Аналитика



А также автоматика для них - в компании "Технологии Безопасности"

tb-dv.ru

Методы интенсификации добычи газа

ГЛАВА

7

МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗА

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что можно в значительной мере увеличить дебит отдельных скважин или снизить величину депрессии на пласт при неизменном дебите газа с целью отдаления срока ввода ДКС за счет интенсификации притока газа, улучшения техники и технологии вскрытия пласта, усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин.

Исходя из современной концепции рациональной разработки газовых и газоконденсатных месторождений основной задачей интенсификации является повышение энергосберегающего дебита газа.

Методы интенсификации притока также служат единственным средством получения рентабельных дебитов газа в плотных низкопроницаемых коллекторах.

Для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта используют различные методы, которые можно разделить на две группы: 1) предупреждающие ухудшение коллекторских свойств пластов; 2) направленные на восстановление или улучшение проницаемости призабойной зоны скважин.

Для интенсификации притока газа к забою скважин применяют:

гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты (многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т. д.);

солянокислотную обработку (СКО) и ее варианты — массированную, поэтапную, направленную;

гидропескоструйную перфорацию и сочетание ее с ГРП и СКО.

Для вскрытия продуктивных пластов, а также совершенствования процесса освоения скважин проводят следующие мероприятия:

перфорацию под давлением в газовой среде; увеличение диаметра забоя скважин;

бурение горизонтальных скважин с кустовыми забоями; применение безглинистых растворов при вскрытии продуктивной толщи;

вскрытие продуктивных пластов с продувкой забоя газом или воздухом;

приобщение продуктивных пластов без глушения скважины.

К усовершенствованию техники эксплуатации газовых скважин относятся:

раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной; эжекция низконапорного газа высоконапорным; применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды;

подача на забой поверхностно-активных веществ для удаления поступающей из пласта воды и механических примесей;

усовершенствование конструкции подземного оборудования в скважинах и установка в них разгрузочных якорей, пакеров, глубинных клапанов для ввода ингибитора в фонтанные трубы, комбинирование труб разного диаметра и т.д.

Особое место занимает метод увеличения газоотдачи путем детонации в пласте или призабойной зоне взрывчатого вещества. Все эти методы можно осуществлять не только для восстановления проницаемости призабойной зоны, но и для увеличения газоотдачи многих газонасыщенных пластов с низкой проницаемостью.

К новым методам интенсификации относятся акустическое воздействие большой мощности на призабойную зону пласта, снижение обводненности скважин и закрепление рыхлых песков с помощью силикатного гелеобразования. Все большее значение приобретают методы интенсификации на завершающей стадии разработки месторождений.

Методы интенсификации не рекомендуется применять: в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами и колоннами, некачественно зацементированными; в обвод-нившихся скважинах или тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в при-контурных скважинах.

Работы по интенсификации газовых скважин начинают проводить в период разведки при опробовании перспективных горизонтов с целью определения их промышленной продуктивности и промышленной разработки.

7.1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании на забое высоких давлений жидкостью, закачиваемой в скважину. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1,5 — 2 раза гидростатическое. В образовавшиеся трещины нагнетают крупнозернистый песок, который предотвращает смыкание трещин при снижении в них давления. Различают три основных вида гидравлического разрыва пласта: а) однократный; б) многократный; в) направленный (по-интервальный). Гидравлический разрыв пласта рекомендуется проводить в следующих скважинах: 1) низкодебитных; 2) с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора; 3) в скважинах, имеющих заниженный дебит по сравнению с окружающими [2].

При выборе пласта для проведения гидроразрыва необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин; дебитограммами (или шумо-граммами), данными о коллеторских свойствах пластов (проницаемости, пористости, составе глинистого материала и цемента).

Кроме того, необходимо знать толщину пласта-коллектора, расстояние от скважины до контура газоносности и от нижних перфорационных отверстий до газоводяного контакта (ГВК), а также пластовое давление и остаточные запасы газа.

Гидравлический разрыв осуществляют в крепких малопроницаемых и плотных трещиноватых песчаниках, плотных трещиноватых известняках или доломитах, переслаивающихся песчано-глинистых или карбонатно-глинистых породах и т. д.

Наиболее благоприятными объектами являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью (менее 0,1 мкм2) и высоким пластовым давлением, близким к начальному.

Гидроразрыв можно проводить в любых скважинах, если залежь работает при газовом режиме. Если же по залежи отмечается движение контакта газ-вода, то во всех скважинах крайнего ряда гидроразрыв пласта производить не рекомендуется.

На залежах водоплавающего типа при выборе скважины для гидроразрыва следует учитывать расстояние до ГВК. Рас-

Рис. 7.1. Головка для гидроразрыва    Рис. 7.2. Промывочная муфта

пласта

стояние от трещины гидроразрыва до ГВК на каждом месторождении определяют по опытным данным одной из наблюдательных или разведочных скважин. Если дебит скважины вначале был высокий, а на протяжении короткого времени эксплуатации снизился, то гидроразрыв можно повторить, приурочив его к более высокорасположенному пропластку.

Устья эксплуатационных газовых скважин оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рассчитанной на давление, превышающее на 25 % соответствующее статическое давление.

Для проведения ГРП применяют специальную устьевую арматуру типа АУ-5 или специальные головки. Схема такой головки показана на рис. 7.1.

Для проведения гидроразрыва насосно-компрессорные трубы (НКТ) устанавливают на 1—2 м под нижними перфорационными отверстиями. Осуществлять ГРП в газовой скважине без насосно-компрессорных труб не рекомендуется.

При многократном гидроразрыве способом "снизу вверх” на НКТ спускают пакер со шлипсовым упором, причем в скважинах глубиной более 1000 м шлипсовый пакер комбинируют вместе с гидравлическим якорем.

При многократном или однократном гидроразрыве в глубоких скважинах (более 3500 — 4000 м), где нельзя применять пакеры с резиновыми элементами из-за высоких пластовых температур (выше 150 °С), используют песочные пакеры. Во избежание прихвата резиновых элементов пакеров во время работы непосредственно над ними устанавливают промывочную муфту (рис. 7.2).

7.1.1. РАБОЧИЕ ЖИДКОСТИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ГИДРОРАЗРЫВЕ ПЛАСТА

Для успешного проведения гидроразрыва пластов, содержащих газ, жидкости гидроразрыва и жидкости-песконоси-тели должны обладать высокой временной вязкостью (исходная или начальная вязкость должна быть порядка 100 мПа-с) и легко удаляться из пласта. На скважинах необходимо заготовить жидкости четырех видов.

1. Жидкость для глушения скважины перед гидроразрывом в количестве, равном 2 — 2,5 объема скважины.

2. Жидкость гидроразрыва, количество которой для однократной операции равно объему насосно-компрессорных труб плюс 5—10 м3 жидкости, требуемой для определения ко-эффицента приемистости и раскрытия трещины в пласте. При многократном гидроразрыве указанный объем жидкости увеличивается (учитывают число планируемых операций).

3.    Жидкость-песконоситель. В зависимости от ее вязкости или удерживающей способности песка для однократного гидроразрыва объем ее составляет 20 — 50 м3. Оптимальную концентрацию песка в жидкости для каждого конкретного месторождения определяют опытным путем.

4.    Жидкость для промывки скважин в количестве, равном

1,5 объема скважины.

Перед началом работ по гидроразрыву в скважину рекомендуется закачивать меловые растворы или растворы хлористого кальция либо хлористого натрия. Если пластовое давление ниже гидростатического, то применяют водоконден-сатные, водокеросиновые эмульсии, а также водные или керосиновые (конденсатные) растворы поверхностно-активных веществ с добавками понизителей фильтрации — мела, КМЦ и др.

КМЦ — одно из соединений целлюлозы, получаемое в результате взаимодействия целлюлозы с монохлоруксусной кислотой в среде спиртового раствора щелочи. Наибольшее практическое значение имеют водорастворимые препараты КМЦ, т.е. ее соли аммония и щелочных металлов. Применяют эту добавку в виде порошка как загуститель водных растворов для получения продавочных жидкостей и жидкостей-песконосителей.

Сухой препарат КМЦ заливают потребным количеством пресной теплой воды, смесь перемешивают в течение 15 — 20 мин и оставляют на 1—2 сут. С течением времени вязкость водных растворов КМЦ повышается. При подкислении водных растворов КМЦ соляной кислотой вязкость снижается, однако в меньшей степени, чем при непосредственном растворении КМЦ в этой кислоте.

Для получения солянокислотных растворов сначала готовят концентрат КМЦ: 200 кг сухого препарата КМЦ заливают 1 м3 пресной воды; смесь перемешивают и оставляют на 1-2 сут. В результате получают однородную массу желеобразной консистенции. Затем взвешивают требуемое количество концентрата (табл. 7.1), заливают водой и смесь перемешивают в мешалке. Когда в растворе не останется комков КМЦ, добавляют требуемое количество соляной кислоты и вновь перемешивают. Вязкость таких растворов для различных концентраций КМЦ и HCl можно определить по рис.

7.3. Следует учитывать, что вязкость раствора КМЦ в большой степени зависит от интенсивности перемешивания. С течением времени вязкость водных растворов КМЦ повышается, а солянокислотных — падает.

ТАБЛИЦА 7.1

Составные части раствора КМЦ

Компонент

Содержание соляной кислоты в растворе, %

10

8

6

4

2

1 %-ный раствор КМЦ

Концентрат КМЦ, кг

60

60

60

60

60

Вода, л

660

718

773

829

884

Концентрированная со

ляная кислота:

кг

280

222

167

111

56

л

235

188

141

94

47

2 %-ный раствор КМЦ

Концентрат КМЦ, кг

120

120

120

120

120

Вода, л

600

658

713

769

823

Концентрированная со

ляная кислота:

кг

280

222

167

111

56

л

235

188

141

94

47

3 %-ный раствор КМЦ

Концентрат КМЦ, кг

180

180

180

180

180

Вода, л

540

598

653

709

764

Концентрированная со

ляная кислота:

кг

280

222

167

111

56

л

235

188

141

94

47

4 %-ный раствор КМЦ

Концентрат КМЦ, кг

240

240

240

240

240

Вода, л

480

538

593

649

704

Концентрированная со

ляная кислота:

кг

280

222

167

111

56

л

235

188

141

94

47

Рис. 7.3. Изменение вязкости п соляной кислоты при добавлении в нее КМЦ:

1 — водный раствор. Содержание HCl, %: 2 - 2; 3 - 4; 4 - 6; 5 - 8; 6 - 10

0    12    3    4

Содержание КМЦ, %


Для упрощения технологии проведения операций и удешевления работ в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя во многих случаях можно применять одну и ту же жидкость. При проведении гидроразрыва пласта в крепких пор одах, нерастворимых в соляной кислоте, в качестве таких жидкостей используют гидрофильную и гидрофобную конденсатокислотную, керосинокислотную, водоконденсатную или водокеросиновую эмульсии. В породах с низкой прочностью или в тех случаях, когда нет возможности приготовить эмульсию с необходимыми свойствами, применяют пластовую воду, слабый раствор соляной кислоты (1,52%), керосин, конденсат, воду, загущенную КМЦ, каробозо-лином или стеароксом 6, растворы хлористого кальция и т.п.

Если для освоения скважины применяют меловой раствор, то сначала ее промывают технической водой, а затем проводят солянокислотную обработку. Соляную кислоту 1012 %-ной концентрации закачивают в объемах, равных объемам мелового раствора, поглощенного пластом. Время реакции кислоты должно быть в пределах 1,5-3 ч.

При гидроразрыве в карбонатных породах используют стабильные гидрофобные углеводородно-кислотные эмульсии.

7.1.2.НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГРП

Устье скважины оборудуют вышкой с подъемником. Рабочую жидкость и песок в пласт закачивают с помощью насосных агрегатов типа 2АН-500, 4АН-700 (не менее четырех). Для подачи песка в жидкость-песконоситель используют один или два пескосмесительных агрегата типа ЭПЛ.

Агрегаты для нагнетания жидкостей подсоединяют к устью через смесительное устройство, входящее в комплект устьевого оборудования. Каждый агрегат подключают к устройству через линию, на которой монтируют обратный клапан, позволяющий продолжать закачку жидкости в случае выхода из строя какого-либо из агрегатов.

Для подачи жидкости к пескосмесителю типа ЗПА предусмотрены не менее двух агрегатов ЦА-320 или ЦА-150 или какие-либо другие передвижные насосные агрегаты низкого давления (один вспомогательный агрегат на два закачивающих в скважину). Материал для закрепления трещин после гидроразрыва загружают в бункер пескосмесителя, который может транспортировать с базы на скважину до 10 т песка.

Рабочие жидкости для гидроразрыва заготавливают в емкостях, располагаемых у устья. Общий объем емкостей определяют по потребности в жидкостях, предназначенных для глушения скважины и ее промывки перед началом работ, проведения разрыва, закачки песка, продавки его в пласт и промывки скважины после окончания работ. Кроме того, добавляют воду в количестве 1,5 объема скважины для освоения ее после ГРП и меловой раствор для глушения скважины в случае аварии. Каждая из жидкостей размещается в отдельных емкостях. В схеме обвязки оборудования для проведения гидроразрыва (рис. 7.4) автоцистерны типа 4ЦР выполняют роль аварийных емкостей с запасом рабочей жидкости на тот случай, если подающие агрегаты выйдут из строя и потребуется их замена в процессе работ. В этом качестве две автоцистерны подключают непосредственно к смесительному бачку.

Для освоения скважины после окончания работ по гидроразрыву используют передвижные компрессорные установки (например, УКП-80), компрессор которых развивает давление до 8 МПа и способен снизить уровень жидкости в затрубном пространстве на 700 — 800 м.

Процесс гидроразрыва пласта осуществляется следующим образом (см. рис. 8.4). Рабочая жидкость из емкостей забирается подающими агрегатами и через выкидные линии насосов ЦА-320 подается в бачок пескосмесителя ЗПА. К другому приему пескосмесителя подключается линия от аварийных цистерн 4ЦР. Из бачка жидкость с песком или без него с помощью центробежного насоса, установленного на пескосмесительном агрегате, подается под давлением 0,3 — 0,4 МПа на прием насосов закачивающих агрегатов, откуда через выкидные линии высокого давления поступает в смеситель АУ-5.

Рис. 7.4. Обвязка оборудования устья скважины для проведения ГРП:

1 — агрегат 2АН-500; 2 — пескосмеситель ЭПА; 3 — автоцистерна 4ЦР; 4 агрегат 3ЦА-400; 5 — емкость

Из этого смесителя жидкость по одной или двум линиям в ы-сокого давления через устьевую арматуру поступает в насосно-компрессорные трубы.

7.1.3. СПОСОБЫ ГРП И ТЕХНОЛОГИЯ ИХ ПРОВЕДЕНИЯ

Перед проведением ГРП необходимо исследовать скважину. После обвязки оборудования определяют приемистость. Для этого с помощью одного, а затем всех агрегатов закачивают жидкость до стабилизации давления.

Коэффициент приемистости К определяют по формуле

K = V1440,    (7.1)

tp

где V — объем закачанной жидкости, м3; t — время закачки, мин; р — давление закачки, МПа.

Изменение коэффициента приемистости при закачке жидкости всеми агрегатами по сравнению со значением, получаемым при закачке одним агрегатом, свидетельствует о раскрытии одной или нескольких трещин в пласте.

При необходимости проведения многократного разрыва пласта после первого разрыва образовавшиеся трещины закупоривают либо легко извлекаемыми материалами, либо песком. Жидкость с песком нагнетают только при повышении коэффициента приемистости (на основании опытных данных) не менее чем в 1,5 раза, свидетельствующем о раскрытии трещин.

Вначале содержание песка в жидкости незначительно. При отсутствии каких-либо осложнений в работе наземного оборудования концентрацию песка увеличивают до расчетной (в пределах 100 — 350 г на 1 л жидкости). Если в качестве жидко-сти-песконосителя используют маловязкую жидкость, то закачку и продавку ее в трещину следует проводить с максимально возможной скоростью. При этом для более точного регулирования концентрации песка один из агрегатов подает чистую жидкость для предотвращения образования песчаной пробки на забое скважины. После закачки жидкости-песко-носителя в трещину агрегаты останавливают. Со снижением давления на устье до нуля ствол промывают для удаления остатков песка с забоя и из насосно-компрессорных труб.

После проведения ГРП скважину плавно осваивают, продувают до выхода сухого газа и исследуют. Из сравнения данных исследований до и после ГРП определяют его эффективность: экономическую и гидродинамическую.

На разрабатываемых месторождениях экономическая эффективность определяется затратами на проведение ГРП и количеством газа, дополнительно добытого за счет проведения гидроразрыва. По этим двум показателям определяют третий показатель — себестоимость дополнительно добытого газа. В этом случае экономическая эффективность ГРП тем выше, чем меньше себестоимость дополнительного газа по сравнению с плановой.

В другом случае, когда целью ГРП является снижение рабочих депрессий скважин, экономическая эффективность вытекает из продления срока бескомпрессорной эксплуатации месторождения. Экономическая эффективность тем вы -ше, чем на больший отрезок времени отодвинут срок ввода головной компрессорной станции.

На месторождениях, подлежащих вводу в эксплуатацию, экономическая эффективность ГРП определяется тем числом эксплуатационных скважин, которое может быть сэкономлено за счет его внедрения. Количественно экономическая эффективность в данном случае определяется разницей затрат на проведение ГРП и затрат на бурение дополнительных скважин.

Гидродинамическая эффективность определяется изменением коэффициентов а и b в уравнениях притока газа (4.6 и 4.15). Уменьшение коэффициента а — показатель увеличения проницаемости призабойной зоны пласта.

Задача об условиях устойчивости магистральных вертикальных трещин, образуемых при массированном гидроразрыве пласта, была решена Е.Ф. Афанасьевым.

Обозначив через р* предельную нагрузку, выше которой нарушается устойчивость трещины, можно записать:

где р — давление; v — коэффициент Пуассона; Е — модуль Юнга; гс — радиус скважины; m — пористость; у — плотность поверхностной энергии; L — длина трещины.

Кривая F(L), изображенная на рис. 7.5, делит всю область

F(L)

Рис. 7.5. Предельная кривая — и области устойчивости и L, м неустойчивости трещины

на область устойчивости и неустойчивости трещин в зависимости от величин р, v, m, E, у.

Если

pj< FL),    (7.3)

2(1 - m)E'{

то трещины будут устойчивыми. Если

n(1 v2)ГсF(L),    (7.4)

2(1 - m)Ey

то трещины будут неустойчивыми.

Увеличение дебита скважин благодаря системе трещин найдем из решения задачи о притоке жидкости к скважине единичного радиуса гс = 1 с двумя симметричными трещинами длиной L.

0    k    lnгк - ln-^- !-

k 2

При наличии трещин большой протяженности (L >> 1) из (7.7) получим

Q =-ln^k-.    (7.8)

Q0 ln гк - ln 0,5L

Из формулы (7.8) очевидно, что чем больше длина трещин L, тем меньше знаменатель и больше отношение Q/Q0.

В случае фильтрации газа по закону Дарси вместо (7.5) имеем

Q =    %kh pk - р0    (7 9)

№0 ln(ajk)

7.15. МАССИРОВАННЫЙ ГРП - СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Массированный гидроразрыв пласта (МГРП) является эффективным способом интенсификации в низкопроницаемых (до 10-4 мкм2) плотных газовых пластах. Он отличается от обычного гидроразрыва тем, что в пласт закачивается большое количество жидкости разрыва (от 190 до 1900 м3) и расклинивающего материала (от 40 до 450 т).

Уже при длине трещин 300 м производительность скважин увеличивается настолько, что перекрываются все расходы на операцию по МГРП. Имеются примеры успешного проведения МГРП при длине трещин до 800 м.

Новой стадией развития технологии МГРП стали работы, проводимые на месторождении Уоттенберг, при разработке илистого пласта с очень низкой проницаемостью (от 0,05 до 0,005 мД) при толщине пласта 25 м и глубине залегания 2400 м. Были проведены лабораторные исследования различных жидкостей, а также рассчитана пропускная способность трещин при применении полимерно-эмульсионной жидкости разрыва (1900 м3) и 450 т песка.

Анализ полученных данных показал, что применение массированного гидроразрыва в продуктивных зонах с малопроницаемыми породами экономически оправдано, а дальность проникновения трещин приблизительно равна 900 м. Благодаря развитию технологии гидроразрыва месторождение считается промышленным.

Были разработаны методы закачивания в скважины полимерной эмульсии. Объемы закачки варьируются от 190 м3 жидкости и 45 т песка до 1900 м3 жидкости и 450 т песка (табл. 7.2).

Добыча газа из месторождений бассейна Анадарко (США) осуществляется с глубины 5000 - 7000 м при пластовом давлении до 120 МПа и пластовой температуре до 180 °С [8]. Для обеспечения рентабельности разработки здесь широко при-

ТАБЛИЦА 7.2 Срок окупаемости МГРП

Объем закачки

Время окупаемости, мес.

Полимерная эмульсия, м3

Песок, т

1900

450

13

1400

270

22

700

160

41

190

45

69

меняется гидравлический разрыв с давлением разрыва, близким к градиентам порового давления. При эксплуатации большое внимание уделяется выбору материалов и контролю качества оборудования, обеспечивающего безопасность проведения работ.

В условиях высоких температур (150 — 180 °С) при интенсификации глубоких скважин необходимо правильно выбрать жидкость разрыва и сохранить ее несущую способность до конца операций. Эта жидкость должна обладать следующими характеристиками:

вязкостью около 100 МПа-с;

отсутствием сдвига и перехода в состояние с низкой вязкостью в результате разрушения химических связей при турбулентности;

сохранять высокую вязкость при температуре 175 — 200 °С в течение заданного времени.

Разработаны два типа жидкостей разрыва: одна — с поперечными связями, вторая — загущаемая в два этапа.

Жидкость с поперечными связями (обусловленными химической реакцией некоторых полимерных цепей) является хорошим песконосителем. Однако при температуре выше 145 °С происходит разрушение поперечных связей и жидкость теряет способность переносить расклинивающие агенты. Ко второму типу относится жидкость с основным загустителем, в который вводится второй загуститель (в сухом виде) во время закачивания скважины.

В зарубежной практике, особенно в США, развиваются методы оценки степени ухудшения исходных параметров малопроницаемых продуктивных пластов при интенсификации. Результаты интенсификации методом гидроразрыва свидетельствуют о необходимости более тщательного отбора рабочих жидкостей с целью уменьшения их отрицательного влияния на проницаемость пород пласта при гидроразрыве. Снижение степени ухудшения исходных параметров продуктивного пласта способствует сокращению периода времени до достижения максимального дебита при эксплуатации.

7.2. СОЛЯНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Солянокислотная обработка скважин основана на способности кислот вступать в реакцию с карбонатными породами (известняками и доломитами), что приводит к очистке и расширению их пористых каналов, увеличению проницаемости

и, как следствие, к повышению производительности скважин. Химические реакции, происходящие при этом, выражаются следующими уравнениями.

Для известняка

CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2.

Для доломита

CaCO3-MgCO3 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 +

+ 2H2O + 2CO2.

Продукты реакции карбонатных пород с соляной кислотой, т. е. хлористый кальций CaCl2 и хлористый магний MgCl2, хорошо растворимые в воде, не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты.

Скорость реакции в известняках и доломитах зависит в основном от давления и температуры. С увеличением давления и при использовании солянокислотного раствора пониженной температуры скорость реакции уменьшается.

Химическими заводами вырабатываются несколько сортов соляной кислоты. Лучшей является кислота, имеющая следующие показатели: содержание HCl - не менее 31 %, железа - не более 0,02 %, серной кислоты - не более 0,005 %.

В результате взаимодействия окисных соединений железа с соляной кислотой образуется хлорное железо, которое при полной нейтрализации кислотного раствора выпадает в пласте в осадок в виде окиси железа Fe(OH)3 и закупоривает его поры. Поэтому при содержании железа более 0,02 % для предупреждения выпадения осадка необходимо к кислоте добавлять 1-1,5 % уксусной кислоты.

Если в растворе соляной кислоты содержатся примеси серной кислоты, то последняя, взаимодействуя с карбонатами, образует нерастворимый осадок гипса, способный закупорить поровое пространство. Эта реакция протекает по уравнению

H2SO4 + CaCO3 = CaSO4 + H2O + CO2.

Для удаления серной кислоты добавляют хлористый барий в количестве 0,02-0,05 %. При этом реакция происходит с образованием осадка сернокислого бария

После отстоя осадок BaSO4 удаляют.

Для обработки скважины применяют следующие виды соляной кислоты:

ингибированную, т.е. кислоту, препарированную на заво-дах-поставщиках специальными добавками для снижения коррозионного воздействия на металл;

ингибированную синтетическую, но с пониженной концентрацией (до 19 — 25 %);

ингибированную, полученную из абгазов органических производств при концентрации HCl от 18 до 22 %.

В процессе эксплуатации скважины часть ее перфорированных каналов обычно заглинизовывается. Для их очистки применяют солянокислотную обработку призабойной зоны. При этом образование трещин нежелательно, так как кислота, прорвавшись в пласт, реагирует уже за пределами обрабатываемой зоны.

Газоносные карбонатные породы не покрыты пленкой нефти, и поэтому кислота вступает в реакцию, как только попадает в пласт. Реагируя с породой и расширяя поровые каналы, она под действием собственного веса продвигается вниз, приближаясь к газоводяному контакту. Поэтому время реакции кислоты в таких породах значительно меньше, чем в нефтяных пластах. Если возникает необходимость закачать кислоту в газоносный пласт как можно дальше от ствола скважины, например при солянокислотном гидроразрыве, необходимо прежде закачать экранирующую углеводородную жидкость. Аналогичного результата по закачке кислоты в пласт на большом расстоянии от ствола можно добиться при использовании керосино- или конденсатокислотных эмульсий. Этот способ имеет перед изложенным ряд преимуществ. При использовании эмульсий, имеющих высокую вязкость и во много раз сниженную скорость реакции, скорость их закачки и продолжительность незначительно влияют на результаты.

Эмульсию можно закачать в зону газоносного пласта с хорошей проницаемостью. Это объясняется тем, что керо-сино- и конденсатокислотные эмульсии относятся к типу гидрофобных, а газоносные известняки, особенно при отсутствии в залежах нефтяных оторочек, как правило, очень плохо принимают гидрофобные жидкости, даже менее вязкие, чем эмульсии. Поэтому эмульсия, закачанная в трещину, не фильтруется сквозь стенки трещины, а реагирует непосредственно на стенках до тех пор, пока вся кислота не прореагирует. Затем она распадается на подвижные компоненты.

В качестве эмульгатора применяют поверхностно-активные вещества.

Обычно целью солянокислотной обработки является увеличение производительности скважин. Этого можно добиться различными путями. В одних случаях достаточно очистить призабойную зону после бурения или капитального ремонта; в других - необходимо увеличить проницаемость присква-жинной зоны пласта в радиусе десятка и более метров; в третьих - обеспечить сообщаемость забоя с зонами, обладающими лучшими коллекторскими свойствами; в четвертых - интенсивно обработать отдельные участки вскрытой толщины пласта, которые при установленных рабочих депрессиях практически не продуктивны, и т.д.

В зависимости от способа подачи кислоты в пласт определяют давление на устье скважины, которое необходимо поддерживать в процессе закачки. С этой целью кислоту закачивают в насосно-компрессорные трубы с максимально возможной скоростью до тех пор, пока давление на устье не начнет увеличиваться. Затем темп закачки снижают до момента, когда пласт начнет принимать кислоту (или другую жидкость). Это будут как раз те условия, при которых кислота фильтруется в пласт сквозь поровые каналы. Если задан такой способ закачки кислоты, то давление в течение всего процесса необходимо поддерживать на установленном уровне, изменяя темп подачи кислоты в скважину. При другом виде подачи кислоты в пласт - через систему микротрещин - после определения момента приемистости пласта следует медленно увеличивать давление до тех пор, пока оно не установится на определенном уровне. Приемистость скважины в таком случае значительно возрастает. Этот момент будет соответствовать раскрытию системы микротрещин. Затем закачивают кислоту при режиме, обеспечивающем поддержание давления и приемистости на уровне.

При гидроразрыве пласта кислоту (или другую жидкость) закачивают с максимальной скоростью при максимально возможном или допустимом давлении. Скорость ее закачки -не менее важный технологический параметр при солянокислотных обработках, чем давление.

Если скорость закачки кислоты небольшая, то основная ее масса реагирует в непосредственной близости от ствола (особенно в газоносном пласте), и в отдаленные участки пласта она поступает в основном не способной к эффективному воздействию на породу. Кислота гораздо быстрее реагирует с породой в движении, чем в спокойном состоянии, так как 426 лучше осуществляется отвод от места реакции образующихся продуктов. При закачке ее на значительное расстояние от забоя необходимо как можно быстрее доставить кислоту к месту реакции и с возможно большим процентом концентрации ее в растворе. При этом замедлить скорость реакции можно либо путем эмульгирования кислоты, либо путем добавки к ней соответствующего ингибитора с повышением давления закачки.

Промысловая практика показывает, что при небольших давлениях в процессе закачки кислоты в пласт солянокислотные обработки наименее эффективны. Малоэффективны также обработки, проведенные при небольших скоростях закачки в пластах большой мощности.

7.2.1. ВЫБОР ОБЪЕКТА ДЛЯ СКО

При выборе газовой скважины для кислотной обработки необходимо знать: результаты промысловых и геофизических исследований; коллекторские свойства пласта, свойства глинистого раствора, используемого при вскрытии продуктивного пласта; толщину пласта; расстояние от скважины до контура газоносности и от нижних перфорационных отверстий до газоводяного контакта; пластовое давление и остаточные запасы газа.

Благоприятны для обработки соляной кислотой следующие объекты:

карбонатные пласты с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых снижена вследствие засорения трещин частицами карбонатных пород и глинистого раствора в процессе бурения. В этом случае кислота растворяет проникшие в трещины частицы пород, способствует извлечению из пласта глинистого раствора и, следовательно, многократному увеличению дебита скважин;

карбонатные пласты, в которых трещиноватость развита слабо. В результате реакции кислоты с породой образуются каналы растворения с многократным увеличением размеров поровых каналов, глубоко проникающих в пласт;

пористые карбонатные пласты, в которых проницаемость призабойной зоны снижена вследствие фациальных изменений или проникновения в пласт промывочных жидкостей в процессе бурения или ремонтных работ. Механизм воздействия кислоты в этих случаях состоит в том, что она растворяет материал на стенках поров ых каналов;

плотные слабопористые низкопроницаемые карбонатные пласты. В этом случае необходимо проводить гидрокислотный разрыв, в результате чего механическое воздействие жидкости, обеспечивающее создание трещин разрыва, дополняется химическим воздействием кислоты на породу.

Для обработки глинокислотой благоприятными объектами являются плотные низкопроницаемые малопродуктивные песчаники с карбонатным или глинистым цементом.

К условиям, неблагоприятным для проведения кислотной обработки, относятся близость подошвенных или контурных вод; значительное снижение пластового давления (на 60 — 70 % от первоначального); приток в скважину даже незначительного количества пластовой воды; нарушения в обсадной колонне и отсутствие возможности изолировать их от обрабатываемого интервала.

7.2.2. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ СКО

К о н ц е н т р а ц ия р а с т в о р а к и с л о т ы . Если в составе пород содержится гипс или ангидрит, то концентрация кислоты не должна превышать 15 %. Более концентрированная кислота растворяет указанные вещества, и они выпадают в осадок после ее нейтрализации, закупоривая поровые каналы.

В пластах, представленных карбонатными породами с хорошо развитой естественной трещиноватостью, в которых кислота может прореагировать с породой в непосредственной близости от забоя скважины, при отсутствии возможности применить замедлители скорости реакции или гидрофобную эмульсию используют ступенчатое изменение концентрации, закачивая в пласт первые порции кислоты 25 %-ной концентрации и последние — 10 %-ной концентрации.

При обработке слабопористых и малопроницаемых известняков и доломитов концентрацию увеличивают до 20 — 25 %. В большинстве же случаев для обработки карбонатных пластов применяют кислоту 12—15 %-ной концентрации, а для пластов, представленных терригенными породами, — глино-кислоту, т.е. смесь соляной кислоты 8 — 10 %-ной концентрации с 3 — 5 %-ной плавиковой кислотой в расчете на объем кислотного раствора.

При повторных обработках и необходимости увеличения радиуса обработки для снижения рабочей депрессии применяют ступенчатое изменение концентрации. Для скважины, в которой дебит снижен вследствие засорения призабойной зоны в процессе эксплуатации или ремонтных работ используют кислотные растворы 8-12 %-ной концентрации; для кислотных ванн скважин, перекрытых колонной, - соляную кислоту концентрацией от 12-15 до 20 % в скважинах с открытым забоем; для глинокислотных ванн - смесь соляной кислоты 14-16 %-ной концентрации с 3-5 %-ной плавиковой кислотой.

О б ъ е м к и с л о т н ы х р а с т в о р о в . Для обработки призабойных зон пластов в газовых скважинах рекомендуется объем кислоты из расчета 0,4 - 2,5 м3 на 1 м толщины пласта. Объем кислоты зависит от ее состава, минералогического состава пород, трещиноватости, пористости, проницаемости, характера засорения призабойной зоны.

При обработке карбонатных пластов с хорошо развитой естественной трещиноватостью и проницаемостью более 0,1 мкм2, продуктивность которых снижена вследствие засорения трещин частицами выбуренной породы и отчасти глинистым раствором, объем кислоты составляет 0,4-1,0 м3 на 1 м толщины пласта. Если трещины и призабойная зона высокопроницаемого пласта не засорены, то объем кислоты увеличивают до 1,5-2,5 м3 и более на 1 м эффективной толщины пласта.

Когда пласт представлен слаботрещиноватыми пористыми карбонатными породами, то удельный расход ее составляет 1-1,5 м3 на 1 м толщины пласта, исходя из необходимости расширения сети микротрещин. При обработке пористых нетрещиноватых пластов, в которых проницаемость призабойной зоны снижена вследствие проникновения в пласт промывочной жидкости, удельный расход кислоты равен

0,5+1 м3 при первичных обработках и 1,5+2 м3 на 1 м толщины пласта при вторичных.

В нетрещиноватых слабопористых низкопроницаемых карбонатных пластах проводят гидрокислотный разрыв с расходом кислоты более 25 м3 на одну операцию. При обработке песчаных коллекторов соляной кислотой или глино-кислотой в зависимости от состава пород и характера цементации удельный объем кислоты должен составлять 0,4+1 м3.

При повторных обработках, проводимых для восстановления производительности, удельный расход кислоты увеличивают на 30-50 % по отношению к объему кислоты, закачанной при предыдущей обработке. Если повторная обработка проводится с целью увеличения радиуса воздействия кислоты на пласт, то удельный расход увеличивают в 2-3 раза.

П ро долж и т ельн ос ть р еа кц ии к ис лот ы с п ор о-д о й . Для скважин с открытым стволом при кислотных ваннах это время ориентировочно составляет 16 — 24 ч (т.е. продукты реакции должны быть извлечены по истечении этого срока), а при проведении солянокислотных ванн в скважинах, закрепленных обсадной колонной, с целью удаления глинистой корки — 2+4 ч. Для призабойной зоны карбонатного пласта в скважинах с открытым забоем с пластовым давлением более 5 МПа и температурой не ниже 30 °С при условии, что ствол в пределах толщины пласта также заполнен кислотой, продолжительность реакции составляет 8+12 ч, при пластовом давлении менее 5 МПа — 4+6 ч. Если вся кислота закачивается в пласт, представленный пористыми карбонатными породами, необходимая продолжительность реакции составляет 4+6 ч. При прочих равных условиях, если карбонатный пласт имеет хорошо развитую естественную трещиноватость, время реакции следует увеличивать до 8+10 ч.

Для карбонизированных песчаников необходимая продолжительность реакции с соляной кислотой составляет 4+6 ч. При обработке слабокарбонизированных песчаников последовательно раствором соляной кислоты, а затем глинокисло-ты или песчаников, лишенных карбонатов, только глинокис-лотой реакция продолжается в течение 8+12 ч.

Выявлено, что кислота высокой концентрации может глубоко проникать в пласт при условии, что она смешана с добавками органических ингибиторов. После ингибирования 30 %-ную соляную кислоту можно применять при температуре 163 — 204 °С. При этом необходима промывка призабойной зоны для ее охлаждения.

В высокотемпературных скважинах представляет опасность захват кислоты в трубах на время, превышающее срок надежного ингибирования. С целью более легкого проникновения в плотные продуктивные породы в кислотный раствор добавляют ПАВ.

Положительные результаты получены при обработках газовых и нагнетательных скважин. ПАВ используется и как вспенивающее вещество, суспендирующий агент для сильно измельченных твердых частиц, а также в качестве средства, предотвращающего осадкообразование, ингибитора кислоты и вещества, способствующего удалению глинистого раствора. При обработках газовых скважин часто применяются солянокислотные растворы, содержащие спирт.

Высокое пластовое давление флюидов существенно влияет на технологию интенсифицирующих обработок. Перед про-430 ведением кислотной обработки пласта желательно провести исследования на кернах большого диаметра для определения растворяющего действия кислоты на породу. Обработка пластов с высоким давлением концентрированными кислотами может привести к необратимому снижению прочности породы. Такие пласты рекомендуется обрабатывать большими объемами слабой кислоты с применением ПАВ, реагентов для удаления грязи, растворителей.

7.2.3. ТЕХНИКА СКО

Кислотная ванна предназначена для удаления глинистой корки и очистки фильтровой части скважины. Для различных условий рекомендуется применять два вида кислотных ванн: без действия давления и под давлением.

В первом случае этот метод увеличения производительности скважин используют для удаления глинистой корки и очистки фильтровой части скважины перед обработкой призабойной зоны или ремонтными работами. Во втором случае кислотную ванну применяют в скважинах, заполненных жидкостью или газом, по следующей технологии.

Если скважина заполнена жидкостью, ее тщательно промывают до забоя (пресной или минерализованной водой, водным раствором ПАВ, слабым водным раствором соляной кислоты, водным раствором хлористого кальция, конденсатом, дизтопливом или меловым раствором). При этом если устье не герметизировано, используют жидкость соответствующей плотности. Затем закачивают кислотный раствор таким образом, чтобы он разместился в колонне или открытом стволе в пределах вскрытой части пласта. После реакции скважину промывают до забоя легкой жидкостью (водой, конденсатом, слабым раствором кислоты).

Если скважина заполнена газом, то требуемый объем кислотного раствора закачивают в насосно-компрессорные трубы, которые затем соединяют на устье с затрубным пространством. По окончании реакции кислоты скважину продувают.

Кислотную ванну под давлением применяют не только для удаления глинистой корки и очистки призабойной зоны, но и для очистки трещин на забое перед кислотной обработкой.

Технология проведения кислотной ванны под давлением отличается тем, что после закачки необходимого количества кислотного раствора на забое создается давление, превышающее пластовое, но не превосходящее давление промывочного раствора при вскрытии пласта в процессе бурения.

Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения бурового раствора или его фильтрата. Порядок работ при этом следующий.

1. Интенсивно промывают забой и призабойную зону с целью предварительной очистки фильтрата для последующего воздействия кислотой.

2.    Применяют кислотную ванну для разрушения и удаления глинистой корки, а также очистки трещин.

3. Промывают забой и призабойную зону скважины от продуктов реакции.

4.    Закачивают и продавливают в пласт весь запроектированный объем кислоты.

5.    Осваивают скважину и вводят ее в эксплуатацию.

При обработке плотного нетрещиноватого малопроницаемого карбонатного пласта целесообразно предварительное кратковременное воздействие на пласт высоким давлением с помощью аппарата АСГ-105.

Массированную кислотную обработку проводят с целью воздействия на пласт кислотой в радиусе, исчисляемом десятками метров. Технология ее проведения такая же, как и при простой обработке. Удельный объем кислоты берут максимальный.

Направленную кислотную обработку применяют в тех случаях, когда из всей вскрытой мощности требуется обработать определенный интервал. Технология ее проведения следующая. Глушат скважину, устанавливают башмак фонтанных труб у подошвы намеченного к обработке пласта, заполняют фонтанные трубы и продуктивную часть скважины вязкой низкофильтрующейся жидкостью, продавливают эту жидкость кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой затрубной задвижке. Кислотный раствор закачивают до заполнения фонтанных труб и ствола скважины в выбранном для обработки интервале, закачивают расчетное количество кислоты в пласт при закрытой затрубной задвижке, продавливают кислотный раствор в пласт вязкой низкофильтрующейся жидкостью, выдерживают его в пласте для реагирования с породами и заменяют вязкую жидкость на промывочную.

Глинокислотные растворы применяют для проведения ванн, простых, массированных, направленных и других обработок пласта. Состав кислотных растворов и технологию метода определяют по данным лабораторных исследований и промысловых опытов.

Обработку с применением двух видов кислот осуществляют по двум вариантам.

По первому варианту вначале закачивают соляную кислоту, затем плавиковую (фтористоводородную). Чтобы исключить контакт отработанной соляной кислоты с плавиковой, при котором неизбежно образование осадков фтористого кальция и фтористого магния, объем соляной кислоты должен превышать объем плавиковой в 2,5 — 3 раза. После выдерживания кислоты скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

По второму варианту вначале закачивают соляную кислоту, затем извлекают продукты реакции, после чего нагнетают плавиковую кислоту.

При таком способе обработки скважин скорости закачки кислоты, особенно соляной, должны быть минимальными для более полного освобождения от карбонатных отложений той области пласта, в которую закачивают глинокислоту.

Фтористоводородную кислоту применяют только в смеси с соляной. Такую кислотную смесь (глинокислоту) используют для обработки скважин, сложенных карбонатными породами или сильнокарбонизированными песчаниками.

