Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru


Литература(Книги)


Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\ Освоение скважин
tmp25B2-1.jpg
ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
Вскрытие продуктивных пластов проводится дважды: первичное — в процес­се бурения, вторичное - перфорацией после крепления скважины обсадной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах -одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания и получения притока пластового флюида.
В общем случае при вторичном вскрытии пластов перфорацией необхо­димо преодолеть слой скважинной жидкости (5-10 мм), стенку стальной трубы (6-12 мм), толщину цементного камня (в зависимости от фактического диаметра скважины 25-50 мм и более), а также толщину зоны призабойной закупорки коллектора, которая в зависимости от типа коллектора и влияния на него отрицательных факторов вскрытия бурением может находиться в пределах от 40-50 до 100-150 мм и более. Таким образом, главное предназ­начение процесса перфорации — преодолеть указанные препятствия и уста­новить гидродинамическую связь со скважиной, а также обеспечить эффек­тивность проведения различных мероприятий по интенсификации притоков и увеличению проницаемости призабойной зоны. Для перфорации исполь­зуют стреляющие и гидропескоструйные перфораторы. За последние годы находят все более широкое применение сверлильные перфораторы и раз­личные прорезающие приспособления, позволяющие образовывать в обсад­ных колоннах и цементном камне разные щели. В практике находит приме­нение химическое растворение алюминиевых или медных втулок, устанав­ливаемых в той части обсадной колонны, которая размещается в интервале залегания продуктивных отложений.
6.1. ПУЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
Пулевые перфораторы представляют собой короткоствольные пушечные сис­темы, в которых пули разгоняются по стволу за счет энергии расширения пороховых газов и, получив достаточную кинетическую энергию на выходе из нее, пробивают препятствие. В перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ, еще недавно применявшихся, оси стволов направлены перпендикулярно оси перфоратора, а следовательно, и скважины. В этих перфораторах длина ствола, в котором пули разгоняются под давлением пороховых газов, очень ограничена, поэтому кинетическая энергия пули на выходе из отверстия ствола недостаточна для получения в породе каналов большой длины. Новы­ми среди пулевых перфораторов являются перфораторы с вертикально-криволинейными стволами типа ПВН, в которых пули разгоняются по ство-
137
лам значительной длины, размещенным вдоль оси корпуса. При такой кон­струкции длина ствола увеличивается до 400-500 против 60-70 мм в перфо­раторах с горизонтальным размещением стволов, а скорость пули на выходе из дула достигает 900-1000 м/с. Поскольку масса пули в перфораторах типа ПВН в 4—5 раз выше массы пуль, применяемых в перфораторах типа АПХ, ПБ, ППМ, то кинетическая энергия, которую получает пуля на выходе из ствола, больше в 10 раз и достигает 4000 кН. Поэтому указанные перфора­торы имеют пробивную способность, которую можно сравнить с пробивной способностью кумулятивных перфораторов такого же поперечного размера при отстрелах в породах средней прочности.
Для вторичного вскрытия применяются пулевые перфораторы залпового действия с вертикально-наклонными стволами ПВН90, ПВН90Т, ПВТ73, ПВК70 (диаметры 90, 73, 70 мм), которые могут спускаться в обсадную ко­лонну с минимальным внутренним диаметром 117,5 и 98 мм. В перфораторах типа ПВН в двух взаимно перпендикулярных плоскостях попарно располо­жены четыре ствола. Для взаимного уравновешивания сил реакции парные стволы идут от общих пороховых камер навстречу друг другу.
Перфоратор ПВТ73 отличается двухствольной конструкцией, в которой пули разгоняются по противоположным направлениям. В одноканальном многосерийном перфораторе ПВК70 ствол проходит вдоль оси перфоратора и в нем используются пули с увеличенными диаметром и массой.
Длина канала, пробиваемого пулей в породе средней прочности, со­ставляет 140 мм для ПВН90 и ПВН90Т, 180 мм для ПВТ73 и 200 мм для ПВК70. Учитывая, что пробивная способность пуль в значительно большей степени зависит от прочности породы, чем у кумулятивных струй, длина каналов в породах низкой и средней прочности, создаваемых пулевыми перфораторами, больше длины каналов, создаваемых кумулятивными перфо­раторами, а в породах выше средней прочности (50 Мпа) - наоборот, мень­ше. Поэтому целесообразнее применять пулевые перфораторы для вскрытия пластов, составленных слабосцементированными, непрочными породами. Кроме того, благодаря интенсивному трещинообразованию при вхождении в породу пули эффективность вскрытия будет во многом зависеть от количест­ва и длины трещин. С этой точки зрения большее предпочтение пулевым перфораторам следует отдавать при вскрытии сыпучих пород. Поскольку воздействие пулевого перфоратора на обсадную колонну несколько больше кумулятивного корпусного, применение его нежелательно при качественном цементировании обсадной колонны, при наличии близких водоносных гори­зонтов. Следует также учесть, что продуктивность работ с пулевыми перфо­раторами несколько ниже, чем с кумулятивными, так как за один спуск они могут вскрыть лишь до 2—3 м пласта с плотностью до пяти отверстий на 1 м.
6.2. КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
Механизм образования кумулятивной струи следующий. При взрыве веще­ства в виде цилиндрического заряда происходит почти мгновенное превра­щение его в газоподобные продукты, которые разлетаются во все стороны в направлениях, перпендикулярных поверхности заряда. Суть эффекта куму­ляции в том, что газоподобные продукты детонации части заряда, называю­щиеся активной частью и движущиеся к оси заряда, концентрируются в мощный поток, который называется кумулятивной струей (рис. 6.1). Если
138
углубление в заряде облицовано тонким слоем металла, то при детонации заряда вдоль ее оси образуется кумулятивная струя, состоящая не только из газоподобных продуктов, но и из размягченного металла, который выделяется из металлической облицовки. Имея очень высокую скорость в главной части (6-8 км/с), при ударе о твердую перепонку струя развивает такое давле­ние, под воздействием которого наиболее прочные материалы разрушаются. Для большинства зарядов давление кумулятивной струи на перепонку со­ставляет 20-30 ГПа, в то время как граница прочности горных пород в 400-600 раз меньше.
По гидродинамической теории кумуляции (М.А. Лаврентьев и Г.И. По­кровский) длина пробитого канала в перепонке 1К не зависит от механичес­кой прочности материала перегородки, а определяется только соотношением плотностей материала струи рс и перегородки рп:
Л/2
I =i Ы
'к 'с
(6.1)
где 1С - длина кумулятивной струи, для большинства зарядов равна длине образовавшегося кумулятивного углубления.
Н.Г. Григорян уточнил эту формулу и привел ее к виду
1/2
l
(6.2)
где ад - динамическое значение прочности перепонки; vc - скорость встречи струи с перепонкой.
Таким образом, длина канала в перегородке при проникновении в нее кумулятивной струи почти не зависит от прочности перегородки, благодаря чему кумулятивные перфораторы могут применяться для вскрытия пластов с наиболее прочными породами.
Формирование перфорационных каналов в пласте носит следующий характер. При разрушении металлической облицовки от детонации заряда в
1 2 3 I I \
1
/
j
m
F
II
III
\\
tmp25B2-2.jpg
1_
Рис. 6.1. Схема распределения кумулятивной струи:
1 - заряд; 2 - продукты детонации; 3 - металлическая облицовка; 4,5- кумулятивная струя; 6 - порода
139
кумулятивную струю переходит лишь 10 % ее массы. Остальная ее часть формируется в стержне сигароподобной формы, который называется пестом и двигается со скоростью около 1000 м/с. Обладая меньшей кинетической энергией и большим диаметром, чем главная часть струи, пест может заст­рять в уже образовавшемся канале и частично или даже полностью закупо­рить его. Лабораторные эксперименты показывают, что около 15 % всех перфорационных каналов полностью закупорены застрявшим в обсадной колонне пестом. При проникновении струи в перепонку расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно больше диаметра собственно струи. Но за счет этих процессов происходит изменение структуры порового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. При этом в зависимости от свойств породы и условий в скважине в момент перфорации может иметь место как уплотнение породы вокруг канала, так и его разрых­ление. Это объясняется тем, что после прохождения волны сжатия в породе происходит смыкание порового пузыря в образовавшемся перфорационном канале. Вследствие этого обратная волна (волна растяжения) может вызвать зону разрушения породы, которая значительно превышает первичный раз­мер канала, если прочность породы на растяжение мала. Так, при отстрелах по слабосцементированным песчаникам при среднем диаметре отверстия в породе 10 мм зона разрушения породы может достигать 20-35 мм. В случаях, когда порода имеет большой предел прочности на растяжение, происходит уплотнение породы вокруг канала с той или иной степенью уменьшения прочности.
Хотя кумулятивная струя имеет высокую температуру (900—1000 °С) плавления горной породы не происходит из-за чрезвычайно короткого вре­мени образования канала (менее 100 мкс). Поэтому стенки канала не имеют следов плавления.
Для образования кумулятивной струи при взрыве заряда необходимое условие — отсутствие в кумулятивной полости заряда любой жидкости, иначе от взрыва заряда вместо кумулятивного эффекта будет иметь место фугасное действие. Поэтому кумулятивные заряды перфораторов изолируют от сква-жинной жидкости путем размещения их в индивидуальные герметические оболочки (бескорпусные перфораторы) или в общие герметические корпусы (корпусные перфораторы).
Корпусные кумулятивные перфораторы обеспечивают наименьшее не­желательное воздействие на обсадную колонну и затрубное цементное коль­цо, так как основную часть энергии взрыва заряда воспринимает на себя корпус перфоратора. При этом в зависимости от особенностей корпуса пер­фораторы делятся на корпусные многоразового (ПК) и корпусные одноразо­вого (ПКО) использования. В перфораторах типа ПК корпус воспринимает не только гидростатическое давление, но и многократные взрывные нагруз­ки, поэтому толщина его должна быть больше, чем в перфораторах типа ПКО. Это приводит к тому, что при одних и тех же габаритах перфоратора в ПК масса заряда меньше, чем в ПКО. Из перфораторов типа ПК наиболее распространены перфораторы ПК105ДУ, ПК85ДУ, ПК95Н, а из перфора­торов типа ПКО - перфораторы ПКО89, ПКО73.
