Состав и физико-химические свойства природных газов

ГЛАВА

1

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

1.1. СОСТАВ И КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

1.1.1. ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ И ИХ РАЗНОВИДНОСТИ

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

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

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

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

ЧИСЛЕННЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ КАВИТАЦИОННЫХ ТЕЧЕНИЙ

§ 1. Применение метода конечных разностей (метода сеток)

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

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

_{=    =}    у    дф    ₌__(V 1 1)

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

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

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

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

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

1

_/ — У XI

а дх'

1 дф а дг'

дг'

1 дЧ

дх

1 Н

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

расходу жидкости, то \[з_н = -у- H²V_X,

а = _*¦<-_ф5Я •

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

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

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

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

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

На основании (V. 1.1) легко получить соотношение

_дф дф    д<р <3ф __    1/24 ял

дх дг    дг '~&Г~^Г(Ух т V_y) — rv.

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

(Эф    дф    дф    дф

дх__ дг    дх    дг    дг    дх    _в    дг    дх

"dip" ~~ rV*' ⁹ ~W ~ rV*~^y “dtp"    rW~^;    ^ rV^{2 9}

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

дх    dr    дх    1    дг

= г-

дср    дгр *    г    д<р *

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

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

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

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

дх' 1 dg Vx .

сх

-s''45r=w-    <^v-^le>

2^/2 дФ    6    ^    у/а

Из математики известно, что

g№

ИЛИ

g’{ Ф)    <?1П?(Ф)

(V. 1.7)

g (Ф)    ^Ф

где _ё’(ф)=^.

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

дЧ’ _ J_ d²g . ct    d²g    _ _1/2дУ

2 дТ^г ’    2g-^1/2    ^Ф^{2 а} дЧдФ ’

$%x^f

Исключая в этих уравнениях члены : > получим:

а² д^(Ф)    ,    д^(Ф) __ _А

i    лига ~ ^и

^(Ф) ао^{2 1}    а^²

ИЛИ

( ^д8

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

, a»in_g , J²g __{Q    (V19)}

дФ² ‘ dY²

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

Ух+К²

(V.1.10)

У'4

У' 2

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

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

через конечные разности.

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

„ ^д8 i

дФ

Уг

Vx

y.i.i 1)

tge =

.1/2 dg дЧ

Составив выражение для полного дифференциала

1 dg 2а дЧ

« dg 2g дФ

dW,

(V. 1.12)

dx^r =

(1Ф-

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

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

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

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

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

(JL) ,

\ dx /о

^{/l М ;} (J~)₀ ⁼    ^    ~

2 Ах

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

Ах

JE1

ю

ся

13

>(2c*1)gj = *(i-2 с)д*

16

15

17

ZO

•диск

/w^{=0 (}

М -1

дф ос

to

cds²6_d

0(7

-tcpepa

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

3/2

¦Уя

^gQ'

^Ф^со+^4а2^

(^ф^-«)²+^4а2^

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

(    )о    2т

(~dW)о ~    ^    ““    ^2°)'

= -kr^Si~\ng₃y,

(^тг-)о^{= (ln gi} +^{ln ga} ~^{2 ln So)}-

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

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

После преобразований найдем:

In JJ^+g₂ + g₄- 2g_o = 0.    (V.1.14)

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

(V.1.15)

где

§2, 4—' §2 *~Ь g±\ Si, 3 — gigs-

Уравнения (V. 1.14) составляют для каждого узла.

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

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

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

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

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

Кадерна

^Е , / Диск    ^с^ра

Рис. V.4. К выводу граничных условий.

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

1)    точка О

«² ~!г In -^jr- +    + gi - 2go = 0;

2)    точка 1

^a~ yr In ^jr + ^5 + S's “ 2g_x = 0;

3)    точка 2

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

4)    точка 3

_a*?!L_lnJM^ _{+ ge + g7}_2g_s = 0

И Т. Д.

