Интенсификация притока флюида из пласта в скважину

Oi

Рис. 7.15. Система сбора утечек

1

⁴%

2

I

на прием подпорных насосов или в резервуар утечек 5. Периодически нефть из резервуара утечек закачивают насосами 4 в линию всасывания 3 основных насосов.

Система средств контроля и защиты насосного агрегата.

Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования нефтеперекачивающие станции имеют разветвленную систему средств контр оля работы, сигнализации и блокировки как отдельных перекачивающих агрегатов, так и станции в целом.

На рис. 7.16 представлена схема расположения точек измерения и автоматической защиты основного насосного агрегата.

Подача масла контролируется электроконтактным манометром 10, контакты которого включены в пусковые цепи электродвигателя, что препятствует его включению при отсутствии давления в линии смазки. Кроме того, падение давления в маслосистеме также вызывает остановку электродвигателя.

Тепловая защита корпуса 6 насоса предотвращает его длительную работу "закрытую задвижку”, а контроль за входящим и выходящим из электродвигателя воздухом защищает обмотку статора от перегрева (в летнее время) и образования конденсата (зимой).

Эксплуатация электродвигателей, продуваемых воздухом при избыточном давлении, во взрывоопасных помещениях требует контроля. Сигнализатор 9 выдает разрешение на включение в работу агрегата. Герметичность торцевого

Отвод

Рис. 7.16. Схема расположения точек измерения и автоматической защиты основного насосного агрегата

уплотнения контролирует датчик 1, который обеспечивает защиту в случае резкого увеличения утечек. Вибрацию оборудования в процессе его работы регистрирует вибросигнализатор 5, который отключает агрегат при критических уровнях вибрации. Визуальный контроль за давлением всасывания и нагнетания насосов осуществляют с помощью манометров 3 и 4, причем применяют как механические, так и электрокон-тактные манометры. Счетчик 8 числа часов работы агрегата служит для равномерной загрузки агрегата, что способствует увеличению межремонтных сроков.

Давление в линии разгрузки контролируют с помощью манометра 2, а нагрузку электродвигателя фиксируют амперметром 7.

Система подготовки и подачи сжатого воздуха предназначена для питания пневмоприводов, контрольно-измерительных приборов и автоматики. Поскольку для нормальной работы этих устройств необходим воздух определенной кондиции, наружный воздух предварительно очищается фильтрами, охлаждается в теплообменнике водой и осушается на специальной установке.

7.6. РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Неотъемлемой частью системы магистрального нефтепровода являются резервуарные парки, которые служат для обеспечения основного технологического процесса — надежной и бесперебойной перекачки нефти по нефтепроводу. Резервуарные парки необходимы:

для приема нефти от добывающих предприятий; для учета нефти;

для обеспечения заданных свойств нефти, включая возможное компаундирование;

для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти. В соответствии с этим назначением резервуарными парками оборудуют головные нефтеперекачивающие станции, некоторые из промежуточных станций, а также нефтебазы в конце нефтепровода.

Резервуарные парки ГНПС предназначены для создания запасов нефти с целью обеспечения бесперебойной работы трубопровода в случае прекращения или неравномерной поставки нефти с промысла, а также для приема нефти при аварийных или плановых остановках перекачки. Резервуар-ные парки на НПС сооружают в случаях если эти станции находятся в пунктах подкачки нефти или местах разветвления (соединения) нефтепроводов. При последовательной перекачке разносортных нефтей резервуарные парки обеспечивают накопление партии каждой нефти в объеме, достаточном для перекачки (см. гл. 10). Резервуарными парками в конце нефтепровода служат сырьевые парки нефтеперерабатывающих заводов, парки перевалочных нефтебаз или наливных пунктов.

Суммарный полезный (или, как его называют, активный) объем резервуарных парков нефтепровода, транспортирующего сырую нефть одного вида, в соответствии с ВНТП 2-86 принимают согласно табл. 7.1.

Для хранения нефти применяют металлические и железобетонные резервуары, как наземные, так и подземные.

Т а б л и ц а 7.1

Рекомендуемые суммарные объемы резервуарных парков магистральных нефтепроводов (в суточных объемах перекачки)

П р и м е ч а н и я: 1. В числителе указаны цифры для нормальных условий прохождения нефтепроводов, а в знаменателе — при прохождении в сложных условиях (при этом заболоченные или горные участки должны составлять не менее 30 % общей протяженности нефтепровода). 2. При протяженности нефтепровода свыше 1000 км к указанному объему ре-зервуарного парка добавляется объем, равный значению объема, соответствующего длине превышения нефтепровода над 1000 км.

ГНПС магистральных нефтепроводов в случае перекачки нефти одного сорта должны располагать резервуаром объемом от двух- до трехсуточной пропускной способности нефтепроводов.

ПНПС нефтепроводов, расположенные на границах эксплуатационных участков, т.е. участков, в пределах которых перекачка ведется в режиме из "насоса в насос", для обеспечения гидравлической независимости их работы должны иметь резервуар объемом 0,3 — 0,5 суточной пропускной способности трубопровода. Этот объем должен быть увеличен до 1,0—1,5-суточного запаса, если в данном пункте происходят приемосдаточные операции.

НПС, расположенные в местах разветвления (или соединения) нефтепроводов, должны иметь резервуар объемом 1,0—1,5-суточной пропускной способности трубопровода с наибольшим значением этого параметра. Если по нефтепроводу перекачивают последовательно нефть различных сортов, то допускается увеличение объема резервуара на этих станциях до пределов, требуемых расчетами.

К подземным (заглубленным в грунт или обложенным грунтом) относятся резервуары, в которых наивысший уровень нефти расположен не менее чем на 0,2 м ниже планировочной отметки прилегающей площадки.

В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяются на три класса:

класс I — особо опасные резервуары объемом 10 000 м³ и более, а также резервуары объемом 5000 м³ и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов, а также в черте городской застройки;

класс II — резервуары повышенной опасности объемом от 5000 до 10 000 м³;

класс III — опасные резервуары объемом от 100 до 5000 м³.

Наибольшее распространение в системе магистральных нефтепроводов получили стальные резервуары. Для сокращения потерь от испарения эти резервуары оборудуют дыхательной арматурой (рабочими и предохранительными клапанами), системой газовой обвязки, понтонами или используют специальные конструкции с понтоном или плавающей крышей.

ГОСТ 1510 — 76 "Нефть и нефтепродукты" установлены области применения различных резервуаров в зависимости от наименования классов, типов и групп нефтей. Так, например, для хранения сырых и обессоленных нефтей с давлением насыщенных паров до 200 мм рт. ст. применяют горизонтальные резервуары низкого давления и вертикальные стальные резервуары со стационарной крышей без газовой обвязки с дыхательными клапанами. Для нефтей с давлением насыщенных паров выше 200 мм рт. ст. разрешается применять горизонтальные стальные резервуары низкого давления, вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей, понтоном или системой газовой обвязки.

Охарактеризуем некоторые типы резервуаров, применяемых в системе магистрального нефтепровода.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (РВС) представляют собой цилиндры, сваренные из стальных листов размером 1,5x6,0 м, толщиной 4 — 25 мм с конической или сферической крышей (рис. 7.17).

Длинная сторона каждого листа располагается горизонтально. Ряд листов называется поясом резервуара. Крыша резервуара опирается по краям на фермы, а у резервуаров большим объемом — на центральную стойку. Сварное днище резервуара покоится на песчаной подушке и имеет уклон от 184

Рис. 7.17. Вертикальный стальной резервуар со сферической крышей объемом 10 тыс. м³

центра к периферии. Последнее способствует более полному удалению подтоварной воды. Объем РВС колеблется от 100 до 50000 м³; избыточное давление может составлять до 2000 Па, вакуум — до 200 Па.

Вертикальные стальные резервуары с понтоном (РВСП) отличаются от РВС тем, что имеют понтоны, плавающие на поверхности нефти и предназначенные для уменьшения испарения жидкости (рис. 7.18).

Понтоны бывают металлические или синтетические. Они перемещаются вместе с нефтью вверх или вниз в зависимости от того, заполняется или опорожняется резервуар. Металлические понтоны имеют уплотняющие манжеты, прилегающие к внутренней поверхности резервуара, перемещение

Рис. 7.18. Вертикальный стальной резервуар с понтоном    объемом

20 тыс. м³:

1    — люк центральный;

2    — огневой предохранитель; 3 — направляющая труба; 4 — уплотнение понтона; 5 — опор -ная стойка понтона; 6 — нижнее положение понтона; 7 — верхнее положение понтона

7

6

понтона происходит по направляющим трубам. Синтетические понтоны состоят из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки, и коврового покрытия из синтетической пленки.

Вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной крыши. Крышу резервуара заменяет полый диск-короб, плавающий на поверхности нефти и опускающийся вместе с ней при опорожнении резервуара и поднимающийся вверх при заполнении резервуара. Диаметр плавающей крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольцевое пространство между диском-коробом и внутренней поверхностью резервуара уплотнено специальными манжетами. В нижнем положении крыша резервуара ложится на специальные стойки, расположенные равномерно по окружности резервуара. Плавающая крыша имеет уклон от периферии к центру для сбора и удаления дождевой воды.

Следует иметь в виду, что не весь объем резервуара может быть использован полностью. В нижней части резервуара, как правило, скапливается вода (подтоварная вода) и имеется слой механических отложений (осадок). Полезный или активный объем V, резервуара определяется как максимально возможный объем нефти, допустимый из него к откачке. Этот объем определяется по формуле

V = _П V

п    о.р

в которой V^^^ — геометрический объем резервуара; п_э — ко эффициент использования резервуара, зависящий от его объема и конструкции (табл. 7.2).

Оборудование резервуаров. Подробно ознакомиться с конструкциями, устройством и принципом действия основного оборудования резервуаров можно по специальной литературе. В общем случае это оборудование включает:

механический дыхательный и гидравлический предохраниТ а б л и ц а 7.2

Основные параметры резервуаров для хранения нефти

тельный клапаны для защиты резервуара от чрезмерных повышения или понижения давления в газовом пространстве резервуара, а также для сокращения потерь нефти при больших дыханиях;

огневой предохранитель для предотвращения попадания в резервуар открытого огня и искр;

замерный люк для измерения уровня нефти и отбора проб;

уровнемер (поплавковый, ультразвуковой или другой конструкции) для контроля за уровнем нефти в резервуаре, а также оперативного управления процессами закачки-выкачки;

нижний люк-лаз для вентиляции резервуара перед началом ремонтных работ, а также удаления грязи при зачистке;

световые люки для проветривания резервуара во время ремонта и зачистки;

сифонный кран для спуска подтоварной воды;

"хлопушку" для предотвращения утечки в случае повреждения приемораздаточных трубопроводов и задвижек;

подогревательные устройства при хранении высоковязких нефтей;

устройства для размыва осадка, выпадающего при хранении нефтей (размывающие головки и винтовые мешалки);

противопожарное оборудование (пеногенераторы, системы послойного тушения) и т.п.

Рассмотрим конструкцию оборудования некоторых видов, устанавливаемого на резервуарах.

Дыхательная арматура резервуара состоит из дыхательного и предохранительного клапанов, назначение которых — предотвращение повышения давления в газовом пространстве резервуара сверх предельно допустимого (2000 Па) или, наоборот, образование вакуума ниже критического (200 Па). Слишком высокое и слишком низкое давление опасны для целостности резервуара. Дыхательный клапан регулирует давление в газовом пространстве резервуара, выпуская в атмосферу пары нефти при повышении давления до предельно допустимого, или впуская воздух в резервуар при образовании чрезмерного вакуума. Предохранительный клапан, имеющий пределы срабатывания на 10 % больше, чем дыхательный клапан, действует как страховка последнего.

На рис. 7.19 изображен непримерзающий дыхательный клапан (НДКМ).

Клапан работает следующим образом. При возникновении в резервуаре (и, следовательно, в межмембранной камере) разряжения, соответствующего пределу срабатывания клапа-188

Рис. 7.19. Непримерзающий мембранный дыхательный клапан (НДКМ):

1 — соединительный патрубок; 2 — седло; 3 — тарелка; 4 — нижняя мембрана; 5 — нижний корпус; 6 — верхний корпус; 7 — боковой люк; 8 — верхняя мембрана; 9 — диски; 10 — регулировочные грузы; 11 — крышка; 12 — трубка; 13 — амортизирующая пружина; 14 — цепи для соединения дисков и тарелок; 15 — импульсная трубка; 16 — кольцевой огневой предохранитель

на, тарелка 3 поднимается, и в газовое пространство поступает атмосферный воздух. При повышении давления в резервуаре сила, действующая на верхнюю мембрану 8, больше силы, действующей на нижнюю мембрану 4, и когда разность сил превышает вес тарелки 3 и диска 9 с грузом 10, то верхняя мембрана, прогибаясь вверх, увлекает за собой тарелку 3, открывая выход паровоздушной смеси в атмосферу.

Для работы в комплекте с непримерзающим дыхательным клапаном предназначен предохранительный гидравлический клапан (КПГ) (рис. 7.20).

Клапан КПГ состоит из корпуса 7 с присоединительным фланцем; чашки 6 для размещения жидкости гидрозатвора предотвращающего выброс жидкости при срабатывании клапана; кассеты огневого предохранителя 3; крышки 2 для защиты от атмосферных осадков и трубки 1 для слива и налива жидкости.

Клапан работает следующим образом. При повышении давления в резервуаре, и следовательно, под чашкой 6, жид-

Рис. 7.20. Предохранительный гидравлический клапан (КПГ):

1 — трубка для слива и налива жидкости; 2 — крышка для защиты от атмосферных осадков; 3 — кассета огневого предохранителя; 4 — экран; 5 — верхний корпус; 6 — чашка для размещения жидкости; 7 — корпус; 8 — патрубок

кость из чашки выбрасывается через патрубок и, отражаясь от экрана 4, собирается в кольцевой полости, идущей вокруг чашки 6. При срабатывании клапана газовое пространство резервуара свободно сообщается с атмосферой, обеспечивая высокий расход парогазовой смеси (или воздуха) через кассету 3. Выброшенная жидкость сливается через сливные штуцеры и используется при повторной заливке.

На рис. 7.21 показано устройство сифонного крана для спуска подтоварной воды.

Кран устанавливается в первом поясе резервуара на высоте *1,3 м от дна. Устройство, монтируемое в защитном кожухе 1, представляет собой Г-образную трубу 3, которая через сальниковое уплотнение 2 вставлена внутрь резервуара. Нижний конец трубы снабжен защитным фильтром 4, обеспечивающим отбор воды и не пропускающим частицы твердых отложений и грязь; снаружи труба имеет пробковый кран 6. Для удаления подтоварной воды поворотной ручкой 5 трубу 3 опускают к днищу резервуара, и вода, выдавливаемая столбом находящейся над ней нефтью, вытесняется наружу.

Рис. 7.22. Установка пожаротушения ГВПС-2000 на резервуаре:

1 — пеногенератор; 2 — стенка резервуара; 3 — фланец; 4 — смотровой люк; 5 — пенокамера; 6 — площадка ограждения для обслуживания; 7 — вставка; 8 — трубопровод для подачи раствора пенообразователя

В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуаре нефти производят пеной, изолирующей зеркало горючей жидкости от кислорода воздуха. На резервуарах большого объема монтируют установки ГВПС-600 или ГВПС-2000 для генерации пены из специального пенообразователя, устройство которых представлено на рис. 7.22.

Устройство состоит из пеногенератора 1 с трубопроводом 8 для подачи раствора пенообразователя. В отсутствии чрезвычайной ситуации пенокамера закрыта герметизирующей крышкой. Крепление этой крышки к корпусу камеры осуществляется стяжками с замками, состоящими из двух частей, спаянных сплавом с температурой плавления около 120 °С. При возникновении пожара замки стяжек расплавляются и крышка под действием собственного веса падает, открывая путь пены к горящей жидкости.

Продолжение табл. II.1

Компоненты

При определенных соотношениях с воздухом углеводороды образуют гремучую смесь, способную взрываться при соприкосновении с огнем. Сила взрыва имеет наибольшие значения тогда, когда содержание кислорода в смеси приближается к количеству, необходимому для полного сгорания углеводородов. Существуют нижний и верхний пределы взрываемости, которые соответствуют минимальной и максимальной концентра-

чали искусственный газ из сланцев в Кохтла-Ярве в Эстонии и по газопроводу направляли в Ленинград. В Кохтла-Ярве проводились экспериментальные исследования по получению из сланцев искусственного жидкого топлива, которое оказалось низкого качества и дорогостоящим. Сейчас сланцы используются в качестве топлива для получения электроэнергии. Длительный период времени проводились опытные и экспериментальные работы по подземной газификации углей, которые в основном не нашли промышленного применения из-за трудностей в управлении фронтом горения.

К искусственным газам относятся газы, получаемые в доменных и мартеновских печах, конверторах, коксовых батареях и др. Искусственные газы получают из твердых и жидких топлив в газогенераторах, ретортах, различных печах при высоких температурах, а иногда и повышенных давлениях. В табл. 1.4 дан состав искусственных газов, получаемых при неполном сгорании различных топлив;

синтетический газ (метан и синтин—синтетический бензин) получают из искусственного газа путем его переработки ио технологиям, обеспечивающим теплотворную способность, приближающуюся к природному газу.

На смену эре природного газа, возможно, вновь придет эра синтетического метана, а затем и водорода из угля, сланцев и битумов;

ТАБЛИЦА. 1.4 Состав некоторых искусственных газов

водород, который в 80-х годах намечали получать в больших количествах путем электролиза или другим более эффективным путем из воды на атомных электростанциях в период избытка на них электроэнергии, с последующим его хранением и использованием или превращением в синтетический метан или его гомологи. Авторы полагают, что на больших глубинах в фундаменте и мантии Земли могут быть встречены промышленные залежи, состоящие из смеси углеводородов и водорода, а также залежи чистого водорода, добыча которых потребует разработки специальных технологий, в том числе обеспечивающих их взрывобезопас-ность. На кафедре разработки газовых и газоконденсатных месторождений ГАНГ им И.М. Губкина была доказана возможность хранения водорода в подземных хранилищах (ПХГ).

1.1.2. СОСТАВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Среди природных углеводородов выделяют три основные группы:

1. Метановые парафиновые углеводороды, или алканы, с общей формулой С^Рзп+г- Это предельные полностью насыщенные соединения (рис. 1.1, а).

Природные горючие газы, используемые в промышленнос-и и быту, состоят, как правило, на 90 — 98% из метана. Раньше метан называли болотным газом, рудничным газом и i n., в зависимости от условий его происхождения. Он широко распространен в природе.

Метан является основным элементом газовых, газоконден-гатных и нефтяных месторождений. Метан выделяется при и свержении вулканов. Из него главным образом состоят атмосферы Сатурна и Юпитера.

Метан — простейший элемент ряда метановых углеводородов. Молекула метана состоит из одного атома углеводорода и четырех атомов водорода — СН₄ (рис. 1.1, б).

В 1874 г. голландский ученый Я. Вант-Гофф разработал

•    I руктурную объемную формулу метана. Согласно его пред-

•    явлениям, пространственная формула молекулы метана изображается в виде тетраэдра, в центре которого располагается ¦пом углерода. Четыре валентности направлены к четырем ут-VIм тетраэдра, где помещается по одному атому водорода. Vi ол между любой парой связи равен 109°28' (рис. 1.1, в).

УКАЗАТЕЛЬ

ЛИТЕРАТУРЫ

1.    Адам И. В. Влияние стока, расположенного за каверной, на ее параметры в случае двумерного обтекания тонкого тела в режиме частичной кавитации.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1970, вып. 258, с. 82.

2.    Амромин Э. Л., Иванов А. Н. Осесимметричное обтекание тел в режиме развитой кавитации.— Известия АН СССР. Механика жидкости и газа, 1975, № 3.

3.    Амромин Э. Л. Теория и расчет осесимметричного кавитационного обтекания судовых конструкций.— Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. техн. наук. ЦНИИ им. Крылова, Л., 1975.

4.    Амфил охиев Л. Б., Басин М. А. Линейная теория тонкого кавитационного профиля, движущегося вблизи свободной поверхности идеалыгбй невесомой жидкости.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1971, вып. 266, с. 29.

5.    Айылчиев А., Саламатов Д. К струйному обтеканию осесимметричных тел вращения. Материалы первой конференции молодых ученых Академии наук Кирг. ССР. Фрунзе, «Илим», 1973.

6.    Барабанов В. А., Иванов А. Н. Применение «вихревого» метода для расчета плоских кавитационных течений.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1970, вып. 258.

7.    Б и р к г о ф Г., Сарантонелло Э. Струи, следы и каверны. Пер. с англ., М., «Мир», 1964.