Технология обработки глинокислотой должна исключать продолжительный контакт ее с металлом труб. С этой целью при низкой приемистости пласта закачку и продувку кислоты следует проводить порциями, размещая каждую порцию только в пределах фильтра или толщины обрабатываемого пласта (при открытом забое). При достаточной приемистости закачку кислоты и продавку ее в пласт необходимо осуществлять без перерыва.

В случае, если результаты лабораторных и промысловых исследований показали, что применяемая кислота (соляная или глинистая) в любой концентрации разрушает скелет плата, вместо кислотной обработки следует проводить гидроразрыв пласта нейтральной жидкостью с обязательным креплением трещин разрыва. Если после мероприятий по улучшению вскрытия плотного карбонатного пласта, очистке фильтра и увеличению приемистости пласт кислоту не принимает при давлениях, допустимых для колонны, необходимо использовать гидрокислотный разрыв.

Технология приготовления водных растворов соляной кис-

Рис. 7.6. Расположение и обвязка оборудования, используемого при кислотных обработках с помощью агрегатов АзИНмаш-30.

Емкости: 1 и 2 — для рабочей жидкости; 3 — для промывочной жидкости


лоты состоит в следующем. В емкость наливают требуемое количество воды, после чего добавляют по расчету необходимое количество концентрированной соляной кислоты и тщательно перемешивают. В раствор вводят ингибитор и стабилизатор (уксусную кислоту, хлористый барий). В качестве стабилизатора в кислотный раствор можно добавлять в количестве 30 % отходы химических производств, представляющие собой смесь слабых кислот (уксусной, муравьиной и др.). В последнюю очередь добавляют поверхностно-активные вещества и после перемешивания оставляют раствор в покое для осаждения и удаления сернокислого бария. Полученную таким образом смесь можно считать готовой для обработки призабойной зоны пласта.

Для глушения и промывки скважин и закачки кислотного раствора в пласт применяют агрегаты АзИНМАШ-30, 3ЦА-400, ЦА-320, АН-500, 2АН-500, 4АН-700.

Для транспортировки кислоты и других рабочих жидкостей к скважине используют агрегаты АзИНМАШ-30 и автоцистерны типа 4ЦР.

После кислотной обработки скважины осваивают с помощью компрессорных установок УКП-80 и УКС-80.

Для приготовления рабочих жидкостей используют металлические емкости вместимостью 25 — 50 м3 каждая.

Схемы обвязки оборудования с устьем скважины представлены на рис. 7.6.

7.3. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ

Гидропескоструйная перфорация — высокоэффективный метод интенсификации притока газа к забою скважины и сообщения ее ствола с продуктивным пластом. Разрушение преград (обсадных колонн, цементного камня и породы) по этому методу осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного эффекта высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих с большой скоростью из насадок специального глубинного устройства — пескоструйного перфоратора.

Кроме вскрытия пластов перфорацией этот метод применяют для интенсификации других способов обработки призабойных зон, а также при капитальном и текущем ремонтах скважин.

Основные виды гидропескоструйной перфорации: вскрытие пластов при опробовании и испытании разведочных скважин;

вскрытие продуктивных пластов в скважинах, оборудуемых для совместно-раздельной закачки воды и эксплуатации двух или более пластов в одной скважине;

вскрытие пластов с трещиноватыми коллекторами; вскрытие слабопроницаемых сцементированных пластов; вскрытие пластов после проведения изоляционных работ и капитального ремонта скважин;

вскрытие пластов с последующим гидравлическим разрывом;

вскрытие пластов, перекрытых двумя и более колоннами; работы по вырезке обсадных и других колонн для извлечения их из скважины;

создание специальных отверстий для проведения цемента-жа при устранении затрубной циркуляции.

Гидропескоструйный метод перфорации не дает должного эффекта в интервалах, ранее обработанных соляной кислотой, или после гидроразрыва, а также повторного вскрытия высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением или сильнообводненных.

Гидропескоструйная обработка скважины осуществляется с помощью специальных устройств — перфораторов, позволяющих направлять песчано-жидкостные смеси на стенку через насадку. Выпускаются четыре типоразмера насадок с внутренним диаметром 3; 4; 5 и 6 мм. Насадки диаметром 3 мм применяют для вырезки прихваченных труб в скважинах, закрепленных обсадной колонной, и когда глубина резания должна быть минимальной; насадки диаметром 4 и 5 мм — при перфорации скважин, а также в случаях, когда процесс ограничивается темпом прокачки жидкости; насадки диаметром 6 мм — при обработках, ограниченных давлением, а также в тех случаях, когда глубина вскрытия должна быть максимальной.

Для промывки скважин перфоратор снабжен хвостовиком с пером. В комплект входят сменные центраторы для обсадных труб, которые монтируются на цилиндрической части хвостовика. Верхний конец хвостовика служит седлом клапана перфоратора.

Для разбуривания цементных мостов и предметов на забое скважины изготавливают торцевые перфораторы, которые опускают в скважину на НКТ. При этом должны соблюдаться следующие требования:

коэффициент безопасности для колонны труб составляет не более 1,3 —1,5 минимальных потерь давления на трение в трубах и межтрубном пространстве;

обеспечивается вынос отработанного песка.

Если обработка осуществляется без выхода жидкости из затрубного пространства (при полном или частичном поглощении жидкости пластом), то глубину подвески труб рассчитывают с учетом дополнительных нагрузок, возникающих за счет разности уровней жидкости.

Для вскрытия пластов используют пескоструйные перфораторы АПА-6М, обеспечивающие создание точечных и щелевых каналов в пластах и спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах. Устье оборудуют стандартной арматурой типа 1АУ-700 или специально изготовленной головкой, применяемой при ГРП. Для прокачки песчано-жидкостной смеси используют насосные агрегаты 2АН-500 или 4АН-700, а также цементировочные агрегаты или буровые насосы.

Потребное число насосных агрегатов

n = ^ дРу + 1,    (7.10)

а Ра

где 2g — темп прокачки жидкости, м3/с; ру — устьевое дав-

Рис. 7.7. Обвязка агрегатов и устья скважины по закольцованной схеме:

1, 2 — насосы; 3 — шламо-уловитель; 4 — пескосмеси-тель; 5 — емкость; 6 — амбар; 7 — устье скважины


ление, МПа; п* — коэффициент, учитывающий техническое состояние агрегатов; да — подача агрегата, м3/с; p а — давление, развиваемое агрегатом при принятой подаче, МПа.

Песчано-жидкостную смесь приготавливают в пескосмесительных агрегатах (2ПА, 3ПА и др.), а также с помощью смесительных цементировочных воронок. На линии обвязки поверхностного оборудования монтируют фильтры, предупреждающие закупорку насадок перфоратора и очищающие отработанную песчано-жидкостную смесь от шлама.

В зависимости от вида работ перфорацию осуществляют по следующим схемам обвязки скважины и оборудования: с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема); со сбросом отработанного песка и повторным использованием жидкости; со сбросом жидкости и песка.

Закольцованную схему (рис. 7.7), как наиболее экономичную, применяют во всех случаях вскрытия продуктивных пластов методом гидропескоструйной перфорации. Если используют фонтанную арматуру, оборудование и скважину обвязывают по схеме, предусматривающей сброс отработанного песка и повторное использование жидкости (рис. 7.8). В случае, если продолжительность обработки невелика, а потребный объем жидкости с песком меньше объема скважины, процесс осуществляется со сбросом жидкости и песка (рис. 7.9).

Основные материалы при гидропескоструйных обработках — рабочая жидкость и песок. Рабочие жидкости подби-

Рис. 7.8. Схема обвязки агрегатов и устья скважины при повторном    использовании

жидкости:


1 — кран закрыт; II — кран открыт; III — об ратный клапан; 1 — устье; 2 — шламо-уловитель; 3 — насосы;    4    —

пескосмеситель; 5 — емкости

рают с учетом физико-химических свойств пластов и насыщающих породу жидкостей, а также видов работ, проводимых в скважине. При этом учитывают, что рабочая жидкость не должна ухудшать коллекторские свойства пласта. Вскрытие и обработка призабойной зоны пласта не должны сопровождаться выбросом газа, приводящим к открытому фонтанированию.

Пески применяют с размером зерен от 0,2 до 2 мм и с преимущественным (более 50 %) содержанием кварца. Массовая концентрация песка в жидкости составляет 50—100 г/л.


Рис. 7.9. Схема обвязки агрегатов и устья скважины со сбросом песка и жидкости:

I—III, 1—5 — см. рис. 7.8; 6 — амбар

Для вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков применяют следующие жидкости: 5 — 6 %-ный раствор ингибированной соляной кислоты (коллектор карбонатный), дегазированную нефть; пластовую или пресную воду (техническую), содержащую поверхностно-активное вещество (ПАВ); промывочный раствор (при вскрытии трещиноватых пластов с аномальными давлениями в них).

При ремонтных работах в качестве рабочих жидкостей используют: дегазированную нефть; 5 — 6 %-ный солянокислотный раствор; соленую и пресную воду с добавлением ПАВ; промывочный раствор — при осуществлении работ в продуктивном пласте.

Породы, содержащие глинистые включения, обрабатывают песчано-жидкостными смесями, не вызывающими набухания глин. Для этого с учетом физико-химических свойств глин различных газоносных формаций рекомендуются следующие жидкости: 0,5 — 1 %-ный водный раствор хлористого кальция; 0,5—1 %-ный водный раствор словатона; 0,5 %-ный водный раствор полиакриламида; 1—2 %-ный водный раствор стеа-рокса 6; 0,5 — 1 %-ный водный раствор выравнивателя А; 0,5 —

1 %-ный водный раствор КМЦ; 10 %-ный водный раствор хлористого натрия с добавками 0,3 —0,5 % поверхностно-активных веществ (сульфанол, дисолван); 5—10 %-ный водный раствор хлористого натрия с добавками 3,5 — 5 % карбокси-метилцеллюлозы (КМЦ).

Рабочую жидкость подбирают в лабораторных условиях. Если плотность перечисленных рабочих жидкостей не обеспечивает глушения скважины, применяют следующие растворы.

1. Меловые растворы (массовая доля, %): бентонит — 10; мел — 25; 2 %-ный раствор NaOH — 65.

Ниже приведена характеристика меловых растворов.

Суточный отстой, %... Плотность, 103 кг/м3.. Вязкость по СПВ-5, с

1,75

1,28

23

45


Водоотдача за 30 мин, см-

Плотность раствора может быть повышена до 1400 кг/м3 увеличением содержания в нем мела до 35 % без существенного изменения характеристик.

2. Водный раствор хлористого кальция плотностью 1200 кг/м3.

Глушение скважин в процессе их подготовки к перфорации (при наличии вскрытых продуктивных горизонтов) также должно проводиться с помощью жидкостей, не снижающих фильтрационную характеристику призабойной зоны и не вызывающих набухания глин.

Объем рабочей жидкости для проведения процесса определяют:

а) при работе по закольцованной схеме — 1,3—1,5 объема скважины;

б) при работе со сбросом жидкости по формуле

2V = qnntN,    (7.11)

где 2V — потребное количество рабочей жидкости, м3; qн — расход жидкости на одну насадку, м3/с; n — число насадок; t — продолжительность вскрытия одного интервала, с; N — число интервалов.

При гидропескоструйном методе применяют пески с размером зерен от 0,2 до 2 мм с преимущественным (более 50 %) содержанием кварца.

Потребное количество песка определяют следующим образом.

При сбросе отработанного песка

Сп = ZVK = qHtnKN,    (7.12)

где Оп — потребное количество песка, кг; EV — объем жидкости, м3; K — концентрация песка, кг/м3.

При закольцованной схеме

Сп = V^K + qHn (t - -МK ,    (7.13)

' qn *

где Vt.KB — объем скважины, м3; Kj — концентрация песка, добавленного в выходящую пульпу, кг/м3; T — суммарное время вскрытия, с.

Плотность отверстий при гидропескоструйной перфорации и профиль создаваемого канала определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики продуктивных пластов. Монолитные, однородные по проницаемости продуктивные пласты вскрывают точечными каналами. При этом плотность составляет 2 — 4 отверстия на 1 м вскрываемой толщины. В переслаивающихся коллекторах перфорируют каждый из продуктивных пропластков.

Плотные абразивостойкие слабопроницаемые и устойчивые коллекторы (типа песчаника, известняка, доломита) эффективнее вскрывать вертикальными щелями. Высоту щели по толщине пласта принимают не менее 100 мм и не более 500 мм; интервалы между щелями по образующей — не менее 500 мм. Максимальный охват пласта вскрытием обеспечивают щели, располагаемые в шахматном порядке.

Определяют перепад давления в насадках и потери давления на трение, причем необходимо обеспечить максимальный перепад давления в насадках при минимально возможных потерях давления в трубах и затрубье. Для этого, зная диаметр насадки и задавшись расходом жидкости через нее, по графикам находят перепад давления. Далее по суммарному расходу жидкости, равному произведению числа одновременно работающих насадок на расход жидкости через насадку, определяют потери давления при прокачке жидкости в трубах и затрубном пространстве. Сумма потерь и перепада давления должна быть равна или несколько меньше допустимого устьевого давления. При выборе перепада давления в насадках следует учитывать, что нижний предел допустимых перепадов должен обеспечить эффективное разрушение металлической колонны, цементного камня и породы, а поэтому не должен быть менее 10,0—12,0 МПа для 6-мм насадок и 18,0 — 20,0 МПа для насадок диаметром 4,5 и 3,0 мм. С увеличением прочности пород (при осж = 25,0 — 30,0 МПа) нижний предел перепада давления в насадках целесообразно увеличивать, доводя его соответственно до 18,0 — 20,0 МПа для насадок условным диаметром 6 мм и 25,0 — 30,0 МПа для 4,5-мм насадок.

Минимальную подачу насосных агрегатов принимают исходя из условий выноса отработанного песка и шлама; для этого скорость восходящего в затрубном пространстве потока должна быть не менее 0,5 м/с. Концентрация песка в жидкости составляет 50— 100 кг/м3.

После спуска инструмента производят обвязку скважины для прямой и обратной промывок. В насосно-компрессорные трубы опускают опрессовочный шаровой клапан (шар диаметром 50 мм) и после его посадки опрессовывают подземное оборудование на давление, превышающее рабочее в 1,3—1,6 раза. Перфоратор должен быть точно установлен на заданную глубину; для этого методом радиоактивного каротажа определяют положение его по отношению к обрабатываемому пласту, а затем, подняв или опустив трубы, перфоратор устанавливают у нижнего интервала обработки.

При небольших глубинах или в однородных пластах большой толщины для контроля за установкой перфоратора на заданной глубине замеряют длину труб при спуско-подъем-ных операциях, используя магнитный локатор, лебедку АзИНмаш или геофизический подъемник. При этом необходимо учитывать растяжение насосно-компрессорных труб и вносить поправку на удлинение проволоки под действием собственного веса.

Способом обратной промывки вымывают опрессовочный клапан, а в трубу опускают клапан перфоратора. Монтируют оборудование на устье и обвязывают насосные агрегаты с пе-скосмесителем и скважиной. Опрессовывают наземное оборудование и манифольды при давлении, в 1,5 раза превышающем рабочее. Производят пробную закачку жидкости и определяют запроектированный режим обработки. Режим обработки считается установленным тогда, когда давление закачки станет равным запланированному. После этого подают в смеситель песок из расчета 50—100 кг на 1 м3 жидкости и закачивают в скважину песчано-жидкостную смесь.

При точечном вскрытии и использовании специальных устройств для осевого или радиального перемещения перфоратора песчано-жидкостную смесь закачивают при запроектированном устьевом давлении. В процессе вскрытия пластов вертикальными щелями закачку такой смеси вначале ведут при запроектированном устьевом давлении, а затем, планово снижая темп закачки, уменьшают давление до значения, необходимого для перемещения перфоратора на длину принятой щели.

Снижение давления определяют из соотношения

др=Нр    (7Л4)

где Ар — изменение давления, Па; Ьщ — длина щели, м; S — площадь поперечного сечения тела трубы, м2; F — модуль Юнга, Па; Н — глубина вскрытия, м; F — внутренняя площадь сечения труб, м2; ^ — коэффициент, учитывающий трение труб о колонну (изменяется от 1,5 до 3).

Гидропескоструйную обработку пластов осуществляют снизу вверх. В нижнем (первом) интервале песчано-жидкостную смесь прокачивают дольше запроектированной продолжительности вскрытия на время, необходимое для заполнения смесью объема колонны труб. Если при очередной установке перфоратора в новый интервал удаляют одну или несколько труб, то сначала скважину промывают до чистой жидкости, а затем извлекают необходимую часть труб. При вынужденной остановке процесса проводят обратную промывку скважины.

По окончании обработки всех интервалов способом обратной промывки вымывают шаровой клапан, а затем скважину промывают до забоя.

После гидропескоструйных обработок поднимают перфоратор и скважину оборудуют для освоения и эксплуатации.

Эффективность гидропескоструйного вскрытия оценивают по индикаторным кривым и приведенному радиусу скважины, определенному с помощью кривых восстановления давления.

7.4. ПЕРФОРАЦИЯ В ГАЗОВОЙ СРЕДЕ

При дополнительной перфорации обсадной колонны в эксплуатационной скважине с целью увеличения дебита газа, а также при освоении пакерных скважин было замечено, что не всегда дополнительная перфорация дает положительные результаты по приросту добычи газа. Это объясняется тем, что после глушения скважины глинистым раствором или водой требуется продолжительное время, чтобы скважина вновь восстановила свою продуктивность. В связи с этим был разработан метод перфорации в газовой среде, т.е. без глушения скважины жидкостью.

Новый метод имеет ряд преимуществ: повышается пробивная способность пуль, уменьшается число трещин как в обсадной колонне, так и в цементном кольце и, наконец (что наиболее важно), исключается глинизация призабойной зоны пласта, что повышает ее рабочую характеристику.

Для проведения перфорации под давлением (в газовой среде) скважину оборудуют специальным лубрикатором, состоящим из приемной камеры и сальникового устройства. Перфоратор спускают в скважину через лубрикатор на специальном бронированном кабеле. Наиболее удобно метод дополнительной перфорации применять на скважинах, в которые не спущены фонтанные трубы. Однако данный метод можно использовать и в скважинах, где спущены фонтанные трубы. В этом случае перфорацию осуществляют, спуская в фонтанные трубы малогабаритные перфораторы, и прострел намеченного интервала происходит сквозь фонтанные трубы. В связи с тем, что перфорация под давлением в газовой среде имеет ряд преимуществ, обеспечивающих высокую продуктивность скважины, этот метод целесообразно применять и при перфорации вновь пробуренных скважин. Для этого необходимо столб глинистого раствора предварительно заменить газовым столбом.

Для проведения перфорации в газообразной среде разра-

Рис. 7.10. Лубрикатор грузо-вого    Рис. 7.11. Кабельный превентор

типа с лабиринтовым уплотнением

ботан лубрикатор с лабиринтовым уплотнением. Лубрикатор позволяет вводить глубинные приборы и устройства в газовые скважины с избыточным давлением на устье при производстве промыслово-геофизических и других работ без глушения скважин [8].

Лубрикатор (рис. 7.10) состоит из наголовника 1, трех секций 3, 5, 7 с лабиринтовыми уплотнителями 2, 8. Секции соединены между собой муфтами 4, 6. Через переводник 9 головка лубрикатора соединена с камерой 10, которая служит для размещения в ней различных устройств. На нижнюю часть трубы камеры лубрикатора навернут фланец 11 с отверстием для отвода газа через шланг высокого давления и вентиль 13 в емкость 14. Штуцер 15 с калиброванным отверстием и вентиль 16 служат для дозировки подачи пенообразователя. Шланг 12 предназначен для вывода пены и газа.

После размещения геофизических приборов или перфора-тов в камере лубрикатора 10 открываются вентили 13 и 16, а затем задвижки фонтанной арматуры.

За счет избыточного давления в емкости 14 раствор ПАВ поступает в лубрикатор через штуцер 15. Раствор, попадая в лубрикатор, уменьшает утечку газа через него при спуске приборов в скважину, находящуюся под давлением газа. В исследованиях в качестве ПАВ использовался раствор прево-цела.

При проведении геофизических работ на газовых и нефтяных скважинах, а также спуске в них различных приборов используют превентор, устанавливаемый на перфорационной задвижке. Применение его обеспечивает герметизацию кабеля на устье и исключает случаи оставления кабеля в скважине после закрытия перфорационной задвижки.

Превентор ПКГ 16x200 (рис. 7.11) состоит из пробки 1, стакана 2, муфты 3, разрядников 4, трубы 5, разрезного упорного кольца 10, уплотнительных резиновых колец 11, фланца 12. В комплект входят также ручной насос 7, шланги

6, манометры 13, 15 и вентиль 14.

Пробка с резьбой и пазом предназначена для удержания муфты 3 в стакане 2; паз позволяет снимать пробку при спущенном кабеле в скважину.

В стакане 2 выполнена полость для размещения муфты 3 с уплотнительными резиновыми кольцами 11 и разрезного упорного кольца 10. Для соединения с трубой (камерой) 5, пробкой 1, шлангом 6, разрядниками 4 в стакане имеется резьба. Фланец 12 входит в комплект кабельного превентора в виде заготовки. Конструкция превентора обеспечивает извлечение перфоратора ПК-103 и других приборов из скважины.

Муфта 3 с металлическими наконечниками герметизирует каротажный кабель при нагнетании жидкости насосом 7 через шланг 6 высокого давления.

Уплотнение 11 обеспечивает герметичность муфты 3 в стакане 2. Разрезное упорное кольцо 10 с отверстиями выполняет роль ограничителя.

Разрядники 4 предназначены для сбрасывания давления на полости муфты 3 и трубы 5 (камеры). Верхний разрядник обеспечивает возможность снижения давления при разрушении герметичности нижнего резинового уплотнительного кольца 11, так как при высоком давлении в скважине муфта может чрезмерно зажать кабель. Нижний разрядник необходим для сбрасывания давления из трубы 5 в случае перекрытия отверстия в муфте при закрытой задвижке 8.

Труба 5 (камера) предназначена для размещения перфоратора 9 или других приборов. С помощью фланца 12-кабель-ный превентор устанавливается и герметизируется на перфорационной задвижке 8.

Ручной насос 7 и шланг 6 обеспечивают дистанционное управление работой кабельного превентора. Манометры 23 и 13 позволяют контролировать давление, создаваемое ручным насосом 7. Вентиль 14 служит для отсоединения насоса.

Характерной особенностью превентора является наличие эластичной муфты с дистанционным гидравлическим управлением. Герметизация кабеля обеспечивается за счет упругой деформации этой муфты.

Кабельный превентор характеризуется простотой конструкции и обслуживания.

Техническая характеристика превентора    ПКГ 16x200

Тип..................................................................................................................................................................................................Гидравлический с руч

ным приводом

Максимальное давление, создаваемое насосом, МПа 27,0 ±( 1,0—1,5)

Для увеличения производительности скважин применяются различные методы, направленные на восстановление и улучшение проницаемости призабойной зоны, создание конструкций призабойной зоны значительных размеров и укрепление рыхлых несцементированных пород [22, 25].

В настоящее время в отечественной практике используются следующие химические и физические методы, восстанавливающие или повышающие фильтрационную характеристику забоя и призабойной зоны:

1) нефтяные, нефтесодовые и газоконденсатные обработки;

2) прохождение зоны ухудшенной проницаемости каналами повышенной длины — дострел и перестрел путем абразивной перфорации и гидроразрыва пласта;

3) обработка поверхностно-активными веществами и ингибиторами, снижающими поверхностное натяжение внут-рипоровой жидкости и температуру начала гидратообразования.

В карбонатных коллекторах и песчаниках с прослоями карбонатных пород наиболее эффективным средством улучшения продуктивной характеристики скважин после капитального ремонта является солянокислотная обработка (СКО). В зависимости от степени загрязнения призабойной зоны скважин применяются ванны, простые, массированные и направленные кислотные обработки [26].

Кислотную ванну используют для обработки карбонатных коллекторов с хорошо развитой естественной трещиноватостью, продуктивность которых была снижена при бурении или консервации скважин. При этом кислота способствует извлечению из пласта глинистого раствора и растворяет частицы карбонатных пород, проникшие в трещины пласта.

Простая СКО эффективна для воздействия на карбонатные пласты со слаборазвитой трещиноватостью, коллекторские свойства которых определяются пористостью. При этом кислота, реагируя с породой, значительно увеличивает поро-вые каналы, глубоко проникающие в пласт. Массированная СКО применяется для обработки пористых нетрещиноватых карбонатных пластов, в которых проницаемость призабойной зоны снижена из-за фациальных изменений или проникновения в пласт промывочных жидкостей и взвешенных частиц (при бурении или ремонтных работах).

Гидрокислотный разрыв пласта применяют для обработки слабопористых низкопроницаемых карбонатных пластов. В результате ГРП при механическом воздействии жидкости образуются трещины, по которым кислота глубоко проникает в пласт и реагирует с породой.

Направленная СКО осуществляется в скважинах, где продуктивный пласт перекрыт эксплуатационной колонной, с помощью гидропескоструйного или кумулятивного перфоратора [22].

В скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах опускают гидропескоструйный или кумулятивный перфоратор и устанавливают напротив заданного интервала. При открытом затрубном пространстве колонну и пласт перфорируют в необходимом направлении, а затем выполняют обратную промывку скважины. После окончания перфорации столб жидкости в трубах вытесняется раствором соляной кислоты. Затрубную задвижку закрывают, а оставшийся раствор кислоты закачивают и продавливают в пласт агрегатами.

Задвижки на затрубье остаются закрытыми до конца процесса.

После обработки коренную задвижку на устье закрывают и скважину выдерживают под остаточным давлением до его полной стабилизации или резкого снижения.

7.5. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ ГАЗА С ПОМОЩЬЮ ВЗРЫВЧАТЫХ ВЕЩЕСТВ

Наиболее эффективный способ получения притока газа по всей вскрытой толщине пласта — использование взрывчатых веществ. Применяют жидкие или твердые взрывчатые вещества. При взрывном способе разрыва пласта расширение и образование новых трещин происходит под действием газов, причем скорость этого процесса определяется скоростью детонации и распространения взрывной волны.

Ранее взрывы производились только непосредственно в стволе скважины путем применения твердых взрывчатых веществ. Своевременное развитие техники позволяет проводить взрыв пласта, используя пульпообразные жидкие взрывчатые вещества. Благодаря консистенции таких веществ, их можно закачивать непосредственно в трещины пласта и только после этого производить детонацию. Это обеспечивает воздействие не только на призабойную зону, но и на сам пласт.

Р а з р ы в п ла с т а д ав л ен и е м п о р о х о в ы х г а з о в . Применение разных по массе пороховых зарядов (в зависимости от глубины обрабатываемого интервала) позволяет создавать в скважине давление, равное полному горному или превышающее его, что обеспечивает условия для образования новых или расширения существующих трещин (рис. 7.12). Давление в камере аппарата АСГ-105К, в котором происходит сгорание заряда, зависит от диаметра критического сечения сопла и эффективной температуры заряда (рис. 7.13). Эффективная температура заряда определяется по формуле

1


1


Т =


+ Тс


(7.15)


0,0411 t


0,0411 t


T0 - Ту


где Тэ — эффективная температура заряда после спуска его в скважину, К; Т0 — температура воздуха, К; Тс — температура в зоне продуктивного пласта, К; Ту — температура вблизи устья скважины (по замерам термоградиента), К; t — время

Рис. 7.12. Зависимость давления в скважине от глубины обрабатываемого интервала и массы пороховых зарядов:

n - число камер сгорания; рк - давление в камере сгорания, МПа    (диаметр об


садной колонны 141 мм)

спуска аппарата в скважину, мин (или по приближенным номограммам, построенным для различных t) (рис. 7.14).

Аппарат АСГ-105К, спускаемый на каротажном бронированном кабеле, позволяет проводить разрыв пласта в частично или до устья заполненных жидкостью скважинах глубиной до 3,5 км, закрепленных обсадной колонной внутренним диа-


Рис. 7.13. Зависимость давления в камере сгорания от диаметра критического сечения сопла и эффективной температуры заряда.

Давление, МПа: 1 - 60; 2 - 70; 3 - 80; 4 - 90; 5 - 100; 6 - 110

Рис. 7.14. Номограмма для определения эффективной температуры заряда

метром от 122 мм, при температурах в зоне разрыва до 373 К.


Технологическая характеристика аппарата АСГ-105К

Исходя из опыта проведения работ по разрыву пласта рекомендуется применять аппарат АСГ-105К в скважинах, п р о-дуктивные пласты которых сложены: плотными трещиноватыми известняками с низкой общей пористостью (т « 4 %); известняками неглинистыми пористыми (т « 15 %); доломи-тизированными и вертикально-трещиноватыми; известняками однородными низкопроницаемыми со средней первичной пористостью; доломитами, неглинистыми песчаниками; песчаниками с прослоями алевролитов и глин при условии установки аппарата против песчаного пропластка. На больших глубинах эффективность применения аппарата снижается.

Воздействие пороховыми газами заключается в том, что в скважине в интервале продуктивного пласта устанавливается пороховой заряд. При сжигании пороха скважинная жидкость под действием газов вытесняется в пласт, расширяя естественные трещинные каналы и образуя новые трещины.

Пороховые заряды размещают в пороховых генераторах корпусного и бескорпусного типов. Корпусный генератор АСГ-105, разработанный во ВНИПИвзрывгеофизике, — это пороховые заряды, размещенные в стальных герметических корпусах, соединенных друг с другом. Истечение по рох овых газов в скважинную жидкость происходит через конические сопла. Заряд состоит из нескольких пороховых шашек высококалорийного состава. Поджигается основной пороховой заряд воспламенителем из нитроглицеринового пороха, снабженным электрозапалом с навеской дымного пороха. Генераторы этого типа используются главным образом в сочетании с корпусными кумулятивными перфораторами. Бескорпусные генераторы разработаны во ВНИПИвзрывгеофизике и Перм-НИИ. Разработанный во ВНИИвзрывгеофизике бескорпусной генератор давления ПГДБК состоит из соединенных между собой пороховых зарядов с центральными отверстиями, помещенных в неметаллические оболочки и стальные трубы со штуцерами. Поджигание производят пиропатроном, размещенным в головной части, и воспламенителем из пиротехнического состава. Пороховые аккумуляторы давления АДС, разработанные в ПермНИИ (термогазохимическое воздействие), имеют более простую конструкцию и способ воспламенения. Пороховые шашки удерживаются в гирлянде с помощью кабельной подвески, а воспламенение осуществляется с помощью находящейся внутри пороховой шашки спирали накаливания. При использовании генераторов ПГДБК эффективность обработок составила 70 %, дополнительная добыча — 1,5 тыс. т, продолжительность эффекта 2 — 5 лет. При использовании аккумуляторов АДС эффективность обработок по добывающим скважинам — 66 %, по нагнетательным — 70 %. Для обработок пороховыми газами, как правило, подбирают скважину, вскрывавшую малопроницаемые плотные пласты. Качество нефти обычно не имеет большого значения.

7.5.1. ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН

С целью увеличения притока газа из продуктивного пласта, который эксплуатируется скважиной с открытым забоем, на газовых промыслах в течение длительного периода времени применяют торпедирование. Сущность его состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду опускают в скважину на заданную глубину и взрывают. В результате взрыва в породе образуются трещины, которые расходятся в радиальном направлении от скважины, увеличивая тем самым поверхность призабойной зоны и облегчая условия притока газа к скважине.

При торпедировании газовых скважин в качестве ВВ применяются нитроглицерин и динамит (табл. 7.3).

Взрывчатое

вещество

Скорость детонации, м/с

Количество газов, образующихся на 1 кг ВВ, л

Количество теплоты, освобождающейся при взрыве 1 кг ВВ, к/кал

Температура газов, °С

Потенци

альная

энергия

взрыва,

кг/м

Нитрогли

церин

До 5500

713

1580

3145

620 000

Динамит 93 %

7800

710

1640

3400

700 000

Динамит 83 %

6900

707

1600

3200

620 000

Динамит 62 %

6000

512 000

Аммоналы

До 5400

600 — 1000

700—1600

1700 — 3900

525 000

Количество того или иного взрывчатого вещества в основном зависит от диаметра скважины, которая подвергается торпедированию, мощности и крепости зоны продуктивного пласта, степени уплотнения ВВ и его потенциальных возможностей.

Чтобы не допустить в процессе взрыва торпеды движения взрывной волны вверх по стволу скважины и сосредоточить силу взрыва в намеченном интервале, над торпедой создают столб жидкости (нефть, воду или глинистый раствор) высотой H.

H = ^, м,    (7.16)

Vh

где G — количество взрывчатого вещества, кг; V — объем 1 м обсаженной скважины, м3; h — высота, до которой поднимается забойка под влиянием силы взрыва, м.

Торпеды обычно изготовляют из кровельного железа фонтанных и асбоцементных труб диаметром на 20 — 25 мм меньше диаметра эксплуатационной колонны торпедируемой скважины. Внутрь торпеды закладывают капсюль с взрывателем (детонатором). Поверхность корпуса торпеды должна быть гладкой и не иметь выступов.

Перед спуском торпеды скважину следует хорошо промыть и одновременно прошаблонировать до глубины спуска. Торпеду спускают в скважину на трехжильном каротажном кабеле грузоподъемностью не менее 1 т, причем скорость спуска не должна превышать 2 м/с. При наличии в скважине утяжеленного глинистого раствора для спуска торпеды применяется груз, жестко присоединенный к ее корпусу. Диаметр груза не должен превышать диаметра торпеды, и его длина должна быть не более 10—1,5 м. Глубину спуска торпеды в скважину следует определять с помощью счетчика, расположенного возле устья скважины, и по меткам, заранее установленным на кабеле через каждые 40 или 50 м.

Одним из основных недостатков торпедирования является то, что после взрыва торпеды приходится очищать забой от кусков пород. Чтобы еще больше увеличить поровые каналы и трещины в продуктивном пласте, сложенном из карбонатных пород, после торпедирования необходимо произвести солянокислотную обработку.

Опыты показали, что при проведении совместного торпедирования и солянокислотной обработки дебит газа увеличивается намного больше, чем при выполнении одного из этих видов обработки. Поэтому в технический проект торпедирования призабойной зоны скважины должен быть включен также и проект задания на солянокислотную обработку.

В техническом проекте торпедирования должны быть отражены следующие основные вопросы: 1) цель торпедирования; 2) крепость и проницаемость породы призабойной зоны; 3) глубина спуска торпеды; 4) тип взрывчатого вещества;

5) расчет величины заряда (взрывчатого вещества) торпеды и столба жидкости (какая жидкость и ее удельный вес над торпедой); 6) конструкция, материал и размер торпеды; 7) продуктивная характеристика скважины (результаты последнего исследования). Технический проект торпедирования скважины утверждается главным инженером и главным геологом треста и согласовывается с Горным надзором.

При взрывных работах особое внимание необходимо обратить на технику безопасности. Все работы, связанные с торпедированием скважин, должны выполняться работниками, закончившими курсы и сдавшими экзамены на право производства взрывных работ. По окончании работ представителями газового промысла и бригадой по торпедированию должен быть составлен двусторонний акт с подробным описанием проведенных работ и указанием количества израсходованного взрывчатого вещества.

Наряду с рассмотренными методами интенсификации притока газа для скважин, в которых наблюдается падение рабочего дебита газа за счет скопления жидкости на забое, может быть также рекомендована периодическая продувка в атмосферу через фонтанные или сифонные трубы.

7.5.2. МЕТОД ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПУТЕМ СОЗДАНИЯ ОБЪЕМНОГО ВЗРЫВА65

В горном деле используется главным образом механизм центрального взрыва. Отдельные заряды во взрывных камерах или скважинах размещают таким образом, чтобы произвести разрушение горных пород в нужном направлении. Этот метод имеет целый ряд недостатков, главный из которых - крайне низкий коэффициент полезного действия взрывчатых веществ. При взрыве выделяется огромная избыточная энергия, не используемая для полезного разрушения горной породы и требующая соблюдения особых мер безопасности. Повысить коэффициент полезного действия ВВ можно применением принципиально иного механизма взрывания - объемного взрыва. При этом при подрыве закачанных в поровое пространство пород жидких или газообразных ВВ "взрывается" весь объем горной породы.

Исследователям гидротермальных рудных месторождений хорошо знакомы так называемые эруптивные брекчии. Они представляют собой трубообразные или изометричные тела, сложенные остроугольными обломками вмещающих пород, сцементированными магматогенным или гидротермальным цементом. Единственным механизмом генезиса таких брекчий представляется разрушение горных пород под действием градиента флюидного давления в поровом пространстве вблизи трещин, пустот и других зон повышенной проницаемости. В том случае, когда энергия взрыва превосходит предел прочности породы, происходит ее дробление и разрушение.

Методы объемного взрыва основаны на искусственном создании в порах и пустотах горных пород градиента давления, достаточного для ее разрушения. Для этой цели предлагается закачивать в поровое пространство породы под давлением жидкую взрывчатую смесь или какой-либо гремучий газ (H2 + O2, CH4 + O2 и др.) и создавать условия для их взрыва не в камере, а непосредственно в порах горной породы. Выделившаяся в результате реакции механическая энергия расширяющегося газа будет воздействовать главным образом на стенки трещинок, межзерновых каналов, пор, т. е. на самые ослабленные, наиболее подверженные разрушению участки породы. При этом воздействие на наиболее крупные ослабленные зоны будет особенно сильным. Объемный взрыв с подобным избирательным воздействием полностью нарушит связность горной породы, даже не затронув наиболее прочные ее участки. Взрывы центрального типа воздействуют на породу по-другому.

Избирательное воздействие жидких и газообразных ВВ на ослабленные зоны, трещинки, деформации позволяет, во-первых, повысить коэффициент полезного действия взрывчатых веществ, резко уменьшить их необходимое количество, а во-вторых, добиться резкого ослабления "лишней" взрывной волны как в горных породах, так и в воздухе и, следовательно, повысить безопасность и технологичность взрывных работ.

Жидкие и газообразные ВВ, на первый взгляд, менее удобны, чем твердые, однако их массовое использование полностью поддается автоматизации, особенно при взрывных работах в скважинах. Поскольку число циклов "закачка —подрыв" не ограничено и обусловлено только потребностями горных работ, эффективное разрушение горных пород может превосходить разрушение при взрывах самых мощных центральных зарядов, в том числе и ядерных. В частности, использование метода объемного взрыва для повышения коллекторских свойств пластов при разработке нефтяных и газовых месторождений позволит без снижения эффективности или даже с ее возрастанием отказаться от дорогостоящих и экологически "грязных" ядерных устройств.

В химии известно большое число взрывчатых веществ, составленных по принципу реагент—окислитель. Ярким примером служат уже упоминавшиеся здесь гремучие газы. Смешение ингредиентов в целях безопасности можно производить непосредственно перед закачкой в пласт или породу. При работе в породах с различными механическими свойствами, пористостью и проницаемостью силу взрыва и эффективность производимого разрушения можно регулировать, во-первых, изменением давления при закачке, во-вторых, добавлением во взрывчатые смеси инертных разбавителей, например СО2. Предварительная закачка воды позволит локализовать и усилить воздействие объемного взрыва в нужном месте и в необходимом направлении.

Главной проблемой, стоящей на пути превращения объемного взрыва из идеи в используемую в практике горнодобывающей промышленности реальность, является подбор взрывчатой смеси и способа ее подрыва. Очевидно, что условия взрывания, детонации или воспламенения в тонких порах существенно отличаются от соответствующих условий в свободном объеме. Решить эту проблему можно только экспериментально. Преодолеть технические трудности, сопровождающие решение проблемы закачки взрывчатой смеси в пласт, по всей видимости, более легко, особенно при производстве объемных взрывов в скважинах.

Однако, несмотря на имеющиеся трудности и нерешенные моменты, реализация и доведение до промышленного использования метода объемного взрыва может оказать революционизирующее воздействие на всю горнодобывающую промышленность. Легко поддающийся автоматизации метод объемного взрыва позволит уменьшить объемы шпурового бурения, резко ускорить проходку скважин и горных выработок. Серии сравнительно безопасных, с остро направленным разрушительным воздействием объемных взрывов приведут к эффективному разрушению пород при горных работах. Особенно эффективной предлагаемая схема взрыва может оказаться при использовании для улучшения коллекторских свойств пород в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, поскольку проблемы закачки газа или жидкости в скважину и пласт здесь уже решены.

7.6. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА ГАЗА И КОНДЕНСАТА АКУСТИЧЕСКИМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

7.6.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ АКУСТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

Волновые технологии многофазных систем, базирующиеся на теории нелинейных колебаний многофазных систем, могут найти применение для интенсификации технологических процессов в добыче газа, в том числе для увеличения газо- и конденсатоотдачи, повышения дебита газа и проницаемости пласта, разрушения и выноса песчаных пробок и жидкости с забоя скважин (интенсификации газлифта). Выше (гл. 4, 5) было показано, что при работе газовых и газоконденсатных скважин возникают дополнительное сопротивление, связанное с наличием жидкости на забое, и начальное дополнительное фильтрационное сопротивление (НФС) в призабойной зоне пласта.

Для преодоления или снижения НФС могут быть использованы волновые (акустические) воздействия (АВ) на призабойную зону пласта. С помощью циклических вибрационных АВ можно изменить влияние капиллярных процессов, а также упругости пласта на фильтрационные процессы. Возможно также предположить, что АВ будет способствовать извлечению выпавшего конденсата при разработке газоконденсатных месторождений на истощение и, кроме того, реформированию залежей [14]. Таким образом, на газовых и газоконденсатных скважинах НФС может быть преодолено с помощью акустического (вибрационного) воздействия на призабойную зону пласта. Одновременно АВ на забой позволяет удалять жидкостные и песчаные пробки с забоя скважин.

В связи с этим возникновение естественных акустико-гидродинамических колебаний на забое при режимах Q > Q при соответствующей мощности АК должно способствовать снижению НФС. При распространении акустических волн по насыщенным пористым средам фазовая скорость существенно превосходит скорость волн фильтрации, возникающих при циклических воздействиях.