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

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

на оси симметрии потока х на участке EF

r'=0Hg = 0.    (V.1.18)

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

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

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

^- = о-

_дцг

оо, тогда должно (V.IJ9)

для сферы, исходя из положений геометрии, легко получить соотношения

(Л²-г)¹/²

и tgt

_R — Переходя к функции g> найдем:

1/2

(V. 1.20)

COS² 0?)

tg 0 =

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

_v 1/2

(V.1.21)

S

дФ

COS² 0D

-м-

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

fJL) = _L_

[дУ /о 6т

8^2 - g_w - 7§о + 2 (^)² In

(6gi - gs — 2g₃ - 3g-₀)

(И«.)

V дФ ) о

6 п

или

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

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

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

для сферы

• xI/2

¦g) x

± (6_gl ~g₉- 2g₃ - 3g₀) = -i-

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

?d

X

6m

¦^/г? В. В. Рождественский

193

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

*-(i"^ли *“(т)^!

1.

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

-(*)*+(?)¦]"-'• <**¦»>

X —•

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

/ а*

2

К = (-

+

\ go

, f ¹

¹ (6m L

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

,(2с + 1) g_T = 4cg_s -f (1 - 2с) g_R.

Значение с получается для каждой итерации.

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

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

?_Q-Y_p /    '^3/2

g_p-v_p \ ~nf + Aa^p

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

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

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

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

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

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

0,1 0,3 0,4 0,5 0,6 л-

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

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

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

[107].

? —экспериментальные данные [116].

0,1 ft2 ftJ ОЛ М 0,6 X

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

О — данные, полученные согласно рассматриваемой теории для диска

при #/С=оо;--------данные [107];

---данные [109 ].

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

—    . — — результаты, полученные согласно рассматриваемой теории;

?    — — — результаты [114]; Д ----

результаты [116]; О---результаты

[107].

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

Р — Роо    _п ,    / V \2

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

^рpvl    ^р \ ^v~ )

2

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

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

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

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

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

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

Численное решение интегральных уравнений с помощью метода последовательных приближений

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

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

плоских кавитационных течений.

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

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

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

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

т

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

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

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

2 я

к

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

К

где

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

*4    —*    ~_r » mWi» — ~_r V (^/ — у

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

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

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

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

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

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

у - ах² + Ьх + с    (V.2.5)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

t

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

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

^ds^V^+i?f^dx- <®=V‘+(w)’^{dl (V}-^2J>

Первая    из    этих формул    позволяет связать уравнение    контура

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

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

-*L_cosr    -^---^^-^cost    (V 2 8)

dS_x ~ ^СОг>Т’    dS_± ~ dx dS_t ~ dx ^{СОЬ Тя}    iv.z.oj

Учитывая (V.2.7), напишем:

dx    1    du    .    du    1

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

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

sin (г_ъ t) = cos a cos т (tg а — tg т);

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

U    (V.2.10)

sin (r_2l t) = cos p cos т (tg p — tg t);

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

где а = /_ г_ъ x\ p = /_

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

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

г_х ---=    =    (V.2.12)

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

^{7 (х) —} V 1+1/'*(*)* ^Х

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

X

А

х?(Е)^К^⁽⁶⁾-<*б|;    (V.2.14)

D

У' (х) =--[cos²a(l + tg а tg т) +

А

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

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

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

О    0,5    1,0    -    к

Рис. V. 13. Результаты численных расчетов.

- у - X

*    = VT’ ^X~TJT-

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

•    — расчетные точки;

• — v <*); О — -JT (х).

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

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

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

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

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

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

— •—•—граница каверны.

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

V_5l -Voo + Vs₄,    (V.3.1)

где Vs_t — вектор скорости, вызванной вихревым слоем.

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

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

Vs_±n = Vceil -|- Vsjn*,

Vs_tt=V,ot + Vs.t,    (V.3.2)

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

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

V«n = Voo cos (У,», n) — Vco    sin t;

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

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

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

=    (V.3.4)

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

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

i_

2

X Y l\ndL    (V.3.6)

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

R = (* — I) i + (г₂ cos \|? г 1 cos ф) j +

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

Я² = (* - ?)² + (^i + r₂f — 2/у₂ [ 1 + cos (\f — ф)];

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

Элемент dS вихревого кольца:

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

где i, j, к—единичные векторы — орты.