8.    Болотин А. Ф. Исследование характера деформации каверны в весомой жидкости. Доклад на 12-й конференции секции мореходных качеств судов. Крыловские чтения. Л., 1962.

9.    Бутузов А. А. Результаты эксперимента по созданию искусственных каверн на моделях судна с плоским днищем.— Труды ЦНИИ им. Крылова. Гидродинамика судна, 1965, вып. 218, с. 100.

10.    Бутузов А. А. Влияние весомости жидкости на кавитационное течение за телом, расположенным на нижней поверхности бесконечной горизонтальной стенки.— Труды ЦНИИ им. Крылова. Гидродинамика судна, 1965, вып. 218, с. 84.

11.    Бутузов А. А. Об искусственном кавитационном течении за тонким клином, помещенным на нижнюю поверхность горизонтальной стенки.— МЖГ, 1967, № 2.

12.    Б у т у з о в А. А., П а к у с и н а Т. В. Расчет обтекания глиссирующей поверхности с искусственной каверной.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1970, вып. 258, с. 63.

13.    Вудс Л. Дозвуковое плоское течение в кольцевой области или в канале с периодическими по длине граничными условиями.— «Механика», 1956, № 2, с. 52.

14.    Г а х о в Ф. Д. Краевые задачи. М., Физматиздат, 1958.

15.    Г р а д ш т е й н И.С., Рыжик И. М. Таблицы интегралов сумм, рядов и произведений. Изд. 4-е. М., Физматиздат, 1963.

16.    Г у р е в и ч М. И. Теория течений со свободными поверхностями.— В сб.: Итоги науки. Гидромеханика. Т. V. М., ВНИИТИ, 1971.

17.    Г у р е.в и ч М. И. Теория струй идеальной жидкости. М., Физматиздат, 1961.

18.    Гуревич М. И. Кривизна струи в точке схода ее с конечной стенки. Исследование по интегродифференциальным уравнениям. Фрунзе, «Илим», 1967.

19.    Г у р е в и ч М. И., X а с к и н д М. Д. Струйное обтекание контура, совершающего малые колебания.— ПММ, 1953, т. XVII.

20.    Громов Р. С. Экспериментальное исследование пограничного слоя на пластинке за каверной.— Труды ВНИТОСС. Экспериментальная гидромеханика судна. Материалы по обмену опытом, 1968, вып. 118.

21.    Д и а н о в Д. И. Влияние проницаемости тела, обтекаемого с отрывом струй, на его сопротивление и размеры каверны.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1969, вып. 248, с. 77.

22.    Жуковский Н. Е. Видоизменение метода Кирхгоффа для определения движения жидкости в двух измерениях при постоянной скорости, данной на неизвестной линии тока. Избранные сочинения. Т. I. М.—Л., Гостехиздат,

1948.

23.    Иванов А.Н. Двумерное обтекание тел произвольной формы в режиме развитой кавитации.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1963, вып. 200, с. 3.

24.    И в а н о в А. Н. Симметричное кавитационное обтекание удлиненного плоского контура.— Известия АН СССР. Механика и машиностроение, 1962, № 3, с. 61—66.

25.    Иванов А. Н. Обтекание тел вращения в режиме частичной кавитации и определение формы тела вращения, при обтекании которого давление на участке заданной протяженности постоянно.— Труды ЦНИИ им. Крылова. Гидромеханика вязкой жидкости и отрывных течений, 1965, вып. 219, с. 70.

26.    Иванов А.Н. Кавитационное обтекание профилей крыльев.— «Механика и машиностроение», 1960, № 6, с. 117.

27.    Искусственная кавитация. Л., «Судостроение», 1971.

Авт.: И. Т.    Е г о р о в,    Ю. М. Садовников,    И. И. Исаев,

М. А. Басин.

28.    Кавитационное обтекание подводного крыла неустановившимся потоком.— Труды ЦНИИ им. Крылова. Гидродинамика быстроходных судов. 1971, вып. 266, с. 25.

Авт.: М. А.    Басин,    И, Т. Егоров,    Ю. М.    Садовников,

Л. В. Ш а л л а р ь.

29.    Келдыш М. В., С е д о в Л. И. Эффективное решение некоторых краевых задач для гармонических функций.— ДАН СССР, 1937, т. XVI, № 1.

30.    Киселев О. М. О кавитационном обтекании пластинки потоком тяжелой жидкости.— Изв. вузов. Математика, 1963, № 6.

31.    Кнэпп Р., Дейли Дж., X е м м и т Ф. Кавитация. М., «Мир», 1974.

32.    Коровкин А. Н., Левковский Ю. Л. Исследование замыкания кавитационной каверны вблизи твердой стенки.— «Инженерно-физический журнал», 1967, т. XII, № 2.

33.    Кочин    Н. Е., К и б    е л ь И. А., Розе    Н. В. Теоретическая гидро

механика. М., Гостехиздат, 1955.

.34. .Коул Р. Подводные взрывы. М., ИЛ, 1950.

35.    К у з н е ц о в А. В. Нестационарная задача обтекания с отрывом струй.— Труды семинара по краевым задачам, 1968, вып. 5, с. 137—160 (Казанский ун-т).

36.    Кузнецов А. В. Нестационарные слабо возмущенные течения жидкости со свободными границами. Автореферат докторской диссертации. Казань,

37.    Кузнецов А. В. Нестационарное обтекание с отрывом струй препятствия под свободной поверхностью.— Труды семинара по краевым задачам,

1969, вып. 6 (Казанский ун-т).

38.    Кузнецов А. В. Малые колебания контура, обтекаемого с отрывом струй.— В сб.: «Современные вопросы гидродинамики». Киев, «Наукова думка», 1964, с. 273—281.

39.    Кузнецов А. В. Обтекание с кавитацией пластинки струей конечной ширины.— Известия АН СССР. Отделение технических наук, 1962, № 1, с. 174.

40.    Л а м б Г. Гидродинамика. М., Гостехиздат, 1947.

41.    Левковский Ю. Л., Судакова Г. Г. Влияние твердой стенки на замыкание сферической кавитационной каверны.—«Инженерно-физический журнал», 1968, т, XV, № 2.

42.    Л о г в и н о в и ч Г. В. Гидродинамика течений со свободными границами. Киев, «Наукова думка», 1969.

43.    М а л ь ц е в Л. И. Решение обратной задачи кавитационного обтекания криволинейной дуги.— ПМТФ, 1966, № 3.

44.    М и г а ч е в В. И. Исследование влияния движителя на характеристики искусственных каверн, создаваемых на днище речных судов. ЛИИВТ. Автореферат кандидатской диссертации. Л., 1971.

45.    М и ш е л ь Ж- И. Вентилируемые каверны. К исследованию механизма их пульсации.— «Механика», 1972, № 4.

46.    Мусхелишвили Н. И. Сингулярные интегральные уравнения. М., «Наука», 1968.

47.    Некоторые способы управления кавитационным течением при малых значениях чисел Фруда.—Труды Международного симпозиума по неустановив-шимся течениям воды с большими скоростями. М., «Наука»» 1973.

Авт.:    Г.    С. Мигиренко, Г. С.    Козюк, Л. И. Мальцев,

В. И. М и к у т а, Б. Г. Н о в и к о в.

48.    Осипова Н. П. Определение времени существования сферического

пузырька в воде.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1963, вып. 200, с. 43.    ^

49.    Отрывное кавитационное обтекание профилей в случае глиссирования и в безграничном потоке.— Труды Международного симпозиума по неустановив-шимся течениям воды с большими скоростями. М., «Наука», 1973.

Авт.:    В.    А. Барабанов, А. А.    Бутузов, А.    И. Иванов,

И. А. Т и т о в.

50.    О влиянии искусственно создаваемых воздушных полостей на гидро

динамические характеристики глиссирующих поверхностей.— Труды ЦНИИ им. Крылова.    Гидродинамика быстроходных    судов, 1971, вып.    266, с. 80.

Авт.:    А. С. Павленко, С. Д. Прохоров, С.    Б. Соловей,

В. П. Ш а д р и н.

51.    П е р н и к А. Д. Проблемы кавитации. Изд. 2-е. Л., «Судостроение», 1966.

52.    П ы х т е е в Г. Н. Общая и основная краевые задачи плоских струйных установившихся течений и соответствующие им нелинейные уравнения.— ПМТФ, 1966, № 1, с. 32.

53.    Седов Л. И. Плоские задачи гидродинамики и аэродинамики. М., «Наука», 1966.

54.    С и - Д и н - Ю. Некоторые аналитические аспекты динамики пузыр ь-ков.— Труды американского общества инженеров-механиков. Серия Д. 1965, № 4, т. 87, с. 157—174 (пер. с англ.).

55.    С и д о р о в О. П. Решение задачи об обтекании тела вращения. — Труды Казанского авиац. ин-та, 1958, вып. XXXVIII, с. 23—42.

56.    Смирнов В. И. Курс высшей математики. М., Гостехиздат, 1957.

57.    Т е р е н т ь е в А. Г. Плоские стационарные задачи теорий струйных и кавитационных течений. Казань—Чебоксары, Гос. университет им. И. Н. Ульянова, докторская диссертация, 1972.

58.    Терентьев А. Г. Струйное обтекание тонкого профиля ограниченным потоком.— Известия АН СССР. Механика жидкостей и газа, 197-2, №2, с. 137.

59.    Т е р е н т ь е в А. Г. К решению линейной задачи кавитационного обтекания криволинейной дуги.— Известия АН СССР. Механика жидкостей и газа, 1972, № 1, с. 34.

60.    Т р о е п о л ь с к а я О. В. Решение некоторых струйных задач гидромеханики с учетом силы тяжести. Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд. техн. наук, Казань, 1972.

61.    Троепольская О. В. Об одной схеме кавитационного течения тяжелой жидкости.— Изв. вузов. Математика, 1963, № 6.

62.    Труды семинара по краевым задачам, 1968, вып. 5 (Казань, изд-во Казанского ун-та).

63.    Труды семинара по краевым задачам, вып. 6, 1969 (Казань, изд-во Казанского ун-та).

64.    Труды ЦАГИ им. Н. Е. Жуковского. Статьи по вопросам кавитационных течений, вып. 824, 1961.

65.    Ц е й т л и н М. Ю. Симметричное струйное обтекание пластины при наличии источника, расположенного за каверной.— Технический отчет ЦАГИ, вып. 170, 1960.

66.    Ц е й т л и н М. Ю. Исследование сопротивления эллипсоидов вращения при осесимметричном струйном обтекании.— Труды ЦАГИ, вып. 801, 1960.

67.    Ц я н Л. Ф., Г и л ь б о М. Расчет и исследование суперкавитационных крыловых профилей при гармоническом движении.— Труды Международного симпозиума в Ленинграде. М., «Наука», 1973.

68.    Ф е д я е в с к и й К. К., В о й т к у н с к и й Я. И., Фаддеев Ю. И. Гидромеханика. Л., «Судостроение», 1968.

69.    Ш а л л а р ь А, В. Исследование нестационарных гидродинамических характеристик суперкавитирующих и вентилируемых подводных крыльев. Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук, Л., ЦНИИ им. Крылова,

1970.

70.    Ш а л л а р ь А. В. Подъемная сила и момент на суперкавитационных и вентилируемых подводных крыльях в волновом потоке.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1971, вып. 266.

71.    Элл ер А. О. Определение параметров бесконечной системы искусственных каверн, расположенных друг за другом на нижней стороне неограниченной горизонтальной плоскости.— Труды ЦНИИ им. Крылова, 1970, вып. 258.

72.    Э п ш т е й н Л. А. Определение количества газа, необходимого для поддержания каверны за телом, движущимся горизонтально при небольших числах Фруда.— Труды ЦАГИ, 1961, вып. 824.

73.    Э п ш т е й н Л. А. Течение около тел вращения при малых числах кавитации.— Труды ЦАГИ, 1961, вып. 817.

74.    А с о s t a A. J. The Effect of Longitudinal Gravitational Field on the Supercavitating Flow Over a Wedge.— «Trans. ASME», 1961, vol. 83, Series, E, pp. 188—192.

75.    Brennen Christopher. A numerical Solution of axisymmetrie cavity flows.— «Journal. Fluid Mech.», 1969, vol. 37, part 4, pp. 671—668.

76.    С a m p b e 1 1 I. J._f Hilborne D. V. Air Entrainment Behind Artificially. Inflated Cavities.— Second Symposium an Cavitation on Naval Hydro-dymanics. Wachington, 1958.

77.    Cumberbatch E. Cavitating Flow past a Large Aspect — Ratio Hydrofoil.— «Journal of Ship Research», 1961, March, vol. 4, N 4.

78.    Cumberbatch E. Accelerating, Supercavitating Flow Past a thin two-dimensional Wedge.— «Journal of Ship Research», 1961, June.

79.    G e u r s t J. A. and Verbrush P. J. A note on camber effects of a partially cavitated Hydrofoil.— Int. Shipbuilding Progress», 1952, Sept., vol. 6, N61.

80.    G e u r s t J. A. Linearized theory for partially Cavitated Hydrofoils.— «Int. Shipbuilding Progress», 1959, Aug., vol. 6, N 60.

81.    G i 1 b a r g B. D. Jets andCavites.— «Handbuch der Physic», 1960, B.IX.

82.    Kermeen R. W. Experimental invistigation of three-dimensional effect on cavitating hydrofoils.— «Engineering Division», 1960, Sept., Rep. 47 (California, Institute of Technology).

83.    К i m Jong H. The Wall Effect for Unsteady, Choked Supercavitating Flow.— «Journal of Ship Research», 1972, December, vol. 16, N 4.

84.    Klose J., Acosta A. J. Some new measurements on the drag of cavitating disks.— «Journal of Ship Research», 1965, Sept., vol. 9, N 2.

85.    L a г о с к В. E. and Street R. L. A Riemann-Hilbert Problem for Nonlinear Fully Cavitating Flow. — «Journal of Ship Research», 1965, vol. 9, N 3.

86.    L a г о с к В. E. and Street R. L. A Nonlinear Solution for a Fully Cavitating Hydrofoil. Eenaath a Free Surface. — «Journal of Ship Research», 1967, June, vol. 11, N 2.

87.    L e n a u Ch. W., Street R. L. A non-linear theory for symmetric, supercavitating flow in a gravity field.— «Journal of Fluid Mechanics», 1965, 21, pt. 2, pp. 257—280.

88.    L u u T. S., О f f e r B., Tsen L. F. Etude theorique et experimental des hydropteres, cent’iles, d’envergure finie munis d’un mat.—Bull, de ГА.Т.М.А, Paris, 1968.

89.    Meijer М. C. Some experiments of Partly Cavitating Hydrofoils.— «Int. Shipbuilding Progress», 1958, Aug., vol. 6, N 60.

90. M i 1 t о n Marlin. Unsteady lift and moment of fully cavitating Hydrofoils at zero cavitation number. — «Journal of Ship Research», 1962, 6, N 1.

91.    Nishijama T. Lifting-line Theory of Supercavitating Hydrofoil of Finite Span.— «Zeitschrift fur angewandte mathematik und mechanik», 1970, Band 50, Heft 11 (Akademie — Verlag GMBH, Berlin).

92.    P 1 e s s e t M. S. The Dymanics of Cavitation.— «Journal Appl. Mech.,»

1949, v. 16, N 3.

93.    P 1 e s s e t M. S., M i t с h e 1 1 T. P. On the Stability of the Spherical Shape of a Uapour Cavity in a Liquid.— «Quart, of Appl. Matem.», 1956, v. 13, N 4.

94.    Schot Steven    H. The Hydrofoil with Finite Cavity in    a    Solid—

Wall Channel.— «Journal of    Ship Research», 1971, June, vol, 15, N 2.

95.    S i 1 b e r m a n n E., Song C,S. Instability of Ventilated Cavities.— «Journal of Ship» Research, 1961, June.

96.    S о n g C. S. Two-Dimensional Supercavitating Plate Oscillating under a Free Surface.— «Iournal of Ship Research», 1965, June, vol. 9, N 1.

97.    Song C. S. Supercavitating Flat Plate with an Oscillating Flap at zero cavitation Number.— «Journal of Ship Research», 1967, March, vol. 11, N 1.

98.    S t r e e t R. L. Supercavitating flow about a slender wedge in a    transverse

gravity    field.— «Journal of    Ship Research», 1963, N 1.

99.    S t r e e t R. L. A note on gravity effects in supercavitating flow.— «Journal of Ship Research», 1965, N 4.

100.    Sulmont P., Cordonnier J. P. Ecoulement Supercavitant autour d’un profil souple Extrait, Annales, Ecole nationale superieure de mecani-que, Nantes, 1971.

101.    Tsen Li Fang, Guilbaud Michel. Influence de la pro-fondeur d’immersion sur les caracteristiques d'un profil a ventilation provoquec a lextrados.— C. R. Acad.

Sc. Paris, 1968, t. 267, p. 575—578.

102.    Tulin, Marshall P. Supercavitating Flows—Small Perturbation Theory.— «Journal of Ship Research», 1964, January, vol. 7, N 3.

103.    Van Dyke M. Perturbation methods of fluid mechanics.—Applied Mathematics and Mechanics. Academie Press, 1964, vol. 8, p. 175.

104.    W i d n a 1 1 S. E. Unstady loads on supercavitating hydrofoils of finite Span.— «Journal of Ship Research», 1966, N 9, p. 107.

105.    Woods L. C. A new relation treatment of flow with axial summetry.— Quart. Journal Mech. and Applied Meth., 1951, vol. IV, pt. 3.

106.    Wu — Th. Yac — TSU. Cavity and wake Flows.— Reprented from Annual Review of Fluid Mechanics, 1972, vol. 4.

107.    Armstrong А. Н., Dunhau J. Н. Axisymmetric cavity flow.— Rep. Arm. Res. Est. G. B., 1953, 12/53.

108.    Cox R. N., Clayden W. A. Air entrainmentat the rear of a steady cavity.— Cavitation in Hydrodynamics, London, 1956.

109.    Fisher J. W. The drag on a circular plate generating a cavity in water.— Underwater Ballistics Commun, 1944,

110.    Meyer М. C. Some Experiments of Partly Cavitation Hydrofoils.— Int. Shipb. Progress, 1959, vol. 6, N 60.

111.    O'Neill. Flow around Bodies with attached open cavities.— Hydrodynamics Laboratory Report. NE—24.7.— Institute of Technology, California, 1954.

112.    P 1 e s s e t M. S., S h a f f e r P. A. Cavity drad.— «Journal of Applied Physics», 1948, vol. 19.

113.    R e i с h a r d t H. The Laws of Cavitation Bubbles at Axially Symmetric Bodies in a Flow.— Map Reports and Translations, 1946, N 766, (Washington).

114.    R e i с h a r d H. The physical laws governing the cavitation bubbles produud behind solids of revolution in a fluid flow.— The Institute of Hyg. Res. Gottingen, 1945, Rep. UM 6628.

115.    Rogdestwensky V. V., К h 1 у np i n A. I. Experimental study of the Gas Velocity Profile the Ventilated Cavity. — Twelfth International Towing Tank conference, Rome, 1969.

116.    Rouse H., McNown. Cavitation and pressure distribution head-forms at zero angles of yaw.— Bull. St. Univ. JOWA, Studies Engineernig, N 32.

117.    T r i 1 1 i n g L. The Collapse and Rebound of a Gas Bubble.— Journal of Applied Physics, 1952, vol. 23, N 1.

118.    T. Y. W u. A note of the Linear and Nonlinear Theories for fully cavitated Hydrofoil.—California Institute of Technology, Hydrodynamics Laboratory, Report, N 21—22, 1956.

119.    Т. V. W u. A. Simple Method for Calculating the Drag in the Linear Theories of Cavity Flows.— California Institute of Technology, Engineering Division, Report N 85—5, 1957.

8    ИНТЕНСИФИКАЦИЯ

ПРИТОКА ФЛЮИДА г л а в а    ИЗ ПЛАСТА В СКВАЖИНУ

К наиболее действенным методам интенсификации притока флюидов из пласта относят кислотные обработки и гидроразрыв пласта.

8.1. КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПЛАСТА

Кислотная обработка (КО) — это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы.

Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах в период освоения, во время эксплуатации и ремонтных работ.

Для обработки карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответственно соляно- (СКО) и глинокислотными (ГКО).

Химически активной основой перечисленных кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10 — 30 % HCl) и смесь соляной (10—15 % HCl) и плавиковой (l —5 % HF) кислот.

Для проведения КО в скважину спускают 62 — 73-мм НКТ в большинстве случаев к нижнему перфорационному отверстию обрабатываемого интервала. Устье скважины оборудуют арматурой для обвязывания труб с колонной и обратным клапаном на входе в полость НКТ. Напорная сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 или другого агрегата обвязывается через обратный клапан с полостью НКТ, а принимающая — с кислотовозом (Аз-30А) и автоцистернами (4ЦР, АП), в которых транспортируются кислотные растворы и продавливающие жидкости. Нагнетательные трубопроводы опрессо-вываются давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое давление нагнетания жидкостей в скважину.