Интерес такого рода к быстропротекающим волновым процессам возник исходя из практических задач повышения нефтегазодобычи. В то же время экспериментальные исследования акустических и виброударных воздействий на пласты носят противоречивый характер. В некоторых случаях с их помощью удается добиться существенного увеличения притока жидкостей либо повышения приемистости нагнетательных скважин. В других случаях эффект акустических и вибрационных воздействий отсутствует. Это объясняется тем, что пока не выяснены механизмы разнообразных явлений, сопровождающих распространение волн по насыщенным средам. Поэтому подбор параметров воздействий (частот, амплитуд и др.) осуществляется экспериментальным путем.

В данном случае процесс распространения волн сопровождается нелинейными резонансными эффектами, характерными именно для насыщенных сред.

Для исследования математических моделей разрабатываются специальные математические методы, пригодные для исследования нелинейных волновых эффектов в резонансных условиях. С их помощью удалось теоретически установить некоторые фундаментальные эффекты, имеющие прикладное значение, что впоследствии было подтверждено экспериментально на лабораторных моделях.

Исследования динамических процессов в пористых насыщенных средах сводились к решению модельной задачи определения односторонне направленного движения вязкой жидкости по узкому каналу или трубке, стенки которой подвержены деформации в виде бегущих волн с малой по сравнению с диаметром трубки амплитудой. Было установлено, что для весьма узких каналов и волн, частоты которых существенно ниже ультразвуковых, возможно возникновение чрезвычайно мощных односторонне направленных течений. Так, например, если фазовая скорость распространения волны по стенкам трубки совпадает со скоростью распространения продольных волн в насыщенных пористых средах (~3000 м/с), а амплитуда составляет лишь 10-4D, где D — диаметр трубки, имеющий порядок диаметра пор в пористых средах (—10 мкм), то скорость дополнительного течения составляет ~0,5 • 10-2 м/с, что на несколько порядков превышает скорость фильтрации под действием постоянного перепада давлений.

Как показали исследования, причиной возникновения течения в жидкости являются внутренние волны скорости и давления, имеющие между собой такой фазовый сдвиг (зависящий от расстояния до деформирующейся стенки), что нелинейные члены уравнений, описывающих течение жидкости, приобретают ненулевое среднее значение, обусловливающее возникновение односторонне направленного течения со скоростью, существенно превосходящей скорость невозмущенного течения при отсутствии волн. Важная особенность установленных форм движения заключается в том, что амплитуда внутренней волны скорости в жидкости, возбужденной волнами, распространяющимися по стенкам, не затухает при удалении от стенки, как это имеет место в случае акустических течений, известных в акустике, а наоборот, нарастает, достигая максимума на оси течения.

Таким образом, полученный результат значительно расширяет представления о возможных скоростях дополнительных односторонне направленных течений, индуцированных в порах пористой среды благодаря распространению волн. Скорость дополнительного течения существенно зависит от амплитуды перемещения стенки трубки.

Для оценки величины амплитуды перемещения стенок пор решались модельные задачи распространения волны по пористой среде в призабойной зоне. Установлено, что амплитуда 458 перемещений волны является сложной немонотонной функцией, зависящей от геометрических параметров скважины, перфорации, частоты и амплитуды возбуждения, а также механических характеристик породы в призабойной зоне. Так, например, зависимость амплитуды волны в фиксированной точке призабойной зоны от частоты имеет резонансный характер с ярко выраженными максимумами и минимумами. Подбор частот для возбуждения волн максимальной амплитуды с минимальными энергозатратами должен осуществляться с учетом параметров пласта, длины перфорационных каналов и физико-механических свойств конкретного пласта.

Волновая технология может быть использована также в тех случаях, когда нефть, газ, конденсат и вода в порах образуют четочные структуры высокой дисперсности, что, в частности, приводит к образованию НФС. При этом определяющее влияние на движение газа и жидкостей по порам оказывают капиллярные силы. Исследование нелинейных колебаний системы из большого числа четок в трубке показало, что в жидкости возникает сила нелинейной природы, обусловленная периодической деформацией менисков на границах раздела нефть-вода, газ — конденсат или газ-вода, которая способствует односторонне направленному протеканию флюида. И в данном случае выбор частоты воздействия оказывается решающим фактором, так как направление движения системы газ — вода или газ — конденсат зависит от частоты и амплитуды внешних воздействий. При одних частотах и амплитудах возможно торможение потока, при других — ускорение, причем значение силы может существенно превосходить равновесное статическое значение капиллярных сил.

Для успешного применения волновой технологии в процессах добычи газа необходимы тщательный предварительный анализ всех факторов и проведение расчетов с целью установления параметров внешних воздействий, обеспечивающих оптимальный эффект.

Значительное количество газа и нефти на поздней стадии разработки находится в виде целиков, поэтому проблема вовлечения целиков в процесс движения в пласте имеет особую актуальность [16]. В работах [17,18] излагается феноменологический подход к описанию движения целиков нефти и газа при многокомпонентной фильтрации жидкости. Он основан на явлении образования гидродинамически самостоятельных элементов вытесняемой фазы (целиков). Влияние вибрации на подвижность целика остаточной нефти рассмотрено в работе [15]. Этот подход, по нашему мнению, может быть распространен на газовые и газоконденсатные залежи с НФС.

Согласно этому описанию движущее целик нефти и газа давление или т.н. пусковая депрессия Аpн определяется соотношением

Apн = Ap, - p 12 - Gl,    (7.17)

где Ap, - разность давлений по длине целика в окружающей водонасыщенной зоне пласта; p12 - капиллярный гистерезис давления; l - длина целика нефти (газа); G — начальный градиент для фильтрации нефти (газа и конденсата).

Условие неподвижности целика есть А pн < 0. Если в результате процесса воздействия на пласт удается увеличить значение Apн так, чтобы оно стало больше нуля, то это и будет означать вовлечение целика в разработку.

Результаты лабораторных экспериментальных исследований [19] показывают, что целики могут начать двигаться при вибровоздействии с частотой в диапазоне 15... 120 Гц и амплитудой смещения 0,5 • 10-3 м.

Существующий подход к проблеме коалесценции капель нефти и конденсата при вибровоздействии на основе класте-рообразования [20] не позволяет адекватно описать экспериментально наблюдаемое движение гидродинамически самостоятельных элементов жидкости при вибрационном воздействии. В работе [15] рассмотрены на базе исследований [17, 18] условия, при которых вибрационное воздействие вызывает страгивание целика с места и дальнейшее вовлечение его в движение фаз в поровом пространстве.

При вибрационном воздействии к сумме давлений, действующих на целик, добавляется давление волны p^.

^н = Apb- p 12 + Pак - Gl.    (7Л8)

В фазе сжатия вибрационное давление увеличивает Ap^ Если в соответствии с формулой (8.18) ApH > 0, то происходит страгивание целика с места за счет вибрации. В фазе разрежения гидродинамическое давление (значительное по величине) может продолжить его движение под действием сил инерции. В дальнейшем вибрационное давление вновь помогает движению целика и т. д.

Можно рассматривать целик в приближении как сосредоточенное абсолютно жесткое твердое тело и с позиций распределенного элемента сплошной среды [21].

В приближении целика как абсолютно жесткого твердого тела при его страгивании вибрационное воздействие сообщает ему импульс

А(РнУп) = FAt,    (7.19)

где рн — плотность нефти в целике; V — объем целика; и — его скорость; F — действующая сила; At — время действия силы.

Для приведения целика в движение необходимо, чтобы сила вибрационного воздействия была значительна и за время At, равное половине периода упругой волны T, целик успел прийти в движение. Сила, действующая на целик при вибрации,

F = МЛ = Р н 1

где Мп — приведенная масса, которая считается равной массе целика; 1 — ускорение тела при вибрации, которое можно записать через амплитуду смещения 1 в виде [20]

1 = W \

В этом случае импульс, сообщенный целику волной, равен FAt = 0, 5TpIIVW21 = 0, 5рнVW1    (7.20)

Таким образом, прибавка к скорости целика Aи составляет по порядку величины

Au = 0, 5W1,

т.е. до 50 % амплитуды колебательной скорости.

Более строгий подход к описанию движения целика при таком рассмотрении должен быть основан на построении реологической модели и решении реологических уравнений движения. Такого рода подходы для элементов горной породы изложены, например, в [22].

Не используя указанное предположение относительно целика как сосредоточенного абсолютно жесткого твердого тела, можно исходить из оценки величины звукового давления рак на целик как элемента сплошной среды.

Оценим порядок рак, развиваемого плоской гармонической волной интенсивностью I = 10-4 Вт/см2 в пласте и 10-2 Вт/см2 в призабойной зоне пласта (ПЗП) [23]. Эти значения интенсивности являются технически реализуемыми при вибрационном воздействии [24].

При заданной интенсивности в волне создается давление порядка

Р ак = W РпС п1,

где т — пористость пласта.

При этом полагаем, что рп = 2 • 10-3... 10-4 МПа в пласте и (1 ...5) 10-3 МПа в призабойной зоне.

Заметим, что гистерезис капиллярного давления p12 обычно имеет порядок 10-2... 10-1 МПа [17]. Отсюда следует, что значение рак может составить 1...10 % p12 в пласте и до 10...50 % p12 для ПЗП.

Приближенно амплитуду вибрационного давления на целик нефти или газа, находящихся в пласте, можно представить в следующем виде:

Рак = WP,CB(D- 1 ,)m; D = РнСн(РвСв)_1 •    (7.21)

где 1н, 1, — величина смещений в нефти, газе и воде соответственно; D — коэффициент, характеризующий отражение воды; (рс)нв — импеданс нефти (газа) или воды.

Из выражения (8.21) следует, что основной вклад в давление вносит разность колебательных смещений в воде и нефти (газе).

Сравнение формул (7.21) и (7.20) указывает на соответствие двух подходов к представлению движения целика с позиций абсолютно жесткого твердого тела и распределенного в пласте элемента сплошной среды.

Оценим вклад вибрационного давления в процесс движения целиков на различных расстояниях от стенки скважины, в которой расположен вибрационный источник.

Согласно [2] и с учетом вибровоздействия можно получить выражение для определения размера целика, который при вибровоздействии вовлекается в движущийся поток, и связи скоростей движения гидродинамически самостоятельного элемента нефти (газа) и2 и воды (или раствора ПАВ) в промытой зоне и1 для горизонтального пласта при вибровоздействии:

и2 = u1(B1 _ B2L),    (7.22)

где

в =    f1^1    & _ kf1G^; в = f2^ 2 ;    i (p G)    =    kf1    (Р

B1 =    I    I; B2 =    ;    10ак,G)    =    (p:

^1^ 2 '    № *    [-Ж 1U1

1, = 10(0); L = ±; 1 = -,

1 L,

L - расстояние между скважинами; L, - характерный размер; 1 - размер гидродинамического элемента; f1 и ц1 - относительные фазовые проницаемость и вязкость воды (г = = 1) и нефти (г = 2); к - проницаемость породы.

Определим среднее по времени вибрационное давление p^ при заданном расстоянии от стенки скважины. Для случая, когда в скважине расположен источник цилиндрического типа,

-ar

e

(7.23)

где - амплитуда среднего вибрационного смещения; a — коэффициент затухания волны.

Из формулы (7.23) следует, что при прочих равных условиях в призабойной зоне значение акустического давления не менее чем на порядок больше, чем в пласте (при частоте порядка 10 Гц это отличие составляет 30 раз). Это означает, что длина страгиваемых при вибрационном воздействии целиков нефти в ПЗП может быть существенно меньше, чем в пласте.

Так как распределение p^ в пласте зависит от расстояния между скважинами, акустических свойств пород и типа возбуждаемых в пласте упругих волн, величина 10 (в формуле

(7.22)) также зависит от этих параметров.

Отметим, что при вытеснении газа водой, нефти водой и воды нефтью или газом значения ^p^) будут различны.

Был проведен расчет длины целиков неньютоновской нефти (G = 0), страгиваемых при разных параметрах вибровоздействием [5]. Рассмотрены два значения радиуса г: равного половине расстояния между скважинами - г1    =    150 ми

вблизи скважины - г2 = 1,5 м. В первом случае гидродинамически самостоятельный элемент расположен в пласте, во втором - в призабойной зоне пласта (ПЗП). Соотношение длин страгиваемых целиков 10(paK, G), находящихся в призабойной зоне пласта и в пласте, в зависимости от параметров вибровоздействия может варьироваться от 0,56 до 0,98. Соотношение длин страгиваемых целиков при вибровоздействии и без него для призабойной зоны пласта в зависимости от параметров также изменяется в пределах от 0,54 до 1.

Это означает, что применение вибровоздействия может уменьшить в два раза размеры удерживаемых пористой средой целиков нефти (газа). Вместе с тем застрявшие в пласте целики больших размеров имеют больше возможностей приобрести подвижность при вибровоздействии. С возрастанием частоты вибровоздействия минимальная длина подвижного целика уменьшается.

Таким образом, вибрационное воздействие на пласт способствует страгиванию с места и продвижению застрявших в пористой среде целиков вытесняемой фазы, благодаря чему возрастает количество извлекаемой из обводненных залежей нефти, а также газа и конденсата за счет преодоления НФС.

7.6.2. СПОСОБЫ СОЗДАНИЯ АКУСТИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В СКВАЖИНАХ

Для возбуждения звука в стволе скважины ранее чаще всего использовались жидкостные свистки [21, 34], вихревые камеры [12, 52 — 54] или вихревые генераторы. В результате прохождения в них жидкости или газа часть энергии вихревого движения переходит в энергию акустических волн.

Работа гидродинамических излучателей основана на возбуждении возмущений либо при взаимодействии струи, вытекающей из сопла, с препятствиями определенной формы и размеров, либо при принудительном периодическом прерывании струи. Эти возмущения оказывают обратное действие на основные струи у сопла, приводя к установлению автоколебательного режима [21, 35]. Механизм излучения звука возмущениями может быть самым различным в зависимости от конструкции излучателей.

Классификация акустической аппаратуры представлена в табл. 7.4.

В лаборатории электромагнитных полей и систем Московского энергетического института в настоящее время разработан новый тип погружных скважинных излучателей, основным принципом действия которого является магнитоэлектрическое воздействие, при котором удается реализовать устройство с большой мощностью, высоким КПД и низкой частотой.

ТАБЛИЦА 7.4 Классификация акустической аппаратуры

Принцип

работы


Особенности

эксплуатации


Излучатель


Гидроаку

стический

(сирена)

Самодви-жущийся золотниковый вибратор

Магнито-

стрикци-

онный

Пьезокера

мический

Преобразование энергии потока жидкости или газа в энергию упругих колебаний

То же

Преобразование электрической энергии , акустическую с использованием эффекта магнитострик-ции

Преобразование электрической энергии в акустическую за счет пьезоэффекта

Диапазон частот 100 —

10 000 Гц, предельное звуковое давление до 1 —

2 МПа, интенсивность — до 50 кВт/м2

Частота зависит от скорости потока и расхода жидкости. Диапазон частот 1 00—500 Гц, импульсное давление до 1 5 МПа

Диапазон частот от 1 до 100 — 150 кГц, предельная интенсивность — до 50 кВт/м2. Электроакустический КПД — до 40 %

Диапазон частот 1 — 100 кГц, интенсивность — до 50 кВт/м2. Электроакустический КПД — до 50 — 60 %.

Интенсификация разрушения горных пород; пеленгация текущего положения забоя скважины; борьба с отложениями солей в нефтепромысловом оборудовании

Интенсификация добычи нефти

Интенсификация добычи нефти; освоение скважины; опробование пласта; меж-скважинное прозвучивание массива; борьба с солеотло-жением в промысловом оборудовании

То же

Крепится на насосно-компрессорных трубах вместо ступеней электроцент-робежного насоса. Работает в потоке жидкости

Сопровождается гидроударом

Генератор наземный, излучатель цилиндрический. Масса всей системы 350 кг

(без кабеля)

Генератор глубинный, излучатель стержневой, масса системы 50 кг (без кабеля)

7.6.3. МЕТОДЫ ВИБРОСЕЙСМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНЫЕ ЗОНЫ СКВАЖИН

Вибровоздействие на призабойные зоны скважин осуществляется вибросейсмическими методами импульсного разового действия, низкочастотными акустическими (20 Гц-20 кГц) и ультразвуковыми [37]. Среди вибросейсмических методов наибольшее применение находит воздействие на призабойную зону пороховыми газами (см. раздел 8.5), элект-рогидравлическими ударами, мгновенными депрессиями и др.

Электрогидравлическое воздействие заключается в создании импульсов давления в пласте путем импульсного электрического разряда в скважинной жидкости.

К вибросейсмическим методам импульсного действия относятся также электрический разряд в скважинной жидкости, который представляет собой взрыв, сопровождаемый выделением большого количества энергии в малом объеме канала разряда. Канал электрического разряда образуется под действием высокой электрической разности потенциалов между двумя электродами. Обычно используется электрическое напряжение от 10 до 70 кВ. Мощность современных разрядов составляет до 100 мВт при токах до 250 кА. Для мощного разряда скорость возмущения на поверхности канала составляет 5800 м/с, в ближней зоне - 3500 м/с. Давление на фронте волны сжатия - 2000 МПа. При электрическом разряде под действием высоких температурных градиентов возникают значительные термоупругие напряжения, что также может быть эффективно использовано для обработки нефтяного пласта. Эффективность электрического разряда усиливается при наложении внешнего магнитного поля.

Метод создания многократных депрессий с использованием струйных аппаратов УОС-1 успешно применяется на месторождениях Западной Сибири, а также на Украине. Для его реализации на насосно-компрессорных трубах устанавливают пакер, а ниже него монтируют струйный аппарат. Подачей рабочего агента к соплу струйного аппарата создают глубокую депрессию в подпакерной зоне до значений меньше гидростатического давления. Пласт выдерживают при необходимой депрессии, после чего восстанавливается гидростатическое давление. Цикл повторяют многократно. Эффективность обработок - 80 %, приемистость нагнетательных скважин при этом возрастает в 1,5-3 раза, дебит добывающих скважин - в 1,5-2 раза.

7.6.4. МЕТОДЫ АКУСТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

В ПермНИПИнефти на основе изучения существующего опыта по акустическому воздействию на пласт и призабойную зону с одновременной закачкой вытесняющей жидкости [41—44] разработана технология закачки воды с применением вихревых излучателей, внедрение которых даже с маломощными источниками звука (генераторами воды давления (ГВД)) позволяет не только повысить интенсивность отбора нефти, но и увеличить нефтеотдачу пласта.

Опыт эксплуатации технологии акустического воздействия на пласт на промыслах объединений "Пермнефть" и "Башнефть" в течение 7 лет показал, что хорошие результаты достигаются лишь в том случае, если перед спуском ГВД в скважину осуществляется промывка ее призабойной зоны. В противном случае переменное воздействие приводит к еще более сильной кольматации призабойной зоны пласта.

Наиболее высокий эффект обеспечивается при акустическом воздействии как в нагнетательной, так и в добывающей скважине. В работах [63, 65] показано, что небольшие пульсации давления при отборе жидкости способствуют более интенсивному выносу механических частиц из пласта, а следовательно, улучшению его проницаемости.

Очень хорошие результаты могут быть получены при многочастотном акустическом воздействии. Так, при использовании двух излучателей с близкими частотами в пласте возникает акустическая волна разностной частоты, которая глубоко проникает в пласт [49].

На примерах трех эксплуатационных скважин Федоровского нефтяного месторождения в работе [50] рассмотрено влияние мощного акустического поля на фазовую проницаемость продуктивных пластов. Величину фазовой проницаемости и ее изменение оценивали по комплексу данных промыслово-геофизических и гидродинамических методов с использованием расчетных моделей фильтрации. Установлено увеличение фазовой проницаемости и гидропроводности пластов после акустического воздействия в двух скважинах.

Метод очистки призабойной зоны, "испорченной" в процессе вскрытия при эксплуатации или ремонте скважины вследствие попадания в пласт промывочного раствора, проанализирован в исследовании [51]. Эффективность воздействия акустических полей определяется возникновением дополнительного градиента давления в пористой среде. Комплексы геофизических и гидродинамических исследований до и после акустического воздействия показали, что в результате АВ увеличивается работающая толщина пласта, возрастает ее продуктивность, облегчается освоение скважин.

В состав аппаратуры "Лотос" входят наземный высокочастотный генератор мощностью 800 Вт и проходной пьезокерамический излучатель диаметром 48 мм. Последний спускают в скважину через НКТ на геофизическом кабеле с помощью стандартного подъемника ПК-4. Рабочая частота комплекса "Лотос" — 8000 Гц — является оптимальной для получения малого затухания упругой энергии в пласте и скважине.

Для акустической обработки излучатель "Лотос" спускают в скважину через лубрикатор на геофизическом кабеле и в процессе работы перемещают вдоль продуктивной части пласта. С помощью аппаратуры "Лотос" можно ускорить освоение скважин, расформировать малопроницаемые зоны, увеличить срок фонтанирования, восстановить продуктивность скважин, увеличить толщину работающего пласта и др.

Опробование проводилось в скважинах, где уменьшилась работающая толщина пласта вследствие загрязнения призабойной зоны и снизилась продуктивность. Непосредственно перед обработкой в скважинах были проведены гидродинамические и промыслово-геофизические исследования. Одним и тем же скважинным прибором можно обработать десятки скважин.

В результате анализа данных гидродинамических и геофизических исследований, проведенных при акустическом воздействии, выявлены основные процессы, происходящие в скважинах: снижение плотности жидкости в стволе вследствие выделения газа при нагреве акустического излучателя и интенсификации этого процесса акустическим полем; изменение фазовой проницаемости ПЗП за счет медленного изменения депрессии на пласт; очистка зоны перфорации от механических примесей.

Таким образом, акустическое воздействие на призабойную зону пласта может быть эффективно применено для повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, более интенсивного освоения пластов.

Анализ технических параметров ультразвукового оборудования показал, что основные показатели воздействия зависят от следующих факторов:

частоты и мощности излучения, определяющих глубину проникновения колебаний в пласт;

диаграммы направленности излучения с учетом работы излучателя в трубах ограниченного внутреннего диаметра (НКТ, 468 обсадные - эксплуатационные - колонны, фильтры скважин с открытым забоем);

режимов работы излучателей (непрерывный, импульсный, радиоимпульсный и т. д.);

электроакустического КПД излучателя, расположенного в скважине и расположения генератора питания.

Применяемые ультразвуковые излучатели работают в диапазоне частот 8...30 кГц и обеспечивают проникновение колебаний и очистку поровых отверстий от кольматантов в зоне от нескольких до двух-трех десятков сантиметров независимо от диаграммы направленности излучения. Применение наземного генератора для питания высокочастотных излучателей приводит к большим потерям энергии в соединительной линии, реализуемой в виде грузонесущего кабеля типа КГ1, КГ3 или КГ7.

Акустические установки нового поколения предназначены для обработки призабойной зоны нефтегазодобывающих скважин с целью:

повышения дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин;

обработки призабойной зоны; повышения отдачи продуктивных пластов; профилактического предупреждения образования и разрушения парафиновых, смолисто-асфальтеновых, гидратных, солевых и других отложений на внутренней поверхности НКТ и трубопроводов;

улучшения гидродинамических параметров многофазных потоков в НКТ и трубопроводах.

Конструкции акустических излучателей обеспечивают длительный срок эксплуатации непосредственно в потоках воды, газа, нефти и нефтепродуктов при давлениях до 30,0 МПа и температурах до 150 °С.

Основные параметры установок следующие (табл. 7.5)

ТАБЛИЦА 7.5 Параметры излучателей

Излучатель

Акустическая

мощность,

кВт

Габаритные размеры D/L, мм

Масса,

кг

Тип

разъема

Радиус воздействия в пласте, м

АКУ-1-0,6-36 АКУ-1-0,8-48 АКУ-1-1,2-52

Примечани 4000 м.

0,6

0,8

1,2

е. Глубина погр

36/800 48/1100 52/1200

ужения для все

3,5

6,0

8,0

;х типов

НК1-36

НК1-36

НК1-36

излучателе:

25

40

50

й - до

Радиус эффективного акустического воздействия на призабойную зону оценивается примерно в 30 — 40 м в зависимости от глубины погружения (статического давления, гидроакустических параметров окружающей жидкой среды, передающей воздействия в пласт; геофизических параметров пласта, процентного содержания нефти в пласте).

Воздействие на призабойные зоны пластов с целью повышения дебита скважин может осуществляться не только акустическими полями, но и с помощью одновременного воздействия акустического поля и химически активных веществ. В этом случае эффективность воздействия химических реагентов на пласт резко возрастает.

При акустическом воздействии на низких частотах 1,3 — 2,5 кГц резко возрастает глубина проникновения в пласт. Значение ее увеличивается как квадрат отношения рабочих частот, т. е. как минимум в 25—100 раз. За счет повышения мощности излучения зона эффективного воздействия увеличивается пропорционально.

Повышение излучаемой акустической мощности, особенно при наличии высокого давления, приводит к появлению большого числа дополнительных эффектов взаимодействия акустических полей с жидкой средой [1, 4, 5,].

Воздействие на ПЗП акустическими полями обеспечивается за счет следующих эффектов: раскольматирования ПЗП; увеличения проницаемости ПЗП; измельчения кольматантов, включая результаты взаимодействия химических реакций; создания мелкодисперсной однородной эмульсии из измельченных кольматантов и флюида с растворенным газом, облегчающего вынос кольматанта; повышения температуры флюида на устье.

В некоторых случаях был получен положительный эффект АВ на продуктивные пласты, перекрытые НКТ. Акустические колебания распространялись по двум направлениям: через металл НКТ и через флюид; вниз по НКТ передавалась волна давления, которая достигала расположенных выше БНКТ продуктивных пластов.

В газоконденсатных и нефтяных скважинах с большим газовым фактором плотность флюида меняется в широких пределах, что значительно снижает эффективность акустического воздействия.

Эффективное воздействие акустического излучателя на ППЗ возможно только при наличии жидкой среды плотностью р > 0,4    0,5 г/см3, передающей акустические колебания

на пласт. При сильном барботаже в нефтяных скважинах 470 плотность флюида резко падает, а наличие газовых пузырьков снижает мощность вводимых в пласт акустических колебаний. В связи с этим целесообразно остановить скважину и обеспечить наличие жидкой среды требуемой плотности естественным или принудительным образом в интервале глубин нахождения излучателя.

Повышение мощности акустического воздействия значительно увеличивает отдачу продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации, что хорошо согласуется с теоретическими работами.

Результаты, полученные на Ямбургском месторождении, свидетельствуют, что при акустическом воздействии возможно производить очистку ПЗП не только от естественных кольматантов (буровой раствор, парафин, асфальтены, соли), но и от неудачно примененных составов кислотно-щелочной обработки, ПАВ и биополимеров.

При длительном акустическом воздействии отмечена очистка и углубление зумпфа.

Для обеспечения немедленного выноса кольматантов из ПЗП, глинистых и песчаных отложений из зумпфа необходимо доработать технологию обработки газоконденсатных скважин.

Для применения в газоконденсатных скважинах и нефтяных с большим газовым фактором, когда флюид на забое имеет малую плотность (р < 0,3 г/см3), необходимо также разработать принципиально новые типы погружных акустических излучателей, согласованных с имеющейся внешней нагрузкой и обеспечивающих высокий акустический КПД передачи колебаний в пласт.

Представляется перспективным использование комплексного вибромагнитного воздействия на среду. Результаты применения устройств диспергирования с комплексным акустическим и магнитным воздействием свидетельствуют об ускорении процессов в 2    3    раза при одновременном резком

уменьшении размеров частиц диспергируемых и эмульгируемых компонентов, увеличении гомогенности смеси и существенном повышении стабильности во времени диспергируемой или эмульгируемой смеси.

За рубежом получили развитие стационарные погружные скважинные устройства для магнитной обработки флюида в потоке с целью предотвращения отложений асфальтенов, парафинов, гидратов, солей и возникновения очагов коррозии в трубах. Механизм явления связан с магнитогидродинамическими процессами в движущейся полупроводящей электрически поляризованной среде в сильном магнитном поле. Результатом взаимодействия среды с магнитным полем становятся ослабление межмолекулярных связей, гомогенизация смеси и существенное уменьшение возможности коагуляции твердых компонентов, что исключает образование отложений и их частичное разрушение.

В газоконденсатных и нефтяных скважинах с большим газовым фактором плотность флюида изменяется в широких пределах, что снижает эффективность высокочастотного акустического воздействия. Применение вибровоздействия обеспечивает положительный эффект в широком диапазоне плотностей флюида (до 0,15 г/см3).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К ГЛ. 7

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

2. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: Спра-вочник/Ю.П. Коротаев, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский и др. — М.: Недра, 1984. — Т. 1. — С. 360.

3.    Носов В.Н., Зайцев Г.С. Интенсификация притока нефти акустическим воздействием на продуктивные пласты//ЭИ Нефтепромысловое дело (отечественный опыт). — М.: ВНИИОЭНГ, 1987. — Вып. 4. — С. 3 — 9.

4.    Кагарманов Н.Ф., Туфанов И.А., Репин Д.Н. Основные направления исследований применения волновых процессов в нефтедобыче//Регулирование процесса разработки месторождений Башкирии в стадии высокой обводненности: Сб. науч. тр./БашНИПИнефть. — Уфа, 1985. — Вып. 73. — С. 123 — 1 31 .

5. Ганиев Р.Ф., Петров С.А., Украинский Л.Е. О резонансном характере распределения амплитуд волнового поля в призабойной зоне скважи-ны//Вибротехника. — 1989. — № 62. — С. 82 — 87.

6. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процесса переноса в микронеоднородных средах. — М.: Недра, 1995. — 222 с.

7. Магнитоэлектрические вибрационные приводы. Применение и про-ектирование/Д.О. Дмитриев, П.А. Курбатов, С.Б. Рябин и др.//Электротех-ника. 1995. — № 6. — С. 28 — 31.

8.    Ефимов С.А., Шубин А.В. Влияние акустического поля на фазовую проницаемость пород в призабойной зоне нефтяного пласта//Геофизические и геоакустические методы при определении фильтрационно-емкостных свойств пород в запасах нефти и газа. — М., 1989. — С. 104— 106.

9.    Чириков Л.И., Волков Л.Ф., Шебелянский А.Г. Применение акустических полей для обработки призабойной зоны скважины на месторождениях Западной Сибири//Вопросы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. — Тюмень. 1988. — С. 9—13.

10. Ультразвуковая технология/Под ред. Б.А. Аграната. — М.: Металлургия, 1974.

11. Бондаренко Н.Ф. Электромагнитные явления в природных водах. — М.: Химия, 1984. — 152 с.

12.    Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1980. — 380 с.

13. Бронзов А.С. Бурение скважин с использованием газообразных агентов. — М.: Недра, 1979. — 288 с.

14. Коротаев Ю.П. Новые технологии разработки месторождений природного газа//Материалы Всесоюзной конференции Основные направления и проблемы развития энергетики СССР на перспективу. - Вып. IV. - М.: ВНИИГазпром, 1989.

15. Хавкин А.Я., Ефимова С.А. Влияние вибрации на подвижность целика остаточной нефти//ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. - Вып. 2.

16. Извлечение нефти из выработанных залежей после их переформирования/А.Н. Еременко, Ю.В. Желтов, В.М. Рыжик и др.//Обзор. ин-форм./ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1978. - 59 с.

17.    Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде//Обзор. информ./ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1991.

18.    Havkin A.Y. Multifase transport in porous media model based on formation in-siti oil dispersion//Program and Abstacts 8th International Conference on Surfase and Colloid Science. - 13-18 February 1994, Adelaide, South Australia. - P. 94.

19.    Погосян А.В. и др. Сегрегация углеводородной жидкости и воды в пористой среде в поле упругих волн//ДАН СССР. - 1989. - Т. 307. - № 3. -С. 570 - 575.

20.    Николаевский В.Н. Механизм воздействия на нефтеотдачу и доминантные частоты//ДАН СССР. - 1989. - Т. 307. - № 3. - С. 570-575.

21.    Горелик Г.С. Колебания и волны. - М.: Гостехиздат, 1950. - 551 с.

22. Николаевский В.Н. Вязкоупругость с внутренними осцелляторами как возможная модель сейсмоактивной среды//дАН СССР. - 1985. - Т. 283. -№ 6.- С. 1321-1324.

23.    Горелик Д.А., Фридман В.М. Ультразвуковая технологическая аппаратура. - М.: Гостехиздат, 1976. - 380 с.

24. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1983. - 191 с.

25.    Морозов А.П. О влиянии скорости струи вязкой жидкости на режим работы гидродинамического излучателя//Акустика и ультразвуковая техника: Республ. межвед. сб. - Киев, 1980. - № 15. - С. 109-111.

26. Основы физики и техники ультразвука/Б.А. Агранат, М.Н. Дубровин,

Н.Н. Хавский, Г.И. Эскин. - М.: Высшая школа, 1987. - С. 164-170.

27. Шахмазов А.М., Тагиров Р.Ш. Влияние вибраций на течение неньютоновских нефтей в трубопроводах//Изв. вузов. Нефть и газ. - 1985. -№ 2. - С. 76-78.

28. Дыбленко В.П., Туфанов И.А., Лысенко А.П. Фильтрационные явления и процессы в насыщенных пористых средах при волновом воздействии//Пути интенсификации добычи нефти: Сб. науч. тр./БашНИПИнефть. - 1989. -Вып. 80. - С. 45-51.

29.    Акустическое воздействие на призабойную зону пласта/О.Л. Кузнецов, В.А. Ефимов, Д.Ф. Жуйков и др.//Нефтяное хозяйство. - 1987. -№ 5. - С. 34-36.

30. Результаты испытаний погружного акустического излучателя с повышенными электроакустическими параметрами/Л.Ф. Волков, В.В. Тараканов, Н.Г. Козлов, А.Г. Шаблянский//Совершенствование технологии добычи и подготовки нефти в Западной Сибири. - Тюмень, 1985.

31. Блохинцев Д.И. Акустика неоднородной движущейся среды. - М.: Наука, 1981. - 207 с.

32. Ефимова С.А., Шубин А.В. Влияние акустического поля на фазовую проницаемость пород в призабойной зоне пласта//Ядерно-геофизические геоакустические методы при определении фильтрационно-емкостных свойств пород в залежах нефти и газа. - М., 1989. - С. 104- 106.

33.    Макаренко П.П. Комплексное решение проблем развития газодобывающего региона. - М.: Недра, 1996. - С. 320.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ПРОЯВЛЕНИЯ ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА

7.1. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ УПРУГОВОДОНАПОРНОМ

РЕЖИМЕ

Большая часть месторождений природного газа разрабатывается в условиях водонапорного режима.

Разработка газовых залежей в условиях водонапорного режима характеризуется защемлением газа водой в пористой среде, неравномерным продвижением воды по площади и разрезу и преждевременным обводнением добывающих скважин. Это вызывает осложнения при добыче газа и приводит к ухудшению технико-экономических показателей разработки. Особенности проявления водонапорного режима выражаются в защемлении газа водой за фронтом вытеснения, перемещении контура газоносности, интерференции газовых залежей, приуроченных к единой водонапорной системе, изменении фазовой проницаемости для воды в обводненной части пласта. Вытеснение газа водой приводит к микрозащемлению газа на уровне отдельных пор, а для неоднородных пористых к макрозащемлению на уровне крупных блоков пласта, приуроченных, как правило, к зонам пониженной проницаемости. Защемление газа водой приводит к снижению газоотдачи и обводнению скважин.

В общем случае газоотдача обводняющегося месторождения зависит от насыщенности микрозащемленного и макро-защемленного газа и размеров обводненной зоны.

Определение основных показателей разработки месторождений при упруговодонапорном режиме проводится обычно как для моделей квазиоднородного, так и неоднородного пластов [1, 2].

При известном количестве поступившей в залежь пластовой воды q, порядок расчета основных показателей разработки однородных газовых залежей практически не отличается от порядка расчетов при газовом режиме залежи. Разница состоит только в том, что объем порового пространства залежи в этом случае будет уменьшаться и для расчетов следует применять соответствующие уравнения материального баланса.

Запись уравнения материального баланса для водонапорного режима газовой залежи имеет вид:

^ - ТиРг+р/0«<()+а ост𠦫»“ н -О»] jfjj,    (7.1)

где O(t) — текущее значение порового пространства газовой залежи; а оств(01 — коэффициент газонасыщенности в обводненной зоне пласта (отношение защемленного при давлении р B(t) и температуре Гпл объема газа к общему поровому объему обводненной зоны пласта); pi B(t) — среднее текущее пластовое давление в обводненной зоне пласта; z[p(t)] — коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых условиях; f = Гплст; Q^6(t) — добытое количество газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению и стандартной температуре (20 °С).

В общем виде дифференциальное уравнение истощения газовой залежи при водонапорном режиме выглядит следующим образом:

а °(t)p(tt


Q(tt    1 d


z[pt)]


Ратf dt


Рaтf dt


1 d ,аост[р»(t)][Qн -O(t)]zpJtLJ.    (7.2)


Текущий газонасыщенный объем в залежи с проявлением водонапорного режима определяется уравнением

О -^ °,(t)

«а o(t) - а


(7.3)


т[Р B(t)]

где QB(t) — суммарное количество воды, поступившей в залежь на рассматриваемый момент времени t. Использование уравнений (7.1) и (7.2) с учетом уравнения (7.3) приводит к необходимости определения рB(t) и аоств(0].

Для нахождения упрощенной формы уравнения материального баланса при проявлении водонапорного режима газовой залежи принимается

pв(0 - p(t

(7.4)


Условие (7.4) означает, что газ в обводненной зоне пласта защемляется при давлении, равном среднему давлению в залежи (т.е. несколько занижается истинное значение pB(f)).

Упрощенная форма уравнения материального баланса для водонапорного режима газовой залежи с учетом формул (7.3),

(7.4) имеет вид

(7.5)

Дифференциальное уравнение истощения газовой залежи, полученное в результате дифференцирования (7.5), имеет вид

(7.6)

Исторически решение задач разработки газовых залежей при упруговодонапорном режиме началось с создания теории укрупненной скважины [1, 2].

7.2. ОСНОВЫ МИКРОЗАЩЕМЛЕНИЯ ГАЗА ВОДОЙ

Экспериментальные данные о микрозащемлении газа в пористой среде приводятся в работах [4 — 7]. Статистические данные о микрозащемлении газа изучались и в ходе численного моделирования двухфазного вытеснения в решеточных моделях пористых сред [8—12]. Одним из важнейших результатов является то, что данные о защемлении газа жидкостью практически не отличаются от тех, которые получены в экспериментах для смеси "жидкость —жидкость" [13—15], в которых вытесняющая фаза является более вязкой, если только поверхностное натяжение не слишком мало. На микроуровне процесс защемления слабо зависит от динамических характеристик течения и в основном определяется геометрическими параметрами порового пространства.

В связи с этим появляется возможность эффективного описания процесса целикообразования в рамках геометрических подходов. Теоретическими работами, в которых созданы аналитические методы описания целиков в поровом пространстве, являются [16 — 21].

Рис. 7.1. Пора, не заполняемая (!) и заполняемая (•) водой

Теория микрозащемления газа водой в пористой среде была рассмотрена М.Б. Панфиловым на базе вероятностных методов перколяции [3, 18, 19, 22].


Рассматриваются величины насыщенности газом, остающейся в порах после вытеснения газа водой, как функции структуры порового пространства. Для ее решения требуется прежде всего определить, в каких типах пор защемляется газ. На микроуровне при вытеснении газа водой газ остается в тех порах, в которые вода не может проникнуть. Например, на рис. 7.1 показана пора, в которую вода не может проникнуть слева из-за того, что капиллярная сила на мениске препятствует вторжению (а), и пора, которую вода слева легко заполняет (•) [22].

Поровое пространство представлено в виде решетки ка-


Рис. 7.2. Типы решеток, моделирующих поровое пространство пилляров, являющихся ее звеньями. Решетка характеризуется своим координационным числом к — числом звеньев, выходящих из одного узла. Имеет место: к = 6 — для кубической пространственной (рис. 7.2, а) и плоской треугольной (рис. 7.2, б) решеток, к = 4 — для квадратной плоской решетки (рис. 7.2, в), к = 3 — для гексагональной ("сотовой") решетки (рис. 7.2, г).

Фундаментальное соотношение теории перколяции, показывающее, что разрыв газового кластера наступает при конечных концентрациях газовых пор:

_ 1

к - 1

Величина р, меняется от 1/5 для кубических и треугольных решеток до 1/2 для гексагональных решеток. Она напрямую связана с остаточной газонасыщенностью S.

Насыщенность микрозащемленного газа предлагается определять по формуле [22]

S =    1

9,45т - 1

Более строгое соотношение получено в работе [16] на базе более строгой теории, где рассматриваются конические поры, любая из которых может быть не заполняемой водой лишь с одной стороны:

S _ ^(1 - р,)2{1 + -(2р1- 1) 1    (7.7)

5к    I 5    5кр, I

где к = 4т(г)2 /(г2) « т0; 0; — краевой угол смачивания.

Наряду с этим остаются весьма употребимы эмпирические корреляции. Одна из наиболее распространенных [7]:

S _ 1 - 1,41 Wm.    (7.8)

На рис. 7.3 показаны зависимости (7.7) и (7.8). Для сред из зерен со случайной упаковкой, например песков, трудно выделить какой-либо предпочтительный угол раскрытия пор, поэтому распределение его можно считать равномерным.

Из приведенных соотношений следует, что остаточная насыщенность оказывается функцией двух переменных: пористости и краевого угла. Как известно, в большинстве экспериментов по вытеснению газа водой обнаружено превалирующее влияние пористости и несущественная роль проницаемости и радиуса пор.