Для преобразования числителей подынтегральных выражений в (V.3.5)—(V.3.6) необходимо воспользоваться формулой смешанного векторного произведения, предварительно определив входящие в него проекции векторов R и dS на координатные оси и направляющие косинусы. Для преобразования знаменателей в (V.3.5)—(V.3.6) используется замена переменной по формуле ^ — ф = п + 2а [33].

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

R*_?== (*—?);    г₂ sin гр — г_г s\nq)\

R_z = —r₂ cos г|з -f- ri cos ф;

(V.3.10)

dS_x = 0, dS_y = Г\ cos фЛр; dS_z = г_г sin cpdcp.

Окончательно после промежуточных преобразований получим следующие выражения.

Нормальная составляющая скорости

2

/

V(5)

V_Stn — V. sin т +

2

|[^rl^r2 + ^r2^r2 + (* — ?)] ^ (^²) — 2 [Г₂Г₂ + (я — g)] X

*'*)/¦(*- 6)2+₍fi + Г0)²

dg. (V.3.11)

X

Касательная составляющая скорости

2

^ = Voo COS T -|    4^2

2

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

k ² jA(x_i)2 ₊ (_{ri + rg})2

, (V.3.12)

X

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

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

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

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

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

1

ду 1 Г v (В

[K(k²)S₁^E(k²)S₂]dl-,    (V.3.13).

дх    4nr₂ J г₀

-1

|

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

— 1

где

ro=[(^-^² + (r₁ + /-₂)²]‘/_S

Si = 2 [/Уг + (х -|)];

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

= 2 [(л: — ^)гг — г₂];

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

А:'² = 1 - /г²;    ?²    —    ⁴^-

(х-^+(г₁ + г₂)^’

_#    ¹    COS ф ’    ²    COS 'Ф

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

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

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

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

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

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

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

каверны вблизи точки отрыва, равное    , легко может быть

представлено в виде

—⁴'*---^    4----,    (V.3.15)

дх\ V х_х у~>

где В_Х1 В₂ — некоторые постоянные.

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

конечность.

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

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

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

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

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

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

0,50

О    0J    0,2    %

0,25

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

/ — по формулам § 3 гл. V, шар;

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

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

1    — по формулам § 3 гл. V, шар;

2    — по формулам § 3 гл. V, конус;

3    — по формулам § 1 гл. V, шар;

• — эксперимент, конус [72 3.

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

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

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

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

Экспериментальные и расчетные данные для шара и конуса удовлетворительно согласуются.

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

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

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

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

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

1 — по формулам § 3 гл. V;

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

ИСКУССТВЕННАЯ

КАВИТАЦИЯ

§ 1. Физические основы искусственной кавитации

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

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

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

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

ВОЗДЕЙСТВИЕ

ЗНА ПРОДУКТИВНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ

ПРИ ВТОРИЧНОМ ВСКРЫТИИ ГЛ А В А    (ПЕРФОРАЦИЯ)

5.1. ПЕРФОРАЦИЯ.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ

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

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

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

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

пластовое давление и температура в интервале перфорации;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В зонах ВНК и ГНК перфорация выполняется одним спуском перфоратора.

Слабопроницаемые сцементированные пласты рекомендуется вскрывать гидропескоструйной перфорацией.