Наиболее простая схема КО предусматривает подъем глубинного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою и поднятие башмака труб к интервалу перфорации. В скважину закачивают прямой циркуляцией КР в объеме НКТ, закрывают затрубную задвижку, нагнетают остаток запланированного объема кислоты и продавливающей жидкости. После нагнетания всего объема жидкостей закрывают буферную задвижку скважины, отсоединяют насосный агрегат и другую спецтехнику и начинают очистку призабойной зоны от продуктов реакции. В насосных скважинах процесс обычно отличается. После продавливания КР в пласт и снижения давления поднимают НКТ, спускают глубинное оборудование и извлекают продукты реакции насосом, установив рациональный режим эксплуатации. Несвоевременное извлечение продуктов реакции из пласта часто обусловливает уменьшение эффективности СКО и особенно ГКО.

Механизм кислотного воздействия на коллектор рассмотрим с позиций степени растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов реакции и изменения проницаемости пород после обработки. Считают, что растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10 %, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50 %). Исходя из таких принципов, подбирают состав активной части растворов.

При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте. Например, известно, что 1 м³ различных кислот растворяет: 15%-ной HC1 — 200 кг известняка СаСО₃ или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содержащего 89 % SiO₂, 3 % карбонатов и 7 % глин; 4%-ной HF — 48 кг каолина; 10%-ной HC1 + 1%-ной HF — 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.

Если после обработки СКР применить ГКР, то 1 м³ 10%-ной HC1 + 1%-ной HF растворяет 36 кг эоценового песчаника. Увеличение концентрации HF в ГКР до 3 % обеспечивает увеличение его растворимости до 51 кг, а до 5 % — до 66 кг.

Приведенные данные используют при расчетах объема кислотных растворов и оценках возможной глубины проникновения активной части кислоты в пласт.

Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом пространстве виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.

Во время взаимодействия соляной кислоты образуются: с карбонатами пород — водорастворимые соли CaC1₂, MgC1₂, газ СО₂, вода;

с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита FeCO₃) — хлорное железо FeC1₃, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fe(OH)₃, способного закупоривать поры;

с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66 °С — осадок гипса;

с окисью кремния в глинах — осадок, гель кремниевой кислоты;

с окисью щелочных и щелочно-земельных металлов в глинах — соответствующие соли.

Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков.

Во время взаимодействия глинокислоты образуются: с кварцем — газоподобный SiF₄, а после снижения кислотности — гель кремневой кислоты Si(OH)₄, который закупоривает поры;

с алюмосиликатами (глинами) — газоподобный SiF₄; с кварцем и алюминием — параллельно с SiF₄ образуется гексафторокремниевая кислота H₂SiF₆, соли которой Na₂SiF₆ и ^SiFu выпадают в осадок.

Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) — значительно меньше.

Часто вместо HF для получения ГКР применяют БФФА (бифторид аммония NH₄HF₂ + NH₄F). Например, для получения раствора (12 % HC1 + 3 HF) применяют смесь (16 % HC1 + 3 % БФФА). Наличие в растворе иона NH+ увеличивает растворимость продуктов реакции HF с силикатными породами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА.

Для обработки песчаников применяют также смесь 20%-ной ^SiFu + 24%-ной HC1 в соотношении 1:1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.

Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно — не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.

Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры порового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции. Например, после обработки эоценовых песчаников с карбонатностью С_к = 2+9 % излишком СКР (10—15 % HC1) относительно содержания карбонатов увеличение проницаемости сравнительно с начальной можно приближенно рассчитать так: k_s = 0,8С_К. Конечно, после такой обработки терригенных коллекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2 — 7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено.

На выбор рациональных режимов обработки и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, активной поверхности породы, контактирующей с кислотой, и гидродинамических условий прохождения реакции.

Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной концентрации. Таким образом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10 % или от 12 до 6 %). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако поскольку скорость реакции в поровой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки.

Увеличение температуры пласта на 10 °С обусловливает возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой — ускоряется.

Значительное влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм — 2000. Поэтому в поровых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм — 20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм — 5 см при других равных условиях.

Итак, нейтрализация кислоты в поровом пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдерживания для реагирования не требуется.

Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты, а следовательно, и значения Re глубина обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтрации кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов значения Re очень малы. Экспериментально доказано, что при таких условиях рост расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта.

Перед проектированием кислотной обработки следует обосновать выбор скважины, избрать рецептуру и объем кислотных растворов, определить расход и давление жидкости во время закачивания в пласт, избрать рецептуру и рассчитать объем продавливающей жидкости, определить время пребывания кислоты в пласте и способ очистки призабойной зоны от продуктов реакции.

Выбор рецептуры КР проводят с учетом химического и минералогического состава пород, их фильтрационных свойств, химического состава и свойств пластовых флюидов, пластовой температуры, причин загрязнения призабойной зоны.

Типичный КР состоит из активной части (HC1, HC1 + + HF), растворителя, ингибитора коррозии, стабилизатора и интенсификатора.

Для обработки известняков, карбонизированных (С_к >

> 3 %) песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15 % HC1, а при Г_пл > 100 °С — иногда и 30 % HC1. Для обработки песчаноглинистых пород (С_к > 3 %) применяют ГКО, вначале закачивают СКР, 10 — 15 % HC1, а за ней — ГКР 1—5 % HF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы, и при С_к = 3 % его можно записать как 1:1.

Кислоту разводят обычной водой. Однако во время КО полимиктовых песчано-алевролитовых влагоемких пород За-476 падной Сибири хорошие результаты получают при приготовлении КР на ацетоне, если обводненность скважины меньше 10 %. Во время обработки газовых и газоконденсатных скважин полезно приготавливать КР на спирте (метанол, изопропиловый спирт). Применение названных углеводородных растворителей содействует обезвоживанию пород и уменьшает поверхностное натяжение на границе разделения фаз.

Эффективность ингибиторов коррозии оценивается коэффициентом торможения коррозии К_{т к}, который представляет собой соотношение количеств растворенного металла в неингибированной кислоте к количеству растворенного в ингибированной. При пластовых температурах до 100 °С достаточно обеспечить значение K _{т к}= 20. Если температура 15%-ной HCl во время прохождения кислоты по НКТ достигает 100 °С, то растворяется 3500 г/(м³/ч) железа, а применение ингибитора "Север-1" уменьшает растворимость до 176 г/(м³/ч). Ингибиторы имеют температурные ограничения и зависят от концентрации HCl. Например, ингибитор катапин КИ-1 можно применять для Т < 110 °С, С₀ < 22 % HCl с К_{т к} = 23; ингибитор В2 - для Т < 100 °С, С₀ < 36 % HCl с К_{т к} = 260; ингибитор ПБ-5 - для Т < 100 °С, ё₀ < 22 % HCl с К_{т к} = 7 и др. Добавка ингибиторов составляет обычно 0,5 — 1 %.

Стабилизаторы предотвращают выпадение осадка Fe³+ в виде гидроокиси железа. Наиболее часто для стабилизации раствора используют органические кислоты, образующие с железом растворимые комплексы. Количество стабилизаторов дозируется согласно ожидаемому содержанию Fe³+, который обычно составляет 0,3 %. При таких условиях стабилизирующие свойства зависят от температуры. Например, для 2%-ной уксусной кислоты до Т < 60 °С; для 0,5-ной лимонной кислоты до Т < 90 °С; для 0,65%-ной КРАСТ до Т < 140 °С. Увеличение значения стабилизатора не повышает стабилизирующие свойства. Отметим, что стабилизация КР необходима для проницаемости меньше 0,01 мкм².

Интенсификаторы применяют, чтобы улучшить фильтрацию КР в породе, избежать блокирования призабойной зоны продуктами реакции и облегчить их извлечение на поверхность. Для КО нефтедобывающих скважин лучше применять катионоактивные ПАВ, которые снижают поверхностное натяжение на границе нефть — продукты реакции и гидрофо-бизируют породы (катапины, АНП-2 и др.) в количестве 0,3 — 0,5 %. Вместо катионоактивных ПАВ можно применять неионогенные ПАВ (превоцел, ОП-10, неонол и др.), но их действие не способствует гидрофобизации породы. Добавлять ПАВ необходимо, если нефть содержит более 2 % асфальтенов или более 6 % смол.

При КО водонагнетательных скважин рекомендуется добавлять 0,3 — 0,5 % неиногенных ПАВ, которые гидрофобизи-руют породу.

Объемы кислотных растворов. Для планирования объема КР в настоящее время в основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначены для растворения пород и примесей, занесенных в пласт в процессе бурения или ремонтов, то во время первой КО обычно закачивают КР 0,5 м³/м поглощающей толщины пласта, при второй — 1 м³/м. Если КО предназначена для извлечения карбонатных солей, откладывающихся во время эксплуатации нефтяных скважин, то увеличение объема КР при последовательно проводимых СКО необязательно. Если обработку проводят путем закачивания в пласт стабильных углеводородных кислотных эмульсий, то объем эмульсий равен произведению расхода эмульсии на длительность ее распада. Обычно стабильность эмульсии при пластовой температуре составляет 30 — 60 мин.

Во время КО чаще всего применяют не менее 6—12 м³ КР и только иногда 24 м³ и более.

Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта (раскрытие глубоких трещин), чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в пласт. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта.

Расход жидкости во время нагнетания в пласт для обработки карбонатных трещинных коллекторов должен быть максимально возможным в пределах технически допустимых давлений. Во время обработки поровых коллекторов (терригенных), когда приемистость скважины обычно мала, расход КР преимущественно небольшой, но это незначительно влияет на глубину проникновения активной кислоты (глубину обработки).

Объем продавливающей жидкости для обработки карбонатных коллекторов рассчитывают так, чтобы вытеснить весь КР за пределы эксплуатационной колонны в пласт.

Во время обработки карбонизированных терригенных коллекторов с С_к < 10 % используют кроме продавливающей жидкости еще и вытесняющую жидкость. При этом исходят из таких соображений: с начала закачивания КР в пласт на стенке ствола скважины устанавливается начальная концентрация С₀, а во время фильтрации в пласте она резко падает (по экспоненциальному закону) — и уже на расстоянии нескольких сантиметров С = 0,1 С₀. Постепенное увеличение объема КР в пласте приводит к неравномерному растворению глинисто-карбонатного материала пласта в радиальном направлении. Формируется зона от стенки скважины вплоть до радиуса проникновения фронта активной кислоты, в которой С = С₀ и наблюдается полное удаление растворенного материала. За ней формируются еще две кольцевые зоны — узкая с 0 < С < С₀ и широкая с С = 0 вплоть до радиуса фронта проникновения нейтрализованного КР. Чтобы полностью использовать химическую активность кислоты в пласте и предупредить выход КР с начальной концентрацией в ствол скважины и на поверхность во время дренирования пласта, нужно закачать в него вытесняющую жидкость, объем которой равняется 30 — 50 % объема кислотного раствора.

Вытесняющая жидкость не должна снижать проницаемость породы. При этом применяют водные растворы ПАВ, спиртов и т.п. в зависимости от характеристики пород и пластовых флюидов.

Время пребывания кислотных растворов в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется еще во время движения в порах терригенного пласта, а также в порах и трещинах карбонатного пласта. Это означает, что в поровых терригенных коллекторах выдержка КР в пласте не нужна, а в карбонатных — нежелательна. Если после вхождения кислоты в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с призабойной зоны, то закупорки поровых каналов практически не происходит и эффективность КО возрастает.

Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют путем возбуждения притока флюидов из пласта в скважину во время открытого переливания, если пластовое давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. В случае если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20 — 30 м³ водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т.п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине.

Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакции насосом, которым проводится эксплуатация скважины.

8.1.1. СПОСОБЫ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными эмульсиями (НКЭ) предназначена для углубления кислотного воздействия на карбонатный пласт и используется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно УКЭ, НКЭ состоят из 15 % HCl, нефти или дизельного топлива и эмульгатора (первичных дистиллированных аминов фракции С₁₇ — С₂₀) в следующих соотношениях: 60; 39,5 и 0,5 %. Период стабильности эмульсий составляет обычно f_CTil6 = 20+120 мин при ?_пл = 160+100 °С. Эмульсия в период стабильности в реакцию не вступает.

Термохимическая КО — воздействие горячей кислотой на карбонатный пласт с пластовыми температурами до 40 °С. Нагревание КР производится во время экзотермической реакции кислоты с магнием в реакционном наконечнике на НКТ или в пласте с гранулами магния, размещенными в трещинах. Во время этого СКР теряет часть своей химической активности.

Термокислотная обработка — это последовательное воздействие на пласт термохимическим способом и кислотными растворами. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в призабойной зоне, для обработки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для образования глубоких каналов разъедания в карботнат-ных пластах. Во время реакции 1 кг магния с 18,6 л 15%-ной HCl выделяется 19 МДж тепла. Для термохимической КО обычно применяют около 100 кг магния. Остальные параметры определяют, как для СКО.

Технология селективных КО предполагает последовательное закачивание в пласт вязких жидкостей (эмульсий, раствора полимеров, например, 2%-ного раствора ПАВ объемом 9 м³) и кислотных растворов (состав и объем которых планируется, как обычно). Селективные КО применяют для повторных обработок (третьих, четвертых и т.д.). Вязкая жидкость, нагнетаемая перед КО, наполняет высокопроницаемую часть пласта, подвергнутую кислотному воздействию при предыдущих КО, и содействует направлению потока КР в зоны пласта, еще не подвергнувшиеся обработке. Вследствие этого эффективность повторных КО возрастает.

Пенокислотная обработка предназначена для углубления обработки кислотой и расширения профиля проницаемости во время нагнетания в пласт по сравнению с обычной КО. В результате увеличивается толщина пласта, который продуцирует нефть, возрастает эффективность процесса.

Замедление скорости реакции с породой и увеличение глубины проникновения кислоты в карбонатный пласт обусловлено прилипанием пузырьков газа к поверхности породы. Пены характеризуются начальным напряжением сдвига, и это вызывает расширение профиля поглощения кислоты. Во время освоения скважины наличие газовой фазы содействует лучшему очищению призабойной зоны и вынесению продуктов реакции на поверхность.

Ограничением применения процесса является > 85 °C или содержание хлоридов в пластовых водах более 5 %, так как тогда во время фильтрации в пласте пена разрушается. Закачивать пенокислоту в горизонты с низкими пластовыми давлениями нежелательно, потому что это усложняет освоение скважины.

Пенокислота содержит основание (СКР либо ГКР) с пенообразователем (0,5 % ПАВ) и газовой фазой (воздух, природный газ, азот) со степенью аэрации в пластовых условиях от

1,5 до 5. Наиболее часто для образования пенокислоты используют эжектор с насадкой диаметром 4,5 мм и камерой смешения диаметром около 8 мм.

Обработка газированной кислотой предназначена для увеличения глубины растворения вследствие инициирования газовой фазой проникновения активной кислоты до самых больших поровых каналов, что обусловливает их расширение, а также для обеспечения немедленного очищения породы от продуктов реакции. По сравнению с другими способами КО, данный способ дает наилучшие результаты в низкопроницаемых терригенных породах с невысоким пластовым давлением, а также во время повторных обработок. В карбонатных трещинных породах этот способ таких преимуществ не имеет.

Газированная кислота — это смесь кислотного раствора, такого же, как и для обычной кислотной обработки, с газовой фазой (азотом или природным газом) со степенью аэрации в пластовых условиях от 0,8 до 3. Если ступень аэрации больше 5, то это уже обработка кислотными аэрозолями — насыщенными парами кислоты, которые проникают в самые мелкие каналы.

8.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

8.2.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОЦЕССА

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — это метод образования новых трещин или расширение некоторых существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обеспечить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличивается фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью. Гидравлический разрыв пласта применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые продуктивные пласты, а также при большом радиусе загрязнения призабойной зоны пласта. Глубокопроникающий гидроразрыв пласта с созданием более протяженных трещин производится в пластах с проницаемостью менее 50-10^—3 мкм².

Образование новых трещин или раскрытие существующих возможно, если давление, созданное в пласте при нагнетании жидкости из поверхности, становится больше местного горного давления. Заметим, что образование новых трещин характеризуется резким снижением давления в устье скважины на 3 — 7 МПа. Раскрытие существующих трещин происходит при постоянном давлении или его незначительном увеличении. В обоих случаях возрастает коэффициент приемистости скважины, который после ГРП должен увеличиться как минимум в 3 — 4 раза, что считают критерием возможности закрепления трещин песком.

Трещины ГРП в неглубоких (до 900 м) скважинах имеют горизонтальную ориентацию, а в глубоких — вертикальную, наклонную, близкую к вертикальной. Трещины развиваются в той плоскости, где отмечаются наименьшие силы сопротивления, т.е. наименьшее горное давление.

ГРП применяют в любых породах, кроме пластичных сланцев и глин. Это метод не только восстановления природной продуктивности скважин, но и значительного ее увеличения.

Применяемые технологии обычных ГРП ньютоновскими жидкостями предполагают закрепление трещин (около 5 — 10 т песка при концентрации 50 — 200 кг/м³) и обеспечивают двух-трехкратное увеличение текущего дебита нефтяных, газовых или приемистости нагнетательных скважин в низкопроницаемых пластах с загрязненной призабойной зоной.

С увеличением количества расклинивающего материала (песка) до 20 т проводят глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта (ГГРП), который содействует значительному увеличению фильтрационной поверхности, изменяет характер притока жидкости от радиального к линейному с подключением новых зон пласта, изолированных вследствие макронеоднородности. Трещины такого ГРП достигают 100 — 150 м в длину при ширине 10 — 20 мм.

Технологии мощных ГРП (МГРП) осуществляются неньютоновскими жидкостями — гелями, которые обладают очень большой кажущейся вязкостью, меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью закрепляющего агента — керамического проппанта (до 1000 кг/м³), обеспечивают увеличение проводимости широких закрепленных трещин в несколько раз по сравнению с обычным ГРП. Увеличение проводимости трещин МГРП достигается за счет значительного повышения концентрации закрепляющего агента до 300 — 800 кг/м³ в гелях, а общее количество закрепляющего агента может оставаться на уровне 6 — 20 т. Продолжительность эффекта увеличения дебита скважин после ГГРП обычно составляет 1,5 — 3 г.

В газоносных пластах проницаемостью до 0,001 мкм² применяют массивный ГРП высоковязкими гелями, во время которого развиваются трещины длиной до 1000 м, закрепленные проппантом в количестве до 300 т. Массивный ГРП — очень дорогостоящий, поэтому он предусмотрен в смете строительства скважины и увеличивает ее стоимость на 50 %.

При мощных (глубокопроникающих) ГРП используют дорогостоящую технику, при обычных ГРП могут применяться отечественные техника и материалы (жидкости, закрепляющие агенты, пакеры, оборудование устья).

Сравнение показателей эффективности обычных ГРП и ГГРП, а также стоимости этих процессов свидетельствует, что, несмотря на значительно меньшую добычу нефти после обычных ГРП, экономически они вполне конкурентоспособны вследствие в несколько раз меньшей стоимости.

При обычных ГРП фильтрующейся жидкостью развиваются глубокие (50 — 100 м) трещины небольшой ширины (3 — 5 мм) в глубь продуктивного пласта (а не вверх или вниз, как при ГГРП гелями). При этом практически не возникают ситуации выпадания закрепляющего агента или упаковки трещины, сопровождающейся ростом давления до допустимого. После этого в стволе скважины остается большая пробка закрепителя. Таким образом, обычные ГРП фильтрующими жидкостями имеют хорошие технико-экономические показатели, осуществляются с меньшими осложнениями, и их следует применять в дальнейшем наряду с новыми технологиями. В утвержденном Минтопэнерго РОР (1977 г.) установлены некоторые требования к расклинивающему материалу и жидкостям гидроразрыва.

В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982 — 84, свыше 2400 м — искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02 — 92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565 — 91 расклинивающие материалы (проппанты).

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Сведения о составах, свойствах полимерных водных и углеводородных систем, методах контроля и регулирования свойств, технологии их приготовления и применения, расчетные материалы для ведения процесса гидроразрыва приведены в руководстве для проведения процесса ГГРП.

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме того, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) обеспечивать формирование трещин большой протяженности при минимальных затратах;

2)    обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и рав-484 номерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

3)    обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;

4)    не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5)    обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6)    легко удаляться из пласта после проведения процесса;

7)    обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

Технология обычных ГРП осуществляется по следующей схеме.