Бескорпусные кумулятивные перфораторы с зарядами в индивидуаль­ных оболочках позволяют значительно ускорять проведение прострелочно-взрывных работ, так как за один спуск перфоратора может быть вскрыто 30 м пласта. Малогабаритными бескорпусными перфораторами можно вы-
140
полнять вторичное вскрытие пластов, спуская их внутрь насосно-компрессорных труб. Однако степень действия этих перфораторов на обсад­ную колонну и цементное кольцо значительно больше, чем при использова­нии корпусных перфораторов. Кроме того, после взрыва зарядов на забое остаются обломки от корпусов заряда и соединяющих деталей, которые поз­же могут привести к осложнениям при эксплуатации скважины.
Из корпусных полуразрушающихся перфораторов на промыслах наибо­лее распространены перфораторы в стеклянных оболочках ПКС80, ПКС105, ПКС65, из разрушающихся - перфораторы с зарядами в вылитых алюмини­евых оболочках КПРУ65, ПР54.
Размеры перфорационных каналов, которые образуются при отстреле зарядов наиболее распространенных кумулятивных перфораторов в поверх­ностных условиях и при давлении 30 МПа по одинаковым целям с породой прочностью на одноосное давление 45 МПа, показаны на рис. 6.2.
В табл. 6.1-6.3 приведены классификация типов кумулятивных перфо­раторов, области применения стреляющих перфораторов и комплекс стре­ляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов.
ПКС 105 т3=50г*\5 а:
пкс во (а «>1
Щу21,5г\{
tmp25B2-3.jpg
Z=-™,"/L^iri*&$:
ПКС
(с 65 \а
=18,5г\д
ПК 105 ДУ т3=21,5г' ПК95Н т =17,5 г
ПК85ДУ
КПРУ 65 т=30г
ПР 54 т}=15г
пко 89 т3=50г
ПКО 73 т3=2Вг
ПВН 90
v = 830 м/с_______
Рис. 6.2. Размеры перфора­ционных каналов при дав­лении атмосферном ( •) и 30 МПа (· )
§2]
v =3*0 и/с
шиия
О W 80 120 160 200 2W I
tmp25B2-4.jpg
к, ми 141
О
Таб ли ца 6.1
Классификация кумулятивных перфораторов
Класс
Тип
Марка
Особенности
Корпусные Бескорпусные
Многоразового ис­пользования
Одноразового ис­пользования
Частично самораз­рушающиеся
ПК
С зарядами в бумажных оболочках
ПК-10х4
Четырехстороннего действия
ПКДУ
С повышенной термобаростойкостью
ПКН
С зарядами повышенной пробивной способности и проходимости в цин­ковых оболочках
ПКО
Секционные с корпусной трубой
пкот
С опорными трубами и повышенной термобароустойчивостью
пкос
С опорными втулками
пкн
Спускаются на НКТ
пнкт пкс
То же с повышенной термобаро­стойкостью С зарядами в стеклянных оболочках
Ленточные
пкс-т
С зарядами в стеклянных уп­рочненных или стальных оболочках (с повышенной термобаростойкостью)
Штанговые
ПРВ
Для водяных скважин большого диа­метра
ПРГ
То же для газовых скважин
Полностью разру­шающиеся нерас-крываемые
КПРУ
С зарядами в алюминиевых оболочках, усовершенствованные
ПР
То же с вмонтированной системой детонации, спускаются через НКТ или бурильные трубы с минимальным внутренним диаметром 50-62 мм
Полностью разру­шающиеся раскры­ваемые
ПКР
Таб ли ца 6.2
Области применения стреляющих перфораторов
Класс
Тип
Шифр
Области и условия применения
Корпусные кумулятивные перфораторы
Многоразового использования
ПК, ПКДУ,
пкн,
ПК-10х4
Вскрытие пластов: 1) сравнительно не­большой толщины на средних глубинах; 2) при угрозе недопустимого повреждения обсадной колонны и затрубного цементно­го камня; 3) когда нежелательно оставлять в скважине остатки от перфоратора и зарядного комплекта; 4) при высоких температурах и давлениях, при которых бескорпусные кумулятивные перфораторы не применяются
Одноразового ис­пользования
ПКО ПКОТ,
пкос
Вскрытие пластов: 1) при угрозе недопу­стимого повреждения обсадной колонны и затрубного цементного камня; 2) когда нежелательно оставлять в скважине ос­татки от перфоратора и зарядного ком­плекта; 3) при высоких температурах и давлениях, при которых бескорпусные кумулятивные перфораторы не применя­ются Вскрытие пластов большой толщины на средних глубинах Вскрытие пластов на больших глубинах при значительных давлениях
èäéë-38, ПКОС-48
Прострел бурильных, обсадных или на-сосно-компрессорных труб при необходи­мости восстановления цирку-ляции жид­кости в скважине
142
Продолжение табл. 6.2
Класс
Тип
Шифр
Области и условия применения
ПНК, ПНКТ
Вскрытие пластов при созданной депрес­сии на пласт и герметизированном устье скважины (без применения кабеля и луб­рикаторов)
Многоразового ис­пользования с зарядами четырех­стороннего дейст­вия
ПК103-10х4 ПК85х10х4
Прострел густой сетки отверстий в об­садной колонне при проведении изоляци­онных работ в скважине
Бескорпусные кумулятивные перфораторы
Частично разру­шающиеся: ленточные штанговые
ПКС, ПКС-Т ПРВ, ПРГ
Вскрытие пластов: 1) мощных, когда до­пускаются деформации (без разрушения) обсадной колонны и затрубного цементно­го камня; 2) под колонной НКТ или при герметизированном устье скважины (с лубрикатором); 3) при искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб; 4) с низкими температу­рами и давлениями
С поднимающимся каркасом
ПКС, ПКС-Т
Вскрытие пластов: 1) мощных; 2) когда нежелательно оставлять в скважине стек­ла оболочек, зарядов и другие детали перфораторов
Полностью разру­шающиеся:
нераскрывающиеся раскрывающиеся
Вскрытие пластов: 1) мощных, когда до­пускаются деформации (без разрушения обсадной колонны и затрубного цементно­го камня; 2) под колонной НКТ или при герметизированном устье скважины (с лубрикатором); 3) при искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб; 4) с низкими температу­рами и давлениями
КПРУ, ПР ПКР
Прострел бурильных, обсадных и насос-но-компрессорных труб с целью восста­новления циркуляции жидкости в скважине
Пулевые пер­фораторы
С вертикальнокри-волинейными стволами
пвн, пвк, пвт
Вскрытие пластов: 1) представленных малопроницаемыми породами ниже сред­ней прочности; 2) с сильно загрязненной призабойной зоной
С горизонтальных размещением стволов
АПХ,
ппм
ПБ
Вскрытие пластов: 1) представленных слабосцементироанными песчанками, через одну колонну труб при нормальной толщине затрубного цементного камня (при отсутствии заполненных цементом каверн); 2) вскрытие после прострела стенок скважины кумулятивными перфо­раторами пластов, представленных поро­дами средней твердости, особенно перед ГРП, солянокислотной обработкой, так как дополнительная стрельба пулями может привести к образованию в породе тре­щин, которые объединят каналы, создан­ные пулями и кумулятивными струями
Торпедные перфораторы
С горизонтальным размещением ство­лов залпового дей­ствия
тпк, тпм
Вскрытие пластов, составленных мало­проницаемыми породами средней прочно­сти, в которых целесообразно создать каверны и трещины с целью повышения проницаемости прискважинной зоны пласта
143
Таб ли ца 6.3
Основные технические характеристики стреляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов
Кумулятивные перфораторы
Пулевые
Когяггеные
Бескогяггеные
перфо-
Параметры
ПК85ДУ,
èä80ç,
ПНКТ73
èäé73,
ПКОТ73,
ПКСУЛ80,
èê43,
раторы
ПК105ДУ
ПК95Н
ПНКТ89
ПКО98
ПКОТ879
ПКСУЛ80-1,
èê54
КПРУ65
ПВКТ70,
ПКС105У
ПВТ73
Максимальное гидростатическое
80
120
100
45(Òڇθ Ö")
120
50; 80
80
80
100
давление, МПа
70
(сталь Е")
Максимальная температура, °С
180; 200
200
170
180; 200
180; 200
100; 150
150
150
200
Минимальное гидростатическое
-
-
10
20(áèäé73)
40
10
-
-
-
давление в скважине, МПа
10ОПКО73Е)
50
10
20(áèäé89)
10(ЗПКО89Е)
Минимальный внутренний диа-
98
96
96
96
96
96
50
76
98
метр обсадной колонны (или НКТ) для малогабаритных пер-
118
118
118
118
118
118
62
фораторов, мм
Число труб в интервале пер-
1
1
форации
1-2
1-3
1-3
1-3
1-3
1-3
1-2
1-2
1-3
Репрессия ("+")
+
+
+
+
+
-
-
+
Депрессия ("-") Максимальное число зарядов,
20
20
250*
60(100 °ë) 20(100 °С)*
40(100 °ë)
100*
+ 100
+ 300
12
отстреливаемых на спуск
20(100 °ë)
10
45(100 °ë)0 15(100 °ë)
30(í 100 °С)* 15(Т 100 °ë)
Максимальная плотность за
12
12
6
10
10
6
10
8
2
спуск, отверстие/м
6(áèäé89)
и
*10(ЗПКОО89Е)
6
Полная длина" канала в комби-
95
185
155
155
155
165
120
нированной мишени при твердо­сти породы (не менее) 700 МПа, мм
145
255
250
250
250
165 275
150
200
Средний диаметр канала, мм (не
8
менее), при твердости породы 700 åè‡
3
10
И
И
И
8
8
25
8,5
12
12
12
12
12
10
9
20
"Максимальное число зарядов, отстреливаемых за спуск, для перфораторов типа ПКСУЛ, ПКС, ПНКТ, ПКО и ПКОТ должно устанавливаться в
зависимости
от геолого-технических условий в скважине, состояния колонны и цементного камня, качества корпусов и средств взрывания. При минимально допустимых зазо-
рах между перфоратором и обсадной колонной и (или) низком качестве корпусов и средств взрывания максимальное число одновременно отстреливаемых заря-
дов должно быть уменьшено и устанавливается в каждом конкретном случа!
