH^T(Qt -Q())p1(t) +


х


dt


Q


v Q


2


2


p2H

x pi (t) -Q^(Qt-Qo) + a;Q = 0.

(6.73)


Расчет заданного технологического режима будет производиться следующим образом. Реализация полученного дифференциального уравнения определит функцию P1 (t), т.е. изменение давления в первом пласте при заданном суммарном отборе. Затем подстановкой этой функции в соотношение (6.72) находят распределение давления во втором пласте и забойное давление рз((), которое необходимо поддерживать на скважине, чтобы обеспечить заданный отбор. Распределение дебитов по пластам определится из формулы (6.63).

Для упрощения полученного дифференциального уравнения (6.73) целесообразно ввести безразмерное время t и новые безразмерные давления, отнесенные к рн. Безразмерную независимую переменную времени можно представить в виде

(6.74)


X =


Qt -Q Q0


Безразмерные давления запишутся так:

p1 = p1 / pH ; p; = p ;/ pн ; p3 = p 3 / pH.    (6.75)

Тогда производная по времени


Ф1    °Рн dPl

“ТГ = ^--л~.    (6.76)

dt Q 0    dt

В этом случае уравнение (6.73) приводится к виду

Рр' - 2ур1t + ЛР2    = -X + t2,    (6.77)

где

Q,Q 2Q

Р = Q3 р2 1 + а2);

0 р н

Q1    Q 2 -Q2

У=0" ; h= Q 2 ;

00

а2 Q 2Q

Q 0рн

Здесь р' — дифференцирование по t. Начальные условия примут вид

р1 = 1 при t = -1.    (6.78)

Уравнение (6.77) сводится к    дифференциальному

уравнению первого порядка первой степени

РР! - 2Ур11 + Лр12 = -X + t2.    (6.79)

В случае л = 0 уравнение (6.79) сводится к обыкновенному дифференциальному уравнению

РР1 - 2ур1 t = -X +    t2.    (6.80)

Последнее уравнение легко решается в квадратурах. Случай, когда л = 0, соответствует равенству запасов газа в обоих пластах.

Покажем характер распределения    пластовых    давлений

р^), p2(t) и дебитов 41(f), 42(f), а также забойного давления на конкретных примерах при следующих исходных данных:    Qj

= 500 млн. м3, Q2 = 1000 млн. м3; а1 = 1 сут/тыс. м3; а2 = = 10 сут/тыс. м3; рн = 10,0 МПа; Q = 500 тыс. м3/сут.

Решение дифференциального уравнения (6.79) с учетом исходных данных и при задании начальных условий (6.78) выполнено численными методами. Результаты расчетов

приведены на рис. 6.4, 6.5 в виде графиков. Как показали расчеты, темпы снижения пластовых давлений в обоих пластах сильно отличаются. Первый пласт, обладающий лучшей продуктивной характеристикой и меньшими запасами газа, имеет высокий темп снижения пластового давления. Снижение забой

а    б

Р;>Р3> МПа    Р:> R , МПа

О    600    1200    t,    сут    0    2000    4000    Г,    сут

в    г

Pi> Р3 МПа    Pi    ^    у    МПа

О    1000    2000    30001, сут 0    1000    2000    t,    сут

д

p.t, рг , МПа

О    1000    2000    t,    сут

Рис. 6.4. Распределение давлений во времени при совместной разработке двух пластов при задании различных условий отбора:

а — режим постоянного отбора; б — режим постоянного забойного давления; в — режим постоянной депрессии на первый пласт; г — режим постоянного градиента давления на первый пласт; д — режим постоянной скорости фильтрации на забое первого пласта; 1 — изменение среднего пластового давления в первом пласте; 2 — то же, во втором; 3 — изменение забойного давления

Рис. 6.5. Распределение дебитов по пластам:

а — режим постоянного отбора; б — режим постоянного забойного давления; в — режим постоянной депрессии на первый пласт; г — режим постоянного градиента давления на первый пласт; д — режим постоянной скорости фильтрации на забое первого пласта; 1 — изменение отбора газа во времени для первого пласта; 2 — то же, для второго пласта

ного давления происходит параллельно снижению пластового давления первого    пласта, т.е. практически    с постоянной

депрессией для    первого пласта, которая начинает

увеличиваться к    концу его выработки.    Сравнительно

длительное время идет перераспределение по    пластам. Дебит

первого пласта от максимального значения со временем уменьшается и становится постоянным. Дебит второго пласта увеличивается и также достигает постоянного значения, но все время остается ниже дебита первого пласта.

6.5.2. РЕЖИМ ПОСТОЯННОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ

Режим постоянного забойного давления обычно применяется для газоконденсатных скважин, когда снижение забойного давления нежелательно из-за выпадения конденсата. В этом случае условие, отображающее эксплуатацию скважины на заданном технологическом режиме, можно записать так:

рз = const.    (6.81)

Тогда система (6.60), состоящая из n уравнений, определяет такое же число неизвестных функций. Для двух пластов будем иметь систему, состоящую из двух уравнений:

Q1dp1    2(t) +2 0

-    a1p7dT- p-(t)+p3=0;

(6.82)


-    a; —^Tp2 - p; (t) + p3 = 0'

2 pH dt

Как видно из этих уравнений, распределение давления в каждом пласте не зависит от параметров и запасов в других пластах. Связь между ними осуществляется только через рз. Поэтому каждое из этих уравнений можно решать независимо друг от друга.

Чтобы определить характер распределения давления в каждом работающем пласте при данном технологическом режиме, необходимо разбить интервал давлений от начального до конечного на определенные участки и для каждого участка определить время, за которое давление упадет на заданную величину. Далее строится зависимость р = f(t) и определяется характер распределения давления по пластам. В качестве примера на рис. 6.4 и 6.5 приведены графики распределения давления и дебитов при совместной работе двух пластов. Расчет производится при тех же исходных данных, что и в первом примере. Постоянное забойное давление в рассматриваемом примере при этом равно 3,0 МПа.

Из графиков видно, что текущие пластовые давления в каждый момент времени существенно отличаются. Для первого пласта, который имеет более высокую продуктивность и меньшие запасы, уже за сравнительно небольшой промежуток времени пластовое давление достигает забойного давления и пласт отключается. В то же время второй пласт продолжает работать длительное время.

6.5.3. РЕЖИМ ПОСТОЯННОГО ДАВЛЕНИЯ НА ГОЛОВКЕ СКВАЖИНЫ

Режим постоянного давления на головке скважины обычно применяется в период доразработки месторождения, когда отбор по скважинам заметно снижается, а в газопроводе необходимо поддерживать минимальное давление, чтобы обеспечить подачу газа потребителю. В этот период эксплуатация скважин, как правило, осуществляется без штуцера.

Зависимость между забойным давлением многопластовой скважины и давлением на головке имеет вид

2

р32а ) = рг2в25

(6.83)


i=1

где

pL    1,33 -10-2 ITVCe25 -1)

s = 0,03415-Tz; е =-D-;

l — коэффициент сопротивления в трубах; Т — средняя температура между забоем и устьем; z — средний коэффициент сверхсжимаемости; D — диаметр трубы; p — относительная плотность газа; L — глубина скважины.

Выразив дебит г —го горизонта в формуле (6.83) через производную, получим дифференциальное уравнение, отображающее условие эксплуатации скважин:

i=1 Рн dt

Таким образом, система (6.63) с учетом уравнения (6.84) определяет n + 1 неизвестных функций.

Для двух пластов предстоит реализовать систему дифференциальных уравнений из трех уравнений:

- М - Pi2 + р3 = °;

- Р2Р2 - р2 + Р2 = 0;    f (6.85)

Л1Р12 + h2p22 + 2mp;p2 - p3 + k = 0,

где

w2    w2

h1 = e—; h2 = e—

1 pL 2 pL

W1W2

pL


,    2    2s

; k = p e .


m = •


г


Остальные обозначения прежние.

В большинстве случаев режим постоянного давления на головке скважины применяется в период доразработки месторождения, когда дебиты незначительны. Тогда при эксплуатации такой скважины сопротивление в трубах будет мало и потерями давления от трения вполне можно пренебречь. При этом расчет распределения пластовых давлений осуществляется как и для случая с постоянным забойным давлением.

В целом забойное давление не будет оставаться постоянным. Оно будет снижаться, приближаясь к своей асимптоте ргея.

Характер распределения пластовых давлений и дебитов по пластам аналогичен режиму при постоянном забойном давлении.

6.5.4. РЕЖИМ ПОСТОЯННОЙ ДЕПРЕССИИ НА ОДИН ИЗ ПЛАСТОВ

Будем полагать, что ограничениям подлежит только один пласт, который необходимо эксплуатировать при постоянной

депрессии. Эксплуатация других пластов не подлежит ограничениям. Условие эксплуатации скважины запишется в виде

pi (t ) - p3 (t ) = Ap = const.    (6.86)

Решение системы (6.63) с учетом условия (6.86) определит характер распределения пластовых давлений и дебитов по каждому пласту.

Для двух пластов задача сводится к системе дифференциальных уравнений

- b1pi - mp1 + 1 = 0;

- b2p2 - p2 + m2 - 2mp1 + p; = 0.    (6.87)

Здесь m = Ap. Остальные коэффициенты прежние.

Первое уравнение системы (6.87) может быть решено в квадратурах аналогично уравнениям, характеризующим режим эксплуатации скважины с постоянным забойным давлением. Второе уравнение системы в сочетании с первым решается численными методами.

Изображенные кривые (см. рис. 6.4, 6.5) характеризуют распределение пластовых давлений и дебитов при заданных условиях их работы. Расчет произведен при тех же исходных данных, что и в предыдущих примерах. Депрессия на первый пласт была задана (0,5 МПа). Как видно из графиков, темпы снижения пластовых давлений по пластам отличаются между собой в широких пределах. Дебит первого пласта со временем снижается, второго — сначала увеличивается, затем идет постепенное снижение.

6.5.5. О ПРИОБЩЕНИИ ГАЗОНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ ДЛЯ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКИ

Проведенные исследования совместной работы двух пластов, имеющих различные эксплуатационные характеристики и запасы газа и объединенных в один эксплуатационный объект, показали, что при задании на группу в целом или на один из пластов условий, ограничивающих их эксплуатацию, пластовые давления, как правило, в процессе разработки разные. В результате чрезмерной разности пластовых давлений могут возникнуть различные осложнения при эксплуатации этих пластов, что приведет в конечном счете к преждевременному выводу скважин из строя и потерям в отдельных горизонтах значительных запасов газа.

Как показали расчеты, примерное равенство пластовых давлений в каждом из совместно работающих горизонтов достигается в том случае, если соблюдается равенство

Q    а

—, (6.88)

Qnp    -осн

где Qqch — запасы газа в основном горизонте, за который обычно принимается пласт с наибольшими запасами; Q^ — запасы газа в приобщенном горизонте; аосн, апр — коэффициент фильтрации соответственно основного и приобщенного горизонтов.

В этом случае объединенные пласты для совместной разработки можно рассматривать как один эксплуатационный объект. Гидродинамические расчеты по совместной разработке таких пластов могут быть осуществлены, как и для единой залежи, с учетом тех или иных условий, ограничивающих эксплуатацию скважин. Если объединенные пласты для совместной разработки имеют различные условия, ограничивающие их эксплуатацию, то для каждого случая производится отдельный расчет с учетом совместной работы всех пластов. После этого задаются те забойные давления, а следовательно, и суммарные отборы, которые получены для более худших условий эксплуатации скважин.

Когда условие (6.88) не выполняется, объединение горизонтов в один эксплуатационный объект нецелесообразно. Здесь должен ставиться вопрос не об объединении этих горизонтов в один эксплуатационный объект, а о приобщении к основному горизонту того или иного пласта с независимой системой контроля и регулирования процесса разработки. Гидродинамические расчеты совместной работы пластов, имеющих различные геолого — промысловые характеристики, должны исходить из задания функции p;(f) по каждому горизонту. При расчете работы пластов по газовому режиму, очевидно, следует исходить из того, чтобы в процессе эксплуатации давление в пластах оставалось одинаковым, т.е. соблюдалось равенство

p/(f) = p2(f) = ... = pn(f).    (6.89)

Для соблюдения условия (6.89) необходимо суммарный отбор газа, приходящийся на группу, распределить по отдельным пластам пропорционально их начальным запасам.

В случае проявления упруговодонапорного режима необходимо, чтобы пластовые давления были также примерно равны. Кроме того, следует учитывать продвижение газоводяных контактов в совместно разрабатываемых горизонтах, чтобы избежать преждевременного обводнения скважин.

Задаваясь функцией p(t), а следовательно, и отбором газа по каждому горизонту, определяют число скважин, которое необходимо для того, чтобы обеспечить заданный отбор по каждому пласту с учетом условий, ограничивающих их эксплуатацию.

Далее рассматривается вопрос приобщения различных горизонтов для совместной разработки. При этом возможны следующие случаи.

1.    Определенное число скважин с учетом условий ограничения их эксплуатации по всем горизонтам одинаково. Это будет соответствовать условию (6.88). При этом группа совместно разрабатываемых пластов рассматривается как один эксплуатационный объект с единой системой контроля и регулирования процесса разработки.

2.    Необходимое число скважин на основной горизонт больше, чем на приобщенный. Тогда приобщение горизонтов для совместной разработки следует производить не во всех скважинах, которые требуются для разработки пластов, подлежащих приобщению, а лишь в некоторой их части, так как часть их потребуется для контроля и регулирования процесса разработки приобщенных горизонтов. Оставшееся число скважин из основного горизонта используется также для регулирования и контроля за разработкой этого объекта.

3.    Потребное число скважин на основной объект меньше, чем на приобщенные горизонты. В этом случае приобщение горизонтов для совместной их эксплуатации следует производить не во всех скважинах, пробуренных на основной горизонт, а только в некоторых, с таким расчетом, чтобы оставшееся число скважин можно было использовать для регулирования и контроля за процессом разработки основного горизонта. При этом на горизонты, подлежащие приобщению, бурят недостающее число скважин, которые также могут быть использованы для контроля разработки приобщенных горизонтов.

Преимущество описанной методики проектирования разработки многопластовых газовых месторождений состоит в том, что она допускает совместную эксплуатацию

газоносных    горизонтов,    имеющих    различные

эксплуатационные характеристики и запасы газа с различными условиями, ограничивающими эксплуатацию скважин. При этом значительно упрощаются гидродинамические расчеты, связанные с проектированием разработки    многопластовых    месторождений.

Технологический режим в процессе эксплуатации может назначаться для каждой многопластовой скважины в отдельности. Зная текущее распределение пластовых давлений в каждом совместно разрабатываемом пласте, нетрудно при известных параметрах аг-, <Экрг- и Ьг определить дебит каждого горизонта, что очень важно для проведения анализа и регулирования процесса разработки совместно разрабатываемых горизонтов.

На основании выполненных расчетов можно дать рекомендации, при каких условиях объединение нескольких продуктивных горизонтов в один эксплуатационный объект является целесообразным, а также разработать рекомендации по проектированию совместной разработки группы газоносных пластов, имеющих различные эксплуатационные характеристики и запасы газа. Предложенная система разработки группы газоносных пластов обеспечивает регулирование и контроль разработки каждого горизонта в отдельности.

6.6. ПРИБЛИЖЕННЫЙ МЕТОД РАСЧЕТА РАБОТЫ НЕРАВНОМЕРНОЙ СИСТЕМЫ СКВАЖИН

Для того чтобы рассчитать изменение во времени давления, дебиты скважин и их число, необходимо иметь уравнение материального баланса, уравнение притока (1.2) или (1.7) и уравнение, связывающее рпл и рк, где рпл — пластовое давление; рк — давление на контуре пласта. Кроме того, необходимо связать рср в залежи с давлением на контуре рк. Для этого используем прием, предложенный Г.А. Зотовым [16], довольно хорошо зарекомендовавший себя при решении таких задач. Предлагается принять:

(pL )ер» (pер)2,    (6.90)

где

(рПл K = WJ рПл (W )dW

Pcp = “j Рпл (W)dW

(6.91)

(6.92)


Задача сводится к нахождению зависимости между давлением на контуре (или в любой фиксированной точке) и давлением в любой точке, т.е. к нахождению поля давления в пласте. Для решения этой задачи наиболее подходящим методом является метод, предложенный в работах [17, 18]. Сущность его заключается в том, что отбор из пласта равномерно распределяется по всей дренажной зоне, как будто он происходит не через отдельные стоки, а из каждого элементарного объема пласта.

При таком подходе основное дифференциальное уравнение фильтрации газа будет иметь вид

dP2

a(e)


а?

dt


1 а


f(e)


+ Q(e) = 0.


(6.93)


f(e) a(e)


В формуле параметры:

Р

P =—; e


v

t; V= —; v0


t =


2mme


н


0


(6.93) приняты следующие безразмерные

кРн


e F(e)

=er; f(e)=-ft


2mpaT TMeK _    _ dN

Q(e) =    к    Q(e), Q(e) = —.

(6.94)


kPH Tct v0

dV


В случае если отбор газа по площади равномерный, то

Q(e) = N / V = const и Q(e) = Q* / V,

где

Q* = 2mPaT ХХ N

(6.95)


Q =    1    2 f-n    N.

kPH Tct v0

В безразмерных параметрах (6.94) обозначено:    р

давление; рн — начальное давление; e — координата одномерного движения; eR — координата границы пласта; F(e)

—    площадь фильтрации; Fo — зафиксированная площадь; к — проницаемость; m — пористость; m — вязкость; t — время; рат

—    атмосферное давление; Тпл — пластовая температура; Тст

—    стандартная температура, равная    293 К;    V —

геометрический объем пласта; N — суммарный объемный отбор газа из месторождения при рат и Тст; Vo = FoeR.

Уравнение материального баланса в данном случае записывается так:

t

1 - J Q*dt    (6.96)

Pcp =


CP

0

или в случае постоянства отбора с месторождения во времени

Pcp = 1 - Q*t.    (6.97)

При этом в формулах (6.96) и (6.97)

V(t)

Q* = J Q(V)dV.    (6.98)

0

При равномерном размещении отбора по площади из (6.98) получим:

Q* = QV.    (6.99)

В (6.96) и (6.97) рср рассчитывают по формуле

1    V(1)

Pcp = Vr) Jp(V)dV.    (6.100)

Решение уравнения (6.93) дает нам искомое распределение давления в пласте. Это решение было получено в работе [18]

для граничных условий: при е = 0 и Q = 1^— = 0 и при е = 1

96

р = рк, V = V(l).

Полученное решение имеет вид:

*

p2 - p2 = [у(е) -y(i)] - ^^[у(е)-y(i)],    (6.101)

пл

где

е

У(е) = j T(eyd(e);    (6.102)

0

e    V

s(e) = j Q(e )f(e )de = j Q(v)dv;    (6.103)

00

e

/ ч r v(e) ,, 4 j(e) = J feyd (e).    (6.104)

0

Таким образом, с помощью формул (1.2), (1.7), (6.90) (6.96), (6.100) и (6.101) можно решить самые разнообразные задачи из практики разработки. Остановимся    только    на двух

основных задачах.

6.6.1. РАСЧЕТ ЧИСЛА СКВАЖИН И ИХ РАЗМЕЩЕНИЕ

Сложность здесь заключается в том, что из-за недостатка данных точно рассчитать дебит проектной скважины невозможно. Поэтому приходится идти на некоторые упрощения. Вначале на месторождении выделяют зоны более или менее одинаковых продуктивных характеристик, таких, где можно ожидать примерно одинаковые дебиты скважин. Деление на зоны может быть проведено и по любому другому принципу. Например, очень часто скважины стараются ставить в "сухих” зонах пласта из-за опасности подтягивания языков обводнения. После того как зоны равных дебитов установлены, делят заданный суммарный отбор Q* по этим зонам. Причем в каждой из этих зон отбор считают равномерно распределенным.

Рассмотрим наиболее простой случай двух зон с разной продуктивной характеристикой.    Последовательность

операций в данном случае выглядит так. По известным принципам вначале устанавливают общий отбор с месторождения, начальные рабочие дебиты, технологический режим, коэффициенты а и фкр для каждой зоны, средние характеристики каждой зоны:    пористость, проницаемость,

геометрию. По известному отбору строят зависимость добытого количества газа от времени. Далее выбирают определенный период времени, допустим, один год. По графику зависимости суммарной добычи от времени определяют суммарную добычу на конец года и по формуле (6.96) или (6.97) определяют рср. Зная рср, по формуле (6.100) определяют значение рк на эту дату. Далее приступают к распределению отборов по зонам. Это распределение можно проводить исходя из разных принципов.

6.6.2. РАСЧЕТ ИЗМЕНЕНИЯ ВО ВРЕМЕНИ ДЕБИТОВ И ДАВЛЕНИЙ ПРИ ПОСТОЯННОМ ЧИСЛЕ СКВАЖИН

Эта задача встречается на последней стадии разработки месторождения, на так называемой стадии "падающей добычи”. Но она также имеет большое и принципиальное значение.

В этом случае число скважин остается постоянным, распределение дебитов по площади нам известно, но неизвестен характер изменения во времени суммарного отбора с месторождения, это искомая величина. Поэтому эту задачу приходится решать приближенно путем аппроксимации кривой изменения отбора во времени кусочно-постоянной (сту-пенчатой) функцией. Тогда расчет сводится к следующему. Начальный отбор N1 считают постоянным на некоторый промежуток времени, например год. Тогда определяют по формуле (6.97) рср на конец этого года. Далее по формуле (6.100) определяют рк. Для того чтобы определить по формуле (6.101) распределение давлений, необходимо знать распределение дебитов. Здесь возможны два случая. Строят карту размещения по площади начальных рабочих дебитов, по которой выводят функциональную зависимость распределения дебитов по координате, т.е. Q(x). В том случае, если такую зависимость установить нельзя, то опять все месторождение разбивают на зоны, по каждой из которых отбор считают равномерным.

После этого по формуле (6.101) определяют распределение пластовых давлений. Далее, либо по местонахождению скважины на эпюре распределения пластовых давлений, либо считая для скважины пластовым давлением средневзвешенное в данной зоне давление, рассчитывают по формулам (1.2) или (1.7) рабочий дебит скважины на конец года. По этим дебитам определяют новый (меньший) суммарный отбор и новое распределение дебитов. Эту точку принимают за нулевую и расчет повторяют. Так рассчитывают весь период разработки месторождения.

6.7. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ

СКВАЖИН

В связи с вводом в разработку газовых месторождений Западной Сибири в условиях криолитозоны и освоением месторождений с низкой проницаемостью Ю.П. Коротаев в 1964 г. вводит понятие и методику расчета температурного технологического режима при проектировании разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений [19].    В    последующем    были    исследованы

газотермодинамические режимы при различных условиях работы скважин [20].    В частности, для обеспечения

безгидратной эксплуатации скважин.

Как известно, природный газ как энергоноситель обладает огромным химическим энергетическим потенциалом. При разработке месторождений целесообразно учитывать и физический энергетический потенциал скважины и залежи в целом. Предлагается в качестве физического энергетического потенциала залежи считать произведение извлекаемых запасов газа на пластовое давление, а в качестве физической энергетической мощности скважины произведение рабочего дебита на депрессию.

Рассмотрение работы пласта и скважин с учетом их физических энергетических характеристик позволит осуществлять энергосбережение на всем пути движения газа от пласта до потребителя и более четко учитывать непроизводительные потери давления. Ставится задача рационального использования избыточного давления, имеющегося в начальный период разработки месторождения.

Несмотря на то что химический потенциал природного газа значительно выше физического энергетического потенциала, но учитывая, что уже сегодня газ в топливноэнергетическом балансе России превысил 50 % и его доля будет непременно возрастать в будущем, то разработка методов расчета ТРЭС, учитывающих рациональное использование всего энергетического потенциала природного газа является актуальной задачей.

Другим важным аспектом являются термодинамические и технологические режимы, которые служат основой для проектирования    разработки    газоконденсатных

месторождений, при которых проводятся расчеты выпадения конденсата в пласте, изменения состава компонентов в процессе разработки.

В этом случае подход с рассмотрением энергетических и химических характеристик и потенциала природного газа представляется весьма целесообразным при расчетах проектирования комплексной разработки газоконденсатных месторождений, рассматривая и оптимизируя в виде единого целого добычу и переработку газа. При этом основная особенность состоит в обеспечении надежных условий работы газоперерабатывающего завода при переменных в процессе разработки объемах добычи конденсата и отдельных компонентов.

Обычно при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений проводятся расчеты только гидродинамических технологических режимов работы скважин, состоящие в определении изменения во времени пластового Рпл(?), забойного рз((), устьевого Ру(^ давлений и дебита газа Q(t) при условии постоянства градиента, депрессии, давления или дебита.

Температурный технологический режим работы пласта, ствола и наземных сооружений и характер его изменения в процессе разработки, по существу, имеет не менее важное значение для правильной эксплуатации месторождения, так как процессы образования гидратов, выделения конденсата и отделения воды обусловлены температурным режимом. При этом для правильного выбора эксплуатационного оборудования и сооружений недостаточно знаний температурного режима в данный, например, начальный период, а важно знать характер его изменения на всем пути движения газа пласт — газопровод в процессе разработки месторождения [19].

Таким образом, расчет температурного технологического режима сводится к нахождению изменения во времени в процессе разработки температуры в пласте Тпл(^, на забое Ta(f), на устье Ту(^, в газопроводе Тг(?), штуцерах, сепараторах, теплообменниках и других сооружениях.

В общем случае Тпл(^ будет уменьшаться вследствие расширения газа в процессе разработки. Как показывают расчеты [21], при снижении давления в пласте от 200 до 0,1 МПа пластовая температура изменится всего на 2 °С. Поэтому при расчетах температурного режима без существенной ошибки можно принять T^Jf)    = Тплнач =

const. Пластовую температуру можно приближенно оценивать по геотермическому градиенту.

Для дальнейших расчетов воспользуемся методом последовательной смены стационарных состояний. Зная закон изменения во времени рпл№ и p3(t) и величину rnA(f), температуру на забое определяем по формуле

T3(t) = TnA(t) - [Рпл№ - Рз(t)]e(t),    (6.105)

где e(t)    — коэффициент Джоуля-Томсона находится по

энтальпийным диаграммам для данной относительной плотности газа и известных рпл(^ и рз(^.

Зная величины рпл(^, p3(t), Tпл(t) и T^t), можем найти количество конденсата и воды, которое выделяется в пласте и на забое в процессе разработки, исходя из известных изотерм конденсации и графиков влагосодержания при различных р и T. Далее, определив количество жидкости, которое будет оставаться неподвижной в пласте, исходя из данных фазовой проницаемости, найдем изменение дебита воды и конденсата, поступающих из пласта в процессе разработки месторождения.

Температуру газа на устье скважины Ту(^ для каждого момента времени t, которому соответствуют рз(^, Ру(?) и Q(t), находим по формуле

Ту^) = TnA(t) + T(t) — TnA(f)]e-'j(t>L — wL + p3(t ) - pv (t)e


(1 - e j(t )L), (6.106)


L


Kpdp    L p

где j =    ,    .—; S = 0,03415~-; w - геотермический

Q(t)cp    Vcp

градиент; L - глубина скважины; K - коэффициент теплопередачи; d - диаметр ствола скважины; Ср - весовая теплоемкость газа при постоянном давлении; р -относительная плотность газа; p - плотность газа;


Tv (t) + T3 (t)

*cp    2

T и    pv (t ) + pv (t)eS

и pcp =-2-¦

Изменение средней температуры в стволе скважины в процессе разработки находим по формуле


1

+


w - S-


j(t)


Tc = —-3—; гср - коэффициент сверхсжимаемости при


T (t) - T (t) L wL

TCp (t) = TnjI (t) + 3 jL дд (1 _ e_jL) - — +

1


(jL + e-jL - 1).    (6.107)


j 2L


Рз (t) - Py (t)es

w-e-l-


Если средняя температура в стволе скважины, определенная по формуле (6.107), отличается от Тср, принятой для расчета Ру(?), то значение Ру(^ следует уточнить.

Надо отметить, что часто при расчетах пластовых давлений по барометрической формуле за устьевую температуру принимают: определенную по геотермическому градиенту на уровне нейтрального слоя, т.е. среднегодовую для данного района, или максимальную на устье, полученную при исследовании скважин.

Если скважина перед измерением статического давления простаивала несколько месяцев, то за устьевую температуру следует брать среднегодовую для данного района. Если же измерения давления проводятся непосредственно после длительной эксплуатации, то в качестве устьевой следует принимать температуру на устье, получаемую при эксплуатации. При измерении статического давления после краткого периода работы скважины, например при исследовании, необходимо устьевую температуру брать с учетом периода исследований и, как правило, при исследовании в течение нескольких часов в качестве устьевой температуры следует принимать температуру на устье, полученную при наименьшем повторном режиме.

Характер изменения температуры газа в коллекторе или газопроводе определим по формуле

Tr (t ) = T + [Ty (t ) - T ]e-j(t)Ll - e Py L)    (^(1 - e-j(t )Ll),    (6Л08)

Lj(t)

где Тгр — температура грунта; L1 — длина коллектора; P1(t) — давление в конце коллектора.

При расчетах по формуле (6.108) необходимо учитывать, что Тгр будет зависеть от сезонных колебаний температуры, а для длинных магистральных газопроводов будет переменной на различных участках в один и тот же период времени.

Зная величины ру(t) и Tу(f) по изотермам конденсации и графикам влагосодержания, определяем количество конденсата и воды, которое будет выделяться в стволе скважины и газопроводе в процессе разработки месторождения. Таким образом можем определить изменение дебитов конденсата и воды в процессе разработки месторождения на выходе газа из коллектора.

Кроме того, определив закон изменения p(t) и T(t), далее можем найти условия и место образования гидратов и характер их изменения в процессе разработки по стволу скважины и газопроводу.

Если в конце коллектора установлен штуцер, то характер изменения температуры после штуцера определим по формуле

T,(t) = ВД - [Р1 (t) - Р2 (t)]e(t),    (6.109)

где p2(t) — давление после штуцера.

Обычно в течение длительного периода времени соблюдается p2(t) = const, и со временем температура T2(t) будет приближаться к величине Tj(t).

Аналогично, зная закон изменения Tj( t) и pj (t) по известным формулам для теплообменных аппаратов и формуле (6.109), рассчитываем эффективность работы низкотемпературной сепарации во времени и необходимость увеличения поверхности теплообменников по мере снижения давления и период перехода на применение холодильных машин и других аппаратов. Подобным же образом, исходя из формулы (6.108), находим изменение распределения температуры в процессе разработки по газосборным сетям иной конфигурации, чем прямолинейный коллектор. При расчете температурного режима магистрального газопровода в формуле (6.108), начиная с определенного периода времени, должно быть учтено повышение температуры T^t) при установке компрессорной станции и соответственно рассчитано изменение температурного режима работы.

Комплексное рассмотрение гидродинамического и термодинамического технологических режимов работы скважин и наземных сооружений в течение всего или основного периода разработки газового или газоконденсатного месторождения позволит правильно выбирать эксплуатационные колонны и НКТ, коллекторы и другие наземные сооружения, определять для каждого периода разработки наиболее оптимальные конструкции и своевременно заменять устаревшее оборудование, которое было эффективным для одного периода и не обеспечивает условия нормальной эксплуатации для другого.

6.8. РЕЖИМ “БЕЗГИДРАТНОЙ” ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В РАЙОНАХ МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЫ

В связи с эксплуатацией группы крупных месторождений на севере Тюменской области при их разработке потребовался учет специфических условий распространения многолетней мерзлоты. Эти условия требуют нового подхода к решению ряда проблем разработки, добычи и транспорта газа.

Одной из главных проблем, без решения которой невозможно обеспечить добычу газа, является борьба с гидратообразованием и растеплением и замерзанием пород в скважинах.

В районах северной мерзлотной зоны, где расположены такие месторождения, как Ново-Портовское, Тазовское, Заполярное, развита преимущественно монолитная толща многолетней мерзлоты мощностью около 300 — 400 м. Среднегодовая температура многолетнемерзлых пород изменяется в пределах минус 1—5 °С.

В районах северной подзоны центральной зоны (Уренгойское и Губкинское месторождения) развита в основном двухслойная мерзлота. Ориентировочно мощность многолетней мерзлоты в районе р. Пур равна 200 — 250 м.

Ввиду того, что температуры пород на глубинах 200 — 300 м от дневной поверхности оказываются ниже равновесной температуры гидратообразования, при малых дебитах газа возможно образование пробок.

Надо отметить, что мерзлотно — геологические условия территории газовых месторождений различны. Учитывая указанное обстоятельство, необходимо, чтобы все расчеты базировались на данных непосредственных измерений в скважинах.

Поскольку тепловой режим скважин существенно зависит от их дебита, в ряде случаев можно определить такие предельные дебиты, выше которых будет обеспечен "безгидратный" режим эксплуатации месторождения без подачи ингибитора гидратообразования на забой скважины.

Для выяснения условий гидратообразования в стволе газовых скважин и обоснованного выбора технологического оборудования промысловых сооружений необходимо выполнить расчеты тепловых режимов скважин в течение основного периода разработки. Эти расчеты позволят определить пределы изменения допускаемых дебитов газовых скважин, при которых исключается гидратообразование.

Если к моменту составления проекта разработки месторождения отсутствуют достоверные данные, необходимые для тепловых расчетов (геотермический градиент и теплофизические свойства пород), то выполняют прогнозные расчеты, которые корректируют после получения необходимых данных.

Расчеты стационарных тепловых режимов скважин проводились для системы уравнений, описывающей стационарное неизотермическое течение реального газа [23]:

dp T p

~^ =    + b2^F:

dX 1 p 2 T dT dp dX = a1dXa2 + a^ - Г (x> -T)

(6.110)


при начальных условиях:

x = 0; p = рз; Т = Тз,

где

1G2zR

b1 = 2gf 2D :

1

b2 - ж:

a1 = e/cp

a2 = 1/cp;

К.П.Д.

ap — давление; Т — температура; e — коэффициент Джоуля — Томсона;    G — массовый    дебит; D, f    — диаметр и площадь

сечения    скважин    соответственно;    Ср — изобарная

теплоемкость газа;    R    — газовая    постоянная, Г(Х)    —

геотермический градиент; К — коэффициент теплопередачи от газа    в породу;    1    — коэффициент гидравлического

сопротивления;    z    — средний коэффициент

сверхсжимаемости.

На рис. 6.6 приведены кривые изменения температуры газа вдоль ствола скважины при различных значениях К на 1,

2, 4, 6, 8 и 10-й годы разработки месторождения. Здесь же построены равновесные кривые гидратообразования. Выше этих точек термодинамические условия таковы, что возможно образование гидратов.

а    б    в

Я, м


где


Рис. 6.6. Изменение температуры по глубине скважин при различных значениях коэффициента теплопередачи (Q = 700 тыс. м3/сут):

1 - К = 0; 2 - К = 5; 3 - К = 10; 4 - К = 15; 5 - К = 20; 6 - К = = 50 ккал/(м2-ч-град); 7 - геотермический градиент; 8 - равновесная температура гидратообразования; а, б, в, г, д, е - годы разработки соответственно 1, 2, 4, 6, 8, 10-й


Следует отметить, что все реально возможные температурные кривые T(X) находятся в поле, ограниченном кривыми К = 0 и К = 50 ккал/(м2-ч-град).

Наибольшая опасность гидратообразования имеется, таким образом, в первые два года эксплуатации скважин.

Как показали расчеты, на высоту зоны гидратообразования существенное влияние оказывает геотермический градиент Г(Х). На рис. 6.7 показаны кривые изменения температуры газа вдоль ствола скважины при Г = const (кривая 1) и Г = Г(Х) (кривая 2).

Здесь же даны кривые    распределения    температур

естественного поля земли    (кривые 3    и    4) и

гидратообразования (кривая 5).

Как видно (см. рис. 6.7) для случая, когда геотермический градиент зависит от Х (кривая 3), зона гидратообразования будет больше примерно на 150 м.

Распределение температур    и давлений    вдоль    ствола

скважин имеет вид [25]

т = T* + (T3 - T*) exp(-азХ) - Г (X ) - mexp(Xp2) х х [erf (рзЛ/Х) - erf(pVX)];

(6.111)


bjT2


2b2X

T


2b2X

T


2 2 p = p exp


, (6.112)


1 - exp I -


2


b


где

a1 v p

m=


аз

Ci;

10    0    10    Ty    °C

Рис.    6.7.    Сравнение


распределения    температуры

вдоль ствола скважины при различных геотермических градиентах

Рис. 6.8. Изменение температуры по стволу скважины при различных дебитах (К = 10 ккал/(м2-ч-град)): 1—5 — соответствуют Q = =    700,    500,    300,    100,

10 тыс. м3/сут;    6    —

Я, м



геотермический градиент; 7—12    — равновесные

кривые

гидратообразования соответственно в 1, 2, 4, 6, 8 и    10-й годы

разработки месторождения

2Р 3 b2 T

+ 2b1T ;


Ci


* a2 Г T3 + Ty

T* = т --L +—: t = —-y

2


a3    a3

остальные обозначения даны выше.

Для определения допустимых (с точки зрения исключения гидратообразования) дебитов газовых скважин Губкинского месторождения на различные моменты его разработки проведены расчеты проектной скважины при вариации дебитов (10 — 700)103 м3/сут.

Результаты расчетов приведены на рис. 6.8. С увеличением дебита депрессия температуры вдоль ствола скважины уменьшается. Но в связи с падением давления в процессе разработки месторождения возможно снижать дебиты до некоторых значений без гидратообразования. Для определения пределов изменения допустимых дебитов скважин исследована зависимость температуры на устье от дебита скважины. Точки пересечения кривых гидратообразования на каждый год разработки и устьевой температуры определяют минимально возможные дебиты скважин, при которых исключается гидратообразование.

На рис. 6.9 дана кривая зависимости минимально допустимых дебитов в период разработки месторождения (кри-вая 1). Здесь же нанесена прямая 2, соответствующая выбранному проектному дебиту скважин. Вправо от точки А выше кривой 1 гидратообразование исключается, влево от

Рис.    6.9.    Изменение

допустимого дебита скважин, при котором исключается гидратообразование    в


800


процессе    разработки

месторождения:

600


1    -    линия    допустимых

дебитов; 2    -    проектный

дебит; 3, 4 - зоны гидра

тов

400


200

1    23456789    t,    годы

точки А дебиты выше проектных, поэтому будет гидрато-образование.

Таким образом, выбранный рабочий дебит проектной скважины обеспечивает безгидратный режим скважин только во второй и следующие годы разработки Губкинского месторождения; в первые два года необходимо, чтобы дебиты скважин были порядка 1 млн. м3/сут. Эти данные справедливы для условий нормальной эксплуатации скважин, т.е. без их остановок. Если учесть прогрев пород вокруг скважины в процессе эксплуатации, например взять коэффициент теплопередачи по формуле И.А. Чарного [26], то можно убедиться, что с течением времени депрессия температур вдоль ствола скважины уменьшается (рис. 6.10), т.е. условия гидратообразования становятся менее жесткими. Следовательно, рассчитанные выше дебиты скважин имеют некоторый запас, связанный с недостоверностью исходной

Н, м

1 2    34    5


600

400

200


Рис.    6.10.    Изменение

температуры газа по стволу скважины при различном


1 - 24; 2 - 120; 3 - 240; 4 -720; 5 - 2000


времени работы, ч:


информации.

В связи с сооружением газовых скважин в криолитозоне необходимо определить максимально возможные дебиты, при которых обеспечивается режим их "безгидратной" эксплуатации. При малых и очень больших дебитах скважины температура газа может стать ниже равновесной температуры гидратообразования. Таким образом, существует диапазон допустимых дебитов скважины, при которых не происходит гидратообразование.

Чтобы определить указанный диапазон, следует решить совместно уравнения для распределения температуры газа на устье скважин и гидратообразования [27]. Формулы для расчета теплового режима скважины имеют вид (6.111) и (6.112).

В качестве контрольной точки выбираем устье скважины, т.е. будем предполагать, что режим "безгидратной" эксплуатации обеспечивается, если Ту > Тгидр, где Тгидр(0) — равновесная температура гидратообразования.

Температуру газа на устье скважины определим из уравнения (6.111), допустив, что Х = Н, т.е. на глубине скважины:

Ty = T* + (T3 - T*)exp(-a3H) - ГН - mexp(Xp2y) х

х [erf(p3VX) - erf(p уд/X)],    (6.113)

где ру находят из уравнения (6.112) при Х = Н.

Значение дебита, при котором Ту достигает максимума (0Опт), можно определить из уравнения дТу/дО = 0. Нетрудно убедиться, что дифференцирование обеих частей уравнения (6.113) по Q приводит к сложному трансцендентному уравнению, решение которого можно получить только графически или подбором.

Для наглядности целесообразно построить кривые Ту =    =

/1(0) и Тгидр = /2(0) и найти точки их пересечения, а также максимум функции /1(0), т.е. оптимальное значение дебита, при котором Ту достигает максимума.

С увеличением дебита теплообмен газа с породой возрастет. Температура газа на устье скважины также повышается до некоторой предельной величины. С дальнейшим ростом дебита потери напора увеличиваются настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля — Томсона превалирует над теплообменом и температура газа снижается. При значительных дебитах скважин необходимо учитывать дроссель-эффект.

Точность указанных расчетов в значительной степени зависит от достоверности принятых значений коэффициента теплопередачи и геотермического градиента. Для проведения прогнозных расчетов следует использовать значения К, полученные обработкой данных натурных исследований скважин.

6.9. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В ГАЗОГИДРАТНЫХ ЗАЛЕЖАХ

При испытании скважин ряда месторождений на приток наблюдалось образование гидратов не только в стволах скважин, но и непосредственно в призабойной зоне пласта.

Анализ результатов испытания газовых скважин Мессояхского месторождения показал, что нормальную работу скважин с устойчивым дебитом можно обеспечить лишь на тех режимах испытания, на которых призабойная температура газа (т.е. температура его сразу за пределами перфорированной части обсадной колонны) будет не ниже соответствующей данному режиму равновесной температуры гидратообразования. Вполне закономерно, что соблюдение этого условия явится также предпосылкой для длительной и устойчивой работы эксплуатируемой скважины без образования гидратов в призабойной зоне пласта, хотя при этом и не исключается ввод в скважину ингибитора для борьбы с гидратами в ее стволе.

Режим работы скважины, при котором призабойная температура газа должна быть выше равновесной температуры гидратообразования, назовем режимом безгидратной работы пласта. Далее излагается способ его расчета с определением максимально допустимых дебитов, предельных пластовых депрессий и забойных давлений данного режима.

Расчет может быть использован при проектировании разработок месторождений Крайнего Севера и определении технологических условий работы газовых скважин.

Так как составлению проекта разработки и вводу скважин в эксплуатацию предшествуют разведочные работы на месторождении, то химический состав газа, коллекторские свойства и продуктивная характеристика газонасыщенного пласта являются известными.

Из определения режима безгидратной работы пласта следует, что граничными условиями для его расчета должны быть соотношения

Тс = Тр; рс = рр,    (6.114)

где Тс — призабойная температура газа, °С; рс — призабойное давление газа, МПа; Тр — равновесная температура гидратообразования, °С; рр — равновесное давление гидратообразования, МПа.

Предельное изменение призабойной температуры вследствие дроссельного процесса при движении газа в пласте, согласно работе [21], определяется в первом приближении формулой

Тс = Тдд - 8ср(рпл - рс),    (6.115)

где Тпл — пластовая температура, °С; рпл — пластовое давление, МПа; еср — среднеинтегральный по области дренажной зоны коэффициент Джоуля — Томсона,

pn„

jsdp

s cp = -^-.    (6.116)

cp

pn: - pc

Необходимо отметить, что из-за большой теплоемкости скелета пласта призабойная температура газа в течение начального периода работы скважины сохраняется выше предельной, а тепловой режим является неустановившимся. Однако в прогнозных расчетах на длительный срок эксплуатации скважин целесообразно допустить, что тепловой режим является установившемся. Это существенно упрощает расчеты, а также повышает надежность их результатов, так как ориентирует проектные расчеты на худший случай.

Пластовое давление к моменту времени t можно определить по преобразованной формуле (6.115) с учетом граничных условий (6.114)

T - T

p^^ (t) = ~-p + pp.    (6Л17)

cp

Решая уравнение (6.117) совместно с уравнениями фильтрации газа к скважине (1.2) или (1.7), получим формулы для расчета максимально допустимого дебита газа Q(t) при безгидратной работе пласта.