Для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ опускают пакер, который делит ее ствол на две части и защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от высокого давления. Устье скважины обустраивают арматурой, например 2АУ-700, на рабочее давление до 70 МПа. Все насосные агрегаты (до 10) для нагнетания жидкостей ГРП, например 4АН-700, обвязывают с арматурой устья скважины через блок манифольда (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистернами вместимостью по 20 м³ либо сливают в стационарный резервуар (по 50 м³) общей вместимостью 100 — 300 м³. Вспомогательные насосные агрегаты (ЦА-320М) закачивают жидкость в пескосмеситель (4ПА), из которого центробежным насосом вначале только жидкость, а затем жидкость с песком, направляются на выход насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания в скважину.

Чтобы провести ГРП, из скважины поднимают НКТ и другое глубинное оборудование (насосное, газлифтное), шабло-нируют эксплуатационную колонну, спускают пакер на НКТ и опрессовывают их. Процесс ГРП начинается с проверки приемистости скважины при наименьшем расходе жидкости разрыва, которую постепенно увеличивают, например, от 250 до 450, 900, 1500 м³/сут, вплоть до значения, при котором обеспечивается закрепление трещин (2000 — 3000 м³/сут). Далее нагнетают жидкость-песконоситель, обычно концентрацией С_п песка 50 — 200 кг/м³. Концентрация зависит от вязкости жидкости. В завершение процесса необходимо вытеснить смесь жидкости с песком из ствола скважины в пласт продавливающей жидкостью и закрыть НКТ, пока давление в скважине не снизится до атмосферного. После поднимают НКТ с пакером и спускают глубинное оборудование для эксплуатации скважины. Обычные ГРП проводят ньютоновскими жидкостями.

Для проведения обычных ГРП требуется закрепляющий (расклинивающий) агент (кварцевый песок) в количестве 0_{п с} = 10+20 т, фракции 0,6—1 мм, жидкость разрыва пласта (У_р = 10+30 м³), жидкость-песконоситель (У_п = 100+300 м³), жидкость для продавливания в пласт (У_пр) песконосителя в объеме той части полости скважины, по которой поступают жидкости. Небольшую часть жидкости-песконосителя без закрепления, нагнетаемую после жидкости разрыва для предварительного раскрытия трещин, называют буферной жидкостью. Жидкость разрыва пласта должна быть совместной с пластовыми флюидами, хорошо фильтроваться в низкопроницаемую породу, не уменьшать ее проницаемости, не греть, быть доступной, недорогостоящей, поэтому часто используют водные растворы ПАВ. Жидкость-песконоситель должна быть совместной с пластовыми флюидами, иметь свойство удерживать песок, плохо фильтроваться сквозь поверхность трещин, не гореть, быть доступной и недорогостоящей. Для обычных ГРП применяют водные растворы с добавкой 0,1 —

0,3 % поверхностно-активных веществ и полимеров (ПАА, КМЦ, ССБ).

Для глубокопроницаемых ГРП по технологии ВНИИнефти (С.В. Константинов) применяют неньютоновские жидкости с динамической вязкостью 50 — 200 мПа-с при скорости сдвига 650—1100 с^-1. Также б. ВНИИКРнефтью предложена рецептура на водной основе, содержащая 1 — 2,5 % КМЦ, 1-3 % хроматов, 0,2 — 0,7 % лигносульфата, 0,75 — 2,1 % соли хлорноватой кислоты, которая применяется для пластовых температур 60—150 °С. Новые типы песконосителей разработаны на Украине. Продавливающая жидкость должна быть маловязкой и не гореть. Обычно применяют водные растворы с добавкой 0,1—0,3 % ПАВ.

Для закрепления трещин в скважинах глубиной до 3000 м, как установлено практикой, пригоден кварцевый песок. В скважинах большей глубины, где обычно горное давление превышает 50 — 70 МПа, следует использовать более крепкие закрепители-проппанты.

Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП являются темп и объем закачки, устьевое давление, концентрацию расклинивающего материала (песка, пропана) в суспензию.

8.2.2. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ПРОЦЕССА ГРП

При проектировании и для интерпретации результатов обработки призабойной зоны большой мощности на многопластовых месторождениях необходимо иметь представление о характере проникновения рабочих жидкостей в продуктивные пласты.

При исследованиях изменения профилей приемистости сводовых скважин Долинских месторождений с изменением давления нагнетания установлено, что с увеличением давления и расхода нагнетаемой жидкости происходит увеличение о х -вата разреза заводнением за счет увеличения эффективной мощности (расширения интервалов поглощения) и вследствие включения в работу новых интервалов. Подобное следует, очевидно, ожидать и при закачке кислоты с высокими расходами, поэтому с целью увеличения охвата разреза кислотным воздействием надо стремиться увеличивать расход и давление.

Раскрытие трещин при нагнетании жидкости в скважину принято изучать по индикаторным кривым. Для нагнетательных скважин индикаторные кривые строят по результатам исследования при установившихся режимах. В процессе кислотной обработки и ГРП, когда закачка в скважину происходит всего в течение нескольких (2 — 4) часов, представляет интерес установление промежутка времени, достаточного для получения в рассматриваемых условиях квазиустановившего-ся режима поглощения.

Многочисленные исследования приемистости в Предкарпа-тье показали, что при расходе 225 м³/сут это время обычно не превышает 8—15 мин, а с увеличением расхода в 2 — 4 раза может иногда возрастать. О плохой связи скважин с пластом можно судить по наблюдениям темпа снижения давления после прекращения закачки жидкости в скважины. Для перераспределения давлений требуется много времени, и поэтому темп снижения его в скважинах обычно невысок.

Многократное, в 6—10 раз, увеличение коэффициентов приемистости при давлении на устье 19 — 21 МПа по сравне-

Рис. 8.1.    Индикаторные

кривые ГРП:

I, II, III — режимы, при которых    производилась

закачка песка в пласт; Ар — репрессия на пласт при ГРП; q — расход жидкости; 1 — скв. 604Д; 2 — скв. 270Д; 3 — скв. 203Д

нию с приемистостью при давлениях закачки 15 МПа свидетельствует о раскрытии трещин.

Изменение приемистости скважин при высоких расходах можно проследить по индикаторным кривым ГРП, характерным для местных условий (рис. 8.1 и 8.2), которые анализировали по данным 15 ГРП (Долинское месторождение, Украина).

Анализ индикаторных кривых ГРП (кривые давление — расход) показывает, что изменение забойного давления происходит по-разному. В одних случаях на протяжении всего ГРП наблюдается только рост давления (см. рис. 8.1, кривая

1), а в других — его снижение. Снижение давления иногда происходит медленно (см. рис. 8.1, кривые 2, 3; см. рис. 8.2, кривая 2), а в некоторых случаях очень быстро, скачком (см. рис. 8.2, кривые 1, 3, 4).

Параметром, с помощью которого управляют процессом ГРП, в рассмотренных случаях являлся расход. В связи с этим индикаторные кривые разделяют на несколько областей, соответствующих определенным диапазонам расхода.

При изменении расхода в пределах первого диапазона (см. рис. 8.1, 8.2, интервал 0 —Л) происходит рост забойного дав-

q, м³/сут

О 400    1200    2000    2800

Ар, МПа

Рис. 8.2. Индикаторные кривые ГРП:

I, II, III, IV — режимы, при которых производилась закачка песка в пласт; Ар — репрессия на пласт при ГРП; q — расход жидкости; 1, 2 — скв. 505Д; 3 — скв. 549Д; 4 — скв. 282Д

ления до значения, достаточного для раскрытия естественных трещин. На графиках этот участок кривой по причинам, в ы -званным масштабом, показан условно прямым. Во втором диапазоне расхода (интервал А —Б) дальнейшее его увеличение вызывает пропорциональный рост давления. В этом диапазоне раскрытия новых трещин и развития существенных, по-видимому, не происходит. Поэтому давление в точке А близко к давлению, при котором заканчивается процесс открытия естественных трещин.

Индикаторные кривые (Ю.Д. Качмар, Р. С. Яремийчук), на которых наблюдается рост давления на протяжении всего ГРП, получены по большинству процессов, особенно (73 %) в скважинах, эксплуатирующих менилитовые и манявские отложения. В этих процессах среднее количество песка на одну операцию наибольшее, средний расход также высок по сравнению с другими типами процессов. Имелись случаи, когда в скважины закачивали 7—17 т песка (см. рис. 8.1, кривая 1) без заметного повышения давления на устье, что возможно только при наличии очень развитой системы естественных трещин большой емкости. В то же время, несмотря на закачку столь больших объемов песка, показатели эффективности этих процессов очень низкие. По-видимому, это вызвано тем, что стенки трещин закупорены битумом и минеральным заполнителем или раскрывались в аргиллитах и поэтому малопроницаемы. Все это очень усложняет выбор эффективных методов интенсификации по названным залежам.

В ряде случаев на индикаторных кривых за участком кривой А —Б наблюдается медленное снижение давления. Это отмечается при постоянном расходе без закачки песка (см. рис. 8.1, кривая 2; см. рис. 8.2, кривая 2), а также при наращивании расхода (см. рис. 8.1, кривая 3). Начало снижения давления наблюдалось, например, по скв. 270Д на 40-й мин от начала процесса после закачки в пласт 60 м³ воды и 2 т песка при концентрации песка около 30 кг/м³ и расходе воды 1800 м³/сут. Снижение давления происходило в течение 50 мин. По скв. 203Д снижение давления началось на 30-й мин от начала ГРП после закачки 30 м³ воды без песка. В конце этого процесса в пласт было закачано 1,7 т песка при расходе 2050 м³/сут и значительно меньшем давлении. Медленное снижение давления происходило в шести операциях ГРП, из них в четырех после закачки 1,2 —2,0 т песка и в двух во время закачки воды. Медленное снижение давления происходило после закачки в пласт больших объемов жидкости, преимущественно с песком, и при значительных расходах. Причиной этого, по-видимому, являются размыв и унос из уже открытых при данных давлениях трещин загрязняющего материала и их абразивная очистка. Одновременно происходит и закрепление трещин, что повышает эффективность процессов.

Так как достоверность выводов об ориентации трещин на основе геофизических измерений недостаточна и проведение непосредственных измерений для оценки ориентации трещин в конкретных условиях невозможно, применяют косвенные методы. При этом необходимо учитывать следующее:

изменение давления раскрытия трещин с изменением пластового давления или сдвиг индикаторных кривых по методике Ю.П. Желтова;

характер изменения давления при развитии трещин с увеличивающимся или постоянным расходом;

сведения о форме структуры, условиях ее образования, характере нарушений, трещиноватости пород;

исследование давления раскрытия трещин, оценка горного давления.

Оценка размеров вертикальных трещин, раскрывающихся при ГРП, с использованием фильтрующихся жидкостей, про-давливания и кислотной обработки скважины выполнена по теории А.С. Христиановича и Г.И. Баренблата.

ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

8.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ

о

Вызов притока нефти или газа в скважину возможен лишь при условии, если р_пл > р_з + р_доп, где р_пл - пластовое давление; р_з - забойное давление; Р_доп - дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивлений, которые встречает жидкость или газ, перемещаясь к забою скважины. Эти сопротивления создаются природными и искусственными причинами, возникающими в процессе бурения (загрязнение призабойной зоны).

Если в скважине имеется столб жидкости плотностью р и высотой Н, то приведенное выше неравенство можно записать в таком виде:

!пл > рдН + !д_0П.    (8.1)

Пластовое давление - параметр, остающийся без изменения в процессе освоения скважины. Таким образом, чтобы удовлетворить неравенство, могут изменяться р, Н, р_доп.

Допустимое значение депрессии на пласт при вызове притока выбирают с учетом прочности цементной оболочки, определяют по формуле

Ар < Рпл - (р'пл - ah),    (8.2)

где р_пл - давление в продуктивном пласте, МПа; р’_ил - давление в водоносном горизонте либо в водно-нефтяном контакте (ВНК), МПа; h - высота качественной цементной оболочки между водоносным горизонтом или ВНК и наиболее близким перфорационным каналом, м; а - допустимый градиент давления на цементную оболочку за обсадной колонной, МПа (не более 2,5).

Колебание давления в эксплуатационной колонне зависит от сминающих давлений, заложенных в проекте сооружения скважины, на практике проверяется по данным конструкции эксплуатационной колонны.

Допустимая депрессия, исходя из условий устойчивости призабойной зоны пласта, обеспечивается при выполнении следующего соотношения:

Ар <    - k(p_г - р_пл),    (8.3)

где о_сж - предел прочности породы на сжатие с учетом ее изменения п ри насыщении породы фильтратом бурового раствора, МПа; р _г - вертикальное горное давление, МПа; k - коэффициент бокового распора.

Горное давление определяется средней плотностью верхних пород р_ср с учетом жидкости, содержащейся в них, и глубины залежей пласта: где Н - глубина залежей пласта, м; р_ср = 2300 - 2500 кг/м³.

Коэффициент бокового распора определяют при помощи коэффициента Пуассона V (табл. 8.1):

k = v/(1 - v).    (8.5)

Формула (8.3)    -    приближенная,    точность    определения    о_сж    невысока,

так же как и определение    V    и Е,    поэтому    значение    депрессии    целесообразно

проверять экспериментально для каждого месторождения.

Значение допустимой депрессии на основе условий избежания смыкания трещин (для трещиноватых коллекторов) определяют по формуле

Др а ^5Е ₂ ,    (8.6)

4l(1-v²)

где 5 - раскрытие трещин, мм; l - длина трещин, мм; Е - модуль упругости породы пласта, МПа.

Минимальная депрессия на пласт должна также обеспечивать перепад давления, необходимый для преодоления сопротивления движению жидкости в призабойной зоне:

Др а Рд_0П,    (8.7)

где Рдоп = 2-5 МПа.

Чтобы предотвратить выделение газа в призабойной зоне пласта и его прорыв в ствол скважины, депрессию Др ограничивают такими условиями: Др = Р_пл - 0,6р_нас._г, при обводненности продукции более 3 % и для остальных случаев

Др = Рпл - Рнас.г,    (8.8)

где р_насг - давление насыщения нефти газом.

Известно около 20 технологических процессов вызова притока из пласта. Рассмотрим основные из них.

Методы освоения скважин и вызова жидкости или газа из пласта в скважину, которые применяют в промышленной практике, базируются на трех способах снижения противодавления на пласт: уменьшении плотности жидкости, которая заполняет скважину; снижении уровня жидкости в скважине или забойного давления после предварительного воздействия на продуктивные пласты.

Приток жидкости из пласта начинается тогда, когда давление столба жидкости в скважине становится меньше пластового давления, т.е. при создании депрессии на пласт.

Т а б л и ц а 8.1

Модуль упругости и коэффициент Пуассона для горных пород

8.2. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПУТЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

Для вызова притока из пласта путем замещения в эксплуатационной колонне жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью спускают НКТ в скважину до уровня перфорационных отверстий. В затруб-ное пространство подают жидкость меньшей плотности насосным агрегатом, вытесняя в колонну НКТ раствор большей плотности. После того, как жидкость с меньшей плотностью достигает забоя и попадает в НКТ, начинает снижаться забойное давление. Когда давление на забое становится меньше пластового давления, т.е. создается депрессия на пласт, становится возможным приток жидкости из продуктивного горизонта. Если продуктивный горизонт образован трещинными породами, то замещение жидкостей в скважине проводят в несколько этапов, причем плотность жидкости замещения на каждом последующем этапе меньше, чем на предыдущем.

Максимальное значение давления на устье скважины отвечает моменту времени, когда жидкость с меньшей плотностью достигает забоя:

^руст ^(рт.ж    ^рл.ж^)дН + ^Дрз.п + ^Дрк

(8.9)

где р_тж, р_лж - плотность соответственно тяжелой и легкой жидкости; Н -длина колонны труб; Др_{з п}, Др_к - потери давления соответственно в затруб-ном пространстве и в колонне труб (определяют из справочных таблиц либо по специальной методике).

Значение давления р_уст не должно превышать значения давления опрессовки эксплуатационной колонны. Это учитывают при определении продуктивности насосных агрегатов, поскольку потери давления Др_з._п и Др_к непосредственно зависят от расхода жидкости в системе циркуляции скважины.

Значение пластового давления сравняется со значением давления на забое при определенном соотношении длины столбов тяжелой и легкой жидкостей в колонне:

^рпл [^рл.ж^л.ж + ⁽^пл    ^л.ж^)рт.ж^]д + ^Дрз.п + ^Дрк

(8.10)

где А_{л ж} - высота столба легкой жидкости в скважине; к_ил - глубина эксплуатационного горизонта, на которой давление равно пластовому.

Объем жидкости, которой необходимо заполнить скважину, чтобы значение давлений на забое выравнялось, определяют по формуле

+ Рпл ^{- Д}Р.

^g

(8.11)

^р т.ж ^р л.ж

где S - площадь сечения межтрубного пространства; S_EKI - площадь сечения внутренней полости НКТ.

Если объем легкой жидкости, которой заполняют трубное пространство, будет больше объема, определенного по формуле (8.11), то возникает депрессия на пласт, что может спровоцировать приток пластового флюида. Нагнетание легкой жидкости в скважину прекращают, если скорость выхода жидкости из НКТ на устье возрастает, а давление в межколонном пространстве на устье уменьшается, т.е. начинается приток жидкости из продуктивного пласта.

8.3. ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В НКТ КРУГЛОГО СЕЧЕНИЯ И МЕЖТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Для расчетов технологического процесса освоения скважины необходимо определить потери давления на трение не только в трубах круглого сечения, но и в кольцевом пространстве при движении как ньютоновских, так и неньютоновских вязкопластичных жидкостей при ламинарном (структурном) и турбулентном режимах.

Эти потери принимают во внимание при расчетах технологических процессов замещения в скважине жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью, при гидропескоструйной перфорации, гидроразрыве пластов, создании мгновенных депрессий с помощью струйных аппаратов и т.п.

8.3.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В НКТ

Для расчета потерь давления при движении глинистого раствора используют лабораторные данные определения пластичной вязкости п ^и предельного динамического напряжения сдвига т₀ либо рассчитывают их по приближенным формулам Филатова:

П = 0,033 • 10^-3р_р - 0,022;    (8.12)

т₀ = 8,5 • 10^-3р_р - 7,    (8.13)

где р_р - плотность глинистого раствора, кг/м³.

Критическую скорость движения глинистого раствора в трубе, при которой проходит замена режима, определяют по формуле

25^/т / р _р.    (8.14)

^Ю кр

Фактическая средняя скорость движения жидкости в НКТ

ю = -^4Q-,    (8.15)

nD^

где D_x - внутренний диаметр трубы; Q - расход глинистого раствора в трубах.

При ю < ю_кр существует ламинарный режим движения глинистого раствора; при ю > ю_кр - турбулентный.

Потери давления во время движения в трубе глинистого раствора для ламинарного режима определяют по формуле

Ар =    ,    (8.16)

^р р _т D_x

где Н - длина колонны труб; в_т - коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина.

Параметр Сен-Венана-Ильюшина записывают в виде

Sen = ^°^Dr.    (8.17)

пю

р_т

1    2    3    5    7    10    20    40    60 80100 200    400    600    1000    Sen

Рис. 8.1. Зависимость коэффициента в_т от параметра Сен-Венана - Ильюшина:

1, 2 - круглое и кольцевое сечение соответственно

После определения параметра Sen при помощи графика (рис. 8.1) находим коэффициент в_т.

При турбулентном режиме движения глинистого раствора потери давления на трение определяют по формуле

Ар_тр = 0,012р_рИш² / Д⁵.    (8.18)

Потери давления при движении воды    рассчитывают по    уравнению Дар

си - Вейсбаха:

Ар т._в = 0,81XHQ ²р,/ Д⁵,    (8.19)

где X - коэффициент гидравлического    сопротивления трения;    р_в    -    плотность

воды, кг/м³.

Для определения коэффициента X предварительно рассчитывают число Рейнольдса:

Re = шДр_в / ц_в,    (8.20)

где ц_в - вязкость воды.

Значение X при числе Рейнольдса Re < 100 000 находят по формуле Блазиуса:

/4/Re.    (8.21)

X = 0,3164

Если Re > 100 000, то коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывают по формуле Кольбрука:

X = 1/(1,8lgRe - 1,52)²,    (8.22)

либо по уравнению Филоненко:

X = 1/(1,8lgRe - 1,64)².    (8.23)

Потери давления при движении глинистого раствора и воды в трубах в условиях ламинарного и турбулентного потоков являются суммой потерь давления во время движения глинистого раствора и воды.

8.3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В МЕЖТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ

Средняя фактическая скорость движения жидкости в кольцевом пространстве

⁴⁰    (8.24)

ш = ¦

n(D, - О

где D, и й,_н - внутренний диаметр обсадной колонны и внешний диаметр колонны НКТ.