"Комбинированная мишень состоит из стальной (ст. 3) пластины толщиной 10 мм, цементного камня толщиной 20 мм и искусственного песчаника с
твердостью
по штампу не менее 700 МПа.
144
6.3. ПЕРФОРАЦИЯ ПРИ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ
Эта перфорация является сегодня наиболее прогрессивным способом вторич­ного вскрытия пласта, так как в момент создания перфорационных каналов под воздействием больших градиентов давлений возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, вследствие чего происходит самоочищение перфорационных каналов и породы в призабойной зоне. Од­новременно процесс вторичного вскрытия пластов совмещается с процессом вызова притока нефти или газа. Эта перфорация сегодня совершается по двум вариантам.
По первому варианту применяют перфораторы типа КПРУ65, ПР54, ПР43. До спуска перфоратора скважину оборудуют колонной НКТ, а на ус­тье монтируют фонтанную арматуру. На месте буферного патрубка устанав­ливается лубрикатор - устройство, позволяющее спускать и поднимать в ра­ботающей скважине любые приборы при наличии давления на устье.
Снижением уровня раствора в скважине, заменой на более легкий рас­твор, полным удалением раствора из скважины и заполнением ее воздухом, природным газом или азотом создается необходимый перепад между пласто­вым и забойным давлениями. В скважину через лубрикатор необходимой длины (максимальное число кумулятивных зарядов перфораторов, спускае­мых одновременно, не должно превышать 150-300) на каротажном кабеле спускают малогабаритный перфоратор с установкой его напротив интервала, который надо перфорировать (рис. 6.3). После срабатывания перфоратора пласт начинает сразу же себя проявлять и происходит интенсивный процесс очищения перфорационных каналов и породы пласта вокруг скважины. В высокопродуктивных нефтяных и особенно в газовых добывающих скважи­нах по мере заполнения ствола скважины пластовым флюидом происходит интенсивный рост давления на устье. Конструкция лубрикатора позволяет вывести каротажный кабель из скважины, а при необходимости можно опять спустить его в скважину для дострела необходимого интервала.
При использовании малогабаритных перфораторов кумулятивной струе приходится преодолеть большое расстояние до уда­ра с перегородкой - обсадной колонной (табл. 6.4), причем известно, что длина канала зависит и от толщины слоя жидкости (рис. 6.4). Поэтому наи­больший эффект получают от применения таких перфораторов в газовой среде.
Так, на месторождениях Северного Кавказа вследствие вскрытия при депрессии в газовой среде перфораторами ПР54 обеспечивается увеличение дебитов скважин в 2-3 раза и сокращение времени освоения скважин в среднем на 8 сут по сравнению с вскрытием пластов при репрессии даже намного более мощными перфораторами типа ПК и ПКО. Аналогичные результаты с использованием перфо­раторов типа ПР получены на Украине.
Недостатком разрушающихся перфораторов яв-
tmp25B2-5.jpg
Рис. 6.3. Схема спуска в скважину малогабаритного перфорато­ра:
/ - лубрикатор; 2 - крестовина; 3 - обсадная колонна; 4 -НКТ; 5 - кабель; 6 - перфоратор
145
/к, мм
tmp25B2-6.jpg
100 -
tmp25B2-7.jpg
, мм
Рис. 6.4. Зависимость длины кабеля 1К от толщины слоя жидкости Ьр:
/ - в воде; 2 - в газовой среде
Рис. 6.5. Схема выполнения работ перфора­тором, спускаемым по трубам (типа ПНК):
/ - резиновый шар; 2 - циркуляционный клапан; 3 - ударно-накольный механизм; 4 - приспособление инициирования заря­дов; 5 — перфоратор
ляется то, что они засоряют забой стеклами оболочек заряда обойм, плот­ность которых (пластмассовых — 1400 кг/м3, алюминиевых — 2700 кг/м3) сравнима с плотностью утяжеленных буровых растворов, с использованием которых иногда выполняется вскрытие. Это приводит к тому, что они могут остаться в зоне перфорации, создать пробку в НКТ или забить устьевой штуцер. Так, только 1 м перфорации приводит к тому, что обсадная колонна с внутренним диаметром 125 мм заполняется стеклами на высоту 120-140 мм. Поэтому необходимо иметь зумпф в скважине или специально удалять из скважин продукты разрушения перфораторов.
По второму варианту перфорации используются перфораторы, спускае­мые в скважину на НКТ. Это корпусные перфораторы одноразового действия типа ПКО, срабатывающие от механизма ударного действия при нажиме на него резинового шара, вбрасываемого в колонну труб с поверхности и даль-
Таб ли ца 6.4
Минимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны
Тип перфоратора
Диаметр или поперечный
Плотность жидкости в
Минимальные зазоры,
габарит перфоратора, мм
скважине, кг/м3
мм
ПК
800-105
<1300
13
1300-1500
15
ПКО, ПКОТ
73-89
sl500>1500
22
1500/23
23
25
по
43-54
slOOO
7-8
КПРУ
65
>1000
11
пвкт, пвт
70-73
800-2300
23
146
ше движущегося вниз под воздействием потока жидкости. Такие перфорато­ры имеют шифр ПНКТ89 и ПНКТ73. Эти перфораторы снабжены приспо­соблениями для передачи детонации от секции к секции, что позволяет со­единять их друг с другом для одновременного вскрытия пласта толщиной 50 м и более. После срабатывания перфоратора и создания гидродинамичес­кой связи пласта и скважины отстрелянный корпус перфоратора остается в скважине, если она работает фонтанным способом. Схема проведения работ таким перфоратором изображена на рис. 6.5.
Таким образом, перфорация совершается в следующем порядке. В сква­жину, заполненную промывочной жидкостью, спускают колонну НКТ, в нижней части которой напротив продуктивной части пласта размещен пер­форатор ПНКТ.
Устье скважины оборудуют фонтанной арматурой на необходи­мое давление. Путем удаления части жидкости из скважины или заменой ее на более легкую создают заранее выбранную депрессию на пласт, при этом давление на забое должно быть не менее 5 МПа. Через устьевую за­движку внутрь НКТ бросают резиновый шар, который потоком жидкос­ти, подаваемой в трубы, двигается в НКТ до механизма ударно-накольного действия, от которого срабатывает приспособление инициации зарядов. По­сле перфорации нефть или газ из пласта поступает в колонну НКТ через отверстия в корпусе ПНКТ, образовавшиеся после срабатывания зарядов, или через специальные циркуляционные окна, размещенные выше перфора­тора.
Таким образом, эти перфораторы являются единственными, для спуска которых в скважину не используется кабель. Их целесообразно применять в скважинах с большим углом наклона ствола, где спуск перфоратора на кабе­ле затрудняется. В частности, в горизонтальных скважинах это один из наиболее реальных и эффективных методов перфорации.
Указанные перфораторы очень эффективны и в том случае, когда надо выполнить вторичное вскрытие в условиях многоколонных конструкций, где требуется повышенная пробивная способность зарядов.
На Украине имеется большой опыт использования этих перфораторов. Так, на скв. 13р Новомыколаевка с песчаника на глубине 2751-2746 м после его вскрытия перфоратором ПКС105 при репрессии в среде обычного бу­рового раствора не был получен приток из пласта. После перфора­ции при помощи ПНКТ89 при депрессии получен фонтанный дебит газа 95 Ú˚Ò. Ï3/ÒÛÚ.
В скв. 117 Уренгойская (Тюменская область) из пласта сеноманского яруса, перекрытого двумя колоннами, получен приток газа около 1,5 млн. м3/сут после перфорации при помощи ПНКТ при депрессии, в то время как при использовании других перфораторов установить связь пласта со сква­жиной не удавалось. На скв. 749 и 903 (Западная Туркмения) после прове­дения перфорации ПНКТ коэффициенты продуктивности скважин оказались в 2 раза больше, чем в аналогичных скв. 190, 191 и 192, которые вскрывались с применением серийной технологии перфораторами типа ПКО. Перфора­торы ПНКТ рекомендуются для вскрытия части пласта любого размера, не­зависимо от искривления скважин, качества цементной оболочки и аномаль­ности пластового давления. Запрещается применять перфораторы типа ПНКТ в следующих случаях:
если после перфорации необходимо спускать в скважину глубинные приборы через НКТ в интервал перфорации;
147
если в процессе вызова притока ожидается вынос песка из пласта или больших объемов твердой фазы;
при вскрытии пластов, вмещающих в себя нефть с агрессивными ком­понентами (углекислый газ, сероводород).
Перфораторы типа ПР и КПРУ нецелесообразно применять в следую­щих случаях:
при вскрытии приконтактных зон (газонефтяных, водонефтяных);
при наличии двух колонн в интервале перфорации;
при заполнении интервала перфорации буровым раствором с твердой фазой;
при вскрытии пластов, вмещающих вместе с нефтью агрессивные ком­поненты (углекислый газ, сероводород).