При дебитах Q < <Экр будет

У


1

Q(t) = -a


2

Рс


(6.118)


ср


При дебитах газа Q >    <Экр значение Q(t) находится

методом итераций из формулы

2


(

: aQ(t) - bQKpQ(t) + b x

2

Рс


¦ + Рр


сР

(6.119)


Q( t)


x


Q(t) - Qkp in Q


Q( t)


кр


Необходимо отметить, что зависимость правых частей уравнений (6.117) — (6.119) от времени t выражена в неявной форме, через заданные значения рр и Гр, относящиеся к различным, пока еще неизвестным, моментам времени t.

Однако при проектировании разработки изменение во времени пластового давления в залежи находится по заданным отборам независимо от показателей технологического режима работы газовых скважин.

Таким образом, зависимость среднего пластового давления в залежи от времени рпл = ф(т) следует считать известной. Так как любому пластовому давлению соответствуют свои значения рс = рр и Q(t), определяемые из формул (6.117) — (6.119), то их изменения легко увязываются со временем эксплуатации месторождений на истощение. В свою очередь по найденным призабойном и пластовом давлениям, а также дебиту газа можно определить все остальные технологические показатели эксплуатации скважины при безгидратной работе пласта (забойное и устьевое давления, пластовую депрессию и т.д.).

По данной методике были проведены расчеты основных технологических показателей эксплуатации скважины при безгидратной работе пласта по Мессояхскому газовому месторождению.

Рис. 6.11. Основные показатели

технологического режима эксплуатации скважин Мессояхского

месторождения    при

безгидратной    работе

СЗ


пласта:

п 1    1    2    А    С


1    - пластовое давление;

2    - депрессия; 3    -

дебит газа

Время эксплуатации х, годы

Как видно из рис. 6.11, эксплуатация газовой скважины на режиме безгидратной работы пласта характеризуется быстрым возрастанием предельной пластовой депрессии (с 1,91 до 4,22 МПа) в первые пять лет разработки месторождения. Это обусловлено снижением равновесной температуры гидратообразования по мере падения пластового

давления в залежи с чисто газовым режимом. Так как pф0- рС возрастает во времени, то и предельный дебит безгидратной работы пласта также увеличивается независимо от абсолютных значений фильтрационных коэффициентов а и b и критического дебита 0кр, которыми определяются лишь темпы роста 0(т) и начальное значение его для t = 0.

Для приводимых в примере значений этих коэффициентов предельный дебит в течение первых пяти лет разработки возрастает примерно на 20 % (с 464 при t = 1,2 года до 530 тыс. м3/сут при t = 5,6 года).

Температура газа при прохождении его через отверстия перфорации заметно снижается. Это обусловливает образование гидратов непосредственно в забойной части ствола скважины и выше.

Таким образом, при эксплуатации скважины на режиме безгидратной работы пласта забойная температура газа может быть значительно ниже равновесной, и тем не менее в пласте гидраты образовываться не будут, а нормальная работа скважины обеспечится либо при подаче в поток газа на забое антигидратного    ингибитора, либо путем    повышения

различными способами температуры газа в стволе скважины.

В таком случае контроль за соблюдением данного технологического режима можно осуществить поддержанием дебита газа и забойного давления на заданном значении, зависящем от пластового давления. Эта зависимость рассчитывается с помощью предлагаемой методики.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 6

1.    Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. — М.: Гостоптехиздат, 1946.

2.    Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. — М.: Гостоптехиздат, 1948.

3.    Левыкин Е.В. Установление рационального режима эксплуатации газовых скважин. Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторожде-ний. — М.: Гостоптехиздат, 1953.

4.    Лапук Б.Б. Некоторые вопросы научных основ разработки газовых месторождений. О технологическом режиме эксплуатации газовых скважин. Развитие газовой промышленности СССР. — М.: Гостоптехиздат, 1960.

5.    Смирнов А.С., Ширковский А.И. Добыча и транспорт газа. — М.: Гостоптехиздат, 1957.

6.    Коротаев Ю.П., Зотов Г.А. Расчеты технологических режимов работы газовых скважин по методу последовательной смены стационарных состояний // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1960. — Вып. 9(17).

7.    Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы газовых скважин. — М.: Недра, 1978.

8.    Козлов В.Г. Периоды разработки газовых месторождений и этапы развития ДКС // НТО. Сер. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. 1981. — Вып. 10.

9.    Ширковский А.И., Латонов В.В., Сахарова В.К. Влияние режима эксплуатации пласта на диаметр эксплуатационной скважины (обсадной колон-ны) и систему транспорта газа // Тр. ин-та / МИНХ и ГП. — 1964.

— Вып. 48.

10.    Коротаев Ю.П. О расчете технологических режимов эксплуатации и обработки результатов исследования скважин по степенной формуле // Экспресс-информ. — 1992. — Вып. 5.

11.    Коротаев Ю.П. Исследование и режимы эксплуатации скважин. — М.: изд. ВНИИЭГАЗПРОМ, 1991.

12.    Коротаев Ю.П. Избранные труды. Т. 1. — М.: Недра, 1996.

13.    Минский Е.М., Бурштейн М.Л. Приближенный расчет притока газа к скважине, дренирующей одновременно неколько газоносных пластов // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. - 1956. - Вып. VIII.

14.    Фиш М.Л. К вопросу о совместной эксплуатации двух газоносных пластов одной скважиной // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1960. — Вып. 9/17.

15.    Гацулаев С.С. О расчете разработки многопластового месторождения с газовым режимом // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1964. — Вып. 19/27.

16.    Зотов Г.А. Приближенное решение первой фазы нестационарной фильтрации реального газа в пласте, параметры которого зависят от давления // НТС по геологии, разработке и транспорту природного газа. —

1963. — Вып. 1.

17.    Лейбензон Л.С. Собрание Трудов, т. 11. — М.: Изд-во АН СССР, 1953.

18.    Минский Е.М., Малых А.С. О центральном расположении скважин (на примере Северо-Ставропольского газового месторождения) // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1963. — Вып. 18/26.

19.    Коротаев Ю.П. Приближенная методика расчета температурного технологического режима при проектировании разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений // Тр. ин-та / ВНИИГАЗ. — 1964. — Вып. 19(27).

20.    Коротаев Ю.П., Кривошеин Б.Л., Новаковский В.Н. Термогазодинамика газопромысловых систем. — М.: Недра, 1991.

21.    Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. — М.: Недра, 1965.

22.    Коротаев Ю.П., Гагиев В.Г., Гергедава Ш.К. Системное моделирование оптимальных регионов эксплуатации объектов добычи природного газа. — М.: Недра, 1989.

23.    Коротаев Ю.П., Кривошеин Б.Л. Режим "безгидратной" эксплуатации месторождений в районах многолетней мерзлоты // Газовое дело / ВНИИОЭНГ. — 1968. — № 5.

24.    Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа.

— М.: Недра, 1965.

25.    Коротаев Ю.П. Методы исследования пластов и скважин и проектирования разработки газовых месторождений: Докторская дис. — М.: ВНИИ, 1966.

26.    Чарный И.А. Изв. ОТН АН СССР. — 1948. — № 2.

27.    Коротаев Ю.П., Кривошеин Б.Л. Определение допустимых дебитов скважин при опасности образования гидратов // Газовое дело / ВНИИ-ОЭНГ. — 1968. — № 7.

6

НАСОСЫ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ г л а в а    НЕФТИ

6.1. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

Из гидравлики известно, что течение жидкости в линейной части трубопровода происходит от сечений с большим значением напора (под этим термином подразумевается сумма (p/(pg) + z)) к сечениям с меньшим значениям напора, причем уменьшение самого напора происходит вследствие работы сил трения. Между слоями жидкости, движущимися друг относительно друга, возникают силы трения, их называют вязким трением, благодаря чему механическая энергия движения постепенно переходит в тепло и рассеивается в пространстве. Для восстановления напора и обеспечения дальнейшего течения жидкости необходимы устройства, "создающие напор". Такими устройствами являются насосы.

Насосы это устройства для принудительного перемещения жидкости от сечения с меньшим значением напора (в линии всасывания насоса) к сечению с большим значением напора (в линии нагнетания насоса).

Движение жидкости в направлении против давления достигается принудительным путем. В так называемых центробежных насосах, которые в основном используются для перекачки нефти, жидкость перемещается от сечения с меньшим давлением к сечению с большим давлением центробежной силой, возникающей при вращении рабочего колеса с профильными лопатками.

Принцип действия центробежного насоса понятен из рис. 6.1. На нем представлена схема рабочего колеса насоса с профильными лопатками. Если перейти в систему координат, связанную с вращающимся колесом, то можно считать, что само колесо стоит неподвижно, а на заполняющую его жидкость действует центробежная сила рш2г (где р — плотность жидкости; ш — угловая скорость вращения; r — расстояние частицы жидкости от оси вращения).

Центробежная сила заставляет жидкость двигаться вдоль лопаток колеса от центра к периферии. Эта сила способна преодолеть перепад давления Ар = рн — рв, равный разности давления рн нагнетания (на периферии колеса) и давления рв всасывания (в его центральной части), т.е. заставить жидкость перемещаться из области низкого давления в область высокого давления (см. рис. 6.1). Разумеется, что для такого принудительного перемещения необходимы затраты энергии на вращение рабочего колеса.

Та часть насоса, в которой находится рабочее колесо, обеспечивающее напорное перемещение жидкости от меньшего давления к большему, называется центробежным нагнетателем, а та часть насоса, которая создает вращения вала с находящимся на нем рабочим колесом — приводом насоса. Приводом насоса может быть электрический двигатель, двигатель внутреннего сгорания или иное механическое устройство.

Для того чтобы понять механику действия центробежного нагнетателя, рассмотрим рабочее колесо с радиально расположенными на нем лопатками. Уравнение баланса сил, действующих на жидкость, движущуюся по радиусу от центра колеса к периферии, можно записать следующим образом:

рш2г — dp/dr = pfT(Q).

Здесь dp/dr — радиальный градиент давления, противодействующий движению; fT(Q) — сила трения. Последняя зависит от подачи Q (для насосов подачей называют расход жидкости), причем, как правило, fT(Q) возрастает при увеличении Q.

Проинтегрировав уравнение баланса сил от 0 до R (R — радиус рабочего колеса), получим:

- Ap = Rpf (Q)

или

Ap =    - Rpf (Q).    (6.1)

Отсюда видно, что вращение рабочего колеса с угловой скоростью ю способно заставить жидкость перемещаться против разности давлений Aр между периферией колеса и его центральной частью, причем максимальное значение разности давлений, которое способна преодолеть центробежная сила, равно pro2R2/2. Такое значение Ар достигается при Q =

0, когда сила трения отсутствует, при других же Q имеет место соотношение (61),    называемое    (Q-Ар)-

характеристикой насоса. При увеличении Ар подача Q насоса уменьшается и, наоборот, чем меньше перепад давлений, который должен преодолеть нагнетатель, тем больше будет подача жидкости.

Величина Ар = рн — рв называется дифференциальным давлением, а соответствующая ему величина H =(рн — рв)/рд — дифференциальным напором насоса:

H = Ю2д2 - Rfx(Q)/g.    (6.2)

2д

Пример. Какой максимальный дифференциальный напор может развить центробежный насос с радиально расположенными лопатками рабочего колеса, имеющего диаметр 0,5 м и вращающегося с частотой 3000 оборотов в минуту?

Решение. Число 3000 оборотов в минуту соответствует угловой скорости ю = 2п3000/60 = 2п50 с-1. Тогда согласно (6.2) имеем:

Hmax = rn2R2/2g = 4п2 502-0,252/(2-9,81) а 314,4 м.

6.2. НЕФТЯНЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ

Центробежные насосы составляют основной вид нагнетательного оборудования для перекачки нефти по

магистральным трубопроводам и применяются как на головной, так и на промежуточных перекачивающих станциях.

Использование центробежных насосов на головной перекачивающей станции или промежуточных станциях, имеющих резервуарные парки, обладает некоторыми особенностями. Дело в том, что быстроходным магистральным насосам необходимо иметь избыточное давление на входе. Это давление должно предотвратить опасное явление, которое может возникать внутри насоса в результате уменьшения давления в быстро движущейся жидкости. Явление, о котором идет речь, называется кавитацией (от лат. cavitas — полость) и состоит в образовании пузырьков, заполненных парами перекачиваемой жидкости. Когда эти пузырьки попадают в область высокого давления, они схлопываются, развивая при этом огромные точечные давления. Кавитация приводит к быстрому износу частей нагнетателя и снижает эффективность его работы. Поэтому для подачи нефти к магистральным насосам обычно используют специальные подпорные насосы, главной задачей которых взять нефть из резервуаров и подать ее на вход основных магистральных насосов, создав необходимый кавитационный запас.

В то же время промежуточные перекачивающие станции магистральных нефтепроводов, работающие по схеме из насоса — в насос, оснащены лишь основными магистральными насосами, поскольку необходимый для их нормальной работы подпор создается предыдущей перекачивающей станцией.

Общие технические условия на магистральные насосы определяются ГОСТ 12124 — 87 "Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов", который распространяется как на основные, так и на подпорные насосы. В нем определены типы и основные параметры этих насосов. Государственный стандарт охватывает 11 типов основных насосов, а с учетом сменных роторов (рабочих колес) — 20 типов.

Насосы в упомянутом ГОСТе расположены в порядке возрастания подачи от 125 до 12500 м3/ч. Насосом самой большой подачи является насос НМ 10000-210. Маркировка насоса расшифровывается так: насос магистральный с подачей 10000 м3/ч и напором 210 м.

На перекачивающих станциях основные магистральные насосы соединяют последовательно, так чтобы при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммировались. Это позволяет увеличить напор на выходе станции. Для насосов ряда от НМ 125-550 до НМ 360-460 соединяют после-

Рис. 6.2. Трехсекционный насос типа НМ:

1 — входная крышка; 2 — предвключенное колесо; 3 — секция; 4 — направляющий аппарат; 5 — второе рабочее колесо; 6 — напорная крышка; 7 — подушка подпятника; 8 — торцевое уплотнение; 9 — подшипник качения; 10 — втулка; 11 — диск; 12 — первое рабочее колесо; 13 — вал; 14 — зубчатая муфта


12 11 10


довательно, как правило, два насоса при одном резервном. Для насосов с подачей от 500 м3/ч и выше соединяют последовательно три насоса при одном резервном.

По конструкции основные насосы, входящие в ГОСТ 12124 — 87, подразделяются на два типа: секционные многоступенчатые с колесами одностороннего входа (на подачи от 125 до 710 м3/ч) и одноступенчатые с колесами двухстороннего входа (на подачи от 1250 м3/ч и более). Последние имеют сменные колеса (роторы) на подачи 0,5-Оон; 0,7-Оон; 1,25-Оон, где Оон — подача насоса с основным колесом при номинальном режиме перекачки. В насосах с двухсторонним входом перекачиваемая жидкость подводится к рабочему колесу с двух сторон, в насосах с односторонним входом — с одной стороны.

На рис. 6.2 представлена конструктивная схема основного секционного (в данном случае трехсекционного) нефтяного насоса типа НМ. Корпус насоса, а точнее его нагнетателя, ограничен входной крышкой 1, расположенной над линией всасывания, и напорной крышкой 6 над линией нагнетания. Между крышками установлены нагнетательные секции с основными рабочими колесами насоса (в данном случае их три). Рабочие колеса 5, 12 и используемое для увеличения всасывающей способности предвключенное шнековое колесо 2 установлены на общем валу 13, соединенном через зубчатую муфту 14 с электродвигателем. Нефть подается в насос через входной патрубок (находящийся под крышкой 1) и при содействии предвключенного шнекового колеса 2 попадает в первую ступень 12 нагнетателя, в которой происходит увеличение ее напора на некоторую величину. Затем нефть последовательно попадает в рабочие колеса 5 и т.д., прохождение которых приводит к дальнейшему увеличению напора, и, наконец, через выкидной патрубок (находящийся под крышкой 6) нефть уходит из насоса.

6.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ (О -.^-ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

В табл. 6.1 приведены данные о расходах, на которые рассчитан тот или иной насос, а также о развиваемых ими напорах. Однако эти данные относятся к так называемым номинальным значениям параметров. Например, неф-

Тип насоса

Кавитационный запас (на воде), м

КПД1 (на воде), %

Номинальная мощность привода, кВт

НМ 1250-260

20

80

1250

НМ 1800-240

25

83

1600

НМ 2500-230

32

86

2000

НМ 3600-230

40

87

2500

НМ 5000-210

42

88

3150

НМ 7000-210

52

89

5000

НМ 10000-210

65

89

6300

НМ 10000-210

87

87

8000

(1,25^о.н)

1 КПД — коэффициент полезного действия.

тяной насос НМ 2500-230, рассчитанный на подачу 2500 м3/ч и создание напора 230 м, может иметь фактическую подачу как большую 2500 м3/ч, так и меньшую. Соответственно этому и создаваемый насосом напор может быть как больше 230 м, так и меньше этого значения. Какой именно расход будет обеспечивать насос в нефтепроводе и какой при этом будет создаваться напор, зависит от совместной работы насоса (или насосов перекачивающей станции) и обслуживаемого участка трубопровода (см. гл. 8). Однако для каждого значения развиваемого насосом напора существует единственное значение обеспечиваемой им подачи. Функциональная связь Н = F(Q) между дифференциальным напором Н, создаваемым насосом, и обеспечиваемой им подачей Q (расходом) носит название напорной (Q — Н)-характеристикой насоса.

Как уже говорилось, в центробежных насосах нефть течет принудительно от меньшего давления рн в линии всасывания к большему давлению рв в линии нагнетания за счет центробежных сил, действующих на жидкость, захватываемую лопатками рабочего колеса. При постоянном числе оборотов рабочего колеса существует закономерность: чем больший перепад давлений Ар = рн — рв(или разность напоров Н = Ар/рд) должен преодолеть центробежный нагнетатель, тем меньшую подачу Q нефти он может обеспечить, т.е. зависимость Н = F(Q) у центробежных насосов имеет монотонно убывающий характер: dF/dQ < 0 (рис. 6.3).

Пусть, например, нагнетатель центробежного насоса создает напор Н1 (т.е. центробежная сила преодолевает разность давлений рн — рв = pgHj), тогда обеспечиваемый насо-

tor

sJ

___

I

V

У

1

1

дОП

О

Н, м 325

275

225

175

125


N, кВт

3000

4000

3000

2000

А^ДОП 9 ^ 60

40

20


Л,%

100

80

60

40

20


2000    4000    6000    Q,    м3

Рис. 6.4. Характеристики нефтяного центробежного насоса НМ 7000-210 с диаметром рабочего колеса 475 и 428 мм

сом расход жидкости составляет величину Qj. Если же требуется создать больший напор H2Н1    (т.е. преодолеть

большую разность давлений рн — рв = pgH2), то расход Q2, обеспечиваемый насосом, будет меньше: Q2 < Q1 (см. рис.

6.3).

Монотонное убывание функции F(Q) поясняет ранее полученная модельная формула (6.2): чем больше значение Н = = Др/рд, т.е. разности давлений, которую нужно преодолеть нагнетателю, тем меньше его подача Q. В то же время при уменьшении подачи Q уменьшаются потери /T(Q) в нагнетателе и, следовательно, создаваемый напор увеличивается, приближаясь к своему максимальному значению ro2R2/2g.

На рис. 6.4 приведены характеристики нефтяного центробежного насоса НМ 7000-210 с диаметром рабочего колеса 475 и 428 мм. Там же представлены зависимости мощности N(Q) и коэффициента n(Q) полезного действия (КПД) насосной установки от подачи Q.

6.3.1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ АППРОКСИМАЦИЯ ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСА

Характеристики (Q — Н) центробежных насосов часто аппроксимируют двухчленной зависимостью

Н = a — bQ2,    (6.3)

в которой напор Н измеряется в м, а расход Q — в м3/ч, поэтому единица измерения коэффициента a — м, а коэффициента b — м/(м3/ч)2. В частности, для модельного нагнетателя, рассмотренного в предыдущем пункте (см. 6.2) a = = ro2R2/2g, а сила /T(Q) сопротивления принимается пропорциональной квадрату подачи: /T(Q) = bg/RQ2.

В проектной практике для аппроксимации (Q —H)-характеристики насоса используются паспортные кривые, а вычисление параметров a и b осуществляется методом наименьших квадратов по пяти точкам (Q,, Н,), лежащим на этих кривых:

i=5 i=5    i=5 i=5

^Q? 2hQ-2h, 2Q,4

¦i=1—i=1 i=1 i=1 ; b

a


Пример. С паспортной кривой (Q — Н)-характеристики центробежного насоса НМ 1250-260 сняты следующие значения Q, расходов и соответствующих им дифференциальных напоров Н,:

T а б л и ц а 6.2

Коэффициенты аппроксимации характеристик некоторых центробежных насосов

Тип насоса

Диаметр рабочего колеса, мм

а, м

b, м/(м3/ч)2

НМ 1250-260

440

331

0,451-10-4

НМ 2500-230

430

282

0,792-10-5

НМ 2500-230

405

251

0,812-10-5

на подачу 1800 м3

НМ 2500-230

425

245

0,160-10-4

на подачу 1250 м3

НМ 3600-230

450

304

0,579-10-5

НМ 3600-230

430

285

0,644-10-5

на подачу 2500 м3

НМ 3600-230

450

273

0,125-10-4

на подачу 1800 м3

НМ 5000-210

450

272

0,260-10-5

НМ 5000-210

470

286

0,529-10-5

на подачу 3500 м3

НМ 5000-210

480

236

0,484-10-5

на подачу 2500 м3

НМ 7000-210

455

299

0,194-10-5

НМ 7000-210

475

281

0,249-10-5

на подачу 5000 м3

НМ 10000-210

495

307

0,975-10-6

НМ 10000-210

505/484

305

0,208-10-5

на подачу 7000 м3

НМ 10000-210

475/455

263

0,197-10-5

на подачу 5000 м3

Затем подставляем значения вычисленных сумм в формулы для аппроксима-ционных коэффициентов. В результате находим: a ^ 331; b ^ 0,451 * 10-4, так что (Q — Н)-характеристика насоса может быть представлена зависимостью Н = 331 — 0,451*10—4Q2.

В табл. 6.2 приведены коэффициенты a и b аппроксимации Н = a — bQ2 напорных (Q —Н)-характеристик для некоторых нефтяных центробежных насосов серии НМ.

6.3.2. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЕ И ПАРАЛЛЕЛЬНОЕ СОЕДИНЕНИЕ НАСОСОВ

На перекачивающих станциях центробежные насосы соединяют последовательно для увеличения напора или параллельно для увеличения расхода.

При последовательном соединении насосов (рис. 6.5) их (Q —Н)-характеристики складываются; при этом расход нефти в насосах один и тот же, а напоры суммируются: Q1 = = Q2 = Q; Н = Н1 + Н2.

Если Н = a1 — b1Q2 — характеристика первого насоса, Н = a 2 — b2Q2 — характеристика второго насоса, то система двух последовательно соединенных насосов имеет характеристику

Н = a + a2) — (b + b2)Q2.    (6.4)

На плоскости переменных (Q, Н) последовательному соединению насосов соответствует сложение графиков функций Н = F1(Q) и Н = F2(Q), представляющих характеристики этих насосов, вдоль оси напоров: при каждом значение абсциссы Q складываются ординаты точек этих графиков (рис. 6.6). Утолщенной линией представлена суммарная характеристика последовательно соединенных насосов.

При параллельном соединении насосов (рис. 6.7) их (Q — Н)-характеристики складываются иначе. Расходы нефти в на-

Рис. 6.5. Последовательное соединение насосов

Q

Рис. 6.6. Сложение характеристик насосов при последовательном соединении



сосах суммируются, а напор, создаваемый каждым насосом, один и тот же: Q = Qх + Q2; H = Hx = H2.

Если H = axbxQ2 — характеристика первого насоса, H = a2 — b2Q2 — характеристика второго насоса, то система двух параллельно включенных насосов имеет характеристику

д/a - H)/bj + ^(a2 - H)/b2 = Q.    (6.5)

На плоскости переменных (Q, H) параллельному соединению насосов соответствует сложение графиков функций H = = FJQ) и H = F2(Q), представляющих характеристики этих насосов, вдоль оси расходов: для каждого значения ординаты

Рис. 6.7. Параллельное соединение насосов

Q


Рис. 6.8. Сложение харак-    \

теристик насосов при па-    ¦

раллельном соединении


Н складываются абсциссы Q точек этих графиков (рис. 6.8). Утолщенной линией представлена суммарная характеристика параллельно соединенных насосов.

Пример 1. (Q — Н)-характеристика центробежного насоса НМ 1250-260 с диаметром рабочего колеса 440 мм имеет вид: Н = 3310,451*10—4Q2, а другого насоса той же марки, но с диаметром рабочего колеса 465 мм — вид: Н = = 3740,451*10—4Q2, (Нм, Qм3/ч). Какую характеристику будет иметь система этих двух насосов, соединенных последовательно?

Решение. Согласно (6.4) получаем:

Н = (331 + 374) — 2*0,451*10—4Q2 = 705 — 0,902*10—4Q2.

Пример 2. (Q — Н)-характеристика центробежного насоса НМ 1250-260 с диаметром рабочего колеса 440 мм имеет вид: Н = 3310,451*10—4Q2, а другого насоса той же марки, но с диаметром рабочего колеса 465 ммвид: Н = 3740,451*10—4Q2, (Нм, Qм3/ч). Какую характеристику будет иметь система этих двух насосов, соединенных параллельно?

Решение. Согласно (6.5) получаем:

7(331 - Н)/0,451 * 10-4 +7(374 - Н) / 0,451 • 10-4 = Q или

л/331 - Н + V374 - Н = 6 • 716 • 10-4 = Q, где Н < 331 м.

6.3.3. ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ

Характеристикой перекачивающей станции называют суммарную (Q —Н)-характеристику всех работающих на ней насосов (включенных последовательно или параллельно) за вычетом (Q —Н)-характеристики подводящих коммуникаций. Последние считаются элементом, соединенным с насосами станции последовательно.

Пример. На перекачивающей станции работают два последовательно включенные насоса с характеристиками: Н = F1(Q) = 3310,451*10—4Q2 и Н = F2(Q) = 3740,385-10—4Q2. Кроме того, известно, что потери напора hc в станционных коммуникациях (техническое название"обвязке” станции) представляются зависимостью hc = 25 — 0,036*10—4Q2 (Н, hcм, Q — м3/ч). Какую характеристику будет иметь перекачивающая станция, как единый объект?

Решение. Характеристика перекачивающей станции Н = F(Q) представляется суммарной характеристикой системы насосов за минусом потерь напора в обвязке, т.е. выражением -Fj(Q) + F2(Q) — hc(Q):

H = F(Q) = 680 - 0,800-10Q

6.3.4. МОЩНОСТЬ И КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАГНЕТАТЕЛЯ И НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

Полезная мощность Nn нагнетателя, т.е. та мощность, которая расходуется нагнетателем на преодоление разности давлений Ap = рнpв при подаче Q, равна, очевидно:

Nп = ApQ = pg—Q

pg

или

Nп = ApQ = pgHQ,

а мощность N, затрачиваемая насосной установкой представ

ляется формулой

pgHQ

(6.6)


П1П2

или

N = Nn = pgQF(Q),

П    П1П2

где п1, П2 — коэффициенты полезного действия самого нагнетателя и его привода соответственно; п = П1П2.

Следует отметить, что коэффициент n(Q) полезного действия насосной установки не является монотонной функцией расхода Q. Для каждой установки существует интервал расходов, в котором функция n(Q) близка к своему максимальному значению. Как правило, кривые N(Q) и n(Q) изображаются на (Q —Н)-диаграмме насосной установки (см. рис. 6.4), причем насосы для перекачки нефти выбираются таким образом, чтобы перекачка велась с расходом Q, в интервале значений, в котором величина n(Q) является наибольшей.

Пример. Рассчитать полезную мощность насосной установки, перекачивающей нефть с расходом 2500 м3/ч, если разность давлений нагнетания и всасывания составляет 25 атм.

Решение. Используя формулу N = ApQ, получаем:

N = 25-98100-2500/3600 = 170Э,125-103 Вт, т.е. 1703,125 кВт.

Характеристику (n — Q) центробежного насоса обычно представляют в виде двучленной зависимости

П = kQ — k1Q2,    (6.7)

в которой k, k1 — коэффициенты аппроксимации. Эти коэффициенты определяют по паспортной кривой (см. рис. 6.4) так же, как и коэффициенты напорной характеристики — методом наименьших квадратов:

2

ZQi2^Qi4-l 2Qi31    ZQi2^Qi4-l 2Qi31

i=1 i=1 * i=1 )    i=1 i=1 * i=1

Пример. Определить мощность на валу центробежного насоса НМ 3600-230 при перекачке нефти (р = 870 кг/м3) с расходом Q = 2500 м3/ч, если известны его напорная характеристика H = 2730,125-10—4Q2 и КПД П1 = 0,83 (Hм, Qм3/ч).

Решение. Вычисляем напор, развиваемый насосом при расходе Q = = 2500 м3/ч; H = 273 — 0,125-10—4-25002 а 195 м.

Вычисляем мощность N на валу нагнетателя:

N = pgQH = 870-9,81-(2500/3600)-195 ^ 1392 кВт.

П1    0,83

При последовательном соединении насосов (см. рис. 6.5) КПД системы насосов находится на основе следующих соотношений:

pg(Hl+H2)Q _ pgHlQ , pgH2Q;

H1 /n(1) + H 2/n(2)

где H1 = F1(Q), H2 = F2(Q) — характеристики первого и второго насосов, соответственно; n1(Q), n2(Q) — КПД этих насосов.

При параллельном соединении насосов (см. рис. 6.7) КПД системы насосов находится на основе следующих соотношений:

Q = Q1 + Q2

П П(1) П(2)'

Здесь учтено, что напоры, создаваемые параллельно соединенными насосами, равны. Из последних двух уравнений системы (6.9) находятся расходы Q1 и Q2 в насосах, затем вычисляются П(1) и П(2) и, наконец, рассчитывается коэффициент п:

-    = Q / Q — + Q2/ Q —.

= 2510,812-10—5Q2 (напор Нм, расход Qм3/ч), соединенные последовательно, перекачивают нефть с расходом Q = 1800 м3/ч. При этом расходе КПД первого насоса п(1) = 0,78, а второго пи = 0,83. Определить КПД системы этих двух насосов.

Решение. Сначала вычисляем напоры, развиваемые насосами при заданном расходе:

Н1 = 273 — 0,125-10—4-18002 а 232,5 м; Н2 = 251 — 0,812-10—5-18002 а 224,7 м. Затем по формуле (6.8) рассчитываем КПД системы насосов:

232,5 + 224,7

п = - а 0,80.

232,5/0,78 + 224,7/0,83

Пример 2. Два центробежных насоса серии НМ: один с характеристикой Н = 2450,16-10—4Q2, а другой с характеристикой Н = 295

—    0,363-10—4Q2 (напор Нм, расход Qм3/ч) соединенные параллельно, перекачивают нефть с расходом Q = 1800 м3/ч, причем оказалось, что КПД первого насоса п(1) = 0,72, а второго п(2) = 0,80. Определить КПД системы этих двух насосов.

Решение. Согласно (6.9) КПД системы параллельно соединенных насосов рассчитывается по формулам

^п =    |3/п(1)    +    Q/п (2)    или    ^п    =    С»1/п(1) +    (Q    —    С»1)/п (2).

Для определения подачи Q1 первого насоса составим систему уравнений:

Н^^ = Н^) ^ 245 — 0,16-10—4Q 2 = 295 — 0,363-10—4(1800 — Q1)2,

откуда получаем квадратное уравнение: Q2 — 6437-Q1 + 3330640 = 0. Это уравнение имеет единственный корень Q1 а 567,4, не превышающий 1 800 м3/ч.

Далее находим: 1800/п = 567,4/0,72 + (1800 — 567,4)/0,80 ^ п а 0,73.

6.4. ПОДПОРНЫЕ НАСОСЫ

Из табл. 6.1 видно, что основные нефтяные насосы требуют для своей нормальной работы довольно значительный кавитационный запас: минимальное допустимое

138 давление на их входе постепенно возрастает с 2,0 атм. для насосов НМ 1250-260, рассчитанных на наименьшую подачу, до 8,7 атм. для насосов НМ 10000-210, обладающих наибольшей подачей. Подпорные насосы, применяемые для создания такого давления, требуют гораздо меньших значений давления на входе.

В табл. 6.3 и 6.4 представлены краткие технические характеристики горизонтальных подпорных насосов серии НМП и вертикальных — серии НПВ.

Для подпорного насоса НМП 3600-78 с диаметром рабочего колеса 725 мм (Q — ^-характеристика имеет вид: H = = 90,7 — 0,974-10—5Q2; для насоса НМП 5000-115 с диаметром рабочего колеса 840 мм аналогичная характеристика имеет вид: H = 140 — 0,999-10 — 5Q2. Здесь H — в м; Q — в м3/ч.

Необходимый кавитационный запас для подпорных насосов находится в пределах от 0,22 до 0,5 атм. и может быть обеспечен за счет уровня взлива в резервуарах (см. табл. 6.3, 6.4).

Горизонтальные подпорные насосы серии НМП представляют собой одноступенчатые насосы двустороннего входа со спиральным отводом и горизонтальным разъемом корпуса. Частота вращения вала составляет 1000 об/мин. Вертикальные подпорные насосы серии НПВ также являются одноступенчаТ а б л и ц а 6.3

Краткие технические характеристики горизонтальных подпорных насосов серии НМП

Тип насоса

Кавитационный запас (на воде), м

КПД (на воде), %

Номинальная мощность привода, кВт

НМП 2500-74

3,0

83

800

НМП 3600-78

3,0

82

800

НМП 5000-115

3,5

85

1600

Т а б л и ц а 6.4

Краткие технические характеристики вертикальных подпорных насосов серии НПВ

Тип насоса

Кавитационный запас (на воде), м

КПД (на воде), %

Номинальная мощность привода, кВт

НПВ 1250-60

2,2

76

400

НПВ 2500-80

3,2

83

800

НПВ 3600-90

4,8

84

1250

НПВ 5000-120

5,0

85

2000

тыми насосами с двусторонним входом жидкости; частота вращения вала составляет у них 1500 об/мин.

На рис. 6.9 представлена конструктивная схема вертикального подпорного насоса НПВ 2500-80.

Данный насос относится к классу одноступенчатых насосов (т.е. насосов с одним рабочим колесом) двухстороннего входа. На каждом входе 14 для повышения всасывающей способности установлены предвключенные шнековые колеса 15 и 17. Роторная часть насоса с рабочим колесом 16 монтируется на вертикальном валу 13 внутри секций 7, соединенных с корпусом 2 насоса. Посредством крышки 8 насос


Рис. 6.9. Поперечный разрез вертикального    подпорного

насоса НПВ 3500-80:

1 — стакан; 2 — спиральный корпус; 3    — перепускной

канал; 4, 7 — напорная секция; 5 — крестовина; 6 — подшипник качения;    8    —

напорная крышка; 9 — муфта; 10 — радиально-упорный подшипник; 11    — фланец;

12    — торцевое уплотнение;

13    — вал; 14 — вход; 15, 17

предвключенное    колесо;

16 — рабочее колесо монтируется на опорном фланце наружного стакана 1. Выкидной патрубок соединен с напорным трубопроводом (линия нагнетания), ведущим к основным насосам станции. У выхода вала из патрубка в крышке имеется торцевое уплотнение 12. Вал опирается на опорно-упорный шариковый подшипник. На фонаре насоса вертикально установлен электродвигатель, работающий на открытом воздухе. Роторы насоса и двигателя соединены зубчатой муфтой. Нижней опорой ротора служит подшипник скольжения. Нефть из резервуара поступает в насос через приемный патрубок (линия всасывания) и далее по входам 14 при содействии предвклю-ченных шнековых колес 15 и 17 попадает в рабочее колесо 16. Нефть высокого напора после рабочего колеса движется внутри корпуса 2 по секции 4 и через выкидной патрубок уходит к основным насосам станции.

На перекачивающих станциях подпорные насосы соединяют, как правило, параллельно, для того чтобы обеспечить требуемый подпор при меньшей подаче в каждом из отдельно взятых насосов. Ведь, как известно, при параллельном соединении насосов общий поток жидкости разделяется на части, составляющие подачи этих насосов. Наиболее распространенная схема соединения подпорных насосов — два работающих и один резервный.

6.5. ИЗМЕНЕНИЕ

НАСОСНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

При выборе насосов для перекачки нефти может возникнуть необходимость в изменении гидравлических характеристик насосов. Как правило, эти изменения осуществляют путем замены рабочего колеса насоса рабочим колесом другого (большего или меньшего) диаметра, изменением числа оборотов рабочего колеса нагнетателя насоса (насосов) или перепуском части нефти из линии нагнетания в линию всасывания.

6.5.1. ЗАМЕНА РАБОЧЕГО КОЛЕСА

При замене рабочего колеса центробежного нагнетателя (Q —Н)-характеристика насоса изменяется. Если первоначальный диаметр рабочего колеса был D0, а характеристика имела вид: Н = F(Q), то после замены рабочего колеса на колесо с диаметром D1, его рабочая характеристика будет иметь вид:

2

H = (F,    (6.10)

* Do.    * Dl.

т.е. график, изображающий характеристику насоса, растягивается вдоль оси напоров в (D1/D0)2 раз и вдоль оси расходов — в (D1/D0) раз. В частности, если F = abQ2, то после замены рабочего колеса, его рабочая характеристика будет иметь вид:

( , 2

H = ai DI - bQ2.    (6.11)

* Do -

Пример 1. (Q — Н)-1арактеристика центробежного насоса НМ 1250-260 с диаметром рабочего колеса 465 мм имеет вид:

H = 369,7 — 0,451-10—4Q2

(H — м, Q — м3/ч). Какую характеристику будет иметь тот же насос, если его рабочее колесо обточить до 440 мм?

Решение. Согласно формуле (6.10) новая характеристика насоса имеет

вид:

2


2


h = + i40'

* 465


= 331 - 0,451-10-4Q2.


369,7 - 0,451-10-4 (    Q


* 440/465


Пример 2. (Q — Н)-1арактеристика центробежного насоса НМ 1250-260 с диаметром рабочего колеса 465 мм имеет вид:

Н = 369,7 — 0,451-10—4Q2

(Н — м, Q — м3/ч). На сколько нужно обточить рабочее колесо насоса, чтобы при той же подаче (расходе) насос развивал напор на 40 м меньше? Решение. Согласно формуле (6.11) имеем:

( , 2 369,71—LI = 329,7,

* 465.

откуда находим: D1 а 439 мм, т.е. нужна обточка колеса на 36 мм.

6.5.2. ИЗМЕНЕНИЕ ЧИСЛА ОБОРОТОВ РОТОРА НАГНЕТАТЕЛЯ

При изменении частоты вращения рабочего колеса центробежного нагнетателя (Q —Н)-характеристика насоса тоже изменяется. Если номинальная частота вращения ротора составляла п0 об/мин, а измененная частота вращения составляет п1 об/мин, то новая рабочая характеристика насоса будет иметь вид:

Н = [-3-0 F!q(6.12)

\п0 j    \ И1)

т.е. график, изображающий характеристику насоса, растягивается вдоль оси напоров в (л10)2 раз и вдоль оси расходов — в (л10) раз. В частности, если F = a — bQ2, то после изменения числа оборотов рабочая характеристика центробежного насоса приобретает следующий вид (см. сделанное выше пояснение):

I ,2

Н = a[ — j - bQ2.    (6.13)

\п0 )

Пример 1. (Q — Н)-характеристика центробежного насоса НМ 1250-260 при частоте вращения вала ротора п0 = 3000 об/мин имеет вид:

Н =331 — 0,451-10—4Q2

(Н — м, Q — м3/ч). Какую характеристику будет иметь тот же насос, если частоту вращения вала его ротора снизить до 2800 об/мин?

Решение. Согласно формуле (6.13) новая характеристика насоса имеет

вид:

Н = [ 2800| -331-0,451-10-4Q2 = 288-3 - 0,451-Ю-4Q2.

\ 3000j

Пример 2. (Q — Н)-характеристика центробежного насоса НМ 1250-260 при частоте вращения вала ротора п0 = 3000 об/мин имеет вид:

Н = 331 — 0,451-10—4Q2

(Н — м, Q — м3/ч). На сколько нужно увеличить число оборотов вала ротора насоса, чтобы при той же подаче повысить развиваемый напор на 40 м? Решение. Согласно формуле (6.13) имеем:

|—^| -331 = 351,

\ 3000j

откуда находим, что n а 3090, т.е. всего на 3 %.

6.5.3. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ПОЯСНЕНИЯ

Правила трансформации характеристик центробежных нагнетателей при изменении диаметра рабочего колеса или числа его оборотов, а также от отклонения свойств транспортируемой жидкости от свойств воды, для которой, как правило, даются паспортные характеристики нагнетателей, следуют из общих положений теории размерности, подобия и моделирования явлений.

В общем случае дифференциальное давление А р, создавае-

мое нагнетателем данной конструкции, зависит от скорости v схода жидкости с его рабочего колеса, диаметра D и числа оборотов n (n = ю/2п) последнего, от плотности р и вязкости v перекачиваемой жидкости, т.е. Ар = f(v, D, n, р, v). Согласно теории размерности и, в частности, п-теореме Букингема, эту зависимость можно представить в безразмерном виде:

Ар/(рп2В2) = f(v/nD, nD2/v).

Переходя к дифференциальному напору Н = Ар/рд, получаем:

Н = n2D2F(Q/nD, nD2/v),    (6.14)

где F = f / д; v = Q/S0 (S0 — площадь сечения выходного патрубка, постоянная для данной конструкции насоса).

Аналогично для изменения характеристики N(Q) мощности нагнетателя при изменении числа n оборотов его рабочего колеса или его диаметра D можно получить формулу:

N = n3D3 N(Q/nD) = рд n2D2QF(Q/nD, nD2/v).

Характеристика n(Q) КПД нагнетателя может быть представлена (правда, только в первом приближении) формулой: П = n(Q/nD, nD2/v).

Зависимость характеристик нагнетателя от плотности перекачиваемой жидкости. Поскольку плотность р перекачиваемой жидкости не входит в зависимость (6.14), то дифференциальный напор нагнетателя не зависит от плотности перекачиваемой жидкости. В то же время мощность нагнетателя (при прочих равных параметрах) пропорциональна плотности перекачиваемой жидкости.

Зависимость характеристик нагнетателя от вязкости перекачиваемой жидкости. Второй параметр nD2/v в полученных зависимостях можно было бы назвать числом Рейнольдса нагнетателя Re = (nD)D/v = nD2/v, поскольку nD — характерная скорость схода жидкости с его рабочего колеса. Этот параметр учитывает влияние вязкости перекачиваемой жидкости на значение потерь энергии внутри самого нагнетателя, т.е. на значение сопротивления fT(Q) в формуле (6.2). В результате исследований установлено:

1. При весьма больших числах Re (а именно, при Re > > Rem где Reп — так называемое переходное число Рейнольдса для насоса данной конструкции) сопротивление fT(Q) перестает зависеть от числа Re, а зависит только от подачи Q.

Следовательно, при Re > Иеп характеристика насоса не зависит от вязкости v перекачиваемой жидкости, т.е. Н = = n2D2F(Q/nD). Полученный результат показывает, что изменение диаметра рабочего колеса или угловой скорости его вращения приводит к растяжению графика характеристики нагнетателя вдоль оси напоров пропорционально (nD)2 и вдоль оси расходов пропорционально nD (см. пункты 6.5.1 и 6.5.2).

Аналогично график характеристики N(Q) мощности нагнетателя при изменении диаметра рабочего колеса или числа его оборотов растягивается вдоль оси мощности пропорционально (nD)3 и вдоль оси расходов пропорционально nD.

Наконец, график характеристики п(О) КПД нагнетателя при изменении диаметра рабочего колеса или числа его оборотов растягивается (в первом приближении) только вдоль оси расходов пропорционально.