Критическая скорость глинистого раствора в кольцевом пространстве ш =—S—,    (8.25)

^кр Pp(D_B - d^)

где Re^ - критическое число Рейнольдса, которое характеризует изменение режима потока глинистого раствора.

Критическое число Рейнольдса во    время движения глинистого раствора

Ие_кр = 2100 + 7,3 Не⁰'⁵⁸,    (8.26)

где Не = Re-Sen - параметр Хедстрема.

Параметр Сен-Венана - Ильюшина для кольцевого пространства запишем в виде

Sen_{K п} = ^т°^{(D - а,н)}.    (8.27)

Пш

Фактический параметр Рейнольдса во время движения глинистого раствора для кольцевого пространства определяют так:

Re = ^ш№_в^- <^)рр.    (8.28)

п

Если Re < Re_кр, то режим течения - ламинарный (структурный), а при Re > Re^ - турбулентный.

Потери давления на трение во время движения глинистого раствора при ламинарном режиме

ДРк.п.р = , D^оН,₎    •    (8.29)

^в I^(DB ^вн⁾

При турбулентном режиме потери давления на трение ДРк.п.р = °’В^12ррИ^ш2.    (8.30)

^DB ^вн

Потери давления в процессе движения воды в затрубном пространстве

ДРк.п.в = ,r²d^B₎.    (8.31)

^2(D_B ^вн⁾

Фактический параметр Рейнольдса во время движения ньютоновской жидкости (воды)

Re = ^m(DB ^rfB_H^)pB.    (8.32)

и в

Коэффициент гидравлического сопротивления X при движении воды при Re < 100 000 определится по формуле Блазиуса (8.21). Если Re >

> 100 000, то коэффициент находят по формулам Кольбрука (8.22) либо Филоненко (8.23).

8.3.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПРИ НАЛИЧИИ МЕСТНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ

Потери давления в кольцевом пространстве, обусловленные наличием местных сопротивлений, определяем по формуле

Ар_Кп = °’⁰¹²р^рКН²,    (8.33)

D² - d²

^х-^ув ^вн

где К_е - коэффициент увеличения гидравлического сопротивления в связи с наличием муфтовых соединений,

К_е = ¹ -g^(DB ^- <^н), К_е = 1 +    ^-    <^н);    (8.34)

^е    Х1_т    ^е    Х1_т

^ - коэффициент местных сопротивлений; 1_т - длина трубы, м.

Коэффициент местных сопротивлений находим по уравнению

2

+ _П 2 _d2 .

| = j ^{П й,н} -1| ,    (8.35)

где й_ън - внешний диаметр муфтовых соединений.

Коэффициент гидравлического сопротивления на трение определяют по ранее приведенным формулам.

8.4. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИ ВОЗДУШНОЙ ПОДУШКИ

Вызов притока достигают путем уменьшения уровня жидкости в скважине вследствие использования энергии сжатого воздуха.

Согласно этому методу колонну НКТ опускают до верхних отверстий перфорации, а компрессор и насосный агрегат обвязывают с затрубным пространством при помощи устьевого оборудования (рис. 8.2).

В затрубное пространство компрессором нагнетают воздух, вследствие чего образуется воздушная подушка высотой Н. Потом компрессор отключают и при помощи цементировочного агрегата закачивают в затрубное пространство определенный объем воды (в зависимости от запланированной глубины снижения уровня). Воду закачивают с такой скоростью, чтобы пузырьки воздуха не могли перемещаться вверх и накапливаться в затрубном пространстве около устья скважины. К моменту прекращения нагнетания воды ее столб над воздушной подушкой достигает высоты Н_в. Суммарная высота столба жидкости и столба сжатого воздуха должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получения притока из продуктивного пласта. После прекращения подачи воды затрубное пространство

Рис. 8.2. Вызов притока из пласта методом воздушной подушки:

а - нагнетание воздуха компрессором; • - закачивание воды на воздушную подушку насосом;

I    - эксплуатационная колонна; 2 - НКТ; 3 - воздух, нагнетаемый компрессором; 4 - устьевая арматура; 5 - обратный клапан; 6 - компрессор; 7 - насосный агрегат; 8 - вода, заполняющая скважину до начала нагнетания воздуха; 9 - продуктивный пласт; 10 - воздушная подушка;

II    - вода, закачанная на воздушную подушку

на устье быстро соединяют с атмосферой, и жидкость, содержащаяся над воздушной подушкой, под действием энергии сжатого воздуха выбрасывается из скважины.

Глубину снижения уровня жидкости в скважине, изменяющуюся в диапазоне от 400 до 1600 м, можно определить из табл. 8.2 по заданному максимальному давлению, создаваемому компрессором, и количеству воды, нагнетаемому в кольцевое пространство.

Если условия вызова притока отличаются от приведенных в табл. 8.2, то используют формулу

(8.36)

H=k

H +

где k_Bn - эмпирический коэффициент, ^._п = 0,8; Н_в - высота столба воды, поступившей в затрубное пространство; Н_в._п - высота воздушной подушки; р_к - давление воздуха в кольцевом пространстве (на выходе компрессора)

Т а б л и ц а 8.2

Соотношение между глубиной снижения уровня жидкости в скважине давлением воздуха в кольцевом пространстве и количеством закачанной воды

перед нагнетанием воды; S - площадь сечения кольцевого пространства; р -плотность воды; S_EKI - площадь проходного сечения колонны НКТ.

Уровень жидкости над воздушной подушкой определяется объемом закачанной жидкости У_в и площадью внутреннего сечения колонны S:

И_в = V/S.    (8.37)

Высота воздушной подушки зависит от давления воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды:

Ив.п >    (8.38)

> Еж.

^L в.п >

рд

Для того, чтобы пузырьки воздуха не могли двигаться навстречу потоку, продуктивность насоса во время нагнетания воды должна удовлетворять следующему условию:

Qв > S[<aU,    (8.39)

где [ro]_min - минимальная скорость воды, предотвращающая направление вверх движения пузырьков воздуха в затрубном пространстве, [ro]_min =

= 0,4 м/с.

Если необходимая глубина снижения уровня воды в скважине известна, то соотношение между значениями Н_в и Н_в._п можно определить по формулам

Ив.п=(1+^pHjf    - Ив /;    (8.40)

B + IB² + 4р дС

И = i-^р—.    (8.41)

2р _! д

Коэффициенты В и С, которые входят в уравнение (9.41), определяют по фо!мулам

B = ^ррдС5~ ⁺ ^^)Ив _р_к,    (8.42)

^kв.п^S

с = + ^Sk^SsL_ Ив.п I Рк.    (8.43)

( ^kв.п^S    )

8.5. ВЫЗОВ ПРИТОКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПУСКОВЫХ КЛАПАНОВ

Согласно этому методу приток в скважину достигают путем снижения уровня жидкости в трубах за счет ее аэрации и последующего выброса. Перед пуском в скважину на колонне НКТ размещают в предварительно рассчитанных местах специальные пусковые клапаны. Используя компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают воздух и снижают уровень жидкости. Если уровень жидкости в затрубном пространстве будет ниже уровня размещения клапана на колонне НКТ, то при его открытии воздух из затрубного пространства поступит в колонну и вытеснит жидкость, находящуюся над клапаном.

В случае применения нескольких пусковых клапанов после первого выброса жидкости отверстие в первом клапане перекрывают (например, при помощи канатной техники), а уровень жидкости в затрубном пространстве понижают до уровня размещения следующего клапана.

Число пусковых клапанов зависит от значения депрессии, которую необходимо получить для вызова притока пластовой жидкости.

Расстояние от устья скважины до места размещения первого клапана

(8.44)

где Н_ст - расстояние от устья скважины до статического уровня в скважине, м; р_комп - давление на выходе компрессора, Па; р_г - плотность газа (воздуха), нагнетаемого в затрубное пространство, кг/м³; р_ат - атмосферное давление, Па; AL - разность между расчетным и фактическим уровнями размещения клапана, м.

Клапан следует крепить на 20-25 м выше рассчитанного уровня. Если клапан и распределение сред пребывают на одном уровне, то давления в затрубном пространстве и НКТ будут одинаковыми, вследствие чего воздух не будет проходить через клапан.

Второй сверху клапан размещают на глубине

^L2 = ^L1 +

(8.45)

AL.

^р комп

Формулу (8.45) используют также для определения глубины размещения следующего клапана. Глубина размещения нижнего клапана не должна быть меньше, чем уровень, обеспечивающий вызов притока в скважину. При определении уровня размещения клапанов уровень жидкости, содействующий притоку в скважину, может быть заданным непосредственно либо через депрессию на пласт, которую необходимо создать:

H = ^рпл^-Ар,    (8.46)

Рр 9

где р_пл - пластовое давление; Ар - депрессия на пласт, обеспечивающая вызов притока в скважину.

8.6. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ВЫЗОВА ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ

Вызов притока при помощи струйных аппаратов обеспечивают путем снижения давления в подпакерной зоне до размеров, меньших гидростатического. Это значение следует поддерживать на протяжении запланированного времени.

Известно, что в струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешанный поток с переменным давлением. Поток, соединяющийся с рабочим потоком из камеры низкого давления, называется инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии потока в кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку.

Во время протекания через струйный аппарат выравниваются скорости потоков и снова происходит превращение кинетической энергии смешанного потока в потенциальную.

Основные элементы струйного аппарата (рис. 8.3) - сопло (рабочая насадка) и приемная камера с диффузором. За счет процессов трения рабочее давление (Q смешивается с инжектированным потоком Q_H, и на выходе струйного аппарата получаем смешанный поток Все струйные аппараты, работающие при освоении скважины, принадлежат к высоконапорным, у которых соотношение площадей камеры смешивания f_c и рабочей насадки f меньше четырех (f_c/f < 4).

Схема размещения струйного аппарата в скважине предполагает его установление в колонне НКТ с пакером (рис. 8.4). Буровой раствор подается по колонне труб к рабочей насадке аппарата. Расход рабочей жидкости равен расходу поверхностных насосов. Далее поток проходит через камеру смешения аппарата с диффузором и через затрубное пространство направляется к устью скважины. Инжектированный поток (пластовая жидкость) по всасывающей линии направляется в камеру смешения аппарата, где смешивается с рабочим потоком. “Всасывающая” линия образована находящейся ниже аппарата колонной труб.

В процессе расчета режима работы струйного аппарата используем его безразмерную характеристику, полученную на основании применения закона сохранения количества движения в характерных сечениях струйного насоса:

(8.47)

где Др_с - разница давлений смешанного и инжектированного потоков; Др _р -разница давлений рабочего и инжектированного потоков; f_v, f_H, f_c - площадь соответственно рабочего сопла на выходе потока, камеры инжекции и камеры смешения; р_р, р_и, р_с - плотность соответственно рабочего, инжектированного и смешанного потоков; U - коэффициент инжекции.

Соотношение перепадов давлений Др_с/Др_р называют относительным напором струйного аппарата:

Рис. 8.4. Схема размещения струйного аппарата в скважине:

_ДРс_ = ^Р с ^{- Р} и

(8.48)

^Дрр р - р

р и

Рис. 8.3. Схема струйного аппарата:

1 - рабочая насадка; 2 - приемная камера с диффузором

-Ч

1 - бурильная колонна; 2 - рабочая насадка; 3 - приемная камера с диффузором; 4 - затрубное пространство; 5 - всасывающая линия

где р_с, р_и, р_с - статическое давление соответственно смешанного, инжектированного и рабочего потоков.

Коэффициент инжекции определяют из выражения

U = Q_H/Qp.    (8.49)

Необходимого снижения давления на пласт достигают путем регулирования давления рабочей жидкости насосными агрегатами с учетом коэффициента инжекции.

Значение статических давлений рассчитывают по уравнениям

Рр = Рж.р + Ра - Ар*,    (8.50)

Рс = Рж.с + Ар",    (8.51)

где р_ж._р, р_ж._с - давление (гидростатическое) столба рабочей и смешанной жидкости,

^Рж.р Рр@Н; ^Рж.с Рс^,    ⁽⁸.⁵²⁾

Р_а - давление в выкидной линии поверхностного насоса; Ар*, Ар** - потери давления соответственно в колонне труб и в затрубном пространстве; Н -глубина размещения струйного аппарата в скважине.

Значение р_Ё - рассчитывают по ограничениям, которые накладываются горно-техническими требованиями (недопустимость перетока воды из ближайших горизонтов, разрушение породы, давление, возникающее вследствие насыщения нефти газом, прочность обсадной колонны).

Решая систему уравнений (8.48), (8.50), (8.52), получаем выражение для определения давления в выкидной линии поверхностного насоса, необходимого для того, чтобы достичь заданного снижения давления в камере инжекции:

р. - р+ °^р -р,.р + Ар. V , ,    (8.53)

8.7. ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ Задача 8.1

Определить максимальное значение давления на устье скважины в процессе вызова притока из продуктивного пласта методом замещения жидкости. Плотность бурового раствора 1250 кг/м³; плотность воды 1000 кг/м³; длина колонны труб 1410 м; потери давления: в колонне труб - 1,5 МПа; в затрубном пространстве - 0,9 МПа.

Решение

Максимальное значение давления на устье скважины находим по формуле (9.9):

Определить объем жидкости, которую необходимо закачать в скважину (в процессе вызова притока по методу замещения жидкости) для создания депрессии на пласт. Глубина скважины 2130 м, диаметр (внутренний) эксплуатационной колонны 150 мм. Колонна НКТ имеет внешний диаметр 73 мм, внутренний - 62 мм, длину 2100 м. Среднее пластовое давление составляет 28 МПа. Потери давления в колонне труб 1,65 МПа, в затрубном пространстве 12 МПа. Плотность легкой жидкости 830 кг/м³, плотность бурового раствора 1120 кг/м³.

Решение

Объем жидкости, которую необходимо подать в скважину, чтобы значения давлений на забое выравнялись, находим по формуле (9.11):

тя.-т⁶ 1 «^.-rn⁶ 1 тип⁶

—— 2130-1120

у = ³¹⁴,0,15² - 0,073²/ 2100 + ^0,062²-⁹⁸¹- = 30,62 м³.

^лж 4 V    >    4    1120 - 830

Если объем жидкости, закачанной в скважину, превышает полученное значение, значит, создается депрессия на пласт и можно вызвать приток из пласта.

Задача 8.3

Рассчитать потери давления на трение в трубе круглого сечения при замене вязкопластичной жидкости (глинистого раствора) ньютоновской жидкостью (водой) для таких исходных данных: длина насосно-компрессорных труб 4000 м; средний внутренний диаметр трубы 0,059 м; плотность глинистого раствора 1600 кг/м³; вязкость воды 0,001 Па - с; объемный расход воды: Q₁ = = 0,004 м³/с; Q₂ = 0,012 м³/с.

Решение

1. Пластическую вязкость бурового раствора определяем по формуле (8.12):

П = 0,033 - 10^-3 - 1600 - 0,022 = 0,0308 Па-с.

2. Предельное динамическое напряжение сдвига глинистого раствора находим по формуле (8.13):

т₀ = 8,5 - 10^-3 - 1600 - 7 = 6,6 Па.

3. Критическая скорость движения глинистого раствора в трубе [см. (8.14)]:

ю_кр = 25 -^/6,6/1600 = 1,606 м/с.

4. Фактическая средняя скорость движения жидкости в насоснокомпрессорных трубах [см. (8.15)]:

₃    4    _-    0    004

Q₁ = 0,004 м³/с, ю₁ =-^,-= 1,463 м/с;

3,14 - 0,059²

Q₂ = 0,012 м³/ с, ю ₂ = ^4-°’⁰¹² = 4,389 м/с;

3,14-0,059²

Расходу жидкости Q₁ соответствует ламинарный режим движения, а расходу Q₂ - турбулентный.

5.    Параметр Сен-Венана-Ильюшина [см. (8.17)]

Sen , = ^{6,6 - 0}’⁰⁵⁹ = 8,641. ^п1    0,0308-1,463

6. Коэффициент, который зависит от параметра Сен-Венана - Ильюшина (см. рис. 9.1): в_т1 = 0,39.

7. Потери давления в трубе для ламинарного режима движения жидкости [см. (9.16)]

_А    4-6,6-0,059    , гоп л/гтт

Д»    =—:—:-=    4,589    МПа.

0,39-0,059

8. Потери давления в трубе для турбулентного режима движения [см. (8.18)]

.    0,012-1600-4000-4,389² ₀г по лжтг

Др^ = --:-= 25,08 МПа.

0,059

9. Фактическое число Рейнольдса в процессе движения воды [см. (8.20)]

Re =^1463-о,^059-1000 = 86 321,

0,001

Re = ⁴,^389-о,^059-1000 = 258 964.

0,001

10. Коэффициент гидравлического сопротивления Х₁ [см. (8.21)]

Х₁ = ⁰'³¹⁶⁴ = 0,018.

486 321

11. Коэфффициент гидравлического сопротивления Х₂ [см. (8.22)]

Х₁ =-¹-= 0,015.

(1,8lg 258 964 -1,52) ²

12. Потери давления в трубах в процессе движения воды [см. (8.19)]

Др_тв1 = ^{081-0018-4000-0}.^0042-1000 =1,388 МПа,

0,059⁵

Др_тв2 = ⁰'^81-0'^015-4000-0'^0122-1000 =10,01 МПа.

0,059⁵

13. Суммарные потери давления

Др_т1 = 4,589 + 1,388 = 5,977 МПа; Др_т2 = 25,08 + 10,01 = 35,09 МПа.

Рассмотрим результаты расчетов потерь давления в колонне НКТ (при постоянных значениях п = 0,0308 Па - с; т₀ = 6,6 Па; ю_кр = 1,606 м/с).

X......................................................................0,018    0,015

Ар_т,, МПа................................................1,388    10,010

Ар, МПа..................................................5,977    35,090

Таким образом, увеличение втрое расхода жидкости (от 0,004 до 0,012 м³/с) обусловливает возрастание потерь давления на трение в 5,87 раз (от 5,977 до 35,09 МПа).

Задача 8.4

Рассчитать потери давления на трение при замене вязкопластичной жидкости (глинистого раствора) в межтрубном пространстве, образованном колонной обсадных труб с внутренним диаметром 0,126 м и НКТ с внешним диаметром 0,073 м. Длина колонны труб 4000 м, плотность глинистого раствора 1600 кг/м³, плотность воды 1000 кг/м³; вязкость 0,001 Па • с; объемные расходы жидкости Q₁ = 0,003 м³/с и Q₂ = 0,015 м³/с.

Решение

1. Скорость движения жидкости в затрубном пространстве [см. (8.24)]

4-0,003    _п ос /    4-0,015    ,    /

Ш₁  - - 0,36 м/с, Ш _ - --1,81 м/с.

3,14(0,126² - 0,073²)    ²    3,14(0,126² - 0,073²)

2. Параметры Рейнольдса для движения глинистого раствора в кольцевом пространстве [см. (8.28)]:

R - 0,36(0,126-0073) -991,17,    R    -^1,81(0,^126-0,°⁷³⁾ -4983 38.

^ж1    0,0308    ^ж2    0,0308

3.    Параметр Хедстрема

H_e=6,6-1600(0,126- 0,073) _-31 269

0,0308²

4.    Параметры Сен-Венана-Ильюшина [см. (8.27)]

С    6,6(0,126-0,073) ₀. гг С    6,6(0,126-0,073) -

Ьеп_кп1 - —— -¹- 31,55, Ьеп_кп2 - —— -¹- 6,27.

0,0308-0,36    0,0308-1,81

5.    Критическое число Рейнольдса [см. (8.26)]

Re^ = 2100 + 7,3 - 31 260°'⁵⁸ = 5122.

6. В связи с тем, что Re^ < Re^ и Re^ < Re^, имеет место ламинарный режим движения жидкости.

7. Потери давления на трение [см. (8.29)]

_А    4-6,6-4000    q 0-7-7 _{Л/ГТТ А}    4-6,6-4000    г л_По л/гтт

Ар_кпж1  -^:- 3,377 МПа, Ар_кпж2 -:- 5,693 МПа.

^гкпж1    0,59(0,126 - 0,073)    ^{f 2}    0,35(0,126 - 0,073)

8.    Число Рейнольдса для воды [см. (8.32)]:

Re -0,³⁶⁽0,¹²⁶-⁰,^073)1000-19 080, Re -ШШ^26-0,^073)1000-95 930.

0,001    0,001

В связи с тем, что Re^ = 2320 и Re_B1 > Re^, Re,₂ > Re^, используем формулу Блазиуса.

9.    Коэффициент гидродинамического сопротивления [см. (8.21)]:

X - ⁰³¹⁶⁴ -0,027, х₂ - ⁰’³¹⁶⁴ -0,018.

419 080    495 930

10. Потери давления в кольцевом пространстве во время движения воды [см. (8.31)]

д    0,027• 4000-0,36²-1000    ЛДП л    0,027• 4000-0,36²-1000    _Л/ГТт

Др_кпв1 = --¹-= 0,132 МПа, Др_кпв2= --¦-= 2,225 МПа.