Рис. 7.3. Зависимость насыщенности S микроцеликов газа от пористости т:

1 — по формуле (7.7) пр и

S


0 = 20°; 2 — по формуле (7.7) при 0 = 30°; 3 — по формуле (7.8)

0    0,2    0,4    т

Оценки для р* и S показывают, что при малых пористостях (а значит, и при малых координационных числах к) эти величины достигают больших значений (до 50%). Таким образом, на микроуровне может защемляться огромное количество газа. Это еще не означает, что половина всего газа потеряна, так как S относится только к обводненной зоне. Однако чем больше размер обводненной зоны, тем больше газа можно потерять в пласте.

7.3. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОСТУПЛЕНИЯ ВОДЫ НА ОСНОВЕ УКРУПНЕННОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ОДНОРОДНОГО ПЛАСТА

Ниже рассматривается методика расчета поступления воды в залежи природного газа, базирующаяся на теории укрупненной скважины Ван-Эвердингена и Херста [1, 2] при фильтрации согласно закону Дарси.

Методика расчета базируется на теории упругого режима фильтрации. Залежь рассматривается как укрупненная скважина с неизмененным во времени радиусом. Потери давления в обводненной зоне пласта не учитываются, водоносный пласт принимается однородным по коллекторским свойствам и постоянным по толщине.

Если воронка депрессии, образовавшаяся в результате пуска залежи в эксплуатацию, за рассматриваемое время не достигает внешней границы, то водоносный пласт считается бесконечным по протяженности. В противном случае водоносный пласт ограничивается окружностью с радиусом RK. Расчеты проводят по методу последовательных приближений.

Изменение во времени давления pR) на стенке укрупненной скважины определяется уравнением

PR' t) - Рн - Ш P(fo),    (7.9)

где Яз — радиус укрупненной скважины; рн — начальное пластовое давление в залежи; qB = const — постоянный во времени дебит пластовой воды в укрупненную скважину; Ив — коэффициент динамической вязкости воды; h — толщина продуктивного пласта; к — коэффициент проницаемости породы водоносного пласта; fo - ¦к2 — параметр Фурье;

R2

к — коэффициент пьезопроводности водоносного пласта; p(fo) — табулированная функция параметра Фурье fo; Яз — радиус укрупненной скважины.

В случае эксплуатации укрупненной скважины с постоянным во времени противодавлением на водоносный пласт ^Р = Рн — Р(^з) = const суммарное количество пластовой воды, поступившей в залежь к моменту времени t,

Q,(t) -    ApQ(fo),    (7.10)

где Q(fo) — табулированная функция параметра Фурье fo.

Таблицы функций p(fo) (табл. 7.1) и Q - Q(fo) (табл. 7.2) составлены для бесконечного по протяженности водоносного пласта [23].

Таблица 7.1

Значение функции p(fo) для бесконечного по протяженности водоносного пласта

fo

0,01

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,4

P(fo)

0,112

0,229

0,315

0,376

0,424

0,469

0,503

0,504

fo

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,5

2

P(fo)

0,616

0,659

0,702

0,735

0,772

0,802

0,927

1,020

fo

2,5

3

4

5

6

7

8

9

P(fo)

1,101

1,169

1,275

1,362

1,436

1,500

1,556

1,604

fo

10

15

20

25

30

40

50

60

P(fo)

1,651

1,829

1,96

2,067

2,147

2,282

2,388

2,476

fo

70

80

90

100

150

200

250

300

P(fo)

2,550

2,615

2,672

2,733

2,921

3,064

3,173

3,263

fo

400

500

600

700

800

900

1000

P(fo)

3,406

3,516

3,608

3,684

3,750

3,809

3,860

Значение функции Q _ Q (fo) для бесконечного по протяженности водоносного пласта

fo

110-2

1-10-1

2-10-1

3-10-1

Q (fo)

0,112

0,404

0,606

0,758

fo

5-10-1

1

2

3

Q (fo)

1,020

1,570

2,442

3,209

fo

5

7

10

20

Q (fo)

4,541

5,749

7,417

12,29

fo

30

50

70

100

Q (fo)

16,81

24,82

32,28

43,01

fo

200

300

500

600

Q (fo)

75,86

105,8

162,4

189,7

fo

700

103

2-103

3-103

Q (fo)

216

293,1

532

759

fo

5-103

7-103

1-104

2-104

Q (fo)

1,19103

1,60-103

2,19-103

4,08-103

fo

3-104

5-104

7-104

105

Q (fo)

5,89-103

9,34-103

1,27-104

1,76-104

fo

2-105

3-105

5-105

7-105

Q (fo)

3,31-104

4,82-104

7,69-104

1,03-105

fo

106

2-106

3-106

5-106

Q (fo)

1,46-105

2,78-105

4,06-105

6,54-105

fo

6-106

7-106

107

2-107

Q (fo)

7,76-105

8,96-105

1,25-106

2,4-106

fo

3-107

5-107

7-107

108

Q (fo)

3,52-106

5,69-106

7,82-106

1,09-107

fo

3-108

5-108

109

3-109

Q (fo)

3,1-107

5,03-107

9,72-107

2,77-108

fo

5-109

1010

5-1010

1011

Q (fo)

4,51-108

8,75-108

4,09-109

7,95-109

fo

5-1011

1012

2-1012

Q (fo)

3,75-1010

7,28-1010

1,42-10“

7.3.1. РАСЧЕТ ПРОДВИЖЕНИЯ В ЗАЛЕЖЬ ПОДОШВЕННОЙ

ВОДЫ

Задача решается на базе теории укрупненной скважины для случая постоянной депрессии на водоносный пласт методом последовательных приближений.

Принимается, что забойное давление на стенке укрупненной скважины приблизительно равно средневзвешенному по газонасыщенному объему залежи пластовому давлению, т.е.

Задается, а в случае имеющихся геолого-промысловых данных используется фактическая зависимость средневзвешенного по газонасыщенному объему залежи пластового давления от времени, представленная на рис. 7.4. Интервал времени [0 — t] разбивается на n равных отрезков времени At, а зависимость p = p(t) (см. рис. 7.4) аппроксимируется ступенчатой зависимостью.

Искомой величиной является суммарное количество пластовой воды QB(t), поступившее в укрупненную скважину (залежь) на момент времени t.

Решение уравнения (7.10) с использованием принципа суперпозиций имеет вид

2iikhR2 ц вк


Q,(t) =


(7.11)


[Ap 0Q (fo) + ApQfo - fo 1) + Ap 2Q (fo - fo2) + +... + Apn_P(fo - fon_1)],


где

fo = Kt /R2; fo - fo, = K(t -1,) /R2; fo - fo2 = K(t -12) /R2;

fo - fo n ! = KVzbA = K^L,

П-1    R2    R2

а Aр0, Aр 1, Aр2, Aр3 и т.д. — приращения депрессии, определяющие приток пластовой воды в течение временных интервалов t, (t — t1), (t — t2) и т.д., соответственно определяемые по графику (см. рис. 7.4).

Последовательность расчетов сводится к следующему:

1. Определяются значения депрессий Aр1, Aр2, Aр3 и т.д. по графику (см. рис. 7.4).


Рис. 7.4. Аппроксимация зависимости изменения во времени среднего пластового давления ступенчатой зависимостью

2. Вычисляются аргументы функции Q(fo): fo; fo — fo1; fo — fo2 и т.д.

3.    По табл. 7.2 определяются значения самой функции Q( fo).

4. По формуле (7.11) определяются количества поступившей в залежь пластовой воды QB(t) на различные моменты времени t1r t2, t3 и т.д., т.е. находится искомая зависимость

Q, = Q,(t).    (7.12)

Если при решении задачи использовались фактические данные функции р - p(t), то остальные основные показатели разработки залежи природных газов определяются по методике, аналогичной для их вычисления в случае газового режима залежи.

Если проводятся прогнозные расчеты по определению зависимости (7.12), т.е. эта зависимость задается произвольно, то зависимость р - p(t) является также искомой.

Последовательность расчетов в данном случае сводится к следующему.

1. В первом приближении принимается, что пластовое давление в залежи в процессе ее разработки изменяется так, как оно изменялось бы при газовом режиме. По уравнению материального баланса для газового режима залежи на различные моменты времени t вычисляются значения р и строится зависимость р - р(t). Очевидно, что вычисленные значения р в данном случае являются заниженными по сравнению с теми значениями, которые соответствуют водонапорному режиму залежи. На рис. 7.5 указанная зависимость обозначена значком ( — ) — р-.

2. Полученная заниженная зависимость p _ p (t) аппроксимируется ступенчатой зависимостью и далее по изложенной выше методике с использованием формулы (7.11) определяется завышенная зависимость Q+ _ Q+ (t).

3.    По уравнению материального баланса для водонапорного режима залежи, записанному в виде

z[p + (01


p+(t) _


(7.13)


z


н


-РатОдоб(0

1 ст


определяется завышенное значение величины p+(t) (см. рис.

7.5). Искомая зависимость pi _ p(t) находится между зависимостями pi- _ pi- (t) и pi + _ pi+(t).

4. Для определения искомой зависимости p _ p(t) во втором приближении принимается, что поступление в залежь воды обусловлено зависимостью p + _ p+(t). Данная зависимость аппроксимируется ступенчатой зависимостью и по формуле (7.11) находится заниженная зависимость Q- _ Q- (t).

Вычисления продолжаются до тех пор, пока последовательно вычисленные значения p- и p + не будут отличаться друг от друга на значение заданной погрешности е.

7.3.2. РАСЧЕТ ПРОДВИЖЕНИЯ В ЗАЛЕЖЬ КОНТУРНОЙ ВОДЫ

Исходным для решения задачи является уравнение

1 dp + д 2p _ 1 dp Т дТ дТ2 к dt

(7.14)


Начальные и граничные условия выражаются следующим образом:

t = 0, p = p^ r = Лз, Ар = рн — рс = const;

(7.15)

(7.16)

(7.17)


Т ^ », р = Рн

или

Т = як, Р = Рн,

(7.18)


или


Т = яю ^ _ 0.

дТ

При решении задачи учитывается следующее граничное условие:

r _ R . q _ 2nkh R дР _ conQt

(7.20)


Г    DDз. q, _    ^^з _ COn.St,

показывающее, что укрупненная скважина эксплуатируется с постоянным во времени дебитом поступающей в залежь пластовой воды q,

Решение уравнений (7.14), (7.15), (7.17) и (7.20) имеет вид (7.9).

Значение функции p(fo) зависит от типа условий на внешней границе водоносного пласта.

Зависимость изменения во времени поступающей в залежь пластовой воды аппроксимируется ступенчатой линией (рис.

7.6). Согласно принципу суперпозиции, пластовое давление на расстоянии R в момент времени t вычисляется по формуле

pRs, t) _ Рн - -2f-2^q,jP(fo - fo j -1).

(7.21)


2nkh i _ 1

Для определения Aq, используется формула


(7.22)

где

c

<-

t


цвAt ln ^ ¦

2nk,h    R(t)

Рис. 7.6. Аппроксимация зависимости изменения во времени дебита поступающей в залежь воды ступенчатой зависимостью

R,    . .

x ln—— - d - r y(t)Lq ;

R(t)    ^ y

L - aQH - QB(t - At) - qB(t - At)At;

d - $Рн0^н - PaтQдоб(t)]z[p(t)]; z н

pB = плотность воды в пластовых условиях.

При определении AqB в первом приближении в уравнении (7.19) принимается:

z[p(t)]» z[ p(t-At)]; y (t)-y (t-At); R(t)» R(t-At).

(7.23)


Затем определяется количество воды, поступившее в залежь на момент времени t:

(7.24)


Q,(t) - Q,(t - At) + [q,(t - At) + AqB(t)lAt.

Пластовое давление определяется из уравнения материального баланса для водонапорного режима залежи, имеющего следующий вид:

z[p(t)] *2—0- - PатQдоб(tt

рн<а Q

z


(7.25)

Затем по зависимости y - f(aQ) уточняется значение y = = f(t). Для определения зависимости y - f(aQ) залежь "рассекается" горизонтальными плоскостями на ряд объемов, начало оси y помещается на плоскости начального положения газоводяного контакта (ГВК) (рис. 7.7, 7.8). Далее вычисляется зависимость изменения газонасыщенного порового объема в функции переменной y. Затем уточняют значения z[p(t)] по зависимости z = z( р) и положение границы раздела газ — вода в момент времени t:

R(t) = R2 -

o,(t)


Рис. 7.7. Разбивка залежи на элементарные объемы (q - этаж газоносности)


Рис. 7.8. Зависимость высоты подъема ГВК от количества воды, поступающей в залежь


nmh(a -аост)

где m — коэффициент пористости водоносного пласта-коллектора.

Далее по формуле (7.22) с использованием уточненных значений y(t), z[p(t)] и R(t) вновь определяется значение AqB(t), после чего расчеты повторяются до тех пор, пока два последовательно высчитанных значения AqB(t) будут различаться не более чем на допустимую погрешность в.

По изложенной методике можно определять зависимости

p=p(t); Q=Q,(t); y=y(t); R=R(t'

О п р ед ел е н и е п о к а з ат ел е й р а з р аб о т ки в п е р и -

о д п а д а ю щ е й д о б ы ч и г а з а . Зависимость p = p(t) в данном случае определяется при фильтрации согласно закону Дарси из следующего уравнения:

b[ 2ppt) -b ]


aQ(t - At)p(t - At) z[pt - At)]


Рат At

2


n(t - At)q(t - At) + n(t)


Q,(t - At) + q,(t - At)At + — At - —p(t)At

Р (t) z[Р(t)]


(7.26)


c2    c2

где n(t) — количество обводняющихся скважин за рассматриваемый период времени; b = p(t) — p^t); А — коэффициент фильтрационного сопротивления при фильтрации по закону Дарси;

И- в


- q B(t -At) ln —4

R(t)


p н -


2nkh


2 Aq Bjp(fo -fo j -1) - gp, y(t)


, R, k, —.г г    ,    2nk ,h

c2 - ln-^ + ^p(fo - fon-1); c3  -^.

2 R(t) k    '    И в

При решении уравнения (7.26) значение p(t) подбирается таким образом, чтобы оно преобразовалось в тождество.

В первом приближении принимается

z[p(t)] s z^(t - At)]; R(t) - R(t - At); y(t) s y(t - At).    (7.27)

Затем уточняется значение коэффициента сверхсжимаемости газа z[p(t)].

Для определения текущего значения газонасыщенного объема порового пространства залежи используются формулы

аQ(t) - aQн - {QB(t - At) + [qB(t - At) + qB(t)At};

AqB(t) - f fр().    (7.28)

c2 c2

С помощью найденного значения aQ(t) по графику зависимости y - f(aQ) (см. рис. 7.8) уточняется высота подъема воды в газовую залежь y(t). Суммарное количество воды, поступившее в газовую залежь к моменту времени t, определяется по формуле (7.18). Затем по найденному значению QB(t) уточняется текущий радиус газоносности R(t).

Уточненные значения z^t)], R(t) и y(t) используются в расчетах второго приближения и т.д. до тех пор, пока последовательно выполненные расчеты будут отличаться один от другого не более чем на заданную погрешность е.

7.4. ОСНОВЫ МАКРОЗАЩЕМЛЕНИЯ ГАЗА ПЛАСТОВОЙ ВОДОЙ

Защемление газа на макроуровне происходит иначе, нежели в отдельных порах. В неоднородном по проницаемости пласте в зоны с низкой проницаемостью проникновение воды происходит медленнее, чем в высокопроницаемые. Образование макрозащемленного газа как раз и связано с различием скоростей течения воды по высоко- и низкопроницаемым зонам.

Под макрозащемлением понимается процесс образования изолированных скоплений газа на масштабах, многократно превышающих поровые размеры. Такие макроцелики могут образовываться за счет образования языков вытесняющей воды и их последующего схлопывания (рис. 7.9).

Образование языков воды может происходить вследствие двух причин. Первая из них — неоднородность среды по проницаемости, которая приводит к разным скоростям течения воды в разных частях пласта. При этом естественно ожидать, что макроцелики образуются в низкопроницаемых зонах. Характерный размер целиков имеет при этом порядок масштаба неоднородности среды.

Вторая — неустойчивость фронта вытеснения, которая имеет место, если вязкость вытесняющей жидкости намного меньше, чем вытесняемой. Применительно к процессу вытеснения газа водой мы имеем обратную ситуацию, поэтому эту возможность здесь мы не рассматриваем.

Различие вязкостей фаз, однако, оказывается решающим фактором, обусловливающим зависимость объема макроцелика от темпа вытеснения.

Среда неоднородна и имеет структуру в форме низкопроницаемых блоков, периодически расположенных в связном высокопроницаемом коллекторе (рис. 7.10). Блокам приписан

среды    ч    —......................J

индекс "1", высокопроницаемому связному коллектору — индекс "2".

Для подвижной координаты 5(t) локального фронта вытеснения в каждом звене, используя закон Дарси для каждой из фаз, получаем нелинейное обыкновенное дифференциальное уравнение [11, 3]

~    (7.29)

dt    [|(Х - 1) +1] '

И рш 1 И^И-р'

где 1 — эффективная длина пути; Ар — перепад давлений на концах ячейки; рс — усредненное капиллярное давление на локальном фронте.

Уравнение (7.29) интегрируется явно

{l2 + 2к{(X- 1)}1/2 - 1

5(t) _^-(^-, Х - 1, (7.30)

откуда легко получить соотношение для времени заполнения канала.

Зная время заполнения высокопроницаемого канала и подставляя его в формулу (7.30) для блока, можно получить координату фронта в блоке на момент полного формирования целика и соответственно размер целика.

Для насыщенности макроцелика газа

(1+л/а)

Y (1 + YCa)

1-

s _    ^а ' 1 +Ca    (7    31)

1 + (1 -а)/(2am)    '    1    1

где а — объемная доля блоков в пласте; y _ Vk1m2 / k2ш1 ; Ca = Ар/рс2; индексы 1, 2 относятся к блоку и высокопроницаемому участку соответственно.

Параметр Ca (капиллярное число) есть отношение гидродинамических сил к капиллярным и характеризует темп вытеснения.

С ростом темпа вытеснения насыщенность макроцеликов растет. Для максимальной целиконасыщенности при Ca ^ » следует из (7.31)

1 Y(1 + У«)

s ^ _2*jg

_ 1 | 1 -а .

2am

ности S макроцеликов от темпа вытеснения    при разных объ

емных долях блоков а

а=0,75


а=0,5

0,4


0,2


а=0,25

' I мини_| И НИИ «А


О 0,01 0,1    1    10    100    Са

А для минимальной, при Са ^ 0, выполняется:

Общий характер зависимости S(Ca) при разных объемных долях блоков приведен на рис. 7.11.

Как видно, разница между максимальной и минимальной целиконасыщенностью может быть очень значительной. Так, для у = 0,5, m1/m2 = 0,5, а = 0,75 справедливо соотношение

SVS0 = 2.

Из нижней кривой (см. рис. 7.11) видно, что образование целиков может происходить, лишь начиная с некоторого конечного значения темпа вытеснения.

Выделяется три класса неоднородных сред: ш < у2 - целики не образуются вовсе; размер блока настолько мал, что вода успевает пробежать его не позже, чем по высокопроницаемому участку;

Y2 < ш < у — целики образуются только при условии, что темп вытеснения больше критического:

Ca > Ca* =

Y - ш

ш > y — целики образуются при любых темпах вытеснения, так как блоки велики по размеру.


Здесь обозначено: ш = 4а /


7.5. МОДЕЛЬ ИСТОЩЕНИЯ НЕОДНОРОДНОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Модель является интегральным по всему объему уравнением сохранения массы газа, замыкаемым соотношениями для интегральных перетоков воды и кинематики интегральных поверхностей раздела.

Схема залежи изображена на рис. 7.12.

По мере падения давления в газовой залежи законтурная вода поступает в нее, образуя обводненную зону II, в которой содержится остаточный неподвижный газ, представляющий собой диспергированные целики, удерживаемые в порах капиллярными силами.

Остаточная газонасыщенность обводненной зоны слагается из двух составляющих: микрозащемленного газа, насыщенность которого 5г является константой, зависящей только от емкостных свойств пористой среды; и макрозащем-ленного газа, насыщенность которого S вычисляется по приведенным выше формулам и зависит от свойств неоднородности среды и темпа вытеснения.

Форма зон не имеет значения, важен лишь их объем. Поверхности раздела зон можно считать плоскими или цилиндрическими, если учесть, что толщина пласта много меньше его горизонтальной протяженности.

Расширением остаточного газа при снижении давления в первом приближении пренебрегаем.

Введем обозначения: рг — плотность газа; Уг — газонасыщенный поровый объем; V, — объем вторгшейся воды; М — масса добытого газа за время t; р — давление газа в зоне I; р* — давление в зоне II; R5 — радиус подвижной границы раздела "газ-вода", кв — проницаемость по воде; ив — вязкость воды; Н — толщина пласта; к — пьезопроводность. Индексы: "0" — начальное состояние; "г" — газ; "в" — вода.

Процесс истощения залежи описывается уравнением сохранения массы газа:

Р V = pOV0 - M(t)    (7.32)

и сохранения массы воды (или объема воды, т.е. вода — несжимаемая фаза):

V, = V0 -    (7.33)

Смысл этого уравнения в том, что изменение объема воды в газонасыщенной части залежи (V,) равно изменению газонасыщенного порового объема.

Два уравнения содержат три искомые функции: рг, V,, V,. Дополнительными являются два уравнения перетоков воды из зоны II в зону I:

dVE = 4пкв h(p. - Р)    (7 34)

dt    ив ln(R0 /R4)2

и из зоны III в зону II:

dV^ = 4"k "^Ф^- P ], Ф = ^ / R°.    (7.35)

Соотношение (7.34) является формулой Дюпюи, описывающей квазистационарное радиальное течение воды. Слева в ней стоит объемный расход воды.

Уравнение течения воды для зоны III может быть записано в виде формулы Дюпюи для конечной возмущенной подобласти, аналогичной (7.34), но с отношением иных радиусов под логарифмом: (L + R°)/ R°. Тогда из (7.35) следует, что:

Ф = ln((L + R|)/R°)2 = ln(1 + l)2, l = L/ R°.

Значение L много меньше R° в течение всего процесса разработки, поэтому можно разложить логарифм:

Ф = 2 ln(1 + l) » 21.

Для процессов распространения возмущений поля давления в пористой среде типичным является закон типа 1    .    В

работе [24] было получено строгое соотношение:

1 = V(3 /2)кft /R0, из которого сразу следует выражение (7.35) для O(t).

Введем безразмерные переменные:    y = pг / p0 = pz0 / p°z

безразмерная плотность газа; n = M/ Мг0 — текущая газо-отдача, где Мг0 — начальные запасы (масса) газа в пласте; т = t/t*, где t* — время разработки залежи; § = R§ / R°; 'ф =

s z/z0; p = p/p0; у S Vr / Vr0; у, = Vr / Vr0; ш г t./t*, где

R )mS rV , k ?p0


(Rs0)2


X-1


относительная фазовая про-


t* =


III


k


k fp0

mS вк ,я


S


ницаемость по воде при S, = 1 - Sf; X 2 =


X 0 = ¦


о 0    ''с* II

Sj. — газонасыщенность пор в начальный момент; S^,    —    ос

таточная насыщенность микро- и макроцеликов в зоне II:

S “ = S г + S.

Эту систему легко свести к одному уравнению относительно безразмерной плотности газа у(т):

dy

dx


(7.36)


1 - n


y(X -1)


(1 - n)+ Ф(т; ш) + X1 In


4шХ2y [1 - уф(y)]


(1 - n)X - y


n +-


где Xs Sг0 / S г .

Из существования логарифма следует ограничение на

у(т) < X(1 -n) s y*(n),    (7.37)

что связано с моментом полного обводнения залежи. Тогда область существования решения уравнения (7.36) представляет собой заштрихованный треугольник (рис. 7.13), ограничен-

Рис. 7.13. Область существования решения U (п) уравнения истощения обводняющей


ся залежи


ный огибающей (7.57) (прямая 1), прямой 2 газового режима у,(п) = 1 — п снизу и горизонталью у = 1.

Решение задачи (7.36) гладко касается огибающей в точке П», где и обрывается. Точка п» различна для разных параметров задачи. Очевидно, это и есть абсолютная конечная газоотдача.

Конечная точка т» решения задачи истощения и конечное давление у» заранее неизвестны. Таким образом, задачи теории водонапорного режима относятся к классу задач с неизвестной границей. Это обстоятельство существенно при построении численного решения.

Для решения начальной задачи (7.36) асимптотическое разложение при т ^ 0

у(т) _ 1 - т + 62т3/2 + 0(т2);

Уравнения, описывающие процесс обводнения пласта, существенно нелинейны и точных аналитических решений не имеют. Однако в двух предельных случаях, представляющих практический интерес, они допускают построение асимптотических решений по параметру, являющемуся мерой степени неравновесности процесса или степени водонапорности системы. Эти предельные состояния соответствуют слабо- и сильноводонапорным режимам работы пласта или двум состояниям равновесия системы.

Величина t* есть характерное время самопроизвольного растекания воды в газовую залежь после мгновенного изъятия из нее всего газа. Эта величина является константой для данной залежи (собственным числом). С другой стороны, время разработки t, зависит от темпа истощения, т.е. для данной залежи является переменной величиной. Поскольку самопроизвольное растекание воды стремится выровнять распределение масс в залежи, время t* можно назвать временем релаксации залежи к равновесному состоянию.

Тогда величина ю = t,/t* является критерием степени неравновесности системы, критерием темпа истощения, а также критерием интенсивности вторжения воды (степени водонапорности) и, как следствие, критерием режима работы пласта. При ю ^ 0 (t, << t*) система релаксирует очень медленно, темп истощения велик, вода вторгается медленно, режим пласта близок к газовому. Такой процесс называется

Месторождение

Критерий водонапорности

Месторождение

Критерий водонапорности

Заполярное

0,021

Наип (Туркмения)

0,99

Уренгойское

0,022

Западный Шатлык

2,3

Ямбургское

0,036

Восточный Шатлык

4,8

Медвежье

0,038

Давлетабадское

5,5

Оренбургское

0,002 — 0,06

замороженным. Поскольку релаксация практически не происходит, система находится вблизи равновесного состояния, но это равновесие мета стабильное. При ю ^ » (t, >> t*) релаксация происходит очень быстро, темп истощения мал, процесс равновесен (устойчив), вода вторгается быстро, режим близок к жестководонапорному. При ю ^ 1 (t, « t*) релаксация растягивается на весь период разработки, это сильно неравновесный процесс, соответствующий водонапорному режиму нормальной интенсивности.

Таким образом, оценка одного лишь параметра ю позволяет прогнозировать режим месторождения еще до начала его разработки.

Величину ю будем называть критерием водонапорности (табл. 7.3).

Большинство месторождений природного газа работает в условиях, близких к газовому режиму, т.е. выполняется принцип квазиравновесности в теории водонапорного режима: ю << 1. Однако это свойство не является универсальным. Известны примеры месторождений, работающих при достаточно интенсивном водонапорном режиме.

Слабоводонапорные системы

Обычная техника метода возмущений позволяет получить асимптотическое разложение решения задачи (7.36) при ю ^ ^ 0 в виде

у(т) = (1 - п)[1 + 4^Xj(t) + ю...], где Xj(t) является решением нелинейной задачи

dr = ^- у°Х(У0)], *(0) = 0; У0 = 1 - П.    (7.38)

dT    V6r + XjX 0Xj

Главный член разложения у0 = 1 — п(т) описывает процесс при чисто газовом режиме. Таким образом, л[юх1(х) является поправкой на водонапорность. Как видно, уже в первом приближении сказывается роль всех параметров процесса.

Сильноводонапорные системы

Случай больших значений ю допускает построение явных аналитических соотношений для плотности у.

Разложение решения задачи (7.36) при ю ^ » имеет следующий вид:

У(т) _ 1-+ ¦¦¦.    (7.39)

4Х 2Ю

Эта асимптотика, вообще говоря, неточна вблизи начального момента времени, где возникает временной пограничный слой.

Существенно, что для сильноводонапорных систем определяющую роль играет параметр Х2 (помимо ю). Параметр Х1 в первом приближении не влияет на процесс, что физически легко объяснимо: поскольку в сильноводонапорных системах движение воды крайне медленное, не имеет значения относительная роль сопротивления отдельных зон, если только различие в сопротивлениях не очень велико.

Параметр Х0, хотя и не входит в соотношение (7.39), но тем не менее в его заключительной стадии на процесс оказывается влияние. Действительно, конечные показатели процесса определяются точкой т» пересечения решения (7.38) с огибающей (7.37), которая зависит от Х1.

Расчеты показывают, что формула (7.39) дает хорошие результаты при ю > 2.

Наличие пограничного слоя в сильноводонапорных системах означает, что процесс не сразу весь выходит на равновесный, и в начальные моменты вода вторгается в залежь с некоторым запаздыванием, причем ведет себя в это время как система с нормальным водонапорным режимом.

7.6. ГАЗООТДАЧА ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

После полного обводнения залежи в ней остается защемленный газ, причем его общая масса заранее неизвестна, так как защемление происходит при переменном давлении. Уже только поэтому конечная газоотдача оказывается зависящей от темпа снижения давления.

Будем считать, что темп истощения постоянен (п = т), а

конец процесса истощения приурочим к моменту его полного обводнения т» (см. рис. 7.13). При постоянном темпе истощения газоотдача n» равна т».

Для оценки т» в первом приближении можно использовать свойства огибающей семейства решений (7.37), уравнение которой дает для конечного момента времени соотношение, связывающее конечную газоотдачу с конечным давлением в пласте:

у» = X(1 — n»).

Отсюда сразу следует двусторонняя оценка для газоотдачи: nr S 1 / X0 < n» < 1.    (7.40)

Левая оценка соответствует жестководонапорному режиму (конечное давление равно начальному), правая — газовому (давление упало до нуля).

Уже отсюда видно, что конечная газоотдача зависит по крайней мере от двух параметров (ш и X0).

В двух предельных случаях, при ш ^ 0 и ш ^ », можно получить аналитические соотношения для конечной газоотдачи.

Для слабоводонапорных систем конечная газоотдача и конечное давление у» находятся как координаты точки пересечения огибающей (7.37) и решения в форме (7.38). Аналогичным образом для сильноводонапорных систем из уравнений (7.37) и (7.39) вытекает иное соотношение для n». Исключая из каждой пары соотношений у», можно получить окончательно нелинейные неявные соотношения

n3/2

1 - —— b2, ш < 2;

У 1    (7.41)

(3n» )1/3

X. -1 +


, ш > 2.

,,2/3 2X 2ш

7.6.1. КОНЕЧНАЯ ГАЗООТДАЧА В ОДНОРОДНОМ ПЛАСТЕ

В однородном пласте не происходит языкообразование, поэтому наблюдается только микрозащемление газа. В данном случае имеем следующее:

конечная газоотдача зависит от темпа истощения, и с ростом темпа (1/ш) газоотдача растет, так как вода не успевает поступить в залежь и защемить газ. Характер зависимости П»(ш) изображен на рис. 7.14. Существенно, что она монотонна;

основное изменение п» при разумных значениях ю, Х0 происходит в узком диапазоне изменения ю, примерно при

0,1 < ю < 10;

значение п» падает при увеличении параметра X 0. Это легко объяснимо, так как рост X0 означает, что в системе уменьшается остаточная газонасыщенность по сравнению с начальной;

газоотдача п» практически не зависит от значения параметра X1, если только Х1 не слишком отличается от 1.

На практике параметр X 2 почти всегда близок к единице, поэтому его влияние на п» не имеет значения.

Причины, по которым газоотдача может превышать свое нормальное значение п»'п, следующие. В однородных пластах при водонапорном режиме газ теряется только в микроцеликах. Ранее показано, что объем микроцеликов при вытеснении газа водой практически не зависит от скорости процесса и является некоторой константой среды. Однако в одном и том же объеме, защемленном при разных давлениях, сосредоточена разная масса газа. Газоотдача пласта в этом случае зависит от двух факторов: размеров обводненной зоны и давления в ней. Если темп истощения очень большой, то вода не успевает вторгнуться в залежь и газоотдача теоретически стремится к единице.

С уменьшением темпа истощения растет размер обводненной зоны и повышается давление в ней. Масса защемленного газа монотонно растет. При бесконечно малых темпах истощения давление в обводненной зоне успевает выравняться до начального, защемленная масса максимальна. В итоге газоотдача монотонно падает с уменьшением темпа истощения Q (см. рис. 7.14). Здесь Q = 1/ю.

Таким образом, в однородном обводняющемся пласте в целях повышения полноты извлечения газа рекомендуется повышение темпов истощения залежи. Однако заметное увеличение газоотдачи соответствует реально недостижимым темпам истощения. Поэтому можно утверждать, что в однородном пласте темп истощения практически не влияет на конечную газоотдачу и процесс слаборегулируем.

7.6.2. КОНЕЧНАЯ ГАЗООТДАЧА В НЕОДНОРОДНОМ ПЛАСТЕ

В неоднородном пласте добавляется фактор языкообразова-ния на фронте вытеснения. В обводненной зоне наблюдается оба типа защемления газа: и микро-, и макрозащемление. Последнее зависит от темпа истощения, согласно (7.34).

В итоге при обводнении газовой залежи в формировании конечной газоотдачи участвуют три процесса: 1) формирование самой обводненной зоны, абсолютный размер которой падает с ростом темпа истощения; 2) микрозащемление газа, объемная доля которого постоянна, а массовая доля падает с ростом темпа истощения (так как при этом падает давление в обводненной зоне); 3) макрозащемление газа, объемная доля которого возрастает, а массовая уменьшается с ростом темпа истощения. Отсюда видно, что третья тенденция может вступать в противоречие с первыми двумя. Вследствие этого возможны три качественных типа зависимостей конечной газоотдачи от темпа вытеснения (рис. 7.15).

Монотонная зависимость (кривая 1), при которой газоотдача монотонно растет с ростом темпа истощения. В пластах такого типа с ростом темпа истощения темп прироста объема макроцеликов отстает от темпа падения давления и темпа сокращения размеров обводненной зоны.

Экстремальная "минимальная” зависимость (кривая 2), при которой газоотдача сначала падает до минимума, а затем


Рис. 7.15. Зависимость конечной газоотдачи п от темпа истощения в неоднородном обводняющемся пласте растет до единицы с ростом темпа истощения. В пластах такого типа при малых темпах вытеснения доминирует тенденция роста объема целиков с ростом Q над всеми другими. По результатам расчетов этот случай достаточно редок на практике.

Экстремальная "минимаксная" зависимость (кривая 3), при которой зависимость газоотдачи от темпа истощения имеет максимум при малом Q. и минимум при большом темпе истощения Q*. В пластах такого типа при малых темпах Q < Q. доминирует тенденция уменьшения массовой доли защемленного газа с ростом темпа истощения. В интервале Q. < Q < Q* начинает доминировать тенденция роста объема макроцеликов, и газоотдача понижается. При Q > Q* доминирует тенденция сокращения размеров обводненной зоны, и газоотдача снова растет.

Тип функции n(Q) зависит от параметров неоднородности.

Зависимость типа кривой 3 представляет наибольший интерес, так как является типичной для сильно неоднородных сред типа сред с двойной пористостью и трещиноватопористых. Возрастающая ветвь кривой в области больших темпов истощения на практике недостижима технологически, поэтому в реальности мы имеем дело с участком 0 < Q < Q*, на котором имеется один экстремум-максимум. Таким образом, в пределах реально достижимых темпов истощения сильно неоднородных залежей при водонапорном режиме существует оптимальный темп истощения Q., при котором конечная газоотдача максимальна.

Для каждого заданного пласта оптимальный темп вытеснения может быть вычислен по общей формуле для конечной газоотдачи (7.61).

Наличие оптимального темпа Q. является фактически новым способом регулирования полноты извлечения газа из сильно неоднородных сред.

Вследствие вышеизложенного нет оснований считать извлекаемые запасы газа некой фиксированной величиной для каждого конкретного объекта разработки. Категория извлекаемых запасов всегда является функцией технологии разработки или параметров заданной технологии. В связи с этим имеет смысл говорить о "технологически извлекаемых запасах". Применяя разные технологии разработки или меняя параметры в пределах одной и той же технологии, можно заранее планировать разное количество извлекаемых запасов газа.

Извлекаемые запасы в неоднородных пластах зависят от двух параметров технологии истощения залежей, таких как:

а) темп истощения (а значит, и количество скважин, и их дебиты) и б) стратегия изменения темпов истощения во времени. В связи с этим уместно пересмотреть подходы к прогнозированию конечной степени извлечения газа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. — М.: Недра, 1974.

2.    Теория    водонапорного    режима    газовых    месторождений/

С.Н. Закиров, Ю.П. Коротаев, Р.М. Кондрат и др. — М.: Недра, 1976.

3.    Панфилов М.Б., Панфилова И.В. Осредненные модели фильтрационных процессов с сильно неоднородной внутренней структурой. — М.: Наука,

1 996.

4.    Chierici G.L., Pizzi G., Cincci G.M. Water drive gas reservoirs: Uncertainty in reserves equation from past history // J. Petrol. Technol. 1967. N 2.

5.    Булавинов Л.Б. Исследование капиллярного вытеснения газа водой из естественных песчаников // Новости нефтяной и газовой техники. Сер. Газовое дело. — 1966. — № 7.

6.    Кондрат Р.М. Экспериментальное исследование процесса вытеснения газа водой и извлечения защемленного газа // Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 1974. — № 11.

7. Ширковский А.И. Новые методы расчета газонасыщенности, газоотдачи, начальных запасов газа и испарения связанной воды при разработке газовых залежей и подземном хранении газа // Обзор. — М.: изд-во ВНИИЭгазпром, 1967.

8.    Blunt M.J., King P. Relative permeabilities from two and tree dimensional pore scale network modelling // Transport porous Media. 1991. N 6.

9.    Koplik J., Lesseter T.J. Two-phase flow in random network models of porous media // SPE J. 1985. Vol. 25, N 1.

10.    Panfilova I.V., Muller J. Two-scale method for the saturation transport simulation in the network model of porous media. — Proc. International Congress "Recent Advances in Problems of Flow and Transport in Porous Media", Maroc, Marrakech, 9— 1 2 June, 1 996.

11.    Singhal A.K., Somerton W.H. Quantitative modelling of immiscible displacement in porous media: A network approach // Rev. Inst. fr. petrol. 1977. Vol. 32, N 6.

12.    Ромм E.C. Структурные модели пористых сред. — М.: Недра, 1984.

13.    Abrams A. The influence of fluid viscosity, interfacial tension and flow velocity on residual oil saturation left by waterflood // SPE J. 1965. Vol. 15, N 5.

14.    Chatzis I., Kuntamukkula M.S., Morrow N.R. Effect of capillary number on the microstructure of residual oil in strongly water-wet sandstones // SPE Res. Eng. 1988. Vol. 3, N 3.

15.    Chatzis I., Morrow N.R., Lim H.T. Magnitude and detailed structure of residual oil saturation // SPE J. 1983. N 4.

16.    Ксенжек O.C. Капиллярное равновесие в пористых средах с пересекающимися порами // Журнал физ. химии. — 1963. — Т. 37. — № 6.

17.    Маркин В.С. О капиллярном равновесии в модели пористого тела с пересекающимися порами переменного сечения // Докл. АН СССР. — 1963. — Т. 151. — № 3.

18.    Панфилов М.Б. Влияние структуры пористой среды на остаточную га-зонасыщенность при капиллярном впитывании жидкости // Изв. АН СССР. МЖГ. — 1981. — № 5.

19.    Панфилов М.Б. Перколяционные характеристики ветвящихся моделей пористых сред // Изв. АН СССР. МЖГ. — 1990. — № 6.

20. Чизмаджев Ю.А., Маркин В.С., Тарасевич М.Р., Чирков Ю.Г. Макрокинетика процессов в пористых средах (Топливные элементы). — М.: Наука, 1971.

21.    Nickel B., Wilkinson D. Invasion percolation on the Cayley tree: exact solution of a modified percolation model // Phys. Rev. Lett. 1983. Vol. 51.

22.    Панфилов М.Б., Жиденко Г.Г. Газоотдача обводняющихся неоднородных пластов // Обзор информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — 1997.

23.    Кристеа Н. Подземная гидравлика. Т. 2. — М.: Гостоптехиздат, 1961.

24. Панфилов М.Б. Гидродинамика процессов разработки нефтегазовых пластов: Конспект лекций. — М.: МИНГ им. И.М. Губкина, 1989.

ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ. ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ И СПЕЦИФИКА ТЕХНОЛОГИИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ БУРЕНИЯ

Ствол скважины создается разрушением горных пород с последующим извлечением их обломков на дневную поверхность. При сплошном бурении разрушается вся масса породы под долотом; при отборе керна разрушению подвергается только кольцевое пространство у стенки скважины, а внутренний цилиндр породы (керн) извлекается в целом виде (колонковое бурение) для последующего изучения.


Порода может разрушаться долблением, сверлением или (и) истиранием (последний случай — разновидность предыдущего). Каждому из этих видов разрушения соответствуют основные методы бурения: ударное, вращательное, ударновращательное (практически неприменямое) и дробовое (применяется редко) бурение.

Ударное бурение, имеющее ограниченное применение, обеспечивает цилиндрический ствол скважины путем выдалбливания в породе под ударами клинообразного долота, получающего возвратно-поступательное движение от станка, установленного на поверхности. Цилиндричность ствола достигается поворотом плоского долота в промежутке между ударами на некоторый угол; выбор его величины зависит от твердости пород.

Наибольшее применение получило вращательное бурение. При этом способе цилиндрический ствол формируется непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы (шлам) в процессе бурения также непрерывно выносятся на поверхность циркулирующим буровым промывочным раствором, газом, газированной жидкостью. При вращательном бурении долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия от вращающего момента.

В результате действия осевого усилия долото внедряется в породу, а окружное усилие и горизонтальная составляющая осевого усилия приводят к скалыванию, дроблению или истиранию породы (в зависимости от твердости пород и вида разрушающего инструмента).

Различают три способа бурения:

роторное — когда двигатель, приводящий во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, находится на поверхности;

турбинное и с использованием электробура — когда двигатель расположен у забоя скважины, над долотом; поток бурового раствора кроме известных функций используется как источник энергии.