2. Однако если Re = nD2/v < Rem то характеристики центробежного нагнетателя, построенные на воде (vB = 1 сСт), отличаются от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидкости. Правила нахождения переходного числа Reп Рейнольдса в зависимости от так называемого коэффициента k быстроходности насосов


(6.15)

(n — об/мин; Оон — м3/с; Нон — м; для насосов с двухсторонним входом подача Оон в формуле для k берется равной половине номинальной) приводятся в специальной литературе, в том числе, в РД-39-30-990 — 84 "Методика расчета напорных характеристик и пересчета параметров центробежных насосов магистральных нефтепроводов при изменении частоты вращения и вязкости перекачиваемой жидкости" (АК "Транснефть", 1984). Согласно этим правилам, по коэффициенту быстроходности k, являющемуся индивидуальной характеристикой насоса того или иного типа, переходное число Reп Рейнольдса рассчитывается по формуле

,5 т, — 0,305


(6.16)


Re,, = 3,16-105k


из которой затем находится критическое значение vп вязкости нефти, выше которого необходим пересчет характеристик: nD2/v < Rem откуда следует:


vпnD2 = nD2 к°’305.    (6.17)

Кеп    3Д6-105

В специальной литературе приводятся также правила пересчета характеристик нагнетателей "с воды" на транспортируемую жидкость. Общие следствия из этих правил таковы: при умеренных значениях кинематической вязкости нефти, т.е. вязкостях, которые не превышают значения vm определяемого формулой (6.17), пересчитывать характеристики нагнетателей "с воды" на данную нефть, нет необходимости;

при вязкостях нефти, превышающих значение v п, определяемое формулой (6.17), пересчет характеристик необходим (см. упомянутое РД);

характеристики центробежных нагнетателей для нефтей с вязкостями, превышающими значение v п, определяемое формулой (6.17), характеристики центробежных нагнетателей лежат ниже характеристик, построенных "на воде";

напор, развиваемый нагнетателем при малой (нулевой) подаче, не зависит от вязкости жидкости.

Проиллюстрируем сказанное примерами.

Пример 1. Для насоса с подачей Qож = 1250 м3/ч; Нон = 260 м; D = = 495 мм; п = 3000 об/мин имеем: к = 3,65-3000^1250/(2-3600)/2603/4 а 70. Критическое число Иеп Рейнольдса равно 3,16¦ 105¦ 70-0,305 а 86500, а вязкость нефти, для которой необходим пересчет характеристик, находится по формуле (6.17)

v = (3000/60)0,4952¦ 70°'305/316000 » 1,42¦ 10-4 м2/с или 142 сСт, т.е. такая нефть должна иметь весьма высокую вязкость.

Пример 2. Для насоса с подачей QOK = 10000 м3/ч; Нон = 210 м; D = = 495 мм; п = 3000 об/мин имеем: к = 3,65¦ 3000^10000/(2¦ 3600)/2103/4 а 235. Критическое число Иеп Рейнольдса равно 3,16¦ 105¦235-0,305 а 59800, а вязкость нефти, для которой необходим пересчет характеристик:

vп = (3000/60)0,4952¦235°‘305/316000 » 2,05¦ 10-4 м2/с или 205 сСт, что еще выше, чем в предыдущем случае.

6.5.4. ИЗМЕНЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК

НАСОСА МЕТОДОМ ПЕРЕПУСКА

Характеристику центробежного нагнетателя можно изменять также методом перепуска. При перепуске часть нефти из линии нагнетания (линии высокого давления) возвращается по байпасу обратно в линию всасывания (линию низкого давления). Обозначив через дп расход нефти, возвращаемой из линии нагнетания в линию всасывания, получим, что подача насоса увеличится и станет равной Q + дп.

Н = F(Q + дп).    (6.18)

Поскольку известно, что при изменении аргумента функции на некоторое значение дп > 0 (дп = const) ее график сдвигается влево по оси Q на такое же значение, то можно видеть, что при каждом значении подачи Q, развиваемой насосом, напор Н уменьшается. В частности, если характеристика насоса представляется формулой F(Q) = a — bQ2, то насос с перепуском части нефти из линии нагнетания в линию всасывания имеет характеристику:

Н = F(Q) = a - b(Q + дп)2 = - Ьд2) - 2ЬдпQ - bQ2.    (6.19)

Нетрудно заметить, что график измененной характеристики насоса лежит ниже графика исходной характеристики того же насоса.

Пример. (Q — Н)-характеристика центробежного насоса имеет вид: Н = = 331 — 0,451 *10-4Q2 (Н — м, Q — м3/ч), причем перекачка ведется с расходом 1000 м3/ч. Какой перепуск нефти через насос нужно устроить, чтобы пр и той же подаче снизить дифференциальный напор насоса на 15 м?

Решение. Сначала определяем дифференциальный напор, развиваемый насосом с исходной характеристикой. Имеем:

Н = 331 — 0,451*10—4Q2 = 331 — 0,451*10—4*10002 = 285,9 м.

Используя (6.19), составляем уравнение:

331 — 0,451*10—4(1000 + дп)2 = 285,9 — 15, из которого находим: дп а 154,4 м3/ч.

6.6. ПРИВОД НАСОСОВ

Обратимся теперь к устройствам, которые обеспечивают вращение вала рабочего колеса центробежного нагнетателя. Как уже говорилось, такие устройства называют приводом насоса. В качестве привода к основным и подпорным насосам используются преимущественно асинхронные и синхронные электродвигатели высокого напряжения. Из асинхронных двигателей часто применяют электродвигатели с короткозамкнутым ротором серии АТД (табл. 6.5).

Двигатели серии АТД монтируют в одном помещении с насосами, поскольку они изготовляются во взрывобезопасном исполнении. Это достигается тем, что в корпусе двигателя поддерживается достаточное избыточное давление воздуха,

Марка

Номинальная

мощность,

кВт

Номинальное

напряжение1,

кВ

КПД при номинальной нагрузке, %

Частота вращения вала, об/мин

АТД-800

800

6/3

94,5

2980

АТД-1000

1000

6/3

94,5

2980

АТД-1250

1250

6/3

94,5

2980

АТД-1600

1600

6/3

95,0

2980

АТД-2000

2000

6/3

95,0

2980

АТД-2500

2500

6

96,0

2980

АТД-4000

4000

6

96,0

2980

АС-4000/6000

4000

6

96,2

2985

АЗМ-4000/6000

4000

6

97,0

2985

АЗС-4000/6000

4000

6

96,2

2985

АЗМ-5000/6000

5000

6

97,2

2985

АС-5000/6000

5000

6

96,5

2985

АС-5000/3000

5000

3

96,5

2985

АЗС-5000/6000

6000

6

96,5

2985

АЗМ-6300/6000

6300

6

97,5

2990

АВ-8000/6000

8000

6

96,6

2960

1 В числителе указано максимальное напряжение, в знаменателе — минимальное.

исключающее проникновение в двигатель паров нефти. Однако при использовании асинхронных двигателей мощностью от 2,5 до 8,0 МВт требуется установка в помещениях насосной дорогостоящих статических конденсаторов больших мощностей (которые при колебаниях нагрузки станции и температуры окружающей среды часто выходят из строя), а также комплекса высоковольтного оборудования, усложняющего схему электроснабжения.

С конца 60-х годов XX века в качестве привода магистральных насосов начали применять синхронные двигатели серии СТМ, а позднее — более совершенные двигатели серии СТД. Синхронные электродвигатели обладают лучшими показателями устойчивости по сравнению с асинхронными, что особенно важно при случающихся падениях напряжения в сети. В табл. 6.6 приведены основные характеристики синхронных электродвигателей серии СТДП.

По стоимости синхронные электродвигатели, как правило, дороже, чем аналогичные асинхронные, однако имеют лучшие энергетические характеристики, что делает их применение эффективным. Считается, что КПД синхронного двигателя изменяется незначительно при нагрузках, близких к номинальной мощности двигателя. При нагрузках, составляю-

Марка

Номинальная

мощность,

кВт

Номинальное

напряжение1,

кВ

КПД при номинальной нагрузке, %

Частота вращения вала, об/мин

СТДП-800-2

800

10/6

96,0

3000

СТДП-1250-2

1250

10/6

96,5

3000

СТДП-1600-20

1600

10/6

96,7

3000

СТДП-2000-2

2000

10/6

96,7

3000

СТДП-2500-2

2500

10/6

96,8

3000

СТДП-3200-2

3200

10/6

97,1

3000

СТДП-4000-2

4000

10/6

97,2

3000

СТДП-5000-2

5000

10/6

97,3

3000

СТДП-6300-20

8000

10/6

97,4

3000

СТДП-8000-2

10000

10/6

97,6

3000

СТДП-10000-2

12500

10/6

97,7

3000

СТДП-12500-2

5000

10/6

97,7

3000

1 В числителе указано максимальное напряжение, в знаменателе — минимальное.

щих 0,5 — 0,7 номинальной мощности, КПД синхронных электродвигателей значительно снижается. Последнее должно быть принято во внимание при сравнительном анализе конкурирующих вариантов как на стадии проектирования, так и при эксплуатации, в том числе модернизации, насосного оборудования перекачивающих станций.

Отечественная и зарубежная практика эксплуатации нефтепроводов показала, что в условиях постоянно изменяющегося уровня загрузки трубопроводных систем целесообразно использовать регулируемые приводы насосных агрегатов. Путем регулирования числа оборотов рабочего колеса нагнетателя удается плавно менять его гидравлические и энергетические характеристики, подстраивая работу насоса к изменяющимся нагрузкам. Этим обеспечивается прежде всего экономия энергии, затрачиваемой на перекачку нефти (рис. 6.10).

На этом рисунке представлены (Q —Н)-характеристики центробежного нагнетателя с номинальной частотой вращения рабочего колеса n0 об/мин (сплошная кривая) и с измененной частотой n, < n0 об/мин (пунктирная кривая). Если для перекачки нефти с уменьшенным расходом требуется меньший напор, чем определяемый рабочей точкой M0, то это можно достичь снижением числа оборотов ротора насоса и смещением рабочей точки в новое положение M,. Разность площадей не заштрихованного и заштрихованного

прямоугольников пропорциональна экономии мощности, затрачиваемой на перекачку (M1M* — напор, который требуется дросселировать, если не используется регулируемый привод).

Регулированию поддаются электродвигатели как постоянного, так и переменного тока. Двигатели постоянного тока позволяют осуществлять регулирование числа оборотов пр о-стым изменением сопротивления (например, введением реостата в цепь ротора двигателя), однако у таких двигателей диапазон регулирования сравнительно узок. Двигатели переменного тока допускают регулирование числа оборотов путем изменения частоты питающего тока (с промышленной частоты 50 Гц до большего или меньшего значения в зависимости от того, требуется увеличить число оборотов вала ротора или уменьшить, соответственно). Технически такое регулирование осуществляется с помощью тиристорных преобразователей частоты (система ТПЧ — АД). Анализ показывает, что система ТПЧ — АД высокооборотного регулируемого электропривода получила наибольшее распространение в зарубежной практике.

Из других приводов к насосным агрегатам в отдельных случаях используются газотурбинные двигатели. Чаще всего в качестве приводов используются газовые турбины авиационного типа мощностью от 1 до 25 кВт. Число оборотов силовой турбины, как правило, больше, чем у электродвигателя и лежит в пределах от 4500 до 7000 об/мин. Поскольку скорость вращения вала турбокомпрессора несколько больше (она составляет от 5000 до 12000 об/мин), между турбиной и насосом устанавливают редуктор, снижающий число оборотов. Регулирование числа оборотов газотурбинного привода достигается регулированием подачи топлива. Из отечественных газотурбинных приводов к насосам наибольшую известность получил двигатель НК-12-СТ, используемый преимущественно в газовой промышленности для компоновки газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-6,3.

Показатели

Компоненты

сн«

СаНв

сан.

Я-С4Н10

*-С4Н ю

я-С5Ни

1-С, II12

Молекулярная масса

16,042

' 30,068

,144,094

58,120

*"58,120

72,151

72,151

Молекулярный объем при 0 °С и 760 мм рт. ст.

22,36

22,16

21,82

I 21,50

21,75

20,87

20,87

Плотность при 0 °С и 760 мм рт. ст., кг/м3

0,7168

1,356

2,010

2,703

2,668

3,457

3,457

Плотность при 20 СС и 760 мм рт. ст., кг/м3

0,6679

1,263

1,872

2,5185

2,4859

3,221

3,221

Относительная плотность (по воздуху)

0,555

1,049

1,562

2,091

2,067

2,674

2,490

Газовая постоянная, м/°С

52,95

| 28.19

19,23

14,95

14.95

11,75

11,75

Теплоемкость при 0:С и 760 мм рт. ст., Ср/Су,

0,5172

0,3934

0,3701

0,3802

0,3802

0,3805

0,3805

ккал/кг*°С

0,39361

0,3273

0,3252

0,3466

0,3466

0,3533

0,3533

Коэффициент динамической вязкости при 20 °С и 760 мм рт. ст., Ю"“ кг-с/м2

1,0484

0,8720

0,7649

0,6956

0,7027

0,6354

0,6507

Фактор ацситричности молекул (и Параметры потенциалов:

(1,0104

0,0986

0,1524

0,02010

0,1849

0,2539

0,Я993

«/А, К

140,0

23G.0

206,0

208,0

217.0

269,0

269,0.

о, А

3,808

4,384

5,420

5,869

5,819

6,099

6,057

^безр

_

Критическая температура Ткр, К

190,55

305,43

369,82

425,16

408,13

469,65

460,39

Критическое давление ркр, кгс/см2

46,95

49,76

43,33

38,71

37,19

34,35

34,48

Температура кипения Гкип, К

111,7

184,6

231,1

272,7

261,5

309,3

301,0

Теплопроводность при 0° С и 760 мм рт. ст., ккал/м•ч•°С

0,026

0,016

0,013

0,011

0,010

0,0106

0,0106

тшнт

Продолжение та б л- II.1

Показатели

Компоненты

с.н14

С7Н„

с»н„

n2

Н,

Воздух

Молекулярная масса

86,178

100,198

114,22

28,016

2,016

28,96

Молекулярный объем при 0 °С и 760 мм рт. ст-

22,42

22,47

22,71

22,404

22,43

22,4

Плотность при 0 °С и 760 мм рт. ст., кг/м3

3,845

4,459

5,030

1,2503

0,0899

1,2928

Плотность при 20 °С и 760 мм рт. ст., кг/м3

3,583

4,155

4,687

1,1651

0,0837

1,2046

Относительная плотность (по воздуху)

2,974

3,450

3,820

0,967

0.069

1,000

Газовая постоянная, м/°С

9.84

8.46

7,42

30,26

420,63

29,27

Теплоемкость при 0 °С и 760 мм рт. ст., CpiCv,

Р,3»27

0.3846

0,3856

0.2482

3,3904

0,2397

ккал/кг-°С

0.3600

0,3652

0,3686

0,1770

2,4045

0,1712

Коэффициент динамической вязкости при 20° С и 760 мм рт. ст., 10'6 кг -с/м2;

0,6169

0,5500

0,5030

1,6981

0,8984

1,7419

Фактор ацентричности молекул о Параметры потенциалов:

0,3007

0,3498

0,4018

0,040

0

е/k, К

423,0 |

288,0

333,0

91,5

33,3

78,6

а, А

5,916

7,000

7,407

3,681

2,968

3,711

^безр

0

0

Критическая температура Ткр, К

507,35

540,15

568,76

126,26

33,25

37,2

Критическое давление /?кр, кгс/см2

30,72 |

27,90

25,35

34,65

13,25

132,4

Температура кипения Гкнп. К

341,9

371,6

398,9

77,3

20,4

78,8

Теплопроводность при 0° С и 760 мм рт. ст., ккал/м-ч-°С

0,00966

0,0092

0,0084

0,020

0,148

0,021

Показатели

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

н- Бутан

Иэопентан

н-Пентан

Гексан

Химическая формула

СН,

C2HS

с3н8

с,н|0

н-С,Н,0

U30-CSH,2

н-С,Н

с6н13

Молекулярная масса

16,04

30,07

44,09

58,12

58,12

72,15

72,15

86,18

Газовая постоянная, кг-м/(кг-вС)

52,95

28,19

19,23

14,95

14,95

11,75

11,75

9,84

Температура при 0,1 МПа, °С:

плавления

-182,5

-172,5

-187,5

-145,5

-135,0

-160,6

-129,7

-95,5

кипения

-161,3

-88,6

-42,2

-10,1

-0,5

+28,0

+36,2

+69,0

Критические параметры:

температура ТК1>, К

190,5

305,4

369,8

408,1

425,2

460,4

469,7

507,4

давление рЩ), МПа

4,88

5,07

4,42

3,80

3,95

3,51

3,50

3,13

плотность, кг/м3

162

210

225,5

232,5

225,2

-

232

-

объем, м3/кг

0,00617

0,0047

0,00443

0,0043

0,0044

-

0,0043

-

Плотность при 0,1 МПа и 0 °С,

0,717

1,344

1,967

2,60

2,60

3,22

3,22

3,88

кг/м3

Удельный объем при 0,1 МПа и

1.4

0,746

0,510

0,385

0,385

0,321

0,321

0,258

0 °С, кг/м3

Плотность в жидком состоянии при Гк„„ и 0,1 МПа, кг/м3

416

546

585

582 (при 0 °С)

600

625

637

664

Удельная теплоемкость при 0,1 МПа и 0 “С, кДж/(кг°С):

при постоянном давлении ср

2,22

1,73

1,57

1,50

1,50

1,45

1,45

1,42

при постоянном объеме сг

1,70

1,44

1,36

1,31

1,31

1,29

1,29

1,28

Теплота при 0,1 МПа, кДж/кг:

испарения

570

490

427

352

394

356

340

340

плавления

60,7

95,1

80,0

77,5

75,4

70,8

116

151

Теплопроводность при 0 'С и 0,1 МПа, Вт/(м ч °С)

0,30

0,018

0,015

0,0135

0,0135

0,0127

0,0127

Теплота сгорания при 0,1 МПа и 15 eC, 103 кДж/кг: высшая

55,69

51,96

49,86

49,44

49,44

49,23

49,23

48,69

низшая

50,15

47,35

46,47

45,67

45,67

45,46

45,46

45,17

Количество воздуха, необходимое

9,54

16,67

23,82

30,97

30,97

38,11

38,11

45,26

для сжигания 1 кг газа, м'1 Средняя температура воспламе

715

567

545

512

512

-

-

-

нения с воздухом, “С Теоретическая температура горе

1830

2020

2043

2057

2057

2080

2090

2090

ния, °С

Объем газа от испарения 1 м3

442,1

311,1

272,9

229,4

237,5

204,6

206,6

182

жидкости, приведенный к 0,1 МПе и 0 °С, м3

Коэффициент динамической вяз

1,05

0,87

0,76

0,70

0,70

0,65

0,63

0,62

кости при 0 “С и 0,1 МПа,

10“12 мПа-с

Фактор ацентричности молекул со

0,0014

0,0986

0,1524

0,1949

0,2010

0,2223

0,2539

0,3002

Параметры потенциалов: e/fe, К

140

236

206

217

208

269

269

423

о, Н м

3,818

4,388

5,420

5,82

5,89

6,10

6,06

5,92

ТАБЛИЦА 1.2

Состав природных газовг добываемых из газоконденсатных месторождений

Месторож

дение

Объемная доля компонента в газе, %

Отно-

си-

тель-

ная

плот

ность

по

возду

ху

СН4

С,НЬ

С,Н8

с4н10

*-5^ 12 +В

n2+r*

со2

H2S

Шебелин-

92,0

4,00

1,1

0,52

0,26

2,00

0,12

0,606

ское

Вуктыльское

74,80

8,70

3,9

1,80

6,40

4,30

0.10

0,882

Оренбург

84,0

5,0

1,6

0,70

1,80

3.5-4,9

0.5-

1,3-5,0

0,680-

ское

1,7

0.70

Уренгойское:

88,28

5,29

2,42

1,00

2,52

0.48

0,01

-

0,707

БУ-8

82,2?

6,56

3,24-

1,49

5.62

0,32

0,50

0.813

БУ-14

Надымское

75,11

8,62

3,90

1,44

10,20

0,38

0,35

0,876

Юбилейное

79.47

9,06

4,43

1,64

4,38

0,48

0,54

0,794

Заполярное,

79,41

6,12

4.16

2,39

7,33

0,42

0,17

0,880

БТ-5

Варье ганское

70,35

6,48

7,33

2,88

10,04

2,71

0,21

0,907

Астраханское

58,86

1,88

0.60

0,23

0,12

0,81

11,00

26,5

0,855

*R —инертные газы.

Состав нефтяных газов


ТАБЛИЦА 1.3

Месторож

дение

Объемная доля компонента в газе, %

Относительная плотность по воздуху

СН,

С2Н6

С3Н8

с,н10

CsH12+B

N, + R-

co2

H2S

Бавлинское

35,0

20,7

19,9

9.8

5,8

8,4

0,4

1,181

Мухановское

30.1

20,2

23,6

10.6

4.8

6.8

1,5

2,4

1,186

Ишимбай-

42,4

12,0

20.5

7.2

3.1

11,0

1,0

2,8

1,046

ское

Ромашкин-

38,8

19,1

178

8.0

6,8

8,0

1,5

1,125

ское

Самотлор-

53,4

7.2

15,1

8.3

6,3

9,6

0,1

1,010

ское, Б-8

Узеньское

50,2

20,2

16.8

7.7

3,0

2,3

-

1,010

Жеты бай

63.9

16,2

8.1

5.1

5,1

1.2

0,4

0,827

ское

‘R —инертные газы.

между континентами достиг 24 % от общего транспорта природного газа;

твердый природный газ (ТПГ) получают из жидкого метана при дальнейшем понижении температуры до минус 182,5 °С и атмосферном давлении. ТПГ, по мнению авторов, принадлежит большое будущее при его использовании, транспорте и хранении;

широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), которая в основном состоит из пропан-бутановых фракций, находящихся при “Обычных''условиях в переходном состоянии от пара к жидкости, получается при переработке газоконденсатного или нефтяного газа, или нестабильного конденсата и нефти. ШФЛУ является хорошим сырьем для химической 11 ромышленности;

биогаз получают из биомассы с помощью бактерий и ферментов. Сырьем для его производства служат морские водоросли, растительные и другие органические отходы;

искусственный газ получают путем газификации твердого юплива (уголь, торф, сланцы и др.) при неполном сгорании, .1 также переработки жидких топлив (нефти, мазута, конденсата и др.). По теплотворной способности он почти в два ра-<а ниже природного газа и имеет сложный химический состав.

Исторически в Европе и США промышленное использование искусственного газа началось раньше природного газа. Переработка каменного угля позволила решить энергетическую проблему комплексно. Уже в те годы газовая промышленность на основе угля давала два вида топлива: газообразное и твердое. Половина используемого угля выходила в виде кокса, который использовался как в быту, так и в промышленности. Наиболее эффективным для получения искусственного газа оказался процесс Лурги, разработанный в Германии для использования бурового угля. В последующем в промышленности искусственного газа стал применяться процесс риформинга с использованием водяного пара для газификации легкого нефтяного дистиллята, известного под названием ипфта. Эти заводы риформинга очень эффективны. В дальнейшем был разработан процесс каталитического обогащении газа путем применения очень активного катализатора, в результате чего получили богатый метаном газ.

В Европе, США, Южной Африке и других регионах продолжают и сейчас еще работать заводы по производству искусственного газа из угля и нефти в небольших объемах по • равнению с природным газом. В б. СССР в 60-х годах полу-

ПРИЛОЖЕНИЕ

^ Ниже приведено решение некоторых интегралов, Согласно работе [15]

Г» Ay    1    _

I -у=- = -у=- In (2 У cR + 2с х + ь) =

arcsin -

У—с У—А

~ In (2сх Ь),

где = сх2 +    +    а;    Д    =    4ас    —    62.

dx __    1    ^    2а    +    Ьл:    +    2    j/*,а/?

К/? Ка    х

1    .    2а    А-    Ьх

¦ arcsin •

V—cl    х V~b24ac

используемых в гл. II,

> 0]

> 0, Д > 0]

\с< 0, А < 0]

[с> 0, Д - 0]

[а>0]

<0, Л < 0]

, 2a 4- bx

¦ arctg ^_!_

afth = [“>»]

ln    la>o,    Д    =    oj

1


l/"a 2a + bx

2 V bx + c*2 bx


[a = 0, b =j= OJ

7    ВЫЗОВ ПРИТОКА НЕФТИ

И ГАЗА ИЗ ПЛАСТА, г л а в а    ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

7.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В отечественной практике вызов притока флюида из пласта осуществляют созданием депрессии на пласт путем замены бурового раствора в скважине на более легкий (вода, нефть, газированный раствор, пена) или снижением уровня жидкости в скважине вытеснением сжатым газом (азотом, воздухом), реже тартанием или свабированием.

Свабирование и тартание применяют очень редко из-за их взрывоопасности, низкой производительности, отсутствия надежного контроля за процессом. В США эти способы снижения давления в ПЗП применяются значительно шире, так как буровые обеспечены надежной противовыбросовой арматурой, лубрикаторами и контрольными устройствами.

В РФ разработана технология освоения скважин с использованием газификационной установки АГУ-8К. Производительность установки 5 — 6 м3/мин газообразного азота, максимальное давление до 22 МПа. Широкое применение ограничивается не только дефицитом установок, но в основном отсутствием в нефтегазовых районах страны, особенно в районах массового бурения, заводов по производству азота (заправочных станций). В США для этой цели широко используется газификационная установка фирмы "Кадд Прешер Контрол". Особенностью установки является наличие в комплекте лебедки с намотанными на ее барабан тонкими трубами диаметром 25 — 31 мм, которые при операциях по вызову притока принудительно пропускают в НКТ через лубрикатор на глубину более 5000 м.

Применение газообразных веществ и их смесей с жидкостями позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы. Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико-химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов. Газообразный азот, используемый в нефтяной промышленности, взрывобезопасный, химически малоактивный, нетоксичный. Круг задач, решаемый в нефтепромысловой практике с использованием азота, весьма широкий и разнообразный. Ниже будут рассмотрены особенности и преимущества технологических процессов вызова притока из пластов после вскрытия азотогидропескоструйной перфорацией, термообработки и кислотной обработки скважин с применением азота, описан опыт их внедрения.

Жидкий азот получают при разделении воздуха путем низкотемпературной ректификации. Производительность установок для разделения воздуха составляет 0,2—1,6 т/ч жидкого азота. Имеются также небольшие (массой 5 т) стационарные установки по производству жидкого азота производительностью 0,055 т/ч.

Перевозку жидкого азота от места производства до нефтепромыслов можно также осуществлять изотермическими цистернами объемом около 25 м3 железнодорожным транспортом или цистернами типа ТРЖК (ЦТК) объемом 3 — 7 м3 автотранспортом. Слив и складирование жидкого азота осуществляют в цистерны вместимостью 25—100 т.

Физико-химические свойства азота. Газообразный азот бесцветен, не обладает запахом и вкусом, не токсичен, масса

1 м3 газообразного азота при нормальных условиях составляет 1,25 кг.

При температуре —195,8 °С газообразный азот превращается в бесцветную подвижную жидкость плотностью 808 кг/м3, а при дальнейшем охлаждении — в твердую массу с температурой плавления —209,9 °С. Теплота парообразования азота равна 199,3 Дж/г. При испарении 1 м3 жидкого азота получаем 702,5 м3 газообразного азота при 20 °С и давлении 0,1 МПа.

При температуре t = —147 °С и давлении ркр = 2,35 МПа азот обладает плотностью 311 кг/м3 и находится в критическом состоянии.

Газообразный азот слабо растворим в нефти и воде.

Растворимость азота в нефти и воде с изменением температуры меняется незначительно.

При давлении до 30 МПа сжатие азота происходит практически без отклонений от законов идеальных газов и изменение объема описывается зависимостью

V    Vt ¦ 273,2pf

V    0--,

Po(273,2 + f)

где V0, Po — соответственно объем и давление в нормальных условиях; Vt, pf — объем и давление в данных условиях; f — температура.

Вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти с растворенным азотом снижаются. Азот, закачанный в скважины, сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами. Плотность газа азота составляет 1,25 кг/м3, следовательно, он тяжелее углеводородных газов и при закачке в скважины будет находиться в нижней части ствола. В присутствии азота повышается давление насыщения нефти углеводородными газами.

Фильтрация азотожидкостных смесей через пористую среду проходит при более высоких давлениях, чем фильтрация жидкости.

Смесь азота с воздухом, содержащая менее 5 % кислорода, предотвращает возникновение взрыва при закачке в нефтяные скважины.

Для транспорта жидкого азота к скважинам используют азотные газификационные установки. Из выпускаемых отечественной промышленностью установок наилучшими параметрами применительно к нефтегазодобывающей промышленности обладает установка АГУ-6000-500/200 или то же АГУ-8К (далее - АГУ).

Установка АГУ состоит из автомобиля КрАЗ-219-Б, резервуара ТРЖК-5, резервуара погружного насоса КВ6101 или ТРЖК-7, погружного насоса жидкого азота НЖК-29М или НСГ-500/200, испарителя.

Для проведения промысловых работ обычно используются две установки.

Способы и технологические приемы по вызову притока из пласта, применяемые в отечественной практике и за рубежом, примерно одинаковые.

В американской практике большинство скважин (исключение составляют скважины с низкими пластовыми давлениями) оборудуют специальным комплектом внутрискважинно-го оборудования, состоящего из НКТ, пакеров, циркуляционного клапана и других приспособлений для проведения операций по освоению и глушению скважин, созданию противодавления в межколонном пространстве для предотвращения смятия обсадных труб и защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления и агрессии пластовых флюидов.

В табл. 7.1 представлены данные о передвижных воздушных компрессорах, выпускаемых в РФ и США, которые используют при освоении скважин.

В РФ разработана передвижная компрессорная установка СД9/101 на рабочее давление 9,9 МПа при подаче 9 м3/мин, ведутся работы по созданию более совершенных моделей. Разработан и прошел приемочные испытания передвижной агрегат ПНКА-1 для приготовления и нагнетания пены или аэрированной жидкости. Производительность агрегата (по пене) 10 м3/ч, максимальное давление нагнетания 10 МПа, содержание воздуха в пене 35 — 45 %. Следует также отметить, что получаемая с помощью этого агрегата пена имеет недостаточную степень аэрации (до 45), что не позволит его эффективно использовать при освоении многих скважин.

В последние годы в РФ и за рубежом проводятся научноисследовательские работы по разработке технологических процессов освоения скважин с применением так называемых самогенерирующихся пенных систем. Вспенивание растворов производится газами, выделяющимися при химических и термохимических процессах, происходящих непосредственно в скважине.

Проведенными исследованиями показана перспективность этого способа — исключается частично или полностью необходимость применения специального оборудования (например, компрессоров высокого давления), повышается технологичность и безопасность работ.

Т а б л и ц а 7.1

Характеристика передвижных воздушных компрессоров, выпускаемых в РФ и США

США

РФ

Фирма

Фирма "Элиот"

Тип компрессора

Параметр

"Ин-

Модель

жер-

солл-

Рэнд"

38МВ

32МВ

25МВ

УКП-80

КС16/100

КПУ16/250

СД9/101

Мощ

ность,

кВт

3169,2

Нет

свед.

Нет

свед.

Нет

свед.

220,6

301,5

500,1

132,4

Подача,

м3/мин

85

600

300

100

8

16

16

9

Давление

нагнета

ния,

МПа

10,5

20

50

70

8

10

25

9,91

Масса, т

6,35

13,2

9,53

7,3

16,1

23

28,5

10

Большое внимание уделяется предупреждению загрязнения окружающей среды, в частности, при освоении скважин. В США с этой целью фирмой "Бейкер” выпускаются две модели горелок для сжигания сырой нефти, газа, газового конденсата вместе с поступающими с ними инертными флюидами. Сжигание поступающего из скважины флюида обеспечивает чистоту вокруг буровой, что особенно важно при строительстве морских скважин.

7.2. ТИПОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Применяемые в РФ типовые технологические схемы освоения скважин и последовательность операций при этом представлены на рис. 7.1. Почти повсеместно в отрасли распространена схема I, наиболее простая, но имеющая существенные недостатки: отсутствие изоляции обсадной колонны от высоких забойных давлений в скважине и агрессивности продукции. Схема II приемлема при наличии от-

Рис. 7.1. Типовые схемы освоения скважин, применяемые в РФ:

I    — общепринятая схема освоения скважин; II — схема освоения с пакером; III — схема освоения с комплектом оборудования; 1 — обсадная колонна; 2 — НКТ; 3 — пакер; 4 — клапан безопасности; 5 — пакер, обеспечивающий циркуляцию жидкости при закачивании; 6 — телескопическое соединение; 7 — клапан, обеспечивающий циркуляцию; 8 — клапан пропуска ингибитора; 9 — разъединительное соединение; 10 — пакер с якорем;

II    — упорное кольцо для опускаемого клапана

крытых забоев, а схема III — для условий сероводородсодержащих месторождений с использованием специального комплекса оборудования управляемых клапанов (типов КУСА, КОУК), который позволяет повысить безопасность эксплуатации скважин.

Вызов притока флюида из пласта базируется на снижении забойного давления в скважине ниже пластового, т.е. создании депрессий на пласт.

Депрессия на пласт при использовании технологических схем I и II (см. рис. 7.1) обычно создается заменой бурового раствора в скважине на более легкий, затем на воду, нефть, пену, газированную жидкость. Для создания более глубоких депрессий используются методы снижения уровня жидкости в скважине путем вытеснения жидкости сжатым газом (воздухом, азотом), тартанием или свабированием.

Особого внимания заслуживают вопросы освоения сероводородсодержащих месторождений, так как агрессивный и ядовитый сероводород осложняет или совсем исключает использование уже известных и апробированных технологий, например, снижение уровня жидкости или аэрацию воздухом. Если для месторождений с высокими пластовыми давлениями проблем с созданием депрессии на пласт нет, для них достаточно лишь заменить буровой раствор на более легкий, то для скважин с аномально низкими и близкими к нормальным пластовыми давлениями апробированных технологий в отрасли до последнего времени не было. Схема такого технологического процесса представлена на рис. 7.2.

В зарубежной практике имеется больший выбор технологических схем заканчивания скважин. Наиболее распространенные из них представлены на рис. 7.3. Последовательность операций этих схем приведена ниже.

Схема I — перфорация; спуск НКТ (диаметр 83 мм); оборудование устья; установка пакера; вызов притока с помощью специальных автономных установок с непрерывными (гибкими) колоннами.

Схема II — разбуривание цементного стакана; бурение и расширение ствола скважины против продуктивного пласта; спуск и установка хвостовика; гравийная набивка расширенного интервала; спуск НКТ, оборудованных погружным насосом; оборудование устья скважины; вызов притока с помощью погружного насоса.

Схема III — перфорация; спуск параллельных колонн НКТ — первая для закачки ингибитора, вторая для отвода нефти (диаметр 60 мм); оборудование устья; установка двух-386

Рис. 7.2. Схема вызова притока нефти, содержащей H2S, на скважинах месторождения Жанажол (коэффициент аномальности пластового давления не выше 1,3):

t — перфорация; а — ингибирование труб, оборудования; , — вытеснение нефти пеной или азотом; „ — вызов п р итока; % — работа скважины, ингибирование продукции; I — раствор CaCl2; II — ингибированная нефть; III — пластовая нефть; IV — пена (азот); 1 — НКТ; 2 — обсадная колонна; 3 — нижняя скважинная камера; 4 — пакер; 5 — ингибиторный клапан

трубного пакера; создание депрессии; перфорация через НКТ, вызов притока.

IV    V    VI


Рис. 7.3. Схемы освоения скважина (I-VI), применяемые в США:

1 — НКТ; 2 — надпакерная жидкость; 3 — пакер; 4 — погружной насос; 5 — эксплуатационная колонна; 6 — хвостовик; 7 — гравийная набивка; 8 — колонна для подвески хвостовика; 9 — двухтрубный пакер; 10 — клапан-отсекатель; 11 — ингибиторный клапан; 12 — циркуляционный клапан; 13 — уплотнительный узел; 14 — посадочный ниппель; 15 — перфорационный патрубок; 16 — колонна насосных штанг; 17 — вставной штанговый насос (эжекторный); 18 — перфорированный пласт; 19 — цементный стакан; 20 — необсаженный ствол


Схема IV — перфорация; установка стационарного пакера с дополнительным уплотнением; спуск НКТ (диаметр 73 мм) через пакер с дополнительным уплотнением; вызов притока с помощью специальных автономных установок и с непрерывной (гибкой) колонной труб.

Схема V — перфорация; спуск НКТ (диаметр 73 мм); спуск колонн штанг с вставным штанговым насосом; оборудование устья; вызов притока с помощью вставного насоса.

Схема VI — вскрытие бурением продуктивного пласта; спуск параллельных колонн НКТ (диаметр 73 мм); цементирование колонн НКТ; оборудование устья; создание депрессии; перфорация через НКТ выбранных интервалов; отработка скважины.

Особенности этих технологических схем — их более высокая техническая оснащенность, а также направленность на сокращение общих затрат на разработку месторождения (многорядное заканчивание, одновременно — раздельная эксплуатация нескольких горизонтов).

Для вызова притока в зарубежной практике используются передвижные азотные газификационные установки. Имеющийся широкий типоразмерный ряд этих установок производительностью от 1800 до 9000 нм3/ч по газообразному азоту на рабочие давления от 40 до 70 МПа и выше обеспечивает эффективность проведения всей гаммы внутрискважинных работ:    снижение    забойного    давления вплоть до полного

"осушения" скважины; перфорацию при депрессии на пласт в среде азота; азотно-кислотные воздействия на пласт и ряд других операций. Использование азота обеспечивает полную взрывобезопасность процессов. Все более широкое распространение находят технологические процессы освоения скважин с использованием специального оборудования с непрерывной колонной труб, которое значительно облегчает и ускоряет спускоподъемные операции. Оборудование смонтировано на шасси автомобиля и включает в себя барабан большого диаметра с намотанной на нем колонной труб диаметром 19 — 25 мм. Длина наматываемых на барабан труб колеблется от 700 до 5500 м. Специальный механизм подачи через лубрикатор может подавать гибкие трубы непосредственно в НКТ, находящиеся под давлением. Газообразный азот, спецжидкости и другие агенты подаются через ступицу барабана и по гибким трубам в скважину. Агрегат обслуживается одним оператором. Предназначена такая установка для самых различных операций: очистки песчаных пробок, замены одного типа жидкости другой жидкостью или газом (при вызове притока), цементирования, кислотных обработок, гидровзрыва пласта, спуска и подъема под давлением и др. Работы могут проводиться при давлениях до 31 МПа.

7.3.1. ВЫБОР ЗНАЧЕНИЯ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

Значение депрессии при вызове притока ограничено следующими требованиями. Градиент давления а на цементную оболочку обсадной колонны со стороны водоносных пропластков или подошвенных вод не должен превышать 2 МПа. Тогда депрессия на пласт

Лрз ^ Рпл - (Рпл - ah),    (7.2)

где рпл — давлений в водоносном пласте или на ВНК, МПа; h — высота качественной цементной оболочки между водоносным пропластком или ВНК и ближайшим перфорационным отверстием, м.

Перепад давлений Др2 на эксплуатационной колонне не должен превышать установленного требованиями нормативных документов. Устойчивость призабойной зоны пласта обеспечивается при выполнении соотношения

ДР2 * 0сж — 2(1 Рг Рпл).    (7.3)

где осж — предел прочности породы пласта на сжатие с учетом его изменения при насыщении породы фильтратом бурового раствора, МПа; 1 — коэффициент бокового распора; рг — вертикальное горное давление, МПа.

Горное давление определяется средней плотностью вышележащих пород рср (в г/см3) с учетом содержащихся в них жидкостей:

Рг = 0,01 Рср Н,    (7.4)

где Н — глубина залегания пласта, м.

Коэффициент бокового распора определяется через коэффициент Пуассона v по формуле

1 = v/( 1 v).    (7.5)

Обычно рср = 2,3+2,5 г/см3.

Данные о коэффициенте Пуассона приведены в табл. 7.2. Поскольку формула (7.3) является приближенной, а точность определения осж весьма невысока, уточненное значение депрессии Др3 рекомендуется устанавливать экспериментально для каждого месторождения по специальным методикам (например, методом многоцикловых испытаний). Для трещиноватых коллекторов снижение давления в призабойной зоне не должно приводить к смыканию трещин:

Модуль упругости Е и коэффициент Пуассона v для горных пород

v    ?-10"4, МПа

Порода


V


Глины пластичные Глиные плотные Глинистые сланцы Известняки Песчаники Песчаные сланцы Гранит

0,38-0,45

0,25-0,35

0,10-0,20

0,28-0,33

0,30-0,35

0,16-0,25

0,26-0,29


6-10

3-7

2,4-3,0

6,6


(7.6)

где а - раскрытие трещин, мм; l - длина трещин, мм.

Депрессия на пласт должна обеспечивать перепад давлений Др4 необходимый для преодолевания сил сопротивления движению жидкости в призабойной зоне рсопр:

Др4 * Р.

(7.7)


Значение рсопр зависит от коллекторских свойств пласта и степени загрязнений призабойной зоны при вскрытии. Как правило, оно составляет 2-5 МПа и определяется экспериментально при освоении скважин.

Для слабосцементированных пластов во избежание разрушения призабойной зоны депрессию необходимо создавать плавно. Темп снижения забойного давления рекомендуется не выше 0,2 МПа/мин.

Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным, т.е. соответствовать существующим нормам времени на проведение работ, предшествующих вызову притока (спуск НКТ, оборудование устья и т.д.). При перфорации на депрессии вызов притока следует осуществлять сразу после ее проведения. Вызов притока из пласта достигается во всех случаях путем снижения забойного давления одним из методов, указанных в табл. 7.3. Забойное давление снижается до получения притока либо до достижения допустимой депрессии на пласт.

Продукция пласта, получаемая при освоении и отработке скважины, после ее очистки от бурового раствора должна направляться в нефтесборную сеть.

Для скважин, перфорируемых при депрессии, в случае отсутствия притока после перфорации забойное давление сни-

Осуществление метода

Характеристика месторожде-

Метод сни

ния

жения за

Коэффициент ано

Наличие

бойного

Реализация

Технические

мальности пластово

в продук

давления

метода

средства

го давления

ции H2S

1,0

1,0-1,3

1,3

и СО2

Замена

1. На буровой:

жидкости

1.1. Раствор

Ц А

+

+

в скважи

меньшей плот

не на бо

ности

Ц А

+

+

+

лее легкую

1.2.    На воду

1.3.    На безводную дегазированную нефть

1.4.    На пенную систему, у которой в качестве дисперсионной среды:

ЦА, АЦ

+

+

+

1.4.1. Воздух

ЦА, КС6

+

+

1.4.2. Азот

ЦА, АГУ-8К

+

+

+

1.4.3. Дымовые

ЦА, ДГ

+

+

+

газы

Снижение

2.1. Свабирова-

Сваб, подъ

уровня

ние

2.2.    Использование глубинного насоса

2.3.    С помощью сжатого газа

емник

Погружной

насос

+

2.3.1. Сжатым

КС

+

+

воздухом (ком-

прессование)

2.3.2. Сжатым

АГУ-8К

+

+

+

азотом

2.3.3. Аэриро

КС

+

+

вание через пу

сковое отвер

стия в НКТ

2.4. Пенные сис

темы по пунк-

ту 1 .4

Комбина

3. Замена жидкос

ция пер

ти на более лег

вых двух

кую с последую

методов

щим снижением уровня

3.1. Глубинным

ЦА, глубин

+

+

+

струйным насо-

ный насос

сом

3.2. Сжатым воз

ЦА, КС

+

+

духом

3.2.1. Аэриро

ЦА, КС

+

+

вание с помо

щью установки

пусковых муфт

Метод снижения забойного давления

Осуществление метода

Характеристика месторождения

Реализация

метода

Технические

средства

Коэффициент аномальности пластового давления

Наличие в продукции H2S и СО2

1,0

ни,3

7

а,0

1,3

Комбинация первых двух методов

П р и м насосный с тоцистерна комендуем

3.2.2.    Аэрирование жидкости

3.2.3.    Нагнетание воздушных пачек

3.2.4.    Нагнетание воздушных “подушек”

3.3.    Дымовыми газами

3.4.    Вытеснение жидкости из скважины азотом

э ч а н и е. АГУ-8К — агрегат; КС — перед ; ДГ — установка д ые процессы.