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

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

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

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

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

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

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

Глубина пробивания в породе средней прочности указана ниже.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Если скважина несовершенна по степени и характеру

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

1 — стенка скважины; 2 — глинистая корка; 3 — зона кольматации; 4 — зона проникновения фильтрата бурового раствора; k, k_v k₂ — проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и зоне проникновения фильтрата; г_с — радиус ствола скважины; г_к — радиус зоны кольматации; R_{3 Il} — радиус зоны проникновения фильтрата

вскрытия продуктивного пласта, то коэффициент гидродинамического совершенства

ф =-^1n(R* ^/Гс)-,    (5.1)

1n(R_K /г_с) + Cl + С2

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

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

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

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

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

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

Анализ рассмотренных рисунков позволяет сделать следующие выводы:

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

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

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

Т_с

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

г_с — радиус ствола скважины; 7_К — длина канала перфорации в породе; d_K — диаметр канала перфорации; R_v R₂ — радиус соответственно зоны влияния бурового раствора и ПЗП; 6 — размер зоны влияния жидкости перфорации; k, k_v k₂, k₃ — проницаемость соответственно пласта, зоны влияния бурового раствора, ПЗП, зоны влияния жидкости перфорации

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

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

Б_п =-L f_L - _L) ln Ь+±.

^nlK ' ^k3 ^k2 +    ^гк

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис 5.8. Зависимость коэффициента    гидродина

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

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

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

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

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

Т а б л и ц а 5.1

Влияние типа бурового раствора на коэффициент совершенства

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

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

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

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

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

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

а — 1_К = 200 мм, d_K = 6,35 мм, п = 13 отв/м; г_с = 75 мм, R_K = 100 м; б — в_з = = 20, Ь = 12,7 мм, 1_к = 200 мм, d_K = 6,35 мм, п = 13 отв/м, r_c = 75 мм, R_K =    =    100 м; шифр кривых — кратность снижения проницаемости по р о

ды в прискважинной зоне размером b

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

Предотвратить загрязнение породы при перфорации на репрессии можно следующими мероприятиями:

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

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

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

улучшать смачиваемость породы нефтью в присутствии водного фильтрата;

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

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

иметь низкий показатель адсорбции на поверхности поро-вого пространства;

препятствовать образованию на границе раздела фаз адсорбционных слоев гелеобразной структуры.

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

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

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

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

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

с помощью перфораторов, спускаемых в скважину на колонне НКТ.

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

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

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

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

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

/_к, мм

0    100    Ь_ж,    мм

270

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

1 - ПК103; 2 - ПР54

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Т а б л и ц а 5.2

Рекомендуемая плотность перфорации для различных пластов

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

пулевые перфораторы с    вертикально-криволинейным

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

коррозионная активность жидкостей не должна превышать допустимого значения;

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

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

жидкости должны обеспечивать свободный доступ перфораторов к интервалу перфорации.

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

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

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

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

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

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

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

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

замена бурового раствора в эксплуатационной колонне водой;

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

насос — фильтр,    а    для    удаления вымываемых твердых    час

к„_р, мкм² 10⁰

10^л

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

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

Концентрация твердой

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

О    100    200    300    400    500 V_B/V_n

тиц — скважина — емкость;

замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.

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

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

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

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

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

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

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

По этому критерию выделяются две известные технологии вторичного вскрытия пластов.

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

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

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

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

обеспечивать свободное прохождение всех приборов до забоя скважины;

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

5.4. ВЫБОР ТИПА ПЕРФОРАЦИОННОЙ

ЖИДКОСТИ ПРИ ПЕРФОРАЦИИ

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

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

В окончательном виде новая методика включает следующие операции:

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

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

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

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

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

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

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

(20 %).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.5. ОЧИСТКА ПЕРФОРАЦИОННОЙ СРЕДЫ ОТ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ

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

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

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

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

обработка перфорационной жидкости флокулянтом на поверхности;

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

отстаивание жидкости на забое для осаждения взвешенных частиц в зумпф.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В качестве водного компонента инвертной эмульсии целесообразно использовать солевой раствор того же типа, которым заполняется зона перфорации. Плотность водного компонента р_в определяют, исходя из необходимой плотности буферной жидкости р_6ж при заданном значении водосо-держания В эмульсии:

Рбж ^-Ру^{(1 - В)}    ,гп\

Рв =--у-^{,    (5}.²⁾

где р_у - плотность углеводородного компонента инвертной эмульсии.