^{Г 1}    2(0,126 - 0,073)    '    2(0,126 - 0,073)

11. Суммарные потери давления в кольцевом пространстве Др_к._п1 = 3,377 + 0,132 = 3,509 МПа, Др_к._п2 = 5,693 + 2,225 = 7,918 МПа.

Приведем результаты расчета потерь давления в кольцевом пространст

ве.

Q, м³/с......

ю, м/с........

Ие_ж............

^Пс.п..........

Рж.п.............

АРк.п.ж. ^МПа . X...............

Увеличение расхода жидкости в кольцевом пространстве в 5 раз (от

0,003 до 0,015 м³/с) вызывает возрастание потерь давления в 2,26 раза.

Задача 8.5

Рассчитать потери давления на трение в кольцевом пространстве, образованном обсадной колонной с внутренним диаметром 0,126 м и НКТ с внешним диаметром 0,073 м. Насосно-компрессорная колонна состоит из отдельных труб длиной 8 м, соединенных муфтами с внешним диаметром 0,089 м. Длина колонны 4000 м. Межтрубное пространство заполнено буровым раствором с плотностью 1600 кг/м³. Объемный расход жидкости 0,015 и

0,003 м³/с.

Решение

1. Средняя скорость движения жидкости в кольцевом пространстве [см. (8.24)]

4-0,003    посп /    4-0,015    ,    /

-    = 0,362 м/с, ю₂ =- -= 1,81 м/с.

(JJ 1 —    —    1X1    / L j (JJ 2

3,14(0,126 ² - 0,073²)    3,14(0,126² - 0,073²)

2. Числа Рейнольдса определены в предыдущей задаче:

Ие_кр = 5122, Ие_ж1 = 991,17, Ие_ж2 = 4983,38.

Поскольку Ие_ж < Ие_кр, кольцевое пространство характеризуется ламинарным (структурным) режимом.

3.    Параметры Сен-Венана - Ильюшина [см. (8.27)]

С    6,6(0,126-0,073) ₀. гг С    6,6(0,126-0,073) _с

Ьеп_кп1 = —— -^:-= 31,55, Ьеп_кп2 = —— -¹-= 6,27.

0,0308-0,036    0,0308-1,81

Тогда, согласно рис. 8.1 Р_кп1 = 0,59; Р_кп2 = 0,35.

4. Коэффициент местных сопротивлений для глинистого раствора [см. (8.35)]

0,126² - 0,073² _-1^_'²

5. Коэффициент увеличения гидравлического сопротивления в связи с наличием муфтовых соединений [см. (9.34)]

г л гм по 0.126 - 0,073 _л пч ts л по 0.126 - 0,073    .

K_F1 =1 + 0,108—¦-¦-= 1,03, K_F2 =1 + 0,108•—-¦-= 1,04.

^F1    ’    0,027 - 8    ^F2    0,018-8

В уравнении (8.34) коэффициент X определен в предыдущей задаче: X = 0,027, Х₂ = 0,018.

6. Потери давления на преодоление гидравлического сопротивления для глинистого раствора [см. (8.29)] с учетом коэффициента К_е

.    4-6,6-4000-1,03    ₀ ,₇г лжтт

Др_кпв1 =-^:-¹-= 3,475 МПа,

¹    0,59(0,126 - 0,073)

_А    4-6,6-4000-1,04 cm л/гтт

Др_кпв2 =-^:-¹-= 5,92 МПа.

^{гк 2}    0,35(0,126 - 0,073)

7. Потери давления на преодоление гидравлического сопротивления для

воды

.    0,027-4000-0,36²-1000-1,03 _А , ,_жтт

Др_кпв1 = --:-:— = 0,136 МПа,

^И    2(0,126 - 0,073)

.    0,027-4000-0,36²-1000-103    ,_жтт

Др_кпв2 = --:--— = 2,134 МПа.

гк.п.в²    2(0,126 - 0,073)

8. Суммарные потери давления в кольцевом пространстве с учетом местных гидравлических сопротивлений:

Др_кп1 = 3,475 + 0,136 = 3,611 МПа, Др_кп2 = 5,92 + 2,314 = 8,234 МПа.

9.    При увеличении расхода жидкости от 0,003 до 0,005 м¹/с потери давления на преодоление гидравлического сопротивления возрастают от

0,136 до 2,314 МПа.

Задача 8.6

Определить глубину снижения уровня воды в скважине в процессе вызова притока при помощи воздушной подушки и минимальную продуктивность поверхностного насоса для таких условий: внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,124 мм; колонна НКТ: внешний диаметр 73 мм; внутренний диаметр 62 мм; плотность воды 1000 кг/м³; давление воздуха в кольцевом пространстве перед закачиванием воды 12 МПа; количество воды, закачанной в кольцевое пространство, 20 м³.

Решение

1.    Высота воздушной подушки в затрубном пространстве [см. (8.38)]

_н = ^12-106 =1223,2 м.

1000-9,81

2. Высота столба воды в затрубном пространстве над воздушной подушкой [см. (8.37)]

Н_в =-—-= 2530 м.

3,14(0,124² - 0,073²)

(    _12322-12-106    )    ^ (⁰⁴²⁴² -⁰’⁰⁷³²)

Н-0,8|25 30 +-^{12322 12 10}-1-^^J--1791,9 м.

^{(    12-106} +^1000-9,^81-2530/ ЗД4 (0Д24² - 0,073²/ + ^¹⁴0,062²

4 ^{(    J}    4

4. Минимальная продуктивность поверхностного насоса [см. (8.39)]

Q, _min - ³¹⁴ (0,124² - 0,073²/ 0,4 - 0,00317 м³/с.

Задача 8.7

Определить высоту воздушной подушки при таких условиях вызова притока: объем жидкости, закачанной в кольцевое пространство, 15 м³; давление воздуха в кольцевом пространстве перед закачиванием воды 10 МПа; глубина снижения уровня жидкости в скважине, необходимая для вызова притока 1250 м; плотность воды 1000 кг/м³; конструкция скважины аналогична условиям предыдущей задачи.

Решение

1. Высота столба воды над воздушной подушкой по формуле (8.37)

Н_в -^4-15- -1892 м.

3,14+ 0,124² - 0,073²

2. Высота воздушной подушки согласно формуле (8.40)

_{(    1000 9Я1 1Я92)} — (0Д24² - 0,073²/ +—0,062²

Н_в._п-+1+^1000-9,⁸¹-¹⁸⁹²0^_⁽-^J—⁴--1892-1702 м.

^{(    10-106    J}    0,8^ (0,124² - 0,073².

Задача 8.8

Определить объем жидкости над воздушной подушкой, если давление на выходе компрессора после нагнетания воздуха в затрубное пространство составляет 8 МПа. Глубина снижения уровня воды в скважине 950 м. Конструкция скважины аналогична условиям предыдущей задачи.

Решение

1. Высота воздушной подушки согласно формуле (8.38)

Н_вп - ^8-106— - 815 мм.

1000-9,81

2.    Коэффициенты квадратного уравнения [см. (8.42) - (8.43)]

1000 - 9,81|^{314 (} 0,124² - 0, 073². + -³¹⁴0,062²) 950

в -^-⁴-^J--8 -10⁶ - 8,083-10⁶,

0,8 ^41 ⁽ 0Д24² - 0, 073².

Н_в =--= 1329,3 м.

^Б    2-1000-9,81

4.    Объем воды над воздушной подушкой [см. (8.37)]

V = 1329,3—0,062² = 4,011 м³.

^в    4

Задача 8.9

Определить, на каких глубинах в колонне НКТ следует разместить пусковые клапаны для вызова притока жидкости. Колонна НКТ с внешним и внутренним диаметрами 60 и 50,3 мм соответственно находится в скважине с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 126 мм. Эксплуатационная колонна заполнена жидкостью с плотностью 1010 кг/м³, статический уровень которой находится на глубине 920 м. Среднее пластовое давление в скважине 15 МПа; для вызова притока из пласта необходимо создать депрессию    4 МПа. Максимальное давление на выходе компрессора состав

ляет 8 МПа. Плотность газа 1,29 кг/м², атмосферное давление 0,1-10⁶ МПа. Решение

1. Уровень жидкости в скважине, обеспечивающий приток [см. (8.46)]

Н = ^{(15 - 4)106} =1122,4 м. ^пр 9,81-1000

2. Расстояние от устья скважины к месту размещения первого клапана по формуле (9.44)

^{( 314}(0,126² - 0,06² 1+^4 ^{1    /(}

L = 920 + 9,81

-³¹⁴0,0503³

4

1010 -^129-8-106.- 20 = 1054 м.

0.1-10⁶

3. Расстояние от устья к месту размещения второго клапана согласно формуле (9.45):

L₂=1054+-

-20=1188 м.

⁽

1,29-8-10 0,1-10⁶

9,81

1+-

1010

-³^⁽ 0,126² - 0,06²/.(

-³¹⁴0,0509²

8-10

6

0,126    - 0,06    I    /    ₆    i

^{1    1}    1,29-8-10⁶

9,81

1010-

0,1-10⁶

²    /    3,14 /    _{2    2}    \\

I —_I П1 1 fi² _ П flfi² 1 I ,

3,14    ₂

0,0503²

4

1+- ⁴

Размещение на колонне НКТ пусковых клапанов обеспечивает необходимый уровень снижения жидкости в скважине.

Задача 8.10

Определить давление закачивания рабочей жидкости насосными агрегатами при освоении скважины струйным аппаратом,    размещенным на глубине

2800 м. Диаметр рабочей насадки аппарата 5 мм, диаметр камеры смешения 8 мм. Расход рабочей жидкости 10 л/с, ожидаемый дебит скважины 360 м³/сут; плотность рабочего инжектированного и смешанного потоков 1000 кг/м³. Потери давления в колонне и затрубном пространстве соответственно 1,2 и 1,0 МПа/1000 м.

Решение

Коэффициент инжекции струйного аппарата [см. (8.49)]

U =-²⁶⁰-= 0,301.

2. Площади характерных сечений струйного аппарата f = ³¹⁴0,005² = 0,0000196 м²,

f = ³¹⁴0_j008² = 0,00005024 м²,

4

f = 0,00005024 - 0,0000196 = 0,0000306 м².

3. Безразмерный напор струйного аппарата согласно формуле (8.47): перед вызовом притока ( U = 0)

Др_с = 0,0000196 +175 _-107 0,0000196. = 0 52.

Др_р = 0,00005024 [/    ^,    0,00005024J = ^{,    ;}

после вызова притока (U = 0,301)

АРс = о,^0000196 +1,75-107 ^000001960 301²-107 о,^0000196 ( + 0,301')². = 0,423.

Др_р 0,00005024 -    0,00005024    0,00005024'    ' )

4.    Потери давления в колонне и в    затрубном пространстве

Др* = 2,8-1,2 = 3,36 МПа, Др" = 2,8-1,0    =    МПа.

5. Давление в камере инжекции струйного аппарата: поскольку ограничений относительно уменьшения давления в подпакерной зоне нет, можно уменьшать давление в камере инжекции до минимально возможного значения р_и = 0.

6.    Гидростатические давления [см. (8.52)] р_ж._с⁼ р_жр = 1000-9,81-2800 = 27,468 МПа.

7. Давление агрегата в выкидной линии поверхностного насоса согласно формуле (8.53):

на начальной стадии вызова притока

-    27,468-ю⁶ + 2,8-10⁶ -27,468-10⁶ + 3,36-10⁶ -34,1 МПа;

'    0,52

после вызова притока

-    27,468-ю⁶ + 2,8-10⁶ -27,468-ю⁶ + 3,36-10⁶ -47,448 МПа.

г^а    0423

Задача 8.11

Определить давление закачивания насосным агрегатом рабочей жидкости при освоении скважины струйным аппаратом, если давление в подпакерной зоне для выполнения условий прочности обсадной колонны должно быть не менее 8 МПа. Для проведения расчетов использовать данные из условия задачи 10.

Решение

Поскольку промежуточные расчеты изложены в предыдущей задаче, определяем давление в выкидной линии поверхностного насоса при условии, что р_Ё * 0 согласно формуле (8.53):

на начальной стадии вызова притока

-    27,468-ю⁶ + 2,8-10⁶ -27,468-10⁶ + 3,36-10⁶- ^8-106(1-0'⁵²⁾ -26,7 1 5 МПа;

'    0,52    0,52

после вызова притока

-    27,468-ю⁶ + 2,8-10⁶ -27,468-ю⁶ + 3,36-10^{6 8-106(1-0}’⁵²⁾ -36,535 МПа.

0,423    0,423

8.8. ПОИНТЕРВАЛЬНОЕ СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

В этом случае насосно-компрессорные трубы спускают на глубину 750-800 м, исходя из того, что гидростатическое давление столба жидкости и сопротивление движению ее и воздуха не превышали 8 МПа (рабочее давление компрессора УКП-80). В кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, вытесняющий жидкость в колонну НКТ. Нагнетание газа или воздуха продолжают до полного вытеснения жидкости в интервале спуска НКТ. Если скважина не начала фонтанировать, а уровень жидкости поднимается медленно, то доспускают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта.

В условиях подачи компрессора УКП-80 (расход до 8 м³/мин) время продавки сжатого воздуха при испытаниях скважин увеличивается. Это более всего проявляется при испытании глубоко залегающих пластов с низкими пластовыми давлениями, когда требуется значительное снижение уровня жидкости в скважине.

Указанный метод постепенного погружения НКТ с периодической продувкой воздухом или газом имеет следующие недостатки: 1) во время очередного наращивания труб возможны фонтанные проявления; 2) пусковые давления, возникающие перед продавкой, могут вызывать поглощение жидкости в пласт; 3) скважина может начать работать до того, как башмак НКТ достигнет фильтрационных отверстий.

Поэтому такой метод применяется крайне редко.

8.9. СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ ПОРШНЕВАНИЕМ (СВАБИРОВАНИЕМ)

Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором.

Этот способ освоения скважин используют при спущенных в скважину насосно-компрессорных трубах и установленной на устье фонтанной арматуре.

Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном канате при помощи лебедки от тракторного подъемника или бурового станка на 100-300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью поднимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения пластового флюида.

8.10. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА МЕТОДОМ АЭРАЦИИ

При помощи метода аэрации можно постепенно увеличивать депрессию до любой заданной величины. Суть процесса аэрации заключается в постепенном снижении плотности жидкости в затрубном пространстве и насоснокомпрессорных трубах вследствие одновременного нагнетания в скважину определенного количества сжатого воздуха (газа) и воды (нефти). Двигаясь вниз по кольцевому пространству, рабочий агент, смешанный с жидкостью, дополнительно сжимается под весом столба жидкости, пока не достигнет башмака НКТ. Дойдя до башмака труб, пузырьки рабочего агента попадают из затрубного пространства в НКТ и, постепенно расширяясь, отдают полученную ими энергию, вследствие чего жидкость поднимается, одновременно снижается ее плотность внутри НКТ. С увеличением закачки сжатого рабочего агента депрессия плавно увеличивается, вследствие чего в скважину в определенный момент поступает из пласта его флюид.

До начала вызова притока необходимо выполнить следующие работы:

1) спустить НКТ и тщательно промыть скважину технической водой (если в ней был буровой раствор) с ПАВ;

2) башмак колонны НКТ должен быть установлен на 5-10 м выше верхних отверстий перфорации обсадной колонны;

3) устье скважины оборудуется полным комплектом фонтанной арматуры крестового или тройникового типа и приводится в рабочее состояние;

4) на верхней рабочей струне фонтанной арматуры устанавливается штуцер с оптимальным размером канала для предупреждения избыточной депрессии на пласт или избыточного противодавления в период работы скважины для ее очистки;

5) обвязываются со скважиной цементирующий агрегат и компрессор.

Схема однорядного лифта при аэрации изображена на рис. 8.5.

Сжатый воздух, подаваемый компрессором (или газ из газопровода высокого давления), смешивается с водой в аэраторе (рис. 8.6), опрессованном давлением 15 МПа.

Для успешного создания аэрации подбирают такое соотношение между количеством подаваемой в единицу времени жидкости и сжатого воздуха (газа), чтобы обеспечить движение пузырьков до башмака НКТ без образования “воздушной подушки”.

Рис. 8.6. Аэратор:

1    - гайка быстрого соединения;

2    - расходомер воздуха

Рис. 8.5. Схема однорядного лифта при аэрации:

1, 2 - линия подачи соответственно газа и жидкости; 3 - смеситель; 4 - задвижка; 5 - обсадная колонна; 6, 8 - НКТ; 7 -переводник

С целью контроля за качественным проведением аэрации на нагнетательной линии должен устанавливаться расходомер воздуха (или газа). При подаче воды необходимо, чтобы скорость нисходящего потока смеси была больше скорости всплытия пузырьков воздуха. Последняя принимается в пределах 0,15-0,30 м/с. Если это условие не выполняется, то пузырьки воздуха будут всплывать, образуя “воздушную подушку” в затрубном пространстве, что приведет к срыву процесса аэрации.

Кроме того, необходимо следить, чтобы давление на преодоление гидравлических потерь и разницы плотности жидкости (смеси) в трубах и затрубном пространстве в сумме не превышало максимального давления, развиваемого компрессором.

Практически процесс аэрации необходимо начинать при подаче воды 4,5-5,5 л/с (в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и НКТ диаметром 73x60 мм) и при подаче воздуха 120-130 л/с (7,5 м³/мин) компрессором УКП-80.

Процесс аэрации всегда надо начинать при заполненной жидкостью скважине. Если уровень жидкости в скважине был снижен при помощи какого-либо метода, а приток не получен, то перед аэрацией скважину опять необходимо заполнить жидкостью.

Сначала в работу включают цементировочный (промывочный) агрегат для определения давления в нагнетательной линии при оптимальной подаче жидкости. Это давление не должно превышать 4,0-4,5 МПа. Потом подключают компрессор и давление в нагнетательной линии возрастает (приблизительно на 10-15 МПа за счет увеличения скорости потока). С этого момента начинается первый этап аэрации. По мере нагнетания воды и воздуха давление в затрубном пространстве постепенно возрастает, достигая определенного значения, и некоторое время держится на одном уровне.

Повышение давления объясняется тем, что при движении вниз циркулирующей смеси плотность жидкости в НКТ в начальный период превышает плотность смеси в кольцевом пространстве, вследствие чего создается дополнительное давление. Когда аэрированная смесь достигает башмака и проходит внутрь НКТ, разница в плотностях постепенно исчезает, а давление опять падает. Если во время закачки аэрированной жидкости давление на нагнетательной линии начнет превышать рабочее давление компрессора (газа в коллекторе), то необходимо увеличить подачу жидкости или на некоторое время отключить компрессор (закрыть газ).

Воздух (газ) из смеси попадает в НКТ и вызывает выброс жидкости. Плотность смеси в трубах постепенно уменьшается, и давление в нагнетательной линии падает. С момента начала падения давления уменьшают подачу жидкости, для чего агрегат переводят на первую скорость, а потом его останавливают, оставляя работать компрессор.

Для контроля за увеличением депрессии необходимо измерять количество вытесненной из скважины жидкости объемным или другим способом.

В момент снижения давления в затрубном пространстве пласт может начать работать. Это становится заметно по повышению давления на буфере и в затрубном пространстве.

При работе пласта скважину переключают на запасную линию или через тройник на ней для отрабатывания, после чего струю направляют на рабочую линию через штуцер.

При отсутствии притока из скважины в момент первого падения давления процесс аэрации продолжают.

8.11. СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ В СКВАЖИНЕ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Нефтеносные пласты встречаются на большой глубине, но с пластовыми давлениями ниже гидростатического на 14-15 МПа. В таких скважинах уровень жидкости устанавливается значительно ниже устья. Вызвать приток из такого пласта обычным методом очень трудно, а иногда и невозможно. Во время работы компрессора, например, создается дополнительное противодавление на пласт, вследствие чего поглощается жидкость, уровень ее в обсадной колонне снижается, и компрессор работает, не выполняя своей роли.

Естественно, что чем ниже уровень жидкости в скважине, тем труднее дренировать пласт и получать из него устойчивый приток флюида. Для вызова притока из пласта с низким пластовым давлением необходимо применять особенные технологические приемы, при которых повышение уровня в скважине не вызовет повышения давления на забой.

Рассмотрим технологическую схему вызова притока и дренирования пласта при испытании глубокой скважины с низким пластовым давлением и хорошей проницаемостью пласта. В этом случае вызов притока из пласта осуществляется с подачей воздуха в скважину по схеме обратной и прямой промывки. В первом случае (рис. 8.7, I) предусмотрено использование пакера.