ЦА, КС

ЦА, КС

Компрессор низкого давления (буровой), ЦА ЦА, ДГ

ЦА, АГУ-8К

газификацио вижная коми ля производс

+

+

+

+

+

нная а. рессор гва ды

+

+

+

+

+

зотная ус ная ста! мовых г<

танов] щия; 1зов; (

+

+

а; ЦА — Щ — ав-+ ) — ре-

жается до допустимо возможного согласно технологическому регламенту.

Вызов притока из пласта с повышенными и аномально высокими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии на пласт путем замены бурового раствора на более легкую жидкость.

Вызов притока из пластов с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями осуществляется созданием депрессии путем замены бурового раствора на более легкую жидкость и последующего снижения уровня жидкости в скважине (см. табл. 7.3).

Способ создания депрессии выбирается исходя из конкретных условий: глубины скважины, пластового давления, технического состояния скважины, наличия оборудования, материалов, технических средств и опыта освоения аналогичных объектов.

Наличие сероводорода в продукции скважин обусловливает особые условия освоения. При наличии в нефтяном газе сероводорода до 6 % (по объему) эксплуатационная колонна, насосно-компрессорные трубы, глубинное оборудование, устьевая арматура должны быть предназначены для работы в сероводородной среде. При наличии в нефтяном газе сероводорода более 6 % (по объему) последняя промежуточная, эксплуатационная и лифтовая колонны должны быть составлены из коррозионно-стойких труб нефтяного сортамента (отечественных или импортных); наземное оборудование (согласно паспорту завода-изготовителя, фирмы-поставщика) рассчитано на работу в этой среде при установленных проектом параметрах. Перфорация скважин осуществляется только при репрессии на пласт при заполнении скважины жидкостью, инертной к сероводороду.

Перед освоением скважина оборудуется комплексом управляемых клапанов-отсекателей. Внутренняя поверхность обсадной колонны, внешняя и внутренняя поверхности НКТ обрабатываются ингибитором коррозии путем замены жидкости, заполняющей скважину, на жидкость, содержащую ингибитор коррозии.

В скважинах с пластовым давлением выше гидростатического и АВПД вызов притока нефти осуществляется заменой бурового раствора на более легкую жидкость, инертную к сероводороду.

В скважине с пластовым давлением ниже гидростатического (АНПД) и содержанием сероводорода в нефти до 6 % (по объему) вызов притока осуществляется нагнетанием природного или нефтяного газа по согласованию с местным органом Госгортехнадзора, двух- или многофазных пен, инертных к сероводороду и углекислому газу, инертных (дымовых) газов с содержанием кислорода не более 2 % (по объему). После получения притока через ингибиторный клапан в продукцию скважины вводится ингибитор коррозии. Освоение скважин осуществляется согласно описанию в работах с соблюдением правил техники безопасности и охраны окружающей среды.

Если в процессе заканчивания скважины проницаемость породы призабойной зоны снизилась, то вызов притока следует начинать только после проведения мероприятий, направленных на восстановление проницаемости призабойной зоны. В противном случае скважина может оказаться "сухой" или вызов притока при применении обычных методов может произойти, но только по немногочисленным отдельным про-пласткам, имеющим повышенную проницаемость, а это приведет к неравномерной по толщине выработке пласта и низкой конечной нефтегазоотдачи.

Следует иметь в виду, что в газонасыщенных коллекторах проникший раствор выносится потоком газа только из крупных поровых каналов. Пласты с аномально высоким 394 пластовым давлением часто требуют высокой репрессии при вскрытии бурением, а создать в процессе вызова притока равную по абсолютному значению депрессию, с целью удаления проникшего в пласт раствора, технически невозможно.

Метод восстановления проницаемости призабойной зоны выбирается в зависимости от предполагаемых причин и степени снижения естественной проницаемости, свойств коллектора, условий заканчивания скважины. Для восстановления проницаемости призабойной зоны широко применяются кислотная обработка и гидравлический разрыв пласта (ГРП).

При кислотной обработке происходит растворение породы и загрязняющего породу материала, очищение поровых каналов, трещин, каверн, увеличение размеров и возникновение новых каналов фильтрации. Перед применением кислотного воздействия обычно рекомендуется дополнительная кумулятивная или гидропескоструйная перфорация. Для обработки карбонатных пород применяется раствор соляной кислоты, в случае терригенных коллекторов — смесь растворов плавиковой и соляной кислот.

Сущность ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости разрыва и расклинивающего агента (обычно кварцевого песка) под давлением, достаточным для раскрытия существующих или возникновения новых трещин в породе. Этот метод характеризуется высокой гибкостью процесса — в качестве жидкости разрыва могут применяться вода, нефть, кислотный раствор, в качестве расклинивающего агента — различные твердые сыпучие материалы. С целью снижения значения давления разрыва и инициирования развития трещин предварительно рекомендуется провести дополнительную кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию.

Важным является то обстоятельство, что кислотная обработка и ГРП применимы практически при любой степени снижения проницаемости призабойной зоны. Относительно высокая стоимость этих методов не должна служить препятствием к их применению, поскольку затраты быстро окупаются.

7.3.2. ЗАМЕНА БУРОВОГО РАСТВОРА

ЖИДКОСТЬЮ МЕНЬШЕЙ ПЛОТНОСТИ

Процесс замены бурового раствора жидкостью меньшей плотности осуществляется по схеме, приведенной на рис. 7.4.

Рс. 7.4. Схема обвязки оборудования для замены бурового раствора водой:

1 - насосный агрегат; 2 - емкость для воды (или водовод); 3 - емкость для сбора бурового раствора; 4 - устье скважины; 5 - вода; 6 - буровой раствор


Закачивают жидкость меньшей плотности в затрубное пространство до полной замены ею раствора. Иногда закачку жидкости ведут в НКТ. Преимущество закачки жидкости в затрубное пространство заключается в том, что при получении притока до окончания замены раствора создаются нор -мальные условия для работы скважины и вынос твердых частиц из интервала перфорации более полный в связи с в ысо-кой скоростью движения жидкости. Когда pmax выше предела прочности колонны, необходимо снизить плотность бурового раствора, заменив его сначала легким, а затем другой жидкостью еще меньшей плотности.

При замене бурового раствора более легкой жидкостью возможны случаи, когда приток флюида из пласта начинается до окончания процесса. При этом давление на выкиде насосов уменьшается, и их подачи может не хватить для поддержания притока. В таких случаях, а особенно при испытании слабосцементированных и подверженных разрушению коллекторов, на выкидной линии устанавливают штуцер, которым регулируют скорость потока и давление. Регулировать давление на забой рекомендуется также при вызове притока из скважин с высоким газовым фактором и газовых, так как быстрое освобождение от жидкости может привести к ее деформации. Установка штуцеров и регулирование потока рекомендуются для плавного запуска скважины, при котором давление на забой снижается постепенно. В результате роста давления на устье при закачке в скважину жидкости меньшей плотности может наблюдаться поглощение раствора. В этом случае рекомендуется устранить все искусственные сопротивления (убрать штуцера, полностью открыть задвижки) и уменьшить подачу насосных агрегатов. Целесообразно также предусматривать обработку закачиваемой жидкости ПАВ, чтобы попадающая в пласт жидкость не ухудшала его коллекторских свойств. Иногда депрессия, полученная в результате замены жидкостей, недостаточна для вызова притока из пласта. Тогда используют другие способы снижения давления на забой.

7.3.3. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПРИ помощи ВОЗДУШНОЙ ПОДУШКИ

Вызов притока достигают путем уменьшения уровня жидкости в скважине вследствие использования энергии сжатого воздуха.

Согласно этому методу колонну НКТ опускают до верхних отверстий перфорации, а компрессор и насосный агрегат обвязывают с затрубным пространством при помощи устьевого оборудования (рис. 7.5).

В затрубное пространство компрессором нагнетают воздух, вследствие чего образуется воздушная подушка высотой

Н. Потом компрессор отключают и при помощи цементировочного агрегата закачивают в затрубное пространство определенный объем воды (в зависимости от запланированной глубины снижения уровня). Воду закачивают с такой скоростью, чтобы пузырьки воздуха не могли перемещаться вверх и накапливаться в затрубном пространстве около устья скважины. К моменту прекращения нагнетания воды ее столб над воздушной подушкой достигает высоты Нв. Суммарная высота столба жидкости и столба сжатого воздуха должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получения притока из продуктивного пласта. После прекращения подачи воды затрубное пространство на устье б ы -стро соединяют с атмосферой, и жидкость, содержащаяся

Рис. 7.5. Вызов притока из пласта методом воздушной подушки:

а — нагнетание воздуха компрессором; б — закачивание воды на воздушную подушку насосом; 1 — эксплуатационная колонна; 2 — НКТ; 3 — воздух, нагнетаемый компрессором; 4 — устьевая арматура; 5 — обратный клапан; 6 — компрессор; 7 — насосный агрегат; 8 — вода, заполняющая скважину до начала нагнетания воздуха; 9 — продуктивный пласт; 10 — воздушная подушка; 11 — вода, закачанная на воздушную подушку

над воздушной подушкой, под действием энергии сжатого воздуха выбрасывается из скважины.

Глубину снижения уровня жидкости в скважине Н, изменяющуюся в диапазоне от 400 до 1600 м, можно определить из табл. 7.4 по заданному максимальному давлению, создаваемому компрессором, и количеству воды, нагнетаемому в кольцевое пространство.

Т а б л и ц а 7.4

Соотношение между глубиной снижения уровня жидкости в скважине давлением воздуха в кольцевом пространстве и количеством закачанной воды

Глубина снижения уровня жидкости в скважине, м

Давление воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды, МПа

Количество воды, закачанной в кольцевое пространство, м3

Глубина снижения уровня жидкости в скважине, м

Давление воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды, МПа

Количество воды, закачанной в кольцевое пространство, м3

400

3,5

5

1000

9,5

10

500

5,0

5

1100

12,0

10

600

6,5

5

1200

8,0

15

700

8,0

5

1300

11,0

15

800

5,5

10

1 500

8,5

20

900

7,5

10

1600

10,5

20

Если условия вызова притока отличаются от приведенных (см. табл. 7.4), то используют формулу

НвпРк    S

(7.8)


H = квп H, +

Рк + pgHв S + S]

где кв п - эмпирический коэффициент, к, п = 0,8; Нв - высота столба воды, поступившей в затрубное пространство; Нв п - высота воздушной подушки; рк - давление воздуха в кольцевом пространстве (на выходе компрессора) перед нагнетанием воды; p - плотность воды; S - площадь сечения кольцевого пространства; SНКT - площадь проходного сечения колонны НКТ.

Уровень жидкости над воздушной подушкой определяется объемом закачанной жидкости Ув и площадью внутреннего сечения колонны S:

(7.9)


нв = v/s.

Высота воздушной подушки зависит от давления воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды:

(7.10)

Для того чтобы пузырьки воздуха не могли двигаться навстречу потоку, производительность насоса QH во время нагнетания воды должна удовлетворять следующему условию:

дв > s[k>]

(7.11)


где [ю]min - минимальная скорость воды, предотвращающая направление вверх движения пузырьков воздуха в затрубном пространстве, [ю]тШ = 0,4 м/с.

Если необходимая глубина снижения уровня воды в скважине известна, то соотношение между значениями Нв и Нв п можно определить по формулам


(7.12)

Коэффициенты В и С, которые входят в уравнение (7.13), определяют по формулам

B = Ррд(8 + Sнкт)Н,п - рк;    (7.14)

k впS

C = I    HВп|pK.    (7.15)

7.3.4. ВЫЗОВ ПРИТОКА

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПУСКОВЫХ КЛАПАНОВ

Согласно этому методу приток в скважину достигают путем снижения уровня жидкости в трубах за счет ее аэрации и последующего выброса. Перед пуском в скважину на колонне НКТ размещают в предварительно рассчитанных местах специальные пусковые клапаны. Используя компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают воздух и снижают уровень жидкости. Если уровень жидкости в затрубном пространстве будет ниже уровня размещения клапана на колонне НКТ, то при его открытии воздух из за-трубного прсотранства поступит в колонну и вытеснит жидкость, находящуюся над клапаном.

В случае применения нескольких пусковых клапанов после первого выброса жидкости отверстие в первом клапане перекрывают (например, при помощи канатной техники), а уровень жидкости в затрубном пространстве понижают до уровня размещения следующего клапана.

Число пусковых клапанов зависит от значения депрессии, которую необходимо получить для вызова притока пластовой жидкости.

Расстояние от устья скважины до места размещения первого клапана

L = Лст +--pf^-  -AL,    (7.16)

а( 1 . S Ур Р г ркомп5

V * Sh„ б3Рр - Рат 6

где Лст — расстояние от устья скважины до статического уровня в скважине, м; ркомп — давление на выходе компрессора, Па; рг — плотность газа (воздуха), нагнетаемого в затрубное пространство, кг/м3; рат — атмосферное давление, Па; AL — разность между расчетным и фактическим уровнями размещения клапана, м.

Клапан следует крепить на 20-25 м выше рассчитанного уровня. Если клапан и распределение сред пребывают на одном уровне, то давления в затрубном пространстве и НКТ будут одинаковыми, вследствие чего воздух не будет проходить через клапан.

Второй сверху клапан размещают на глубине

L2 = L +--pps--.    (7.17)

g21 +    62рр -PTpKOMn7

3 SНКТ 6 3    рат 6

Формулу (7.17) используют также для определения глубины размещения следующего клапана. Глубина размещения нижнего клапана не должна быть меньше, чем уровень, обеспечивающий вызов притока в скважину. При определении уровня размещения клапанов уровень жидкости, содействующий приток в скважину, может быть заданным непосредственно либо через депрессию на пласт, которую необходимо создать:

H* = Рпл--^Р,    (7.18)

РрУ

где рпл - пластовое давление; Ар - депрессия на пласт, обеспечивающая вызов притока в скважину.

7.3.5. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ВЫЗОВА

ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ57

Вызов притока при помощи струйных аппаратов обеспечивают путем снижения давления в подпакерной зоне до размеров, меньших гидростатического. Это значение следует поддерживать на протяжении запланированного времени.

Известно, что в струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешенный поток с переменным давлением. Поток, соединяющийся с рабочим потоком из камеры низкого давления, называется инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии потока в кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку.

Рис. 7.6. Струйный аппарат

Рис. 7.7. Схема размещения струйного аппарата в скважине:


1 бурильная колонна; 2 рабочая насадка; 3 — приемная камера с диффузором; 4 — затрубное пространство; 5 — всасывающая линия

Во время протекания через струйный аппарат выравниваются скорости потоков и снова происходит превращение кинетической энергии смешанного потока в потенциальную.

Основные элементы струйного аппарата (рис. 7.6) — сопло (рабочая насадка) 1 и приемная камера с диффузором 2. За счет процессов трения рабочий поток Ор смешивается с инжектированным потоком QH, и на выходе струйного аппарата получают смешанный поток Qс. Все струйные аппараты, работающие при освоении скважины, принадлежат к высоконапорным, у которых соотношение площадей камеры смешивания меньше четырех (/с//р < 4).

Схема размещения струйного аппарата в скважине предполагает его установление в колонне НКТ с пакером (рис. 7.7). Буровой раствор подается по колонне труб к рабочей насадке аппарата. Расход рабочей жидкости равен расходу поверхностных насосов. Далее поток проходит через камеру смешения аппарата с диффузором и через затрубное пространство направляется к устью скважины. Инжектированный поток (пластовая жидкость) по всасывающей линии направляется в камеру смешения аппарата, где смешивается с рабочим потоком. "Всасывающая” линия образована находящейся ниже аппарата колонной труб.

В процессе расчета режима работы струйного аппарата используют его безразмерную характеристику, полученную на основании применения закона сохранения количества движения в характерных сечениях струйного насоса:

= к41,75 + 0,7    U2 ¦

(7.19)


ДРр


с

где Дрс — разница давлений смешанного и инжектированного потоков; Д рр — разница давлений рабочего и инжектированного потоков; /р, /и, /с — площадь соответственно рабочего сопла на выходе потока, камеры инжекции и камеры смешения; Рр, Ри, Рс — плотность соответственно рабочего, инжектированного и смешанного потоков; U — коэффициент инжекции.

Отношение перепадов давлений Дрс/Дрр называют относительным напором струйного аппарата:

ДРс _ Рс - Ри    (7 20)

ДРр Рр - Ри

где рс, ри, р р — статическое давление соответственно смешанного, инжектированного и рабочего потоков.

Коэффициент инжекции определяют из выражения

и = 0и/0р.

(7.21)


Необходимого снижения давления на пласт достигают путем регулирования давления рабочей жидкости насосными агрегатами с учетом коэффициента инжекции.

Значение статических давлений рассчитывают по уравнениям

рр    рж р + ра    Др ;

(7.22)

(7.23)


рс = рж с + Др”,

где рж р, рж с — давление (гидростатическое) соответственно столба рабочей и смешанной жидкости:

рж р = РрдН; рж с = PcgH;

(7.24)


ра — давление в выкидной линии поверхностного насоса; Др*, Др** — потери давления соответственно в колонне труб и затрубном пространстве; Н — глубина размещения струйного аппарата в скважине.

Значение ри рассчитывают по ограничениям, которые накладываются горно-техническими требованиями (недопустимость перетока воды из ближайших горизонтов, разрушение породы, давление, возникающее вследствие насыщения нефти газом, прочность обсадной колонны).

Решая систему уравнений (7.20), (7.22) и (7.24), получают выражение для определения давления в выкидной линии поверхностного насоса, необходимого для того, чтобы достичь заданного снижения давления в камере инжекции:

Ри[1 - (ДРс/ ДРр)]

ЛРс / ДРр

(7.25)

7.3.6.    ПОИНТЕРВАЛЬНОЕ СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

В этом случае насосно-компрессорные трубы спускают на глубину 750-800 м, исходя из того, что гидростатическое давление столба жидкости и сопротивление движению ее и воздуха не превышали 8 МПа (рабочее давление компрессора УКП-80). В кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, вытесняющий жидкость в колонну НКТ. Нагнетание газа или воздуха продолжают до полного вытеснения жидкости в интервале спуска НТК. Если скважина не начала фонтанировать, а уровень жидкости поднимается медленно, то допускают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта.

В условиях подачи компрессора УКП-80 (расход до 8 м3/мин) время продавки сжатого воздуха при испытаниях скважин увеличивается. Это более всего проявляется при испытании глубоко залегающих пластов с низкими пластовыми давлениями, когда требуется значительное снижение уровня жидкости в скважине.

Указанный метод постепенного погружения НКТ с периодической продувкой воздухом или газом имеет следующие недостатки: во время очередного наращивания труб возможны фонтанные проявления; пусковые давления, возникающие перед продавкой, могут вызывать поглощение жидкости в пласт; скважина может начать работать до того, как башмак НКТ достигнет фильтрационных отверстий.

Поэтому такой метод применяется крайне редко.

7.3.7.    СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ ПОРШНЕВАНИЕМ (СВАБИРОВАНИЕМ)

Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором.

Этот способ освоения скважин используют при спущенных в скважину насосно-компрессорных трубах и установленной на устье фонтанной арматуре.

Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате при помощи лебедки от тракторного подъемника или бурового станка на 100-300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения притока пластового флюида.

7.3.8. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА

МЕТОДОМ АЭРАЦИИ

Методом аэрации можно постепенно увеличивать депрессию до любого заданного значения. Суть процесса аэрации заключается в постепенном снижении плотности жидкости в затрубном пространстве и насосно-компрессорных трубах вследствие одновременного нагнетания в скважину определенного количества сжатого воздуха (газа) и воды (нефти). Двигаясь вниз по кольцевому пространству, рабочий агент, смешанный с жидкостью, дополнительно сжимается под весом столба жидкости, пока не достигнет башмака НКТ. Дойдя до башмака труб, пузырьки рабочего агента попадают из затрубного пространства в НКТ и, постепенно расширяясь, отдают полученную ими энергию, вследствие чего жидкость поднимается, одновременно снижается ее плотность внутри НКТ. С увеличением закачки сжатого рабочего агента депрессия плавно увеличивается, вследствие чего в скважину в определенный момент поступает из пласта его флюид.

До начала вызова притока необходимо выполнить следующие рабты:

1)    спустить НКТ и тщательно промыть скважину технической водой (если в ней был буровой раствор) с ПАВ;

2)    установить на 5—10 м выше верхних отверстий перфорации обсадной колонны башмак колонны НКТ;

3)    оборудовать устье скважины полным комплектом фонтанной арматуры крестового или тройникового типа и привести его в рабочее состояние;

4)    на верхней рабочей струне фонтанной арматуры установить штуцер с оптимальным размером канала для предупреждения избыточной депрессии на пласт или избыточного противодавления в период работы скважины для ее очистки;

5) обвязать со скважиной цементирующий агрегат и компрессор.

Схема однорядного лифта при аэрации показана на рис. 7.8.

1 1 I_1_I

Рис. 7.8. Схема однорядного лифта при аэрации:

1, 2 — линия подачи соответственно газа и жидкости; 3 — смеситель; 4 — задвижка; 5 — обсадная колонна; 6, 8 — НКТ; 7 — переводник

Сжатый воздух, подаваемый компрессором (или газ из газопровода высокого давления), смешивается с водой в аэраторе (рис. 7.9), опрессованном давлением 15 МПа.

Для успешного создания аэрации подбирают такое соот-

Рис. 7.9. Аэратор:

1 — гайка быстрого соединения; 2 — расходомер воздуха 406

ношение между количеством подаваемой в единицу времени жидкости и сжатого воздуха (газа), чтобы обеспечить движение пузырьков до башмака НКТ без образования "воздушной подушки".

С целью контроля за качественным проведением аэрации на нагнетательной линии должен устанавливаться расходомер воздуха (или газа). При подаче воды необходимо, чтобы скорость нисходящего потока смеси была больше скорости всплытия пузырьков воздуха. Последняя принимается в пределах 0,15 — 0,30 м/с. Если это условие не выполняется, то пузырьки воздуха будут всплывать, образуя "воздушную подушку” в затрубном пространстве, что приведет к срыву процесса аэрации.

Кроме того, необходимо следить, чтобы давление на преодоление гидравлических потерь и разницы плотности жидкости (смеси) в трубах и затрубном пространстве в сумме не превышало максимального давления, разиваемого компрессором.

Практически процесс аэрации необходимо начинать при подаче воды 4,5 —5,5 л/с (в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и НКТ диаметром 73x60 мм) и при подаче воздуха 120—130 л/с (7,5 м3/мин) компрессором УКП-80.

Процесс аэрации всегда надо начинать при заполненной жидкостью скважине. Если уровень жидкости в скважине был снижен при помощи какого-либо метода, а приток не получен, то перед аэрацией скважину опять необходимо заполнить жидкостью.

Сначала в работу включают цементировочный (промывочный) агрегат для определения давления в нагнетательной линии при оптимальной подаче жидкости. Это давление не должно превышать 4,0 — 4,5 МПа. Потом подключают компрессор и давление в нагнетательной линии возрастает (приблизительно на 10—15 МПа за счет увеличения скорости потока). С этого момента начинается первый этап аэрации. По мере нагнетания воды и воздуха давление в затрубном пространстве постепенно возрастает, достигая определенного значения, и некоторое время держится на одном уровне.

Повышение давления объясняется тем, что при движении вниз циркулирующей смеси плотность жидкости в НКТ в начальный период превышает плотность смеси в кольцевом пространстве, вследствие чего создается дополнительное давление. Когда аэрированная смесь достигает башмака и проходит внутрь НКТ, разница в плотностях постепенно исчезает, а давление опять падает. Если во время закачки аэрированной жидкости давление на нагнетательной линии начнет превышать рабочее давление компрессора (газа в коллекторе), то необходимо увеличить подачу жидкости или на некоторое время отключить компрессор (закрыть газ).

Воздух (газ) из смеси попадает в НКТ и вызывает выброс жидкости. Плотность смеси в трубах постепенно уменьшается, и давление в нагнетательной линии падает. С момента начала падения давления уменьшают подачу жидкости, для чего агрегат переводят на первую скорость, а потом его останавливают, оставляя работать компрессор.

Для контроля за увеличением депрессии необходимо измерять количество вытесненной из скважины жидкости объемным или другим способом.

В момент снижения давления в затрубном пространстве пласт может начать работать. Это становится заметно по повышению давления на буфере и в затрубном пространстве.

При работе пласта скважину переключают на запасную линию или через тройник на ней для отрабатывания, после чего струю направляют на рабочую линию через штуцер.

При отсутствии притока из скважины в момент первого падения давления процесс аэрации продолжают.

7.3.9. СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Нефтеносные пласты встречаются на большой глубине, но с пластовым давлениями ниже гидростатического на 14 — 15 МПа. В таких скважинах уровень жидкости устанавливается значительно ниже устья. Вызвать приток из такого пласта обычным методом очень трудно, а иногда и невозможно. Во время работы компрессора, например, создается дополнительное противодавление на пласт, вследствие чего поглощается жидкость, уровень ее в обсадной колонне снижается, и компрессор работает, не выполняя своей роли.

Естественно, что чем ниже уровень жидкости в скважине, тем труднее дренировать пласт и получать из него устойчивый приток флюида. Для вызова притока из пласта с низким пластовым давлением необходимо применять особенные технологические приемы, при которых повышение уровня в сважине не вызовет повышения давления на забой.

Рассмотрим технологическую схему вызова притока и дренирования пласта при испытании глубокой скважины с низким пластовым давлением и хорошей проницаемостью пласта. В этом случае вызов притока из пласта осуществялет-ся с подачей воздуха в скважину по схеме обратной и прямой промывки.

В первом случае (рис. 7.10, Г) предусмотрено использование пакера. Порядок проведения процесса при этом следующий: в скважину на НКТ 1 спускают пакер 5, который устанавли-

вают в эксплуатационной колонне 3 над кровлей пласта. Глубину установки пакера определяют исходя из прочности эксплуатационной колонны с учетом возможного полного опорожнения подпакерной зоны. Ниже пакера монтируют хвостовик с НКТ длиной 40 — 50 м с обратным клапаном 6 от электроцентробежного насоса ЭЦН-5 с диаметром проходного отверстия 40 мм. Над пакером размещают пропускной патрубок 4 длиной 0,5 м с тремя отверстиями диаметром 15 мм (или обратный игольчатый клапан). На НКТ на расчетных глубинах устанавливают пусковые муфты 2 с отверстиями диаметром 2 мм или клапанами.

Пакер вместе с прямоточным клапаном и обратным клапаном от ЭЦН-5 разъединяет затрубное пространство и призабойную зону так, что жидкость, вытесняемая воздухом из межтрубного пространства, не может попасть в пласт, а поступает в НКТ, где и аэрируется. В момент, когда давление над обратным клапаном от ЭЦН-5 становится ниже давления под ним, клапан открывается и пластовая жидкость входит в НКТ, а потом, смешиваясь со струей воздуха, поступающего сквозь пусковые муфты (клапаны), выбрасывается на поверхность. После очистки перфорационных каналов и улучшения проницаемости призабойной зоны скважина начинает работать.

Второй схемой (рис. 7.10, ГГ) предусмотрено закачивание воздуха в НКТ. В этой схеме отсутствует пакер, низ труб оборудуется игольчатым обратным клапаном, а на расчетных глубинах устанавливаются пусковые муфты или клапанаы.

Воздух от компрессора, подаваемый в насосно-компрессорные трубы, вытесняет жидкость из них сквозь отверстия или клапаны в затрубное пространство, но при этом давление нагнетания не передается на пласт. Вследствие большой разности объемов труб и затрубного пространства уровень жидкости в затрубном пространстве незначительно поднимается, поэтому поглощение не возникает. Как только к первой пусковой муфте (клапану) подойдет воздух и войдет в затрубное пространство, в нем начинается аэрация жидкости, что приводит к уменьшению давления на пласт.

7.3.10. ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЕН

Сущность вызова притока флюида из продуктивного пласта состоит в замене имеющейся в скважине жидкости (после перфорации) на двухфазную пену. В качестве жидкости могут быть использованы буровые растворы или вода. Однако применение пен может быть излишним, если приток флюида из пласта происходит при замене бурового раствора на воду.

Вызов притока жидкости и газа может осуществляться двумя способами:

с применением двухфазной пены;

с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен.

Наличие ПАВ в жидкости (воде) резко снижает скорость всплывания пузырька газа, увеличивает прочность оболочек пузырьков, способствует образованию более мелких пузырьков газа, препятствует коалесценции — слиянию отдельных мелких пузырьков газа с образованием более крупных.

Действие ПАВ на скорость движения пузырьков, по А.Н. Фрумкину, сводится к следующему. Молекулы ПАВ, адсорбировавшиеся на поверхности пузырьков, при движении последних в жидкости сносятся течением к "кормовой" части пузырька. Вследствие накопления ПАВ на "корме" пузырька там снижается поверхностное натяжение. Таким образом, поверхностное натяжение в верхней части пузырька станет больше, чем в нижней. Вдоль поверхности пузырька начнут действовать силы, стремящиеся выровнять поверхностное натяжение и предотвратить дальнейший снос молекул ПАВ в "кормовую" часть пузырька. Эти силы тормозят движение молекул ПАВ по поверхности пузырька, снижая подвижность его поверхности.

По исследованиям ВНИИ, при диаметре пузырька 1,2 мм скорость его всплывания в дистиллированной воде составляет 30 см/с, а в 1%-ном растворе ПАВ (сульфонол, ДСРАС) скорость снижается до 8 см/с, т.е. почти в 4 раза. С увеличением диаметра пузырька до 4 — 5 мм эффект снижения скорости всплывания несколько уменьшается. Однако и в этом случае скорость всплывания пузырька в растворе ПАВ намного меньше, чем в чистой воде. Было установлено, что в области значений числа Рейнольдса 1 < Re < 200 скорость всплывания пузырька газа в растворах ПАВ и стабилизаторов (КМЦ и ЭСЦ) прямо пропорциональна диаметру пузырька и обратно пропорциональная корню квадратному из вязкости раствора.

Переходя от рассмотрения свободного всплывания единичных пузырьков к групповому поднятию пузырьков в скважине на большие расстояния, необходимо учитывать следующие моменты, которые усложняют происходящие явления:

пузырьки по мере всплывания увеличиваются в объеме вследствие уменьшения гидростатического давления среды;

пузырьки всплывают в "стесненных" условиях группами, замедляя свое движение;

всплывание пузырьков происходит не в спокойной жидкости, а в движущихся в разных направлениях потоках.

Таким образом, ПАВ в объеме аэрированной воды в стволе скважины снижает скорость подъема воздушных пузырьков за счет тормозящего действия на разделе жидкость — воздух вследствие адсорбции ПАВ на поверхности пузырька и предохраняет пузырьки от коалесценции. В результате пузырьки воздуха более равномерно распределяются в стволе скважины, увеличивается полезная работа, выполняемая каждым пузырьком, и уменьшаются потери на относительное движение.

Плотность пены является одной из важнейших физических характеристик пенной системы, определяющей, в частности, статическое давление столба пены в скважине. Плотность пены рп зависит от плотностей пенообразующего раствора рж и воздуха рг и истинного газосодержания ф:

Рп = Рж(1-ф) + Ргф.

(7.26)


В силу сжимаемости газовой фазы плотность пены зависит от давления. Если принять, что газ следует закону Бойля — Мариотта, т.е.

(7.27)

где р° — плотность газа при нормальных давлении р0 и температуре Г0; р — давление столба пены в скважине; Т — температура в скважине, то

Рг = Рж(1 -ф) + ФР° —Т1-

(7.28)


Po Т

При отсутствии относительного движения фаз истинное газосодержание равно расходному газосодержанию в (отношение расхода газа QT к расходу смеси (0ж + QJ). Тогда плотность пены

где а — степень аэрации (отношение расхода газа при нормальных давлении и температуре QT к расходу жидкости QJ.

При движении газожидкостной смеси по вертикальной трубе (в скважине) наблюдается проскальзывание газа относительно жидкости. Вследствие этого в восходящем потоке фактическая плотность смеси превышает плотность, рассчитанную по формуле (7.33) без учета проскальзывания; в нисходящем потоке — обратное соотношение.

Проскальзывание воздуха относительно жидкости в двухфазной пене, даже не стабилизированной специальными стабилизаторами, невелико. При сравнении истинного и расходного газосодержаний для двухфазной пены отмечено, что истинное газосодержание не более чем на 5 % меньше расходного (в восходящем потоке). Для водовоздушной смеси эта разница составляет более 20 %.

В табл. 7.5 приведены сравнительные данные для случая циркуляции пены при Qx = 3 л/с и а = 40. Полученные результаты аналогичны данным опытов на вертикальном стенде. При небольших давлениях (малой глубине) фактическая и расчетная плотности почти совпадают, при больших давлениях имеется небольшая разница, причем измеренная плотность меньше расчетной, как это и должно быть для нисходящего потока. Сравнение истинного и расходного газосодержания и в этом случае показывает, что для двухфазной пены разница между ф и в не превышает 5 %. Таким образом, для восходящего и нисходящего течения двухфазной пены можно принять

ф = (1 ± К)в,    (7.30)

где К — коэффициент проскальзывания, равный 0,05 (знак минус относится к случаю восходящего потока, плюс — нисходящего).

Т а б л и ц а 7.5 Плотность пены по глубине скважины

Глубина, м

Плотность

пены, г/см3

измеренная

рассчитанная

200

0,27

0,26

400

0,32

0,31

600

0,36

0,37

800

0,41

0,43

1000

0,47

0,49

1200

0,52

0,55

1400

0,56

0,61

Если установлено, что после полной замены в скважине бурового раствора на воду нет признаков фонтанирования и для вы1зова притока из пласта требуется уменьшать уровень жидкости в скважине в целях снижения забойного давления, то устье скважины оборудуют согласно рис. 7.11 и приступают к выполнению работ по вызову притока двухфазной пеной.

Для этого буровой раствор в скважине заменяют на водный раствор ПАВ. Концентрацию ПАВ (ОП-10, сульфонол, ДС-РАС и др.) принимают в пределах 0,1—0,2 % (по активному веществу). Во избежание контакта больших объемов бурового раствора с вскрытой перфорацией толщиной п р о-дуктивного пласта замену бурового раствора на водный раствор осуществляют прямой промывкой. Водный раствор закачивают в НКТ, буровой раствор вытесняют через затрубное пространство. После этого приступают к замене водного раствора ПАВ на двухфазную пену. Как правило, такая замена проводится при обратной промывке, т.е. пена закачивается в затрубное пространство, водный раствор ПАВ вытесняется из скважины по НКТ. Вытесняемый водный раствор ПАВ в дальнейшем используют для образования пены. Однако во избежание контакта большого количество водного раствора ПАВ со вскрытой толщиной пласта, как и при замене бурового раствора водным раствором ПАВ, применяют следующий технологический прием.

Сначала водный раствор ПАВ можно заменить на двухфазную пену с малой степенью аэрации (например, а = = 5+10) при прямой промывке до полного удаления из скважины водного раствора ПАВ, а затем приступить к дальнейшим работам по снижению забойного давления путем замены в скважине пены с меньшей степенью аэрации (с большей плотностью) на пену с большей степенью аэрации (с меньшей плотностью). При этом нагнетание осуществляется в затрубное пространство, а вытеснение происходит по НКТ. Описанный технологический прием, т.е. предварительная замена водного раствора ПАВ на двухфазную пену с малой степенью аэрации, можно использовать в тех случаях, когда известно, что такая замена не вызовет притока жидкости и газа из пласта.

Очень важен пусковой момент, т.е. начало замены водного раствора ПАВ в скважине на двухфазную пену. Осуществляется это следующим образом. Из мерной емкости 9 (см. рис. 7.11) насосом 8 подают в аэратор 6 водный раствор ПАВ, который по линии 7 поступает в НКТ 1, а вытесняемая из скважины жидкость по затрубному пространству 12 направляется на дневную поверхность в емкость 10 или в другую емкость по линии 11. Расход жидкости при этом принимают равным 3-5 л/с. После появления циркуляции во внутреннюю перфорированную трубу аэратора 6 подают компрессором 4 сжатый воздух и по линии 7 в НКТ уже поступает пена, которая начинает вытеснять из скважины жидкость.

В аэратор сжатый воздух подают постепенно, плавно и малыми дозами.

Такой режим образования пены необходим для предотвращения появления в скважине воздушных пробок. Наличие воздушных пробок резко повышает давление, что может вызвать большие осложнения вплоть до выхода из строя компрессора и устьевого оборудования. При больших расходах воздуха в пусковой период возникает резкая пульсация давления, хорошо фиксируемая манометрами 2 и расходомером

3. Правильный режим подачи воздуха для образования пены в аэраторе характеризуется плавным изменением давления жидкости, а затем по мере проникновения пены в НКТ давление постепенно снижается и после полной замены жидкости пеной при данной степени аэрации становится постоянным. Во избежание попадания жидкости в компрессор и воздуха в насос на их нагнетательных линиях устанавливают обратные клапаны 5. Дальнейший режим снижения забойного давления с применением двухфазной пены зависит от параметров применяемого компрессора.

Промысловая практика показывает, что при использовании компрессора УКП-80 для образования пены в течение 7 — 8 ч снижается забойное давление в скважине глубиной 5000 — 6000 м на значение, равное 80 — 85 % гидростатического. Поэтому нет смысла применять более мощные компрессоры для вызова притока жидкости и газа из пласта двухфазной пеной. Напротив, можно использовать и менее мощные компрессоры. Однако при этом продолжительность вызова притока будет больше. Таким образом, зная характеристику компрессора и задаваясь предельным давлением нагнетания, можно проектировать режим снижения забойного давления с применением двухфазной пены.

При замене в скважине жидкости на двухфазную пену, а затем пены с большей плотностью на меньшую для постепенного снижения забойного давления необходимо прежде всего добиваться устранения пульсации давления. Достигается это путем постепенного и плавного снижения расхода жидкости. При необходимости расход жидкости можно довести до 0,5 — 0,3 л/с при сохранении подачи компрессора на неизменном уровне.

Таким путем можно добиться существенного снижения давления на забое скважины, соблюдая при этом режим вызова притока жидкости и газа из пласта — плавность и отсутствие пульсации давления. Это очень важно для предотвращения преждевременного прорыва подошвенной воды, нижних и верхних вод, расположенных над кровлей и в подошве продуктивного пласта.

Анализ промысловой практики показывает, что применение пенных систем для вызова притока жидкости и газа из пласта является прогрессивным способом, отвечающим современным требованиям технологии освоения разведочных и добывающих скважин.

Способ освоения скважины с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен предназначается для вызова притока жидкости и газа из пласта в скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, для периодической очистки призабойной зоны пласта от кольматирующих веществ в эксплуатирующихся скважинах, а также для освоения скважин после производства в них ремонтных работ. В целях повышения эффективности удаления кольматирующего пласт материала в процессе вызова притока пластового флюида пенообразующий массовый состав должен содержать компоненты (в %), представленные ниже:

Сульфонол (ОП-10)

Едкий натр


0,04 (0,04) 3 (10)


Нефть.................

Этиленгликоль.


Остальное


Пресная вода


Сущность технологии очистки призабойной зоны пласта состоит в том, чтобы в скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, до вызова притока очистить пласт от твердой и жидкой фаз бурового раствора. В добывающих скважинах, находящихся длительное время в эксплуатации, необходимо периодически очищать призабойную зону пласта от глинистых частиц, асфальтосмолистых веществ, парафина и т.д. Кроме того, призабойную зону как в новых, так и в старых скважинах следует очищать от воды, проникшей в низкопроницаемые зоны продуктивной толщи.

Одним из важных условий повышения эффективности проводимого процесса является сохранение в неизменном состоянии полученной на поверхности пены в процессе ее нагнетания в скважину и последующего продавливания в пласт. Для выполнения этого используют буферные жидкости (нижняя и верхняя), в качестве которых применяется пенообразующий раствор.

Последовательность операций перед вызовом притока с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен следующая:

1.    Имеющуюся в стволе скважины жидкость после перфорации колонны заменяют на водный раствор ПАВ с концентрацией 0,1 —0,2 % (по активному веществу). Замену осуществляют прямой промывкой. Нагнетание водного раствора ПАВ в НКТ обеспечивает контакт минимального количества жидкости со вскрытой толщиной пласта.

2.    После полной замены жидкости на водный раствор ПАВ в НКТ нагнетают 1—2 м3 пенообразующего раствора, затем закачивают пену и поверх пены вновь нагнетают 1—2 м3 пенообразующего раствора. Таким образом, пена движется в НКТ, находясь между двумя буферными жидкостями.

3. Задвижку в затрубном пространстве закрывают только тогда, когда половина нижней буферной жидкости окажется в затрубном пространстве. После этого начинается продавли-вание в пласт находящейся в НКТ второй половины нижней буферной жидкости, заданного объема пены и всего объема верхней буферной жидкости водным раствором ПАВ концентрацией 0,1—0,2 %.

4. Объемы нижней и верхней буферных жидкостей (пенообразующей раствор, из которого образуют пену для нагнетания в пласт) в каждом конкретном случае определяют опытным путем.

5.    Поскольку освоение скважин обычно проводят компрессорами УКП-80, то объем нагнетаемой в пласт пены для его очистки и степень аэрации определяют в зависимости от приемистости ПЗП, значения пластового давления и состояния эксплуатационной колонны. Степень аэрации может колебаться в пределах 0,5-2,0 в пластовых условиях, а объем пены в пересчете на пенообразующий раствор составит 3-10 м3.

6. После нагнетания в пласт пены и буферных жидкостей скважину оставляют под давлением в течение 1-3 ч.

7.    По истечении указанного времени приступают к работам по вызову притока жидкости и газа из пласта.

Последовательность работ по вызову притока двухфазной пеной следующая:

1. Постепенно снижают давление, открыв задвижку на устье скважины, и одновременно нагнетают в затрубное пространство двухфазную пену (концентрация ПАВ 0,1-0,2 % по массе активного вещества) для последующей полной замены на нее всей находящейся в стволе скважины жидкости.

2.    Во избежание образования в кольцевом пространстве воздушных пробок в кольцевое пространство сначала нагнетают раствор ПАВ при расходе жидкости не более 3 л/с и одновременно подают через аэратор небольшое количество воздуха, постепенно увеличивая его расход до полной подачи компрессора. Отсутствие пульсации после аэратора будет свидетельствовать о равномерности смешивания водного раствора ПАВ с воздухом и образовании двухфазной пены.

3. Для дальнейшего уменьшения забойного давления постепенно снижают расход водного раствора ПАВ при постоянной подаче компрессора, т.е. увеличивая степень аэрации, что приводит к уменьшению плотности пены в стволе скважины.

Эта операция продолжается до получения полного притока нефти и газа из пласта. В процессе этих работ по мере снижения забойного давления ПЗП будет очищаться от загрязняющих пласт веществ. При необходимости повторной очистки ПЗП следует до вызова полного притока повторить нагнетания пены специального состава (ПАВ + едкий натр + + нефть + этиленгликоль).

Использование пен при освоении скважин имеет ряд преимуществ:

соблюдаются благоприятные условия для плавного вызова притока флюида из пласта, так как в результате изменения степени аэрации удается в широком диапазоне регулировать плотность пены и создавать необходимое значение депрессии на пласт;

в связи с плавным изменением депрессии исключается возможность разрушения пород призабойной зоны, цементного кольца и эксплуатационной колонны;

устраняются почти полностью проникновение воды в пласт и ухудшение фильтрационной характеристики призабойной зоны;

предотвращается возможность образования взрывов с разрушением наземного и подземного оборудования, что может быть при освоении скважины с использованием воздуха.

Технология освоения скважин с применением пен в зависимости от пластового давления делится в основном на три категории:

первая

Рпл = (0,8*1,0)рг;

вторая

Рпл = (0,5+0,7)рг;

третья Рпл = (0,1*0,4)рг;

где рпл — давление пластовое; рг — давление гидростатическое.

Для создания щадящих условий депрессии на пласт, в зависимости от значения пластового давления, в каждом конкретном случае освоение скважины с точки зрения циркуляции в ней пены осуществляется по одному из двух вариантов.