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

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

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

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

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

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

солевой раствор в расчетном объеме;

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

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

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

V = 0,785(Д² - D₂²)H;    (5.3)

V₂ = 0,785D₃²H,    (5.4)

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

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

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

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

5.7. ПЕРФОРАЦИЯ В ГАЗОВОЙ СРЕДЕ

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

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

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

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

УСТЬЕВОЕ НАЗЕМНОЕ Ш*М И ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ДЛЯ ОСВОЕНИЯ И ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИН

5.1. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ КОЛОННЫМИ ГОЛОВКАМИ

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

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

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

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

3) возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.

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

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

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

Наиболее распространена колонная головка клиновая.

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

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

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

70;    103

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

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

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

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

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

Рис. 5.1. Колонная головка клиновая типа ГКК:

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

Рис. 5.2. Головка колонная муфтовая типа ГКМ:

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

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

При опрессовках колонной головки не должно быть потерь газа.

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

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

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

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

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

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

Эксплуатационные колонны испытывают на герметичность:

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

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

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

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

Верхнюю секцию колонны при испытании на герметичность необходимо проверить при внутреннем давлении на устье колонны р_опу = 1,1 р_вг, но не ниже указанных значений (р_оп„), т.е. р_ощ > р_опЁ (здесь р_опЁ - избыточное

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

Внешний диаметр

колонны, мм........

Минимально необходимое давление, МПа (не менее)

5

6

10

11

6

7

7

8

9

10

12

13

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

7.5

8.5

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

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

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

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

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

Ропу = Ропг - Рж^,

где Р_опг = 1,1Р_вг; Р_ж - плотность жидкости; Z - расстояние до устья скважины от разреза рассматриваемой колонны, м.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.3. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ФОНТАННОЙ АРМАТУРОЙ

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

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

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

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

Рис. 5.3. Фонтанная арматура:

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

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

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

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

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

Фонтанную арматуру различают по конструктивным и прочностным параметрам:

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

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

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

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

5) виду запорных приспособлений (задвижки или краны);

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

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

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

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

Рис. 5.4. Типовые схемы оборудования устья скважины:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.4. ОБВЯЗКА НАЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ИСПЫТАНИИ И ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН

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

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

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

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

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

5)    переключать поток жидкости во временные амбары;

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

В схему обвязки скважин входит следующее оборудование:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Давление    контролируется    манометрами    на колонной головке

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Т а б л и ц а 5.4

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

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

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

ПД).

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 5.6. Пакер ПН-ЯГМ:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 5.7. Пакер ПД-ЯГ:

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

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

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

Рис. 5.8. Пакер 3ПД-ЯГ:

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 5.9. Пакер ПД-ЯГМ:

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

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

седло

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 5.11. Схема взрывного пакера:    „ _{г тт}    ^

1 - груз; 2 - стальные шарики; 3 - накидная    Й^о⁵'¹²' ^НомогР^амма А™ ^выбоР^{а 3a}P^^a

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

зажигатель; 6 - корпус; 7 - пороховой заряд    ^ШЁ^фр кривых ^- виутреишш дааметр обсад

ной колонны, мм

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

Пример. Рассмотрим выбор заряда пакера, установленного на глубине

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

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

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

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

Принцип работы пакеров типа ПВЦ следующий.

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

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

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

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

Технические характеристики взрывных пакеров приведены в табл. 5.6.

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

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

Рис. 5.14. Расчетные схемы колонны НКТ:

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

5.7.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК НА СВОБОДНО ПОДВЕШЕННУЮ КОЛОННУ НКТ

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

ёнкт = Рт,1,Рт + Рт212рт + Fтзl₃Pт^,    (5.1)

где Р_т1, Р_т2, Р_т3 - площадь сечения труб соответствующей части колонны, м²; l_b l₂, l₃ - длина соответствующей секции колонны, м; р_т - плотность материала труб, кг/м³.

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

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

р _f =    ябс ОсрОт    (5 2)

1 + —^ ctg(a + ф)

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

р,, = ^{п(—2 -} d²⁾ о    (5.3)

4    ^т

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

Рис. 5.15. Трехразмерная колонна НКТ жидкостью

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

скважине, полностью заполненной

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

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

ки).