6.4. ПЕРФОРАЦИЯ ПРИ РЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ
При репрессии следует вскрывать объект, пластовое давление в котором равно гидростатическому или выше него независимо от местонахождения ин­тервала перфорации, в том числе и в приконтактных зонах (ВНК, ГНК), а также при наличии в нефти агрессивных компонентов.
При вскрытии пластов под репрессией необходимо обеспечить безопас­ность проведения работ и предупреждение проникновения жидкостей из скважины в пласт. Гидростатическое давление столба жидкости, заполняю­щего скважину, должно превышать пластовое на следующую величину:
10-15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 1,5 МПа;
5-10 % для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от 1200 до 2500), но не более 2,5 МПа;
4-7 % для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 до про­ектной глубины), но не более 3,5 МПа.
Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промыв­кой до искусственного забоя. Устье скважины оборудуют противовыбросовым оборудованием.
Таб ли ца 6.5
Породы
Проницае­мость, мкм2
Плотность перфорации, отверстие на 1 м
при депрес­сии
при репресии
Слабоуплотненные песчано-алевроли-товые породы с глинистым цементом
Уплотненные песчано-алевролитовые породы с кварцевым и карбонатно-глинистым цементом Карбонатные породы, аргиллиты и другие, в которых отсутствует тре-щиноватость Сильно уплотненные песчаники, але­вролиты, известняки, доломиты, мер­гели, другие породы с развитой тре-щиноватостью Тонкослоистые
0,1 0,1 0,001 0,001
0,01 0,01
6 10-12 18-20 18-20
18-20 20-24
20
12 12-18 18-20 20-24
18-20 20-24
20-24
148
Перфорацию следует проводить не более чем двумя спусками перфора­торов в один и тот же интервал. В зонах ВНК и ГНК перфорацию разре­шается выполнять только раз. Оптимальная плотность перфорации должна обеспечивать максимально возможную гидростатическую связь скважины с продуктивным пластом, а также сохранение обсадной колонны и цементного кольца за пределами зоны перфорации.
Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационно-емкостными свойствами пласта, его однородностью и прочностью, расстояни­ем от ВНК и ГНК, а также способом перфорации.
Рекомендуемая плотность перфорации зарядами ЗПК105, ЗПКС80 при­ведена в табл. 6.5.
При использовании перфораторов с повышенной пробивной способнос­тью, соответствующих ПКО-89, плотность перфорации может быть умень­шена ̇ 50 %.
6.5. ВЫБОР ТИПОРАЗМЕРА ПЕРФОРАТОРА
Типоразмер перфоратора выбирают на основании ведомостей о состоянии цементной оболочки эксплуатационной колонны, обсадных труб, свойств жидкостей, заполняющих скважину, наличии препятствий в трубах, поло­жении ВНК и ГНК относительно объекта, который предполагается перфо­рировать, количестве колонн, перекрывающих пласт, термобарических усло­виях в скважине и толщине пласта.
Сначала выбирают группу перфораторов, которая может быть примене­на в данных термобарических условиях в скважинах (см. табл. 6.2, 6.3). Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, которые не рекомендуют по следующим причинам:
неудовлетворительного состояния цементной оболочки, близкого разме­щения ВНК или ГНК;
недостаточных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных труб (ÒÏ. Ú‡·Î. 6.4);
большого угла наклона скважины (все перфораторы, спускаемые на ка­беле, имеют малую проходимость при значении угла искривления скважины больше 0,7 рад);
содержания в пластовом флюиде агрессивных компонентов (углекислого газа, сероводорода);
необходимости спуска глубинных приборов в интервал перфорации без поднятия НКТ после проведения прострел очно-взрывных работ;
возможности выноса из пласта больших количеств песка, твердой фазы бурового раствора.
Из оставленных перфораторов выбирают наиболее продуктивные и с большой пробивной способностью с учетом следующих особенностей:
в случае неудовлетворительного состояния цементной оболочки и при вскрытии приконтактных зон могут быть использованы корпусные перфора­торы типа ПНКТ, ПК, ПКО, ПКОТ (см. табл. 6.3);
при вскрытии пластов, насыщенных агрессивными флюидами, перфо­рация обыкновенными перфораторами может выполняться только при ре­прессии;
для некоторых перфораторов существует минимальное значение гидро­статического давления, начиная с которого они могут применяться;
149
пулевые перфораторы с вертикально-криволинейным стволом ПВКТ70, ПВТ73 образуют повышенный диаметр канала, вследствие чего улучшается вскрытие в коллекторах, представленных чередованием плотных пород;
бескорпусные перфораторы (ПКС) обеспечивают высокую продуктив­ность и могут применяться в случаях, когда требуется полное сохранение колонн и цементной оболочки за пределами интервала перфорации;
нефтеносные, продуктивные пласты, отдаленные от водоносных и газо­носных пластов и от ВНК и ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпус­ными перфораторами плотностью не более 12 отверстий на 1 м.
Особенности применения перфораторов типа ПНК и ПР изложены вы­ше.
6.6. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН
Кольматация перфорационных каналов значительно влияет на гидродинами­ческую связь скважины с продуктивным пластом. Однако сегодня на место­рождениях в странах СНГ более 90 % объема работ по вторичному вскрытию пластов проводится кумулятивной перфорацией в условиях превышения дав­ления на забое скважины над пластовым. При этом по ныне действующим техническим правилам ведения буровых работ перед перфорацией требуется заполнять эксплуатационную колонну таким буровым раствором, который применялся при первичном вскрытии пластов, что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пластов. За рубежом давно уже отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и исполь­зуют для этих целей специальные растворы (СР) без твердой фазы или жидкости, вмещающие в себя кислоторастворимые наполнители.
Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфора­ции в наше время прошла три этапа развития.
На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурово­го раствора. Данные исследований однозначно свидетельствуют, что в этих условиях имеет место кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, вследствие чего их пропускная способность уменьшается в 2 раза и более. Однако такая технология сегодня применяется на большинстве место­рождений, чем наносится значительный ущерб народному хозяйству.
Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных растворов без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение на­шли водные растворы солей, полимерные соляные растворы на углеводород­ной основе (РУО) и некоторые другие.
При использовании СР при вторичном вскрытии пластов получают бо­лее позитивный результат по сравнению с перфорацией в среде глинистого раствора. Однако при этом не исключается кольматация пласта взвешенны­ми частицами, которые попадают в СР во время его приготовления, транс­портирования и закачивания в скважину.
Основные источники загрязнения СР при закачке их в скважину - ос­татки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других эле­ментах циркуляционной системы. Значительное количество нерастворенных твердых частиц находится в технической воде и солях, которые использу­ются для приготовления СР. В частности, концентрация взвешенных частиц
150
в воде поверхностных источников, используемых на нефтепромыслах, ко­леблется от 50 мг/л (маломутные воды) до 250 мг/л и более (мутные). Как показали анализы проб, концентрация твердых частиц в СР после заполне­ния в скважину достигает 1000-2000 мг/л. При таком загрязнении СР до­биться положительного эффекта при вскрытии пласта невозможно. Об этом наглядно свидетельствуют данные зарубежных исследований (рис. 6.6), по которым видно, что при концентрации твердых частиц в СР, составляющей 485 мг/л, резко ухудшаются коллекторские свойства пород.
Поэтому дальнейшее усовершенствование технологии вторичного вскры­тия пластов требует решения вопросов глубокой очистки СР от взвешенных частиц. Это является третьим этапом технологии вторичного вскрытия плас­тов. Суть такой технологии - введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц. Это предусматривает замену бурового раствора в скважине на СР в несколько этапов:
замену бурового раствора водой в эксплуатационной колонне;
отмывку ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуля­ции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ (ПАВ) по закрытому циклу: емкость — насос — фильтр; для удаления вымытых твердых частиц: скважина - емкость;
замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.
Для изъятия из воды вымытых твердых частиц и очищения СР исполь­зуются фильтры разных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элемен­тами в виде пластин, заполненных кварцевым песком, и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц до 2 мг/л, хотя прак­тика подтверждает, что фильтрование снижает эту концентрацию только до 10 Ï„/Î.
Продолжительность работ по очистке скважины СР может составлять 10 сут в зависимости от объема фильтрующих жидкостей и пропускной спо­собности фильтров. За рубежом такая технология считается экономически целесообразной.
В нашей практике такие работы не проводятся.
Рис. 6.6. Зависимость ухудшения проницаемости от концентрации в специальных жидкостях твердых частиц.
Шифр кривых - концентрация,
tmp25B2-8.jpg
100
Не менее важен выбор типа СР для конкретных горнотехнических ус­ловий. В связи с тем, что под воздействием избыточного давления происхо­дит фильтрация перфорационной среды из скважины в пласт, его проница­емость может значительно ухудшиться вследствие вторичного изменения коллекторских свойств в зоне проникновения фильтрата СР.
По степени заполнения эксплуатационной колонны технологией преду­смотрено заполнение скважины СР полностью (для этого приготовляют 50— 60 м3 перфорационной среды для 1 скважино-операции) или заполнение СР только зоны перфорации. Конечно, более экономичным кажется второй вариант, в котором для создания необходимой репрессии на вскрываемый продуктивный пласт верхняя часть эксплуатационной колонны заполняет­ся буровым раствором соответствующей плотности, а только нижняя часть -СР.
Однако при порционном заполнении СР загрязняется и смешивается с буровым раствором, которым заполнена скважина. Это сводит на нет целесо­образность применения СР, если не использовать буферные разделители, которые предупреждают смешение в скважине перфорационной среды и бу­рового раствора при многоразовых спусках перфораторов, геофизических приборов, обеспечивают свободный проход всех приборов к забою, при кон­такте с СР не ухудшают ее свойств вследствие загрязнения собственными компонентами.