Порядок проведения процесса при этом следующий: в скважину на НКТ 1 спускают пакер 5, который устанавливают в эксплуатационной колонне 3 над кровлей пласта. Глубину установки пакера определяют исходя из прочности эксплуатационной колонны с учетом возможного полного опорожнения подпакерной зоны.

Ниже пакера устанавливается хвостовик с НКТ длиной 40-50 м с обратным клапаном 6 от электроцентробежного насоса ЭЦН-5 с диаметром проходного отверстия 40 мм. Над пакером размещают пропускной патрубок 4 длиной 0,5 м с тремя отверстиями диаметром 15 мм (или обратный игольчатый клапан). На НКТ на расчетных глубинах устанавливают пусковые муфты 2 с отверстиями диаметром 2 мм или клапанами.

Пакер вместе с прямоточным клапаном и обратным клапаном от ЭЦН-5 разъединяет затрубное пространство и призабойную зону так, что жидкость, вытесняемая воздухом из межтрубного пространства, не может попасть в пласт, а поступает в НКТ, где и аэрируется. В момент, когда давление над обратным клапаном от ЭЦН-5 становится ниже давления под ним, клапан открывается и пластовая жидкость входит в НКТ, а потом, смешиваясь со струей воздуха, поступающего сквозь пусковые муфты (клапаны), выбрасывается на поверхность. После очистки перфорационных каналов и улучшения проницаемости призабойной зоны скважина начинает работать.

Второй схемой (рис. 8.7, II) предусмотрено закачивание воздуха в НКТ. В этой схеме отсутствует пакер, низ труб оборудуется игольчатым обратным клапаном, а на расчетных глубинах устанавливаются пусковые муфты или клапаны.

Воздух от компрессора, подаваемый в насосно-компрессорные трубы, вытесняет жидкость из них сквозь отверстия или клапаны в затрубное пространство, но при этом давление нагнетания не передается на пласт. Вследствие большой разности объемов труб и затрубного пространства уровень жидкости в затрубном пространстве незначительно поднимается, поэтому

Рис. 8.7. Технологическая схема вызова притока

поглощение не возникает. Как только к первой пусковой муфте (клапану) подойдет воздух и войдет в затрубное пространство, в нем начинается аэрация жидкости, что приводит к уменьшению давления на пласт.

8.12. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ДВУХФАЗНЫХ ПЕН

Для восстановления, а также сохранения природной проницаемости призабойной зоны используют физико-химические методы путем воздействия на пласт двухфазных пен. Применение пен обусловлено низким пластовым давлением, что в случае замены раствора на воду может привести к ее по-

глощению. Известно, что двухфазные пены в условиях скважины могут иметь малую плотность. Такие пены обычно используют в качестве промывочного агента при разбуривании поглощающих горизонтов, вскрытии продуктивных пластов. Установлено, что использование пены пригодно для выноса воды из скважины, удаления закупоривающих материалов из пласта. В то же время пена может быть легко разрушена на поверхности.

Метод освоения скважины при помощи двухфазных пен является очень эффективным вследствие лучшей очистки зафильтровой зоны от продуктов кольматации, шлама, а также продуктов реакции кислоты с породой.

Пены состоят из жидкости, воздуха (газа) и пенообразователя. Жидкость, используемая для образования двухфазной пены, не должна допускать набухания глинистых частиц в призабойной зоне. Поэтому для указанных целей необходимо применять пластовую воду, предварительно проверенную на образцах породы коллектора.

В качестве пенообразователя применяют следующие ПАВ (табл. 8.3).

Свойства пен можно широко менять, регулируя содержание компонентов. Малая плотность (33 кг/м³) является типичной. Вязкость можно регулировать так, что при движении пены в НКТ со скоростью от 0,5 до 1,5 м/с ее способность поднимать шлам остается достаточно высокой. Соответствующим образом приготовленная пена должна быть стабильной только до ее выхода с выкидной линии для выброса шлама. После этого она должна разрушаться. При повторном нагнетании ее свойства опять восстанавливаются. В связи с тем, что пена существует только в течение одного цикла циркуляции, то компоненты для ее образования необходимо смешивать непрерывно в течение всего времени промывки. Так как плотность пены легко регулируется сменой соотношения объема воздуха на 1 м³ воды, вмещающей в себя ПАВ (степенью аэрации), то при постоянном расходовании жидкости, изменяя только расход воздуха (газа), можно легко регулировать плотность двухфазной пены от 200 до 800 кг/м³, что предупреждает попадание в пласт большого количества жидкости и способствует постепенному уменьшению давления на забой скважины.

Технологическая схема вызова притока из пласта при применении двухфазной пены включает следующие операции:

1) спускают НКТ до глубины на 2-3 м выше нижних перфорационных отверстий;

2) обвязывают устье скважины с наземным цементирующим агрегатом и компрессором через аэратор;

3) нагнетают пену в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ для замены всего столба жидкости в скважине;

4)    первичную порцию пены получают при малых степенях аэрации (10-20 м³/м³, т.е. 10-20 м³ воздуха на 1 м³ водного раствора ПАВ), чтобы разница между плотностью жидкости в НКТ и пены в затрубном пространстве была минимальной;

Т а б л и ц а 8.3

5)    постепенно повышают степень аэрации, что вызывает постепенное уменьшение давления на забое скважины (при степени аэрации 150-160 м³/м³ среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м³);

6) после достижения забойного давления 4-5 МПа необходимо прекратить циркуляцию пены на 2-3 ч для определения возможного притока из пласта;

7)    если притока нет, то циркуляцию пены восстанавливают, продавливают ее в пласт в количестве 5-10 м³ с выдержкой в пласте в течение 3-4 ч, после чего восстанавливается циркуляция при максимальных степенях аэрации;

8)    получив приток, обеспечивают очистку скважины от шлама и исследуют ее на приток.

8.13. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПЕНАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЖЕКТОРОВ

Используется технология при вызове притока в разведывательных и эксплуатационных скважинах, пластовое давление которых равно гидростатическому или меньше его. Суть технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов заключается в приготовлении двухфазных пен, заполнении ими скважины и замене ими воды, за счет чего создается необходимая величина депрессии.

Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжатого воздуха. Могут использоваться и передвижные компрессоры высокого давления. Основные факторы, обеспечивающие условия взрывобезопасности при освоении скважин при помощи этого технологического процесса по сравнению с технологией освоения скважин путем вытеснения жидкости сжатым воздухом, следующие:

уменьшение вероятности внутрискважинного горения вследствие использования в качестве рабочего агента пены;

использование сжатого воздуха низкого давления.

Для освоения скважины необходимо следующее оборудование (устье скважины оборудуется согласно проекту на ее сооружение):

передвижной компрессор (УКП-80, КПУ 16/100 и др.) или компрессоры пневматической системы буровой установки (КТ-6, КТ-7, КСЕ-5М);

цементирующий агрегат ЦА-320М с диаметром цилиндрических втулок не более 115 мм;

дополнительный цементирующий агрегат ЦА-320М для подачи воды (при отсутствии действующего водонапорного водопровода);

в зимний период при отсутствии котельной установки промысловая паровая передвижная установка ППУА-1200/100;

манометр показывающий класса 2,5 с границей измерений до 40 МПа по ГОСТ 2405-80;

эжектор жидкостно-газовый ЭЖГ-1;

в случае использования передвижных компрессоров эжектор должен быть укомплектован насадкой с диаметром выходного отверстия 5,6 мм, камерой смешения с диаметром цилиндрической части 10 мм (расстояние между ними 10 мм).

Для приготовления пенообразующих жидкостей необходимо использовать следующие материалы: 1) техническую воду; 2) поверхностно-активные вещества (ПАВ) - сульфанол по ТУ 6-01-862-73; ОП-7, ОП-10 по ГОСТ 8433-81 и др.

Перед проведением процесса вызова притока следует спустить в скважину лифтовую колонну на глубину, при которой ее башмак размещается на

5-10 м выше интервала перфорации.

Перед началом процесса вызова притока устье скважины должно быть оборудовано трубопроводами и арматурой таким образом, чтобы обеспечить возможность закачивания пены в межтрубное пространство и одновременно выброс жидкости из трубного пространства скважины, а также возможность совершения самовсплыва пены из межтрубного и трубного пространства одновременно.

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при проведении процесса вызова притока с использованием передвижных компрессоров или компрессоров буровой установки изображена на рис. 8.8.

Обвязку эжектора следует совершать таким образом, чтобы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз.

Подведение сжатого воздуха к эжектору при использовании компрессоров буровой установки следует выполнять при помощи резинового шланга с внутренним диаметром не менее 25 мм или на быстро разборном трубопроводе с НКТ.

При кустовом бурении подвод воздушной линии от действующей буровой к группе осваиваемых скважин целесообразно совершать заранее в период их обвязывания с коллектором. Конец воздухопровода следует подвести к центру группы скважин и оборудовать его запорным вентилем.

Подготовка пенообразующей жидкости для двухфазной пены может быть выполнена непосредственно в процессе закачивания пены в скважину. При этом очередная порция ПАВ в воде растворяется в свободном отсеке

Рис. 8.8. Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины:

1 - цементировочный агрегат; 2 - линия для подачи пенообразующей жидкости; 3 - эжектор; 4 -манометр; 5 - 8, 13, 15 - задвижки; 9 - заглушка; 10 - выброс пены; 11 - накопительная емкость; 12 - нефтепромысловый коллектор; 14 - эксплуатационная колонна; 16 - пенопровод; 17 - обратный клапан эжектора; 18 - воздухопровод; 19 - компрессор

мерной емкости цементировочного агрегата. На 1 м воды необходимо вводить от 1 до 3 кг (в перечислении на активное вещество) сульфанола, ОП-3, ОП-10 или других ПАВ. Количество добавки ПАВ к воде зависит от ее солевой концентрации, качества ПАВ и уточняется экспериментальным путем в лабораторных условиях по методике ВНИИ (Е.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Васильева, 1980). Данной методикой определяется зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ.

Не допускается попадание в растворы ПАВ и пенообразующей жидкости нефти, масла, дизельного топлива.

Параметры вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов выбирают исходя из необходимости создания требуемой величины снижения забойного давления (депрессии) и имеющегося компрессорного оборудования.

Создание необходимого снижения давления на забое р_з при проведении работ регламентируется инструкцией ВНИИКРнефти (1988).

При использовании в качестве источника сжатого газа передвижных компрессоров в зависимости от значения р _з может быть выполнен полный цикл закачивания пены с выходом ее на устье через трубное пространство с последующим самоизливом или частичный цикл с последующим самоизли-вом. В последнем случае пена закачивается на необходимую глубину в меж-трубное пространство, не доходя до башмака колонны НКТ.

В обоих случаях процесс закачивания пены выполняется при постоянной степени аэрации, чтобы обеспечить заранее определенное начальное значение давления пенообразующей жидкости р_з, подаваемой в эжектор.

При использовании в качестве источника сжатого воздуха компрессоров буровой установки в зависимости от значения р_з может быть выполнен полный или частичный цикл закачивания пены в скважину с последующим самоизливом, а также два цикла закачивания пены с самоизливом после каждого из них. В этом случае пена подается в скважину при сменной степени ее аэрации, а заданный режим работы эжектора обеспечивается созданием полного начального значения давления р_ж.

Для выбора р_ж при использовании передвижных компрессоров необходимо по номограмме (рис. 8.9) определить степень аэрации, при которой для необходимой глубины спуска лифтовых труб обеспечивается заданная величина Др_з, а позже по этой номограмме в зависимости от найденной степени аэрации и типа (марки) компрессора следует определить р_ж.

Если определенную по номограмме (см. рис. 8.9) степень аэрации из-за ее небольшого значения невозможно обеспечить при имеющемся компрессорном оборудовании, то необходимо выполнить частичный цикл закачивания пены.

При проведении частичного цикла необходимо выбрать максимальное значение степени аэрации и соответствующее ей значение для имеющегося типа компрессора (рис. 8.10). Потом по номограмме (рис. 8.11) следует определить глубину продавки h и относительный объем пенообразующей жидкости V_x/S (где V_ж - объем пенообразующей жидкости, м³; S - площадь поперечного сечения межтрубного пространства или колонны в зависимости от необходимой величины Др и выбранной максимальной степени аэрации). По полученному значению V_ж/S и площади S затрубного пространства определяется необходимый объем пенообразующей жидкости V^ Относительный объем пенообразующей жидкости V _ж/S для проведения одного полного цикла определяется по номограмме (см. рис. 8.11). При этом за глубину продав-ки h принимается глубина спуска лифтовых труб Н. По полученным значениям V_ж/S и S фактическом колонны определяется необходимый объем пенообразующей жидкости.

При использовании компрессоров буровой установки следует по заданному значению Ар_з установить необходимость проведения одного, двух или частичного циклов закачивания пены. Для этого по номограмме (рис. 8.12) необходимо провести до пересечения друг с другом перпендикуляр из точек на осях, соответствующих значениям Ар_з и Н. Если точка пересечения перпендикуляров находится в области, ограниченной кривыми 1 и 2, то следует совершить процесс за один цикл закачивания пены, а если точка находится в области, ограниченной кривыми 1 и 3, то за два цикла.

Если точка находится ниже кривой 1, следует совершить частичный цикл закачивания пены.

Если установлена необходимость проведения одного цикла циркуляции пен по номограмме (см. рис. 8.12) в зависимости от заданных значений Ар_з и Н, то необходимо определить значение р_ж.

При необходимости проведения процесса в два цикла закачивания пены давление р_ж в первом цикле устанавливается равным 15 МПа, а во втором цикле определяется из рис. 8.12 в зависимости от Ар_з и Н. При выполнении частичного цикла по заданному значению Ар_з по номограмме (см. рис. 8.11) определяются глубина продавливания пены h и соответствующее ей значение V _ж/S. При этом значение р_ж принимается равным 15 МПа. По полученному значению V^^/S и фактическому значению S меж-трубного пространства определяется необходимый объем пенообразующей жидкости.

Относительный объем пенообразующей жидкости V _ж/S для проведения одного цикла определяется по номограмме (см. рис. 8.11), при этом за глубину продавки h принимается глубина спуска лифтовых труб Н, а значение

V _ж/S определяется по глубине продавки. По полученному значению V _ж/S и фактическому значению S колонны определяется необходимый объем пенообразующей жидкости. При необходимости проведения второго цикла объем пенообразующей жидкости для него составляет 70 % от значения V_ж для первого цикла.

После спуска НКТ, монтажа наземного оборудования, обвязки эжектора с компрессором и цементирующим агрегатом трубопроводное наземное оборудование должно быть опрессовано гидравлическим способом на давление 25 МПа. При этом предварительно отсоединяется воздухопровод от бокового патрубка эжектора.

Пневматическим способом опрессовывается выкидной воздухопровод на максимальное рабочее давление компрессора, после чего открываются задвижки 15, 6, 7 и закрываются задвижки 8, 5, 13 (см. рис. 8.8).

При помощи насоса цементировочного агрегата пенообразующая жидкость подается в эжектор. Давление подачи пенообразующей жидкости в начале процесса закачивания пены в скважину при использовании компрессора буровой установки или передвижного компрессора определяется так, как это описано выше. После этого подается воздух в эжектор от компрессора. При использовании компрессоров буровой установки давление воздуха на входе в эжектор должно находиться в пределах от 0,7 до 0,8 МПа. При использовании передвижных компрессоров давление воздуха на входе в эжектор устанавливается произвольно в пределах от 1-2 МПа в начале процесса закачивания пены в скважину и до 2-6 МПа в конце процесса. Ве-

О-1-1-¹—-1-1-

500 1000 1500 2000 2500 Н, м

Рис. 8.9. Номограмма для определения возможного снижения давления на забое скважины Др при различных степенях аэрации:

1, 2, 3, 4, 5 - при степенях аэрации соответственно 30, 40, 50, 60 и 70

Q -1-1-1_I_I_|_

О 20    30    40    50    60    70 а

Рис. 8.10. Номограмма для определения рабочего давления эжектора при различных степенях аэрации для различных компрессоров:

1 - УКП-80; 2 - СД 9/101; 3 - КПУ 16/100

личина указанных давлений воздуха определяется величиной давления закачивания жидкости и типами компрессоров.

После заполнения скважины пеной в рассчитываемом объеме, промывки скважины пеной (или при закачке пены в межтрубное пространство при

-1-1-1_L_I_

0    500    1000    1500    2000 2500 Н, м

Ap_v МПа

Рис. 8.11. Номограмма для определения глубины продавки h и относительного объема пенообразующей жидкости У_ж/ S:

1, 2, 3, 4, 5 - при степенях аэрации соответственно 30, 40, 50, 60, 70

Рис. 8.12. Номограмма для определения возможной депрессии при одно- либо двухцикловой закачке пены и при различном давлении пенообразующей жидкости на входе в эжектор:

1, 2, 3 и 1, 2 , 3 - 10, 15, 20 МПа при одном и двух циклах соответственно

частичном цикле) следует закрыть задвижку 15, открыть задвижку 8 и выполнить на протяжении не менее 1,5 ч самоизлив пены по трубопроводу 10 в накопительную емкость.

При наличии притока нефти или газа из трубного пространства закрывается задвижка 6 и после вытеснения пены из межтрубного пространства закрывается задвижка 8 , отсоединяется трубопровод 10, устанавливается на место его подключения к устью скважины заглушка 9, и открываются задвижки 6, 7, 13, направляя продукцию скважины в коллектор. В случае применения передвижного компрессора при отсутствии притока нефти или газа после самоизлива пены на протяжении 1,5 ч необходимо продолжить ее самоизлив до его окончания.

В случае применения компрессоров буровой установки при отсутствии притока нефти и газа после выполнения первого цикла закачивания пены и ее самоизлива в течение 1,5 ч необходимо совершить второй цикл закачки и самоизлив пены до его окончания.

Если приток не получен, то скважину оставляют с открытыми задвижками на трубном и межтрубном пространстве в ожидании притока в течение 36 ч.

Если повторные промывки пеной не дают результата, то следует применить другие методы искусственного воздействия на призабойную зону для интенсификации притока.

Необходимо строго выполнять правила безопасного проведения работ.

Вызов притока из скважины следует проводить по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом управления буровых работ. Работники и инженеры должны быть обучены правилам проведения работ при освоении скважин. Каждая смена производственного персонала должна быть проинструктирована о мерах безопасности при выполнении каждой конкретной операции.

При размещении в зоне скважины техники необходимо учитывать и направление ветра.

Расстояние между объектами должно быть следующим:

от передвижной техники до устья скважины и приемной емкости - не менее 25 м;

от компрессора до других агрегатов - не менее 10 м;

от культбудки до устья скважины - не менее расстояния, равного высоте вышки плюс 10 м.

Запрещается работа с эжектором без обратного клапана или с негерметичным обратным клапаном на боковом патрубке для подачи воздуха. При отрицательных температурах следует применять подогретую пенообразующую жидкость. Воздухопровод после сборки страхуется стальным тросом диаметром не менее 5 мм. Трос прикрепляется к воздухопроводу хомутами, размещенными на расстоянии 200 мм от его соединения. Концы троса крепятся к стационарным якорям.

Выкидную линию от скважины до приемной емкости собирают из НКТ с внутренним диаметром не менее 50 мм, надежно крепят ее возле устья, в местах поворотов и в приемной емкости при помощи стопорных или стационарных якорей, рассчитанных на разрывные усилия потока не менее 1 т.

При опрессовке обвязки все люди должны быть удалены из опасной зоны.

Во время всего процесса вызова притока на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и от накопительной емкости запрещается проведение работ, не связанных с процессом освоения скважины, пользование открытым огнем, пребывание посторонних людей, наличие техники, не оборудованной искроглушителями на выхлопных трубах.

Не допускается попадание пены в источники питьевой воды.

В период самоизлива пены и ожидания притока запрещается оставлять скважину закрытой, чтобы не создать условия для образования сжатой взрывоопасной смеси при разрушении пены.

8.14. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПОМОЩЬЮ КОМПЛЕКТОВ ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУМЕНТОВ (КИИ)

Кроме основного своего предназначения - испытания перспективных объектов в поисковых скважинах - КИИ используют для вызова притока из пластов малой продуктивности, очистки околоскважинной зоны пластов, оценки эффективности обработок пластов, испытания на герметичность цементных мостов и колонн и для решения других задач, связанных с созданием депрессии в ограниченном интервале ствола скважины, обсаженной колонной.

Пластоиспытатели позволяют создавать мгновенно высокую депрессию, что является благоприятным фактором для очистки призабойных зон пласта и вызова притока пластового флюида. При этом повышается эффективность результатов испытания (экономичность, объем и качество информации) и обеспечивается испытание объектов в скважинах с негерметичной колонной обсадных труб.