Роторное и турбинное бурение являются основными способами проводки скважин и применяются повсеместно. Особенно широко используется турбинный способ бурения в России и странах СНГ.

7.1. ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ

В России получили распространение три способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный, турбинный и бурение электробурами. Первые два из этих способов являются основными, последний находится в стадии широкого промышленного экспериментирования.

Способ бурения выбирают с учетом особенностей и условий проходки скважин. При этом следует принимать во внимание область рационального использования того или другого способа бурения.

Области рационального применения роторного бурения:

бурение глубоких интервалов скважин шарошечными долотами АН, где необходимо максимально увеличить проходку за рейс и оптимальные значения скорости вращения долота находятся в пределах 35—150 об/мин;

разбуривание мощных толщ пластических глин, плотных глинистых сланцев и других пород, в которых целесообразно использовать энергоемкие долота — трехлопастные и трехшарошечные с крупными зубцами и большим шагом, где необходимо создавать высокие скорости истечения жидкости из насадок (100 — 120 м/с) и требуется реализация в долоте значительной части гидравлической мощности, развиваемой буровыми насосами;

при бурении скважин в условиях, требующих применения утяжеленных буровых растворов плотностью более 1700 — 1800 кг/м3, когда в конкретных условиях не имеет преимуществ электробур или нет возможности его использовать;

при бурении в условиях высоких забойных температур (более 140—150 °С) и осложнений, связанных с обвалами и сильными поглощениями бурового раствора; при бурении с отбором керна;

при бурении с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации, если в данных условиях невозможно использовать электробур; при бурении опорно-технологических скважин (ОТС). Бурение гидравлическими забойными двигателями рационально в следующих случаях:

бурение шарошечными долотами АВ диаметром 190 мм и более вертикальных скважин глубиной до 3000 — 3500 м (в отдельных случаях и более глубоких) при плотности бурового растора не выше 1700—1800 кг/м3;

бурение алмазными долотами и долотами типа ИСМ за исключением случаев, когда плотность бурового раствора превышает 1700 — 1800 кг/м3, а температура в скважине 140—150 °С (для двигателей, имеющих обрезиненные детали);

проходка наклонно направленных скважин; в интервалах набора кривизны и становления заданного азимута — независимо от значений оптимальных скоростей вращения долота, а в интервалах стабилизации наклона и перехода на вертикаль — при условии обеспечения оптимальных их значений;

вскрытие продуктивных пластов горизонтальными и раз-ветвленно-горизонтальными скважинами, а также забурива-ние стволов в обсаженных скважинах для их восстановления и повышения дебита низкопродуктивных скважин;

бурение верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра с помощью агрегатов РТБ, где основной задачей, определяющей выбор способа бурения, является борьба с искривлениями;

бурение вставными долотами без подъема труб в условиях, где применение этой разновидности турбинного способа бурения целесообразно;

бурение с промывкой аэрированной жидкостью с низкой степенью аэрации долотами АВ.

Применение электробуров рационально в следующих условиях:

бурение скважин диаметром 190 — 394 мм с промывкой буровым раствором, в том числе утяжеленным до 2300 кг/м3, при температуре не выше 130 — 140 °С с учетом обеспечения оптимальных значений скорости вращения долота; бурение опорно-технологических скважин (ОТС); проходка наклонно и вертикально направленных скважин в сочетании с телеметрическими системами, особенно в сложных геологических условиях с обеспечением оптимальных значений скорости вращения долота на всех участках профиля скважины;

вскрытие продуктивных горизонтов горизонтальными и разветвленно-горизонтальными стволами для повышения дебита скважин и коэффициента извлечения нефти из пластов;

бурение с продувкой забоя воздухом и промывочной аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации;

бурение алмазными долотами и долотами типа ИСМ, за исключением случаев, когда температура циркулирующей промывочной жидкости на забое превышает 130 °С.

Способ бурения и тип забойного двигателя в зависимости от оптимальной скорости вращения долота (об/мин) следует выбирать, пользуясь приведенными ниже данными.

Ротор, турбобур с редуктором-вставкой, электробур с двумя редукторами-вставками................................................................................................. 35—100

Ротор, винтовой забойный двигатель, турбобур с редуктором-вставкой, турбобур с решетками гидроторможения, электробур с редуктором-вставкой...................................................................................................... 100 — 250

Шпиндельные турбобуры с турбинами точного литья и турбобуры с падающей к тормозу линией давления, турбобур с редуктором-

вставкой, электробур с редуктором-вставкой........................................... 250 — 500

Турбобуры и электробуры для алмазного бурения.................................. 500 — 800

До настоящего времени в ряде случаев параметры режима бурения выбираются на основании анализа практических данных по десяткам и сотням пробуренных скважин, в результате чего нередки случаи, когда эти режимы внедряются в практику к концу разбуривания площади и лишь на достаточно крупных месторождениях они практически используются в течение длительного времени.

Для получения уже в начале разбуривания площади достаточной информации для обоснования выбора способа бурения (как отдельных интервалов, так и в целом для скважин), типов долот и забойных двигателей (в том случае, когда всю скважину или отдельные ее интервалы рекомендуется бурить с их помощью), а также для проектирования оптимальных параметров режима бурения при условии использования новейших технических средств, имеющихся на вооружении в промышленности, следует производить бурение опорнотехнологических скважин (ОТС). Число опорно-технологических скважин на площади выбирается таким, чтобы в результате их проводки можно было дать рекомендации для всех условий предстоящего разбуривания данной площади.

7.2. ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

В основе бурения забойными двигателями лежит применение погружного двигателя. Гидравлическим погружным двигателем называют машину, которая преобразует энергию потока жидкости в механическую энергию, а электрическим погружным двигателем — электробур.

По принципу действия различают гидравлические двигатели объемного типа (гидростатические) и гидродинамические двигатели.

Объемные двигатели действуют от гидростатического напора в результате наполнения жидкостью рабочих камер и перемещения вытеснителей. Под вытеснителем понимается рабочий орган, непосредственно совершающий работу под действием на него давления жидкости. Конструктивно вытеснитель может быть выполнен в виде поршня, пластины, зуба шестерен или ротора. В объемных гидравлических двигателях ведомое звено может совершать как циклическое возвратнопоступательное или возвратно-поворотное движение, так и непрерывное.

Объемные двигатели характеризуются тремя основными признаками:

а) наличием рабочих камер, которые периодически сообщаются со входом или выходом машины, причем жидкость наполняет каждую камеру или выталкивается из нее;

б) изменением давления в рабочей камере от начального до конечного постепенно вследствие изменения объема камеры или скачкообразно в результате сообщения камеры с выходом;

в) несущественной зависимостью усилий на рабочих органах двигателя от скорости движения жидкости в камерах.

Гидродинамические двигатели (турбины) функционируют при изменении момента количества движения жидкости в рабочих органах машины. В этом типе гидравлических двигателей ведомое звено совершает только вращательное движение.

Гидродинамические двигатели характеризуются также тремя особенностями:

а)    рабочие органы двигателя выполнены в виде лопаточного аппарата, состоящего из статора и ротора, обтекаемого жидкостью;

б) в каналах двигателя циркулирует непрерывный поток жидкости;

в)    взаимодействие между лопаточным аппаратом и жидкостью носит гидродинамический характер.

7.2.1. ТУРБОБУРЫ. ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ

В турбинном бурении наибольший крутящий момент обусловлен только сопротивлением породы вращению долота (труб и механизмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивлением породы вращению долота, сопротивлением трения труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, определяемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, скорости вращения долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород.

Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб при этом способе примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении.

В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном.

Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX столетия: первый патент на турбину для бурения нефтяных скважин был получен в 1873 г. Гроссом. В 1890 г. Г.Г. Симченко (Баку) разработал проект первого забойного круговращательного гидравлического двигателя.

В начале 1900-х годов был разработан и использован на практике для быстроударного бурения в твердых породах забойный гидравлический таран, создававший 500 — 600 ударов в минуту по забою. В 1923 г. М. А. Капелюшников разработал (совместно с С.М. Волохом и Н.А. Корневым) турбинный аппарат для бурения скважин, названный турборбуром Капелюшникова. Он развивал мощность до 8,8 кВт и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. Шумиловым, Р.А. Иоаннесяном, Э.И. Тагиевым и М.Т. Гусманом. Позднее благодаря работам ВНИИБТ турбинное бурение приобрело общее признание.

Успехи современного турбинного бурения главным образом зависят от возможности реализации оптимальных режимов отработки новых конструкций высокопроизводительных долот, созданных в последнее время1.

Турбобур — машина быстроходная. Поэтому большое значение имеют работы, направленные на создание низкооборотных турбобуров, способных эффективно отрабатывать шарошечные долота с герметизированными маслонаполненными опорами типов ГНУ и ГАУ.

В области турбоалмазного бурения особую актуальность приобретает создание высокомоментных турбобуров для работы с новыми долотами с поликристаллическими алмазными режущими элементами типа Stratopax.

Современный турбобур должен обеспечивать следующие характеристики и функции.

1.    Достаточный крутящий момент при удельных расходах жидкости не более 0,07 л/с на 1 см2 площади забоя.

2. Устойчивую работу при частотах вращения менее 7 с-1 для шарошечных и 7-10 с-1 для алмазных долот.

3.    Максимально возможный КПД.

4.    Обеспечение перепада давления на долоте не менее 7 МПа.

5.    Наработку на отказ не менее 300 ч.

6.    Долговечность не менее 2000 ч.

7.    Постоянство энергетической характеристики по меньшей мере до наработки на отказ.

8.    Независимость энергетической характеристики от давления и температуры окружающей среды.

9.    Возможность изменения реологических свойств бурового раствора в процессе долбления.

10. Возможность введения в буровой раствор различных наполнителей и добавок.

[Ю.Р. Иоанесян, В.П. Попко, С.Л. Симонянц. Конструкции и характеристика современных турбобуров. — М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

11.    Возможность осуществления промывки ствола скважины без вращения долота.

12. Возможность проведения замеров траектории ствола скважины в любой точке вплоть до долота без подъема бурильной колонны.

13.    Стопорение выходного вала с корпусом в случае необходимости и освобождение от стопорения.

14.    Гашение вибраций бурильного инструмента.

15.    Экономию проведенных затрат на 1 м проходки скважины по сравнению с альтернативными способами и средствами бурения.

Понятно, что в одной конструкции все или большую часть этих требований воплотить очень сложно. В то же время целесообразно иметь возможно меньшее число типов турбобуров одинакового диаметра.

В начале 50-х годов в связи с возрастанием глубин скважин стали стремиться к увеличению числа ступеней турбины для снижения частот вращения долот. Появились секционные турбобуры, состоящие из двух-трех секций, собираемых в одну машину непосредственно на буровой. Секции свинчивались с помощью конической резьбы, а их валы соединялись сначала конусными, а затем конусно-шлицевыми муфтами. Осевая опора секционного турбобура устанавливалась в нижней секции.

В дальнейшем с целью упрощения эксплуатации турбобуров осевая опора была вынесена в отдельную секцию — шпиндель. Это усовершенствование позволило производить смену на буровой наиболее быстроизнашиваемого узла турбобура — его опоры.

Секционные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ в настоящее время серийно выпускаются заводами химического машиностроения с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.

В конце 50-х годов во ВНИИБТ были начаты интенсивные исследования по разработке опоры качения турбобура. Дело в том, что резинометаллическая пята, хорошо работающая при использовании в качестве бурового раствора воды или буровых (глинистых) растворов с относительно низким содержанием твердой фазы, а также при невысоких значениях перепада давления на долоте, в случае применения утяжеленных или сильно загрязненных буровых растворов существенно искажала выходную характеристику турбобура, что, в свою очередь, снижало эффективность турбинного способа бурения.

В начале 60-х годов Р.А. Иоаннесяном (с соавторами) была создана упорно-радиальная шаровая опора турбобура серии 128 000, представляющая собой многоступенчатый шарикоподшипник двухстороннего действия.

Турбобуры с шаровой опорой серии А в настоящее время серийно выпускаются заводами химического машиностроения с диаметрами корпуса 164, 195 и 240 мм.

Дальнейшее совершенствование конструкций турбобура связано с появлением новых высокопроизводительных шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами. Для эффективной отработки этих долот требуются частоты вращения приблизительно 2,5 — 5 с-1. Это привело к созданию ряда новых направлений в конструировании турбобуров:

с системой гидродинамического торможения;

многосекционных;

с высокоциркулятивной турбиной и клапаном-регулятором расхода бурового раствора;

с системой демпфирования вибраций;

с разделенным потоком жидкости и полым валом;

с плавающей системой статора;

с тормозной приставкой гидромеханического типа;

с редукторной вставкой.

Появились также гидравлические забойные двигатели объемного типа — винтовые.

В настоящее время среди конструкторов турбобуров еще нет единого мнения о наиболее эффективном и перспективном направлении развития техники турбинного способа бурения. С целью объективной оценки новых конструкций и выбора лучшей из них для широкого внедрения в серийное производство проводятся сравнительные испытания макетных образцов новых забойных двигателей.

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры

Секционные унифицированные шпиндельные турбобуры типа 3ТСШ1 предназначены для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами.

В настоящее время выпускаются турбобуры 3ТСШ1 с диаметрами корпуса 172, 195 и 240 мм.

Турбобуры состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции (рис. 7.1). В шпинделе установлена непроточная резинометаллическая осевая опора, которая выполняет также функцию уплотнения вала турбобура.

j?U

Шифр

турбобура

Тип

турбины

Число

ступеней

турбины

Расход

жидкости,

л/с

Крутящий

момент",

Н-м

Частота

вращения*,

с-1

Перепад

давления,

МПа

Дли

на,

м

Мас

са,

кг

Диаметр,

мм

3ТСШ1-240

30/16,5

315

32

2648

7,4

5,5

23,

597

240

3ТСШ1-195

26/16,5

330

30

1481

6,6

3,9

3

5

1 95

3ТСШ1-

24/18

31 8

40

1 746

5,9

2,9

25,

479

1 95

195ТЛ

21/16,5

327

30

1961

12,1

6,5

7

0

1 95

3ТСША-

28/16

336

25

1765

10,4

8,8

25,

432

172

195ТЛ

7

5

3ТСШ1-172

25,

Q

474

с

9

25,

5

353

4

0

*При максимальной мощности турбобура Nmax.

В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Последняя применяется для устранения опасности соприкосновения роторов и статоров турбины из-за износа шпиндельного подшипника в процессе работы.

В турбобурах 3ТСШ1 устанавливается цельнолитая металлическая турбина, а в турбобурах 3ТСШ1-ТЛ — составная турбина, проточная часть которой изготовлена методом точного литья.

В качестве запасного комплекта к турбобурам 3ТСШ1-195ТЛ поставляется и турбина типа 24/18-195ТПК, лопаточный венец которой выполнен из пластмассы.

Технические характеристики секционных унифицированных шпиндельных турбобуров 3ТСШ1 приведены в табл. 7.1 (при плотности жидкости 1000 кг/м2).

Высокомоментные турбобуры с системой гидроторможения

Высокомоментные турбобуры типа АГТШ с системой гидродинамического торможения предназначены для бурения глубоких скважин шарошечными долотами, но могут применяться и при алмазном бурении. Машиностроительные заводы Минхиммаша выпускают турбобуры типа АГТШ с диаметрами корпуса 164, 195 и 240 мм.

Турбобуры состоят из трех секций и шпинделя (рис. 7.2). Две турбинные секции содержат многоступенчатую высоко-циркулятивную турбину. В третьей устанавливаются ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ состоят из статора и ротора, лопатки венцов которых имеют безударное обтекание жидкостью на тормозном режиме. При вращении такого ротора возникает крутящий момент, противоположный моменту, развиваемому турбиной турбобура. Значение тормозящего момента пропорционально частоте вращения вала.

В шпинделе турбобура установлен упорно-радиальный шарикоподшипник серии 128 000. В качестве уплотнения вала используются круглые резиновые кольца ПРУ.

Технические характеристики высокомоментных турбобуров типа АГТШ приведены в табл. 7.2 (при плотности жидкости 1000 кг/м3).

Рис.    7.1.    Шпиндельный

унифицированный    турбобур    типа

3ТСШ1

Рис. 7.2. Турбобур с системой гидроторможения типа А7ГТШ    и

А9ГТШ

Т а б л и ц а 7.2

Шифр

турбобура

Тип

турбины

Число

ступеней

турбины

ГТ

Расход жидкости, л/с

Крутящий

момент*,

Н-м

Частота

вращения*

с-1

Перепад

давления,

МПа

Длина,

м

Масса,

кг

Диаметр турбобура, мм

А9ГТШ

А9К5Са

210

99

45

3060

4,9

5,5

23,3

6165

240

А7ГТШ

А7Н4С

228

114

30

1814

6,0

6,9

24,9

4425

195

А6ГТШ

А6КЗС

240

75

20

779

6,0

4,5

24,5

2960

164

*При максимальной мощности турбобура Nmax.

Многосекционные турбобуры

Существующая технология турбинного бурения в большинстве случаев основана на применении серийных турбобуров АГТШ или 3ТСШ1 в том виде, в каком они поставляются машиностроительными заводами. Энергетические характеристики этих турбобуров, как правило, не удовлетворяют оптимальным параметрам отработки шарошечных долот и гидравлической программе бурения. Особенно это относится к применению новых шарошечных долот с герметизированными маслонаполненными опорами (ГНУ и ГАУ), а также к использованию одного бурового насоса при бурении скважины.

С целью снижения частоты вращения долота и наращивания крутящего момента на валу турбобура применяются многосекционные (свыше трех секций) турбинные сборки. Серийные турбобуры, собранные из пяти-шести турбинных секций, позволяют эффективно отрабатывать высокопроизводительные долота при пониженных расходах бурового раствора, а также предоставляют технологам значительно более широкие возможности для выбора оптимальных параметров режима бурения.

В дальнейшем усовершенствованные многосекционные турбобуры испытывались при бурении глубоких скважин в РФ и за рубежом как с отечественными, так и с американскими долотами. Стойкость шарошечных долот производства США составляла 15 — 60 ч.

По своей конструктивной схеме многосекционный турбобур не отличается от серийного. Однако увеличение числа турбинных секций предъявляет более высокие требования к надежности работы шпинделя турбобура. Он должен быть не только более надежным, но и более долговечным, чем применяемые в настоящее время шпиндели серийных турбобуров. Этим требованиям отвечают шпиндели с лабиринтным дисковым уплотнением типа ШФД (рис. 7.3).

Многосекционный турбобур является дорогой машиной, поэтому его срок службы до списания должен быть увеличен не менее чем до 2000 ч. По результатам испытаний таких турбобуров со шпинделями типа ШФД их долговечность составляет 2000 — 4000 ч.

Формирование энергетической характеристики многосекционного турбобура может осуществляться несколькими путями: использованием разных типов турбин, их сочетанием 366

Т а б л и ц а 7.3

Тип

сборки

турбобура

Число

турбинных

секций

Число

ступеней

турбины

ГТ

Расход жидкости, л/с

Крутящий

момент*,

Н-м

Частота

вращения*,

с-1

Перепад давления , МПа

Длина,

м

Диаметр

турбо

бура,

мм

5А9ГТШ

5

315

210

32

2221

3,4

6,2

42

240

6А7ГТШ

6

348

348

26

1 893

4,3

10,4

49

1 95

6ТСШ1-

6

636

-

30

1742

4,4

3,4

49

195

195ТЛ

5

630

-

18

1 575

8,1

9,8

40

1 64

5А6Ш

*При максимальной мощности турбобура Nmax.

со ступенями ГТ, а также регулированием расхода бурового раствора через турбину.

В табл. 7.3 приведена техническая характеристика современных многосекционных турбобуров (при плотности жидкости 1000 кг/м3), собираемых из серийно выпускаемых машин типов АГТШ и ТСШ1.

Турбобур с независимой подвеской

Увеличение числа секций турбобура позволяет сформировать оптимальную энергетическую характеристику для бурения шарошечными долотами с герметизированными маслонаполненными опорами и алмазными породоразрушающими инструментами. Этот путь представляется наиболее простым и надежным, однако требует более квалифицированного подхода к сборке и регулировке турбинных секций. Для упрощения этих операций и взаимозаменяемости секций разработана конструкция турбобура с независимой подвеской.

Каждая турбинная секция с независимой подвеской имеет свой упорный шарикоподшипник. Корпусы секций соединяются между собой с помощью конической резьбы, а валы — квадратными полумуфтами и могут свободно перемещаться в осевом направлении. В результате такой компоновки секций износ упорного подшипника шпинделя не влияет на осевой зазор между статором и ротором турбины. Последний определяется только износом подшипников, установленных в турбинных секциях. Поскольку осевая нагрузка на эти подшипники действует только с одной стороны и практически не имеет динамической составляющей, то этот износ легко прогнозируется. При сборке ротор турбины устанавливается в крайнее верхнее положение относительно статора, что позволяет увеличить время работы упорного подшипника секции. По данным промысловых испытаний диапазон наработки турбинной секции на отказ составляет 120 — 350 ч.

Упорный подшипник шпинделя работает в тяжелых условиях. Действующая на него реакция забоя скважины переменна по величине и частотам возмущения. Динамические силы приводят к интенсивному износу этого подшипника. Однако допустимый осевой люфт в опоре может составлять около 16 — 20 мм, поэтому наработка на отказ может быть вполне соизмерима и даже выше, чем у шпинделя обычного типа, но только в тех случаях, когда износ опоры не сопровождается расколом отдельных ее элементов (обоймы, шара).

Турбобур с независимой подвеской может быть собран с турбиной любого типа. В каждой секции можно установить по 80 — 90 ступеней.

Ниже приводится характеристика трехсекционного турбобура А7ГТШМ (при плотности жидкости 1000 кг/м3).

Число ступеней:

*При максимальной мощности турбобура Nmax.

Турбобур с плавающим статором

Турбобуры с плавающими статорами обладают теми же преимуществами, что и турбобуры с независимой подвеской секций. Однако в отличие от первых осевая опора шпинделя имеет повышенную гидравлическую нагрузку.

Конструкции турбобуров с плавающими статорами принципиально отличаются от известных.

Каждый статор такого турбобура имеет свободу перемещения в осевом направлении и с помощью шпонки, заходящей в специальный паз корпуса, запирается от проворота под действием собственного реактивного момента. Каждый ротор представляет собой и пяту для соответствующего статора, который не имеет приставочных дистанционных колец.

Такое исполнение ступени турбины, с одной стороны, позволяет до максимума увеличить средний диаметр турбины, а с другой, — до минимума сократить осевой люфт в ступени. Тем самым в корпусе стандартной длины удается разместить число ступеней турбин в 1,4 раза больше, чем у серийных турбобуров. Недостаток этой конструкции — свободный выход бурового раствора на внутреннюю поверхность корпуса турбинной секции.

Отсутствие взаимосвязи между осевыми люфтами турбины и осевой опорой шпинделя позволяет исключить из практики турбинного бурения торцовый износ лопаточных венцов турбин и повысить межремонтный период работы шпинделей.

Турбобур состоит из трех турбинных секций и шпинделя

Тип

турбобура

Число

ступеней

турбины

Расход

жидкости,

л/с

Крутящий

момент",

Н-м

Частота

вращения*,

с-1

Перепад

давления,

МПа

ТПС-172

435

25

2100

7,5

6,57

3ТСШ1М1-195

455

30

2875

6,85

5,97

"При максимальной мощности Nmax.

с двумя вариантами осевой опоры:    подшипник ШШО-172

(538920) и резинометаллическая пята ПУ-172.

Турбобуры с диаметром корпуса 172 мм с плавающим статором прошли промышленные испытания в Главтюменнефте-газгеологии. Средняя наработка турбобура на отказ (по шпинделю) составила 210 ч. Межремонтный период турбинных секций — более 500 ч.

В табл. 7.4 приведены технические характеристики турбобуров с плавающим статором с диаметром корпуса 195 мм — 3ТСШ1М1-195 и 172 мм — ТПС-172 (при плотности жидкости 1000 кг/м3).

Турбобур с полым валом

Во ВНИИБТ разработаны турбобуры с полым валом (рис. 7.4), предназначенные для бурения скважин шарошечными и алмазными долотами в сложных горногеологических условиях. Турбобур состоит из турбинных секций и шпинделя. В зависимости от условий эксплуатации возможно использование от трех до шести турбинных секций для обеспечения требуемой характеристики турбобура.

Как видно из рис. 7.4, турбинные секции состоят из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на четырех резинометаллических радиальных опорах. В пространстве между корпусом и полым валом установлено около 100 ступеней турбины. Концы полого вала оборудованы конусношлицевыми полумуфтами, внутри которых имеются уплотнительные элементы, предотвращающие утечку бурового раствора из полости вала к турбине. При сборке турбинных секций соблюдаются заданные размеры вылета и утопания полумуфт для обеспечения необходимого положения роторов относительно статоров.

Шпиндель турбобура состоит из корпуса и полого вала, установленного внутри корпуса на резинометаллических радиальных опорах и упорно-радиальном шариковом подшип-

Шифр

турбо

бура

Число ступеней турбины

Расход жидкости через турбину, л/с

Крутящий момент*, Н-м

Частота

вращения*,

с-1

Перепад давления, МПа

Диаметр долота, мм

ТПВ 240

552

30

2800

5,7

6,7

311; 295,3; 269,9

А7ПВ

588

22

1600

4,9

4,9

215,9; 212,2

ТПВ 178

552

17

1200

7,6

10

215,9; 212,2

*При максимальной мощности турбобура Nmax.

нике серии 128 000. В случае необходимости нижний конец корпуса шпинделя может быть оборудован стабилизатором, при этом на нижний конец вала устанавливается удлинитель, который центрируется внутри стабилизатора резинометаллической радиальной опорой.

При сборке турбинных секций предусмотрена возможность установки стабилизаторов между турбинными секциями или между турбинной секцией и шпинделем. Для этого на нижнем переводнике турбинной секции на резьбе закрепляется стабилизатор, а на нижнем конце вала — удлинитель соответствующей длины так, чтобы не изменять ранее отрегулированные присоединительные размеры утопания и вылетов полумуфт.

Наличие полых валов турбинных секций и шпинделя позволяет осуществлять следующие операции:

поддерживать в насадках долота перепад давления 6 — 9 МПа без дополнительного нагружения буровых насосов;

проводить замеры пространственного положения ствола скважины в непосредственной близости от долота без подъема бурильной колонны на дневную поверхность;

на основании проведенных замеров корректировать осевую нагрузку на долото для управления процессом набора, сброса или стабилизации угла искривления ствола скважины;

прокачивать через полость валов, минуя турбину, разного рода наполнители;

спускать в аварийных случаях в полость вала приборы для определения места прихвата ПО-50 по ТУ 39-020 — 75 и торпеды, например, ТШ-35, ТШ-43, ТШ-50 по ТУ 25-04-2726 — 75, ТУ 25-04-2702 — 75 или ТДТТТ-25-1, ТДШ-50-2 по ТУ 39/5-137 — 73 и ТУ 39/5-138 — 73;

продавливать буровой раствор и выравнивать его свойства через полый вал с последующим сбросом гидромониторного узла (такая операция позволяет во много раз сократить время для проведения указанных работ).

В табл. 7.5 приведены технические характеристики турбобуров с полым валом (при плотности жидкости 1000 кг/м3).

Турбобур с редуктором-вставкой

Турбобуры с редуктором-вставкой типа РМ предназначены для эффективного использования шарошечных долот с маслонаполненными опорами при технологически необходимом расходе бурового раствора и уменьшенным 370

Тип

турбинной

секции

Число

турбинных

секций

Расход

жидкости,

л/с

Крутящий момент, Н-м

Перепад

давления,

МПа

предельный

прё Nmax

3ТСША-195ТЛ

3ТСШ1-195

А7ТШ

П р и м е ч а ность жидкости

1

1

1

г И a Nmax -1000 кг/м3.

24

40

30

- максимал:

4826

4806

3650

зная мощно

2413 2403 1 825

сть турбобу

2,7

3,6

3

гра; плот-

по сравнению с другими гидравлическими двигателями перепадом давлений.

Маслонаполненный редуктор-вставка применяется в сочетании с турбинными секциями и шпинделем серийно выпускаемых турбобуров. Редуктор-вставка устанавливается между шпинделем и турбинными секциями, снабжен планетарной передачей и системой маслозащиты передачи и опор.

Планетарная передача двухрядная, зубчатая, с косозубым зацеплением Новикова. Система маслозащиты имеет уплотнения торцового типа. Выходной вал с помощью шлицевой муфты соединен с валом шпинделя, а входной вал с помощью полумуфты — с турбинными секциями.

Редуктор-вставка представляет собой автономный узел, который может быть заменен непосредственно на буровой. Энергетические характеристики турбобура с редуктором-вставкой и разными типами турбин приведены в табл. 7.6.

При испытаниях турбобуров средняя наработка на отказ маслонаполненного редуктора составила 100—115 ч, а при бурении скважин с высокими забойными температурами (свыше 150 °С) — около 40 ч.

Шпиндель с лабиринтным дисковым уплотнением

В настоящее время нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства шпиндели типа ШФД (табл. 7.7) с лабиринтным дисковым уплотнением (см. рис. 7.3). Они предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частоте вращения вала до 25 с-1 и обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 1,5 — 2,5 раза по сравнению с тем, когда используются шпиндели серийно выпускаемых конструкций. Увеличение наработки на отказ достигается за счет частичной изоляции кар-

Шифр

шпидделя

Наруж

ный

диаметр,

мм

Масса,

кг

Внутренний длиаметр корпуса, мм

Наружный диаметр вала, мм

Общая

длина,

мм

Число

радиаль

ных

опор

ШФД-240

ШФД-195

240

195

1310

910

205

165

115

105

4650

4600

3

3

Т а б л и ц а 7.8

Шифр подшипников ТУ 37.006.042-81

Присоединительная резьба по РТМ 26-02-15-72

к турбинной секции

к долоту

корпуса

верхней части вала

нижней части вала

128723

128721К

РКТ-208

3-171

3-147

3-117

РКТ-218

РКТ-177

МК-116

МК-105

3-133

3-117

тера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу. Такая изоляция обеспечивается оборудованием верхней части вала шпинделя "расходным" лабиринтным уплотнением и установкой между лабиринтным уплотнением и уплотнениями картера осевой опоры дренажной втулки, отверстия которой сообщаются с пространством скважины.

Уплотнители картера осевой опоры выполнены из эластичного материала, укреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, закрепленным в корпусе, при этом число пар уплотнитель — диск равно восьми.

Для соединения с верхнерасположенными турбинными секциями вал шпинделя оборудован в верхней части конусношлицевой полумуфтой, которая одновременно служит для сжатия пакета деталей, набранных на валу. Для центрации вала используются резинометаллические радиальные опоры, одна из которых установлена между полумуфтой и лабиринтным уплотнением, а две другие — в нижней части вала. Лабиринтное уплотнение состоит из набора парных дисков ротора и статора и рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. В картере осевой опоры между двумя блоками уплотнителей установлен упорнорадиальный шариковый подшипник серии 128 000.

По результатам сравнительных испытаний, проведенных в ПО "Куйбышевнефть", шпиндель ШФД-195 имеет наибольшую наработку на отказ — (183 ч) из всех негерметизиро-ванных конструкций новых шпинделей турбобуров, разработанных ВНИИБТ. Конструктивные характеристики шпинделей приведены в табл. 7.8.

Герметизированный маслонаполненный

шпиндель

В настоящее время нашли промышленное применение и подготовлены для серийного производства герметизированные маслонаполненные шпиндели типа ШГД (рис. 7.5). Шпиндели предназначены для использования с турбинными секциями серийных турбобуров при частотах вращения вала до 15 с — 1 и обеспечивают увеличение наработки на отказ и межремонтного периода турбобура в 2 — 4 раза по сравнению с использованием шпинделей серийно выпускаемых турбобуров.

Увеличение наработки на отказ в шпинделях ШГД достигается полной герметизацией картера осевой опоры от поступления бурового раствора, содержащего твердую абразивную фазу, причем картер осевой опоры заполнен смазкой. Надежная герметизация картера осевой опоры обеспечивается тем, что на герметизирующие уплотнения не действует перепад давлений, срабатываемый в насадках долота. Это стало возможным при использовании "расходного" лабиринтного уплотнения, аналогичного применяемому в шпинделях ШФД. Лабиринтное уплотнение установлено в верхней части вала над герметизирующими элементами. Раствор, прошедший через лабиринтное уплотнение, сбрасывается в затрубное пространство через отверстия в корпусе, расположенные над герметизирующим элементом. Герметизирующие элементы, выполненные из эластичного материала, закреплены на валу и контактируют с цементированным металлическим диском, закрепленным в корпусе.

Вал центрируется относительно корпуса тремя резинометаллическими радиальными опорами, одна из которых установлена в верхней части вала, две другие — в нижней. Полу-муфта закрепляется на валу малоконусной резьбой с внутренним упорным торцом и одновременно своим наружным торцом сжимает пакет деталей, набранных на валу. С верхнерасположенными турбинными секциями полумуфта соединяется конусно-шлицевым соединением, имеющим такие же присоединительные размеры, как и полумуфта серийно выпускаемого турбобура. Лабиринтное уплотнение состоит из набора парных дисков ротора и статора и рассчитано на работу с перепадом давлений в насадках долота до 7 МПа. Для предотвращения попадания шлама в лабиринтные диски следует поддерживать перепад давлений в насадках долота не менее 2 МПа.

Рис. 7.5. Герметизированный маслонаполненный шпиндель

Герметизирующие уплотнители установлены над картером осевой опоры и под ним и объединены для удобства монтажа и демонтажа в отдельные блоки. По принятой классификации    герметизирую


щие элементы состоят из двух частей: одна из них установлена в среде бурового раствора, другая — в среде смазки. При этом между этими частями образуется буферная зона, которая через регулирующий клапан соединена с картером осевой опоры.

Назначение клапана комплексное:

поддержание заданного начального давления смазки в картере осевой опоры как во время заправки, так и в процессе работы, когда происходит увеличение объема смазки вследствие ее разогрева;

создание встречного движения смазки буровому раствору в пределах буферной зоны между двумя уплотнителями и продав-ливание смазки между то р -цами уплотнителя и антифрикциона;

возможность секционирования герметизирующих элементов с одновременным исключением воздушных пробок между герметизирующими элементами за счет перетока смазки через клапан;

Шифр

шпинделя

Наружный

диаметр,

мм

Масса,

кг

Внутрен

ний

диаметр

корпуса,

мм

На р ужн ы й диаметр вала, мм

Общая

длина,

мм

Число радиальных опор

Число

уплотни

телей

картера

Общий

объем

смазки,

дм3

Число

лубри

каторов

ШГД-240

ШГД-195

240

195

2200

1450

205

165

115/130 105/115

7700

7650

3

3

8

8

36

24

3

3

П р о д о л ж е н и е т а б л. 7.9

Шифр

шпинделя

Шифр подшипника по ТУ 37.006.04281

Присоединительная резьба по РТМ 26-02-15-72

к турбинной секции

к долоту

корпуса

верхней части вала

нижней части вала

ШГД-240

ШГД-195

128723 128721К

РКТ208

3-171

3-147

3-117

РКТ218

РКТ177

МК116

СПМК105

3-133

3-117

равномерное распределение давления по всем образованным буферным зонам;

вывод остатков воздуха при заправке шпинделей смазкой.

Клапан установлен в диске, закрепляемом в корпусе.

Наряду с применением шарикового подшипника типа 128 700 по ТУ 37.006.042-81 предусмотрено использование опоры скольжения.

В качестве смазки может использоваться индустриальное масло и нигрол.

Конструкция шпинделя допускает производство дозаправки или полной смены смазки на буровой, для чего верхняя и нижняя части картера снабжены заправочными втулками.

В настоящее время ведутся работы по использованию смазок, обладающих высокоэффективными тормозящими свойствами. С внедрением таких смазок применение герметизированных шпинделей станет еще более эффективным, так как тормозное устройство станет наиболее компактным из всех известных.

В результате сравнительных испытаний новых шпинделей турбобуров шпиндель ШГД-195 признан наиболее надежной и долговечной конструкцией. Его средняя наработка на отказ составила 294 ч.

Конструктивные характеристики шпинделей ШГД приведены в табл. 7.9.

Турбины современных турбобуров

Турбина турбобура представляет собой преобразователь гидравлической энергии потока жидкости в механическую энергию вращения вала.

Турбина современного турбобура — многоступенчатая, осевого типа и состоит из систем статоров и роторов. Как правило, система статоров связана с корпусом, а система роторов — с валом турбобура (рис. 7.6).

При постоянном значении расхода бурового раствора через турбину развиваемый ею крутящий момент определяется по формуле Эйлера

М = Qpr(cta - С2^ )z,    (7.1)

где Q — расход жидкости; р — плотность жидкости; r — средний радиус турбины; c1u, c2u — проекции абсолютной скорости потока жидкости, протекающего соответственно

Рис. 7.6. Принцип действия турбины турбобура (пара стартор - ротор):

1, 5 — наружный обод ротора и статора; 2, 3 — лопатка ротора и статора; 4, 6 — внутренний обод статора и ротора

через статор и ротор на направление окружной скорости турбины; z — число ступеней турбины.

Эффективный перепад давления на турбине определяется по формуле

pu2 z,

(7.2)


где и — окружная скорость турбины на среднем диаметре.

Развиваемый турбиной крутящий момент зависит от режима ее работы, т.е. от частоты вращения ротора турбины. Для большинства современных турбин эта зависимость линейна и определяется уравнением

M = M т(1    ),

(7.3)


n v

где Мт — тормозной (предельный) крутящий момент; n — частота вращения ротора; nx — частота вращения ротора на холостом режиме (предельная).

Совокупность зависимостей крутящего момента, перепада давления, мощности и КПД от частоты вращения называется энергетической характеристикой турбины. Энергетическая характеристика представлена на рис. 7.7. Как видно из графиков, характеристика турбины турбобура — сериесная. Однако это не означает, что турбобур может работать на всех режимах — от холостого до тормозного. Известно, что при увеличении осевой нагрузки частота вращения вала турбобура вначале уменьшается, затем турбобур начинает неустойчиво работать, а потом резко останавливается — "срывается”. Частота вращения при этом, как правило, бывает не ниже 0,4 nx.

"Срыв” турбобура объясняется многими факторами, основными из которых являются нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в пяте турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вращения, низкочастотные колебания момента сопротивления из-за вибраций и неравномерностей подачи бурового инструмента, перемежаемость разбуриваемых горных пород по твердости. Все эти факторы приводят к тому, что устойчивая работа турбобура возможна только с определенным, как правило, не менее чем двукратным запасом крутящего момента, т.е. на режимах, располагающихся правее от режима максимальной мощ-ности.

Эти режимы в большинстве случаев характеризуются также и максимальным значением механической скорости пр о-

М; N; р; Г|


Рис. 7.7. Энергетическая характеристика турбины турбобура:

М — крутящий момент; Мт — тормозной момент; N — мощность; N:3 — максимальная мощность; р — перепад давления; n — частота вращения; n э, nx, n0    —

частота вращения соответственно на экстремальном, холостом и оптимальном режимах; П — КПД; п 0 — максимальный КПД ходки. Поэтому условно режим максимальной мощности можно считать рабочим режимом турбобура.

Следует отметить, что чем глубже забой скважины, чем больше искривлен ее ствол, чем более моментоемкое долото используется при бурении, чем выше вибрации бурильного инструмента и чем больше перемежаемость горных пород, тем ближе к холостому режиму должен располагаться рекомендуемый рабочий режим турбобура и тем, следовательно, ниже должна быть частота вращения холостого хода.

Для расчета характеристики турбины могут использоваться преобразованные формулы, определяющие крутящий момент и перепад давления на режиме максимальной мощности:

M = 2nQpr2nz,    (7.4)

p = 4n2pr2—,    (7.5)

n

где p — перепад давления на турбине; n — КПД.

Т а б л и ц а 7.10

Технические характеристики турбин, выпускаемых отечественной промышленностью

Тип турбины

ДИа

метр

турбо

бура,

мм

Расход

раст

вора,

л/с

Тор

моз-

ной

мо

мент,

Н-м

Часто

та

враще

ния

холос

того

хода,

с-1

Пере

пад

давле

ния

рабо

чий,

МПа

Мак

си-

маль-

ный,

МПа

пере

пад

давле

ния

Мак

си-

маль-

ный

КПД,

%

30/16,5-240

240

40

24,58

17,3

0,0262

0,0262

63,8

А9КСА

240

40

22,02

14,0

0,0252

0,0324

40,4

26/16,5-196

195

28

8,07

13,9

0,0113

0,0113

55,3

A7H4C

195

28

12,59

18,5

0,0287

0,0363

40,5

24/18-195ТЛ

195

28

4,74

8,2

0,0048

0,0048

47,4

24/18-195ТПК

195

28

5,63

8,1

0,0057

0,0057

42,3

А7П3

195

28

16,77

18,3

0,0320

0,0363

38,2

А7П36К

195

28

17,69

19,8

0,0259

0,0296

52,8

21/16,5-195АТЛ

195

28

16,32

23,2

0,0263

0,0341

70,6

ТД-195АТЛ

195

28

16,92

29,2

0,0395

0,0433

65,6

Т195К

195

28

9,50

13,8

0,0139

0,0139

50,8

28/16-172

172

24

8,22

20,5

0,0239

0,0239

44,2

А6К3С

164

20

6,22

18,1

0,0194

0,0232

39,8

П р и м е ч а н и е. Число ступеней — 1. Плотность бурового раствора — 1000 кг/м3 (техническая вода).

При пересчете параметров характеристики турбины на другие значения расхода, плотности жидкости и числа ее ступеней следует пользоваться выражениями

n ~ Q; М ~ Q2;    p ~ Q2; N ~ Q3;    n inv Q;

n inv p; M ~ p;    p ~ p; N ~ p;    n    inv p;    (7.6)

n inv z; M ~ z;    p ~ z; N ~ z;    n    inv z,

где N — мощность турбины.