При выборе типа СР для заполнения зоны перфорации необходимо руководствоваться правилами, регламентирующими требования к фильтра­ту бурового раствора на стадии первичного вскрытия. При этом необходи­мо учитывать и свойства фильтрата, который проник в пласт во время первичного вскрытия. Последнее условие в наше время практически не учи­тывается. Так, иногда промыслово-геологические службы рекомендуют при­менять растворы на углеводородной основе, в то время как при первичном вскрытии используют буровые растворы на водной основе. Для оценки взаи­модействия СР с коллекторами на основании моделирования поэтапного воз­действия на коллектор фильтрата бурового раствора при первичном вскры­тии, тампонажного раствора при цементировании и перфорационной жид­кости при вторичном вскрытии О. Бачериковым разработана методика, оце­нивающая также и вытеснение этих фильтратов в обратном порядке при вызове притока. По критерию оценки взят коэффициент восстановления проницаемости, который определяется как отношение проницаемости керна после обработки технологическими жидкостями kx к его первичной проница­емости k0:
Опыты проводились с использованием природных кернов длиной 5 см проницаемостью 0,1-0,3 мкм2, которые после экстрагирования по­следовательно насыщались моделью нефти (80 %) и пластовой водой (20 %). Результаты этих опытов показали, что эффективность примене­ния СР в значительной степени зависит от условий первичного вскры­тия пластов (табл. 6.6). Если при разбуривании пласта использовался рас­твор на водной основе, то применение в качестве перфорационной среды раствора СаС12 обеспечивает коэффициент р = 0,58, в то время как при­менение инвертно-эмульсионного раствора (ИЭР) позволяет получить р = = 0,34.
152
Таб ли ца 6.6
Состав фильтрата, попадающего в керн
Температура проведения
при первичном
при вторичном вскрытии
опытов, °С
■то
вскрытии
С учетом условий первичного вскрытия
0,3 %-Ì˚È ‚Ó‰-
20 %-ный водный рас-
20
0,62
ный раствор
твор СаС12. Фильтрат
80
0,58
КМЦ
ИЭП
20
0,39
80
0,34
0,4 %-Ì˚È рас-
20 %-ный раствор
20
0,48
твор эмультала
СаС12. Фильтрат
80
0,44
в дизельном
ИЭП
20
0,78
топливе
80
0,73
Без учета первичного вскрытия
-
20 %-ный раствор
20
0,72
СаС12. Фильтрат
20
0,9
ИЭП
Причина низкой эффективности применения РУО в том, что при ис­пользовании противоположных по природе смачивания бурового раствора на водной основе и перфорационной жидкости на нефтяной основе в коллекто­ре появляется новая зона углеводородного контакта, созданная фильтратами этих систем. При этом создается благоприятная среда для образования в призабойной зоне пласта (ПЗП) вязких водонефтяных эмульсий и для бло­кирования части поровых каналов водным фильтратом. Кроме того, при ука­занном соединении СР и бурового раствора в зоне их контакта происходит двухфазная фильтрация, о чем свидетельствует образование второго макси­мума на графике функции Арт/Ар0 (рис. 6.7, кривая /). Как видно из гра­фика, максимальное значение функции Арт/Ар0 в 2,4 раза больше, чем в случае использования в качестве СР соляного раствора (рис. 6.7, кривая 3). Отмеченное снижение фазовой проницаемости затрудняет очистку ПЗП, требует создания повышенной депрессии для вызова притока, что приводит к увеличению времени освоения и уменьшает дебит скважины.
Если при первичном вскрытии пластов применяли РУО, то аналогич­ные системы стоит использовать и в качестве перфорационной среды. При­менение в этих случаях водных СР приводит к увеличению перепадов дав­ления при вытеснении фильтратов из коллектора и значительному сниже­нию его нефтепроницаемости (рис. 6,7, кривые 2, 4).
В наше время в большинстве нефтепромысловых районов России и стран СНГ при разбуривании пластов используются растворы на водной основе. Поэтому исследовались различные типы СР: разные солевые раство­ры, полимерные солевые растворы без твердой фазы, а также ИЭР. Иссле­дования показали, что водные растворы солей NaCl, KC1, СаС12 характеризу­ются коэффициентом восстановления проницаемости р = 0,54-5-0,61. Поли­мерные растворы с содержанием 0,3-0,5 % полиакриламида (ПАА) и 20 % СаС12 характеризуются коэффициентом р = 0,39-5-0,46. Причинами тому явля­ются проникновение макромолекул полимера в коллектор и адсорбция их на поверхности фильтрационных каналов. Наиболее низкие значения р = = 0,31-5-0,35 получены при использовании ИЭР (32,5 % дизельного топлива + + 1,5 % ˝ÏÛθڇ· + 6 % СМАД + 60 % ‚Ó‰˚).
153
Дрт/Др(
tmp25B2-9.jpg
О 10 20 30 40 50 60 VJVK
Рис. 6.7. Характер изменения Дрт/Др0 при двухфазной фильтрации в пласт
40 50 60 VJVa
tmp25B2-10.jpg
О 10 20
Рис. 6.8. Характер изменения Дрт/Др0 при использовании солевых растворов:
/ - 10 %-Ì˚È раствор Kël; 2 - 0,3 %-Ì˚È раствор ПАВ + 20 %-ный раствор СаС12; 3 -
Применяемые в процессе испытаний СР существенно отличаются и по легкости вытеснения фильтратов из коллектора. Максимальные значения Арт/Ар0 при использовании солевых и полимерных растворов значительно меньше, чем в случаях ИЭР (рис. 6.8), т.е. удаление фильтрата из ПЗП происходит при более высокой депрессии.
Таким образом, при всех остальных условиях минимальное загрязнение коллектора достигается в случае использования при первичном вскрытии и перфорации растворов с аналогичной природой смачивания. Сопоставление эффективности применения различных СР на водной основе при перфора­ции показывает, что полимерные растворы уступают чистым соляным рас­творам как по степени вытеснения фильтратов, так и по значению коэффи­циента р.
Таким образом, к наиболее перспективным СР в условиях первичного вскрытия пластов с использованием водных растворов следует отнести раз­личные по плотности растворы солей Na+, K+ и Са2+. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1400 кг/м3 следует использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелого СР - бромид кальция.
6.7. БУФЕРНЫЕ РАЗДЕЛИТЕЛИ
При порционном заполнении зоны перфорации СР важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СР. Этот буферный раствор дол­жен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и во время следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структу­ру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инверт-
154
Таб ли ца 6.7
Номер
Буферная жидкость
Контролируемые показатели свойств
рецеп-
Статическое
Напряжение
Максималь-
туры
Объемная
Плотность,
Условная
напряжение
электропро-
ная темпе-
Компонент
доля, %
кг/м3
вязкость, с
сдвига через
боя, В
ратура на
1/10 ÏËÌ,
применение,
дПа
°ë
1
Дизельное топ-
28-28
920-940
100-150
15-35/
140-180
90
ливо
20-55
Эмультал
2
Пресная вода
60-70
2
Дизельное топ-
28-38
960-1200
120-180
15-40/
150-200
90
ливо
25-70
Эмультал
2
Водный раствор
60-70
СаС12*
3
Сырая нефть
38
960-1160
130-135
18-20/
180-250
90
Эмультал
2
30-35
Водный раствор
60
СаС12*
4
Дизельное топ-
27-37
960-1200
110-170
15-35/
250-350
150
ливо
20-60
Эмульгатор
3
"Нефтехим"
Водный раствор
60-70
СаС12
"Плотность 1020-1380 Í„/Ï3.
ную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям. Одним из типов такой буферной жидкости, разделяющей водный буровой раствор и СР на базе солевых рас­творов, является инвертная эмульсия следующего состава: дизельное топли­во - 48,5 %, эмультал - 1,5 %, вода - 50 %. Повышение плотности такой эмульсии достигается за счет ввода в нее мела или барита. В табл. 6.7 при­ведены некоторые рецептуры буферных жидкостей.
Рассмотрим очищение перфорационной среды от взвешенных частиц.
Одним из надежных методов очистки СР является метод отстоя его под воздействием сил гравитации. Для этого СР обрабатывают на поверхности флокулянтом, доставляют его в зону перфорации с изоляцией от бурового раствора буферным разделителем, а позже отстаивают СР на забое до выпа­дения взвешенных частиц в зумпф. Исследования показали, что высокая ин­тенсивность осаждения взвешенных частиц достигается при обработке СР анионным полимером ПАА. При обработке концентрированных солевых рас­творов ПАА наблюдаются следующие основные закономерности флокуляции: образование агрегатов частиц и осаждение их с максимальной скоростью при определенных дозах полимера (рис. 6.9). Снижение скорости осажде­ния происходит как при недостаточном количестве флокулянта для образо­вания значительных хлопьев, так и за счет эффекта стабилизации при его повышенных дозах. Содержание ПАА, обеспечивающее минимальное время очистки Го, зависит от концентрации твердой фазы Ст в солевом растворе. По рис. 6.9 видно, что оптимальные условия достигаются при вводе в СР 0,005-0,007 % ПАА с широким диапазоном загрязнения твердыми частицами от 500 до 5000 мг/л. Лабораторные исследования и промысловый опыт под­твердили, что процесс осветления СР высотой 300 м по времени не превы­шает подготовительных работ до перфорации и, следовательно, не требует дополнительных затрат времени.