Пакер, испытатель пластов, запорный и поворотный клапаны и глубинные регистрирующие манометры обеспечивают выполнение процесса испытания. Остальные узлы КИИ служат для предупреждения возможных осложнений или аварий в скважине.

Пакер изолирует интервал испытания от остальной части скважины. Длину хвостовика (труб ниже пакера) выбирают такой, чтобы при спуске КИИ к забою пакер находился над объектом испытания. При передаче на пакер осевой сжимающей нагрузки его резиновый элемент деформируется, увеличивается в диаметре и перекрывает ствол скважины. Шток пакера снабжен каналом, постоянно открытым для прохода пластового флюида. Если приложить к пакеру осевую растягивающую нагрузку, то уплотняющий элемент пакера возвращается в исходное положение.

Испытатель пластов снабжен приемным и уравнительным клапанами, сменным штуцером. Испытатель пластов устанавливается выше пакера. При спуске и подъеме КИИ пластоиспытатель растянут, его приемный клапан закрыт, поэтому не допускает поступления промывочной жидкости в трубы. Уравнительный клапан пластоиспытателя открыт, и через него обеспечивается переток промывочной жидкости из-под пакера (при спуске) или под пакер (при подъеме КИИ) через фильтр, шток пакера, безопасный переводник и ясс. Наличие такого перетока снижает эффект поршневания при движении пакера в скважине.

После упора хвостовика на забой скважины и передачи на КИИ осевой сжимающей нагрузки происходит свободное сжимание пакера, пакерование ствола скважины и медленное сжимание пластоиспытателя. Во время этого процесса закрывается уравнительный клапан, а затем открывается приемный клапан пластоиспытателя, соединяя полости пустых или частично заполнен-

Рис. 8.13. Схема пакерования при работе с КИИ:

I    - колонная головка; 2 - НКТ; 3 -

циркуляционный клапан; 4 - верх-ний манометр;    5    - запорно

оборотный клапан; 6 - испытатель пластов; 7 - ясс; 8 - пробоотборник; 9 - пакер;    10 - обсадная колона;

II    - фильтр; 12 - пласт; 13 - манометр; 14 - опорная плита; 15 - башмак

ных жидкостью труб над КИИ с подпакерным объемом скважины. Давление под пакером мгновенно уменьшается, и начинается приток из пласта.

По окончании испытания при натяжении инструмента пластоиспытатель    растягива

ется, закрывается его приемный клапан, перекрывая полость труб над КИИ, после чего открывается уравнительный клапан, соединяя затрубное пространство над пакером с подпакерным пространством. Давление под пакером и над пакером выравнивается, и на пласт    передается    давление

ствола промывочной жидкости в скважинах.

П!омышленность    выпус

кает многоцикловые испытатели пластов, обладающие двух-, трех- и многоцикловыми запорно-поворотными клапанами (ЗПК). Последний предназначен для перекрытия полости труб по окончании притока с целью регистрации процесса восстановления забойного давления. Его устанавливают выше испытателя пластов и спускают открытым. В конце притока путем вращения труб над КИИ запорно-поворотный клапан закрывают и выдерживают в закрытом положении (для получения кривой восстановления давления). Продолжительность закрытого периода должна быть равной приблизительно половине времени притока, но не менее 20 мин.

В многоцикловых испытателях при последующем вращении труб клапан опять открывается и опять закрывается, повторяя многократный цикл испытания.

При испытании хвостовик может упираться на забой (рис. 8.13) или не упираться на забой, когда в скважину спускают механический шлипсовый пакер, способный опираться на стенку обсадной колонны. При упоре на забой необходимо обратить внимание на качество моста, чтобы не вызвать проседание хвостовика в нем.

С целью обеспечения беспрепятственного спуска испытателя проверяется проходимость его по колонне. Для этого до перфорации или после нее по колонне обсадных труб пропускают шаблон, длиной и внешним диаметром равный пакеру.

Для обеспечения более надежной герметизации резьбовых соединений и их достаточного запаса прочности на растягивающее усилие и страгивающие нагрузки пластоиспытатель желательно спускать на бурильных трубах.

Устье скважины должно быть оборудовано превенторами, а перед испытанием должны быть смонтированы линии для отвода от устья пластового флюида на расстояние, регламентированное правилами безопасности.

С целью предупреждения вскрытия выброса на скважине должен быть запас жидкости не менее двух объемов скважин.

Для проведения работ в эксплуатационных колоннах используются инструменты, техническая характеристика которых приведена в табл. 8.4.

8.15. ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

Технология вызова притока с использованием струйных аппаратов разработана в 1980-1985 гг. в Ивано-Франковском институте нефти и газа под руководством Р. С. Яремийчука. Эта технология позволяет оперативно на стадии освоения скважины контролировать по данным кривых восстановления давления (КВД) фильтрационные свойства пород в околоскважинной зоне, включая и отдаленную зону, а также создавать многократные мгновенные депрессии и репрессии на пласт.

Под термином “мгновенного” снижения давления или его восстановления при депрессии подразумевается время от нескольких секунд до 100 с. Использование струйных аппаратов позволяет в одном цикле работ при освоении или искусственном воздействии на призабойную зону реализовать следующие виды работ:

1) исследовать скважины по данным кривых восстановления давления;

2) воздействовать на призабойную зону пласта многократными мгновенными депрессиями и репрессиями;

3) подачу в зону пласта различных химических реактивов с быстрым удалением продуктов реакции;

4) исследование скважины на приток при разных депрессиях для построения индикаторных диаграмм.

Технологический процесс дает возможность создавать многократные депрессии и репрессии на пласт, анализировать кривые восстановления давления, но применять его рекомендуют при определенных условиях: пористость и проницаемость продуктивных отложений должна быть ниже, чем критические значения для данного месторождения, продуктивный горизонт должен состоять из устойчивых пород, не разрушающихся при создании многократных мгновенных депрессий в пределах определенных технологическим процессом величин и т.д.

Для проведения технологического процесса необходимо, чтобы устье скважины было оборудовано согласно проекту на ее строительство; фонтанная арматура обеспечивала проведение работ при максимально необходимом рабочем давлении; насосно-компрессорные трубы следует рассчитывать на прочность при максимально необходимом внутреннем давлении.

Когда рабочее давление подается в межтрубное пространство, то обсадную колонну проверяют на максимальное технологическое давление, создающееся внутри нее, а насосно-компрессорные трубы проверяют на смятие.

В комплект внутреннего скважинного оборудования входят: струйные аппараты (стационарные, вставные и др.), пакеры (механические, гидравлические либо гидромеханические), насосно-компрессорные трубы, клапан оп-рессовочный (для опрессовки насосно-компрессорных труб внутренним давлением), клапан циркуляционный, клапан для опрессовки пакера.

Наземное оборудование скважины - это насосные агрегаты типа ПА-320М, ПА-400, 4АН-700, емкость для хранения рабочей жидкости объемом не менее 25 м³, емкость или амбар для приема флюида из скважины объемом не менее 50 м³, емкость, в которой хранят жидкость для глушения скважины. В качестве технологического раствора для глушения скважины используют техническую воду, обработанную хлористым кальцием либо хлористым натрием.

Струйный аппарат типа УОС (рис. 8.14) состоит из корпуса 1 и эжекторного насоса 2. Шар 8 выполняет роль клапана, который направляет рабочую жидкость к рабочей насадке 5, запрессованной в кольце 3. Технологическая заглушка 6 служит для обеспечения опрессовки пакера в затрубном пространстве.

На рис. 8.15 изображен струйный аппарат типа УЭОС, а на рис. 8.16 -схема обвязки наземного и подземного оборудования при проведении работ приспособлениями УГИП.

Струйный аппарат УЭОС состоит из корпуса, вставного струйного насоса и смонтированного в его нижней части обратного клапана. В случае, когда УЭОС спускают без обратного клапана, с помощью аппарата создаются мгновенные депрессии и репрессии на пласт. Манометр, присоединяемый к резьбе струйного насоса в его нижней части, фиксирует это изменение давления. Если в нижней части смонтирован обратный клапан с присоединенным к нему глубинным манометром, то последний фиксирует момент снижения давления, а после прекращения циркуляции кривую восстановления

Рис. 8.14. Устройство для обработки скважин УОС-1:

Рис. 8.15. Устройство эжекторное для освоения скважин УЭОС-2:

1 - корпус; 2 - эжекторный насос; 3 - уравнительный клапан

1 - корпус; 2 - заглушка; 3 - корпус эжекторной вставки; 4 - шар; 5 - насадка; 6 -гнездо; 7 - кольцо уплотняющее; 8 - смеситель; 9 - заглушка технологическая

давления. Струйный насос с обратным клапаном или без него и манометром поднимается на поверхность из НКТ с помощью канатной техники или обратной циркуляцией жидкости через затрубное пространство.

Струйный аппарат типа УГИП отличается от УЭОС тем, что в его камере инжекции вмонтирован тензометрический датчик, а сам струйный аппарат вместе с датчиком соединен с наземной каротажной станцией. Конструкцией предусмотрено такое же, как и в УЭОС, подсоединение к обратному клапану глубинного манометра (см. рис. 8.16).

В УГИП весь процесс изменения давлений под пакером фиксируется фоторегистратором или самописцем каротажной станции.

Перед проведением работ необходимо выполнить следующие операции.

1. Промыть водой скважину на протяжении двух циклов циркуляции и очистить промывочную жидкость, выходящую из скважины, через сито с размерами ячейки не более 3x3 мм.

Рис. 8.16. Схема обвязки наземного и подземного оборудования при проведении работ с УГИП:

1 - фонтанная арматура; 2 - НКТ; 3 - амбар; 4 - УГИП; 5 - манометр; 6 - пакер; 7 - хвостовик; 8 - каротажная станция; 9 - фильтр; 10 - насосные агрегаты; 11, 12 - мерные емкости

2.    Определить глубину установки пакера и струйного аппарата. При этом пакер устанавливают не ниже 10 м выше интервала перфорации, а максимально допустимая глубина спуска зависит от прочности обсадной колонны в подпакерной зоне на смятие с учетом того, что давление в месте размещения струйного аппарата может равняться нулю.

3. Очистить внутреннюю поверхность обсадной колонны в месте установки пакера от ржавчины, глинистой корки, отложений парафина или смол при помощи скребка либо райбера.

4. Подготовить струйный аппарат, пакер, циркуляционный и опрессо-вочный клапаны согласно инструкции по их эксплуатации.

При подготовке струйных аппаратов к работе необходимо:

визуально проверить состояние присоединительных резьб его корпуса, на резьбах не должно быть следов размыва, заеданий, вмятин, глубоких рисок и поперечных надрезов;

визуально проверить состояние камеры смешения - ее поверхность не должна носить следов размыва;

промыть и очистить проходной канал корпуса приспособления и седло клапана для опрессовки НКТ;

проверить состояние герметизирующих элементов клапанов и эжекторного насоса.

5. Произвести спуск колонны труб в скважину вместе с пакером и струйным аппаратом. Для обеспечения надежности герметизации резьбовых соединений НКТ используют уплотняющие резбовые смазки либо ленту из фтороуплотняющего материала. Для того, чтобы избежать разрушения уплотняющего материала пакера, колонну НКТ опускают в скважину плавно, со скоростью не более 0,25 м/с.

6. После пакерования устанавливают фонтанную арматуру и обвязывают ее с насосными агрегатами, сепаратором, емкостями для измерения и приема флюида в соответствии с утвержденной схемой. Число и тип насосных агрегатов, необходимых для проведения технологического процесса, приведены в табл. 8.5. При проведении работ используют также и другие типы насосных агрегатов с аналогичными техническими характеристиками.

7. Опрессовать нагнетательную линию на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, а также проверить герметичность фонтанной арматуры согласно требованиям Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.

8.    Опрессовать пакер путем создания в межтрубном пространстве избыточного давления, которое не превышает опрессовки эксплуатационной колонны.

Рассмотрим порядок выполнения работ по освоению скважин струйными аппаратами.

1. Если скважина заполнена буровым раствором, то необходимо его заменить через струйный аппарат (при расходе жидкости не более чем

1,5 л/с) на рабочую жидкость - воду или дегазированную нефть.

2. Путем создания расчетного давления жидкость откачивают из пласта на протяжении 0,5-1 ч. При этом определяют, существует ли связь пласта со скважиной, величину притока и тип пластового флюида.

3. После прекращения работы наземных агрегатов в случае применения вставного струйного агрегата с гидродинамическим клапаном на ленте глубинного манометра записывается КВД на протяжении определенного времени (3-10 ч).

Вставной струйный аппарат извлекают из скважины канатной техникой либо обратной промывкой. На поверхности от вставного струйного аппарата отсоединяют гидродинамический клапан и глубинный манометр, разбирают его, и по известным методикам определяют пластовое давление, скин-эффект, проницаемость околоскважинной и отдаленной зон пласта, их размеры.

4. Вбрасывают внутрь НКТ вставной струйный аппарат с подсоединенным к нему глубинным манометром, который под действием собственного веса и при нагнетании жидкости с расходом 1,5-2,5 м/с транспортируется к месту его размещения в гнезде корпуса. Для надежного установления аппарата в гнездо на кабеле спускают свинцовую печать, и при легких ударах по головке вставной аппарат занимает свое посадочное гнездо.

5. Наземными насосными агрегатами создается расчетное давление при циркуляции рабочей жидкости на протяжении 10-15 мин. В процессе циркуляции фиксируется количество откачанной из скважины жидкости, а затем на 5-10 мин циркуляция прекращается. Число таких циклов зависит от темпа нарастания притока жидкости из пласта. При его стабилизации работы считают выполненными.

В результате воздействия на пласт в режиме депрессия-репрессия очищается призабойная зона пласта, и скважина постепенно заполняется пластовым флюидом. Особенностью технологии является то, что она позволяет создавать заданную депрессию на пласт, при необходимости управлять ее значением и продолжительностью, многократно повторять циклы депрессий-репрессий на пласт.

Рекомендуется на протяжении первых пяти циклов проводить работы в режиме: 10-15 мин - депрессия и 5-7 мин - репрессия на пласт, дальше постепенно увеличивается время создания депрессии до 25-30 мин с остановкой агрегатов на 10-15 мин.

При вызове притока из пласта и очистке его призабойной зоны рекомендуется последовательно реализовать три режима работы: р_Ё = 0,5 р_доп;

^ри ⁰,^{75 р}доп; ^ри ^рдоп.

При проведении технологического процесса необходимо измерять количество поступающих из пласта жидкостей и газов, отбирать пробы и при возможности выполнять анализ нефти и пластовой воды, их содержание (в %), количество и состав твердой фазы, механических примесей и т.д.

Основной критерий определения продолжительности воздействия (числа циклов) - стабилизация притока и отсутствие в исходном потоке механических примесей. После окончания циклического действия непрерывно на протяжении 2-3 ч откачивается пластовая жидкость в режиме оптимальной депрессии для конечной очистки призабойной зоны.

6.    Поднимают вставной аппарат вместе с глубинным манометром на поверхность, в манометр вставляют новую ленту, присоединяют гидродинамический клапан и бросают внутрь НКТ. Работы выполняют с повторной записью КВД и ее расшифровкой. После этого возобновляется циркуляция на протяжении 2-3 ч и работы на скважинах считают завершенными.

7. Если скважина перешла на фонтанный режим эксплуатации, то вставной аппарат целесообразно поднимать канатной техникой.

При выходе скважины на режим фонтанирования наземные насосные агрегаты останавливают и скважину вводят в работу, направляя пластовый флюид через затрубное пространство в лифтовую колонну до полного выноса из скважины остатков рабочей жидкости. После этого струйный аппарат через НКТ поднимается на поверхность.

При отсутствии притока (или при незначительном притоке) рекомендуется комбинированный режим, который включает создание многократных мгновенных депрессий-репрессий и заполнение призабойной зоны химическими реагентами (кислотами, щелочами, ПАВ).

8.    Когда пластовое давление в скважине меньше гидростатического или равно ему, скважину глушат технологическим раствором, распакеровывают НКТ и поднимают их на поверхность с последующим спуском глубиннонасосного оборудования.

Программы для расчета давлений наземных агрегатов с помощью микрокалькуляторов Б3-34.

Известно, что низконапорные струйные аппараты во всех диапазонах своих рабочих характеристик, т.е. при любых значениях коэффициента инжекции U, а высоконапорные струйные аппараты тольео в области малых значений U хорошо описываются уравнением (8.47).

Теоретические расчеты и стендовые исследования показали, что в зависимости от расхода рабочей жидкости Р_р и поступления из пласта инжектированной жидкости Q_H, т.е. от коэффициента инжекции и относительного перепада давления Ар_с/Ар_р, при остальных равных условиях в приемной камере инжекции (в подпакерной зоне скважины) создается определенное давление. Путем регулирования давления рабочей жидкости насосными агрегатами р_а с учетом коэффициента инжекции U достигается необходимое снижение давления на пласт.

В скважине давление на входе в рабочую насадку струйного аппарата р_р определяется зависимостью

Рр = Рж.р + Ра ^{- Д}Р*>

где р_жр - давление столба жидкости (рабочей) на глубине установки струйного аппарата, МПа; р_а - давление, при котором закачивается рабочая жидкость насосным агрегатом на устье скважины, МПа; Ар* - потери давления при движении рабочей жидкости и от насосного агрегата до рабочей насадки струйного аппарата, МПа.

Давление на выкиде струйного аппарата р_с определяется с учетом необходимости транспортирования смешанного потока из скважины на поверхность:

рс = рж.с + Ар",

где р_{ж с} - давление столба смешанной жидкости в затрубном пространстве, МПа; Ар** - потери давления при движении рабочей жидкости от струйного аппарата до устья скважины, МПа.

Давление столба жидкости

^рж.р ^рр^дН;^рж.с ^рс^дН,

где Н - глубина установки струйного аппарата, м; g - ускорение свободного падения, м/с².

Потери давления Ар* и Ар" определяются известными выражениями Ар* = (8Хр_рЯд^²)/л²^⁵;

Ар" = ар_сядр²)/л²ш - ^)³Ш - d₁)³(D + d₁)²,

где X - коэффициент гидравлических потерь; d и d₁ - соответственно внутренний и внешний диаметры НКТ, м; D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

Значения р_Ё определяются ограничениями, связанными с горнотехническими условиями (недопущением перетока воды из ближайших горизонтов, разрушением породы, давлением насыщения нефти газом и т.п.).

Так как —Р^ = ———, то, подставляя значения р_с и р_и, получаем величи-

^АР p Р p ^- Р и

ну давления, при котором надо работать наземному насосному агрегату, чтобы достичь заданного снижения давления в камере инжекции:

_Р _ Рж.с + Ар** _ _Р    ._Р_И^(1-А— с^/АРр ⁾

га    ,    И ж.р + ^АН    * /а    '

^АРс^/АРр    ^АРс^/АРр

Ниже приводятся программы для расчета на ЭОМ с помощью микрокалькулятора БЗ-34.

В табл. 8.6 приведены значения давлений на насосных агрегатах (в МПа) при коэффициентах инжекции 0,1; 0,2 и 0,3 при разных соотношениях fр/f_z.

Конечно, создавая то или иное давление, можно обеспечить откачку только определенного количества жидкости из подпакерной зоны, т.е. получить разные значения коэффициента инжекции U. В табл. 8.7 содержатся данные о коэффициенте инжекции U при спуске в скважину струйного аппарата с диаметрами рабочей насадки 5,6 мм и камеры смешения 9,0 мм п ри создании разных давлений наземными агрегатами.

Для упрощения расчетов в табл. 8.8 протабулированы значения Ар_с/Ар_р при разных соотношениях диаметров рабочей насадки и камеры смешения для U = 0,0    0,4.

Для проведения расчетов предлагается программа, выполняемая на микрокалькуляторе БЗ-34. Язык программирования в кодах микрокалькулятора. Входная информация вводится в регистрацию памяти микрокалькулятора (табл. 8.9).

Т а б л и ц а 8.8

П р о до л ж е н и е т а б л . 8.8

Т а б л и ц а 8.9

Исходная информация. По окончании расчета на индикаторе микрокалькулятора высвечивается контрольная информация - значения давления прокачиваемой рабочей жидкости.

Значение относительного перепада давления, создаваемого при работе струйного аппарата, изымается из регистра И^Д нажимом на клавишу

Ар

ИДП ^ —.

^АР р

При пользовании программой необходимо выполнить следующее: установить микрокалькулятор в режиме “Программирование” с нулевого адреса, для чего последовательно нажать на клавиши В10, F, ПРГ; набрать программу согласно табл. 8.10;

проверить правильность набора программы по соответствию высвеченных кодов требованиям операции;

установить микрокалькулятор в режим “Автоматическая работа” клавишами F и АВТ;

ввести исходные данные согласно табл. 8.9;

совершить пуск программы с нулевого адреса клавишами В10 и С/П; получить исходные данные.

Т а б л и ц а 8.10