Турбины турбобуров изготавливаются из малолегированной стали преимущественно цельнолитыми в земляные формы и составными, когда лопаточный венец выплавляется точным литьем по моделям. Выпускаются также лопаточные венцы, изготовленные из пластмассы. Стойкость пластмассовых венцов, как правило, намного ниже стойкости стальных.

Характеристики турбин определяются экспериментально при испытаниях на специальном турбинном стенде. В табл. 7.10 даны основные параметры стендовых энергетических характеристик серийных и некоторых опытных турбин турбобуров, выпускаемых промышленностью.

Турбобуры зарубежных фирм

За рубежом производством, прокатом и обслуживанием турбобуров в настоящее время занимаются фирмы "Neyrfor", турбобуры которой выпускает фирма "Nerpic", и "Turboservice", контролируемая фирмой "Eastman". Однако в эксплуатации у многих мелких субподрядчиков, владеющих 1—5 турбобурами, сохраняются машины, выпущенные более 15 лет назад фирмами "Eastman", "Salzgitter" и "Trauzel".

За исключением отдельных случаев в конструкциях фирмы "Neyrfor" используется многоступенчатая шаровая опора качения, очень напоминающая наш отечественный прототип, турбобуры зарубежных фирм содержат в качестве осевой опоры многорядную резинометаллическую пяту, а их радиальные опоры выполнены в виде двух втулок, одна из которых — стальная — закреплена на валу, а другая — эластичная — в корпусе.

В табл. 7.11 представлены технические характеристики турбобуров фирмы "Neyrfor". Следует отметить, что из

Тип

Число

ступе

ней

турби

ны

На-

руж-

ный

диа

метр,

мм

Длина,

мм

Масса,

кг

Расход

(вода),

л/с

Частота вращения, с-1

Вра

щаю-

щий

мо

мент,

Н-м

Мак

си-

маль-

ный

пере

пад

дав

ления,

МПа

Для направленного бурения

TF 5"

101

1 27

6590

550

10

17,17

204

4,0

TF 71//

110

189

8380

1420

30

12,5

1130

5,0

TFST 71//

53

189

4940

740

30

12,5

560

2,5

TFST 101//

80

260

7600

2300

50

10,33

2110

4,7

Для вертикального бурения

TF 43/4"

1 20

TFI5"

135

1 27

9070

755

10

17,17

269

5,3

T2FI5"

240

1 27

1 5240

1 255

10

17,17

538

9,7

TFI 71//

154

1 89

11260

1 855

30

14,83

1 920

10,1

TFAI 71//

236

189

15500

2645

30

14,83

2940

14,6

T3AI 71//

308

1 89

19740

3435

30

14,83

3930

19,1

T2AI 9У2"

172

242

1 5575

4450

41,6

12,05

3685

11,0

T3AI 972"

246

242

21 045

6050

41,6

12,05

5521

15,7

12 типов турбобуров для направленного бурения предназначены 4 типоразмера с диаметрами корпуса 127, 189 и 260 мм.

Отличительной    особенностью    турбобуров    фирмы

"Neyrfor" является наличие лабиринтного уплотнения выходного вала, выполненного в виде 8 ступеней дисков ротора и статора. Лабиринтное уплотнение установлено над нижней радиальной опорой под отверстиями в валу, через которые буровой раствор подается к долоту.

Корпус турбобура при необходимости может быть отцентрирован (турбобуры T3AI 71/4", T2FI 5", T2AI 71/4", T2AI 91/2", TFI 5", T3AI 91/2".

В табл. 7.12 приведены технические характеристики турбобуров фирмы "Eastman". Для направленного бурения предназначено 5 типоразмеров турбобуров с диаметром корпуса 130 и 171 мм. Всего фирма имеет 12 типоразмеров турбобура. Турбобуры фирмы "Easman" шпиндельные; полумуфта, соединяющая валы турбинной секции и шпинделя, передает вращающий момент несколькими шлицами (шпонками), а осевое усилие — плоским торцом. Лопатки турбины выполнены коническими с расширением к периферии, при этом роторы не имеют ободов.

Тип

Число

турбины

Наруж

ный

диаметр,

мм

Расход

(вода),

л/с

Частота вращения, с-1

Вращаю

щий

момент,

Н-м

Макси-

маль-

ный

перепад

дав

ления,

МПа

Для направленного бурения

51/8"

60

30

18,9

15,67

325

3,0

51/8"

90

30

18,9

15,67

485

4,4

63/4"

50

1 7 1

31,5

16,67

475

2,4

63/4"

64

171

31,5

16,67

600

3,4

63/4"

76

171

31,5

16,67

720

4,0

Для вертикального бурения

51/8"

50

130

20,5

16,97

31 0

2,9

51/8"

00

130

20,5

16,97

620

5,4

5 1 / 8"

25

130

18,9

15,67

680

5,8

5 1 / 8"

1 50

130

20,5

16,97

925

7,8

5 1 / 8"

200

130

20,5

16,97

1 235

10,3

63/84"

25

1 71

31,5

16,67

1172

6,3

63/4" — 73/4"

00

34,7

18,23

1150

6,2

Т а б л и ц а 7.13

Краткие технические характеристики турбобуров фирмы "Turboservise”

Тип (диаметр, мм)

Число ступеней и тип турбины, шт.

Расход

(вода),

л/с

Частота вращения, с-1

Давле

ние,

МПа

Вращаю-щий момент, Н-м

X, W, V, S, Z

61N

33,3

16

2,4

814

(от 254 до 193,7)

110N

35,0

12,0

4,7

1 589

115P

32,5

14,7

6,7

1 638

150N

33,3

11,5

5,3

1962

165P

30

13,6

7,6

1726

1 80N

31,7

11

6,3

2119

200N

30,8

10,1

6,7

2237

21 5P

16,7

12,1

8,2

21 68

L, M

24,3

4,0

294

(от 127 до 142,9)

40N

17,5

20,3

7,1

510

140N

12,5

16,3

8,5

61 8

240N

10

Y (95,2)

100N

10

21,5

2,75

990

200N

8

17,2

3,5

1265

В табл. 7.13 и 7.14 приведены технические характеристики турбобуров фирмы "Turboservice". Общее число типоразмеров турбобуров достигает 25, при этом для направленного бурения предназначено 4 типоразмера турбобуров. Турбобуры оснащаются турбинами двух типов (N — нормальные,

Число

На-

Вра

щаю

Расход (вода), л/с

Мак-

Тип

ступеней и тип турбины

руж-

ный

диа

метр,

мм

ДлЁ-

на,

мм

Масса,

кг

Чис

ло

сек

ций

щий

мо

мент

(ми

ни-

маль-

ный),

Н-м

мини-

маль-

ный

макси-

маль-

ный

си-

маль-

ное,

дав

ление,

МПа

XA

110N

254

9350

3200

1

1177

30

45

8,0

XA

115P

254

9350

3200

1

981

27

40

10,5

XAR

200N

254

1 5450

5300

1

1 962

29

35

12,0

WB

150P

242

1 2000

3500

1

1 569

30

40

9,0

WB

165P

242

1 2000

3500

1

1471

28

35

10,0

SB

150N

219,1

12100

2900

1

1471

29

40

9,0

SB

165P

219,1

12100

2900

1

1 373

27

35

10,0

SB

150N

215,9

12100

2850

1

1471

29

40

9,0

SB

165P

215,9

12100

2850

1

1 373

27

35

10,0

ZO

61 N

193,7

5500

850

1

587

29

45

6,0

ZA

11 0N

193,7

9500

1 650

1

981

30

45

8,0

ZA

115P

193,7

9500

1 650

1

883

27

40

9,0

ZB

150N

193,7

12000

2400

1

1275

27

40

9,0

ZB

165P

193,7

1 2000

2400

1

1177

25

35

10,0

ZBC

180N

193,7

1 5000

2950

2

1471

27

37

11,0

ZBR

200N

193,7

1 6300

3200

2

1 569

26

35

12,0

ZBR

215P

193,7

1 6300

3200

2

1 373

23

33

13,0

MO

40N

142,9

4620

525

1

294

17

20

7,5

MAC

1 40N

142,9

1 0565

1150

2

392

11

17,5

14,0

MEC

240N

142,9

1 651 0

1750

3

490

7

13

15,0

LO

40N

1 27

4620

400

1

294

17

20

7,5

LAC

1 40N

1 27

1 0565

875

2

392

11

17,5

14,0

LEC

240N

1 27

1 651 0

1 350

3

490

7

13

15,0

YA

1 00N

95,2

4620

1 90

1

49

7

15

6,5

YB

200N

95,2

8300

350

2

78

6,5

12

8,0

П р и м е ч а н и е . Первая буква в

обозначении типа турбобура

— на-

ружныи диаметр, вторая — шпиндельный.

длина, третья

- R -

- удлиненный или С —

Р — с уменьшенным расходом, высокооборотные). Часть типоразмеров турбобуров выполнена в шпиндельном исполнении.

Турбобуры фирмы "Salzgitter" (табл. 7.15) — односекционные для направленного бурения и двухсекционные для вертикального бурения с закреплением ротора на валу от проворота с помощью шпонки — являются устаревшими конструкциями советских турбобуров, выпущенных по лицензии.

Тип

Число ступеней турбины

Наруж

ный

диа

метр,

мм

Длина,

мм

Масса,

кг

Расход

(вода),

л/с

Частота вращения, с-1

Макси-

маль-

ный

вра

щаю-

щий

момент,

Н-м

Мак

си-

маль-

ный

пере

пад

давле

ний,

МПа

Для направленного бурения

65/8П

116

1 68

8371

1 092

25

15,53

865

4,8

2

115

1 90

8565

1 320

30

11,87

1 242

4,7

8"

100

203

8900

1600

45

12,83

1995

6,2

9"

120

228

9025

1 935

55

12,87

3548

7,7

10"

1 00

254

8925

2365

65

13,17

4799

9,7

Для вертикального бурения

5"

240

1 27

13795

1 006

17

14,67

543

9,6

65/8"

226

1 68

1 5240

2035

25

13,53

1 686

9,4

71/2"

241

1 90

1 5872

2521

30

11,87

2583

9,8

8"

197

203

15890

3145

38

10,25

2810

8,8

9"

21 5

228

1 4825

3873

45

10,53

4246

9,5

1 0"

200

254

1 5900

4336

45

9,17

4601

9,3

Регулирование характеристики турбобура

Как было показано выше, турбины турбобуров при прокачивании через их лопаточный аппарат постоянного расхода жидкости развивают крутящий момент, прямо пропорциональный частоте вращения ротора. Эта зависимость для всех типов турбин описывается известным уравнением Эйлера (7.1), из которого вытекает связь крутящего момента на турбине с частотой вращения ее ротора (на экстремальном режиме). Поскольку при заданном значении расхода бурового раствора и ограниченном числе ступеней (как правило, 300 — 330) турбина должна обеспечивать определенный тормозной крутящий момент, необходимый для устойчивой работы турбобура; частота вращения вала при холостом режиме также не может быть ниже вполне определенной величины. Расчеты показывают, что при Q = 30 л/с, М г = 4000 Н-м, z = 300 значение лх не может быть ниже 18 с-1.

С целью снижения частоты вращения вала турбобура, в первую очередь на холостом режиме, при сохранении прежних значений крутящего момента, т.е. для увеличения отношения Мт/пх, применяют различные способы регулирования

характеристики турбобура. Рассмотрим основные из них, которые используются в опытных конструкциях турбобуров.

Клапанное регулирование. Наиболее эффективное регулирование характеристики турбобура, т.е. максимальное снижение n при том же значении M, достигается при регулировании расхода жидкости, протекающей через лопатки турбин, с помощью клапанного устройства. При этом в зависимости от схемы забойного двигателя клапан устанавливается в бурильных трубах (при обычном турбобуре) или в полом валу турбобура. Последний вариант представляется наиболее целесообразным, так как часть бурового раствора при этом не сбрасывается в кольцевое пространство скважины над турбобуром, а суммируясь с основным потоком, поступает непосредственно на долото.

Клапанное регулирование применяется только при использовании турбины с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления. При этом открытие клапана осуществляется автоматически, за счет изменения перепада давления на трубине, в зависимости от режима работы. На тормозном режиме клапан полностью закрыт и вся жидкость поступает на лопатки турбины. По мере разгона турбобура перепад давления увеличивается и через клапан сбрасывается все больше жидкости. Максимальное открытие клапана соответствует холостому режиму работы турбобура.

Клапанное регулирование позволяет получить нелинейную, прогнутую к началу (в M — n координатах) моментную характеристику, что имеет большое практическое значение, так как при этом уменьшается минимально устойчивая частота вращения вала турбобура.

Частоту вращения на холостом режиме можно определить по формуле

(7.7)

где nx — частота вращения вала турбобура без клапана на холостом режиме.

Как видно из формулы (7.7), возможность максимального снижения n определяется значением а, которое для реальных турбин с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления, например для А7НЧС, составляет 1,95.

Регулирование с помощью ступеней гидродинамического торможения. С целью снижения частоты вращения вала турбобура на холостом режиме применяют ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ представляют собой плоскую решетку, профили статора и ротора которой наклонены к плоскости, перпендикулярной оси вала турбобура под одним углом. При вращении такой решетки в среде потока бурового раствора на роторе ступени ГТ возникает крутящий момент, пропорциональный частоте вращения и направленный в сторону, противоположную движению вала. Важной особенностью гидродинамического торможения является то, что при n = 0 крутящий момент на ступенях ГТ не возникает и, следовательно, тормозной момент турбины не уменьшается.

Результирующая частота вращения вала турбобура определяется по формуле

П = n/(1 + ф Z),    (7.8)

где n1, n — частота вращения вала турбобура соответственно при использовании ступеней ГТ и без ступеней ГТ; z1, z — число ступеней соответственно ГТ и турбины; ф — коэффициент, определяющий эффективность гидротормоза, ф = = 0,9+1,25.

Для современных конструкций плоских гидродинамических решеток торможения коэффициент ф = 0,9+1,0.

Перепад давления на ступенях гидроторможения практически не зависит от режима работы турбобура и определяется по эмпирической формуле

p = !Q2pz,    (7.9)

где p — перепад давления, МПа; ^ — коэффициент гидравлического сопротивления одной ступени гидроторможения. Q — расход бурового раствора, м3/с; р — плотность бурового раствора, кг/см3; z — число ступеней гидротормоза.

Для турбобуров диаметрами 240 и 195 мм, значение ^ составляет 0,003 и 0,0065 соответственно.

Регулирование путем сочетания турбин разного типа. Этот способ заключается в сборке на одном валу турбобура разнотипных турбин, работающих при одинаковом расходе бурового раствора. Его следует применять в случае, когда в наличии имеются два типа турбин и более, каждый из которых в отдельности не удовлетворяет требованиям технологии бурения.

Следует отметить, что применение комбинации двух (и более) типов турбин, либо турбины и гидротормоза, собран

ных на одном валу, энергетически менее выгодно, чем использование одного (оптимального) типа турбины при том же числе ступеней, так как в каждом конкретном случае перепад давления на турбине оптимального типа будет ниже, чем такой же, получающийся при сочетании турбин двух типов и более. Однако такую турбину для каждого конкретного случая бурения нужно специально спроектировать и изготовить. А наличие, например, двух типов турбин — тихоходной и быстроходной, либо турбины и гидротормоза позволяет оперативно получать вполне приемлемую характеристику турбобура и в случае необходимости изменять ее.

Так как характеристики турбин разные, то суммарный крутящий момент турбобура образуется в результате сложения моментов, развиваемых каждым типом турбин:

М2 = ^ Mt,    (7.10)

где Мi — крутящий момент, развиваемый турбиной i-го типа. Суммарный перепад давления

Ps = 2 p>,    (7.11)

где р, — перепад давления на турбине i-го типа.

Результирующая частота вращения на холостом режиме определяется из выражения

П =    1    (7.12)

^ Мт(2(

П

где n2 — результирующая частота вращения вала турбобура на холостом режиме; М^- — тормозной момент турбины i-го типа; nxj — частота вращения турбины i-го типа на холостом режиме.

В частности, если используются два типа турбин, то параметры результирующей энергетической характеристики определяются по формулам: тормозной момент

М2 = М^1 + Мт2/2;    (7.13)

перепад давления

частота вращения на холостом режиме

n =_M?i+Ml2?^,    (7.15)

Mn Z1 + Мт2 z 2

nx1    nx2

где Мт1, p1, nx1, z1 — соответственно тормозной момент одной ступени, перепад давления на одной ступени, частота вращения на холостом режиме, число ступеней турбины 1-го типа соответственно; Мт2, p2, nx2, z2 — то же, для турбины 2-го типа.

Регулирование с помощью перетоков жидкости в турбине. Исследованиями установлено, что при увеличении радиального зазора между ротором и статором турбины с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления в отличие от турбин нормального типа возрастает прогиб линии моментов. Это объясняется тем, что зазор выполняет функцию нерегулируемого гидросопротивления, а рабочий поток жидкости через турбину разделяется на два, один из которых поступает на лопатки турбины, а другой — в зазор. В результате изменения перепада давления на лопатках, который определяется режимом работы турбин, соотношение между двумя потоками меняется. Это явление было использовано при разработке новых турбин высокоциркулятивного типа с увеличенным радиальным зазором. Эти турбины, имеющие шифр А7П3, имеют нелинейную моментную характеристику. Отношение Мт/пх у них в 1,35 раза выше, чем у обычных турбин. Кроме того, как уже отмечалось, прогиб линии моментов позволяет снизить минимально устойчивую частоту вращения.

Эффективность применения ступеней ГТ с такими турбинами значительно возрастает, что также объясняется наличием прогиба у линии момента этой турбины.

Проектирование характеристики турбобура

Для эффективного применения турбобура необходимо правильно спроектировать его энергетическую характеристику. При этом следует руководствоваться следующими общими положениями.

1. Надежный контроль за режимом работы турбобура в процессе бурения возможен при режиме, когда механическая скорость проходки максимальная. Как правило, этот режим совпадает с экстремальным режимом работы турбобура или располагается в непосредственной близости в правой зоне кривой мощности. Таким образом, все расчеты характеристики турбобура имеет смысл вести для экстремального режима работы или режимов, близких к нему.

2.    Следует помнить, что при недоиспользовании крутящего момента турбобура долота отрабатываются на излишне высоких частотах вращения. Это приводит к недобору проходки за рейс долота, и поэтому запас крутящего момента не должен быть излишне большим.

3. При турбинном бурении гидравлическая мощность, которую можно сработать в гидромониторных насадках долота, всегда намного меньше той, которую можно использовать при роторном способе бурения. Поэтому турбинное бурение предпочтительнее применять в разрезах, сложенных достаточно крепкими породами.

При бурении в мягких и пластичных породах необходимо в первую очередь думать об очистке вооружения долота, что обеспечивается правильным и несимметричным расположением промывочных каналов долота. Вполне удовлетворительная очистка вооружения шарошек достигается при сработке в долоте перепада давления 5 МПа.

4. При турбинном бурении целесообразно использовать осевые нагрузки на долото, составляющие 60 — 80 % тех, которые имеют место при роторном способе бурения аналогичных разрезов.

5.    Использование одной и той же энергетической характеристики турбобура в разных по буримости разрезах, например в кварцитах и мягких глинистых сланцах, заведомо ставит турбинный способ бурения в невыгодные условия. Поэтому тип сборки турбобура в каждом конкретном случае должен соответствовать физико-механическим свойствам проходимых пород, гидравлической программе бурения и возможностям применяемого бурового оборудования. Формирование необходимой характеристики осуществляется за счет использования различного соотношения турбин и решеток ГТ.

Проектирование характеристики турбобура следует начинать с определения так называемого удельного крутящего момента на долоте т, выражающего функциональную связь между осевой нагрузкой на долото и крутящим моментом, необходимым для вращения долота:

т = M/G;    (7.16)

где т — удельный момент, м; M — крутящий момент, Н-м; G — осевая нагрузка на долото, Н.

Удельные моменты для различных районов бурения и типоразмеров долот определены в результате испытаний турбо-и электробуров и приводятся во многих источниках.

После определения m находят требуемый крутящий момент турбобура на экстремальном режиме:

М = mG.

(7.17)


При этом нагрузка на долото G выбирается исходя из типоразмера долота, физико-механических свойств разбуриваемых пород и других факторов.

Зная величину М, можно определить тормозной момент турбобура:

Мт = 2М.

(7.18)


Расход бурового раствора определяется исходя из возможностей насосной группы буровой установки и имеющегося бурильного инструмента. На рис. 7.8 показаны совмещенные характеристики бурового насоса (кривая 1) и гидравлического тракта манифольд — бурильная колонна с долотом — скважина (кривая 2) без учета турбобура. Гидравлическая характеристика насоса строится по паспортным данным, а для манифольда, бурильной колонны, долота и кольцевого пространства скважины определяется расчетным путем или экспериментально.

Рис. 7.8. Совмещенные гидравлические характеристики

Q max


Q


Р t


Точка пересечения кривых 1 и 2 определяет предельные возможности данного бурового насоса. Расход бурового раствора Qmax, соответствующий этой точке, является предельным (не оптимальным) при бурении данной скважины роторным способом. Для создания необходимой эффективной характеристики турбобура рекомендуется использовать значения расхода Q, составляющие 60 — 80 % Qmax. Выбранное значение Q в большинстве случаев не должно превышать

0,07 л/с на 1 см2 площади забоя скважины.

Если в распоряжении проектировщика не имеется специальных типов турбин, то они выбираются из серийных, выпускаемых машиностроительными заводами. Пересчет параметров характеристики турбобура со стендовых данных производится по формулам (7.6).

При практических расчетах допускается не учитывать потери крутящего момента турбобура в шпинделе и радильных опорах секций, так как серийный турбобур обычно работает в зоне, близкой к разгрузке осевой опоры, где эти потери не очень значительны.

Потери давления в проточных каналах турбобура (без учета турбины) при расходе воды 20 л/с приведены ниже.

Диаметр турбобура, мм................................................... 164; 172    195 240

Потери давления, МПа..................................................... 0,7    0,4    0,2

Работа турбобура считается устойчивой до тех пор, пока обеспечивается как минимум двойной запас тормозного момента по сравнению с рабочим, хотя этот вопрос изучен в недостаточной степени. Регулирование рабочей частоты вращения осуществляется изложенными выше способами. Расчеты ведутся по формулам (7.1) — (7.15).

Конечная цель расчетов заключается в определении числа ступеней турбины и ступеней ГТ (если это необходимо), обеспечивающих необходимые значения крутящего момента и частоты вращения при заданных расходах и плотности бурового раствора. Разумеется, это число должно округляться для того, чтобы соответствовать целому количеству турбинных секций.

Расчет характеристики турбобура целесообразно вести для нескольких вариантов использования имеющихся турбин и ступеней ГТ. Затем выбирается тот вариант, который обеспечивает заданные параметры характеристики при меньшем перепаде давления на турбобуре, или тот, который дает возможность обходиться меньшим числом турбинных секций.

Испытания турбобуров в зависимости от поставленных целей можно разделить на три последовательно проводимых этапа:

I — стендовые испытания небольшого комплекта турбин (не более шести ступеней);

II    — стендовые испытания турбобуров;

III    — промышленные испытания турбобуров.

Первый этап проводят на специализированных лабораторных стендах в течение 2 — 3 дней в целях проверки энергетических характеристик турбин. В качестве бурового раствора, как правило, используют техническую воду. Лопастные аппараты турбин могут быть выполнены как из алюминиевых сплавов, так и из сталей.

Второй этап проводят в целях проверки выходной энергетической характеристики турбобура на стендах в условиях эксплуатации, приближенных к реальным. В качестве бурового раствора можно применять глинистый раствор.

Третий этап проводится в целях определения техникоэкономических показателей и проверки показателей надежности.

7.2.2. ВИНТОБУРЫ. БУРЕНИЕ ВИНТОВЫМИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

История создания винтовых двигателей

Начиная с 40-х годов в б. СССР основным техническим средством для бурения нефтяных и газовых скважин являлись многоступенчатые турбобуры.

Именно широкое распространение турбинного способа бурения обеспечило ускоренное разбуривание нефтегазоносных площадей Урало-Поволжья и Западной Сибири и тем самым позволило получать высокие темпы роста добычи нефти и газа.

Однако с увеличением средних глубин скважин и по мере совершенствования породоразрушающего инструмента и технологии роторного способа бурения в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом росла тенденция отставания проходки за рейс долота — показателя, определяющего технико-экономические показатели бурения.

Несмотря на определенные усовершенствования техники и технологии турбинного бурения показатели работы долот на протяжении ряда лет улучшались весьма незначительно. Хотя в 70-е годы началось разбуривание месторождений Западной Сибири, отличающихся благоприятными условиями бурения (мягкие породы, относительно неглубокие скважины), средняя проходка за рейс по эксплуатационному бурению существенно отставала от аналогичного показателя в нефтяной промышленности США в 3 — 4 раза. Так, в 1981 — 1982 гг. средняя проходка за долбление в США составила 350 м, в то время как в нашей стране этот показатель не превышал 90 м.

Существенное отставание в проходке за долбление было связано с тем, что в те годы отечественная практика бурения базировалась на высокоскоростном режиме бурения с применением многоступенчатых безредукторных турбобуров, характеристики которых не позволяли получать частоту вращения менее 400 — 500 об/мин с обеспечением необходимых крутящих моментов и приемлемого уровня давления насосов и, как следствие, эффективно использовать революционные усовершенствования шарошечных долот (с прецизионными маслонаполненными опорами и твердосплавным вооружением).

В связи с этим перед специалистами и организаторами бурения в нашей стране встал вопрос о создании техники для низкооборотного бурения.

Перед отечественной нефтяной промышленностью встала дилемма: либо переходить к роторному бурению, либо создать низкооборотный забойный двигатель.

К этому времени имелись определенные успехи роторного бурения глубоких скважин в ряде районов (Северный Кавказ, Западная Украина и др.). Однако технически, экономически и психологически нефтяная промышленность не была готова к развитию роторного бурения. За многие годы государственной поддержки турбинного бурения существенно отстала от мирового уровня техника роторного бурения: не имелось бурильных труб и буровых установок высокого технического уровня.

Переход на роторный способ бурения в основных регионах страны снизил бы темпы развития отрасли, так как промышленность не располагала необходимыми средствами для строительства новых заводов и эксплуатационных баз или закупки за рубежом новых технологий.

Таким образом определился доминирующий способ бурения на базе низкооборотных забойных двигателей — винтовые двигатели.

Решение проблемы создания забойного гидравлического двигателя с характеристиками, отвечающими требованиям новых конструкции долот, было найдено в переходе от динамических машин, каким являются турбобуры, к объемным.

Первым работоспособным, нашедшим промышленное применение, оказался гидродвигатель, представляющий собой обращенный насос Муано66, относящийся к планетарнороторному типу гидромашин.

Работы по созданию опытных образцов винтовых забойных двигателей (ВЗД) начались практически в США и нашей стране в середине 60-х годов.

Американские специалисты фирмы "Smith Tool" разработали ВЗД (на западе их называют PDM-positive displacement motors) для наклонно направленного бурения как альтернативу турбобурам, а в нашей стране, родине турбинного бурения — как техническое средство для привода низкооборотных долот.

Многолетние поисковые научно-исследовательские работы во ВНИИБТ по совершенствованию забойных гидравлических двигателей привели в 1966 г. к появлению предложенного М.Т. Гусманом, С.С. Никомаровым, Н.Д. Деркачем, Ю.В. Захаровым и В.Н. Меньшениным нового типа ВЗД, рабочие органы которого впервые в мировой практике выполнены на базе многозаходного винтового героторного механизма, выполняющего функцию планетарного редуктора.

В последующие годы во ВНИИБТ и его Пермском филиале Д.Ф. Балденко, Ю.В. Вадецким, М.Т. Гусманом, Ю.В. Захаровым, А.М. Кочневым, С.С. Никомаровым и другими исследователями были созданы основы теории рабочего процесса, конструирования и технологии изготовления, разработана технология бурения винтовыми двигателями.

В результате многолетнего опыта бурения с использованием гидравлических забойных двигателей (турбобуров и ВЗД) сложился комплекс технических требований к современному забойному двигателю.

1. Характеристики двигателя должны обеспечивать:

высокий уровень крутящего момента (3 кН-м и более для долот диаметрами 215 — 243 мм);

частоту вращения выходного вала в диапазоне 100 — 200 и 500 — 800 об/мин соответственно для шарошечных и алмазных долот;

высокий КПД двигателя для эффективного использования гидравлической мощности насосов;

пропорциональную зависимость между расходом бурового раствора и частотой вращения, а также между крутящим моментом и перепадом давления с целью эффективного управления режимом бурения.

2. Рабочие органы и другие узлы двигателя должны быть выполнены в износо- и термостойком исполнении, обеспечивающем использование бурового раствора любой плотности и вязкости, в том числе с содержанием тампонирующих материалов.

3. Конструктивная компоновка двигателя и проектные запасы прочности его узлов должны обеспечивать:

стойкость двигателя, достаточную для стабильной работы с современными шарошечными и алмазными долотами;

возможность искривления корпуса двигателя при наклонно направленном бурении;

возможность установки на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин.

4. Диаметральные и осевые размеры двигателя должны обеспечивать:

проведение буровых работ долотами различного диаметра, включая малогабаритные;

эффективную проводку наклонно направленных и горизонтальных скважин;

использование стандартного ловильного инструмента.

Анализ конструкций и характеристик забойных гидравлических двигателей различного типа показывает, что ни один из них не отвечает в полной мере всем перечисленным требованиям; в большей степени указанным требованиям соот-ветстуют ВЗД с многозаходными винтами.

Принцип действия ВЗД

Винтовые двигатели относятся к объемным роторным гидравлическим машинам.

Согласно общей теории винтовых роторных гидравлических машин элементами рабочих органов (РО) являются:

1) статор двигателя с полостями, примыкающими по концам к камерам высокого и низкого давления;

Рис. 7.9. Упрощенная схема двигателя:

1 — корпус; 2 — ротор; 3 — вал; 4, 5 — осевой и радиальный подшипники; 6 — долото


2)    ротор-винт, носящий название ведущего, через который крутящий момент передается исполнительному механизму;

3)    замыкатели-винты, носящие название ведомых, назначение которых уплотнять двигатель, т.е. препятствовать перетеканию жидкости из камеры высокого давления в камеру низкого давления.

В одновинтовых гидромашинах используются механизмы, в которых замыкатель образуется лишь двумя деталями, находящимися в постоянном    взаимодействии, —

статором и ротором.

Упрощенная схема двигателя показана на рис. 7.9.

При циркуляции жидкости через РО в результате действия перепада давления на роторе двигателя создается крутящий момент, причем винтовые поверхности РО, взаимно замыкаясь, разобщают области вы -сокого и низкого давления. Следовательно, по принципу действия винтовые двигатели аналогично поршневым, у которых имеется винтообразный поршень, непрерывно перемещающийся в цилиндре вдоль оси двигаталя.

Для создания в РО двигателя полостей, теоретически разобщенных от областей высокого и низкого давления (шлюзов), необходимо и достаточно выполнение четырех условий (рис. 7.10):

1) число зубьев z1 наружного элемента (статора) должно быть на единицу больше числа зубьев z2 внутреннего элемента (ротора):

Рис. 7.10. Рабочие органы ВЗД на продольном и поперечном разрезах

Zi = z2 + 1;

2)    отношение шагов винтовых поверхностей наружного элемента (статора) Т и внутреннего элемента (ротора) t должно быть пропорционально отношению числа зубьев: T/t =

= Z1/Z2;

3) длина рабочего органа L должна быть не менее шага винтовой поверхности наружного элемента: L > Т;

4) профили зубьев наружного и внутреннего элементов должны быть взаимоогибаемы и находиться в непрерывном контакте между собой в любой фазе движения.

Отличительным параметров ВЗД, во многом определяющим его выходные характеристики, является число зубьев РО, называемое кинематическим отношением i:

i = Z2 : z 1.

Кратность действия, зависящая от кинематического отношения РО, равна числу заходов внутреннего элемента z и определяет рабочий объем ВЗД:

V = z 2 ST,

где S — площадь живого сечения РО.

Кратность действия является основным параметром ВЗД, что наглядно иллюстрируется теоретическими кривыми (рис. 7.11), полученными во ВНИИБТ в 1972 г. и в дальнейшем повсеместно используемыми при обоснований выбора рабочего органа ВЗД.

Отечественные ВЗД имеют многозаходные РО. Зарубежные компании производят двигатели как с однозаходным р о-тором, так и с многозаходными РО.


По состоянию на 1 января 1999 г. в России в серийном и опытном производстве находилось 32 типоразмера ВЗД, которые выпускались пятью машиностроительными заводами.

Двигатели универсального применения. Отечественные двигатели этой модификации охватывают диапазон наружных диаметров от 127 до 240 мм и предназначены для привода долот диаметром 139,7 — 295,3 мм (табл. 7.16).

Отечественные двигатели создавались на основе многолетнего опыта конструирования турбобуров, и в них использовались апробированные конструкции опорных узлов шпиндельной секции, резьбовых соединений, элементов соединения валов и др.

В то же время специфические узлы и детали двигателей (РО, соединение ротора и выходного вала, переливной клапан) не имеют аналогов и разрабатывались по результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований.

Выпускаемые в России и за рубежом ВЗД выполняются по единой схеме и имеют неподвижный статор и планетарно-вращающийся ротор.

На рис. 7.12 показано устройство двигателя модели ДЗ-172 в продольном и поперечном разрезах. Это типичная конструкция двигателя. Двигатель состоит из двух секций: силовой и шпиндельной.

Корпусные детали секций соединяются между собой замковыми резьбами, а валы — с помощью конусных, конусношлицевых или резьбовых соединений. Третий узел двигателя — переливной клапан, как правило, размещается в авто-

Т а б л и ц а 7.16

Винтовые забойные двигатели для бурения скважин и капитального ремонта (второе поколение двигателей - 80-е годы)

Обо

значе

ние

двига

теля

Диа

метр,

мм

Дли

на,

мм

Шаг

ста-

то

ра,

мм

Чис

ло

ша

гов

Расход

жидко

сти,

л/с

Крутящий

момент,

Н-м

Частота вращения, с-1

Пере

пад

давле

ния,

МПа

Д1-54

54

1890

222

2

1,0 — 2,5

70-110

3,0 — 7,5

4,5 — 5,5

Д1-88

88

3225

390

2

4,5 — 7,0

800-950

2,7 — 5,0

5,8 — 7,0

Д1-127

127

5800

650

2

15-20

2200-3000

3,3 — 4,3

5,5 — 8,5

Д3-172

172

6880

850

2

25-35

3100 - 3700

1,3 —1,8

3,9 — 4,9

Д2-195

195

6550

850

2

25-35

3100 - 3700

1,3 —1,8

3,9 — 4,9

Д1-240

240

7570

880

3

30-50

10000-14000

1,2 — 2,2

6,0 — 8,0


номном переводнике непосредственно над двигателем или между трубами бурильной колонны.

Силовая секция включает в себя статор 1, ротор 2, соединение ротора и выходного вала 3 и корпусные переводники 4 и 5.

Шпиндельная секция состоит из корпуса 6, вала 7 с осевыми 8 и радиальными 9 опорами, наддолотного переводника 10.

Двигатели для наклонно направленного и горизонтального бурения. Эта серия представлена двигателями с наружными диаметрами от 60 до 172 мм и предназначена для бурения наклонно направленных (с большой интенсивностью искривления) и горизонтальных скважин.

Обладая конструктивными особенностями и рациональным критерием эффективности M/n, двигатели этой серии в отличие от турбобуров эффективно используются в различных технологиях наклонно направленного и горизонтального бурения, в том числе при зарезке и бурении вторых (дополнительных) стволов через окно в эксплуатационной колонне.

При использовании ВЗД в горизонтальном бурении реализуются их преимущества по сравнению с турбобурами, в частности меньшая зависимость от диаметра, а также повышенный удельный момент двигателя. Это позволяет сконструировать силовую секцию длиной 1—2 м с наружным диаметром, существенно меньшим, чем у турбобура для аналогичных целей.

В результате проведенных в 90-х годах НИОКР ВНИИБТ создана новая серия забойных двигателей типа ДГ диаметром 60—172 мм (табл. 7.17) для проводки новых горизонтальных скважин и бурения дополнительных стволов.

При проектировании этой серии двигателей использовался 25-летний опыт конструирования ВЗД общего назначения и в то же время учитывались требования технологии горизонтального бурения.

Основные особенности двигателей серии ДГ:

уменьшенная длина, достигаемая сокращением как силовой, так и шпиндельной секции, причем силовая секция, как правило, выполняется двухшаговой, что обеспечивает необходимую мощность и ресурс РО;

уменьшенный наружный диаметр (108 мм против 120 мм; 155 мм против 172 мм), что при сохранении оптимальных характеристик ВЗД обеспечивает надежную проходимость двигателя с опорно-центрирующими элементами в стволе 404 скважины и улучшенную гидродинамическую ситуацию в затрубном пространстве;

многообразие механизмов искривления корпуса (жесткий искривленный, регулируемый переводники, корпусные шарниры с одной или двумя ступенями свободы), что позволяет использовать различные технологии проводки скважин;

возможность размещения на корпусе двигателя опорно-центрирующих элементов;

усовершенствованное соединение ротора и вала шпинделя, гарантирующее надежную работу с большими углами перекоса.

Технические характеристики серии ДГ представлены в табл. 7.17.

Двигатели для ремонта скважин. Двигатели, применяемые в ремонте нефтяных и газовых скважин, выпускаются под шифром Д с наружным диаметром 108 мм и менее (см. табл. 7.17).

Диапазон наружных диаметров, конструкции двигателей, а также их характеристики позволяют использовать эти машины для всевозможных буровых работ, встречающихся в ремонте скважин.

ВЗД используются при разбуривании цементных мостов, песчаных и гидратных пробок, фрезеровании труб, кабелей электропогружных насосов и прочих предметов. Эти двига-

Т а б л и ц а 7.17

Винтовые забойные двигатели для бурения скважин дополнительных стволов и капитального ремонта (новая серия -разработки 90-х годов)

Обо

значение

двигателя

^ & S

Об

щая

дли

на,

мм

Шаг

ста

то

ра,

мм

Чис

ло

ша

гов

Расход

жидко

сти,

л/с

Крутящий

момент,

Н-м

Частота вращения, с-1

Пере

пад

давле

ния,

МПа

Д48

48

1850

200

3

0,5- 1,5

60-80

4,1-6,7

4,0-5,0

ДГ60

60

2550

225

3

1-2

70-100

3,0-6,0

4,5-5,5

Д95

95

2855

630

2

6-10

600-900

2,0-3,3

4,5-6,0

Д295

95

3580

630

3

6-10

800-1200

2,0-3,3

6,0-9,0

Д595

95

3580

945

2

6-10

900-1400

1,3-2,2

4,5-6,0

ДГ95

95

2680

630

2

6-10

600-900

2,0-3,3

4,5-6,0

Д108

108

2930

640

2

6-12

800-1300

1,3-2,5

3,5-5,5

Д2108

108

3690

640

3

6-12

1200-1800

1,3-2,5

5,0-7,5

Д5108

108

3690

880

2

6-12

1300-1900

0,8- 1,6

3,5-5,5

ДГ108

108

2600

640

2

6-12

800-1300

1,3-2,5

3,5-5,5

ДК-108-I

108

5000

975

1,5

6

-

3

2000-2700

0,3-0,65

5,5-7,5

ДК-108-II

108

3000

640

2

6-12

800-1300

1,3-2,5

3,5-5,5

ДК-108-III

108

3000

625

2

6-12

500-800

1,9-3,8

3,0-5,0

ДГ155

155

4330

680

3

24-30

3500-4000

2,2-2,7

6,5-7,5

тели могут производить бурение как внутри насоснокомпрессорных труб, так и внутри эксплуатационной колонны.

При проведении капитального ремонта внутри колонн может использоваться также двигатель Д1-127.

По своей конструкции ВЗД для ремонта скважин принципиально не отличаются от двигателей общего назначения.

Наибольший интерес представляет многофункциональный двигатель ДК-108, разработанный ВНИИБТ по заказу ОАО "Газпром".

Особенность созданного двигателя — широкий диапазон его энергетических параметров, обеспечивающийся наличием в его комплекте трех модификаций рабочих органов с различными рабочими объемами, что позволяет использовать эти машины для самых разнообразных видов ремонтновосстановительных работ при капитальном ремонте скважин.

Элементы конструкций двигателей и их компоновок

Несмотря на многообразие типоразмеров винтовых двигателей их рабочие органы имеют общие особенности:

РО выполняются по одной кинематической схеме: неподвижный статор и находящийся внутри него планетарно движущийся ротор;

направление винтовой поверхности РО — левое, что обеспечивает заворачивание реактивным моментом корпусных резьб ВЗД и резьб бурильных труб;

в зависимости от заданных характеристик двигателя РО выполняются как с однозаходным, так и многозаходным роторами;

роторы изготавливаются из нержавеющей или легированной стали с износостойким покрытием, а обкладка статора — из эластомера (преимущественно резины), обладающего сопротивляемостью абразивному изнашиванию и работоспособностью в среде бурового раствора.

В отечественных двигателях первого поколения (Д1-172, Д2-172, Д2-172 м), выпускаемых в 70-х годах, РО имели незначительную длину, не превышающую 1—1,5 шага винтовой поверхности статора.

В двигателях второго поколения, выпускаемых с начала 80-х годов, длина РО составляет 2 — 3 шага статора.

Наиболее перспективна монолитная конструкция РО, обеспечивающая простоту и малодетальность машин.

Рабочие органы ВЗД комплектуются с натягом. Величина натяга зависит от диаметральных и осевых размеров РО, свойств промывочной жидкости и материала обкладки статора и оказывает существенное влияние на характеристики и долговечность двигателя.

Все отечественные винтовые двигатели, начиная с первых образцов, выпускаются в шпиндельном исполнении.