155
tmp25B2-11.jpg
0,001         0,003         0,005         0,007
Содержание ПАА, %
0,009
0,011
Рис. 6.9. Характер флокуляции частиц при различном содержании полимеров:
/ - 10 %-ный раствор NaCl, Ст = 2000 мг/л; 2-10 %-ный раствор СаС12, Ст = 500 мг/л; 3 10 %-ный раствор СаС12, Ст = 2000 мг/л; 4-10 %-ный раствор СаС12, Ст = 5000 мг/л
6.8. ТЕХНОЛОГИЯ ЗАПОЛНЕНИЯ СКВАЖИНЫ СПЕЦИАЛЬНОЙ ЖИДКОСТЬЮ
В верхней части скважины используется буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии продуктивных пластов. Этот раствор должен обла­дать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпа­дения утяжелителя и накопления его на границе с буферной жидкостью, что может создать трудности для прохождения перфоратора. Ниже бурового раствора размещается порция буферной жидкости-разделителя. Для преду­преждения перемещения жидкостей под воздействием гравитационной силы необходимо, чтобы плотность растворов, заполняющих скважину, увеличива­лась в направлении сверху вниз не менее чем на 20—40 кг/м3. Рецептура и показатели технологических свойств инвертных эмульсий, рекомендуемых для применения в качестве буферных разделителей, приведены в табл. 6.7.
Ниже буферного разделителя размещается СР - перфорационная среда. Солевой раствор, применяемый в качестве перфорационной среды, должен вмещать не менее 2 г/л катионов Са2+ (коагулянт) и 0,005-0,007 % ПАА (флокулянт). Объем порции солевого раствора рекомендуется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, разме­щенного на 50-100 м выше верхних перфорационных отверстий. Солевой раствор и буферная жидкость готовятся в глиномешалке или в мерных емко­стях цементирующего агрегата ЦА. В последнем случае для затаривания со­ли используется дополнительная емкость объемом 0,5—1 м3. Готовить СР и инвертную эмульсию наиболее рационально централизованно с доставкой на буровую автоцистернами. Обработка раствора флокулянтом (ПАА), а также
156
добавка при необходимости коагулянта (СаС12) выполняется непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по закрытому циклу на протяжении 15—30 мин.
При использовании специальных жидкостей для вторичного вскрытия пластов дебит скважины возрастает на 25—30 % при сокращении времени ÓÒ‚ÓÂÌËfl ̇ 25-40 %.
6.9. ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТНОГО ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИНЫ ПО ХАРАКТЕРУ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ
Скважины, сооруженные буровыми предприятиями, преимущественно явля­ются гидродинамично несовершенны.
Совершенство по характеру вскрытия пласта оценивается коэффици­ентом фс. Оно обусловлено притоком пластовых флюидов в ствол скважины не через всю его поверхность, а через перфорационные отверстия в заце­ментированной обсадной колонне. Несовершенство по качеству вскрытия пласта q>s вызвано изменением фильтрационного состояния пород в приза-бойной зоне за счет загрязнения ее твердыми частицами и фильтратом буро­вого и цементного растворов, их физико-химического взаимодействия с поро­дами и пластовым флюидом, изменением напряженного состояния пород в этой зоне, т.е. характеристикой неоднородности в радиальном направлении. Несовершенство по степени раскрытия пласта характерно для пластов, в которых вследствие бурения открыта лишь часть сечения.
При исследовании скважины гидродинамическими методами, построив кривые притока и восстановления давления, можно определить коэффициент ее гидродинамического совершенства ф:
Ф = cs.                                                                                                                            (6.3)
Известными методами исследований невозможно найти отдельно каждую составную этого произведения. Однако, зная тип перфоратора, его заряд, определив по данным стендовых испытаний размеры каналов и вероятность их образования, можно рассчитать фс: по зависимости АзНИИ ДН (1968) коэффициент гидродинамического совершенства скважины
------------1п(г./гс)----------                                                                   (64)
с , (хО 1 , ( 1 V
ln -^- +-----------ln -----------
где гк - радиус контура питания, м; гс - радиус скважины, м; /пл игш- длина и радиус канала в пласте за цементным кольцом, м; пк - число каналов в горизонтальной плоскости; пя - число ярусов каналов в одном линейном ме­тре вертикальной плоскости; % = А; 2; 1,86; 1,76 соответственно при пк = 1; 2; 3; 4.
Если плотность отверстий перфорации известна, то коэффициент со­вершенства можно определить по графику рис. 6.10.
При помощи (6.3) находят коэффициент <ps
Vs =ф/фс-
Таким образом, исследовав скважину после перфорации, можно опреде­лить, какая часть несовершенства обусловлена технологией перфорации
157
ф
1,0
tmp25B2-12.jpg
Рис. 6.10. Изменение коэффициен­та гидродинамического совершенст­ва скважин по характеру вскрытия пласта в зависимости от размеров канала и плотности перфорации (первая цифра — номер кривой; вторая — длина каналов, мм; тре­тья — радиус каналов, мм): Éèè: 1 - 300, 45; 2 - 200, 38; 3 -150, 75; 4 - 125, 22; 5 - 100, 19; äè: а ж = 37 åè‡; 6 - èäë 105 (120, 8);ÒÊ 8 - èäë 80 (80, 35); 9 -ПК 103 (67, 3); о - 97 åè‡; 7 -ПКС 105 (90,5). Вероятность об­разования канала КП - 50 %; i?K -100 Ï; rÒ = 0,1 Ï, ˜ÚÓ ÓÁ̇˜‡ÂÚ, ˜ÚÓ число выстрелов перфоратора разделено на два для расчета по (6.4)
0,5
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 п, отв/м
скважины, а какая - технологией раскрытия пласта и его цементирования. Это дает возможность предложить обоснованные меры относительно увели­чения продуктивности пласта и дебита скважины.
Предварительно приближенная оценка качества раскрытия незагряз­ненного пласта КП с 50 %-ной вероятностью образования полноценного ка­нала произведена по формуле (6.4) с учетом размеров канала и плотности КП: п = пяпк.
Графики (см. рис. 6.10) построены для реальных размеров по данным стендовых испытаний с учетом плотности каналов ГПП и КП в породах оп­ределенной прочности. Например, чтобы достичь фс = 0,6, нужно перфори­ровать колонну при помощи ПК-ЮЗ с плотностью размещения 20 отверстий на 1 м или ГПП с плотностью 2 отверстия на 1 м при длине каналов не ме­нее 125 мм. После формирования каналов при помощи ГПП с плотностью 3 отверстия на 1 м и длиной 150 мм можно повысить качество раскрытия плас­та ‰Ó фс = 0,78, ‡ ‰ÎËÌÓÈ 200 ÏÏ - ‰Ó фс = 0,88.
Если выполнить первоначальную перфорацию способом ГПП, то ожи­даемый коэффициент гидродинамического несовершенства можно опреде­лить, исходя из размеров каналов и их плотности по формуле (6.4) тогда, когда давление на устье изменяется только в пределах естественных колеба­ний, обусловленных неравномерностью нагнетания жидкости приплунжер-ными насосами агрегатов (±2 МПа). Если АП свободно свисает на конце НКТ и давление на устье медленно понижается на 10-15 МПа, то вырабаты­вается эллипсообразная щель. Одновременно условия ГПП становятся от­крытыми. Размеры полуосей эллипсообразного отверстия в породе обозначим соответственно а/2 и 6/2, тогда формула (6.4) будет иметь вид
ln(/)rrÍc
(6.5)
ln
(yrrA
1
(
+
где а и Ъ - соответственно высота и ширина щели отработанных ГПП, а -= 4-5-10 ÒÏ, b = 2÷3 ÒÏ.
Проектное значение фт = фс принимают только на основании технико-экономической оценки результатов ГПП, где имеются две составные: допол­нительная добыча нефти и газа и экономическая эффективность процесса.
158
6.10. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ
6.10.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОЦЕССА
Гидропескоструйная перфорация (ГПП) - это метод, по которому образовы­вающиеся каналы проходят через колонну труб, цементное кольцо и углуб­ляются в породу под действием кинетической энергии потока жидкости с песком, сформированного в насадках.
Каналы, образованные вследствие действия кинетической энергии сформированного в насадках потока жидкости с песком в породах прочнос­тью на сжатие асж = 10(Ь-20 МПа, имеют длину / = 1(Ь-30 и поверхность фильтрации S = 200-5-500 см2. Поскольку поверхность фильтрации таких ка­налов в несколько десятков раз больше поверхности каналов, возникших в результате кумулятивной перфорации, то ГПП особенно полезна при вто­ричном вскрытии трещинных коллекторов.
Для образования каналов ГПП, больших, чем получаемых при КП, при­меняют интенсивные параметры проведения процесса. Длина канала увели­чивается на 30 % при использовании насадок диаметром d = 6 мм вместо 4,5 мм, на 30-50 % - при разгазировании жидкости азотом, на 40 % - при возрастании перепада давления в насадках Ар от 20 до 40 МПа.
Если время формирования канала t увеличить от 20 до 60 мин, то его длина будет медленно возрастать на 20 %, а поверхность фильтрации - на 400 % (очень быстро). При одновременном применении упомянутых средств длина канала может увеличиваться в 2-3 раза. Однако не следует забывать, что ГПП технологически сложный и дорогостоящий процесс. Например, ГПП с плотностью 2 отверстия на 1 м в несколько раз дороже, чем КП за­рядами ПК-103 при плотности 20 отверстий на 1 м.
Технологические возможности ГПП в добыче нефти могут быть эффек­тивно использованы только в результате рационального планирования этого процесса с учетом ожидаемой дополнительной добычи продукции скважин и затрат на его проведение.
ГПП применяют преимущественно в разведочных скважинах с многоко­лонной конструкцией, с трещиноватыми коллекторами, а также при капи­тальном ремонте, особенно после изоляционных работ, для повторной пер­форации.
Технологическая схема. Для проведения ГПП в скважину (рис. 6.11) на НКТ спускают пескоструйный аппарат, в корпусе которого размещены две-четыре насадки диаметром 4,5 или 6 мм из абразивостойкого материала. Для точной установки АП напротив перфорированных пластов над НКТ разме­щают толстостенную муфту длиной до 50 см с толщиной стенки 10-15 мм. В АП предусмотрено два гнезда для клапанов. Верхний большой шаровой клапан закидывают временно для опрессовки НКТ, потом его поднимают об­ратным промыванием. Нижний, меньшего диаметра, - закидывают на время образования каналов. Герметизацию затрубного пространства для отведения потока проводят при помощи самоуплотненного сальника.