(5.4)

-    0,046

75

-    0,059

(5.5)

(5.6)

- 0,063

(5.7)

- 0,078

и/о

для сталей марки P = 105 2, 940

и/о

для сталей марки H = 80 2,721

для сталей H-40 и J-55:

" 2, 503

и/о

для сталей C 2, 650

p см = 0,75а

p см = 0,75а

p см = 0,75а

p см = 0,75а

и/о

т.ср

т.ср

где а_тср - средний предел текучести материала трубы, МПа.

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

Pсм.пр = 1^™,    (5.8)

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

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

p ,н = 0,875 • 26-

(5.9)

т min

и

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

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

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

(5.9).

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

T~i    ^П

D² - d²

(5.10)

Р_т = О —

¹    т    min    ,

4

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

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

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

L = ^{Р - kFjp}р    (5 11)

Ь_{доп    k}q ,    ⁽⁵.и⁾

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

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

Т а б л и ц а 5.9

Механические свойства сталей различных труни прочности для изготовления НКТ

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

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

l_n = ^p'ⁿ~ ^{Pn-1 Fтп} ,    (5.12)

^kqn ^Fx(n-1)

где l_n - длина секции, которую рассчитывают, м; р'_п - разрушающая нагрузка для труб секции, которую рассчитывают, МПа; p'_n-1 - разрушающая нагрузка для труб предыдущей секции, МПа; q_n - вес 1 м трубы секции, которую рассчитывают, Н; F_In - площадь сечения рассчитываемой секции, м²;

F_x(_n-1) - площадь сечения труб предыдущей секции, м².

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

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

P арх = Pр(L-H)F_т,    (5.13)

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

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

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

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

Нагрузка на пакер от веса труб для установки его в скважине

G_n = 0,3ES0(K_n - 1),    (5.14)

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

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

G_XB = G_u + 0,1ApS_s,    (5.15)

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

Изгибающее напряжение в трубе хвостовика определяют по формуле

О_изг = ^п2eJ(D_c ^- ^._ВНе^ш) ,    (5.16)

2L²_nW

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

миниевого сплава E = 0,7 • 10¹¹ Па; J - экваториальный момент инерции площади сечения; L_u - длина полуволны прогиба хвостовика; D_G - диаметр скважины; W - осевой момент сопротивления на изгиб; d_{x внеш} - диаметр трубы хвостовика (внешний).

Экваториальный момент инерции площади сечения определяют по формуле

J = 0,05(d_T⁴_M - d^),    (5.17)

где d^^ - внутренний диаметр трубы хвостовика.

Осевой момент сопротивления на изгиб

W = 2J/d„    (5.18)

Длина полуволны прогиба определяется осевой нагрузкой на хвостовик

L_n = 5 • 98.J EJ /Q_XB.    (5.19)

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

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

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

^сж ^{_ -}сж^gq/ F_T,    (5.21)

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

Длина сжатой части колонны определяется усилием, действующим на пакер:

-ж =    >    (5.22)

сж

1

^Рт

qg

где р_р, р_т - плотность раствора и материала труб, кг/м³.

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

Рассмотрим расчет насосно-компрессорных труб для проведения гидропескоструйной перфорации.

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

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

_L = (1000 Ор.н/М -10⁶ p _у F    (_{5 23})

⁹,^8(q_T ^— /^_г^р_см⁾

где L - допустимая глубина спуска НКТ, м; Р_р._н - разрушающая нагрузка резьбы, кН; к_т - коэффициент запаса прочности труб, преимущественно составляет 1,3-1,5;    - площадь внутреннего сечения НКТ, м²; р_у - давление

на устье, МПа; q_т - масса 1 м трубы, кг/м; /_т - сечение тела НКТ, м²; р_см -плотность смеси жидкости с песком, кг/м³.

Т а б л и ц а 5.11

Технические характеристики иакеров