Под термином "ш п и н д е л ь" подразумевается автономный узел двигателя с выходным валом с осевыми и радиальными подшипниками.

В большинстве случаев шпиндель может быть отсоединен без демонтажа силовой секции, при необходимости и на буровой.

Шпиндели отечественных ВЗД выполняются немаслона-полненными. Все узлы трения смазываются и охлаждаются буровым раствором. Отказ от использования маслонаполненных и герметизированных шпинделей объясняется как традиционным подходом конструирования забойных двигателей, так и практической целесообразностью иметь гидромашину, обладающую примерно равным ресурсом отдельных узлов.

Шпиндель — один из главных узлов двигателя. Он передает осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, воспринимает реакцию забоя и гидравлическую осевую нагрузку, действующую в РО, а также радиальные нагрузки от долот и шарнирного соединения (гибкого вала).

В ряде случаев при использовании породоразрушающих инструментов с насадками (гидромониторное бурение) шпиндель должен выполнять функции уплотнения выходного вала, позволяя создавать необходимый перепад давления в насадках долота.

Наиболее распространенная конструкция шпинделя включает монолитный полый вал, соединенный посредством над-долотного переводника в нижней части с долотом, а с помощью муфты в верхней части — с шарниром.

Для восприятия осевых нагрузок используются как радиально-упорные, так и упорные подшипники. Подшипники выполняются многорядными и сохраняют свою работоспособность при выработке зазора (люфта) до 5 — 7 мм.

В отечественных двигателях применяются радиальноупорные подшипники качения:

с коническими дорожками качения (серия 128700), используемые в двигателях с наружными диаметрами 105, 108, 195 и 240 мм;

с тороидными дорожками качения (серия 296000), используемые в двигателях с наружными диаметрами 85,    88    и

127 мм;

с тороидными дорожками качения и резиновым компенсатором типа ТТТТТТО (серия 538900), используемые в некоторых модификациях двигателей диаметром 172 мм;

с комбинированными дорожками качения, используемые в двигателях Д-48, Д1-54, ДГ-95, ДГ-108 (для увеличения нагрузочной способности при одновременном упрощении конструкции тороидные дорожки для шаров этих опор расположены непосредственно на валу).

Детали подшипников качения выполняются из специальной подшипниковой стали 55СМА или 55СМА5ФА (ТУ 14-13189 — 81) с пределом текучести 1100 МПа и ударной вязкостью а = 800 кДж/м2. Твердость колец, контактирующих с шарами — 45 — 47 HRC, а шаров — 58 — 62 HRC.

В некоторых моделях ВЗД используются непроточные многорядные подшипники скольжения (подпятник — диск). Выбор типа осевых подшипников зависит от условий эксплуатации ВЗД.

Многолетние стендовые и промысловые испытания подтвердили преимущества упорных подшипников скольжения при эксплуатации двигателей в абразивной среде и при высоких нагрузках. Недостаток подшипников скольжения — повышенные механические потери, особенно при невысоких частотах вращения.

В подпятниках используется резина марки ИРП-1226, а рабочие поверхности контактирующих с ними дисков выполняются из цементируемой стали, закаленной до твердости 45-48 HRC.

Р а д и а л ь н ы е п о д ш и п н и к и шпинделя в большинстве случаев представлены парой трения скольжения резина — металл. Неподвижный элемент выполняется в виде резинометаллической детали, на рабочей эластичной поверхности которой выполнены профильные канавки. Ответная деталь — металлическая, ее рабочая поверхность подвержена упрочнению.

В двигателях для наклонно направленного и горизонтального бурения радиальные подшипники выполняются в виде пары трения металл — металл. Однако из-за повышенных радиальных нагрузок, присущих ВЗД этого класса (вследствие действия отклоняющей силы на долоте), данный узел является одним из самых недолговечных, определяющих межремонтный период двигателя в целом.

Соединение ротора ВЗД и вала шпинделя представляет собой один из основных узлов двигателя, определяющих долговечность и надежность гидромашины в целом.

Механизм, соединяющий планетарно движущийся ротор с концентрично вращающимся валом, работает в тяжелых условиях. Помимо передачи крутящего момента и осевой силы, этот узел должен воспринимать сложную систему сил в РО, характеризующуюся непостоянной ориентацией ротора.

В отличие от известных в технике соединений, передающих вращение между двумя насосными концентрическими вращающимися валами, рассматриваемое соединение в ВЗД является связующим звеном с ротором, совершающим планетарное движение, причем за один оборот выходного вала ротор z1 поворачивается вокруг своей оси, соответственно совершая z1 циклов переменных напряжений.

Это обусловливает повышенные требования к циклической прочности соединения, особенно при использовании многозаходных ВЗД.

Своеобразные условия работы соединения и невозможность использования готового технического решения обусловили многообразие компоновок этого узла. Принципиально могут быть использованы четыре типа соединений на базе:

деформации одного или нескольких элементов конструкции;

обеспечения свободы перемещения ротора за счет введения элементов с относительно большим люфтом;

шарнирных соединений;

гибкого вала.

Первый и второй типы соединения ввиду существенных удельных нагрузок в ВЗД не нашли применения.

Ш а р н и р н ы е с о е д и н е н и я. Шарнирные соединения ВЗД прошли эволюцию от пальцевых шарниров (аналогичных автомобильным) до специальных конструкций, наиболее приспособленных для передачи динамических осевой нагрузки и крутящего момента.

В первом поколении отечественных ВЗД применялись двухшарнирные соединения зубчатого типа с центральным шаром. Оно использовалось для передачи крутящих моментов до 7000 Н-м при частоте вращения до 200 об/мин. Эксцентриситет соединения доходил до 5 мм.

Шарнирные соединения ВЗД работают, как правило, в среде абразивных жидкостей. Поэтому надежная герметизация шарниров является одним из основных направлений повышения их работоспособности. Проблема герметизации осложняется тем, что полости, которые требуется изолировать, вращаются вокруг смещенных осей в условиях вибрации и значительного гидростатического давления. Поэтому герметизирующие элементы должны быть гибкими и прочными при циклической нагрузке, а устройство для герметизации в целом простым и надежным.

Сначала в шарнирах использовались простейшие резиновые уплотнения, в дальнейшем стали применять уплотнения сильфонного и манжетного типов (рис. 7.13).

Г и б к и е в а л ы. Существенный шаг, оказавший влияние на подходы к конструированию ВЗД в целом, был сделан в середине 70-х годов, когда ВНИИБТ выполнил комплекс научно-исследовательских работ и впервые в практике пр о-ектирования ВЗД предложил конструкцию гибкого вала, защищенную патентами.

К началу 90-х годов в большинстве типоразмеров ВЗД, выпускаемых в России, для соединения ротора и выходного вала применяются гибкие валы. В двигателях с наружным диаметром 88 мм и более гибкий вал размещается в расточке ротора, а в малогабаритных двигателях - ниже ротора.

В большинстве случаев гибкий вал ВЗД представляет собой металлический стержень круглого сечения с утолщенными концами. На концах выполняются присоединительные элементы: гладкий конус или коническая резьба. Иногда гибкий вал выполняется полым со сквозным цилиндрическим каналом для подвода рабочей жидкости высокого давления непосредственно к долоту. Для повышения циклической прочности в месте перехода от заделки к рабочей части вала имеется конус с углом 5-15° или галтель.

Типичные конструкции гибких валов приведены на рис. 7.14.

Преимущества использования гибких валов заключаются в простоте конструкции и высокой технологичности, большом сроке службы, соизмеримом с ресурсом корпусных деталей

Рис. 7.14. Гибкий вал ВЗД

двигателя, а также в возможности реализации различных компоновок двигателей.

Опыт эксплуатации двигателей в наклонно направленном и горизонтальном бурении выявил недостаточную стойкость гибких валов при углах перекоса секций более 1°30'. В связи с этим в последних конструкциях двигатели типа ДГ стали оснащать шарнирно-торсионными соединениями.

Характеристики ВЗД

Характеристики ВЗД необходимы для выбора оптимальных параметров режима бурения и поддержания их в процессе долбления, а также для определения путей дальнейшего совершенствования конструкций ВЗД и технологии бурения с их использованием.

В последнее время внимание к характеристикам ВЗД все более повышается. Это связано с внедрением регулируемых приводов буровых насосов, для эффективного использования которых знание характеристик гидромашины становится непременным условием; распространением новых технологий (наклонно направленное и горизонтальное бурение, бурение с использованием непрерывных труб), особенно чувствительных к изменению режимов работы ВЗД.

Современные программы бурения ведущих зарубежных фирм предусматривают стендовые испытания каждого гидродвигателя с целью получения их фактических характеристик. Несмотря на дополнительные затраты, это позволяет наиболее эффективно использовать ВЗД, в частности, косвенно по давлению на стояке контролировать нагрузку на долото, что в конечном счете приводит к улучшению технико-экономических показателей процесса бурения.

В России стендовые испытания также стали проводить заводы — изготовители двигателей.

В общем случае различают с т а т и ч е с к и е и д и-н а м и ч е с к и е характеристики ВЗД.

Статические характеристики отражают зависимость между переменными гидродвигателя в установившихся режимах.

Динамические характеристики определяют соответствующие зависимости в неустановившихся режимах и обусловливаются инерционностью происходящих процессов. К динамическим относятся и пусковые характеристики гидродвигателя.

Статические характеристики ВЗД можно условно классифицировать как стендовые и нагрузочные. Стендовые характеристики (как функции от крутящего момента) определяются в результате испытаний гидродвигателя. Нагрузочные х а-рактеристики (как функции от осевой нагрузки) чаще всего рассчитываются по стендовым для конкретных условий бурения.

Типичные стендовые характеристики винтового двигателя представлены на рис. 7.15. По мере роста момента M перепад давления p увеличивается практически линейно, а частота вращения n снижается вначале незначительно, а при приближении к тормозному режиму — резко. Кривые мощности N и общего КПД п имеют экстремальный характер.

Различают четыре основных режима: холостой (M = 0); оптимальный (максимального КПД); экстремальный (максимальной мощности) и тормозной (n = 0).

п, об/мин

0    1    2    3    4    5    6    7

М, кН м

Рис. 7.15. Типовая стендовая характеристика ВЗД (ДГ-155) 412

Рабочий режим ВЗД принимается соответствующим экстремальному (паспортные данные двигателя приводятся для данного режима) или режиму максимально допустимого перепада давлений (ограниченного объемным КПД или контактными напряжениями в паре). Некоторые фирмы в своих каталогах приводят конкретные значения допускаемого p.

Оптимальный режим смещен влево по отношению к экстремальному, т.е. наступает при меньших значениях крутящего момента. Как правило, экстремальный режим, соответствующий условиям наиболее эффективного разрушения горных пород, расположен рядом с границей зоны устойчивой работы ВЗД, при достижении которой дальнейшее увеличение нагрузки приводит к торможению двигателя.

Влияние различных факторов на характеристики ВЗД

Кинематическое отношение i. При заданных расходе жидкости и контурном диаметре кинематическое отношение оказывает определяющее влияние на характеристики ВЗД. Из рис. 7.11 видно, что многозаход-ные ВЗД обладают повышенным крутящим моментом при низкой частоте вращения, т.е. обладают высоким значением критерия эффективности M/n, определяющего показатели процесса бурения. Хотя по своему КПД многозаходные ВЗД немного уступают двигателям с однозаходным ротором, в целом КПД гидродвигателей с различными значениями i остается в целом на одном уровне.

К о н т у р н ы й д и а м е т р DK. При заданном кинематическом отношении увеличение контурного диаметра РО приводит к возрастанию рабочего объема ВЗД и соответственному изменению его характеристик. Вместе с тем возможность варьирования DK на стадии проектирования ограничена, поскольку исходным параметром является диаметр скважины.

Ш а г и РО (T, t). При заданных DK и Q характеристики ВЗД можно изменять путем изменения шагов винтовых поверхностей статора T и t. С увеличением шагов возрастает рабочий объем V и критерий эффективности M/n гидродвигателя. При выборе шагов РО необходимо учитывать следующее:

увеличение T приводит к увеличению длины РО и общей длины гидродвигателя, что усложняет технологию изготовления РО и снижает эффективность использования ВЗД в наклонно направленном и горизонтальном бурении;

снижение T может привести к выходу из оптимального диапазона изменения коэффициента формы поверхности и ухудшению пусковых свойств двигателя (возможность неза-пуска).

Ч и с л о ш а г о в РО к. Влияние числа шагов (длины) РО на характеристики в первую очередь связано с изменением числа камер, отделяющих вход и выход гидромашины.

Результаты исследований (рис. 7.16) показали, что с уменьшением длины ротора существенно снижаются такие показатели экстремального режима, как крутящий момент, мощность и перепад давления, а также тормозной момент.

Данные экспериментов подтверждают целесообразность применения многошаговых конструкций РО с целью повышения крутящего момента и мощности ВЗД. Опыт эксплуатации двигателей показывает, что применение многошаговых пар также обеспечивает существенное увеличение их стойкости.

Н а т я г в п а р е 6. Натяг в РО влияет на объемные и механические потери ВЗД. С увеличением 6 объемные потери снижаются, а механические возрастают. Исследования влияния натяга в паре на характеристики ВЗД, например при испытаниях двигателя Д1-195, в интервале от зазора 0,9 мм до натяга 0,6 мм продемонстрировали, что с уменьшением натяга характеристика П — М становится более "мягкой” (рис. 7.17): снижаются тормозной момент и перепад давления, крутящий момент в экстремальном режиме. Вследствие возрастания

Рис. 7.16. Влияние числа шагов рабочих элементов на характеристику ВЗД:

1, 2, 3 — рабочие элементы делают соответственно два, четыре и шесть шагов

Рис. 7.17. Влияние натяга в рабочих элементах на характеристику ВЗД:

1 — зазор 0,15 мм; 2, 3, 4 — натяг соответственно 0,15 и 0,3 мм

утечек при уменьшении натяга (увеличении зазора) снижаются частота вращения и перепад давления в холостом режиме. При уменьшении 6 частота вращения в номинальном режиме (для двигателя Д1-195 номинальный крутящий момент принят равным 4 кН-м) существенно снижается (в 2 — 3 раза при зазоре 0,6 мм по сравнению с натягом 0,3 —0,6 мм). Перепад давления в номинальном режиме мало зависит от натяга. При уменьшении натяга снижается амплитуда поперечных колебаний корпуса двигателя и динамические нагрузки в РО и опорах шпинделя.

По мере износа РО, что равносильно снижению натяга или появлению зазора в паре, рекомендуется в процессе бурения увеличивать расход жидкости.

Влияние расхода жидкости. Расход жидкости Q является одним из параметров режима бурения. Чаще всего возможный диапазон изменения Q определяется исходя из технологии бурения скважины и задается конструктору ВЗД вместе с другими исходными данными.

Стендовые испытания ВЗД различных типоразмеров показывают, что с увеличением расхода (рис. 7.18) повышаются как тормозной момент и перепад давления, так и мощность, крутящий момент, частота вращения и перепад давления в экстремальном режиме; КПД гидродвигателя при увеличении Q в допустимом диапазоне изменяется незначительно.

Нижний предел расхода жидкости ограничивается нагрузочной способностью или устойчивостью работы двигателя. Верхний предел допустимого расхода жидкости ограничивается тремя факторами:

высокими инерционными нагрузками при увеличении частоты вращения;

КПД двигателя: при заданном натяге с определенного расхода жидкости происходит снижение объемного ц. Это объ -ясняется тем, что с увеличением частоты вращения и перепада давления на длине линии контакта образуется односторонний зазор, приводящий к разгерметизации РО и росту утечек. Кроме того, с увеличением расхода растут и гидравлические потери в двигателе;

износом РО из-за повышенных контактных напряжений и

Рис. 7.18. Влияние расхода бурового раствора на характеристику ВЗД (рабочий режим)

скоростей скольжения в рабочей паре, а также скорости жидкости в каналах РО.

В случае, если ограничения по расходу не удовлетворяют требованиям гидравлической программы бурения, используется способ разделения потока жидкости через полый ротор двигателя с помощью регулятора расхода.

7.2.3. ТУРБОВИНТОВЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ДВИГАТЕЛИ

В последние годы отечественный парк забойных гидравлических двигателей пополнился новым представителем — турбовинтовым двигателем (ТВД).

Впервые схема турбовинтового агрегата была предложена в 1970 г. авторским коллективом ВНИИБТ в составе М.Т. Гусмана, Д.Ф. Балденко, А.М. Кочнева и С.С. Никомарова.

Турбовинтовые двигатели ТВД органично сочетают высокую стойкость, свойственную турбобурам, и оптимальную энергетическую характеристику (высокий уровень отношения M/n при незначительном падении частоты вращения при нагрузке двигателя), характерную для ВЗД.

Турбовинтовой двигатель можно отнести к редукторным турбобурам, в котором винтовая пара выполняет функции не только редуктора, но и стабилизирующего элемента при перегрузках долота.

Несмотря на большую металлоемкость и сложность конструкции, турбовинтовые двигатели в ряде случаев успешно конкурируют с ВЗД.

Это объясняется прежде всего их существенно большим ресурсом, что особенно привлекательно при использовании современных высокопроизводительных долот.

Двигательные секции ТВД конструктивно могут выполняться в двух вариантах:

винтовая пара монтируется над турбинной секцией;

винтовая пара монтируется между турбинной и шпиндельной секциями.

В первом варианте упрощается конструкция двигателя — проектируется лишь один узел соединения планетарного ротора.

Второй вариант менее предпочтителен, так как требует двух узлов соединения ротора.

Наряду с гидравлическими машинами используют и электрические — электробуры. Электробур — это электрическая забойная машина, своеобразный электродвигатель, смонтированный в трубном корпусе малого диаметра и предназначенный для привода долота на забое скважины.

Современный электробур представляет собой, как правило, асинхронный маслонаполненный двигатель с короткозамкнутым ротором.

Конструкция промышленного электробура была разработана в СССР в 1937—1940 гг. группой инженеров (А.П. Островский, Н.В. Александров, Ф.Н. Фоменко, А.Л. Ильский, Н.Г. Григорян и др.). Последующие опытно-конструкторские работы позволили значительно модернизировать электробур по сравнению с первыми образцами: была создана безредук-торная машина, мощность на валу электробура была увеличена в 2 — 3 раза (от 70 до 120 — 230 кВт) и наряду с этим уменьшен наружный диаметр. Серийное производство электробуров в СССР налажено с 1956 г.

В СССР до 1960 г. с помощью электробура было пройдено около 500 тыс. м скважин на нефть и газ. В настоящее время в ряде районов страны этим способом ежегодно бурят 200 — 250 тыс. м. Хотя указанный объем многократно уступает объему турбинного бурения в нашей стране, принципиальная схема подачи электрической энергии к забою скважины и использование погружного электрического двигателя для привода долота имеют неоспоримые преимущества, однако конструктивные трудности, невысокие эксплуатационнотехнические показатели и большая стоимость машины на данном этапе пока сдерживают применение этого вида техники в бурении.

Размерный ряд электробуров предусматривает их выпуск с наружными диаметрами корпуса 164, 170, 185, 215, 240, 250 и 290 мм. Наиболее распространен электробур диаметром 170 мм. В обозначении электробура первое число — его наружный диаметр, второе — число полюсов обмотки статора (например, Э215-10). Может добавляться буква "М", обозначающая модернизированную модель, и "Р" для редукторных турбобуров. Обозначение электродвигателя содержит сведения о наружном диаметре корпуса, общей длине магнитопро-вода с длиной немагнитопроводных пакетов и о числе полюсов. Например, маркировка МАП1-17-658/6 расшифровыва-вется следующим образом: МАП — мотор асинхронный по-418

гружной; 1    — для электробура; 17 — наружный диаметр

корпуса в см; 658 — общая длина магнитопровода и немагнитных пакетов статора в см; 6 — число полюсов.

Выпускаемый промышленностью электробур включает трехфазный асинхронный маслонаполненный двигатель А и маслонаполненный шпиндель Б на подшипниках качения (рис. 7.19).

В трубном корпусе электробура размещены пакеты магнитопроводной стали статора 6; они разделены пакетами немагнитопроводной стали в местах расположения радиальных шариковых опор ротора. Пакеты ротора 7 с алюминиевой обмоткой насажены на полом валу двигателя 5. Ротор расположен в статоре с зазором 0,5 —0,6 мм на сторону. Внутренняя полость двигателя заполнена сухим изоляционным маслом. От внешней среды внутренняя полость двигателя изолирована верхним 4 и нижним 8 сальниками. В сальники подается машинное масло. Для компенсации утечек масла через сальники и поддержания некоторого избыточного давления внутри двигателя, препятствующего попаданию промывочной жидкости внутрь, в верхней части электробура в лубрикатор-ной головке размещены лубрикаторы двигателя 3 и сальника

2. Внутри верхнего переводника проходит кабельный ввод от контактного стержня 1 до обмотки статора. Для восприятия веса вала в нижней его части над нижним сальником установлен упорный шариковый подшипник.

Снизу к двигателю присоединяется шпиндель. В шпинделе находится многорядная осевая опора на шариковых подшипниках 10. Полый вал центрируется в корпусе с помощью роликовых и шариковых подшипников. Вал шпинделя соединен с валом двигателя посредством соединительной зубчатой муфты 9; в месте соединения валов находится шарнирное уплотнение для изоляции внутреннего пространства от промывочной жидкости, поступающей к забою по внутреннему каналу в валу двигателя и шпинделя. Осевые нагрузки на породоразрушающий инструмент полностью воспринимаются осевой опорой шпинделя и на вал двигателя не передаются. В нижней части шпинделя помещено сильниковое уплотнение

12. Шпиндель заполнен густым машинным маслом и оснащен лубрикатором 11. Избыточное давление лубрикатор создает за счет усилия сжатой пружины, которая давит на поршень. Под поршнем находится резерв масла, восполняющий его потери из шпинделя.

Асинхронные двигатели для электробуров имеют жесткую характеристику, т.е. диапазон изменения их частоты враще-

Рис. 7.19. Принципиальная схема электробура

Рис. 7.20.    Характеристика    двигателя

МАП1Д-25-617/10

ния довольно ограничен. Ее изменение зависит от скольжения ротора относительно поля статора: n = nn(1 - 5),


где n — частота вращения ротора двигателя; nп — частота вращения магнитного поля статора, nп = 60//р1; f — частота тока; p — число пар полюсов (двигатели выпускают 10-, 8- и 6-полюсными); S — скольжение, при нормальной нагрузке скольжение S = 8+12 %.

Вращающий момент (Н-м) асинхронного двигателя электробура может быть подсчитан по формуле

m1PU 12

M =-S--,

2я/ &R1 + с1 —* + (х 1 + с1х2)2

где m1 — число фаз обмотки статора; U1 — напряжение на зажимах двигателя, В; R2 — приведенное омическое сопротивление ротора, Ом; R1 — омическое сопротивление фазы обмотки статора, Ом; х1 — индуктивное сопротивление обмотки статора, Ом; х 2 — приведенное индуктивное сопротивление ротора, Ом; с1 — коэффициент, зависящий от напряжения на клеммах двигателя.

Как следует из формулы, вращающий момент двигателя прямо пропорционален квадрату напряжения на его вводе. Снижение напряжения приводит к заметному падению вращающего момента. В связи с этим необходимо учитывать потери напряжения в токоподводе от поверхности к двигателю, а падение напряжения при кратковременных перегрузках двигателя рекомендуется компенсировать некоторым повышением напряжения на вводе двигателя на 5—10 % от номинального. Номинальное напряжение на клеммах электробуров составляет 1000 — 1200 В в зависимости от типа двигателя.

Характер зависимости вращающего момента двигателя МАП1Д-25-617/10 от частоты вращения вала двигателя приведен на рис. 7.20.

На графике вращающего момента правая ветвь от точки максимума является областью устойчивой работы (рабочая область), левая — областью неустойчивой работы. При запуске двигателя заметно снижается вращающий момент (зона провала) в процессе выхода на режим. В зоне провала вращающий момент может падать до 60 % от номинального. Но так как двигатель запускают с малой нагрузкой, а маховой момент вращающихся деталей и инструмента мал, даже при уменьшенном моменте двигатель быстро увеличивает частоту вращения вала.

Коэффициент полезного действия двигателя при номинальной нагрузке составляет 66 — 68 %. Поскольку механические потери в шпинделе на опорах качения сравнительно невелики, характеристику электробура можно принимать по характеристике двигателя.

Электроэнергия к забойному двигателю подводится по секционированному кабелю, помещенному внутри бурильной колонны.

Токоподвод может осуществляться по трех- или двухжильному кабелю. В последнем случае в качестве третьего провода используется бурильная колонна. Эта система питания носит название "два провода — земля" (сокращенно ДПЗ).

Система ДПЗ позволяет увеличить площадь сечения проходного канала в бурильной колонне и таким образом способствует снижению потерь напора при циркуляции промывочной жидкости по бурильной колонне.

Каждую кабельную секцию помещают в отдельной бурильной трубе, и ее концы закрепляют в трубе на опорах с втулками, обеспечивающими некоторое свободное проворачивание кабеля при соединении труб. Секции соединяют в единую цепочку с помощью контактных элементов — контактного стержня на верхнем конце и контактной муфты на нижнем. Контактный стержень защищен от механических повреждений защитным стаканом. Соединение контактных элементов происходит автоматически при свинчивании бурильных труб, при этом контактный стержень входит в муфту с некоторым натягом, обеспечивающим герметичность соединения от проникновения бурового раствора.

Для монтирования секций электрокабеля используют специальные бурильные трубы типа ЭБШ с гладкопроходным сечением. Они выпускаются диаметрами 140 и 114 мм с высаженными наружу концами. Трубы изготовляют из стали групп прочности Д и Е.

Кабельный подвод электробура — одно из наиболее слабых звеньев системы. Вследствие загрязнения и недостаточной герметичности соединений секций омическое сопротивление изоляции снижается. Если при спуске инструмента наблюдается резкое падение сопротивления (первоначальное сопротивление собственно электробура 50 МОм), то спуск инструмента прекращают и выбраковывают трубы с низким сопротивлением в изоляции кабеля. В процессе работы в соединениях с недостаточной герметичностью происходят пробои. Пробои и разрывы электрической цепи могут происходить также вследствие поломки медных контактов в муфте и излома кабеля в местах его сращивания с контактными соединениями.

Для бурения с электробуром буровую установку оснащают дополнительным электрооборудованием: распределительным устройством высокого напряжения, трансформатором, станцией управления электробуром. На пульте бурильщика устанавливают дополнительные электрические контрольные приборы (вольтметр, амперметр) для контроля нагрузки электробура, кнопки управления контактной системой, подающей напряжение на электробур, органы управления режимом работы автоматического регулятора. Автоматический регулятор управляет подачей инструмента в зависимости от загрузки двигателя и буримости горных пород.

Обладая всеми достоинствами, присущими забойным двигателям (облегчение условий работы бурильной колонны, существенное снижение износа бурильных труб в скважине, исключение затрат мощности на их холостое вращение и т.п.), электробур имеет неоспоримые преимущества по сравнению с гидравлическими забойными машинами:

режим работы электробура не зависит от расхода промывочной жидкости, который в данном случае можно выбирать только по условию полной и своевременной очистки забоя от шлама;

режим работы электробура практически не зависит от свойств циркулирующего бурового раствора, что позволяет применять его при использовании утяжеленных растворов, газообразных агентов и при продувке;

токоподвод с поверхности к электробуру является каналом связи, позволяющим использовать забойные системы контроля режима работы породоразрушающего инструмента и непрерывно следить за направлением ствола скважины;

при работе с электробуром открывается возможность автоматизировать процесс бурения по данным забойных датчиков для оптимального использования мощности двигателя;

поскольку электробур представляет собой маслонаполненный двигатель, все детали которого работают в среде, изолированной от бурового раствора, он меньше подвержен абразивному износу и его рабочая характеристика остается практически неизменной в течение всего срока работы.

К недостаткам электробура относятся: высокая стоимость забойного двигателя, опасность потери дорогостоящей машины вследствие прихвата в скважине, ограниченный срок межремонтной работы вследствие недостаточной износостойкости уплотнительных сальников электробура и недостаточной надежности системы токоподвода.

Перспективы развития буровых работ с применением электробуров связаны с существенным повышением ресурса работы электробура с системой токоподвода до 200 ч и более, улучшением его выходных характеристик, позволяющих поддерживать оптимальный режим работы породоразрушающего инструмента.

7.3. РОТОРНОЕ БУРЕНИЕ

При роторном бурении долото приводится во вращение вращательным механизмом — ротором — через бурильную колонну, выполняющую роль промежуточной трансмиссии между долотом и ротором.

Ротор служит также для поддерживания бурильной или обсадной колонны на весу при помощи элеватора или пневматических клиньев. Для выполнения перечисленных работ ротор должен обеспечивать необходимую частоту вращения бурильной колонны и легко менять направление вращения, грузоподъемность его должна несколько превышать вес наиболее тяжелой (бурильной или обсадной) колонны.

Ротор (рис. 7.21) состоит из литого стального корпуса 2, во внутренней полости которого на упорном шариковом подшипнике 4 размещен стол 3 с укрепленным с помощью горячей посадки зубчатым коническим венцом. Последний входит в зацепление с конической звездочкой, посаженной на валу 8, вращающемся на двух подшипниках. В нижней части устанавливается вспомогательная опора 1, закрепленная гайкой 10. Верхняя часть стола ротора закрывается кольцевым кожухом 7, ограждающим периферическую часть вращающегося стола. На консольной части роторного вала смонтировано цепное колесо 9, через которое подводится мощность к ротору.

Диаметр отверстия в столе ротора определяет максимальный размер долота, которое может быть пропущено через него. В связи с этим выпускают роторы с различными диаметрами проходного отверстия (от 400 до 760 мм). В центральное отверстие вставляют вкладыши 6, в которые вводят зажимы 5 для ведущей трубы. Перемещение вкладышей ротора и зажимов в осевом направлении предупреждается запорами, а закрепление стола осуществляется защелкой.

Для смазки трущихся деталей и отвода тепла, образующегося при работе зубчатых передач и подшипников, в станину ротора заливается масло.

В 30-х годах широко применялся привод ротора от специально устанавливаемых для него двигателей (привод индивиду-424 альный ротора ПИР), а в настоящее время таким приводом снабжна только установка БУ-50Бр. Однако в некоторых районах при бурении глубоких скважин роторным способом, особенно в осложненных условиях, иногда применяют индивидуальный привод ротора ПИРШ4-2А, укомплектованный двумя электродвигателями мощностью 320 кВт, трехвальной коробкой перемены передач и ротором. Мощность от коробки передач к ротору отбирается при помощи специальных полужестких муфт. Ротор может работать при четырех скоростях вращения: 70, 140, 220 и 320 об/мин.

В других случаях отечественные буровые установки предусматривают отбор мощности от двигателей лебедки с помощью цепной или карданной передачи. При первом варианте мощность отбирается с одного из валов лебедки, выполняющего при этом функции трансмиссии, при втором варианте — непосредственно от двигателя лебедки с помощью карданной передачи.

В процессе роторного бурения часть мощности расходуется на привод поверхностного оборудования, вращение бурильной колонны и разрушение горной породы долотом. Рассчитать требуемую мощность на осуществление перечисленных работ очень трудно, так как затрата мощности зависит от очень многих факторов: диаметра бурильной колонны и скважины, длины бурильной колонны, свойств промывочной жидкости и т.д. Поэтому можно сделать только ориентировочные расчеты, используя эмпирические формулы, показывающие, что на вращение поверхностного оборудования и бурильной колонны затрата мощности прямо пропорциональна длине колонны, квадрату диаметра бурильной колонны, плотности промывочной жидкости и частоте вращения бурильной колонны в степени, близкой к 2. Отсюда следует, что с ростом глубины скважины бесполезная затрата мощности возрастает и, следовательно, подводимая к долоту мощность уменьшается.

На условия работы ротора влияют и изменения нагрузки на долото. Так, при увеличении нагрузки возможно такое сочетание, когда величина вращающего момента, передаваемого бурильной колонной, окажется недостаточной для преодоления сопротивления, встречаемого долотом со стороны горной породы. В результате долото начинает вращаться с меньшей частотой и даже может на некоторое время оказаться в заторможенном состоянии. В бурильной колонне при этом кинетическая энергия вращения переходит в потенциальную энергию кручения, которая после достижения оп-

OQS

Рис. 7.21. Ротор Р560-Ш8


ределенного значения преодолевает сопротивление породы, и происходит обратный процесс — превращение потенциальной энергии кручения в кинетическую энергию вращения.

Такой переход видов энергии из одного состояния в другое приводит к возникновению упругих колебаний, и если их частота совпадает с частотой вынужденных колебаний колонны, возникающих вследствие неравномерной подачи долота, то наступает резонанс, передающийся через ведущую трубу ротору. Последний при создании таких условий его эксплуатации испытывает большие динамические нагрузки, приводящие к интенсивным вибрациям ротора, его фундамента, вышки; все это сопровождается нарастанием шума в буровой, а иногда даже авариями.

Как видно, вращение бурильной колонны, необходимое при роторном бурении, приводит к значительному осложнению процесса проходки скважины. Этим и объясняется вытеснение роторного бурения в ряде районов бурением с забойными двигателями.

7^6ii6e6e6aAoa.QAOda6

ё1Лдпаа аЛЁаё1ёЛай9б1 Ё а A g л 90 110еёё^ё^е^

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

7.1. ааЛёёаТааЛпай ^0 110е0ё0аА6а?Ай1оа1 ё1А^Паа а 1АёАа?0ёаё?ааА ёё^ё?^оЬ! ёАбба?ё?

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая станция предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав ГНПС и ПНПС, можно условно подразделить на две группы: первую — объекты основного (технологического) назначения и вторую — объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.

К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приема очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

К объектам второй группы относятся: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские ремонта и наладки котрольно-изме-рительных приборов (КИП); гараж; складские помещения; административно-хозяйственный блок и т.д.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внут-ристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения ее дальнейшей перекачки. При работе ПНПС в режиме "из насоса в насос" (т.е. режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов (см. гл. 12).

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 — 600 км, состоящие из 3 — 5 участков, разделенных ПНПС, работающих в режиме "из насоса в насос", и, следовательно, гидравлически связанных друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод блочно-комплектного или блочно-модульного их исполнения. Главное преимущество этого метода достигается тем, что на территории станций практически отсутствуют сооружения из кирпича, бетона или железобетона. Все оборудование станции, включая автоматику, входит в состав фун-кциональных блоков, монтируется и испытывается на за-воде, затем в транспортабельном виде доставляется на строительную площадку. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, т.е. насосные агрегаты вместе со всеми вспомогательными системами могут размещаться под навесом на открытом воздухе. От воздействия погодных условий насосные агрегаты защищаются индивидуальными металлическими кожухами с автономными системами вентиляции и подогрева. Такие станции работают при температуре окружающего воздуха от —40 до +50 °С. При капитальном ремонте предусматривается замена всего блок-бокса в сборе.

7.2. Ёб^бёЛай^оа еаА^ tpOiiOeOeOaAoaQAOoai efA^naa

Генеральный план НПС разрабатывают согласно заданию на проектирование в соответствии с технологической схемой нефтепровода, а также с учетом всего комплекса условий местности: рельефа, ее геологических и гидрологических особенностей, климатических и метеорологических условий и т.п. Генеральный план должен содержать комплексное решение планировки и благоустройства территории, размещение зданий и сооружений НПС, транспортных и инженерных коммуникаций. Генеральный план НПС разрабатывается в соответствии с существующими нормами технологического проектирования.

Генеральный план НПС представляет собой чертеж (рис. 7.1), изображающий расположение зданий и сооружений НПС на территории, отведенной под строительство, правильное решение которого снижает стоимость сооружения стан-

Рис. 7.1. Генеральный план НПС:

1 — проходная; 2 — административный корпус; 3 — котельная; 4 — гараж; 5 — ремонтная мастерская; 6 — резервуары с топливом РВС 1000; 7 — подземные железобетонные резервуары с водой V = 1000 м3; 8 — водонасосная; 9 — склады; 10 — электрическая подстанция; 11    —

пожарное депо; 12 — площадка регулирующих устройств; 13 — основная насосная; 14 — площадка с предохранителями; 15 площадка фильтров; 16 узел учета; 17 — подпорная насосная; 18 площадка очистных устройств; 19    

резервуары для нефтепродуктов РВС 20000

ции, способствует улучшению и удешевлению ее эксплуатации, а также повышению пожарной и экологической безопасности объектов.

Площадку под сооружение НПС выбирают с учетом выполнения некоторых обязательных требований:

рельеф местности должен быть пологим с явно выраженным уклоном для удобства самотечного отвода поверхностных вод;

грунты на площадке должны обладать достаточно высокой несущей способностью; геологические условия района площадки должны допускать возведение всех сооружений станции без создания искусственных оснований;

грунты на площадке должны быть сухими с возможно более глубоким уровнем грунтовых вод.

Не допускается сооружение НПС на заболоченных и заливных участках, участках подверженных оползневым и карстовым явлениям, а также в зонах санитарной охраны источников водоснабжения. При размещении станций у рек или водоемов высотные отметки площадки должны быть не менее чем на 0,5 м выше расчетного горизонта высоких вод; за расчетный горизонт воды принимают наивысший ее уровень за 100 лет. Нефтеперекачивающие станции, сооружаемые вблизи рек, размещают ниже ближайших населенных пунктов.

При выборе площадки для сооружения НПС следует учитывать возможное расширение станций.

При разработке генерального плана НПС обеспечивают наиболее рациональное размещение зданий и сооружений станции, а также благоприятные и безопасные условия труда ее работников. Для этого:

здания административно-хозяйственного назначения располагают со стороны наиболее интенсивного движения автотранспорта;

здания и сооружения с производствами повышенной пожарной опасности, в том числе котельную, располагают с подветренной стороны к другим зданиям;

здания вспомогательного производства размещают по соседству с основными зданиями и сооружениями;

здания бытовых помещений располагают ближе к проходной; энергообъекты приближают к основным потребителям, чтобы уменьшить протяженность тепло-, газо- и паропроводов и линий электропередач;

открытые подстанции размещают на самостоятельных участках;

производственные объекты с большой нагрузкой на грунт (например, резервуарные парки) размещают на участках с однородными хорошо сцементированными грунтами, способными обеспечить устойчивость фундаментов.

При размещении зданий и сооружений НПС учитывают стороны света и преобладающие направления ветров. Длинные стороны градирен (устройств для воздушного охлаждения циркуляционной воды) располагают перпендикулярно к преобладающему направлению ветров. Места для забора наружного воздуха системами приточной вентиляции выбирают в зонах наименьшего его загрязнения. Для станций с территорией более 5 га предусматривают не менее двух выездов, включая резервный. Проезды на территории НПС должны обеспечивать свободное движение в обоих направлениях, а также легкий подъезд пожарных машин к каждому зданию. Расстояние от края проезжей части до стены здания должно быть не более 25 м.

Генеральные планы НПС разрабатываются в соответствии с действующими СНиПами: "Генпланы промышленных предприятий", "Планировка и застройка населенных мест. Нормы проектирования", "Производственные здания промышленных предприятий. Нормы проектирования", "Противопожарные требования" и т.д. Большое значение имеет унификация генеральных планов с применением зонирования объектов, т.е. разделением площади застройки станции на производственную и служебно-вспомогательную зоны. В производственной зоне располагают объекты, непосредственно связанные с перекачкой нефти (насосные, резервуарный парк, блок регулятора давления, блок приточно-вытяжной вентиляции и т.п.); в служебно-вспомогательной — объекты обслуживания НПС (административно-хозяйственный блок, блок-боксы водоснабжения, пожаротушения, склады и т.п.).

Топографической основой для составления генерального плана НПС являются ситуационный план района расположения площадки, выполненный в масштабе М 1:10000 или М 1:50000, на который нанесены окрестные объекты (дороги, ручьи и реки, промышленные предприятия, сельскохозяйственные угодья и т.п.), а также топографический план площадки НПС. С помощью ситуационного плана транспортные и технологические магистрали увязывают с соответствующими технологическими коммуникациями района; с помощью топографического плана увязывается размещение основных и вспомогательных объектов НПС с рельефом и природными особенностями местности.

Для облегчения размещения отдельных объектов на топографический план площадки наносят "розу ветров" и координатную сетку со сторонами 100x100 или 50x50 м, которая должна быть увязана с существующей топографической сетью страны. Линии сетки обозначают: в горизонтальном направлении буквой А, в вертикальном — буквой Б. Перед буквами записывают расстояние в метрах, кратное шагу сетки до начала координат (за начало принимается существующая реперная точка). Сетка служит основой для разбивки на местности всех зданий и сооружений (разбивкой называют закрепление на местности положения каждого здания или сооружения). Горизонтальная разбивка определяет расположение здания в плане, вертикальная — высотные параметры. На генеральном плане должны быть указаны габаритные размеры и координаты углов зданий и сооружений. Здания "привязывают" по двум противоположным углам; объекты цилиндрической формы — по центру (см. рис. 7.1). Генеральный план НПС выполняется в масштабе М 1:1000 или М 1:5000.

7.3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ

НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Технологической схемой НПС называют вне-масштабный рисунок, на котором представлена принципиальная схема работы НПС в виде системы внутристанцион-ных коммуникаций (трубопроводов) с установленным на них основным и вспомогательным оборудованием, а также с указанием диаметров и направлений потоков (рис. 7.2).

Основными элементами, изображаемыми на технологической схеме НПС, являются:

система обвязки (соединение трубопроводных коммуникаций) НПС, отражающая принятую технологическую схему перекачки;

схема обвязки резервуарного парка (если таковой имеется); схема обвязки подпорных (если они имеются) и основных насовов;

узлы технологических задвижек (манифольды); размещение технологического оборудования (фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, улавливания и сбора утечек, дренажа и т.д.);

узлы учета нефти (если таковые имеются); узлы приема и ввода в трубопровод очистных и диагностических устройств;

предохранительные клапаны.