При первом варианте с пластовым давлением первой и второй категорий схема циркуляции следующая. Замена столба жидкости в скважине пеной большой плотности проводится с малой степенью аэрации при прямом способе циркуляции (пену закачивают через НКТ, а жидкость вытесняется на поверхность через кольцевое пространство). После замены жидкости пеной приступают к вызову притока, используя пену с меньшей плотностью; циркуляцию при этом осуществляют обратным способом — вытесняющую пену закачивают в кольцевое пространство, а вытесняемую удаляют из скважины через НКТ.

Второй вариант освоения скважины с низким пластовым давлением (третья категория) заключается в том, что циркуляция пены производится сразу обратным способом (закачка пены осуществляется в кольцевое пространство), а вытеснение жидкости и пены из скважины - через НКТ.

Плотность пены зависит от плотностей пенообразующего раствора и воздуха, истинного газосодержания ф и определяется при атмосферном давлении по формуле

Рп = Рж(1 -ф) + ФР0 — .    (7.31)

Т

где Рп - плотность пены, кг/м3; Рж - плотность пенообразующего раствора, кг/м3; р°° - плотность газа при нормальном давлении р0 и температуре Г0, кг/м3; ф - газосодержа-ние, кг/м3; Т - температура окружающей среды, °С.

Так как плотность двухфазной пены можно регулировать в пределах от 900 до 100 кг/м3, что достигается постепенным увеличением газосодержания, то вызов притока из пласта можно осуществлять плавно.

Скважины глубиной до 3000 м рекомендуется осваивать при расходе пенообразующего раствора 3-5 л/с, а глубже 3000 м - при расходе 2-6 л/с. При освоении скважин глубиной 5000-6000 м рекомендуется использовать компрессо-

Т а б л и ц а 7.6

Расход газа (воздуха) Q, при определенных значениях расхода жидкости Ож и степени аэрации а

Сте

пень

аэра-

Расход жидкости Qx

ции а

2/0,12

3/0,18

4/0,24

5/0,30

6/0,36

7/0,42

8/0,48

9/0,54

10/0,60

5

10/0,6

15/0,9

20/1,2

25/1,5

30/1,8

35/2,1

40/2,4

45/2,7

50/3,0

10

20/1,2

30/1,8

40/2,4

50/3,0

60/3,6

70/4,2

80/4,8

90/5,4

100/6,0

20

40/2,4

60/3,6

80/4,8

100/6,0

120/7,2

140/8,4

160/9,6

180/10,8

200/12,0

30

60/3,6

90/5,4

120/7,2

150/9,0

180/10,8

210/12,6

240/14,4

240/16,2

300/18,0

40

80/4,8

120/7,2

160/9,6

200/12,0

240/14,4

280/16,8

220/19,2

50

100/6,0

150/9,0

200/12,0

250/15,0

300/18,0

60

120/7,2

180/10,8

240/14,4

300/18,0

70

140/8,4

210/16,8

280/16,8

80

160/9,6

240/14,4

90

180/10,8

270/16,2

100

200/12,0

300/18,0

110

220/13,2

120

240/14,4

П р и м е ч а н и е. В числителе приведены значения в л/с, в знаменателе - в м3/мин.

ры, по технической характеристике обеспечивающие давление 8—12 МПа и подачу воздуха 8—16 м3/мин.

Процесс постепенного повышения степени аэрации при постоянном расходе пенообразующего раствора должен бы ть прекращен после достижения заданного забойного давления

Р = Р1 - Р 2'

где р 1 — текущее забойное давление в процессе освоения скважины; р2 — значение снижения забойного давления после остановки насоса и компрессора вследствие самоизлива пены при данной степени аэрации.

К параметрам режима освоения относятся: степень аэрации — 5, 10, 20, 40, 60, 80, 120; расход сжатого воздуха — 8 — 16 м3/мин; плотность пены — 900—100 кг/м3; забойное допу-

Рис. 7.12. Зависимость степени аэрации а от расхода воздуха Q, при постоянном расходе жидкости Qж

Рис. 7.13. Оборудование для очистки, охлаждения и закачки выхлопных газов в скважину компрессором СД9/101:

1 — циклонные сепараторы; 2 — в ыхлопной коллектор дизель-мотора В-2; 3 — термоэкранные трубопроводы; 4 — компрессор СД9/101; 5 — термометр; 6 — всасывающий коллектор компрессора СД9/Ш1; 7 — адсорбер; 8 — нагнетательная линия; 9 — отбор выхлопных газов из коллектора дизель-мотора


1    2    3    4    5    6    7    8


стимое давление (рпл + х), МПа, где х — расчетное значение, равное (0,1*0,2)Рпл.

Основным параметром освоения скважины является забойное давление. Оно получается расчетным путем или задается.

Отличительная особенность освоения скважины второй категории от первой заключается в том, что в начальный период освоения, когда в НКТ нагнетается пена для вытеснения жидкости из скважины, степень аэрации принимается значительно выше. Она должна иметь такое значение, чтобы за время замены столба жидкости в скважине пеной при пря-

мой схеме циркуляции забойное давление было бы на уровне пластового.

Вызов притока газа в скважинах третьей категории производится с самого начала путем нагнетания двухфазной пены в кольцевое пространство с малым расходом жидкости (3 — 5 л/с) с постепенным повешением степени аэрации вплоть до фонтанирования скважины.

В табл. 7.6 приведены данные о расходе газа (воздуха) Qв при определенном расходе жидкости Qж и принятой степени аэрации а. На рис. 7.12 приведен график зависимости степени аэрации а от расхода воздуха при постоянном расходе жидкости Qx.

СевКавНИПИгазом разработана технология    освоения

скважин с использованием инертных выхлопных газов по замкнутому циклу дизель-мотор — компрессор — скважина, которая может быть рекомендована в нефтегазовой отрасли. Выхлопные газы дизель-мотора содержат в газообразном состоянии 80 % азота, до 10 % оксидов углерода, до 3 % оксида и диоксида азота, 3 — 4 % бензопирена и около 2 % остаточного после окисления топлива кислорода.

На рис. 7.13 показано оборудование для очистки, охлаждения и закачки выхлопных газов в скважину компрессором СД9/101.

Технология гарантирует безопасные условия освоения скважин и эффективность процесса.

7.3.11. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПЕНАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЖЕКТОРОВ

Эта технология используется при вызове притока в разведочных и эксплуатационных скважинах, пластовое давление которых равно гидростатическому или меньше его. Суть технологии заключается в приготовлении двухфазных пен, заполнении ими скважины и замене ими воды, за счет чего создается необходимое значение депрессии.

Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжатого воздуха. Могут использоваться и передвижные компрессоры высокого давления. Основные факторы, обеспечивающие условия взрывобезопасно-сти при освоении скважин при помощи этого технологического процесса по сравнению с технологией освоения скважин путем вытеснения жидкости сжатым воздухом, следующие:

уменьшение вероятности внутрискважинного горения вследствие использования в качестве рабочего агента пены;

использование сжатого воздуха низкого давления.

Для освоения скважины необходимо следующее оборудование (устье скважины оборудуется согласно проекту на ее сооружение):

передвижной компрессор (УКП-80, КПУ16/100 и др.) или компрессоры пневматической системы буровой установки (КТ-6, КТ-7, КСЕ-5М);

цементировочный агрегат ЦА-320М с диаметром цилиндрических втулок не более 115 мм;

дополнительный цементировочный агрегат ЦА-320М для подачи воды (при отсутствии действующего водонапорного водопровода);

в зимний период при отсутствии котельной установки промысловая паровая передвижная установка ППУА-1200/ 1 00;

манометр показывающий класса 2,5 с границей измерений до 40 МПа;

эжектор жидкостно-газовый ЭЖГ-1; в случае использования передвижных компрессоров эжектор должен быть укомплектован насадкой с диаметром выходного отверстия 5,6 мм, камерой смешения с диаметром цилиндрической части 10 мм (расстояние между ними 10 мм).

Для приготовления пенообразующих жидкостей необходимо использовать следующие материалы: техническую воду; поверхностно-активные вещества (ПАВ) — сульфонол по ТУ 6-01-862-73; ОП-7, ОП-10 по ГОСТ 8433-81 и др.

Перед проведением процесса вызова притока следует спустить в скважину лифтовую колонну на глубину, при которой ее башмак размещается на 5-10 м выше интервала перфорации.

Перед началом процесса вызова притока устье скважины должно быть оборудовано трубопроводами и арматурой таким образом, чтобы обеспечить возможность закачивания пены в межтрубное пространство и одновременно выброс жидкости из трубного пространства скважины, а также возможность совершения самовсплыва пены из межтрубного и трубного пространства одновременно.

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при проведении процесса вызова притока с использованием передвижных компрессоров или компрессоров буровой установки изображена на рис. 7.14.

Обвязку эжектора следует совершать таким образом, что-

Рис. 7.14. Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины:

1 цементировочный агрегат; 2 линия для подачи пенообразующей жидкости; 3 — эжектор; 4 — манометр; 5—8, 13, 15 — задвижки; 9 — заглушка; 10 — выброс пены; 11 — накопительная емкость; 12 — нефтепромысловый коллектор; 14 — эксплуатационная колонна; 16 — пенопровод; 17 — обратный клапан эжектора; 18 — воздухопровод; 19 — компрессор

бы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз.

Подведение сжатого воздуха к эжектору при использовании компрессоров буровой установки следует выполнять при помощи резинового шланга с внутренним диаметром не менее 25 мм или на быстро разборном трубопроводе с НКТ.

При кустовом бурении подвод воздушной линии от действующей буровой к группе осваиваемых скважин целесообразно выполнить заранее в период их обвязывания с коллектором. Конец воздухопровода следует подвести к центру группы скважин и оборудовать его запорным вентилем.

Подготовка пенообразующей жидкости для двухфазной пены может быть выполнена непосредственно в процессе закачивания пены в скважину. При этом очередная порция ПАВ в воде растворяется в свободном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата. На 1 м3 воды необходимо вводить от 1 до 3 кг (в перечислении на активное вещество) сульфанола, ОП-3, ОП-10 или других ПАВ. Количество добавки ПАВ к воде зависит от ее солевой концентрации, качества ПАВ и уточняется экспериментальным путем в лабораторных условиях по методике ВНИИ (Е.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Васильева, 1980). Данной методикой определяется зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ.

Не допускается попадание в растворы ПАВ и пенообразующей жидкости: нефти, масла, дизельного топлива.

Параметры вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов выбирают исходя из необходимости создания требуемого значения снижения забойного давления (депрессии) и имеющегося компрессорного оборудования.

Создание необходимого снижения давления на забое рз при проведении работ регламентируется инструкцией б. ВНИИКРнефти (1988 г.).

При использовании в качестве источника сжатого газа передвижных компрессоров в зависимости от значения рз может быть выполнен полный цикл закачивания пены с выходом ее на устье через трубное пространство с последующим самоизливом или частичный цикл с последующим самоизли-вом. В последнем случае пена закачивается на необходимую глубину в межтрубное пространство, не доходя до башмака колонны НКТ.

В обоих случаях процесс закачивания пены выполняется при постоянной степени аэрации, чтобы обеспечить заранее определенное начальное значение давления пенообразующей жидкости рз, подаваемой в эжектор.

При использовании в качестве источника сжатого воздуха компрессоров буровой установки в зависимости от значения рз может быть выполнен полный или частичный цикл закачивания пены в скважину с последующим самоизливом, а также два цикла закачивания пены с самоизливом, а также два цикла закачивания пены с самоизливом после каждого из них. В этом случае пена подается в скважину при сменной степени ее аэрации, а заданный режим работы эжектора обеспечивается созданием полного начального значения давления рж.

Для выбора рж при использовании передвижных компрессоров необходимо по номограмме (рис. 7.15) определить степень аэрации, при которой для необходимой глубины спуска Н лифтовых труб обеспечивается заданное значение Дрз, а позже по этой номограмме в зависимости от найденной степени аэрации и типа (марки) компрессора следует определить рж.

Если определенную по номограмме (см. рис. 7.15) степень аэрации из-за ее небольшого значения невозможно обеспечить при имеющемся компрессорном оборудовании, то необходимо выполнить частичный цикл закачивания пены.

При проведении частичного цикла необходимо выбрать максимальное значение степени аэрации и соответствующее 426

Рис. 7.15. Номограмма для определения возможного снижения давления на забое скважины Ар при различных степенях аэрации:

1, 2, 3, 4, 5 — при степенях аэрации а соответственно 30, 40, 50, 60 и 70

_I_I_I__I_I_

0    500    1000    1500    2000    2500    Н,    м

ее значение для компрессора имеющегося типа (рис. 7.16). Потом по номограмме (рис. 7.17) следует определить глубину продавки h и относительный объем пенообразующей жидкости Vk/S (где Уж — объем пенообразующей жидкости, м3; S — площадь поперечного сечения межтрубного пространства или колонны в зависимости от необходимого значения Ар и выбранной максимальной степени аэрации). По полученному значению Vk/S и площади S затрубного пространства определяется необходимый объем пенообразующей жидкости Vж. Относительный объем пенообразующей жидкости Vk/S для проведения одного полного цикла определяется по номограмме (см. рис. 7.17). При этом за глубину продавки h принимается глубина спуска Н лифтовых труб. По полученным значениям Vk/S и фактическому значению S колонны определяется необходимый объем пенообразующей жидкости.

Рис. 7.16. Номограмма для определения рабочего давления рр эжектора при различных степенях аэрации а для различных компрессоров:

1    -    УКП-80;    2    -

СД9/101; 3 - КПУ-16/100

а

427

Рис. 7.17. Номограмма для определения глубины продавки h и относительного объема пенообразующей жидкости Уж/&:

1, 2, 3, 4, 5 — при степенях аэрации а соответственно 30, 40, 50, 60 и 70

При использовании компрессоров буровой установки следует по заданному значению Д р з установить необходимость проведения одного, двух или частичного циклов закачивания пены. Для этого по номограмме (рис. 7.18) необходимо провести до пересечения друг с другом перпендикуляр из точек на осях, соответствующих Д рз и Н. Если точка пересечения перпендикуляров находится в области, ограниченной кривыми 1 и 2, то следует совершить процесс за один цикл закачивания пены, а если точка находится в области, ограниченной кривыми 1 и 3, то за два цикла.

Если точка находится ниже кривой 1, следует совершить частичный цикл закачивания пены.

Если установлена необходимость проведения одного цикла циркуляции пен по номограмме (см. рис. 7.18) в зависимости от заданных значений Дрз и Н, то необходимо определить значение рж.

При необходимости проведения процесса в два цикла закачивания пены давление рж в первом цикле устанавливается равным 15 МПа, а во втором цикле определяется из номограммы (см. рис. 7.18) в зависимости от Дрз и Н. При выполнении частичного цикла по заданному значению Дрз по номограмме (см. рис. 7.17) определяются глубина продавливания пены h и соответствующее ей значение Уж/Б. При этом значение рж принимается равным 15 МПа. По полученному зна-

Рис. 7.18. Номограмма для определения возможной депрессии при одно- либо двухцикловой закачке пены и при различном давлении пенообразующей жидкости на входе в эжектор:

1, 2, 3 и Г, 2, 3 - 10, 15, 20 МПа при одном и двух циклах соответственно

чению Уж и фактическому значению S межтрубного пространства определяется необходимый объем пенообразующей жидкости.

Относительный объем пенообразующей жидкости УЖ/S для проведения одного цикла определяется по номограмме (см. рис. 7.17), при этом за глубину продавки h принимается глубина спуска лифтовых труб Н, а значение V^S определяется по глубине продавки. По полученному значению V^S и фактическому значению S колонны определяется необходимый объем пенообразующей жидкости. При необходимости проведения второго цикла объем пенообразующей жидкости для него составляет 70 % от значения Уж для первого цикла.

После спуска НКТ, монтажа наземного оборудования, обвязки эжектора с компрессором и цементировочным агрегатом трубопроводное наземное оборудование должно быть опрессовано гидравлическим способом на давление 25 МПа. При этом предварительно отсоединяется воздухопровод от бокового патрубка эжектора.

Пневматическим способом опрессовывается выкидной воздухопровод на максимальное рабочее давление компрессора, после чего открываются задвижки 15, 6, 7 и закрываются задвижки 8, 5, 13 (см. рис. 7.14).

При помощи насоса цементировочного агрегата пенообразующая жидкость подается в эжектор. Давление подачи пенообразующей жидкости в начале процесса закачивания пены в скважину при использовании компрессора буровой установки или передвижного компрессора определяется так, как это описано выше. После этого подается воздух в эжектор от компрессора. При использовании компрессоров буровой установки давление воздуха на входе в эжектор должно находиться в пределах от 0,7 до 0,8 МПа. При использовании передвижных компрессоров давление воздуха на входе в эжектор устанавливается произвольно в пределах от 1-2 МПа в начале процесса закачивания пены в скважину и до 2-6 МПа в конце процесса. Значение указанных давлений воздуха определяется значением давления закачивания жидкости и типами компрессоров.

После заполнения скважины пеной в расчетном объеме, а также после промывки скважины пеной (или при закачке пены в межтрубное пространство при частичном цикле) следует закрыть задвижку 15, открыть задвижку 8 и выполнить на протяжении не менее 1,5 ч самоизлив пены по трубопроводу 10 в накопительную емкость (см. рис. 7.14).

При наличии притока нефти или газа из трубного пространства закрывается задвижка 6 и после вытеснения пены из межтрубного пространства закрывается задвижка 8, отсоединяется трубопровод 10, устанавливается на место его подключения к устью скважины заглушка 9 и открываются задвижки

6, 7, 13, направляя продукцию скважины в коллектор. В случае применения передвижного компрессора при отсутствии притока нефти или газа после самоизлива пены на протяжении 1,5 ч необходимо продолжить ее самоизлив до его окончания.

В случае применения компрессоров буровой установки при отсутствии притока нефти и газа после выполнения первого цикла закачивания пены и ее самоизлива в течение 1,5 ч необходимо совершить второй цикл закачки и самоизлив пены до его окончания.

Если приток не получен, то скважину оставляют с открытыми задвижками на трубном и межтрубном пространстве в ожидании притока в течение 36 ч.

Если повторные промывки пеной не дают результата, то следует применять другие методы искусственного воздействия на призабойную зону для интенсификации притока.

Необходимо строго выполнять правила безопасного проведения работ.

Вызов притока из скважины следует проводить по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом управления буровых работ.

Работники и инженеры должны быть обучены правилам проведения работ при освоении скважин. Каждая смена производственного персонала должна быть проинструктирована о мерах безопасности при выполнении каждой конкретной операции.

При размещении в зоне скважины техники необходимо учитывать и направление ветра.

Расстояние между объектами должно быть следующим:

не менее 25 м от передвижной техники до устья скважины и приемной емкости;

не менее 10 м от компрессора до других агрегатов;

не менее расстояния, равного высоте вышки плюс 10 м, от культбудки до устья скважины.

Запрещается работа с эжектором без обратного клапана или с негерметичным обратным клапаном на боковом патрубке для подачи воздуха. При отрицательных температурах следует применять подогретую пенообразующую жидкость. Воздухопровод после сборки страхуется стальным тросом диаметром не менее 5 мм. Трос прикрепляется к воздухопроводу хомутами, размещенными на расстоянии 200 мм от его соединения. Концы троса крепятся к стационарным якорям.

Выкидную линию от скважины до приемной емкости собирают из НКТ с внутренним диаметром не менее 50 мм, надежно крепят ее возле устья, в местах поворотов и в приемной емкости при помощи стопорных или стационарных якорей, рассчитанных на разрывные усилия потока не менее 1 т.

При опрессовке обвязки все люди должны быть удалены из опасной зоны.

Во время всего процесса вызова притока на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и от накопительной емкости запрещается проведение работ, не связанных с процессом освоения скважины, пользование открытым огнем, пребывание посторонних людей, наличие техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах.

Не допускается попадание пены в источники питьевой воды.

В период самоизлива пены и ожидания притока запрещается оставлять скважину закрытой, чтобы не создать условия для образования сжатой взрывоопасной смеси при разрушении пены.

7.3.12. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПОМОЩЬЮ

КОМПЛЕКТОВ ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУМЕНТОВ

Кроме основного своего предназначения -испытания перспективных объектов в поисковых скважинах - комплект испытательных инструментов (КИИ) используют для вызова притока из пластов малой продуктивности, очистки околоскважинной зоны пластов, оценки эффективности обработок пластов, испытания на герметичность цементных мостов и колонн и для решения других задач, связанных с созданием депрессии в ограниченном интервале ствола скважины, обсаженной колонной.

Пластоиспытатели позволяют создавать мгновенную высокую депрессию, что является благоприятным фактором для очистки призабойных зон пласта и вызова притока пластового флюида. При этом повышается эффективность результатов испытания (экономичность, объем и качество информации) и обеспечивается испытание объектов в скважинах с негерметичной колонной обсадных труб.

Пакер, испытатель пластов, запорный и поворотный клапаны и глубинные регистрирующие манометры обеспечивают выполнение процесса испытания. Остальные узлы КИИ служат для предупреждения возможных осложнений или аварий в скважине.

Пакер изолирует интервал испытания от остальной части скважины. Длину хвостовика (труб ниже пакера) выбирают такой, чтобы при спуске КИИ к забою пакер находился над объектом испытания. При передаче на пакер осевой сжимающей нагрузки его резиновый элемент деформируется, увеличивается в диаметре и перекрывает ствол скважины. Шток пакера снабжен каналом, постоянно открытым для прохода пластового флюида. Если приложить к пакеру осевую растягивающую нагрузку, то уплотняющий элемент пакера возвращается в исходное положение.

Испытатель пластов снабжен приемным и уравнительным клапанами, сменным штуцером. Испытатель пластов устанавливается выше пакера. При спуске и подъеме КИИ пластоис-пытатель растянут, его приемный клапан закрыт, поэтому не допускает поступления промывочной жидкости в трубы.

Уравнительный клапан пластоиспытателя открыт, и через него обеспечивается переток промывочной жидкости из-под пакера (при спуске) или под пакер (при подъеме КИИ) через фильтр, шток пакера, безопасный переводник и ясс. Наличие такого перетока снижает эффект поршневания при движении пакера в скважине.

После упора хвостовика на забой скважины и передачи на КИИ осевой сжимающей нагрузки происходит свободное сжимание пакера, пакерование ствола скважины и медленное сжимание пластоиспытателя. Во время этого процесса закрывается уравнительный клапан, а затем открывается приемный клапан пластоиспытателя, соединяя полости пустых или частично заполненных жидкостью труб над КИИ с подпакерным объемом скважины. Давление под пакером мгновенно уменьшается, и начинается приток из пласта.

По окончании испытания при натяжении инструмента пластоиспытатель растягивается, закрывается его приемный клапан, перекрывая полость труб над КИИ, после чего открывается уравнительный клапан, соединяя затрубное пространство над пакером с подпакерным пространством. Давление под пакером и над пакером выравнивается, и на пласт передается давление ствола промывочной жидкости в скважине.

Промышленность выпускает многоцикловые испытатели пластов, обладающие двух-, трех- и многоцикловыми запорно-поворотными клапанами (ЗПК). Последний предназначен для перекрытия полости труб по окончании притока с целью регистрации процесса восстановления забойного давления. Его устанавливают выше испытателя пластов и спускают открытым. В конце притока путем вращения труб над КИИ запорно-поворотный клапан закрывают и выдерживают в закрытом положении (для получения кривой восстановления давления). Продолжительность закрытого периода должна быть равной приблизительно половине времени притока, но не менее 20 мин.

В многоцикловых испытателях при последующем вращении труб клапан опять открывается и опять закрывается, повторяя многократный цикл испытания.

При испытании хвостовик может упираться (рис. 7.19) или не упираться на забой, когда в скважину спускают механический шлипсовый пакер, способный опираться на стенку обсадной колонны. При упоре на забой необходимо обратить внимание на качество моста, чтобы не вызвать проседание хвостовика в нем.

Рис. 7.19. Схема пакерования при работе с КИИ:

1 — колонная головка; 2 — НКТ; 3 — циркуляционный клапан; 4 — верхний манометр; 5 — запорно-оборотный клапан; 6 — испытатель пластов; 7 — ясс; 8 — пробоотборник; 9 — пакер; 10 — обсадная колонна; 11 — фильтр; 12 — пласт; 13 — манометр; 14 — опорная плита; 15 — башмак

Параметр

КИИ-65

КИИ-

95(КИИ2А-95)

МИГ-80

Внешний диаметр, мм

65

95

80

Общая длина комплекта, м

20

21,6

23,4

Общая масса комплекта, кг

300

910

635

Типоразмер соединительных резьб

3-50

3-76

3-62

Допустимая нагрузка, кН:

при сжатии

150

300

60

при растягивании

100

250

200

Допустимый крутящий момент,

4,0

6,0

5,4

кН-м

Допустимое давление окружающей

80

80

45

среды, МПа

Максимальная температура окру

жающей среды, °С:

с обычной резиной

130

130

130

с термоустойчивой резиной

200

200

200

Диаметр резиновых элементов, мм

67, 78, 87, 92

109, 115, 135, 145

87, 92, 98

Диаметр скважины, мм

77-112

118-161

97-112

Нагрузка при пакеровании, кН

10-50

60-80

10-60

Для проведения работ в эксплуатационных колоннах используются инструменты, техническая характеристика которых приведена в табл. 7.7.

7.3.13. ГАЗООБРАЗНЫЕ АГЕНТЫ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Применение газообразных агентов для освоения скважин

Применение газообразных агентов - наиболее перспективное направление развития методов снижения давления в скважинах. При этом способе освоения обеспечиваются простота и надежность контроля и регулирования процесса в широких пределах расходов и давлений. Газообразные агенты могут обеспечивать быстрое опорожнение глубоких скважин, быстрое и резкое или медленное и плавное снижение давления в скважине, дренирование пласта с подпиткой сжатым газом для обеспечения фонтанирования и др.

Сначала повсеместно применяли в качестве газообразных агентов воздух. Закачка воздуха в скважину часто приводит к взрывам, которые, как правило, сопровождаются травмированием людей, создают условия для открытого фонтанирования скважин, причиняют значительный материальный ущерб народному хозяйству. После аварий многие скважины обычно ликвидируются из-за невозможности их восстановления.

При восстановительных работах или при ликвидации скважины не достигается качественная изоляция продуктивных пластов и горизонтов с питьевыми водами, а также в целом всего разреза из-за невозможности проведения необходимого объема работ в разрушенном стволе скважины.

Основные причины аварий — нарушение технологии работ (закрытие скважины со сжатым воздухом на длительное время и последующий спуск или подъем глубинных приборов в ней, зажигание факела при продувке скважины воздухом); 30 % аварий — результат выпуска газовоздушной смеси из скважины в атмосферу или перепуска ее из скважины в замкнутую полость в устьевом оборудовании (лубрикатор, манифольдная линия) от разряда статического электричества и ударной волны сжатия. Они возникли также в связи с нарушением технологии вызова притока — закрытия скважины со сжатым воздухом на длительное время, приводящего к образованию взрывчатой смеси в больших объемах и под высоким давлением.

Для устранения этой группы аварий необходимо сразу же после окончания закачки удалить воздух из скважины. Поскольку определенное количество взрывчатой смеси образуется в процессе закачки воздуха, удалять ее из скважины следует через специальное устройство с целью исключения возможности воспламенения от разряда статического электричества, ударного сжатия и открытого огня.

Следовательно, применение способа вызова притока жидкости из нефтяных скважин с помощью передвижных воздушных компрессоров не отвечает требованиям охраны труда и охраны природы. Отсюда возникает необходимость отказаться от этого способа и перейти к безопасным методам вызова притока жидкости с использованием в качестве рабочего агента инертных газов, в частности азота. До внедрения безопасных способов освоения скважин с помощью инертных газов можно допустить освоение воздушной пеной с использованием передвижного компрессора.

В качестве транспортного и технологического оборудования используется установка АКУ-8К, применяемая в химической промышленности для транспортировки и газификации жидкого азота.

Применение азотных газификационных установок предусматривается при освоении скважин, содержащих сероводо-436 род, в условиях малопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений, в зоне влияния подземного горения и других случаях, где существующие методы освоения малоэффективны и не обеспечивают взрывобезопасности работ, а также при освоении скважин в суровых климатических условиях при температуре окружающего воздуха — 30 и + 50 °С.

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотсодержащих систем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газированной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом.

Подготовка оборудования и материалов для освоения скважин азотом

Оборудование позволяет осуществить газификацию на скважине жидкого азота, приготовление и нагнетание в скважину газообразного азота и газированных азотом жидкостей (пен) для вызова притока флюида из пласта.

Схема обвязки наземного оборудования для вызова притока из пласта путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом показана на рис. 7.20, а для вызова притока из пласта с использованием газированной азотом жидкости (пены) — на рис. 7.21.

Перед началом процесса необходимо оборудовать устье скважины фонтанной арматурой и обвязать с нефтесборным коллектором.

Перед закачиванием рабочего агента (газообразного азота, пены) устье скважины следует обвязать с азотными установками таким образом, чтобы обеспечивалась возможность нагнетания рабочего агента в трубное и межтрубное простран-

Рис. 7.20. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом:

1 — азотная газификационная установка АГУ-8К; 2 — электростанция; 3 — газопровод (шланги высокого давления); 4 — об ратный клапан; 5 — узел подключения азотных газификационных установок к скважине ("гребенка”); 6 — заглушка на резервном входе "гребенки”; 7 — нагнетательная линия для подачи газа в скважину; 8 — манометр; 9 — тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству; 10, 11, 13, 14—17 — задвижки фонтанной арматуры; 12 — к рестовина; 18 — выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 19 — нефтесборный коллектор; 20 — накопительная емкость; 21 — якорь стопорный для закрепления выкидной линии; 22 — пробоотборный кран

ства и одновременно выхода жидкости из межтрубного и трубного пространств скважины. Обвязку эжектора необходимо осуществить так, чтобы его боковой патрубок с обр ат-ным клапаном был направлен вертикально вниз.

У задвижек фонтанной арматуры 15 (см. рис. 7.20) и 22 (см. рис. 7.24) следует установить регулируемые штуцеры диаметрами от 8 до 16 мм.

Конец линии 7 вентиля делителя расхода 8 (см. рис. 7.21) необходимо опустить до дна каждого отсека мерной емкости насосного агрегата (для исключения вспенивания жидкости) и закрепить. Площадь проходного сечения вентиля (вентилей) делителя расхода 8 должна составлять 0,8— 1,5 см2.

Все напорные трубопроводы обвязки наземного оборудования следует опрессовать на полуторократное давление от ожидаемого максимального рабочего давления гидравлическим способом, а газовые линии — газообразным азотом на максимальное давление газификационной установки. Результаты опрессовок необходимо оформить актом.

Следует обеспечить наличие на скважине жидкого азота (4,2 —8,4 т), а при использовании газированной жидкости (пены) — расчетные количества технической воды и ПАВ.

Рис. 7.21. Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока с применением газированной жидкости (пены):

1 — азотная газификационная установка; 2 — электростанция; 3 — газопровод (шланги высокого давления); 4 — обратный клапан; 5 — узел подключения газификационных установок к скважине ("гребенка”); 6 — насосный агрегат; 7 — трубопровод для сброса жидкости в емкость насосного агрегата (опускается до дна мерной емкости); 8 — вентиль или блок вентилей для регулирования расхода пенообразующей жидкости (делитель расхода); 9 — тройник; 10 — фильтр; 11, 16, 12 — запорное устройство для отключения линии, подключенной к насосному агрегату; 13 — штуцер; 14 — смеситель жидкой и газообразных фаз (тройник, аэратор или эжектор); 15 — т р ой-ник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству скважины; 17 — заглушка на резервном входе — "гребенке”; 18—22, 24, 25 — задвижки фонтанной арматуры; 23 — крестовина; 26 — выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 27 — нефтесборный коллектор; 28 — накопительная емкость; 29 — якорь стопорный для закрепления выкидной линии; 30 — пробоотборный кран; 31 — манометр

Пенообразующую жидкость следует приготовлять в свободном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата непосредственно в процессе закачивания газированной азотом жидкости (пены) в скважину.

Возможен вариант заблаговременного приготовления пенообразующей жидкости в передвижной емкости или в автоцистерне.

На 1 м3 воды необходимо добавлять от 3 до 7 кг (в пересчете на активное вещество) сульфанола, ОП-10 или других ПАВ.

Количество добавления ПАВ к воде зависит от ее солевого состава, качества ПАВ и может быть уточнено экспериментальным путем. Для этого в лабораторных условиях по методике ВНИИ следует определить зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ, изменяя последнюю в пределах от 0,05 до 1,00 % (по объемной доле) по активному веществу, и принять такое минимальное значение концентрации, при котором устойчивость пены составляет не менее 95 % от максимально возможной.

Технология освоения скважин азотом

Технология включает работы по вызову притока из пласта и может применяться в следующих случаях:

при освоении скважин, содержащих сероводород;

при освоении скважин в зоне влияния подземного горения;

при проведении работ в зимний период в условиях низких температур окружающего воздуха.

Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине на газообразный азот служат номограммы, приведенные на рис. 7.22 и 7.23. Пользуясь номограммами, можно определить необходимый объем газообразного азота Уг, максимальное устьевое (продавочное) давление ру и продолжительность операций Т от начала закачивания азота до первого пролета его через башмак лифта или до полного осушения скважины (если это необходимо и возможно) при заданных глубине скважины Н, плотности жидкости в скважине рж, темпе нагнетания азота да и выбранном варианте закачивания (в трубы или межтрубное пространство).

Построение номограмм проведено для скважин, оборудованных 146-мм эксплуатационной колонной и 73-мм НКТ при различной глубине их спуска. Температура на устье скважин принята 10 °С, градиент ее изменения составляет 2,3 °С на 100 м глубины. Расход газа принят равным 6 и 12 нм3/мин.

Порядок пользования номограммами указан стрелками (см. рис. 7.23).

Так, в случае применения двух установок АГУ-8К (да = = 12 нм3/мин) для освоения скважины, заполненной до устья жидкостью плотностью 1000 кг/м3, к моменту прорыва газа через башмак лифта (при Н = 3000 м) необходимо осуществить закачивание (см. рис. 7.23) 2,1 тыс. нм3 азота в лифт (при прямой промывке) или 5,5 тыс. нм3 азота в межтрубное пространство при обратной промывке. Длительность нагнетания при работе двух установок АГУ-8К составляет 3 и 8,2 ч соответственно. Ожидаемое устьевое давление составляет 21,8 МПа.

Объем газа, установленный по номограмме, должен быть увеличен на значение, необходимое для дренирования пласта в начальной стадии вызова притока.

т, ч

24

20

16

12

8

Кг,тыс. м3 ^ 18 15 12 9 6 3 0

-    и

: / , / ; //

-    / //

:

—" Н, тыс. м

| 1^1........

1 «к.1 1 | 1 | 1 1 1 1 ; \ >

- \

- \

- \

- \

¦

- \

1 2 3 4 5

10

20

зо

40

50 N

р, МПа

Рис. 7.22. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (рж = 850 кг/м3):

ру, рб соответственно давление на устье и у башмака лифта при нагнетании азота в скважину, МПа; рср — среднее давление в скважине, заполненной азотом, МПа; А, Б — закачивание соответственно в межтрубное пространство и лифт; dл = 73 мм; DK = 146 мм

Номер кривой............................................................................................................12    3    4

Способ закачивания........................................... А    Б

qa, нм3/мин........................................................................................................................6    12    6    12

При пользовании номограммами решаются обратные задачи. Например, можно определить предельную глубину освоения по располагаемому объему азота и др.

Перед проведением работ по вызову притока необходимо спустить в скважину колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промыть скважину. Затем приподнять НКТ и установить башмак на 5—10 м выше интервала перфорации.

После оборудования устья приступить к замене жидкости в скважине на газообразный азот.

Порядок выполнения операций следующий.

Т,ч


р, МПа

Рис. 7.23. Номограмма для расчета процесса по вызову притока из пласта газообразным азотом (рж = 1000 кг/м3). Условные обозначения см. рис. 7.22


Открыть устьевые задвижки 11, 13, 15 и закрыть задвижки 10, 14, 16, 17 (см. рис. 7.20).

С помощью газификационных установок 1 по шлангам высокого давления 3 через обратные клапаны 4 осуществить подачу газообразного азота в межтрубное пространство скважины через "гребенку" 5, нагнетательную линию 7 и тройник 9. Вытесняемая газообразным азотом и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 18 должна поступать в накопительную емкость 20.

Нагнетание в скважину газообразного азота следует осуществлять в расчетном объеме, не превышая максимального рабочего давления газификационных установок. При необходимости снижения продавочного давления в скважину следует закачать порцию воды, обработанной ПАВ, или нефти.

Контроль за процессом закачивания газообразного азота в скважину вести по показаниям манометра 8 на нагнетательной линии 7 и на щитах управления газификационных установок.

По мере нагнетания газообразного азота в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва (пролета) газа через башмак НКТ, после чего оно начинает резко уменьшаться.

Во избежание выброса жидкости и газообразного азота на выкиде скважины 18 необходимо регулировать противодавление в трубном пространстве скважины с помощью задвижки 15, оборудованной штуцером.

Подачу газообразного азота в скважину (при отсутствии притока) вести в количестве, необходимом для создания максимально возможной депрессии на пласт, после чего закрыть задвижку 11 и при открытых задвижках 15, 16 на выкиде поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня жидкости в скважине.

При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространство скважины и следить за подъемом давления на устье.

При повышении давления на буфере до значения, достаточного для работы скважины, в системе сбора закрыть задвижки 15, 16, отсоединить трубопровод 18, поставить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 15, 17, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 19.

Технология освоения скважин газированной азотом жидкостью (пеной)

Технология предназначена для вызова притока нефти и газа из пласта и должна применяться для создания глубоких депрессий на пласт при плавном темпе снижения забойного давления.

Выбор режима освоения заключается в следующем. Для определения рабочих параметров при замене жидкости в

Рис. 7.24. Номограмма для расчета процесса вызова притока из пласта с применением пены с последующим ее самоизливом из скважины (рж = = 1000 кг/м3):

I — относительный объем газа |Уг|; II — степень газификации а; III — максимальное устьевое давление ру max; 1, 2, 3, 4, 5, 6 — глубина осваиваемой скважины соответственно 1000, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000 м; рз — забойное давление; а, |Уг| — безразмерные величины

скважине на пену с последующим ее самоизливом, независимо от диаметров обсадной колонны и лифта, служат номограммы (рис. 7.24).

Пользуясь номограммами, можно определить необходимую степень газификации а, объем газообразного азота Уг и ма-симальное устьевое (продавочное) давление ру max, обеспечивающие требуемое забойное давление рз при заданных глубине скважины Н и плотности жидкости в скважине рж = = 1000 кг/м.

Необходимый объем газообразного азота определяется из равенства

У = |УГС,

где |Уг| — относительный объем газообразного азота, который определяется по номограмме: Ус — объем пространства скважины, в которое производится нагнетание пены, м3. Требуемый объем пенообразующей жидкости

Уж = |Уг|^/а,

где |Уг|, а — известны из номограммы (см. рис. 7.24).

Для определения рабочих параметров при замене жидкости в скважине пеной с ее самоизливом и последующим "осушением" скважины газообразным азотом, независимо от диаметра колонны и лифта, служат номограммы, приведенные на рис. 7.25 и 7.26.

Пользуясь номограммами, можно определить требуемый (минимальный) объем газа Уг, в том числе для приготовления пены Уп ж, необходимую степень газификации а и максимальное продавочное давление на устье ру max, обеспечивающее забойное давление рз при заданных глубине скважины Н, плотности жидкости в скважине рж и условия минимизации объема используемого азота ввиду ограниченных возможностей азотных установок по запасу жидкого азота. Объем пенообразующей жидкости

Уж = |Уп ж|Ус/а,

где значения |Уп ж|, а — известны из номограммы (см. рис. 7.25).

После оборудования устья приступают к промывке скважины пеной. Открывают задвижки 12, 18, 19, 22, закрывают задвижки 20, 21, 24, 25 (см. рис. 7,21). С помощью цементировочного агрегата 6 и азотных газификационных установок готовят и нагнетают газированную жидкость (пену) в межтрубное пространство скважины по нагнетательной линии 15, обвязанной с фонтанной арматурой.

Требуемая степень газификации а достигается за счет регулирования подачи пенообразующей жидкости в смеситель

14 с помощью делителя расхода жидкости 8 при неизменном расходе газа, также подаваемого в смеситель 14.

Например, изменение расхода пенообразующей жидкости

Рис. 7.25. Номограмма для расчета процесса вызова притока из пласта с самоизливом и последующим осушением скважины газообразным азотом:

I — минимально необходимый    относи


тельный объем газа |Vr|; II — степень газификации а; III — относительный объем газа для приготовления пены |Уп ж1; 11"), 2 (2', 2"), 3 (3', 3"), 4 (4', 4") — плотности жидкости в скважине соответственно 800, 900, 1000, 1100 кг/см3; а, |VJ, |Vn ж1 - безразмерные величины

от 1 до 4 л/с при постоянной подаче азота 200 л/с, что соответствует одновременной работе двух установок АГУ-8К, обеспечивает регулирование а от 50 до 200.

Пенообразующая жидкость подается агрегатом 6 в смеситель 14 через делитель расхода 8, фильтр 10 и обратный клапан 4. Азот подается в смеситель 14 по газовым линиям 3 через обратные клапаны 4.

Заданный расход пенообразующей жидкости обеспечивается путем поддержания постоянным определенного перепада давления на штуцере 13 посредством регулирования степени открытия вентиля (вентилей) делителя расхода 8.

Контроль за перепадом давления на штуцере 13 осуществляется по манометрам 11, 31, а за расходом жидкости — по изменению ее уровня в емкости насосного агрегата 6, куда сбрасывается избыток жидкости по линии 7.

Регулирование соотношения подаваемых в скважины количеств азота и жидкости следует осуществлять таким обр а-

Рис. 7.26. Номограммы для расчета процесса вызова притока из пласта пеной с ее самоизливом и последующим осушением скважины газообразным азотом:

I — максимальное устье


II -


вое давление ру

забойное    давление    р3;

1 (1), 2 (2), 3 (3), 4 (4) -плотности    жидкости    в

скважине соответственно 800, 900, 1000, 1100 кг/м3

зом, чтобы исключалось образование газовых пробок в скважине и резкое колебание давления при нагнетании смеси в скважину.

Вытесняемая газированной жидкостью (пеной) и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 26 поступает в накопительную емкость 28.

Контроль за процессом закачивания газированной азотом жидкости (пены) следует вести по показаниям манометров 11, 31, 16, манометров на щитах управления газификационных установок 1 и на насосе цементировочного агрегата 6.

По мере нагнетания газированной азотом жидкости (пены) в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва пены через башмак лифта, после чего оно начинает уменьшаться.

После первого прохождения пены через башмак лифта необходимо уменьшить подачу пенообразующей жидкости и вести промывку скважины при повышенной степени газификации или приступить к осушению скважины газообразным азотом.

При использовании аэратора или тройника в качестве смесителя давление пенообразующей жидкости, подаваемой в смеситель 14 насосным агрегатом 6 (см. рис. 7.21), не должно превышать предельно максимального давления, развиваемого азотной газификационной установкой 1, с учетом прочности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры.

Если это условие не выполняется, то следует вместо аэратора использовать эжектор.

Для обеспечения устойчивой работы эжектора в процессе нагнетания пены необходимо поддерживать давление жидкости на входе в сопло эжектора не менее чем в 1,5 — 2 раза выше давления, получаемого на выходе эжектора или на устье скважины.

Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости (пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до значения, максимально допустимого для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2 — 3 мин, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания.

После окончания промывки скважины пеной закрыть задвижку 18, открыть задвижку 24 и осуществить в течение не менее 1,5 ч самоизлив пены одновременно из трубного и межтрубного пространств скважины по трубопроводу 26 в накопительную емкость 28.

При отсутствии признаков притока нефти и газа после самоизлива пены в течение первых 1,5 ч необходимо продолжить самоизлив до его окончания. При отсутствии притока также следует поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня в скважине.

При наличии притока нефти и газа закрыть задвижки 22, 24, отсоединить трубопровод 26, установить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 22, 25, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 27.

Значение создаваемой депрессии на забое не должно превышать предельно допустимых значений, определяемых гео-лого-техническими условиями и расчетом на прочность обсадной колонны на смятие наружным давлением.