Последовательность работы. Перед процессом ГПП опрессовывают НКТ, после чего обратным промыванием поднимают верхний шаровой кла­пан и определяют гидравлические затраты давления p3aTV. Малогабаритным прибором исследуют геологический разрез скважины ГК (НГК), чтобы на-
159
Рис. 6.11. Схема перфорации в скважине гидропескоструйным методом:
/ - обсадная колонна; 2 - НКТ; 3 - АП; 4 - насадка; 5 - пласт; 6 -каналы ГПП; 7 - сальник
править АП к пластам, уточняют длину труб, учитывая их собственный вес. После этого закидывают нижний шаровой клапан и в НКТ закачивают жидкость с абра­зивным материалом. Преимущественно это песок Фран­ции размером 0,8—1,2, реже 2 мм. Смесь жидкости с пес­ком поступает с расходом 8-16 л/с, при этом давление на насосных агрегатах составляет 25-45 МПа. При та­ких условиях скорость потока на выходе из насадок со­ÒÚ‡‚ÎflÂÚ 160-240 Ï/Ò.
Давление на манометрах агрегатов во время образо­вания каналов должно быть постоянным, например 35 МПа. На выходе из насадки потенциальная энергия давления жидкости переходит в кинетическую энергию потока, которая во время ударов песчинок о перегородку (трубы, породы) разрушает их. Частицы разрушенной породы выносятся из канала перфорации в затрубное пространство и вымываются на поверхность. Если аппарат с насадками за­фиксирован якорем на конце труб неподвижно, то образованный канал будет иметь грушевидную форму. Такие условия образования канала называют за­крытыми. Если аппарат не зафиксирован (что бывает наиболее часто), то он в конце НКТ получает обратно-поступательное движение, и канал принима­ет форму вертикальной выемки длиной 5-10 см. Движение аппарата обус­ловлено произвольным колебанием давления (±2-3 МПа) на агрегатах. При незафиксированном аппарате из пласта выносятся части породы (чаще до 10 мм), а условия образования канала называют открытыми. Механизм образо­вания канала объясняется по рис. 6.12. Рассмотрим плоское сечение потока, вытекающего из насадки диаметром d0 с начальной скоростью щ и образовы­вающего канал. Скорость щ сравняется на расстоянии от насадки /0 s 5d0, которую называют начальным участком потока; далее скорость резко снижа­ется, потому что с отдалением от насадки внешние границы турбулентного потока расширяются за счет захвата частиц жидкости из окружающей сре­ды.
Вследствие увеличения массы осевая скорость потока снижается от щ до их. Например, на расстоянии х = 40 d0 она уменьшается до их = 0,1 щ, а сталкиваясь с дном канала, их = 0. Поскольку скорость твердых частиц (песка) больше скорости потока, то более тяжелая твердая частица резко ударяется о перегородку (металл колонны, породу), преодолевает силы сцепления материала перегородки и разрушает его. Обсадная колонна долж­на находиться в пределах начального участка потока, так как тогда процесс образования отверстия в колонне длится лишь 1—2 мин. Остальное время резания затрачивается на образование канала в цементном кольце и породе. Схема образования канала в скважине изображена на рис. 6.13. Глубина канала, формирующегося за цементным кольцом, определяется по уравнению
tmp25B2-13.jpg
lÔÎ =
+ к + l t –rÒ,
(7.6)
где Rm - радиус аппарата, м; гс - радиус скважины (по показателям кавер-
160
tmp25B2-14.jpg
tmp25B2-15.jpg
Рис. 6.12. Схема вытекания потока в канал
Рис. 6.13. Схема формирования канала ГПП в скважине:
/ — гидропескоструйный аппарат; 2 — насадка; 3 — ко­лонна; 4 - цементное кольцо; 5 - пласт
номера в интервале формирования отверстий ГПП), мм; lt - глубина канала, сформированного ГПП, мм; /а - расстояние от торца насадки до эксплуата­ционной колонны, мм.
Рекомендуется выбрать Rw, для которого /а = Ю-е-20 мм.
Если в зоне образования канала имеются большие каверны, то действие потока не может выйти за границы цементного кольца, и ГПП будет неэф­фективной. В этом случае следует идентифицировать формирование канала.
Проектирование ГПП проводят для обеспечения заданного качества со­общения скважины с пластами путем образования необходимого количества каналов определенных размеров.
Во время проектирования необходимо обосновывать выбор скважины; выбрать рецептуру жидкости для ГПП, тип абразивного материала, его фракционный состав и концентрацию в жидкости; рассчитать основные па­раметры процесса, подобрать глубинное, устьевое и наземное оборудование, оценить технологическую и экономическую эффективность спроектированно­го процесса.
Обоснование выбора скважины производят на основании данных пара­метров работы, сравнения ее продуктивности с соседними скважинами того же пласта, данных гидродинамических исследований, по которым определя­ют фактическое значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины ф.
ГПП наиболее целесообразно применять в скважинах, гидродинамичес­ки несовершенных по характеру раскрытия пласта. Если такое несовершен­ство не обнаружено (например, после кумулятивной перфорации фс = ф^), то принимают большее по сравнению с ним значение коэффициента гидро-
161
динамического совершенства скважины после ГПП, которое необходимо до­стичь.
Жидкости для ГПП не должны существенно снижать проницаемость продуктивных пластов и содействовать очищению призабойной зоны от за­грязнения. Для ГПП преимущественно применяют водные растворы ПАЖ на пресной технической или минерализованной пластовой воде. ПАЖ выбира­ют по таким же принципам, как и продвигающие и вытесняющие жидкости для кислотных обработок. Целесообразно, кроме того, использовать рецепту­ры таких жидкостей для глушения скважины перед текущим или капиталь­ным ремонтом.
Абразивный материал - это обычно кварцевый песок с небольшим со­держанием глины (до 0,5 %), фракционный состав песка 0,5-1,2 мм. Наи­большие частицы не должны быть более 2 мм, так как иначе они могут за­крывать отверстия насадок АП. Оптимальная концентрация песка составляет 30-50 кг/м3 (3-5 %). С возрастанием концентрации песка обычно увеличи­вается объем канала ГПП при той же глубине.
Прочность породы на сжатие значительно влияет на длину канала. Начальная скорость разрушения породы, от которой зависит длина канала ГПП, является функцией квадратного корня значения ее прочности на сжа­тие иоп = f(^jocx). Например, при одинаковых условиях длина канала в по­роде с прочностью на сжатие 20 МПа составляет 185 мм, а с прочностью 60 åè‡ - 125 ÏÏ.
Форма и диаметр насадки также значительно влияют на длину канала ГПП. Наиболее эффективные насадки с коноидальными входом и конусной проточной частью, диаметр которых выбирают, исходя из гидравлической мощности применяемых насосных агрегатов, равным 4,5 или 6 мм. Увеличе­ние диаметра насадки в 2 раза при прочих равных условиях увеличивает длину канала почти вдвое.
Перепад давления в насадке - один из параметров процесса, который обусловливает увеличение глубины канала ГПП, и его наиболее трудно под­держивать постоянным. Начальная скорость потока является функцией квад­ратного корня из перепада давления щ = /"(Ар0-5), и именно она линейно влияет на длину образовывающегося канала. Например, увеличение перепада давления от 17 до 32 МПа содействует возрастанию длины канала от 9 до 13 см при прочих равных условиях.
Рассмотрим трудности, обусловленные нестабильностью работы насос­ных агрегатов во времени (процесс ГПП длительный, не менее 30—60 мин для каждого резания). Далее, во время ГПП, постоянно разрушается входная часть насадки, а также ее сечение. Насадки из сплава ВК-6 после 10-15 ре­заний АП следует менять, так как их диаметр увеличивается на 1,0—1,5 мм. Давление на уровне АП в затрубном пространстве нестабильно. В затрубном пространстве может содержаться жидкостно-песчаная (большей плотности) смесь, при помощи которой происходит процесс, или чистая жидкость (меньшей плотности) в начале процесса резания в данном интервале или после его завершения, когда промывают скважину для приподнятия АП в новый интервал.
Давление на устье скважины принимают стабильным, но таковым оно не является.
По данным Г.Д. Савенкова (1968), изменение давления относительно заданной величины (обычно 20—40 МПа) составляет ±2—3 МПа. На уровне
162
АП такое изменение давления вызвано движением плунжеров насосных аг­регатов. Например, в скважине глубиной около 3000 м в результате измене­ния давления в устье на 1 МПа АП, а следовательно, и насадки перемеща­ются почти на 3 см. Поэтому в обсадной колонне обычно образуется не от­верстие диаметром 20-25 мм (как при первоначальной перфорации с защем­лением АП в стендовых условиях), а щель длиной приблизительно 10 мм. Это дает два преимущества для ГПП с незакрепленным АП: 1) длина обра­зующегося канала возрастает на 20-30 %; 2) не возникает избыточное давле­ние в канала перфорации за обсадной колонной, а следовательно, не разру­шается цементное кольцо и не забиваются поры породы на поверхности об­разующегося перфорационного канала. Возрастает качество раскрытия плас­та ГПП в отличие от кумулятивной перфорации.
Время образования канала - контролируемый параметр процесса, кото­рый не зависит от других факторов. Канал образуется интенсивнее в пер­вые минуты резания потоком, после 30 мин рост глубины канала значитель­но замедляется. Здесь следует различать условия резания с зафиксирован­ными и незафиксированными НКТ с АП. В первом случае имеем так назы­ваемые закрытые условия образования канала, а во втором - открытые. В закрытых условиях расширение канала усложняется, так как много энергии затрачивается во встречных потоках круглого отверстия, образовавшегося в эксплуатационной обсадной колонне и имеющего размер 3-4 d0 диаметра на­садки. В открытых условиях, когда отверстие в колонне овальной формы и большая ось его близка к 20 d0, поток, вытекая из канала, не встречает со­противления и глубина канала увеличивается. Открытые условия свойствен­ны для ГПП в зоне фильтра или без колонны. Известно, что увеличение канала ГПП можно записать как функцию времени:
4 = f(ft).                                                                                   (6.7)
Эта функция описывает увеличение канала за ограниченное время, на­пример, до 100 мин от начала резания.