Принятая на данном нефтепроводе технология перекачки нефти диктует схему соединения насосов и резервуаров. Среди возможных схем можно выделить три основные (рис. 7.3): из насоса в насос, постанционную, с подключением резервуаров.

При использовании схемы перекачки "из насоса в насос", резервуары промежуточных НПС (если они имеются) отключаются от трубопровода и нефть с предыдущего участка подается непосредственно в насосы этих станций для дальнейшей транспортировки по следующему участку (см. рис.

7.3, г). Такая схема перекачки весьма прогрессивна, поскольку исключает промежуточные технологические операции и неизбежно связанные с ними потери нефти. Кроме того, она значительно удешевляет технологию, поскольку исключает сооружение дорогостоящих резервуарных парков. Недостатком этой схемы является "жесткая" гидравлическая связь всех участков, работающих в этом режиме, поскольку любое изменение на одном из них вызывает изменение на всех остальных. В частности, аварийная остановка одного участка ведет к остановке всех участков, связанных с ним режимом перекачки.

При использовании постанционной схемы перекачки нефть на НПС принимают поочередно в один из резервуаров станции, в то время как закачку нефти в трубопровод осуществляют из другого резервуара (см. рис. 7.3, а). Преимущества постанционной схемы перекачки заключаются в том, что отдельные участки нефтепровода оказываются не связанными той жесткой гидравлической зависимостью, которая имеет место в случае перекачки "из насоса в насос", поэтому нефтепровод имеет большую степень надежности и способности к бесперебойной поставке нефти потребителю. Кроме того, при постанционной схеме возможен порезервуарный учет количества транспортируемой нефти, что очень важно для контроля за сохранностью продукции. Основным недостатком постанционной схемы перекачки являются высокая стоимость сооружения и эксплуатации резервуарных парков, а также потери нефти при больших дыханиях резервуаров, связанных с выбросами паров нефти в атмосферу при заполнении резервуаров. Постанционная схема перекачки применяется в основном на головных НПС нефтепровода и его эксплуатационных участков.

При использовании схемы перекачки с подключением резервуаров возможны два варианта: через резервуары и с подключенными резервуарами (см. рис. 7.3, б, в). В первом

Рис. 7.2. Технологическая схема промежуточной перекачивающей станции:

I — основной трубопровод; II — проектируемый трубопровод; III — трубо

провод паров нефти; IV — трубопровод утечки; V — задвижка с электроприводом; VI — клапан обратный; VII — фланец-заглушка; VIII — переход на трубопроводе; IX — направление потока нефти; X — счетчик ультразвуковой; XI — заслонка; XII — камера приема (пуска) СОД; 1 — насос центробежный; 2 — фильтры-грязеуловители; 3 — регулятор давления; 4 — емкость для сбора утечек и дренажа с насосами откачки утечек; 5 — клапан предохранительный; 6 — насос центробежный с ротором с электродвигателем; 7 — агрегат электронасосный нефтяной для откачки утечек с электродвигателем; 8 — резервуар-сборник нефти объемом 100 м3 от системы сглаживания волн давления и дренажа; 9 — емкость для сбора утечек нефти и дренажа технологических трубопроводов с погружным насосом с электродвигателем N = 15 кВт; 10 — устройство сглаживания волн давления; 11 — счетчик ультразвуковой; 12 — фильтры-грязеуловители с патрубками; 13 — регулирующая заслонка на суммарную производительность 4100 м3

Рис. 7.3. Основные технологические схемы перекачки нефти:

а — постанционная; б — через резервуар; в — с подключенным резервуаром; г — из насоса в насос; I — задвижка закрыта; II — задвижка открыта; 1 — резервуар; 2 — насосный цех

варианте нефть с предыдущего участка поступает в резервуар ПНПС и закачивается также из этого резервуара. Такая схема делает соединение участков нефтепровода более "мягким" в гидравлическом отношении. Кроме того, в резервуаре происходит гашение волн давления, связанных с изменениями режима перекачки (см. гл. 12), что повышает надежность эксплуатации нефтепровода, однако этому способу присущи все недостатки предыдущего способа и в настоящее время он практически не используется. Во втором варианте схема предусматривает, что основное количество нефти прокачивают по трубопроводу, минуя резервуар, однако при этом допускается, что расходы нефти на предыдущем и последующем участках могут в течение некоторого времени отличаться друг от друга, а дебаланс расходов компенсируется сбросом или подкачкой части нефти в подключенный резервуар. При синхронной работе участков, т.е. перекачке с одним и тем же расходом, уровень нефти в подключенном резервуаре остается постоянным.

Обвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах: одно- и двухпроводном (рис. 7.4). В первом варианте (см. рис. 7.4, а) заполнение идет через один из несколько коллекторов одновременно в оба резервуара Р-1 и Р-2 (или только в один из них), а опорожнение осуществляется через другой коллектор. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколько приемораздаточных патрубков (в данном случае по четыре). Во втором варианте (см. рис. 7.4, б) каждый из резервуаров (Р-1, Р-2, Р-3, Р-4) соединен с общим коллектором отдельным трубопроводов через манифольдную (узел № 1).

Обвязка насосов НПС представлена на рис. 7.5. Основные насосы для увеличения напора, создаваемого станцией, соединяют последовательно, в то время как подпорные насосы (если они имеются на станции) для обеспечения большей пропускной способности соединяют параллельно.

Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из агрегатов станции. Приведенная схема обвязки (см. рис. 7.5) позволяет осуществлять обратную перекачку нефти из магистрали в резервуарный парк при помощи коллектора и подпорных насосов.

Возможны также параллельное и последовательно-параллельное соединения основных насосов НПС. В этом случае используется дополнительный коллектор (рис. 7.6).

Обратный клапан, разделяющий линию всасывания и нагнетания каждого насоса, пропускает жидкость только в од-

Рис. 7.4. Обвязка резервуаров НПС:

а - для ГИПС и ПНПС; б - для ГНПС

Рис. 7.5. Обвязка основных и подпорных насосов в НПС:

ПН1, ПН2 — подпорные насосы; Н1, Н2, Н3, Н4 — основные насосы; КО — обратный клапан; С — коллектор

Рис. 7.6. Комбинированное (последовательно-параллельное) соединение насосов НПС

ном направлении (см. рис. 7.5, 7.6, стрелка). При работающем насосе давление, действующее на заслонку клапана справа (давление нагнетания), больше, чем давление, действующее на эту заслонку слева (давление всасывания), вследствие чего заслонка закрыта, и нефть идет через насос. При неработающем насосе давление слева от заслонки клапана больше, чем давление справа от нее, вследствие чего заслонка открыта, и нефть поступает через КО к следующему насосу, минуя неработающий.

Важным элементом НПС магистральных нефтепроводов являются узел учета нефти на потоке. Как правило, узел учета размещают на пути движения нефти от резервуарного парка к нефтепроводу между подпорной и магистральной насосными (см. рис. 7.5).

Примерная технологическая схема узла учета представлена на рис. 7.7. Узел состоит из фильтра 3, струевыпрямителя 4 и турбинного счетчика 5. Кроме того, узел учета имеет ответвление 7 к контрольному счетчику или пруверу (от английского слова prove — доказывать, удостоверять) — устройству, предназначенному для проверки работы счетчиков непосредственным объемным измерением.

Другим типичным элементом технологической схемы НПС является узел приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода (см. рис. 7.2, правая часть). На головных НПС сооружают только камеры пуска, на п р о-межуточных НПС — как камеры пуска, так и камеры приема, в конечных пунктах — только камеры приема.

Существуют различные конструкции средств очистки и диагностики (рис. 7.8). Каждое из очистных устройств обладает определенными преимуществами и недостатками, поэтому

Рис. 7.7. Схема узла учета нефти на потоке:

1 — отсекающие задвижки; 2 — манометр; 3 — фильтр; 4 — струевыпрями-тель; 5 — турбинный счетчик; 6 — термометр; 7 — отвод к пруверу; 8 — контрольный кран

Рис. 7.8. Очистные устройства:

а — очистной поршень; б — щеточный скрепок типа ЩС; в — эластричный шаровой разделитель типа РШ

используется в том или ином конкретном случае. Например, эластичный шаровой разделитель типа РШ обладает повышенной проходимостью внутри трубопровода, способен преодолевать сужения трубы, крутые повороты и даже неполнопроходные задвижки, однако из-за своей эластичности он обладает худшими очистными свойствами по сравнению, например, со скребками, особенно в случае застарелых и твердых отложений.

На рис. 7.9 представлена схема камер приема и пуска эластичных шаровых разделителей конструкции СКБ "Транс-нефтеавтоматика" на ПНПС.

Для приема разделителей с предыдущего участка нефтепровода используют камеру 6. Задвижки <6 и <8 открывают (задвижка <5 закрыта) и закрывают задвижку <7. Разделители вместе с потоком нефти поступают из линейной части нефтепровода 8 в камеру 6, что фиксируется сигнализатором

7. Принятый разделитель остается в камере 6, а поток, минуя задвижку <8 (задвижка <4 закрыта), уходит в линию всасывания ПНПС. Для пуска разделителей используется камера 1. Задвижку <1 открывают, а задвижку <2 закрывают. На от-секатель 14, удерживающий разделитель в камере, подается команда пуска, и один из разделителей уходит вместе с по-

Рис. 7.9. Схема устройств приема и пуска шаровых разделителей РШ:

1 — камера пуска; 2 — концевой затвор; 3 — трехходовой кран; 4, 9 — насосы; 5, 10 — емкости; 6 — камера приема; 7 — сигнализатор; 8 — линия всасывания ПНПС; 11 — линия нагнетания ПНПС; 12 — байпас; 13 — тройник; 14 — отсекающий механизм; 15 — прибор контроля; 16 — линейный сигнализатор

током нефти на следующий участок нефтепровода. Для удаления остатков нефти из камер 1 и 6 (дренажа камер) служат емкости 5 и 10 с насосами 4 и 9.

7.4. КОНСТРУКЦИЯ И КОМПОНОВКА НАСОСНОГО ЦЕХА

Для сооружения насосных цехов используют огнестойкие материалы (кирпич, •етон, железобетон). Иногда делают здания каркасного типа с заполнением стен легкими панелями. Размеры здания зависят от мощности нефтепровода (числа и типа используемых для перекачки агрегатов), габаритов основного и вспомогательного оборудования.

Насосный цех имеет ленточный (сплошной) или свайный железобетонный фундамент. Свайные фундаменты используют для сооружения насосных на слабых или просадочных грунтах. Глубина заложения подошвы фундамента должна •ыть ниже глубины промерзания грунта, поскольку в противном случае возможно выпучивание фундамента. Центробежный нагнетатель и привод насоса могут устанавливаться на одном и том же или на отдельных фундаментах, но в лю-•ом случае этот фундамент (или фундаменты) не должен соединяться с фундаментом здания.

Наземная часть насосных цехов выполняется из спорных элементов. Несущей частью каркасного здания являются колонны; стены чаще всего выполняются из специальных стеновых панелей. Покрытия выполняются в виде плит и панелей, которые укладываются непосредственно на несущие элементы. Существует несколько видов типовых проектов насосных цехов. Их основой являются требование соблюдения норм, обеспечивающих удобство и безопасность работ при монтаже, эксплуатации и ремонте, а также минимальная стоимость. Конструкцию здания насосного цеха выбирают в зависимости от климатических условий.

Основными помещениями насосного цеха являются насосный зал и зал электродвигателей. Залы оборудуются грузоподъемными механизмами — мостовыми кранами. Грузоподъемность каждого крана определяется максимальным весом установленного оборудования. Для укладки путей мостовых кранов используются подкрановые балки, изготовленные из стали или железобетона и являющиеся частью основного каркаса насосного цеха.

На рис. 7.10 и 7.11 показана типовая компоновка насосного цеха. В данном случае нагнетатели и приводы насосов смонтированы на общем фундаменте. Для уменьшения размеров насосного цеха и обеспечения безопасной работы часть оборудования (задвижки, обратные клапана, коллекторы) размещена за пределами цеха. Несущую основу стены составляют железобетонные колонны высотой 8—12 м, служащие одновременно вертикальной основой каркаса всего здания. На специальных консольных выступах колонн размещены железобетонные подкрановые балки, которые совместно с двускатными железобетонными балками (или фермами покрытия), устанавливаемыми на верхнем срезе колонн, придают пространственную жесткость конструкции цеха. Стены цеха выполнены из панелей, а огнестойкая перегородка изготовлена из кирпича.

Для прокладки основных и вспомогательных трубопроводов применяют канальную систему, если диаметры трубопроводов не превышают 500 мм, и бесканальную для трубопроводов большего диаметра.

Насосные цехи НПС бывают двух основных типов: с разделительной огнестойкой (брандмауэрской) перегородкой (см. рис. 7.10, 7.11) или без нее. Это зависит от того, каков вариант исполнения приводов перекачивающих агрегатов станции — обычный, взрывонезащищенный, или так называемый взрывобезопасный. В первом случае помещение насосного цеха разделяют воздухонепроницаемой перегородкой на два отдельных зала с отдельными выходами и входами; во втором случае такого разделения не делают.

Если разделительная перегородка существует, то в первом зале, являющемся помещением повышенной пожаро- и взрывоопасности, устанавливают центробежные нагнетатели, а во втором зале, в который нет доступа нефтяным парам, — приводы агрегатов (электродвигатели). В первом зале размещают также оборудование для сбора и откачки утечек, мостовой кран во взрывобезопасном исполнении с ручным приводом грузоподъемностью 8 т. Электродвигатели, установленные во втором зале, имеют встроенные системы водяного охлаждения воздуха с замкнутыми системами вентиляции. Кроме того, во втором зале размещают блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком и для ремонтных работ — мостовой кран грузоподъемностью 20 т. Центробежные нагнетатели и их приводы (электродвигатели), находящиеся в разных залах, соединяют друг с другом без промежуточного вала. Соединение происходит через отвер-170

Рис. 7.10. План насосного цеха, оборудованного насосными агрегатами НМ-3600-230:

1 — комперссорная; 2 — операторная; 3 КТП; 4 — щитовая; 5 — вентиляционная камера

Рис. 7.11. Насосный цех, оборудованный насосными агрегатами НМ-3600-230:

1 — кран ручной мостовой однобалочный; 2 — задвижка с электроприводом; 3 — клапан обратный; 4 — всасывающий трубопровод; 5 — насос с электродвигателем; 6 — кран ручной мостовой двухбалочный

стия герметизирующей камеры в разделительной стенке. К этим отверстиям по специальной системе вентиляции подается чистый воздух, создающий упругую пневмозащиту, препятствующую проникновению нефтяных паров из одного зала в другой. Избыточное давление воздуха в камере перед отверстием должно составлять 25 — 30 мм вод. ст., расход воздуха на одну камеру — примерно 20 м3/ч. Указанные параметры в системе вентиляции насосных агрегатов должны поддерживаться постоянно, независимо от того, ведется ли перекачка данным насосом или он находится в резерве. Если же в качестве привода насосных агрегатов используются электродвигатели во взрывобезопасном исполнении (что достигается принудительным нагнетанием воздуха под защитный кожух привода для поддержания избыточного давления), то привод устанавливают в общем с нагнетателями зале. Выбор того или иного варианта производится по результатам технико-экономической оценки.

Насосные агрегаты связывают трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их всасывающие и нагнетательные патрубки через общий коллектор наружной установки. Трубопроводы укладывают в грунте и присоединяют к насосным коммуникациям сваркой. В общем укрытии прокладывают трубопроводные коммуникации вспомогательных систем. Вдоль коммуникаций сооружают площадки для обслуживания и ремонта оборудования с соответствующими ограждениями и лестницами. Места прохождения трубопроводов через разделительную стенку (если таковая имеется) уплотнены специальными герметизирующими сальниками.

Компоновка оборудования и коммуникаций насосного цеха должна проводиться в соответствии с очевидными условиями их нормального функционирования. В частности, эти условия предусматривают:

напорную подачу масла к подшипникам насосов и электродвигателей и безнапорный (самотечный) его отвод от подшипников в баки централизованной маслосистемы;

самотечный отвод утечек нефти от торцевых уплотнений (из картера) основных насосов в сборник утечек по закрытой, герметичной схеме;

напорную откачку нефти из сборников утечек погружными насосами;

принудительную подачу воды для охлаждения воздуха, циркулирующего внутри привода (электродвигателей);

принудительную подачу воды для охлаждения масла централизованной маслосистемы в маслоохладители;

беспрепятственное создание упругой пневмозавесы в отверстиях герметизирующих проемов, через которые соединяются центробежные нагнетатели с приводом.

Разумеется, для обеспечения этих условий (в частности, самотека жидкостей), необходимо предусмотреть правильное соотношение высотных отметок начал и концов технологических трубопроводов. Для свободного доступа к трубопроводам и коммуникациям в местах их прокладки предусматривают съемные плиты пола.

7.5. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ НАСОСНОГО ЦЕХА

Для обеспечения нормальной эксплуатации перекачивающих агрегатов НПС на ней устанавливают следующие вспомогательные системы:

разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений; смазки и охлаждения подшипников; сбора утечек от торцевых уплотнений; средств контроля и защиты насосных агрегатов; подготовки и подачи сжатого воздуха;

оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом. Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений

центробежных нагнетателей предназначена для защиты торцевых уплотнений каждого центробежного нагнетателя от чрезмерных перегрузок по давлению и высоких температур, возникающих при выделении тепла трения. Торцевые уплотнения обеспечивают работу быстро вращающегося вала насосного агрегата в местах его выхода из корпуса нагнетателя (см. рис. 6.2, 8, рис. 6.9, 12), поэтому на их долю приходятся большие силовые нагрузки и сильный разогрев. Если не предусмотреть специальную систему разгрузки торцевых уплотнений и отвода выделяющегося тепла, то торцевые уплотнения быстро выйдут из строя.

Существует несколько различных схем разгрузки и ох -лаждения торцевых уплотнений, но все они действуют по одному и тому же принципу — организации принудительной циркуляции некоторой части перекачиваемой нефти либо внутри корпуса нагнетателя, либо из корпуса нагнетателя наружу, но так, чтобы каждый раз путь жидкости пролегал через каналы в теле уплотнения. Этим достигается, с одной стороны, снижение перегрузки по давлению, а с другой — охлаждение уплотнения путем отвода тепла, выделяющегося при трении вращающегося вала о детали уплотнения.

При так называемой групповой схеме разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений некоторая часть перекачиваемой нефти за счет избыточного давления в линии всасывания нагнетателя сначала продавливается через каналы в теле торцевого уплотнения, а затем подается либо в резервуар сбора утечек, либо в коллектор насосной со стороны всасывания. Уходящая нефть уносит с собой выделившееся тепло и разгружает уплотнения. Групповой схема называется потому, что нефть из всех насосов поступает в общий коллектор станции и затем снова подается в линию всасывания. Недостаток такой системы состоит в снижении КПД перекачивающих агрегатов вследствие значительных (10 — 50 м3/ч) перетоков нефти по линии разгрузки.

Более прогрессивны индивидуальные схемы охлаждения торцевых уплотнений. Они применяются для нагнетателей, снабженных торцевыми уплотнениями, выдерживающими высокие нагрузки по перепаду давлений, поэтому предназначены, главным образом, для охлаждения уплотнений. Эта цель достигается созданием принудительной циркуляции нефти из полости нагнетания насоса в полость всасывания насоса. Индивидуальной она называется потому, что встроена в каждый нагнетатель в отдельности. За счет разности давлений между полостями нагнетания и всасывания часть нефти по специальному каналу возвращается из полости нагнетания в полость всасывания колес, проходя при этом через трубки в теле торцевого уплотнения и охлаждая его. Снижение КПД насоса в случае использования индивидуальной схемы значительно ниже, чем в предыдущем случае, поскольку расход циркулирующей нефти уменьшается до 2 — 4 м3/ч.

Существует еще более прогрессивная разновидность индивидуальной схемы охлаждения торцевых уплотнений, в которой используется разность давления в линии всасывания насоса и рабочего колеса (рис. 7.12). В этой схеме часть нефти по отводу (байпасу) 4, расположенному в корпусе 2 нагнетателя и имеющему меньшее гидравлическое сопротивление, чем основной коллектор, направляется на входы рабочего колеса не по основному тракту, а через каналы в теле торцевых уплотнений 5. При этом способе охлаждения КПД насоса не изменяется поскольку нет возвратного перетока нефти из области нагнетания в область всасывания.

В настоящее время в насосах, перекачивающих нефть,

Рис. 7.12. Индивидуальная система охлаждения торцевых уплотнений:

1 — отводная трубка; 2 — корпус всасывающего патрубка; 3 — клапан; 4 — байпас; 5 — торцевое уплотнение; 6 — уплотнение; 7 — полости всасывания колеса

нашла применение импеллерная (от англ. impeller — крыльчатка) схема охлаждения торцевых уплотнений. Вместо обычных щелевых уплотнений устанавливается втулка с винтовой нарезкой, вращающаяся вместе с валом насоса. Действуя по принципу шнекового насоса импеллер захватывает нефть из полости всасывания и нагнетает ее туда же в обратном направлении по каналу, проложенному в теле уплотнения. Установившаяся циркуляция нефти обеспечивает необходимое охлаждение торцевого уплотнения. В этой схеме КПД насоса также не снижается, поскольку исключены перетоки жидкости из области нагнетания в область всасывания.

Система смазки и охлаждения подшипников предназначена для смазки и охлаждения быстро вращающихся подшипников насосных агрегатов.

В системе смазки подшипников предусмотрена напорная (принудительная) подача масла к подшипникам и его безнапорный возврат в маслобак (рис. 7.13).

Система состоит из маслобака 2, для заполнения которого предусмотрен шестеренчатый насос 1, основного насоса 6, нагнетающего масло через фильтр 4 и маслоохладитель 5 в маслопроводы, ведущие к подшипникам агрегата (изображен в левой части рисунка). Обратно масло возвращается самотеком в маслобак 2. Отработанное масло перекачивается насосом 3 в емкость 8. Аккумулирующий бак 7 предназначен для подачи масла в аварийных ситуациях.

Маслобак 2 представляет собой емкость сварной конструкции, на которой устанавливают указатель уровня масла,

фланцы для присоединения трубопроводов и предохранительный клапан.

Маслофильтры 4 имеют два одинаковых фильтрующих патрона с сетками, включенными в маслосистему через трехходовой кран. Этот кран дает возможность пропускать масло через оба патрона одновременно или только через один из них, что позволяет заменять фильтрационные сетки без остановки агрегата. Степень засоренности фильтров можно контролировать по показаниям манометров, установленных до и после каждого из них.

Система водяного охлаждения масла состоит из маслоохладителя 5 представляющего трубчатый теплообменник, внутри которого по латунным трубкам циркулирует вода, а по межтрубному пространству — масло. В верхней части маслоохладителя имеются два крана для спуска воздуха из масляной и водяной камер. На патрубках входа и выхода масла устанавливают термометры. Температура масла на выходе из маслоохладителя должна находиться в пределах 35 — 55 °С.

В последнее время НПС начали применять систему воздушного охлаждения масла. Холодный воздух подается центробежной воздуходувкой. Охлаждение масла достигается обдувкой пучка труб, по которым оно движется. Преимущество этой системы состоит в отсутствии жестких требований к герметизации водяных коммуникаций и очистки последних от отложений, недостаток — в том, что воздух вследствие его меньшей плотности является плохим теплоносителем.

Масляные коммуникации состоят из напорных и сливных трубопроводов. Напорная линия испытывается под давлением 0,5 МПа; всасывающая — под давлением 0,2 МПа. На напорном трубопроводе перед подшипниками устанавливают регулирующие вентили или дроссельные шайбы, позволяющие увеличивать или уменьшать подачу масла к подшипникам.

Для смазки подшипников применяют минеральные масла, которые не должны содержать воду и механические примеси. Лучшими считаются такие сорта масла, у которых температура незначительно влияет на вязкость. Температура застывания масла не должна быть выше 0 °С.

Система охлаждения уплотнений и подшипников (рис. 7.14). Охлаждение уплотнений и подшипников основных насосов 1, промежуточного вала 2, маслоохладителя 6, воздухоохладителя электродвигателя 3 осуществляется посредством теплообменников, в которых циркулирует холодная вода. Эта вода подается из градирни 4 водяными насосами 5 по 178

нагнетательно-распределительной линии 8. Отработавшая нагретая вода возвращается для охлаждения в градирню 4 по линии 7. Расход охлаждающей воды выбирают таким образом, чтобы ее температура не превышала 30 — 40 °С, так как при 45 °С начинается интенсивное выпадение солей, сужающих поперечное сечение каналов теплообменника и ухудшающих теплообмен. Повышенные требования предъявляются также к жесткости воды и наличию в ней механических примесей (последних не должно быть более 25 мг/л).

Система сбора утечек от торцевых уплотнений. Утечки нефти могут происходить через концевые уплотнения вала насоса, однако их значение незначительно, а при использовании надежных торцевых уплотнений они сведены практически к нулю. Основные утечки происходят через систему разгрузки торцевых уплотнений насоса, поэтому для их сбора и возврата предусмотрена специальная система (рис. 7.15). Утечки из линии разгрузки 2 насоса 1 поступают самотеком

1

- электрические сопротивления

2

Исключение составляют газогидратные месторождения, в которых при разработке разлагаются гидраты.

3

Знак минус в этой формуле связан с тем, что давление и скорость увеличиваются в разном направлении.

4

В исследованиях принимали участие А.П. Иванчук, Д.И. Иванов, Е.Ю. Красновидов и др.

5

* * * * *

Рн2 Рн1 Рн2 - Рт2 Рн2 - Рт2

где Оз1, Оз2 — соответственно потенциальные начальные запасы нижнего и верхнего горизонтов.

Методика определения Оз1 /Р*н1 и Оз2н2 та же, что и    а1 и

а 2. Из графика    с    координатами (Од1 + Од2)/( рн1—Рт1)    от

( Рн2-Рй)/( Рн1-Рн2) по отрезку, отсекаемому на оси ординат, находим Q /рн1    и    по тангенсу наклона прямой к    оси

( Рн2 Рт2)/( Р^-Рл) определяем Оз2/р1_2 (рис. 2.3, кривая 1) и из графика    в    координатах (О1 + О2)/( Рн2-Р^2)    от

74

6

Начальный упругий запас нефти по рассматриваемым добывающим скважинам в пределах эксплуатируемой нефтяной площади может быть ограничен: гидродинамически - соседними работающими скважинами, литологически - непроницаемыми породами и физически - на залежах высоковязкой нефти сверхвысокой вязкостью нефти на контакте с водой на границе с внешней водоносной областью.

7

В Западной Сибири, Татарии и других нефтедобывающих районах по разным причинам (ради экономии капитальных и текущих затрат, сбережения лесов и сельхозугодий) широко применяется кустовое бурение скважин.

8

\    0,735512 + 0,093691/

Суммарный дебит скважин нефтяной залежи

q + я* + Я** = 410,399 + 281,432 = 691,831 т/сут.

5-й вариант.

В э том варианте к 4 угловым менее продуктивным нагнетательным скважинам добавлена 1 центральная более продуктивная нагнетательная сважина.

Таким образом, на нефтяной залежи 5 нагнетательных и 20 добывающих скважин. Среди добывающих скважин 16 скважин

1-го ряда и 4 скважины 2-го ряда.

Все скважины разделим на две группы.

9

   0,735512 + 0,09369 i

Л 1,427756 +1,545818 \

x 11 +-1 - 281,432 т/сут.

10

   По табл. 3.1 определяем число Рейнольдса в колонне труб при расходе Q = 10 л/с:

Re* = 46 1030v|0,010[l + 18-46/(6v 0,010)]}-1.

Критерий Бингама (см. табл. 3.1)

Bi = 46 18/0,010v.

Найденные числа Рейнольдса и критерии Бингама заносим в табл. 3.3.

11

+ & Д 2

12

л V 2

13

— q4n&2 + p4n&1(l — q~ 4n&2 )-

14

В литературе приводится группирование методов и по другим принципам.

15

При значительной разнице продуктивности объектов, но при условии, что разработка малопродуктивных объектов самостоятельной серией скважин тем не менее рентабельна, возможно последовательное освоение объектов, начиная с наиболее продуктивного.

16

V, объем пор

Рис. 3.71. График изменения молярной доли компонентов в продукции при истощении (I) и изобарическом вытеснении (II, рпл = 5 МПа) пластовой углеводородной смеси сухим газом в модели

пласта длиной 5 м

17

По данным проф. Г.А. Саркисьянца, этот метод широко применялся на грозненских промыслах в начале века.

18

Аналогичным путем ведется расчет для С2Н6, С3Н8, яС4Н10, /С4Н10 и неуглеводородных компонентов.

19

pL - Q(a - ь^р +bQ) - 0Q 2 p;U - Qпр(a - ьQKр + ьQпр) - 0QПр

где zy, zу.пр — коэффициенты сверхсжимаемости газа в устье при пр оизвольном и пр едельном дебитах; Ту, Гу.пр — температура газа в устье при пр оизвольном и пр едельном дебитах; Рпл, Рплпр — пластовое давление при произвольном и предельном дебитах; а, b — коэффициенты фильтр ационного сопротивления; 0    — гидравлическое сопротивление ствола

скважины; QKI, — кр итический дебит; Q = Q - Q ln ;

Q^

Опр = Qпр - Q^ln Ql.

Qкр

Уравнения (3.44) и (3.45) позволяют находить дебиты скважин, контролируемые с точки зрения предупреждения фильтрационного разрушения забоя и срыва защитной пленки потоком газа в стволе скважины. Если эти дебиты ниже пропускной способности скважины, то за рабочие дебиты берут их, иначе — пр опускную способность.

Подсистема "сборный пункт" складывается из следующих элементов: входной гребенки, сепараторов, выходной гребенки, пункта замера количества газа.

Подсистема "промысловый газосборный коллектор" состоит из газопр оводов, соединяющих сборные пункты с общепромысловым пунктом окончательной очистки, осушки газа, компримирования его до давления в системе магистральных газопроводов или газопотребления (головными сооружениями) .

Головные пр омысловые сооружения как подсистема в газодинамическом смысле могут быть представлены состоящими из коммуникации (система кор отких газопр оводов и их соединений), технологических аппар атов и дожимной ком-пр ессор ной станции (ДКС). Коммуникации и технологичес-

20

+ вт АТ

21

т

Преобразование (3.26) приводит к зависимости

(3.27)

где т1, т2 — напряжения сдвига на стенках соответственно внутреннего и наружного цилиндров.

Исходя из (3.19), можно записать

22

тз = тз0 при vK = 0.

Следует отметить, что согласно полному уравнению Букингема (3.39), консистентная кривая течения для вязкопластичных жидкостей должна иметь заметную кривизну в области малых скоростей сдвига.

Получение линейной зависимости свидетельствует, что в пределах наблюдаемых значений скорости сдвига пластичное ядро течения в потоке жидкости отсутствует, однако это не означает невозможность его формирования при малых значениях vк, не реализованных в опыте. В этом случае необходимо иметь уверенность в соответствии диапазона скоростей сдвига в капиллярном вискозиметре реальным условиям движения жидкости в элементах циркуляционной системы, требующих гидравлического расчета.

Определение реологических характеристик в значительной мере осложняется, если в области малых скоростей сдвига

23

еская активность компонентов системы. При этом из анализа

исклюн аются те компоненты, которые не вступают в реакцию с

исследуемым реагентом или не оказывают при реагировании

существенного влияния на пластовые процессы образования

водоизолирующих составов из-за их незнач ительного содержания, хотя

они и вносят определенный вклад в ионную силу раствора. В

хлоркальциевых водах девонского горизонта (см. табл. 4.1) относительно

тт 2+ тэ 2+ с 2+ тт 3+

анионных сополимеров такими ионами являются Fe , Ba , Sr , Fe , содержание которых не превышет 180 - 250 мг/л.

После определения знач имых для данной системы компонентов составляются уравнения реакций. Относительно гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) такими компонентами в девонских водах являются ионы поливалентных металлов Са2+, Mg2+. Образование водоизолирующей массы в общем виде можно представить схемой [85]

24

\°о \3

Рис. 4.25. Распределение компонентов ПДС в пористой среде:

1 - «свободная» вода; 2 - «связанная» вода; 3 - раствор полимера; 4 - адсорбированный полимер; 5 - глинистый раствор; 6 - адсорбированная глина

25

Глава написана совместно с сотрудником МГГА М.В. Старковым.

26

(—• 0,0 1+ 0,01 + —• 0,01)    0

Видно, что общее число скважин уменьшается в -600. = 3 раза, а общий дебит уменьшается в 5500 = 1,375 раза, следова-

4000

тельно, удельный дебит на скважину увеличивается в

137,5 = 2,1818 г 2,2 раза.

Таким образом, при прочих равных условиях переход от

3-рядной полосы к 5-рядной практически не увеличивает общий

27

   ц    1    inн    + 1ц    L    1ц    1    х

пн    k^h    2л    2ft• rc    2    k^h    2о-n    n    k^h    2n

По приведенным формулам сделаем расчеты.

kh

Пусть гидропроводность пласта равна - = 1, а эффек-

ц

тивная общая и толщины этого пласта равны h = 10 м и ha6 = = 20 м. Радиус скважины равен гс = 0,1 м. Разность забойных

28

ние фронта вытеснения будет с четырех сторон, и неравномерность стягивания фронта вытеснения будет значительно выше! Это мы отметили с явным умыслом, ведь нередко при одинаковых расстояниях между линейными рядами и между скважинами в рядах L = 2о ряды смещают на величину о -половины расстояния между скважинами, при этом ломается равномерная квадратная сетка размещения скважин; делается это с благой целью уменьшения неравномерности вытеснения нефти, но при этом увеличивается число сторон подхода фронта вытеснения и в силу зональной неоднородности пластов увеличивается неравномерность вытеснения. Оказывается, то, что хорошо в условиях зонально однородного пласта, в условиях зонально неоднородного может быть нехорошо!

При применении горизонтальных скважин с не очень большой горизонтальной длиной /г, когда каждая горизонтальная заменяет одну вертикальную скважину, расчет величины

V22 - неравномерности стягивания фронтов вытеснения может

быть прежним.

Поясним на числовом примере.

29

самой длинной и самой короткой равно M = 1,366. При этом геометрическая неравномерность вытеснения нефти равна

30

3 м 3    1366

Отметим, что обращенная 7-точечная схема площадного заводнения существует при равномерной треугольной сетке скважин, что соотношение добывающих и нагнетательных скважин равно m = 2, что все добывающие скважины являются стягивающими, и к каждой стягивание фронта вытеснения происходит с трех сторон от трех разных нагнетательных скважин, пн = 3.

В зависимости от V2 - зональной неоднородности нефтяных пластов по продуктивности комплекс 11 + V2|-|1 + V2| при

нимает разные численные значения (табл. 4.5).

У известной обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения имеется два сорта скважин: первые - более близкие к нагнетательным; вторые - более далекие.

У первых добывающих скважин соотношение длин самой длинной и самой короткой линий тока равно

31

— • I in — +--in -

ю=

2п • rc

в случае нагнетательной горизонтальной скважины и многослойного нефтяного пласта

32

*, 1000    9,76 ,    9,76 ] ninam

=—ч ln-+-•ln-1 = 0,237679

2п ^    250    250    2n^ 0,1 J

при /г = 250 м;

1 L 1000    9,76 ,    9,76 ]

юн = ю, = ю2 =—ч ln-=-•ln-1 = 0,118839

н 1    2    2п +    500    500    2lf 0,1J

33

   4    2а

- + — • ln-

h,    2l + 4 • 2nrc + 4h,

ln 4(h,+ 2rc) in 4(h,+ 2r„ )

34

При ошибках в Q^ в координатах Ap2/Q и Q получаем вогнутую или выпуклую кривую вместо второго прямолинейного участка. При этом значение Q — bQ^ не должно быть меньше нуля.

35

Указанное обстоятельство также может способствовать более быстрому подтягиванию языков и конусов воды по отдельным пропласткам.

36

Принципиальным отличием газогидродинамической акустики от обыч

37

ной является то, что она сопровождается движением среды, что требует учета членов второго приближения [15].

j В Ap включается только часть общей дeпpeccии на пласт, вызванная на-pyшeниeм линейного закона фильтpaции Дapcи.

38

рвslg

Определив величину A1, находим коэффициент а, соответствующий тангенсу угла наклона контакта к горизонтали:

а = A1/x,

где х - расстояние между скважинами по горизонтали.

Зная значение а и абсолютную отметку газоводяного контакта в одной скважине, можно найти абсолютную отметку газоводяного контакта в других скважинах по формуле вида

12 = 11 + ах.

При определении положения контакта с использованием законтурных скважин, расположенных на значительном расстоянии от газовой залежи, следует учитывать направление движения вод от области питания до области разгрузки и потери пьезометрического напора на расстоянии от данной законтурной скважины до газовой залежи.

Выше были рассмотрены методы определения газоводяного контакта, обычно применяемые в процессе разведки мес-

39

Плессет М., Шеффер П. Кавитационное сопротивление плоских и пространственных тел.—ЖПФ, 1949, т. 20, № 1.

40

• 1011 • 0,68 • 10 6 _ „по -= 7,793 м.

41

80, 09 • 103

42

43

- 2у 2 + у 4

то

.    ,    3,53

1+.q^p

44

Рбаш '    67    Pa *

0, 1 9 +

20 Pa

45

% -    (    2 % -    (    % г

46

- линейный закон фильтрации

47

Т.е. Арх2 = Ар2 - aQ = bQ (Q - Q^). Величина Ар12, соответствующая началу выноса породы, определяется экспериментально.

48

Эти работы сейчас продолжаются в "Ямбурггаздобыче".

49

— кавитатор Б;

50

1,2,3Ср в трех точках по длине пластины при кавитационном обтекании (850, 1250 и 1650 мм от передней кромки пластины); 4 ~ Cjг при турбулентном обтекании пластины (расчет).

51

4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 щ отв/м

скважины, а какая - технологией раскрытия пласта и его цементирования. Это дает возможность предложить обоснованные меры относительно увеличения продуктивности пласта и дебита скважины.

Предварительно приближенная оценка качества раскрытия незагрязненного пласта КП с 50 %-ной вероятностью образования полноценного канала произведена по формуле (6.4) с учетом размеров канала и плотности КП: n = пяпк.

Графики (см. рис. 6.10) построены для реальных размеров по данным стендовых испытаний с учетом плотности каналов ГПП и КП в породах определенной прочности. Например, чтобы достичь фс = 0,6, нужно перфорировать колонну при помощи ПК-103 с плотностью размещения 20 отвер стий на 1 м или ГПП с плотностью 2 отверстия на 1 м при длине каналов не менее 125 мм. После формирования каналов при помощи ГПП с плотностью 3 отверстия на 1 м и длиной 150 мм можно повысить качество раскрытия пласта до фс = 0,78, а длиной 200 мм - до фс = 0,88.

Если выполнить первоначальную перфорацию способом ГПП, то ожидаемый коэффициент гидродинамического несовершенства можно определить, исходя из размеров каналов и их плотности по формуле (6.4) тогда, когда давление на устье изменяется только в пределах естественных колебаний, обусловленных неравномерностью нагнетания жидкости приплунжер-ными насосами агрегатов (±2 МПа). Если АП свободно свисает на конце НКТ и давление на устье медленно понижается на 10-15 МПа, то вырабатывается эллипсообразная щель. Одновременно условия ГПП становятся открытыми. Размеры полуосей эллипсообразного отверстия в породе обозначим соответственно a/2 и b/2, тогда формула (6.4) будет иметь вид

52

53

Потребление природного газа для газовых турбин - около 11 000 кг/ч (или 367 тыс. м3/сут).

Весьма благоприятным является то обстоятельство, что к моменту пуска установки (2000-2001 гг.) будет иметься значительный резерв по давлению (не менее 2,5 МПа), который позволит варьировать устьевыми давлениями

и, следовательно, суточными объемами закачки азота по каждой скважине.

Предлагается, начиная с 2000 г. закачивать по 1 млрд. м3 азота в каждую из двух зон (УКПГ-6 и УКПГ-7) и, практически не изменяя темпов падения проектного пластового давления, увеличить по добывающим скважинам каждого УКПГ годовой отбор на 1 млрд. м3.

В табл. 6.28 приведены величины проектных и предлагаемых при условии закачки азота отборов газа из УКПГ-6 и УКПГ-7 по годам. За три года и три квартала будет отобран весь свободный газ из чисто газовых частей пласта УКПГ-6 и УКПГ-7 (21,1 млрд. м3), что на 10,5 млрд.м3 больше, чем предполагается отобрать по проекту (10,6 млрд. м3). При этом пластовые давления в средней части обводненной зоны останутся такими же, как и на начало закачки азота (2,14 МПа по УКПГ-6 и 2,53 МПа по УКПГ-7).

54

Л +

— - вЛ + 2в 2ln

55

4

56

Подъемные трубы снимаются с элеватора и собранное соединение спускается при снятом превенторе с катушки TS.

57

Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважины. Справочное пособие. - М.: Недра, 1999.

58

bh    200    -15

59

Поскольку s_ = 0,11, где sK - насыщенность пористой среды коксом; 1в = =К0,3-10-3 Па (смесь конденсировавшейся и пластовой воды), по формуле (VII.73) 25 % ее порового объема занимает вода в жидкой фазе.

60

Отсюда s1    = 0,854. Соответственно    насыщенность    пористой    среды    воздухом

sri = 0,146.

61

Имеем

62

v 1 kii    s - 0,05    0, 1333

-„-_ —-; sг + s , = 1.

63

v1_ W0 _ 0, 1333 м/сут. bhp

64

Рассчитаем газонасыщенность и водонасыщенность в зоне /. Поскольку вода не накапливается в зоне 2-3, дв1 = дв4 и ов1 = v4 = 0,0223 м/сут.

65

Этот раздел написан М.Ю. Коротаевым.

66

R. Moineau (1887 — 1948) — французский инженер, изобретатель одновинтовых гидравлических и пневматических машин.

67

Pa

Интенсификация притока флюида из пласта в скважину  »
Библиотека »