7.3.14. ОБРАБОТКА СКВАЖИН СМЕСЬЮ

КИСЛОТНОГО РАСТВОРА С АЗОТОМ

И ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ

В нефтегазовой промышленности в последние годы успешно начали применять азот для увеличения эффективности кислотных обработок, несмотря на удорожание процесса примерно в 2 раза. Это объясняется увеличением эффективности кислотных обработок в присутствии азота, которое отмечается повсеместно. После обработки дебиты нефти возрастают обычно в 2 — 4 раза.

Для обработки скважин применяют газированную азотом кислоту — азотно-кислотную смесь (АКС) — при содержании азота 50 — 700 м33. Скорость закачки кислотных растворов составляет 0,1—0,3 м3/мин при давлении нагнетания до 40 МПа. Преимущества воздействия АКС связаны с движением смеси в основном по порам наибольшего диаметра. Это было также показано при изучении кернового материала после воздействия АКС методами ртутной порометрии. При нагнетании кислоты с газовой фазой в насыщенную жидкостью пористую среду несмачиваемая фаза (газ) движется по центральной части поровых каналов с опережением, так как скорость движения газа за счет его низкой вязкости значительно выше скорости движения кислоты. Прохождение нагнетаемой смеси через расширения и пережимы пор, частое изменение направления движения, связанное с извилистостью поровых каналов, способствуют турбулизации потока. При этом возникают условия для увлечения кислоты в сфере движения газа по наибольшим поровым каналам и для выборочного разложения участков поровой среды кислотным раствором, в результате чего формируются проникающие зоны значительного растворения цементирующего вещества. Нейтрализация кислоты, естественно, происходит по пути ее движения с газом в порах наибольших размеров, т.е. там, где это может дать наибольший прирост проницаемости. С другой стороны, турбулизация потока вызывает улучшение доставки активной кислоты в зоне движения к стенкам поровых каналов, включая и контакты обломочных зерен. Это способствует более полному растворению глинистого цемента, разуплотнению обломочного скелета и открывает новые пути сообщения пор.

Обобщив результаты ранее выполненных лабораторных исследований и промысловых работ, можно сделать выводы, что преимущества обработки пластов кислотными растворами в смеси с газообразным азотом достигаются в основном за счет быстрого и более полного извлечения из обработанной части пласта отработанного кислотного раствора, продуктов реакции и продавочных жидкостей, рационального использования химической активности кислотного раствора в поровом пространстве с точки зрения максимального увеличения проницаемости пласта, более глубокого проникновения активного кислотного раствора, роста пор и числа соединяющих каналов, в результате чего предотвращается образование в прискважинной части пласта жидкостных барьеров.

Технология обработки скважин кислотой, газированной азотом

Технология обработки пласта АКС предназначена для восстановления и улучшения коллекторских свойств сильно загрязненного или слабопроницаемого продуктивного пласта с целью облегчения условий по вызову притока нефти и газа и повышению нефтегазоотдачи.

Технология азотно-кислотных обработок пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок АГУ-8К заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта через перфорационные отверстия нагнетаются последовательно порции сжатого газообразного азота и газированного азотом кислотного раствора, которые продавливаются в пласт водой, нефтью или газированной азотом жидкостью (пеной).

В связи с высокой активностью азотно-кислотной смеси и практически полной ее нейтрализацией еще в процессе фильтрации в призабойной зоне нет необходимости в выдерживании кислоты на реагирование. Поэтому сразу после окончания продавливания приступают к освоению скважины, плавно снижая устьевое давление с целью удаления продуктов реакции кислоты из пласта и создания необходимой депрессии для вызова притока из скважины.

Технология значительно повышает взрывобезопасность проведения работ по освоению скважин и технико-экономические показатели кислотного воздействия на призабойную зону пласта, особенно в условиях, отличающихся слабопроницаемыми породами и сравнительно низкими пластовыми давлениями.

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при обработке АКС приведена на рис. 7.27. Приготовление

Рис. 7.27. Схема обвязки оборудования и устья скважины при азотнокислотной обработке призабойной зоны пласта и вызове притока:

1 — газификационная установка АГУ-8К; 2 — электростанция; 3 — газопровод (шланги высокого давления); 4 — обратный клапан; 5 — "гребенка”; 6 — насосный агрегат 4АН-700 (ЗЦА-400, ЦА-320М); 7 — кислотовоз Аз-30А или КП-6,5; 8 — трубопровод для подачи кислотного раствора или пенообразующей жидкости в смеситель (эжектор); 9 — оборудование для регулирования соотношения фаз; 10 — смеситель (аэратор, тройник, эжектор); 11 — манометр; 12 — нагнетательная линия для подачи технологического агента (жидкости, газированной жидкости — пены, газа) в скважину; 13 — тр ой-ник; 14—20 — задвижки фонтанной арматуры; 21 — выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 22 — нефтесборный коллектор; 23 — крестовина фонтанной арматуры; 24 — задвижка для отключения линии насосных агрегатов; 25 — накопительная емкость; 26 — якорь стопорный для закрепления выкидной линии; 27 — пробоотборный кран

смеси кислотного раствора с газообразным азотом осуществляется аналогично приготовлению газированной жидкости (пены). Однако необходимо следить за изменением давления. Давление закачиваемой в скважину азотно-жидкостной смеси при использовании аэраторов не должно быть более 20 МПа, при использовании жидкостно-газовых эжекторов не более 35 МПа с учетом прочности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры. Выбор рецептур кислотных растворов и ингибиторов должен производиться с учетом имеющегося промыслового опыта на данном месторождении, а также минералогического состава горных пород коллектора и степени их уплотнения.

При азотно-кислотной обработке закачивание кислотного раствора в пласт целесообразно проводить двумя порциями.

Для сокращения непроизводительного расходования плавиковой кислоты на растворение компонентов пласта, которые хорошо реагируют с соляной кислотой, и предотвращения образования нерастворимых фторидов в качестве первой порции кислотного раствора, составляющей 30 — 40 % общего объема раствора, применяется 10—15%-ная соляная кислота. В качестве второй порции необходимо использовать 10— 15%-ную соляную кислоту с добавкой 2 — 4 % плавиковой кислоты.

Необходимый объем кислотного раствора следует определять по результатам лабораторных исследований в условиях, близких к пластовым, и имеющегося промыслового опыта.

В качестве продавочной жидкости следует использовать воду, нефть или газированную азотом жидкость (пену).

Объем продавочной жидкости устанавливается исходя из условия заполнения ею внутреннего объема НКТ, объема эксплуатационной колонны в интервале перфорации и вытесняемой в призабойную зону пласта части объема кислотного раствора с целью полной его нейтрализации согласно зависимости

^р = ^КТ + V'к + K'VK р,    (7.32)

где УнКТ — внутренний объем НКТ; V' к — объем эксплуатационной колонны в интервале перфорации; K' — опытный ко

эффициент, определенный по данным лабораторных исследований, обычно K' = 0,5; VK р — объем кислотного раствора.

Формула (7.32) применима для терригенных коллекторов.

Для карбонатных коллекторов следует использовать зависимость

V = УНКТ + V '

v пр    v НКТ 1 v э к

Для проведения обработки АКС необходимо спустить в скважину колонну НКТ до забоя и промыть скважину. После промывки приподнять НКТ, установив башмак лифта на 2 —

3 м выше верхнего перфорационного отверстия. Оборудовать устье скважины фонтанной арматурой.

Если ожидаемое максимальное давление нагнетания азотно-кислотной смеси превышает допустимое для эксплуатационной колонны, то НКТ следует оборудовать пакером двустороннего действия с обратным клапаном, установив его выше интервала перфорации. Пакер должен обеспечивать закачивание азотно-кислотной смеси в пласт и пропускание жидкости из межтрубного пространства в трубное при вызове притока флюида из пласта.

Определить приемистость пласта в зависимости от давления нагнетания, которое не должно составлять более 80 % от давления гидроразрыва пласта.

В случае недостаточной приемистости пласта вследствие загрязнения призабойной зоны необходимо установить кислотную ванну и путем тщательной промывки удалить продукты реакции с забоя скважины. В условиях возможного отложения в призабойной зоне тяжелых компонентов нефти (парафинов, смол, асфальтенов) провести обработку скважины растворителем или теплоносителем. Повторно определить приемистость пласта. С помощью насосных агрегатов 6 и кислотовоза 7 (см. рис. 7.27) приготовить расчетное количество кислотного раствора.

При ожидаемом максимальном давлении на устье ру <

<    20,0 МПа (в качестве смесителя используется аэратор или тройник) выполнить следующие работы. Открыть задвижки 15, 18, 19, закрыть задвижки 16, 14, 17, 20, 24 и с помощью газификационных установок 1 произвести нагнетание в лифтовую колонну газообразного азота из расчета заполнения газом внутреннего объема лифта, что будет соответствовать моменту начала пролета газа через башмак лифта. После окончания закачивания газообразного азота закрыть устьевую задвижку 19 (на межтрубном пространстве) и при открытых задвижках 15, 18, 24 с помощью установок 1 и насосных агрегатов 6 через смеситель 10 осуществить нагнетание в лифтовую колонну азотно-кислотной смеси, исходя из условия обеспечения не менее 50 нм3 азота на 1 м3 раствора при расходе последнего от 0,20 до 0,25 м3/мин. Первоначально в смеситель 10 подать соляную кислоту, затем — глино-кислоту. Путем нагнетания в трубное пространство газированной азотом продавочной жидкости, продавить азотнокислотную смесь в пласт. После окончания продавливания закрыть задвижки 15, 24 и плавно снизить давление в межтрубном и трубном пространствах скважины, открыв задвижки 17, 19 с целью своевременного удаления продуктов реакции из пласта и направив выходящую из скважины жидкость по выкидной линии 21 в накопительную емкость 25. После снижения давления в скважине открыть задвижку 14, закрыть задвижку 19 и с помощью установок АГУ-8К произвести подачу газа в межтрубное пространство для вызова притока и дренирования пласта.

При ожидаемом максимальном давлении на устье 20 < ру <

<    35 МПа (в качестве смесителя используется эжектор) выполнить следующие операции. Открыть задвижки 15, 18, 19, 24, закрыть задвижки 14, 16, 17, 20 (см. рис. 7.27) и с помощью азотных газификационных установок 1, насосных агрегатов 6 и кислотовоза 7 через смеситель (эжектор) 10 по линии 12 осуществить приготовление и нагнетание в лифтовую колонну азотно-кислотной смеси (газированного азотом кислотного раствора) при открытом межтрубном пространстве, исходя из условия обеспечения не менее 50 нм3 азота на 1 м3 кислотного раствора, при расходе последнего от 0,20 до 0,25 м3/мин.

Перед закачиванием азотно-кислотной смеси можно заполнить лифт газообразным азотом до давления на устье 20 МПа.

После заполнения лифтовой колонны азотно-кислотной смесью закрыть устьевую задвижку 19 на межтрубном пространстве и продолжить нагнетание в скважину требуемого объема газированного кислотного раствора.

После подачи в скважину всего объема кислотного раствора продавить азотнокислотную смесь в пласт.

По окончании продавливания закрыть устьевую задвижку

15 и плавно снизить давление в межтрубном и трубном пространствах скважины, открыв задвижки 17, 19 с целью своевременного удаления продуктов реакции кислоты из пласта, направив выходящую из скважины жидкость по выкидной линии 21 в накопительную емкость 25.

После снижения давления в скважине закрыть задвижку 19, открыть задвижку 14 и с помощью установок АГУ-8К и насосных агрегатов 6 через смеситель 10 произвести нагнетание газированной азотом жидкости (пены) в межтрубное пространство для дренирования пласта и вызова притока.

7.3.15. ГАЗОГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ

ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН

Вопрос о сохранении естественной проницаемости стенок перфорационных каналов и увеличении их глубины приобретает особую остроту при вскрытии глубоко-залегающих пластов с уплотненными коллекторами, например в Предкарпатье, и горизонтов с пластовым давлением ниже гидростатического. Такие условия наблюдаются обычно в старых обустроенных нефтяных районах. Первое — при разведочном бурении на больших глубинах, второе — при возврате на вышележащие объекты многопластовых месторождений. Из всех известных и применяющихся способов перфорации этим требованиям наиболее полно отвечает газогидропескоструйная перфорация.

Исследования, проводимые на стендах, показали, что за счет добавления газа (азота) в жидкостно-песчаную смесь можно значительно (в 2 — 3 раза) увеличить длину канала.

Наряду с этим газогидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ по сравнению с обыкновенной гидропескоструйной перфорацией.

При проведении процесса создается дополнительный перепад давлений на насадках за счет разности плотностей аэрированной смеси в насосно-компрессорных трубах и в затрубном пространстве, увеличивающийся с ростом глубины скважины. Например, при расходе жидкости (воды) 0,54 м3/мин и азота 6 и 12 м3/мин (при работе соответственно одной или двух установок АГУ-8К) и глубине скважины 2000 м средняя расчетная плотность смеси (предполагается отсутствие потерь скольжения газа относительно жидкости) составит в затрубном пространстве 0,73 и 0,60 г/см3, а в трубах — 0,97 г/см3. Тогда дополнительный перепад давления за счет разности плотностей равен 4,8 — 7,4 МПа. С увеличением глубины скважины до 4000 м дополнительный перепад возрастает примерно до 8,8—13,6 МПа. Таким образом, при добавлении азота возникают реальные возможности увеличения предельной глубины гидроперфорации за счет компенсации возрастающих с глубиной гидравлических потерь в трубах.

Очень важным фактором, способствующим широкому применению гидроперфорации с азотом, является создание при проведении процесса давления в скважине, значительно меньше гидростатического. В условиях рассмотренного примера в скважине глубиной 2 — 4 тыс. м различие между давлением в затрубном пространстве и гидростатическим давлением составит приблизительно 5—15 МПа. Благодаря этому исключается возможность загрязнения перфорационных каналов и проникновения в пласт инородных жидкостей и при вскрытии объектов с пониженным пластовым давлением. Кроме того, при газогидропескоструйной перфорации сочетается процесс вскрытия с вызовом притока при пониженном давлении на пласт, а также происходит постоянное дренирование скважины. Наличие газопроявлений способствует еще большему разгазированию столба в затрубном пространстве и, следовательно, стимулирует процесс.

Одним из основных факторов, влияющих на получение каналов большой протяженности, является энергия струи, которая в основном определяется перепадом давления в на-

Т а б л и ц а 7.8

Влияние перепада давлений на размеры перфорационного канала

Номер обр аз-ца

Перепад давлений на рабочей насадке, МПа

Расход воды, л/с

Расход

газооб

разного

азота,

нм3/мин

Время перфорации, мин

Размеры отверстия, мм

Объ ем выработки, см3

глубина

вход в металлическую заглушку

6

20

2,7

3,0

20

89

15x22

105

16

25

3,0

3,4

20

108

16x22

120

17

29

3,3

4,2

20

130

21x21

132

П р и м е ч а н и е. Значения асж =

60 МПа, с!н = 4,5 мм, ф = 0,24.

садке. При прочих равных условиях с ростом перепада давлений в насадке длина канала увеличивается (табл. 7.8). Например, при повышении перепада на 5 МПа (в 1,25 раза) увеличиваются длина канала и объем выработки соответственно в 1,25 и 1,2 раза.

Очевидно, с точки зрения увеличения размера каналов процесс газогидропескоструйной перфорации целесообразно проводить при максимально возможном перепаде давлений. Однако повышать перепад можно до известного значения, которое определяется техническими и технологическими возможностями используемого оборудования, насосных агрегатов и азотных установок, с одной стороны, и экономически выгодными затратами, с другой. Из этих соображений при азотогидропескоструйной перфорации для установок 4АН-700 и АГУ-8К рекомендуется поддерживать перепад давлений на рабочей насадке 25 — 30 МПа.

Экспериментальными исследованиями установлено, что применение газожидкостной смеси при абразивной перфорации повышает темп образования перфорационного канала и способствует его увеличению в 1,5 — 2 раза.

Из результатов исследований (рис. 7.28 и 7.29) видно, что с добавлением азота в рассматриваемых пределах (при прочих равных условиях) длина канала увеличивается в 1,4—1,6 раза, а объем — в 2,3 — 2,5 раза.


Рис. 7.28. Продольное сечение перфорационных каналов при гидроперфорации (а) и азотогидро-перфорации (•)

Рис. 7.29. Влияние газосодержания на длину (1, 3) и о^ъем (2, 4) перфорационных каналов:

1, 2 — для образцов с асж = 39 МПа, Ар = 11 МПа, dH = 6 мм; 3, 4 — для образцов с асж = 60 МПа, А р = 20 МПа, dH = = 4,5 мм

120 1100

4"

60

оL


200

- /

\180

- 3^* 1 Ур .

_ о

Щ140

&

rv"

- <

® 100 (

\

\

\

V

’ <

г

1 1 1

0,15    0,30    0,45

0,60


Газосодержание

600

1400

§200 0

г 300

Г / i/ i I /

А ^ * - *

- S 200

1

\

Ц <*'

-^700

Г 1 1 1

20    40    60

80


Время, мин

Рис. 7.30. Изменение длины (1, 4-6) и объема (2, 3, 7) перфорационного канала во времени при различных условиях:

1 — ф = 0,65, dH = 6 мм, Ар = 11 МПа, асж = 52 МПа; 2, 4 — ф = 0,30, dH = 4,6 мм, Ар = 20 МПа, асж = 60 МПа; 3, 5 — ф = 0,32, dH = 6 мм, Ар = = 15 МПа, асж = 52 МПа; 6, 7 — ф = 0, dH = 6 мм, Ар = 15 МПа, асж = = 52 МПа

Увeличeниe глубины выработки с ростом газосодeржания обyсловлeно возрастаниeм динамичeского напора струи за счет yвeличeния ee скорости.

Pазмeры входного отвeрстия практичeски He отличаются, но форма era при большом газосодeржании приближаeтся к кругу, а при малом — имeeт форму эллипса.

Увeличeниe врeмeни ^рфорации от 20 до 40 и от 40 до 80 мин при использовании газожидкостных смeсeй позволяeт yвeличить размeры пeрфорационныx каналов (рис. 7.30, кри-вью 4, 5) в 1,33 и 1,12 раза соотвeтствeнно, т-e. прирост длины канала очeнь замeдляeтся.

Oбъeм выработки при газогидропeскострyйной ^рфора-ции в тeчeниe 80 мин от начала рeзки yвeличиваeтся пропорционально времени, тогда как при гидропескоструйной перфорации увеличение происходит с затуханием (рис. 7.30, кривая 7).

Из проведенных исследований видно, что при гидропескоструйной перфорации отверстие образуется в течение 30 — 40 мин, а дальше в основном увеличивается объем канала.

Прирост увеличения объема перфорационного отверстия при изменении газосодержания в рассматриваемых пределах на протяжении всего времени в течение 80 мин резки не уменьшается. Это свидетельствует о целесообразности продолжения газогидроперфорации до 80 мин, если необходимо увеличить поверхность фильтрации перфорационного канала.

7.3.16. ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ САМОГЕНЕРИРУЮЩИХ ПЕННЫХ СИСТЕМ

Технологический процесс освоения скважин с применением самогенерирующих пенных систем (СГПС) направлен на сохранение и восстановление коллекторских свойств продуктивных пластов с целью повысить продуктивность добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин, сократить затраты на их освоение и обеспечить безопасность работ, выполняемых при этом.

Технологический процесс основан на газировании жидкости азотом, образующимся в результате химических реакций, и образовании пенных систем в скважине или призабойной зоне пласта. Степень газонасыщения раствором может изменяться при нормальных условиях от 10 до 120. Побочным продуктом процесса образования азота является водный раствор хлористого натрия.

Материалами для приготовления раствора СГПС служат: нитрит натрия технический в растворе, допускается использование натрия кристаллического; аммоний хлористый технический;

косульфат-3-10н, допускается использование сульфонола НП — 3 или превоцела (продукт Германии);

бензолсульфокислота, допускается использование амидосульфоновой (сульфаминовой) кислоты, соляной кислоты ингибированной.

Исходные растворы СГПС готовятся на водной основе с использованием следующих химических продуктов:

аммоний хлористый технический (нашатырь), газообразо-ватель — порошок или гранулы белого цвета, растворимость в воде — 29,4 %, плотность 1,527 г/см3;

Плотность раствора нитрита натрия при различных концентрациях реагента

Плотность раствора, г/см3

Концентрация нитрита натрия, г/л

Плотность раствора, г/см3

Концентрация нитрита натрия, г/л

1,215

364

1,123

236

1,193

332

1,113

224

1,176

309

1,100

204

1,170

299

1,095

195

1,157

280

1,090

187

1,146

264

1,086

180

1,137

249

1,082

173

нитрит натрия в растворе, газообразователь — бесцветная, светло-желтая или светло-желтая с зеленоватым оттенком прозрачная жидкость; невзрывоопасное и непожароопасное вещество.

Перед приготовлением раствора СГПС контролируют содержание основного вещества по плотности раствора (табл. 7.9 и 7.10).

При необходимости получения раствора с повышенной степенью газонасыщения — 80 — 120 (в нормальных условиях) — вместо нитрата натрия в растворе используют кристаллический нитрит натрия, который представляет собой

Т а б ли ц а 7.10

Количество воды (л) для разбавления 1 м3 раствора нитрита натрия до заданной концентрации

Входная концентрация реагента, кг/м3

Заданная концентрация реагента, кг/м3

347

331

316

303

291

280

270

260

251

243

235

227

221

214

208

202

197

364

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

347

48

95

143

190

238

286

333

381

429

476

542

571

619

667

714

762

331

45

91

136

182

227

273

318

363

409

454

500

545

591

636

682

316

43

87

130

174

217

261

304

348

391

435

478

522

565

609

303

42

83

125

167

208

250

292

333

375

417

458

500

542

291

40

80

120

160

200

240

280

320

360

400

440

480

280

38

77

115

154

192

231

269

308

346

385

423

270

37

74

111

148

185

222

259

296

333

370

260

36

71

107

143

178

214

250

286

321

251

34

69

103

138

172

207

241

276

243

33

67

100

133

167

200

233

235

32

64

97

129

161

193

227

31

62

94

125

156

221

30

61

91

121

214

29

59

88

208

29

57

202

28

кристаллы бесцветные или желтоватого цвета, плотность 2,17 г/см3, растворимость в воде при 20 °С — 88 г на 100 г воды.

Косульфат-3-10н, пенообразователь — смесь натриевых солей алкилсульфата и сульфата моноэтаноламида. Это пастообразная масса от белого до светло-коричневого цвета. Содержится косульфат в герметически закрываемых железных бочках вместимостью 100 — 200 дм3 или полиэтиленовых банках вместимостью до 10 дм3.

Сульфонол НП-3, пенообразователь, выпускается в виде вязкой пасты, хорошо растворяется в воде.

Превоцел, пенообразователь, представляет собой смесь жирного спирта и окиси этилена с блоксополимером окиси этилена (окиси пропилена), растворимость в воде хорошая, плотность при 20 °С 1,20 г/см3.

В качестве инициатора реакции газообразования при температуре 20 — 70 °С используют бензолсульфокислоту, допускается применение сульфаминовой или соляной кислоты.

Амидосульфоновая (сульфаминовая) кислота представляет собой негигроскопические кристаллы без запаха, плотность 2,126 г/см3, растворимость в воде при 20 °С 21,3 г на 100 г воды. Кальциевые и магниевые соли, образующиеся в продуктах реакции сульфаминовой кислоты, хорошо растворимы в воде.

Соляная кислота, ингибированная техническая — прозрачная, бесцветная жидкость.

Технология проведения работ. Вскрытие продуктивного пласта перфорацией с использованием СГПС в качестве перфорационной среды осуществляют при депрессии или при репрессии на пласт. При вскрытии пластов перфорацией при депрессии на пласт используют перфораторы, спускаемые на насосно-компрессорных трубах (ПНКТ-73, ПНКТ-89) или через НКТ (ПР-43, ПР-54, ПР-89, КПрУ-65). Устье скважины герметизируют фонтанной арматурой, а при вскрытии пласта перфоратором типа ПР — дополнительно оборудуют лубрикатором.

Количество раствора СГПС выбирают из расчета заполнения скважины в интервале от искусственного забоя до глубины на 15 — 20 м выше верхней части интервала перфорации. Количество водного раствора ПАВ 1,0—1,5%-ный разделительный (буферный) раствор выбирают из расчета заполнения в скважине (затрубном пространстве) интервала длиной 40 — 50 м между раствором СГПС и жидкостью, заполняющей скважину.

Раствор СГПС приготавливают на растворном узле или на скважине (кусте скважин) с помощью насосного агрегата 460

Реагент, кг/м3

Снижение

Назначение

Г азообразователь

Пенообразователь -косульфат

Инициатор -бензолсуль-фокислота

забойного давления в скважине

аммоний

хлорис

тый

нитрит

натрия

(сульфанол НП-3, пре-воцел)

(сульфамино-вая кислота, соляная кислота)

глубиной 25003000 м, МПа

Перфорационная среда для вторичного вскрытия пласта:

при депрессии на пласт при температуре 70-120 °С

280±20

280±20

30±3(30±3)

0,2

при репрессии на пласт при температуре 45-70 °С Раствор для ОПЗ и вызова притока из пласта:

200±15

200±1 5

25±2(25±2)

0,1

при температуре 20-70 °С

200±15

200±15

20±2(20±2)

-

5,

0

1

0

при температуре 70-120 °С*

280±20

280±20

25±2(25±2)

7,

5

1

0

* Инициатор используют в виде (100- 150 л на 1 м3 раствора СГПС).

3%-ного раствора на водной основе

(например, ЦА-320). При этом исходный раствор нитрита натрия разбавляют водой до заданной концентрации (см. табл. 7.10), а затем вводят в него хлористый аммоний и пенообразователь (табл. 7.11). После ввода каждого реагента раствор перемешивается в течение 15 — 20 мин (насос работает "на себя") до полного растворения реагентов. При всех операциях приготовленный раствор СГПС перевозят и хранят в закрытых емкостях.

Раствор ПАВ приготовляют на скважине, используя емкости насосных агрегатов. После ввода пенообразователя раствор перемешивают в течение 10—15 мин.

Нагнетают растворы в НКТ последовательно: ПАВ (первая порция для размещения в затрубном пространстве), раствор СГПС, раствор ПАВ (вторая порция) и продавочная жидкость. Затем проводят перфорационные работы. Проведение дальнейших работ по освоению скважины (ОПЗ и вызов притока) с использованием СГПС проектируется в соответствии с рекомендациями РД-39-0147009-506 — 85. Обязательным условием проведения работ данным способом при репрессии на пласт является полное соответствие их "Единым техническим правилам ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях".

Наличие СГПС контролируется в заданном интервале в скважине с помощью резистивиметра.

При обработке скважин с температурой 70—120 °С проводят следующие работы.

Определяют количество раствора СГПС из расчета заполнения скважин в интервале от забоя до глубины на 10—15 м выше верхней части интервала перфорации, заполнения НКТ до глубины не более 1000 м от устья скважины (значение давления жидкости, заполняющей НКТ над раствором СГПС, не должна превышать 10,0 МПа, а значение температуры в верхней части СГПС — свыше 70 °С) и нагнетания в пласт раствора в количестве 0,1—0,2 м3 на 1 м вскрытой (перфорацией) толщины пласта.

Количество раствора ПАВ (содержание ПАВ 0,5—1,0 %) выбирают из расчета заполнения в НКТ и затрубном пространстве интервалов длиной 40 — 50 м между раствором СГПС и жидкостью, заполняющей скважину.

Приготавливают растворы СГПС и ПАВ.

Нагнетают последовательно в НКТ: раствор ПАВ (первая порция), раствор СГПС, раствор ПАВ и продавочную жидкость с учетом задавливания в пласт части растворов СГПС (0,1—0,2 м3 на 1 м) при закрытом затрубном пространстве.

Выдерживают скважину (при закрытом затрубном пространстве) 30 — 40 мин для осуществления процессов генерации азота и образования пены. Контролируются эти процессы по росту давления на устье скважины — в НКТ и затрубном пространстве, а завершаются работы после стабилизации давления. При проведении работ давление в затрубном пространстве не должно превышать значения допустимого давления на эксплуатационную колонну.

Пускают скважину на самоналив для очистки призабойной зоны пласта.

Если планируется эксплуатация фонтанным способом и при самоналиве обеспечивается создание необходимой депрессии на пласт, то после проведения ОПЗ исследуют скважину на приток и вводят ее в эксплуатацию.

При выполнении работ с целью создать повышенные депрессии на пласт допускаются использование дополнительного количества раствора СГПС и повышение количества газо- и пенообразователей. При этом дополнительное количество раствора СГПС размещают в затрубном пространстве скважины.

Если планируется эксплуатация скважины механизированным способом (например, с использованием ЭЦН), то после ОПЗ осуществляют промывку скважины до забоя рабочим раствором (например, водным раствором ПАВ), не загрязняющим коллектор, прокачав 1,5 —2,0 объема НКТ до поступления чистой жидкости; в случае необходимости заполняют скважину задавочной жидкостью (например, солевым раствором), поднимают НКТ, опускают глубинный насос и вводят скважину в эксплуатацию с исследованием на приток.

После ОПЗ нагнетательных скважин пускают скважину на самоналив для очистки призабойной зоны пласта или осуществляют промывку скважины раствором ПАВ до забоя до поступления чистой жидкости и вводят скважину под нагнетание.

При обработке призабойной зоны скважин с температурой 20 — 70 °С проводят работы, аналогичные перечисленным, дополнительно используя инициатор реакции газообразования. Количество инициатора выбирают по табл. 7.11.

Приготавливают раствор инициатора в виде 3%-ного раствора на водной основе в емкости. Вводят инициатор в раствор СГПС в процессе нагнетания его в скважину.

Для контроля качества проводимых работ используют глубинные регистрирующие манометры и термометры, которые устанавливают в процессе ОПЗ и вызова притока в НКТ на глубине на 10—15 м выше башмака НКТ.

Для оценки результатов работ по сохранению и восстановлению коллекторских свойств пластов проводят комплекс гидродинамических исследований; исследование методом установившихся отборов (не менее чем на трех режимах) с получением индикаторных диаграмм и коэффициентов продуктивности; исследование методом восстановления давления с определением состояния призабойной зоны и качества (степени совершенства) сообщения скважины с пластом — коллектором; исследование профиля притока флюида к скважине для дифференцированной оценки качества работ.

При освоении скважин с применением СГПС должны соблюдаться требования следующих документов: правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности; отраслевой инструкции по безопасности труда при освоении нефтяных и газовых скважин; отраслевой инструкции по безопасному ведению работ при применении пенных систем в

Предельно допустимая концентрация, мг/м3

Нитрит натрия

5


Хлористый аммоний Косульфат-3-1 0н

Сульфанол НП-3 Превоцел

Бензолсульфокислота

Амидосульфоновая (сульфаминовая) кислота

Соляная кислота

5


По степени воздействия на организм относится к 3-му классу опасности; недопустимо попадание внутрь организма Не токсичен

Продукт не выделяет паров, поэтому не характеризуется ПДК Не токсичен Не токсичен

По степени токсичности относится к 3-му классу опасности По степени токсичности относится к 4-му классу опасности

По степени токсичности относится к 3-му классу опасности

добыче нефти и газа ИБТВ 1-103-89; отраслевой инструкции по безопасности труда при бурении с использованием газообразных агентов иБтВ 1-062-79.

Материалы, используемые для освоения скважин с СГПС, являются серийно выпускаемыми отечественной промышленностью. При их применении должны соблюдаться меры безопасности, изложенные в стандартах и технических условиях на эти материалы.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ, содержащихся в составе СГПС, и их характеристики приведены в табл. 7.12.

7.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

7.4.1. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА СООТНОШЕНИЕМ ФАКТИЧЕСКОЙ И ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ

Наиболее характерный показатель добывающих возможностей скважины - коэффициент продуктивности п, равный части суточного отбора продукции, которая приходится на единицу депрессии:

п = О/Ар,    (7.33)


Рис. 7.32. График изменения давления на забое скважины после ее закрытия


Рис. 7.31. Типичная индикаторная диаграмма для фонтанной нефтяной скважины


где О — дебит скважины (в м3/сут) при депрессии Ар (в МПа); А р = р плр з, р пл — пластовое давление, МПа; рз — забойное давление, МПа.

Различают фактический коэффициент продуктивности скважины пф и потенциальный коэффициент продуктивности Пп, значения которого рассчитывают по известным значениям гидродинамических параметров продуктивных пластов.

Определяют фактический коэффициент продуктивности на основании индикаторных диаграмм (рис. 7.31), которые строятся по результатам исследования скважины на сложившихся режимах отбора продукции (не менее трех).

Индикаторная диаграмма отображает зависимость дебита (в м3/сут) скважины от депрессии

и дает возможность определить фактический коэффициент продуктивности Пф.

Согласно уравнению Дюпюи потенциальный дебит скважины (в м3/сут)

Qii = 2пе-Ар-.    (7.35)

bln(RKс)

Разделив правую и левую части уравнения (7.47) на Ар, получим выражение для определения потенциального коэффициента продуктивности скважины (в м3/(МПа-сут)):

пп = 5,43 •1011е-1-,    (7.36)

b ln(RK/ rc)

где е = kh/^ - гидропроводность продуктивных пластов, м3/(Па^с); к - проницаемость пластов, м2; h - толщина продуктивной части пластов, м; b - объемный коэффициент для нефти (коэф-фициент увеличения объема сепарированной нефти в пластовых условиях); ЯК - радиус контура питания (зоны), м; гс - радиус ствола скважины в интервале продуктивных пластов, м.

Для наиболее распространенных значений Як = 250 м и гс = 0,1 м, которые обеспечивают удовлетворительную для промышленных расчетов точность, уравнение (7.36) принимает вид

Пп = 0,7-10пе1.    (7.37)

b

Для определения гидропроводности пластов, охваченных фильтрацией во время отбора продукции, используют кривые восстановления давления на забое скважины, закрытой после отбора продукции на протяжении времени Т с дебитом Q (рис. 7.32).

При отсутствии кривых восстановления давления параметр гидропроводности можно определить через проницаемость и эффективную толщину пластов на основании керновых и промыслово-геофизических исследований.

Обработку КВД проводят, например, по методу Хорнера, в соответствии с которым процесс восстановления давления на забое скважины описывается уравнением

Pt = Рпл - ln —,    (7.38)

4пе

или

п ог\о Qb i T + t

Pt = Рпл - 0,208 lg-

8 t

где pt забойное давление через определенные промежутки времени t после закрытия скважины (5—10 мин); Т — продолжительность работы скважины перед закрытием; Q — дебит скважины перед закрытием.

При наличии в зоне фильтрации вокруг скважины однородных по проницаемости коллекторов график зависимости

(7.38) в координатах

можно изобразить в виде

прямой а (рис. 7.33), наклон которой в оси времени

(7.39)

По угловому коэффициенту i определяют гидропроводность пластов (в м3/(Па-с)) в зоне фильтрации вокруг скважины

,-и Qb


(7.40)


8 = 0,208 • 10


Рис. 7.33. График восстановления давления на забое скважины, преобразованный по методу Хорнера:

а — для однородного пласта; б — для пласта с ухудшенной гидропроницаемостью призабойной зоны; 1, 2 — призабойная и отдаленная зоны соответственно


Если в призабойной зоне скважины гидропроводность пластов ухудшается, тогда на графике восстановления давления (см. рис. 7.33) выделяются два прямолинейных отрезка 1 и 2 с коэффициентами наклона соответственно ij (призабойная зона) и i2 (отдаленная зона), по которым на основании (7.40) определяют гидропроводность призабойной и отдаленной зон.

Поскольку продуктивность скважины находится в прямой зависимости от гидропроводности пластов и в обратной зависимости от депрессии, то уменьшение гидропроводности или дополнительные потери давления во время фильтрации продукции обусловливают уменьшение дебитов при одном и том же значении депрессии.

Наиболее обоснованные и объективные показатели состояния призабойной зоны скважины следующие: отношение коэффициентов продуктивности (фактического к потенциальному) ОП; отношение параметров гидпроводности (отдаленной зоны к призабойной зоне) ОГ; значение скин-эффекта S.

Показатель соотношения продуктивностей — это частное от деления фактического коэффициента продуктивностей скважины на потенциальный коэффициент продуктивности:

ОП = Пф/Пп

(7.41)


Согласно выражениям для фактического Пф = О/Ар и потенциального коэффициентов продуктивности получаем

(7.42)

а для значений Лк = 250 м; гс = 0,1 м, которые обеспечивают удовлетворительную для промысловых расчетов точность, уравнение (7.42) имеет вид

ОП = (6 * 8) —.

(7.43)


Ар

При известной гидропроводности пластов (на основании КВД) и значениях Як = 250 м и гс = 0,1 м соотношение продуктивностей можно определить по формуле

Отношение гидропроводностей находят делением параметра гидропроводности пластов отдаленной зоны на гидропроводность призабойной зоны, значения которых получают на основании КВД (см. рис. 7.33):

ОГ = 2/(= / /i2,    (7.45)

И 6 отз/ 3 И 6 пз 1    2

где i1, i2 - угловые коэффициенты прямолинейных отрезков кривой восстановления давления в координатах Apt = f( lgt)

или Ap( = f| lg T + f^ соответственно для призабойной и отдаленной зон.

При невозможности определить гидропроводность призабойной зоны на основании кривой восстановления давления используют зависимость

ОГ = 2 —5    /2 —5 ,    (7.46)

3 И 6 квд / 3 и 6п 2 kh 5

где j—|    - гидропроводность пластов, полученная на

3 И 6 КВД

основании обработки кривой восстановления давления;

2    kh 5

j—|    - гидропроводность пластов, полученная на основании

3    И 6п

фактического коэффициента продуктивности.

Гидропроводность пластов (в м3/(Па-с)) определяют по формуле

3“5    = 0,42-10-%b(lgRK - lgrc),    (7.47)

3 И 6п

а при значениях RK = 250 м и Гс = 0,1 м записывают в виде

j kh|    = 1,43-10-11пфЬ.    (7.48)

3 И 6п

Как первый (соотношение продуктивностей), так и второй (соотношение гидропроводностей) методы имеют тот недостаток, что здесь используются значения дебита, пластового давления и депрессии, точность которых в промышленных условиях, особенно при наличии низкопроницаемых коллекторов, не всегда гарантирована. Поэтому широкое применение, особенно в зарубежной практике, получил метод оценки состояния призабойной зоны через скин-эффект S.

7.4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКИН-ЭФФЕКТА

НА ОСНОВАНИИ КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ

ДАВЛЕНИЯ

Физический смысл показателя скин-эффекта иллюстрирует зависимость его значения от соотношения между проницаемостью пластов удаленной зоны к и призабойной зоны ks:

S = кL in h.,    (7.49)

ks rc

где rs — радиус призабойной (скиновой) зоны; rc — радиус ствола скважины в продуктивном интервале.

Скин-эффект характеризует состояние призабойной зоны скважины, а его значение свидетельствует о наличии или отсутствии дополнительных фильтрационных сопротивлений, которые могут быть обусловленными как низким качеством вскрытии пластов, так и изменением фильтрационных параметров призабойной зоны во время отбора продукции. Поскольку такие изменения влияют на процесс восстановления давления в скважине после прекращения нагнетания или отбора, то для оценки наличия скин-эффекта и определения его значения используют КВД, характер которых связан с фильтрационными параметрами зависимостью

Ар =    in 225xt,    (7.50)

4nkh    rc

где Apt — прирост давления в течение времени t после закрытия скважины, МПа; х = 10-к--— пьезопровод-

И(т в ж + в п)

ность пластов, см2/с; m — коэффициент пористости коллекторов; вж, вп — коэффициенты сжимаемости жидкости и породы соответственно.

Правая и левая части уравнения (7.50) равнозначны, когда отсутствуют дополнительные сопротивления в призабойной зоне, а их неравенство свидетельствует о различии между гидропроводностью призабойной и отдаленной зон, что ухудшение гидропроводности призабойной зоны обусловливает необходимость затрат дополнительной депрессии Аpsпри неизменном объеме фильтрации продукции.

Положительное значение скин-эффекта свидетельствует о наличии дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне скважины, на преодоление которых затрачивается определенная часть депрессии Арs = iS, по которой оценивают соотношение продуктивностей

ОП = Ар    Арs

АР1

При этом в зависимости от состояния призабойной зоны возможны следующие варианты:

Состояние призабойной зоны.

Скин-эффект.

Соотношение продуктивностей

Соотношение гидропроводностей.


ksk ksk ks = к S > 0 S < 0 S = 0 ОП < 1 ОП > 1 ОП = ОГ > 1 ОГ < 1 ОГ =


РАЗОБЩЕНИЕ СТВОЛА ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИНЫ

7.1. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН


Цементные мосты устанавливают в процессе проведения буровых работ, например, необходимо изменить направление скважины, а также при освоении скважины. Во время освоения скважин цементные мосты устанавливают для того, чтобы отделить пространство скважины, которое не имеет выхода на продуктивные пласты; исследовать новые верхние нефтегазовые горизонты; изолировать зоны водопроявлений и создать искусственные опоры для испытателей пластов на трубах.

Место установки цементных мостов, их интервал, параметры цементного раствора и промывочной жидкости, статическую температуру, объем цементного раствора и жидкости для продавливания в трубы, компоновку заливочных труб, расход времени на проведение операции определяет геологическая служба предприятия и оформляет в виде плана проведения работ. Рекомендуется минимальный объем тампонажного раствора 1,5 и 1,8 м3 для установления в обсадных колоннах диаметрами до 146 и 168 мм соответственно. Подбор рецептуры тампонажного раствора и буровых жидкостей производят в лабораториях.

Чтобы максимально приблизить условия выбора рецептур тампонажного раствора и буровых жидкостей к реальным условиям скважины, необходимо выполнить анализы с теми же цементами (тампонажными материалами) и химическими реагентами, которые будут использованы в промышленных условиях.

Исследования на консистометре с целью определения сроков схватывания тампонажного раствора целесообразно проводить по программе, имитирующей процесс установки не только во времени при заданных давлении и температуре, но и по характеру проведения работ.

Подбирая рецептуру цементного раствора, время схватывания принимают таким, чтобы оно было равно времени установки моста с запасом до 25 %. Буферные, тампонажные и промывочные жидкости проверяют на схватывание в смеси с контактирующими жидкостями в соотношении 3 : 1; 1 : 1; 1 : 3 в условиях, которые отвечают интервалам установки цементного моста.

Перед спуском в скважину колонны заливочных (бурильных или насосно-компрессорных) труб выполняют контрольные измерения длины труб и их шаблонирование.

Цементировочная головка должна быть опрессована на полуторакратное давление и иметь разделительные пробки.

На скважине следует создать запас воды для приготовления тампонажного раствора, а также жидкости для продавливания.

Тампонажный цемент подвергают лабораторному анализу.

Успешность установки цементного моста зависит от рационального применения технических средств и приемов, а также тампонажных материалов. Чтобы обеспечить успешную установку цементных мостов, обязательно применяют устройства для контролируемого забойного цементирования (УКЗЦ) и разделительные пробки.

7.2. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ЗА УСТАНОВКОЙ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

Украинские инженеры В. В. Кравец, Б. А. Теришак разработали и внедрили в производство комплект для установки мостов КУМ-1 и устройство для контролируемого забойного цементирования УКЗЦ-73Н (рис. 7.1).

Комплект КУМ-1 предназначен для многократной контролируемой установки цементных мостов и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметрами 89, 73 и 60 мм. В комплект входят устройство УКЗЦ-73Н, цементирующая головка (ЦГ), шаровые эластичные разделительные пробки (ШРП), центраторы из легкоразбуриваемого материала, фрезеры.

Устройство УКЗЦ-73Н (см. рис. 7.1) предназначено для многоразовой установки мостов, а также для контроля за транспортировкой к необходимому участку скважин разных технологических жидкостей при различных операциях (например, кислот для обработки призабойной зоны). Устройство УКЗЦ-73Н состоит из корпуса, в щелевых пазах которого находятся один или два ряда опорных ножевых пластинок, расположенных через 120° по окружности (сечения A—A и Б-Б). Принцип работы устройства УКЗЦ-73Н следующий: манометр цементировочного агрегата на устье скважины четко фиксирует сигнал в виде импульса давления о прохождении шаровой пробки че р ез ножевую опору. Импульс давления регулируется изменением геометрических параметров ножевых опорных пластинок и находится в пределах от 8 до 10 МПа.

НКТ- 73




Цементировочная головка (рис.

7.2) состоит из корпуса, нижнего, среднего и верхнего патрубков диаметром 73 мм с кранами высокого давления,

Рис. 7.1. Устройство контролируемого забойного цементирования нижнего и верхнего стопорных штифтов и крышки. Собирают ее во время установки цементного моста в следующем порядке: отвинчивают крышку, вывинчивают верхний стопорный штифт и ввинчивают нижний стопорный штифт, вставляют шаровую разделительную пробку (ШРП) и перемещают ее под давлением до упора в нижний стопорный штифт, ввинчивают верхний стопорный штифт, вставляют вторую ШРП и закручивают крышку. Все три крана высокого давления ставят в положение “Закрыто”.


Рис. 7.3. Цементировочная головка кассетного типа:

1 - кран высокого давления; 2 - заглушка; 3 - ножевая опора; 4 - ШРП; 5 - кассета; 6 - винт; 7 - крышка; 8 - корпус


Рис. 7.2. Цементировочная головка:

1, 5, 7 - верхний, средний и нижний патрубки соответственно; 2 - крышка; 3 - корпус; 4, 6 - верхний и нижний стопорные штифты


Для этих операций иногда используют цементировочную головку кассетного типа (рис. 7.3), которая состоит из корпуса, имеющего резьбу в верхней части для соединения с квадратной штангой, а в нижней - с насосно-компрессорными трубами, заглушки, оборудованной краном высокого дав-

Рис. 7.4. Центратор    Рис. 7.5. Трубный фрезер

ления и двух кассет для размещения в каждой из них двух ШРП, предохраняющих от перемещения ножевыми опорами. Кассеты закрываются крышками с винтом. Перед закачкой растворов в кассеты вставляют ШРП и закрывают их крышками. Головку навинчивают на колонну НКТ. В зависимости от плана работ закачивание жидкости проводят через ведущую трубу, соединенную с головкой, или через кран высокого давления, к которому подсоединена нагнетательная линия.

Шаровые разделительные пробки предназначены для распределения контактирующих жидкостей во время их движения в колонне НКТ, также они воспринимают сигнал об окончании процесса продавливания. Пробки, имеющие диаметр 80 мм, изготовленные из резины типа 54-23 (2Ф-77) либо 54-40-39 (ТУ 38-105-1563-83). Условная прочность резины на растяжение 810 МПа, относительное удлинение при разрыве 350-450 %, твердость по Шору (А) 50-70 усл.ед., эластичность по отслаиванию 65 %, температура хрупкости -50 °С, термостойкость 150-200 °С. Благодаря высокой упругости (эластичности) пробки хорошо проходят через более узкие участки НКТ диаметром 73 мм, а также через бурильные трубы диаметром 89 мм.

Центраторы (рис. 7.4) предназначены для центровки колонны НКТ в обсадной колонне на участке установки моста для обеспечения качественного заполнения затрубного пространства тампонажным раствором, а также для более легкого обуривания колонны НКТ в случае их прихвата.

Фрезер (рис. 7.5) устанавливают в нижней части НКТ для облегчения их спуска при прохождении в стволе скважины при наличии песчаных пробок и частиц цементного камня.

7.3. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ

Буферные жидкости применяют для предотвращения смешивания тампонажного раствора с контактирующими жидкостями, повышения степени вытеснения промывочной жидкости и удаления рыхлой глинистой корки. Объем буферной жидкости, закачанной тампонажным раствором, определяют из расчета заполнения 50-100 м внутреннего пространства заливочных труб. Объем буферной жидкости, которую закачивают перед тампонажным раствором, находят из условия обеспечения равновесия столба жидкости в затрубном пространстве и в колонне заливочных труб.

При установке мостов в обсаженном стволе скважины буферной жидкостью является вода, которая используется для приготовления тампонажного раствора.

Во время промывания скважины раствором на углеводородной основе и цементированием ее тампонажным раствором на водной основе целесообразно применять трехпорционную буферную жидкость:

первая порция - дизельное горючее + 0,5-2 % неиногенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) (дисольван, сульфанол, ОП-10);

вторая порция - вода + 0,5 - 2 % неионогенного ПАВ;

третья порция - вода, на которой готовят тампонажный раствор.

Подбирая состав буферной жидкости, необходимо проверить ее совместимость как с тампонажным, так и с буровым раствором. С этой целью готовят смеси буферной жидкости и тампонажного раствора в соотношениях 1 : 9, а также 1 : 3 (по объему) и испытывают на консистометре при давлении и температуре, которые будут иметь место во время установки моста. Смеси буферной жидкости и бурового раствора испытывают в аналогичных условиях при объемных соотношениях 1 : 9, 1 : 1, 1 : 3. При этом буферная жидкость не должна сокращать время схватывания тампонажного раствора, а растекание смесей должно отличаться от растекания исходных растворов не менее чем на 20 %.

Дальнейшим закачиванием продавочной жидкости вытесняют тампонажный раствор из колонны заливочных труб в затрубное пространство до получения сигнала о посадке второй шаровой разделительной пробки на ножевую опору устройства. Этим завершается процесс продавливания тампонажного раствора.

После поднятия заливочных труб из зоны моста в зависимости от плана работ производится прямое либо обратное промывание для удаления остатков тампонажного раствора. В первом случае цементировочным агрегатом создается избыточное давление в трубах для разрушения второй разделительной пробки, что обусловливает циркуляцию жидкости сквозь трубы в затрубное пространство. Во втором случае создается циркуляция через межтрубное пространство скважины, в результате чего ШРП выносятся на поверхность.

После окончания работ скважину оставляют для ОЗЦ не менее чем на

48 ч.

Качество цементного моста (несущая способность, прочность, проницаемость) проверяют разгрузкой колонны заливочных труб, опрессовкой или снижением давления в трубах. Виды испытаний цементных мостов зависят от назначения, а также от действия на мост нагрузок. При необходимости цементный мост обуривают до заданной глубины, но не раньше срока ОЗЦ.

7.4. ПРОВЕРКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

После цементирования или установки моста эксплуатационную колонну следует испытать на качество проведения тампонажных работ, прочность и герметичность.

При испытании колонны на герметичность максимальное значение внутренних рабочих давлений p, для секций, составленных из однотипных труб, определяют для глубин, которые отвечают фактической верхней границе этих секций в скважине, а верхнюю секцию колонны проверяют при внутреннем давлении на устье колонны

Роб.у = 1,1pB

при условии, что это давление не ниже минимально необходимого избыточного внутреннего давления на устье при испытании. Его значения для труб разного диаметра приведены ниже.

Диаметр колонны, мм.............. 114-127    141-146    168

Давление, МПа............................................12    10    9

Избыточные внутренние давления, действующие на трубы секций колонны при ее испытании, определяют по формуле

Роб.у = 1,1 pв - Рж^Н,

где рж - плотность жидкости, заполняющей колонну; g - ускорение свободного падения; Н - расстояние от устья скважин до верхней границы секции, которую рассматривают.

Считают, что колонна выдержала испытание на герметичность при опрессовке: 1) если после замены раствора водой отсутствует перелив воды или выделение газа из колонны; 2) когда давление не уменьшается на протяжении 30 мин; 3) если давление уменьшается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания свыше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении испытания менее 7 МПа.

Испытание на герметичность методом снижения уровня проводится при бурении разведочных скважин, а также тех эксплуатационных скважин, в которых давление у устья несущественно превышает атмосферное. Уровень жидкости в скважине, необходимый для испытания, определяют по формуле

Нж = Нпр + 50,

где Нпр - уровень жидкости в эксплуатационной колонне, необходимый для появления притока, м.

Определенный таким образом уровень не должен быть меньше предельного значения, которое зависит от способности труб противодействовать сминающим давлениям.

При испытании колонну считают герметичной, если: при уменьшении уровня жидкости в скважине менее 450 м допускается поднятие его за 8 ч (для колонн с диаметрами 114-219 мм) не более 0,8 м; при снижении уровня в пределах от 400 до 600 м - 1,1 м; от 600 до 800 м - 1,4 м; от 800 до 1000 м - 1,7 м; более 1000 м - 2,0 м.

Уровень измеряют аппаратом Яковлева или другими приборами спустя

3 ч после его снижения для того, чтобы избежать влияния стекания жидкости со стенок колонны на результаты измерений.

Если уровень жидкости в колонне на протяжении 8 ч поднимается выше указанного, то измерение повторяют, и если он подтверждается, то колонну считают негерметичной и разрабатывают мероприятия для ликвидации ее негерметичности.

В скважинах, заполненных перед цементированием глинистым раствором плотностью 1400 кг/см3 и выше, заменяют глинистый раствор на воду и на протяжении 1 ч после стабилизации температуры констатируют отсутствие перелива жидкости или выделения газа.

7.5. РАЗОБЩЕНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

ПОЛИКОНДЕНСИРУЮЩЕЙСЯ ПСЕВДОПЛАСТИЧНОЙ ЖИДКОСТЬЮ

На многих промыслах широко применяются методы обработки призабойной зоны (ПЗ) пласта. Основная часть дополнительно добытой нефти приходится на гидроразрыв пласта (ГРП) и кислотную обработку (КО).

Для защиты верхней части эксплуатационной колонны от высоких давлений, создаваемых при обработке ПЗ методами ГРП, КО и другими, широко применяются механические пакеры (например, ПШ-5-500, ПС-5-500). Однако при наличии дефектов (смятия, сужения) эксплуатационной колонны, грата на стыкосварных соединениях, а также в скважинах с разноразмерными колоннами использовать механические пакеры невозможно. Надежная герметизация, спуск и извлечение механических пакеров значительно усложняются в скважинах с искривленным стволом. В связи с этим возникла необходимость в разработке новых и совершенствовании существующих способов па-керования.

Предложены способы пакерования с применением вязкопластичных жидкостей: глинистого раствора; эмульсии из эпоксидной смолы с наполнителем в условиях узкого зазора, создаваемого специальным приспособлением на насосно-компрессорных трубах (НКТ).

Глинистый раствор как вязкопластичная жидкость, имеющая низкое напряжение сдвига, работоспособен только при небольших перепадах давления. Кроме того, после ГРП он может проникать в пласты и ухудшать их фильтрационные свойства. Использование специального устройства на НКТ при наличии наполнителя в виде твердых частиц (около 50 %) может привести к прихвату труб в узком зазоре. Поэтому существующие способы не получили широкого применения.

Во ВНИИнефти предложены вязкоупругие составы (ВУС) на основе полиакриламида и смол. С применением ВУС разработаны и успешно внедряются новые технологические операции по временному отсечению при-фильтровой зоны скважины для предотвращения загрязнения пласта, по установке цементных мостов и изоляции водопритоков.

ЦНИЛом "Укрнефть" разработана новая технология пакерования меж-трубного пространства скважин с применением псевдопластичной жидкости.

Ниже изложены результаты лабораторных и промысловых исследований по разработке технологии разобщения ствола скважины в температурном интервале 30-70 °С с псевдопластичной жидкостью (ППЖ), представляющей собой подкисленный (рН = 5,0+6,5) водный раствор полимеров (гипан, мочевиноформальдегидная смола МФС) и формалина.

Описаны технологические схемы и опыт пакерования поликонденсиру-ющейся псевдопластичной жидкостью скважин в объединении "Укрнефть" при обработке ПЗ (перепад давления на пакере до 50 МПа в течение 3-4 ч).

Предложенная технология успешно испытана для защиты верхней части ствола скважины при закачке воды под давлением до 20 МПа в течение года.

Установка пакера из ППЖ осуществляется путем закачки 2-4 м3 ППЖ с поверхности в заданный интервал затрубного пространства по схеме прямой или обратной циркуляции. Предложена и используется технология пакерования ППЖ при наличии в скважине конструкций НКТ двух типов.

Схема одноколонной конструкции (ОК). При пакеровании скважины, оборудованной одноколонной конструкцией труб постоянного диаметра или ступенчатой, обычно применяются 60-, 73- или 89-мм НКТ (рис. 7.6, а).

Высота столба ППЖ в затрубном пространстве зависит от ее свойств, размеров затрубного пространства и перепада давления на пакере. Важное преимущество пакерования по схеме ОК - возможность разобщения ствола скважины без проведения спускоподъемных операций и при наличии в скважине эксплуатационных колонн любых размеров.

Высота столба испытанного в промысловых условиях состава ППЖ в затрубном пространстве между 146-мм обсадной колонной и 73-мм НКТ не должна превышать 200-250 м. При такой высоте пакер работоспособен в течение 3 ч при перепаде давления 20-25 МПа. Увеличение высоты столба ППЖ в скважине выше указанных пределов вызывает затруднения при освобождении НКТ после проведения операции под давлением в связи с увеличением нагрузки на крюке выше допустимой при срыве труб. Уже п р и высоте пакера 250 м дополнительная нагрузка на крюке при срыве труб составляет около 200 кН.

При указанной высоте пакера имеется возможность освобождения труб и восстановления циркуляции в скважине путем повышения давления под пакером до 40-50 МПа или путем подъема НКТ.

Раазработан состав ППЖ (описанный ниже), который по истечении заданного периода времени обеспечивает самоосвобождение труб, так как продукты поликонденсации отдают воду и, сжимаясь вокруг НКТ, отходят от

Рис. 7.6. Технологические схемы пакерования скважин ОК ($ ) и СКУ ( •):

1 - щелок (р > 1120 кг/м3); 2 - ППЖ; 3 - пресная или пластовая вода (р < 1300 кг/м3); h - высота пакера из ППЖ


Рис. 7.7. Устройство для опрессовки НКТ и промывки скважины:

1 - корпус; 2 - сбросовый клапан; 3 - золотник; 4 - уплотнение; 5 - срезной штифт; 6 - ограничитель

стенки эксплуатационной колонны. Появляется возможность для циркуляции жидкости в скважине и для подъема НКТ при небольшой дополнительной нагрузке.

Схема специальной колонны с упором (СКУ). При пакеровании скважины по данной схеме в эксплуатационную колонну спускается специальная колонна НКТ с упором, которая (см. рис. 7.6, б) обычно состоит из следующих элементов:

насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, спускаемых до верхнего уровня установки пакера;

устройства для опрессовки НКТ;

устройства для промывки (при необходимости) затрубного пространства скважины под упором;

цилиндрического упора высотой 100-150 мм, диаметр которого на 8

16 мм меньше диаметра колонны;

хвостовика из НКТ длиной до 300 м (диаметр хвостовика определяется в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны).

В качестве упора можно применять переводник пакеров ПШ-5-500 или ПС-5-500 с навинченным на него дюралюминиевым расширением.

Устройство для опрессовки НКТ и промывки скважины (рис.7.7) состоит из корпуса 1, на верхнем торце которого находится седло для опрессо-вочного шарового клапана. На боковой поверхности корпуса имеется девять отверстий, расположенных в три ряда. В отверстия нижнего ряда ввинчены три срезных штифта. При спуске в скважину и во время ГРП отверстия верхних рядов закрыты золотником 3 с уплотнениями 4. Для промывки скважины необходимо сбросить клапан 2 и поднять давление в НКТ до 10,0—

15,0 МПа. Применение специальной колонны НКТ с упором улучшает условия пакерования. При одинаковой высоте столба ППЖ допустимый перепад давления на пакер возрастает более чем в 2 раза (до 50 МПа).

Пакер из ППЖ применяется для разобщения ствола скважины с целью защиты верхней части колонны от высоких давлений кратковременно (на 3

4 ч) при обработке под давлением или длительно (до одного года) при закачке воды в пласт в скважинах с негерметичной эксплуатационной колонной в верхней части ствола. В последнем случае для увеличения прочности пакера возможно применение не одного, а нескольких упоров в интервале закачки ППЖ.

Если пластовое давление в скважине меньше гидростатического или равно ему, то закачку ППЖ производят через НКТ по схеме прямой циркуляции, а если оно больше гидростатического - в затрубное пространство.

Выбор технологической схемы пакерования осуществляется с учетом ге-олого-промысловых условий и задач разобщения ствола скважины.

7.5.1. ПОДБОР РЕЦЕПТУР ПОЛИКОНДЕНСИРУЮЩЕЙСЯ ПСЕВДОПЛАСТИЧНОЙ ЖИДКОСТИ

Приготовление ППЖ производится в поверхностных условиях, затем она доставляется насосными агрегатами в заданный интервал затрубного пространства, где происходит изменение ее физического состояния. Продукты поликонденсации ППЖ, выполняющие роль пакера при ГРП, КО и других подобных операциях, подвергаются воздействию больших перепадов давления (до 25-50 МПа).

В результате лабораторных и промысловых исследований было установлено, что ППЖ, применяемая для пакерования, должна отвечать следующим требованиям:

не содержать сгустков геля и хорошо прокачиваться насосом; сохранять подвижность при температуре 20 ± 2 °С в течение не менее

4 ч, а в пластовых условиях - при температуре 30-70 °С в течение 0,5-2,0 ч;

в результате поликонденсации за 20-40 ч превращаться в однородное упругое тело с разрушающим напряжением при сдвиге тр не менее 5 кПа и долговечностью под нагрузкой не менее 3 ч;

после отверждения обладать эластическими свойствами и хорошей адгезией к металлу.

Некоторыми из перечисленных свойств обладает кислая гипано-формалиновая смесь (ГФС), применяемая для ограничения притока вод.

Жидкая ГФС через определенный промежуток времени (индукционный период), который зависит от соотношения реагентов в смеси, температуры и давления, отверждается, превращаясь в гель.

Увеличение концентрации формалина в смеси, и особенно концентрации соляной кислоты, приводит к сокращению индукционного периода геле-образования и уменьшению эластичного геля.

Гелеобразование ускоряется также при повышении температуры. Изменяя соотношение реагентов в ГФС, можно получать составы с заранее заданным для данной температуры индукционным периодом и гель с определенными механическими свойствами. Однако механическая прочность и эластичность таких гелей недостаточны для целей пакерования. Кроме того, они быстро стареют, теряя воду и уменьшаясь в объеме. Процесс ускоряется с повышением температуры. Ниже приведены исследованные составы ГФС (в см3).

Добавление в ГФС мочевиноформальдегидной смолы (МФС) с массовой долей гипана 20-40 % позволяет повысить прочность системы и улучшить ее эластичные свойства. Данные, характеризующие влияние МФС на механические свойства продуктов поликонденсации ГФС, приведены в табл. 7.1.

Методика определения разрушающего напряжения сдвига тр и методика определения относительной деформации сдвига описаны ниже.

Из табл. 7.1 видно, что при температуре 50 °С процесс созревания (упрочнения структуры) геля состава I происходит быстрее, чем геля состава II: тр соответственно равно 9,0 и 8,1 кПа. При более длительном термо-статировании образцов, а также при более высокой температуре термостати-

Т а б л и ц а 7.1

Механические параметры ППЖ

Номер

Разрушающее напряжение сдвига, кПа

Модуль жесткости

состава

50 °С

70 °С

50 °С

24 ч

48 ч

24 ч

48 ч

24 ч

48 ч

I

9,0

5,1

4,3

4,1

30

92

II

8,1

12,5

11,2

10,3

6

17

рования значение тр для состава I уменьшается почти вдвое. Это связано, очевидно, с уменьшением адгезии к металлу в результате старения геля. Для образцов состава II, термостатированных в тех же условиях, значение тр, наоборот, увеличивается. Таким образом, введение в ГФС мочевино-формальдегидной смолы дает возможность увеличить прочность продуктов поликонденсации ППЖ более чем в 2 раза.

Введение в ГФС мочевиноформальдегидной смолы сопровождается также значительным повышением эластичности системы, о чем можно судить по величине модуля жесткости. Со временем эластичность снижается.

Приведенный в табл. 7.1 состав II отвечает требованиям, предъявляемым к ППЖ, и может использоваться для герметизации затрубного пространства скважин. Реагенты, необходимые для приготовления ППЖ, доступны и недороги.

В результате решения ряда задач исследовательского и практического характера (выбор соотношения реагентов, последовательность их смешения, скорость и длительность перемешивания и т.д.) были разработаны методика приготовления ППЖ в лабораторных условиях и необходимое оборудование.

Псевдопластичная жидкость готовится в химическом стакане. Для улучшения перемешивания в стакан помещается ребристая вставка. Перемешивание осуществляется турбинной мешалкой (рис. 7.8) с частотой вращения 280-290 об/мин.

При перемешивании на таком режиме у ребер вставки образуются волны высотой приблизительно 7 мм. Уменьшение частоты вращения при перемешивании сопровождается появлением сгустков геля при добавлении в ги-пан кислотно-формалиновой смеси (КФС). Перемешивание с большей частотой вращения тоже нежелательно, так как ППЖ насыщается пузырьками воздуха (сильно аэрируется), что приводит к искажению результатов опыта.

В стакан заливают гипан, включают мешалку и перемешивают в течение 3-5 мин. Объемы соляной кислоты и формалина рассчитывают заранее, исходя из их концентрации и заданных для данной рецептуры массовой доли активных веществ: хлористого водорода HCl в соляной кислоте и формальдегида СН2О в формалине. Пример расчета объемов приведен ниже.

КФС добавляют в гипан медленно (в течение 8-10 мин) по каплям, чтобы не допустить коагуляции гипана и появления сгустков геля. После 5-мин перемешивания в стакан добавляют мочевиноформальдегидную смолу (за 30 с) и полученную жидкость перемешивают еще 5 мин. Время приготовления ППЖ составляет 20-25 мин. Исходные концентрации соляной кислоты и формалина, используемых для приготовления КФС, колеблются в широких пределах: соляной кислоты - от 20,6 до 31 %, формалина - от 22 до 40 %. Поэтому для приготовления КФС заданного состава требуются разные объемы этих реагентов.

Расчет объемов соляной кислоты и формалина производится по количеству HCl и СН2О, которое должно содержаться в ППЖ данного состава.

Например, установлено, что для гипана, содержащего в 100 г 86 мг-экв щелочи, оптимальным (температура термостатирования равна 50 °С) является следующий состав ППЖ.

Рис. 7.8. Турбинная мешалка для приготовления ППЖ:

1 - стакан; 2 - ребро вставки; 3 - тур-бинка; 4 - основа вставки; 5 - вал


Предположим, что в лаборатории имеется 20,8 %-ная соляная кислота (в 1000 см3 содержится 231 г HCl) и 38 %-ный формалин. Объем раствора соляной кислоты Уск, содержащий 3,4 г HCl, находится из пропорции: 1000 см3 раствора соляной кислоты содержат 231 г HCl, а Уск - 3,4 г HCl, откуда Ус.к = 14,7 см3.

Аналогично из пропорции находят объем формалина, который для рассматриваемого примера

Уф = 147*4,7/38 = 12,3 см3.

Так как КФС всегда готовят объемом 40 см3, то объем воды для ее приготовления составит 40 - (14,7 + 12,3) = 13 см3.

Расчетные объемы реагентов (воды, формалина и кислоты) смешивают и получают КФС с заданной массовой долей HCl и СН2О, которую определяют титрованием.

Для определения содержания HCl в коническую колбу отбирают пипеткой 2 см3 КФС и титруют 1н. раствором едкого натра NaOH в п рисутствии фенолфталеина до появления малиновой окраски.

Для определения содержания СН2О в нейтрализованную при определении HCl пробу КФС прибавляют 50 см3 27 %-ного свежеприготовленного раствора сернокислого натрия Na203 и титруют 1 н. раствором соляной кислоты до исчезновения малиновой окраски.

На титрование КФС приведенного состава идет 4,6-4,7 см3 1 н. раствора едкого натра и 7,8-7,9 см3 1 н. раствора соляной кислоты.

Эти значения, найденные в лаборатории для КФС определенного состава, служат ориентиром при приготовлении КФС в промысловых условиях.

Соотношение компонентов в ППЖ зависит от свойств исходных реагентов, задаваемого индукционного периода гелеобразования, температуры и давления в интервале установки пакера.

Рис. 7.9. Зависимость количества добавляемой кислоты а от щелочности о шпана

В связи с тем, что состав и свойства реагентов из разных партий различны, за 5-10 дней до проведения работ производится отбор проб реагентов, предназначенных для пакерования скважин. Пробы реагентов анализируют, на основе полученных данных выполняют соответствующие расчеты, составляют несколько рецептур (обычно четыре), в которых варьируют в определенных пределах содержания HCl и СН2О (в г).


Если гипан обладает высокой вязкостью, то к нему добавляют воду в таком количестве, чтобы условная вязкость по ВП-5 не превышала 2400-3000 с.

Подбор соотношения реагентов осуществляется с использованием методов планирования эксперимента. В качестве параметра оптимизации принимается тр, а в качестве факторов - массовое содержание хлористого водорода HCl и формальдегида СН2О.

Состав ППЖ подбирают по плану полного двухфакторного эксперимента. Сначала определяют уровни изменения факторов и производят их кодирование.

Затем проводится эксперимент в соответствии с программой, заложенной в матрице планирования.

По результатам опытов производится их обработка с целью определения однородности дисперсий и значимости коэффициента в уравнении регрессии

У = А + А1Х1 + Л2Х2,

где А, А1? Л2 - коэффициенты в уравнении регрессии.

Если коэффициенты значимы, то определяют адекватность уравнения регрессии и осуществляют крутое восхождение в область максимальных значений тр. Подбирается состав ППЖ, отвечающий поставленным выше требованиям.

В результате исследований по подбору рецептур ППЖ была установлена зависимость между содержанием щелочи в гипане и количеством HCl, вводимым в ППЖ.

На рис. 7.9 приведена опытная зависимость по определению количества добавляемой соляной кислоты от содержания щелочи в гипане, где Щ - щелочность гипана, мг-экв щелочи на 100 г гипана; Вх и В2 - верхний предел удельного расхода кислоты при t = 30-60 °С и t = 70 °С соответственно; Н -нижний предел удельного расхода кислоты при t = 70 °С.

Верхний и нижний пределы содержания HCl в ППЖ рекомендуется использовать для определения величин Z1+1 и Z1-1 следующим образом:

Z+ = щв, z1-1 = щн.

Пределы изменения количества формальдегида в ППЖ при постановке эксперимента можно принять следующие:

Z2-1 = 3 г CH2O; Z2+1 = 5 г CH2O.

Объемы реагентов для приготовления КФС с заданной массовой долей HCl и СН2О определяются в результате расчетов.

Использование изложенной методики значительно сокращает затраты времени на подбор оптимального состава ППЖ.

7.5.2. ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ И МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПАКЕРУЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ

Изучение механических свойств пакерующей жидкости необходимо для разработки технологии процесса пакерования скважин и подбора оборудования. Структурно-механические свойства пакерующей жидкости значительно отличаются от свойств продукта ее поликонденсации.

Исследование реологических свойств пакерующей жидкости до поликонденсации проводилось на капиллярном вискозиметре длиной 0,62 мм и диаметром 0,004 м.

На рис. 7.10 приведена характерная кривая течения пакерующей жидкости, состоящей из смеси 100 см3 гипана, 36 см3 смолы УКС-Б, 34 см3 10 %-ной HCl (3,56 г HCl) и 16 см3 37 %-ного формалина (5,92 г СН2О), при температуре 20 °С в диапазоне изменения скорости сдвига при закачке пакерующей жидкости в скважину.

В результате обработки опытных данных установлено, что исследуемая смесь представляет собой псевдоп ластичную неньютоновскую жидкость, подчиняющуюся степенному закону:

т = К у™,    (7.1)

где К - мера консистентности жидкости (чем больше К, тем больше вязкость жидкости); у - скорость сдвига; m - характеризует степень неньютоновского поведения жидкости (чем больше m, тем более выражены неньютоновские свойства).

0,735

Н ¦ с

Для исследованной жидкости К = 23,7 -, m = 0,735.

м2

Величина кажущейся вязкости для степенного закона выражается в виде ц = К у™-1    (7.2)

или в данном случае

Таким образом, с возрастанием скорости движения кажущаяся вязкость убывает. Это объясняется тем, что с ростом скорости сдвига молекулы постоянно ориентируются своими большими осями вдоль направления потока. В связи с отсутствием начального напряжения сдвига рекомендуемая псевдо-пластичная пакерующая жидкость не требует приложения усилий для разрушения структуры в начале перекачки. Плотность исследуемой жидкости при температуре 20 °С составляет 1100 кг/м3.

Также определялась растекаемость пакерующей жидкости по конусу АзНИИ. По результатам опытов растекаемость составляет 25 см. Следовательно, жидкость должна хорошо прокачиваться промысловыми насосными агрегатами.

Прежде чем обсуждать вопрос о выборе параметров, характеризующих механические свойства продуктов поликонденсации ППЖ, необходимо установить их физическое состояние.

Изменение физического состояния продуктов поликонденсации ППЖ изучали по термомеханической кривой, которую снимали методом пенетра-ции. Исследуемые образцы после поликонденсации охлаждались до температуры 0 °С, а затем при их термостатировании через каждые 10 °С снимались показатели пенетрации П (деления). Характерная термомеханическая кривая показана на рис. 7.11.

Из формы кривой можно заключить, что исследуемые продукты поликонденсации ППЖ ведут себя как аморфный полимер с температурой стеклования около 0 °С. С повышением температуры от 10 до 50 °С их деформируемость увеличивается за счет роста подвижности звеньев - это переходная область. В интервале температур 50-80 °С находится область эластичного состояния, характеризующаяся обратными деформациями.

Для пакерования скважин рекомендуется применять продукт поликонденсации ППЖ в эластичном состоянии или в близлежащей переходной области. Вследствие высокой подвижности молекул и надмолекулярных структур продукты поликонденсации ППЖ обладают небольшим модулем жесткости в скважине, способны хорошо воспринимать вибрации насоснокомпрессорных труб при прокачке рабочих жидкостей и колебания давления жидкости, закачиваемой плунжерными и поршневыми насосами.

При использовании продуктов поликонденсации ППЖ в качестве пакера необходимо учитывать также (как для конструкций из пластмасс) поведе-

П

у, с -'


4000


Рис. 7.10. Кривая течения ППЖ:

т - напряжение сдвига; у - скорость сдвига


3000


2000


О


1000


О


1000 т,Н/м2


500


Рис. 7.11. Термомеханическая кривая продуктов поликонденсации псевдоплас-тичной жидкости


50 Т° С



ние их под нагрузкой во времени и характерный для таких материалов большой разброс значений показателей прочности.

Используя рекомендации по методам расчета конструкций из полимеров в качестве основной механической характеристики исследуемого материала, допустимое напряжение сдвига при долговечной нагрузке рассчитываем по формуле

т д = КоднКдлКнТр,    (7.4)

где Кодн - коэффициент однородности (определяется по результатам статистической обработки замеренных значений разрушающего напряжения сдвига тр); Кдл - коэффициент, учитывающий поведение материала при длительной нагрузке (определяется путем статистической обработки опытных данных разрушения материала во времени при различной величине нагрузки); Кн -коэффициент, учитывающий разброс значения величины тр за счет погрешностей опыта.

Для исследуемого материала определено Кодн = 0,77, Кдл = 0,42 (при нагрузке в течение 3 ч), Кн = 0,65. Отсюда

т д = 0,21Тр,    (7.5)

т р,    (7.6)

i=1

где тр - разрушающее напряжение сдвига, определяемое путем испытания не менее пяти образцов на пластомере; п - число опытов.

Модуль жесткости и относительная деформация при сдвиге характеризуют способность материала пакера воспринимать нагрузки.

Относительная деформация при сдвиге цилиндрического образца определяется по Рейнеру из зависимости

усд = ААСД/R,    (7.7)

где Аксд - максимальная стрела прогиба по оси цилиндрического элемента; R - радиус образца.

Модуль жесткости при сдвиге определяется по зависимости

G = т/2уСд.    (7.8)

7.5.3. ПЛАСТОМЕРЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

Сущность метода определения разрушающего напряжения сдвига заключается в измерении давления, при котором происходит сдвиг или разрушение сплошности цилиндрического образца продуктов поликонденсации ППЖ, находящихся в металлической обойме. Образец получают в металлических трубках длиной 150 мм и внутренним диаметром 16 мм.

Эти трубки, предварительно обезжиренные горячим раствором кальцинированной соды и хорошо промытые пресной водой, закрывают со стороны резьбы резиновыми пробками, смазанными тонким слоем вазелина (во избежание прилипания образца к пробкам).

Пакерующую смесь заливают в подготовленные таким образом обоймы вровень с краями, чтобы высота столба ППЖ в обоймах была одинаковая и составляла 130 мм, зак рывают их сверху резиновыми сосками (соски защищают ППЖ от испарения) и помещают обоймы в термостат с заданной температурой на 20-40 ч.

Обоймы с ППЖ, приготовленные для автоклавирования, сосками не закрывают. Их помещают открытыми в автоклав, заполненный маслом, например, трансформаторным, или водой при температуре 30-70 °С и давлении 10-25 МПа.

Более достоверные результаты получаются при автоклавировании проб ППЖ, так как в этом случае учитывается влияние на процесс поликонденсации ППЖ не только заданной температуры, но и давления. При этом резко снижается отрицательное влияние пузырьков воздуха, попадающих в паке-рующую смесь при ее приготовлении, на механические свойства продуктов поликонденсации ППЖ. При термостатировании в металлических обоймах ППЖ в результате поликонденсации последняя превращается в гель, связанный со стенками обоймы.

Определение механических свойств продуктов поликонденсации ППЖ производится на пластомере (рис. 7.12). Для определения упругих деформаций применяется измерительная пипетка 10. Контейнер 2 заполняют сжатым газом, а контейнер 5 пресной водой. Открывают вентиль 3 и создают давление в контейнере 5. Плавно открывая вентиль 8, передают давление со скоростью 0,2 МПа/мин на образец.

При разрушении испытываемого образца происходит резкое снижение давления, что фиксируется манометром 9. Давление разрушения образца принимается равным максимальному давлению, приложенному к испытываемому образцу.

После разрушения образца вентиль 8 закрывают. Образцы, в которых при внешнем осмотре обнаружены дефекты (пустоты, инородные включения, трещины), для определения тр не используются.

Расчет разрушающего напряжения сдвига (кПа) ведется по зависимости

тр = pd/4h,    (7.9)

где р - максимальное давление, кПа; d - внутренний диаметр трубки, см; h - высота столба ППЖ, см.

За результат испытания принимают среднее арифметическое из пяти и более параллельных определений. Вычисляют среднеквадратическую ошибку измерений.

Сущность метода определения относительной деформации сдвига состоит в определении объема выпучивания V на деформированной по сравнению с начальным состоянием образца поверхности. Связь между величиной максимальной стрелы прогиба Д^д (см) и вытесненным объемом, равным объему параболоида вращения, определяется зависимостью


Рис. 7.12. Пластомер:

1, 7 - вентили; 2, 5 - контейнеры; 3, 8 - линейные вентили на напорных линиях;    4, 9 - образцовые

манометры;    6 - емкость для заправки контейнера

водой; 10 - градуированная пипетка; 11 - продукт поликонденсации ППЖ; 12 - металлическая обойма

Рис. 7.13. Пластомер высокого давления:

1 - консоль для крепления контейнера; 3, 5 - манометры образцовые; 4 - блок управления давлением в контейнере; 6 - запорные вентили; 7 - баллон со сжатым азотом; 8, 15 - прессы; 9 - бачок с керосином; 10 - металлические обоймы; 11 - термопара; 12 - термостат; 13 - манометр дифференциональный; 14 - газожидкостный разделитель; 16 - контейнер высокого давления; 17 - термостатируемая емкость; 18 - блок подачи давления к металлическим обоймам; 19 - продукт поликонденсации ППЖ

Аксд = 2 V / nR2,    (7.10)

где V - объем воды, вытесненный в пипетку, см3; R - радиус обоймы, см.

Для измерения относительной деформации сдвига на металлическую обойму 12 надевается резиновая вакуумная трубка, в которую вставляется пробка с пипеткой. Цена деления пипетки 0,01-0,02 см3.

Резиновая трубка и пипетка (до 0) заполняются водой. На образец подается давление, и через каждые 0,025 МПа делают выдержку в течение 60 с, после чего снимают показания измерения уровня воды в пипетке. Величина давления, подаваемого на образец, не должна превышать 0,5-0,7

от Тр.

Для определения разрушающего напряжения сдвига при заданных температуре и давлении разработан пластомер высокого давления (рис. 7.13).

Контейнер высокого давления 16 вскрывают, прессом 8 через блок подачи давления 18 заполняют жидкостью подводящие линии, которые затем соединяют с обоймами 10. Обоймы заполняют пакерующей жидкостью с помощью шприца. Затем контейнер 16 заполняют жидкостью выше верхнего уровня трубок, включают подогрев и после закрытия крышки полость над обоймами заполняют азотом до давления 10-25 МПа с помощью блока 4 и баллонов 7 и пресса 15.

После поликонденсации пакерующей жидкости прессом 8 создают на образцах в обоймах 10 перепад давления, необходимый для разрушения продукта поликонденсации. Перепад давления измеряется дифференциальным манометром 13.

Для расчета высоты столба продуктов поликонденсации ППЖ в скважине, оборудованной НКТ без упора, способного выдержать заданный перепад давления в течение заданного времени, рекомендуется использовать формулу

h = 250^(D - dT)    (7 11)

х д

где h - высота столба пакера, м; Др - ожидаемый перепад давления на пакере, МПа; D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d-! - наружный диаметр труб, м; тд - допустимое напряжение сдвига при продолжительной нагрузке, кПа.

В табл. 7.2 приведены результаты расчета по зависимости (7.11) и опытные данные о разобщении ствола скважин Долинского и Битковского месторождений продуктами поликонденсации ППЖ (146-мм эксплуатационная колонна, схема ОК).

Из сопоставления этих данных видно, что предлагаемая методика расчета может быть рекомендована для применения.

Т а б л и ц а 7.2

Параметры пакерования ППЖ в скважинах

Месторождение

Показатели

Битков

Долина

Скв. 662

Скв. 814

Скв. 675

Скв. 278

Скв. 283

Интервал установки паке

1230-1440

2050-2300

1910-2050

1800-2200

1821-2256

ра, м

Высота пакера, м

210

250

140

400

435

Объем пакерующей жидкос

2,4

2,8

1,4

3,0

4,7

ти, м3

Диаметр НКТ, мм

73

73

73

89

73

Температура в интервале

33-40

54-62

50-55

42-52

43-53

пакерования, °С

Состав ППЖ:

3

гипан, см3

100

100

100

100

100

МФС, см3

20

20

36

30

30

HCl, г

2,5

2,5

3,6

2,4

3,4

СН2О, г

5,3

7,2

5,9

5,7

4,7

Тип мешалки

Турбинная

Эжекторный смеситель

тр по замесу, кПа:

лабораторному

11,0

5,0

7,6

8,0

6,5

промысловому

6,2

5,4

6,4

6,5

7,5

Время термостатирования, ч

65

18

24

19

44

Дррасч (т пром), МПа

20,6

20,4

14,0

55,7

51,5

Дрф, МПа

17,0

20,0

8,0

30,0

41,0

Длительность работы паке

0,3

1,0

4,0

3,0

4,0

ра под нагрузкой в скважи-

не, ч

Способ разрушения

Подъем

Самопро

Путем по-

Подъем

Подъем

негерме-

изволь

вышения

НКТ, про

НКТ, раз-

тичных

ны й

давления

мывка

буривание

НКТ, про

до 20 МПа,

остатков

мывка

промывка

пакера

Дебит скважины, т/сут:

до ОПЗ

0,5

18,0

28,4

-

-

после ОПЗ

0,5

29,0

28,4

Приемистость скважины,

м3/сут:

до ОПЗ

-

-

-

180

80

после ОПЗ

-

-

-

350

200

Для скважин, в которых спущены НКТ с упором, прочность пакера из продуктов поликонденсации ППЖ примерно в 2 раза выше расчетной по приведенной методике.

Опытом установлено, что пакер высотой 250 м при зазоре между упором и эксплуатационной колонной не более 16 мм по диаметру через 20-40 ч надежно разобщает ствол скважины в затрубном пространстве при давлении на устье до 45 МПа в течение 3-4 ч.

7.5.5. ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ППЖ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

Наиболее сложной и ответственной технологической операцией при установке пакера является приготовление ППЖ. В связи с тем, что реагенты используются в небольших количествах, повышаются требования к чистоте оборудования и точности дозировки исходных компонентов. В промысловых условиях были испытаны два способа приготовления ППЖ: в турбинной мешалке и с помощью эжекторного смесителя.

Как установлено лабораторными и подтверждено промысловыми исследованиями, гидродинамические условия перемешивания исходных компонентов и порядок их ввода существенно влияют на качество ППЖ.

Применение эжекторного смесителя позволяет следующее: в широких пределах изменять гидродинамические условия перемешивания исходных компонентов; ППЖ приготовлять непосредственно на скважине; обеспечивать перемешивание гипана с КФС в закрытой камере эжектора; работы по подготовке скважины производить одновременно с приготовлением ППЖ. В качестве технологических насосов и емкостей применяется стандартное оборудование, имеющееся на нефтяных предприятиях.

Опытным путем установлено, что прокачка гипана и КФС через эжекторный смеситель должна происходить при 1500 < Re' < 2000. Смешение при таких режимах не сопровождается интенсивным выделением тепла и разогреванием смеси, появлением сгустков геля. При увеличении параметра Рейнольдса до 2500-3000 температура смеси повышалась на 12-17 °С и происходило образование большого количества сгустков геля. Установлено также, что параметры механических свойств продуктов поликонденсации ППЖ, приготовленной с помощью эжекторного смесителя при 1500 < Re' < 2000, и ППЖ, полученной в лабораторных условиях, обычно отличаются не более чем на 20 %.

Для исключения возможности образования сгустков геля в процессе смешения гипана с КФС при 1500 < Re' < 2000 необходимо соблюдать соотношение подачи компонентов в пределах 7 <    <    9.

^кфс

Перед приготовлением ППЖ рассчитывают ее объем:

Т/ППЖ = 0,785(D2 - d2)h + 0,2 м3,    (7.12)

где D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; йт - наружный диаметр НКТ; h - высота столба ППЖ, определяемая по уравнению (11) или из опыта.

Эжекторный смеситель и насосные агрегаты обвязывают согласно технологической схеме рис. 7.14. После этого приступают к приготовлению КФС.

Ее готовят в закрытой емкости объемом 0,9 м3, в которой можно про-

Рис. 7.14. Схема обвязки оборудования при приготовлении и закачке ППЖ:

1 - агрегат ЦА-320; 2, 8 - опорный трубопровод; 3 - эжектор; 4 - регулировочный кран; 5, 6 - емкость соответственно для КФС и МФС; 7 - агрегат 4АН-700; 9 -НКТ; 10 - патрубок; 11 - задвижка; 12, 13 -автоцистерны;    14 - пакер из ППЖ; 15 -


эксплуатационная колонна; 16 - щелочь; 17 - вода; 18 - раствор

изводить точный замер объемов компонентов , их качественное перемешивание и дозировку КФС на эжекторный смеситель. В емкость сначала заливают расчетное количество воды, а затем - формалин и соляную кислоту. Тщательно перемешивают смесь и отбирают пробы на титрование. Объемы 1 н. раствора едкого натра и 1 н. раствора соляной кислоты, полученные в результате титрования, сравнивают с контрольными объемами для КФС данного состава, которые были определены в лабораторных условиях. В случае несовпадения объемов добавляют в КФС формалин, кислоту или воду.

Одновременно с приготовлением КФС отсек чана Б агрегата ЦА-320 заполняется гипаном. Этот отсек соединен трубами через эжекторный смеситель с отсеком А. Всасывающая полость эжекторного смесителя подсоединяется через регулировочный кран 4 к емкости 5, в которой приготовлена КФС. В момент выхода агрегата ЦА-320 на заданный режим прокачки гипана через эжекторный смеситель кран 4 полностью закрыт. После стабилизации расхода гипана (2-2,5 л/с) плавно приоткрывается кран

4 и устанавливается такой расход КФС (обычно 0,3 л/с), при котором не образуются сгустки геля. После смешения гипана с расчетным количеством КФС через приемный чан агрегата 6 закачивают в чан со смесью моче-виноформальдегидную смолу. Перемешивают ППЖ насосом агрегата путем циркуляции в течение 10-15 мин, после чего смесь готова к закачке в скважину.

Время приготовления КФС объемом 0,7-0,9 м3 составляет 0,7-1,2 ч. Приготовление ППЖ объемом 2,5-2,9 м3 с учетом времени на приготовление КФС колеблется в пределах 1,7—2,7 ч.

7.5.6. УСТАНОВКА ПАКЕРА ИЗ ППЖ В СКВАЖИНЕ

Способ подготовки НКТ зависит от технологической схемы пакерования. Па-керование по схеме ОК производится обычно без спускоподъемных операций с использованием НКТ, находящихся в скважине. Перед установкой пакера колонна НКТ опрессовывается на давление, равное ожидаемому или в 1,5 раза больше него. Выполнение работ без опрессовки связано с риском, так как повышение давления в процессе проведения операции иногда приводит к нарушению герметичности НКТ (см. табл. 7.2, скв. 662).

При установке пакера по схеме СКУ из скважины извлекаются НКТ и глубинный насос, замеряется глубина забоя, при необходимости промывается пробка. Вместо извлеченных НКТ в скважину спускают специальную колонну НКТ с упором и устройством для опрессовки НКТ и промывки затрубного пространства над упором (см. рис. 7.6 и 7.7). НКТ опрессовываются на давление 40-50 МПа, после чего опрессовочный клапан извлекается.

Устье скважины оборудуется герметичной устьевой головкой 2АУ-700, которая обеспечивает закачку жидкостей и контроль давления в трубах и затрубном пространстве, а также быстрое перекрытие кранов. Герметичность кранов проверяется при давлении 40-50 МПа.

Возможно проведение частичной разгрузки пакера из ППЖ за счет восприятия части давления (в пределах допустимого) верхней частью обсадной колонны. Для этого затрубное пространство скважины оборудуют предохранительным клапаном, отрегулированным на заданное давление, которое создается одновременно с увеличением давления в НКТ.

ППЖ является полярной жидкостью, поэтому для обеспечения хорошего сцепления полимера со стенками эксплуатационной колонны и НКТ в нефтяных скважинах необходимо очистить их от нефти.

Десорбция и отмывка нефти с металлических поверхностей осуществляется водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) неионогенного типа (превоцел, дисольван).

По схеме прямой циркуляции ствол скважины промывается 0,1-0,3 %-ным водным раствором ПАВ. Затем в интервал пакерования закачивают 0,3— 0,5 %-ный водный раствор ПАВ объемом 5-6 м3 и оставляют его в скважине на 16-20 ч. После выдержки осуществляется интенсивная прямая промывка ствола скважины 0,1-0,3 %-ным раствором ПАВ объемом 5-10 м3 при расходе

9-12 л/с. В водонагнетательных скважинах обработка ствола ПАВ обычно не требуется.

Работы по пакерованию планируются с учетом пластового давления и температур в интервале установки пакера из ППЖ. Перед установкой пакера из ППЖ необходимо определить поведение скважины, заполненной жидкостью. Если скважина изливает, то замеряется дебит при изливе, а если поглощает, определяется ее приемистость при давлении 3,6 и 9 МПа.

Доставка ППЖ в заданный интервал затрубного пространства через НКТ осуществляется успешно при значении коэффициента приемистости не более 1 • 10-6 м3/(с • МПа). При более высокой приемистости принимаются меры по ее ограничению.

Одним из эффективных методов ограничения приемистости является закачка меловой суспензии плотностью 1200-1400 кг/м3. После определения приемистости скважина промывается 0,3 %-ным раствором ПАВ.

Если скважина изливает, то закачка ППЖ в заданный интервал производится через затрубное пространство (при величине дебита при свободном изливе через затрубное пространство, большем 0,240-3 м3/с).

Дальнейшая подготовка ствола скважины зависит от способа доставки ППЖ в заданный интервал затрубного пространства. Если закачка ППЖ планируется через НКТ, то в ствол скважины ниже башмака НКТ закачивается соленая вода (р > 1130 кг/м3), а в затрубное пространство - слабо минерализованная вода (р < 1030 кг/м3), и затрубное пространство закрывается.

При закачке ППЖ через затрубное пространство скважина может быть полностью заполнена соленой водой.

После подготовки эксплуатационной колонны производится обвязка устья скважины согласно схеме на рис. 7.14. Насосным агрегатом 7 по схеме прямой циркуляции НКТ заполняется жидкостью плотностью р3, большей плотности ППЖ - р2. После этого задвижка на затрубном пространстве закрывается, и жидкость плотностью р3 закачивается в скважину в объеме, равном объему эксплуатационной колонны от низа НКТ до забоя скважины. Затем она оттесняется жидкостью плотностью р4, меньшей плотности ППЖ, до башмака НКТ. Таким образом, перед закачкой ППЖ в НКТ в затрубном пространстве находится жидкость плотностью р4, а в эксплуатационной колонне и ниже башмака НКТ - плотностью р3. Благодаря этому предотвращается оседание ППЖ на забой и перемещение ее в затрубном пространстве. Закачка пакерующей смеси осуществляется агрегатом 1, с помощью которого она готовилась при открытой задвижке на затрубном пространстве. Продавка жидкостью плотностью р3 в заданный интервал затрубного пространства производится агрегатом 7.

В связи с тем, что вязкости и плотности ППЖ и продавочной жидкости существенно отличаются, необходимо процесс прокачки и продавки ППЖ осуществлять при режимах, которые обеспечивают меньший объем смешения.

Расчеты показали, что для достижения минимальных зон смешения процесс закачки ППЖ должен быть разделен на два этапа. Заполнение труб ППЖ необходимо осуществлять при расходах 9-12 л/с, а продавку ее в затрубное пространство - при расходах 16-20 л/с.

Уменьшить объем смешения ППЖ с вытесняющей и вытесняемой жидкостями можно путем закачки перед и после ППЖ буферного раствора с вязкостью и плотностью, близкими к ППЖ. В качестве буферного раствора можно применять гипан. Объем буферного раствора должен быть равен объему зоны смешения, определяемой по уравнению В. С. Яблонского, и составлять 0,3-0,6 м3. При контакте гипана с минерализованной водой происходит коагуляция гипана. Однако это явление не нарушает процесса закачки ППЖ в затрубное пространство. После заполнения НКТ псевдопластичной жидкостью ее продавливают в заданный интервал затрубного пространства. Объем продавочной жидкости равен сумме объемов НКТ и затрубного пространства в интервале 30-50 м. После доставки ППЖ в заданный интервал на затрубном пространстве немедленно закрывается задвижка. Остальной объем продавочной жидкости находится в емкости, установленной у устья скважины, которая обвязывается с НКТ. Жидкость предназначена для компенсации поглощения скважиной в течение 10-14 ч.

В процессе закачки ППЖ необходимо контролировать давление закачки. Оно соответствует потерям давления при движении закачиваемых жидкостей. При проведении промысловых испытаний при закачке ППЖ с расходом

10-12 л/с (скв. 538 Б, 662 Б, 814 Д) потери давления на 1000 м длины НКТ составляли 1,2-3,0 МПа.

7.5.7.    ОБРАБОТКА ПЛАСТА И УДАЛЕНИЕ ПРОДУКТОВ ПОЛИКОНДЕНСАЦИИ ППЖ ИЗ СКВАЖИНЫ

Для уточнения времени проведения операций под давлением и допустимого перепада давления на пакер отбираются пробы готовой ППЖ, которые тер-мостатируются при заданных условиях.

В лабораторных условиях определяют предельное напряжение сдвига продуктов поликонденсации ППЖ промыслового замеса и на основании полученных данных составляют заключение о проведении промысловых работ.

Задвижка на затрубном пространстве открывается, а выкид из затрубного пространства отводится на амбар и надежно закрепляется. Перед началом процесса пакер из продуктов поликонденсации ППЖ опрессовывается насосным агрегатом на давление, составляющее 30-50 % ожидаемого при ГРП. После этого осуществляется обвязка техники и проводится ГРП. Необходимо отметить, что выход на максимальное рабочее давление при ГРП осуществляется плавно. Сначала поднимают давление до значения, составляющего приблизительно 50 % максимального, а через 5-10 мин поднимают давление до максимального рабочего при ГРП.

По окончании процесса воздействия на пласты необходимо разрушить пакер и извлечь НКТ. При установке пакера высотой 150 м по технологической схеме ОК пакер работает под нагрузкой кратковременно и по истечении 0,5-1 ч разрушается самопроизвольно (скв. 538 Б; 814 Д) или после увеличения давления на 20-50 % больше рабочего (скв. 675 Д).

Увеличение высоты пакера, установленного по технологической схеме ОК, до 400-450 м осложняет его разрушение. В этом случае пакер разрушают путем подъема НКТ. В начальный момент подъема НКТ нагрузка на крюке достигает предельно допустимой для агрегатов подземного ремонта (480 кН для скв. 278 и 500 кН для скв. 283). При установке пакера высотой 200-250 м по технологической схеме СКУ его разрушают путем подъема НКТ с последующей промывкой ствола скважины от продуктов поликонденсации ППЖ. В начальный момент подъема нагрузки на крюке на 70-90 % превышают вес труб (320 кН для скв. 824 Д, 300 кН для скв. 645 Д, 270 кН для скв. 633 Д, 320 кН для скв. 24 Д). Для снижения нагрузки на крюке подъемного агрегата в начальный момент подъема НКТ в скважину можно закачивать жидкость под давлением до 30 МПа, в результате чего создается дополнительное выталкивающее усилие на пакер.

7.5.8.    ОПЫТ ПАКЕРОВАНИЯ СКВАЖИН ППЖ

Первая опытная работа по разобщению ствола скважины была проведена на нефтяной скв. 538 Битковского нефтяного месторождения с использованием гипано-формалиновой смеси. Установку пакера проводили без подъема НКТ по схеме ОК. Ствол скважины от углеводородов не очищали.

ППЖ готовили путем смешения в турбинной мешалке 1,9 м3 гипана с добавлением 1,1 м3 КФС, состоящей из 0,6 м3 37 %-ного формалина и 0,5 м3 10 %-ной соляной кислоты. ППЖ закачали в интервал 1550-1850 м затрубного пространства с расходом 0,3-0,5 м3/мин при давлении 3,5 МПа. Продукт поликонденсации промыслового замеса ГФС обладал тр = 1,6 кПа. Через 17 ч приступили к испытанию пакера на герметичность. Открыли затрубное пространство и агрегатом 4АН-700 плавно подняли давление за 25 мин до 25 МПа и поддерживали его в течение 20 мин. Пакер был герметичным. Затем увеличили давление до 35 МПа. Из затрубного пространства появилась жидкость, расход ее постепенно увеличивался, и через 6 мин произошло полное разрушение пакера, который впоследствии был вымыт водой. Пакер разрушался постепенно. Полное разрушение происходило через 10-15 мин после начала истечения жидкости из затрубного пространства. Объем воды, закачанной в пласт при давлении 25 МПа, составил 20 м3, что достаточно для проведения кислотной обработки пласта.

Для успешного проведения ГРП необходимо увеличить прочностные свойства и эластичность продукта поликонденсации ППЖ, а также удалить углеводороды со стенок эксплуатационной колонны и НКТ в интервале установки пакера.

Для проведения кислотного ГРП на нефтяной скв. 814 Долинского нефтяного месторождения (см. табл. 7.2) был установлен пакер из ППЖ, в состав которой дополнительно была введена МФС. В целях очистки эксплуатационной колонны от углеводородов в интервал установки пакера закачали на 2 ч смесь 0,6 м3 четыреххлористого углерода и 2 м3 дизельного топлива. Затем эту смесь вымыли и в данный интервал закачали на 20 ч пластовую воду плотностью 1040 кг/м3 с добавкой 0,3 % дисольвана.

В турбинной мешалке приготовили 2,8 м3 ППЖ и закачали ее в скважину. Через 20 ч приступили к проведению кислотного ГРП. Затрубное пространство в процессе ГРП было закрыто. В течение 1 ч при перепаде давления на пакер 18 МПа в скважину закачали 24 м3 кислотного раствора и

15 м3 продавочной жидкости. В конце продавки из затрубного пространства начала истекать вода, а через 8 мин пакер полностью разрушился и был удален из скважины прямой промывкой. В результате успешного проведения кислотного ГРП дебит нефти увеличился в 1,6 раза и составил 29 т/сут.

По технологической схеме ОК также был установлен пакер из ППЖ на скв. 675 Д Долинского нефтяного месторождения, на которой аналогично, как и на скв. 814 Д, была проведена кислотная обработка пласта под давлением (см. табл. 7.2).

При установке пакеров на скв. 538 Б, 662 Б, 814 Д и 675 Д ППЖ готовилась в турбинных мешалках, размещенных на территории цеха КФС. Точная дозировка КФС при использовании турбинных мешалок затруднена. Поскольку на приготовление ППЖ в турбинной мешалке требуется 3-4 ч, возможно преждевременное отверждение ППЖ на поверхности до закачки ее в скважину.

Для устранения указанных трудностей была разработана технология приготовления ППЖ с помощью эжекторного смесителя. Впервые эжекторный смеситель был использован при установке пакера на нагнетательной скв. 278 Долинского нефтяного месторождения (см. табл. 7.2). На этой же скважине с целью повышения прочности пакера была увеличена его высота до 400 м. Оборудование для приготовления ППЖ обвязали по схеме рис. 7.14. В емкость для приготовления КФС залили 276 л пресной воды, добавили 270 л 39 %-ного формалина и 138 л 30 %-ной соляной кислоты. КФС тщательно перемешивали в течение 5 мин.

В отсек Б чана насосного агрегата 1 закачали 1,8 м3 гипана. Включив насосный агрегат, начали прокачку гипана через эжекторный смеситель с расходом 2,3 л/с. При этом давление до сопла эжекторного смесителя составило 15,0 МПа. После выхода агрегата на режим, плавно открывая кран 4 на линии подсоса КФС, установили расход КФС 0,25 л/с ив течение 50 мин КФС смешивали с гипаном. В полученную смесь насосным агрегатом закачали 0,6 м3 МФС и мешали в течение 15 мин. Приготовленную ППЖ закачали в скважину по технологической схеме ОК. Через 19 ч пакер опрес-совали на 20,0 МПа и провели ГРП, закачав в скважину 9 т песка и 360 м3 воды. В процессе ГРП пакер в течение 3 ч выдержал перепад давления

30,0 МПа. Разрушение пакера осуществили путем подъема НКТ с промывкой. Необходимо отметить, что в начале подъема были затяжки НКТ. После проведения ГРП приемистость скважины увеличилась в 1,9 раза и составила 3,50 м3/(сут • МПа).

По технологической схеме ОК и при такой же последовательности технологических операций был установлен пакер высотой 435 м нагнетательной скв. 283 Д. В процессе ГРП в скважину закачали 8 т песка при перепаде давления 41 МПа и 250 м3 жидкости. Пакер был герметичен в течение всего процесса. Попытка разрушить пакер увеличением давления до 52,0 МПа была безуспешной. Пакер разрушили путем подъема НКТ. После проведения ГРП приемистость скважины увеличилась в 2,2 раза.

В результате промысловых испытаний пакерования скважин пакером из продуктов поликонденсации ППЖ по технологической схеме ОК установлено следующее:

при установке пакера высотой 140-210 м он выдерживает перепад давления 10,0-18,0 МПа, что недостаточно для проведения ГРП;

пакер высотой 140-210 м при перепаде давления 17,0-18,0 МПа недолговечен под нагрузкой;

разрушение пакера высотой до 210 м осуществлялось путем увеличения давления с последующей прямой промывкой;

для проведения ГРП с перепадом давления на пакер 30,0 МПа и более его высоту увеличили до 400-450 м;

пакер высотой 400-450 м не разрушался путем подъема НКТ; в процессе подъема НКТ возникали затяжки.

Для увеличения прочности пакера и уменьшения его высоты предложена схема пакерования со спуском специальной колонны НКТ с упором. По технологической схеме СКУ проведено 12 скважино-операций по установке пакера из ППЖ. На 11 скважинах проведены ГРП, на одной скважине -длительное разобщение ствола для закачки воды в пласт.

В качестве примера реализации схем СКУ приведено описание процесса на нефтяной скв. 24 Долинского нефтяного месторождения. В скважину спустили специальную колонну НКТ с упором до глубины 1700 м 73-мм трубы, упор в виде патрубка диаметром 134 мм, а далее до глубины 2000 м спустили трубы диаметром 89 мм. С помощью эжекторного смесителя приготовили ППЖ объемом 2,8 м3, ППЖ закачали через НКТ в интервал 1695-1945 м затрубного пространства. Через 40 ч пакер опрессовали давлением 20,0 МПа и приступили к проведению ГРП. При давлении на устье 45,0 МПа в скважину закачано 9 т песка и 360 м3 водного раствора 0,4 %-ного полиакриламида. Пакер разрушен путем подъема НКТ. После ГРП дебит нефти увеличился в 2 раза.

При установке пакера из ППЖ в скважинах с низким динамическим уровнем, поглощающих воду, разработана технология временной закупорки разреза скважины меловой суспензией. Применение меловых суспензий позволяет в 2-5 раз снизить приемистость скважин и таким образом уменьшить объем жидкости для подпитки скважины на время поликонденсации ППЖ.

На нефтяной скв. 209 Долинского месторождения испытана схема СКУ с закачкой ППЖ в затрубное пространство. Этот прием закачки ППЖ в заданный интервал затрубного пространства был предложен после неудачных операций по установке пакера на скв. 547 и 209 Долинского месторождения. В этих скважинах пластовое давление выше гидростатического, вследствие чего они изливают.

Например, на скв. 209 через 20 ч после закачки ППЖ через НКТ заданный интервал затрубного пространства пакера не был обнаружен. Очевидно, ППЖ в процессе доставки ее в затрубное пространство разбавилась водой, изливающейся из скважины. Повторно установку пакера осуществили путем закачки ППЖ в затрубное пространство. Скважину перед закачкой ППЖ заполнили жидкостью плотностью 1200 кг/м3. С помощью эжекторного смесителя приготовили 2,8 м3 ППЖ и закачали в затрубное пространство. Продавку провели пресной водой. Через 88 ч опрессовали пакер на 22,0 МПа и провели ГРП. После ГРП дебит нефти увеличился в 1,9 раза и составил 32,7 т/сут.

В связи с тем, что в НГДУ "Долинанефтегаз" имеются нагнетательные скважины с дефектными колоннами, закачка воды в которые из-за нарушений герметичности прекращена, была рассмотрена возможность применения пакера из ППЖ для длительного разобщения ствола скважины.

Промысловые испытания пакера из ППЖ для длительного разобщения проведены на скв. 689 Д.

ППЖ приготовлена с использованием эжекторного смесителя. Установка пакера осуществлена по схеме СКУ. Через 140 ч пакер опрессовали на давление 25,0 МПа и ввели скважину в эксплуатацию под закачку воды при давлении 18,0 МПа. Пакер из ППЖ выдержал перепад давления в 15,0 МПа в течение 11 мес.

Таким образом, в результате проведенных промысловых испытаний установлено, что пакерование скважин по технологической схеме ОК может успешно применяться при проведении кислотной обработки пласта. При проектировании на скважинах ГРП с давлениями разрыва 45,0 МПа установку пакера из ППЖ необходимо производить по технологической схеме СКУ. В скважинах с пластовым давлением ниже гидростатического необходимо снизить приемистость пластов меловыми суспензиями, а в скважинах с пластовым давлением выше гидростатического ППЖ - закачивать в заданный интервал через затрубное пространство.

Промысловые испытания подтвердили возможность применения пакеров из ППЖ для длительного разобщения межтрубного пространства.

Технологическая эффективность пакеров из ППЖ заключается в возможности их применения в скважинах с дефектными эксплуатационными колоннами, в скважинах с сильно искривленными стволами, в которых использование известковых конструкций механических пакеров невозможно. Ранее эти скважины были исключены из фонда.

В связи с тем, что на таких скважинах проведение ГРП, КО и других методов интенсификации без применения пакера из ППЖ невозможно, то дополнительную добычу, полученную от обработки пласта, и экономический эффект можно считать результатом применения пакеров из ППЖ с последующей ОПЗ.

Для разобщения ствола скважин, состояние эксплуатационной колонны которых не позволяет применять механические пакеры, успешно могут быть применены псевдопластичные жидкости на основе гипано-формалиновой смеси с добавкой МФС, способной после поликонденсации отверждаться, приобретая свойства упругого тела. Такой пакер хорошо воспринимает нагрузки и обеспечивает защиту верхней части обсадной колонны при ГРП, кислотных обработках и других видах воздействия на призабойную зону.

Опробование в промысловых условиях разработанной технологии разобщения ствола скважины при закачке воды в пласт при давлении 1518 МПа показало, что время работы пакера в таких условиях пока достигает 1 г., после чего происходит его самопроизвольное разрушение. Поэтому необходимо продолжить изыскания с целью увеличения долговечности пакера из ППЖ.

В числе других задач совершенствования нового метода пакерования при использовании схемы ОК можно назвать увеличение прочности продуктов поликонденсации ППЖ и улучшение адгезии к поверхности НКТ и эксплуатационной колонны. Необходимо испытать в промысловых условиях разработанную рецептуру самоосвобождающегося пакера из ППЖ с добавкой хлористого аммония.

Целесообразно совершенствовать схему СКУ, особенно для разработки конструкции упора, имеющего большой зазор с эксплуатационной колонной при спуске НКТ и минимально возможный зазор во время закачки ППЖ и работы пакера. При этом упор должен при необходимости легко разрушаться. Работы в данном направлении продолжаются.

Состав ППЖ, описанный в обзоре, работоспособен при температурах 30-70 °С. Для установки пакера из ППЖ в скважинах с большей температурой требуется провести дополнительные исследования.

Проводятся лабораторные и промысловые эксперименты по разработке технологии поинтервальной обработки скважин с многопластовыми разрезами большой толщины с применением пакера из ППЖ. Здесь пакер из ППЖ выполняет две функции - защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от высоких давлений и направляет поток рабочей жидкости при ГРП в заданный интервал разреза скважины. Получены первые положительные результаты при использовании такой технологии на скважинах Долинского месторождения.

Применение разработанной технологии пакерования скважин позволит увеличить фонд скважин, призабойная зона которых может быть подвергнута обработке, что окажет прямое влияние на темпы текущей добычи нефти и нефтеотдачу.

7

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ УНП НА ОСНОВЕ ПДС И МПДС В УСЛОВИЯХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ДЕВОНСКОГО ГОРИЗОНТА

7.1. ЗАДАЧИ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ,

ВЫБОР ОПЫТНЫХ УЧАСТКОВ

На основе результатов лабораторных экспериментов в предыдущих разделах было показано, что при закачке в пласт слабоконцентрированных растворов ПАА, глинистой суспензии и различных модифицирующих добавок представляется возможным за счет избирательной фильтрации технологических жидкостей в высокопроницаемые прослои неоднородного пласта существенно ограничить движение воды по промытым пропласткам и зонам. Это, в свою очередь, приводит к перераспределению закачиваемой воды по толщине пласта и подключению в работу относительно низкопроницаемых прослоев, характеризующихся более высокой нефтенасыщенно-стью. Эти выводы позволили выбрать месторождения и сформулировать содержание основных задач промысловых экспериментов.

С учетом распределения остаточных запасов нефти по месторождениям и нефтедобывающим регионам страны целенаправленные крупномасштабные промысловые эксперименты проводились в условиях залежей, приуроченных к терри-генным отложениям девона, терригенным отложениям нижнего карбона, полимиктовым коллекторам месторождений Западной Сибири и карбонатным отложениям карбона и девона.

Задачи промысловых исследований определили исходя из следующих соображений. В условиях лабораторных экспериментов удается решить задачи по оценке эффективности технологий увеличения нефтеотдачи пластов лишь частично из-за ограниченной возможности моделирования реальных условий вытеснения нефти водой. Поэтому при проведении промысловых экспериментов ставятся более сложные задачи, связанные с обоснованием оптимальных условий применения испытуемых технологий УНП и оценкой влияния ряда факторов, таких как: тип коллектора;

степень расчлененности продуктивных пластов объекта разработки;

наличие и степень гидродинамической связи между про-пластками неоднородного пласта;

соотношение коэффициентов проницаемости отдельных пропластков;

значение и преобладающая форма остаточной нефтена-сыщенности пласта;

степень обводненности продукции отдельных скважин или группы скважин опытного участка;

приемистость водонагнетательных скважин; концентрация глинистых суспензий и водных растворов полимеров;

объемы закачиваемых оторочек на метр перфорированной толщины пласта, вскрытого водонагнетательной скважиной;

состав и концентрация модифицирующих химических продуктов, применяемых для увеличения остаточного сопротивления водонасыщенного пласта после закачки ПДС;

зональная неоднородность пласта и параметры, ее характеризующие;

технология закачки технологических жидкостей для образования ПДС и МПДС.

Кроме того, в задачу промысловых экспериментов входят отработка технологий и выбор технических средств для организации подготовки и закачки компонентов ПДС и МПДС, оценка приемистости водонагнетательных скважин и изменения профиля приемистости пласта и др.

По результатам лабораторных исследований для изучения в промысловых условиях были предложены следующие технологии УНП на основе использования ПДС и других модифицирующих химических продуктов:

последовательная закачка слабоконцентрированных водных растворов ПАА и глинистой суспензии (базовая технология ПДС);

модифицированная технология (МПДС) на основе ПДС и алюмохлорида (A!Cl3);

модифицированная технология (МПДС) на основе ПДС и хлористого кальция (CaCl2);

модифицированная технология (МПДС) на основе ПДС и щелочных стоков производства капролактама (ЩСПК);

модифицированная технология (МПДС), основанная на последовательном применении ПДС и водных растворов ПАВ;

модифицированная технология (МПДС), основанная на последовательном применении ПДС и нефтеотмывающих композиций на основе ПАВ и других химических продуктов.

7.2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕКОТОРЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ,

ПРИУРОЧЕННЫХ К ДЕВОНСКОМУ ГОРИЗОНТУ

Значительная доля остаточных запасов нефти рассматриваемого района приходится на объекты, приуроченные к девонскому горизонту [51, 57, 59, 135, 229 и др.].

В Татарстане около 94 % балансовых запасов нефти приходится на 15 % месторождений, а в Башкортостане 85 % балансовых запасов нефти содержатся на 11 % месторождениях. Наиболее крупные эксплуатационные объекты в Татарстане приурочены к горизонту Д1 Ромашкинского, Бавлинско-го, Ново-Елховского, Бондюжского и Первомайского месторождений. В горизонте fli содержится 84,5 % извлекаемых запасов нефти республики [51].

В республике Башкортостан на ряде известных месторождений, таких как Туймазинское, Шкаповское, Серафимов-ское, Сергеевское, Константиновское и другие, около 35 % начальных запасов нефти сосредоточено в пластах девонского горизонта.

Нефтеносными являются отложения девонского горизонта на нефтяных месторождениях Самарской и Оренбургской областей.

Наибольшее количество промысловых экспериментов по применению новых технологий УНП на основе ПДС и МПДС было проведено на девонских залежах месторождений республики Татарстан. В связи с этим приведем краткую геоло-го-физическую характеристику этих объектов.

Изучению геолого-физических характеристик девонских месторождений Татарстана посвящены труды многих авторов [56, 58, 85, 133, 229 и др.]. Все месторождения по особенностям геологического строения можно разделить на две группы. Первая группа контролируется структурами первого и второго порядков, а вторая приурочена к структурам третьего порядка. К первой группе относятся Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское, Бондюжское, Первомайское и Сабан-чинское месторождения. Для других месторождений этой группы ловушками являются структуры второго порядка: валы, валообразные поднятия, террасы.

Ко второй группе относятся все остальные месторождения Татарстана, в основном мелкие, приуроченные к локальным поднятиям различного генезиса и другим тектоническим осложнениям.

Осадочная толща Ромашкинского месторождения общей толщиной до 2000 м сложена отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем и является характерной для месторождений платформенного типа. Здесь установлена нефтеносность 22 горизонтов девона и карбона, которые при благоприятном сочетании структурного, литологического и стратиграфического факторов являются перспективными для поисков залежей и добычи нефти.

В терригенной части девона выделено пять нефтеносных пластов Д0, Дь Дп, Дш, и fliV, соответствующих различным стратиграфическим подразделениям.

Геологическое строение и литолого-петрографическое описание пород пашийского Д1 и кыновского Д0 горизонтов, являющихся основными эксплуатационными объектами разработки Ромашкинского месторождения, приводится в работах [131, 132, 229]. В литологическом отношении породы-коллекторы представлены переслаиванием песчаных, песча-но-алевролитовых пород.

Песчаники обычно мелкозернистые. Преобладают зерна размером 0,1— 0,16 мм, равномерно обломочной структуры и серовато-белой окраски. Обломочный материал в песчаниках составляет 80— 95 %. Они обладают высокой пористостью до 20— 25 %, проницаемость их меняется от 0,2 до 1,5 мкм2. Снижение проницаемости наблюдается в прослоях с худшей отсортированностью обломочного материала, т.е. при наличии алевролитовой фракции и в участках наибольшего развития глинистого цемента, состоящего из чешуек гидрослюды, каолинита и кварца. Песчаные пласты не выдержаны в пространстве и в различной степени замещаются слабопроницаемыми породами, в результате чего наблюдаются резкие изменения толщины и прерывистости пласта.

В составе горизонта Д1 Ромашкинского месторождения выделяются восемь продуктивных пластов. Как правило, каждый из выделенных пластов представлен одним, за редким исключением двумя пропластками (рис. 7.1). При этом репер «аргиллит» разделяет отложения горизонта на две различающиеся между собой по характеру строения пачки: верхнепа-шийскую (пласты «а», «61», «б2», «б3») и нижнепашийскую (пласты «в», «г1», «г2», «г3д»). Однако при изучении особенностей геологического строения и выработки запасов нефти принято включать пласт «в» в верхнюю пачку пластов.

Наибольшую толщину отложения горизонта Д1 имеют в полосе, протягивающейся с юго-запада на северо-восток (Зай-Каратайская-Алькеевская пл.). По обе стороны от нее толщина горизонта сокращается до 24— 32 м. В результате слияния различных геологических процессов продуктивные пласты в большей части разреза оказались разобщенными друг от друга непроницаемыми глинистыми разделами. На отдельных участках горизонта это привело к слиянию или выклиниванию пластов. Таким образом, ритмичность в осад-конакоплении предопределила высокую степень неоднородности горизонтов Д: и Д0 Ромашкинского месторождения.

Муллинские слои на территории Ромашкинского месторождения обнаруживаются практически повсеместно. В мул-линских слоях выделяется песчаный пласт Дп и аргиллитовая пачка над ним. Породы пласта Дп, как и в других пластах старооскольского горизонта, имеют серую окраску, мелкозернисты и состоят из хорошо отсортированных песчаников. Толщина пласта Дп не выдержана и колеблется от 16 до 30 м до полного замещения глинистыми породами. Пласт Дп имеет единую гидродинамическую систему с пластом Дь Отметка водонефтяного контакта (ВНК) колеблется от 1483,5 до 1488,2 м, среднее значение отметки ВНК принято равным 1486 м.

Пласт Дщ характеризуется невыдержанностью литологического состава пород, особенно на западных площадях Ромашкинского месторождения, где наблюдается ритмичная смена песчано-алевролитовых пород алевролито-аргиллитовыми, что позволяет выделить в разрезе три пропластка Дщ , Дщ, Дщ . Песчаники пласта Дш мелкозернистые, светло-серые, неяснослоистые, что обусловлено неравномерным чередованием алевролитового и глинистого материала.

В целом по Ромашкинскому месторождению пористость

Рис. 7.1. Геологический профиль по отложениям горизонта Д1 Ромашкинского месторождения [133]:

1 верхний известняк (репер), 2 — песчаники, 3 — алевролиты, 4 — глины

пород пласта Дш колеблется от 17 до 23,3 %, составляя в среднем 17,4 %, проницаемость от 0,01 до 1,650 мкм2, при среднем значении 0,366 мкм2.

На ряде площадей Ромашкинского месторождения пласт Дш представлен тремя пропластками Дщ, Дщ, Дщ (Альметь-евская, Миннибаевская, Южная площади). На отдельных площадях за счет слияния пропластков Дша и повсеместно распространенного пропластка Дщ выделяют два пропластка (Западно-Лениногорская, Сармановская и Восточно-Суле-евская площади). Пропласток Д111в имеет самостоятельное значение на юго-западных площадях Ромашкинского месторождения. Наблюдается слияние пропластков Дщ и Дщ на Альметьевской, Миннибаевской, Южной, Восточно-Суле-евской и Азнакаевской площадях. В целом толщина пропластка Дщ изменяется от 0,6 до 3 м, Дщ — от 3 до 15 м, Д111в — от 0 до 2 м. Наиболее крупные залежи нефти в пластах Дш выявлены и впервые введены в эксплуатацию на Абдрахма-новской площади.

Пласт Д чаще всего разделяется глинистыми породами на два пропластка (Д5У и Д^у). Нижний по разрезу пропласток Д^у представлен серыми грубозернистыми плохо отсортированными песчаниками с примесью в подошве пласта, довольно плохой окатанностью зерен, косой слоистостью, верхний пропласток Ду алевролито-глинистый. Толщина аргиллито-вой пачки, покрывающей пласт Д, изменяется от 2 до 12 м. Наиболее крупные залежи нефти пласта Д были выявлены и впервые введены в эксплуатацию на Абдрахмановской площади. Залежи нефти пластовые сводовые с высотой от 6 до 12 м.

В целом по Ромашкинскому месторождению извлекаемые запасы нефти пластов Дп, Дш, Д по категориям Ci+ С2 и с учетом ресурсов перспективных структур С3 оцениваются в объеме до 25 % от текущих извлекаемых запасов нефти горизонта Д1.

Среди пород коллекторов терригенного девона по продуктивности выделяют [57, 133, 229] три группы. К первой группе относятся высокопродуктивные породы проницаемостью более 0,1 мкм2 и пористостью более 12,5 % (Ромашкинское месторождение) или проницаемостью более 0,2 мкм2 и пористостью более 18 % (Ново-Елховское месторождение). С учетом существенного влияния содержания глинистых материалов на процессы вытеснения нефти водой, выделяется вторая группа пород с объемным содержанием глинистых материалов более 2 %. К третьей группе относятся коллекто-

ры с проницаемостью 0,03— 0,1 мкм2 и нефтенасыщенностью более 50 % (Ромашкинское месторождение).

Разработка коллекторов второй и третьей групп должна существенно отличаться от разработки коллекторов первой группы с объемным содержанием глинистых материалов менее 2 %.

В табл. 7.1 представлены некоторые геолого-физические характеристики объектов разработки нефтяных залежей девонского возраста, заимствованные из работ [51, 57, 229].

Таким образом, продуктивные пласты нефтяных месторождений, приуроченных к девонскому горизонту, характеризуются сложным геологическим строением, большой неоднородностью по проницаемости, что является одним из основных факторов, определяющих недостаточно высокую эффективность методов заводнения нефтяных залежей. Геологофизическая неоднородность объектов разработки и высокие темпы добычи нефти из высокопродуктивных коллекторов обусловили быстрое истощение залежей с активными запа-

Таблица 7.1

Геолого-физические характеристики некоторых объектов разработки, приуроченных к девонскому горизонту месторождений Татарстана и Башкортостана

Месторождение

Объект

разра

ботки

Нефте

насы

щенная

толщина,

м

Средние значения коэффициентов

Начальная неф-тенасы-щен-ность, доли ед.

пористости, %

проницаемости, мкм2

Ромашкинское

Дг

8,9

0,189

0,375

0,807

До

3,2

0,184

0,300

0,800

Дп

2,89

0,200

0,146

0,714

Дш

4,74

0,165

0,261

0,615

flrv

2,89

0,189

0,490

0,708

Бавлинское

Дг

6,4

0,195

0,473

0,778

Ново-Елховское

Дг+ До

6,5

0,203

0,420

0,860

Туймазинское

Дг

5,8

0,220

0,480

0,890

Дп

9,5

0,220

0,910

0,900

Шкаповское

Дг

5,4

0,180

0,430

0,740

fllV

5,9

0,180

0,340

0,850

Серафимовское

До+ Дг

5,8

0,190

0,340

0,870

Дп

6,6

0,190

0,500

0,890

Aw

2,9

0,170

0,310

0,880

Раевское

Дг

7,7

0,200

0,350

0,900

сами и рост доли трудноизвлекаемых запасов на месторождениях Татарстана с 32,8 % в начале разработки до текущих 79,3 %. Этим и обусловливается необходимость создания более совершенных методов воздействия на залежи с трудноиз-влекаемыми запасами нефти.

7.3. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДЕВОНА И НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ

Одним из определяющих условий в формировании конечной нефтеотдачи пластов и эффективного применения технологий УНП являются коллекторские свойства пород. По условиям фильтрации и аккумуляции нефти часть коллекторов месторождений Татарстана относятся к простым (поровым) и сложным (трещинно-поровым и порово-трещинным) [7]. Эти признаки и предопределяют неравномерность фильтрации воды и нефти в коллекторе, что подтверждается многочисленными промысловыми исследованиями [85]. Размеры пор и трещин в коллекторах изменяются в диапазоне от 0,001 до 0,1— 2 мм, что указывает на возможность применения технологических жидкостей с различными физико-химическими свойствами, в том числе содержащих твердые дисперсные частицы горных пород [230].

Наряду с физическими свойствами пород (гранулометрический состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность, химический состав, карбонатность, содержание глин), для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений важное значение имеют физико-химические свойства насыщающих пласт нефти, воды и газа, которые определяют условия вытеснения нефти водой и конечную нефтеотдачу пласта. Кроме того, от состава и свойств пластовых флюидов зависит выбор технологических жидкостей для воздействия на пласт.

Как известно, пористая среда представляет собой систему трубок или каналов, размеры которых изменяются от 0,03 до

1,0 мкм2, что определяет высокую неоднородность условий фильтрации жидкостей. Нефть сначала вытесняется из более крупных пор, оставаясь неподвижной в микроканалах, т.е. микронеоднородность и сложный характер строения пласта по коллекторским свойствам являются причиной прорыва вод или газов и неполной выработки пласта.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды также является одной из главных причин уменьшения конеч-

ной нефтеотдачи. Исследования показывают, что с ростом вязкости нефти более сильно проявляются различия неоднородностей коллекторских свойств в процессе вытеснения нефти водой.

Как было показано в предыдущих разделах, существенно влияют на процесс вытеснения нефти водой зональная и послойная неоднородность, их расчлененность, песчанистость, толщина, условия залегания пластов. Обобщающим фактором, позволяющим объединить влияние многочисленных гео-лого-физических характеристик залежи на процесс разработки, является структура запасов нефти.

Анализ состояния разработки отдельных пластов Ромашкинского месторождения на третьей стадии разработки показал, что при эксплуатации единым фондом скважин горизонта Д1 происходит более интенсивная выработка запасов нефти пластов площадного развития, т.е. преимущественно «г» и «д» [229]. В то же время для достижения высокого коэффициента конечной нефтеотдачи требуется длительная эксплуатация скважин, сопровождаемая добычей значительных объемов попутной воды. Объединение практически всех продуктивных пластов горизонта Д1 в один объект разработки привело к существенному усилению отрицательного влияния неоднородности пластов на конечную выработку запасов нефти, на темпы отборов, усложнило процессы разбурива-ния, организации системы поддержания давления и регулирование процессов разработки. Совместная эксплуатация послойно-неоднородных пластов одной сеткой скважин приводит к опережающему обводнению высокопроницаемых пластов и пропластков, ухудшению равномерной выработки запасов нефти.

Основные причины опережающего вытеснения нефти и обводнения отдельных пропластков послойно-неоднородных пластов следующие:

высокая слоистая неоднородность продуктивного пласта по проницаемости;

совместная эксплуатация высокопроницаемых монолитных песчаников и низкопроницаемых тонкослоистых прослоев, разделенных прерывисто или непрерывисто непроницаемыми прослоями пород;

частичное или полное отключение отдельных нефтенасыщенных прослоев из процесса выработки под влиянием технологических факторов;

опережающее продвижение воды по интервалам пласта с низкой начальной нефтенасыщенностью в зоне ВНК.

Исходя из приведенных факторов, следует считать, что в процессе заводнения многопластовых нефтяных месторождений, включающих в себя и низкопроницаемые коллекторы, происходит частичное или полное «отключение» из разработки в первую очередь малопроницаемых прослоев. Об отключении некоторых прослоев из разработки свидетельствуют многочисленные результаты по снятию профилей приемистости в водонагнетательных скважинах. Подтверждением этого является и устойчивый рост в ряде случаев содержания нефти при самоизливе водонагнетательных скважин, в которые ранее были закачаны сотни тысяч кубических метров воды [57, 229 и др.].

В процессе вытеснения нефти из продуктивных коллекторов происходит прорыв воды от нагнетательных к добывающим скважинам по главным линиям тока, наиболее проницаемым пропласткам, участкам. Неполному охвату пласта воздействием закачиваемой воды способствует различие соотношений подвижностей нефти и воды, послойная и объемная неоднородность пород коллектора.

В результате часть нефти остается в виде целиков вблизи нейтральных линий тока. Происходит быстрое обводнение добываемой жидкости и снижение охвата пласта дренированием. Увеличение охвата пласта воздействием может быть достигнуто путем снижения проницаемости водопроводящих каналов пласта и создания слабодренируемых барьеров на путях фильтрации воды между нагнетательными и добывающими скважинами.

Остаточные запасы нефти на объектах, приуроченных к девонскому горизонту, по степени значимости сосредоточены [58, 114, 138]:

в водонефтяных зонах;

в маломощных низкопроницаемых пропластках; в линзах, тупиковых и застойных зонах; в кровельной части продуктивных пластов.

При разработке залежей нефти в неоднородных пластах с применением традиционных технологий разработки, указанные в приведенным перечне запасы вырабатываются низкими темпами. Конечная нефтеотдача при этом не превышает

0,2— 0,3. Малопродуктивные пласты с небольшой толщиной отличаются сложным строением, значительной прерывистостью площадного распространения и расчлененностью по разрезу. Для большинства таких коллекторов характерно многолинзовое и полосообразное распространение с причудливыми формами контуров.

На месторождениях Татарстана определенная доля запасов нефти в этой группе коллекторов сосредоточена и в пластах «г» и «д» нижнепашийской пачки. Литолого-петрографичес-кая особенность этой группы коллекторов отчетливо проявилась как на первых этапах разработки месторождения, так и позднее в условиях эксплуатации многопластовых залежей единой сеткой скважин [57, 229].

На Ромашкинском месторождении в ВНЗ содержится 18 % начальных извлекаемых запасов нефти. Из-за высокой расчлененности продуктивных пластов строение водонефтяных зон залежей на Ромашкинском, Ново-Елховском, Бондюж-ском и Первомайском месторождениях имеет сложный характер.

По условиям залегания продуктивных пластов на Ромашкинском месторождении выделяют [3, 4] четыре типа водонефтяных зон:

в виде локальных участков различной формы внутри чисто нефтяной зоны залежи;

окаймляющие нефтяную залежь в виде узких полос шириной до 1,5 км;

площадное развитие в виде широких полос и полей;

с хорошей гидродинамической связью с вышележащими высокопродуктивными пластами.

Основные запасы нефти приурочены к ВНЗ третьего (около 50 %) и первого типов (25 %). Остальные распространены равномерно между вторым и четвертым типами.

Анализ динамики разработки Ромашкинского месторождения за 50 лет, выполненный в работах [4, 30, 51, 56, 57, 85, 133, 134, 229 и др.], показал, что высокая неоднородность коллекторских характеристик пород, ухудшение свойств пластовых жидкостей и сложность геологического строения залежей способствовали в процесе разработки с применением заводнения переводу значительной доли запасов нефти в категорию трудноизвлекаемых запасов (с 33 % до 79,9 %) (табл. 7.2).

Темпы разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами в 2— 3 раза ниже, чем для пластов с активными запасами нефти, приуроченных к продуктивным пластам с лучшими коллекторскими свойствами.

Основные методы воздействия на продуктивные пласты, приводящие к увеличению текущей и конечной нефтеотдачи, базируются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов: площадного, законтурного, внутриконтурного. Поддержание пла-

Структура и освоенность запасов углеводородного сырья Татарстана на 01.01.1997 г. [51]

Структура запасов углеводородного сырья

Начальные извлекаемые запасы, %

Остаточные извлекаемые запасы,

%

Накопленный отбор нефти, %