ГПП с использованием глинистых растворов применяют в скважинах с высоким пластовым давлением. Особенности технологии заключаются в использовании глинистых растворов плотностью 1,5-1,8 г/см3 с абразивным материалом. Во время проведения возрастают вязкость и статическое напря­жение сдвига, несколько уменьшается водоотдача. Это объясняется дисперги­рованием глинистых и абразивных частиц во время резания.
Для проведения ГПП с использованием глинистого раствора готовят раствор бентонитовой глины плотностью 1,14—1,18 г/см3. Потом на поверх­ности производят 5-6 циклов циркуляции всего раствора с перепадом давле­ния 25—30 МПа, направляя поток на металлический предмет. В этот момент диспергируются частицы глины, и раствор становится более стабильным. Благодаря диспергированию затраты глинопорошка уменьшаются вдвое. Да­лее добавляют к приготовленному раствору абразивный материал - барит, гематит, кварцевый песок. В этом ряду абразивность возрастает от барита к песку. Длительная работа агрегатов обеспечивается в том случае, если диа­метр частиц абразива находится в пределах 0,4-0,8 мм. В раствор вначале добавляют 5 % абразивного материала. После 2-3 циклов циркуляции через насадки АП раствор отрабатывается, и поэтому необходимо заменить абра­зивный материал новым (также 5 %). Остальные параметры и технология остаются без существенных изменений.
163
ГПП с газовой фазой (азотом) целесообразно производить в скважи­нах с низким пластовым давлением. Особенности технологии связаны с применением двух азотных газификационных установок АГУ-8к, которые перевозят жидкий азот и газифицируют его под давлением 22 МПа с расхо­дом 6 нм3/мин. Газ поступает в жидкость через эжектор, и поэтому давле­ние газожидкостной смеси с газосодержанием потока ф = 0,2 (вычисленным при гидростатическом давлении жидкости на уровне АП в скважине) дости­гает на устье 30 МПа, если давление на насосных агрегатах составляет 40 МПа. В остальном технология существенно не отличается от технологии обычной ГПП. Следует четко придерживаться правил техники безопасности во время проведения работ.
Таким образом, при использовании ГПП с газовой фазой глубина кана­ла возрастает на 30 %, а его объем - на 200 %. Возникает дополнительный перепад давления на насадках и уменьшается противодавление на пласт. К недостаткам следует отнести трудности, связанные с транспортировкой жид­кого азота на скважины, и его высокую стоимость.
ГПП с созданием перекрестных каналов предлагается для тонкослоис­тых пластов. Для проведения перфорации насадки размещают под углом обычно меньше 45° к горизонту. Для ГПП применяют конструкции (Г.Д. Са­венкова) часто с автоматическим перекрытием части насадок и продолжени­ем образования тех каналов, которые не перекрыты. Обратный поток час­тично сбрасывается в канал, образованный перекрытой насадкой.
ГПП с аппаратами для образования вертикальных или горизонталь­ных надрезов пласта впервые предложено ВНИИ (Москва) для иницииро­вания щелей ГРП, улучшения связи скважины с пластами и т.п.
ГПП с выдвижением насадки в пласт применяют для образования глу­боких каналов. Существуют различные конструкции аппаратов с одной насадкой на гибкой трубке, которая входит в пласт, а также конструк­ции ЦНДЛ AT "Укрнафта" (г. Ивано-Франковск), института "Сирка" (г. Львов).
6.10.2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА И ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ
Проектирование ГПП проводят поэтапно:
оценивают технологическую и экономическую эффективность примене­ния ГПП;
определяют допустимые значения основных параметров резания, необ­ходимых для образования каналов ГПП на проектной глубине;
рассчитывают основные параметры резания и необходимые материаль­ные ресурсы для проведения работ.
Принимаем практическое значение коэффициента гидродинамического совершенства ф, определяем дополнительную добычу нефти и газа, а также оцениваем стоимость ГПП и ее эффективность.
Задаваясь длиной и плотностью каналов ГПП, требуемых для достиже­ния проектного значения коэффициента ф, оцениваем, какие режимы реза­ния необходимы для образования каналов, и проверяем, достижимы ли они при возможном давлении на устье скважины. Если давления превышают возможные, то уменьшают число насадок, а если и это не помогает, то уменьшают проектное значение ф. Используя результаты первых двух эта­пов, рассчитываем параметры резания каналов и режимы работы насосных
164
агрегатов и их качество; колонну НКТ из труб, имеющихся на предприятии; длительность ГПП, определяем потребность в материалах. На основе полу­ченной информации можно точнее рассчитать стоимость ГПП и определить ее экономическую эффективность.
Задача 6.1
Рассчитать эффективность ГПП.
Методика
Рассмотрим варианты применения ГПП для вскрытия пласта.
1. Первичную ГПП всей эффективной мощности, которую должны ис­пытать на приток, применяют в основном в разведывательных скважинах для испытания притока из маломощных объектов (толщиной менее 25 м).
Ожидаемый дебит нефти рассчитываем из формулы
<7н = ФгАРнООО - wJ/100,                                                                       (6.8)
где <7н ~ дебит нефти после ГПП, т/сут; фт - гидродинамическое несовер­шенство после ГПП, фт = фс и рассчитывается по формуле (6.4) или (6.5); <7П — потенциальный дебит скважины, полученный, например, по данным ис­следований пластоиспытателем после бурения, или ожидаемый дебит, опре­деленный из геолого-промысловой характеристики данной скважины, м3/сут; рн - плотность нефти, т/м3; ж>об - обводненность продукции скважины, %. Дебит газа определяем следующим образом:
q„ = qÌG0,                                                                                                    (6.9)
где Go - газовый фактор, м3/т.
Ожидаемую дополнительную добычу нефти после первичной перфора­ции зацементированной обсадной колонны всех продуктивных пластов, кото­рые используют, находим по формуле
1 или
-i,                                                                                       (6.10)
где AQH - дополнительная добыча нефти, т; Км - безразмерный коэффици­ент месячного изменения дебита; Ке - безразмерный коэффициент эксплуа­тации скважины; j - месяцы после ГПП, в том числе месяц проведения ГПП; у = 1 и так далее до конца текущего года (или j = 12, если результаты ГПП определяют за календарный год): tj - календарное время каждого по­следующего месяца в сутках (в среднем можно принять tj = 30,5).
Дополнительную добычу газа определяем по известным годовым факто­рам:
ДОГ = AQHG0/1000,                                                                                   (6.11)
где АОГ - дополнительная добыча газа, тыс. м3.
Экономическую эффективность ГПП находим по формуле
165
Э = Ì - CH)AQH + (ñ - CT)AQT - áÔ,                                                         (6.12)
где Дн - отпускная цена нефти, руб/т; Сн - себестоимость 1 т нефти, руб/т; Цт - цена 1000 м3 газа, руб/1000 м3; Сг - себестоимость газа, руб/1000 м3; Зт - стоимость ГПП вместе с затратами на все виды ресурсов для проведения процесса, а также стоимость контрольного ремонта, руб.
Если Е > 0, то применение ГПП целесообразно, поскольку процесс экономически выгоден.
2.    Вторичную ГПП всего интервала перфорации, который до того вскрыт кумулятивной перфорацией, применяют преимущественно в разве­дочных скважинах, когда имеются данные промысловых исследований, кото­рые свидетельствуют о недостаточном качестве кумулятивной перфорации.
Дебит нефти и газа после ГПП рассчитывают по уравнениям (6.8) и (6.9). Увеличение дебита нефти, т, можно оценить также, используя зави­симость
Л<7н = (фп, - Фкп)<7н РнОООО - юо)/1ОО,                                                              (6.13)
где фкп - гидродинамическое совершенство после КП, которое определяют по формуле (6.4) или по графику рис. 6.10. Прирост дебита газа, тыс. м3/сут,
AqT = A<7HG0/1000.                                                                                               (6.14)
Оценивать увеличение дебита после ГПП можно и таким образом: АЯ = <7н - <7Ф>                                                                                                          (6-15)
где <7н ~ определяют по формуле (6.8); <7ф ~ фактический дебит нефти перед ГПП, т/сут.
Ожидаемая дополнительная добыча нефти может определяться из зави­симости
АОи = АЯиКеЦК1.                                                                                   (6.16)
Дополнительную добычу газа определяют по формуле (6.11). Экономи­ческую эффективность рассчитывают из уравнения (6.12).
3.   Первичную ГПП дополнительного интервала в скважине (дострел) осуществляют, если часть пласта уже была перфорирована иным способом или обсажена фильтром.
Дебит из дополнительного интервала перфорации можно определить, как и для первичной ГПП всей мощности, по формулам (6.8) и (6.9), учиты­вая, что дебит <7н известен только для нового интервала, который будет под­вержен ГПП. Ожидаемая дополнительная добыча нефти и газа определяется по формулам (6.10) и (6.11). Таким образом, дополнительная добыча нефти и эффективность ГПП рассчитываются аналогично, как и для первого вари­анта.
Полный дебит скважины равен сумме дебитов
qÌ.ÒÍ‚ = qÌ + <7ф-                                                                                          (6.17)
Но эффективность ГПП определяем только в связи с дебитом дополни­тельного интервала и приростом добычи нефти за его счет.
4.  Вторичная ГПП части разреза, вскрытого до того КП, в скважине с однородным пластом.
166
Для расчета эффективности ГПП применим условную гидропроводность каждого перфорированного пласта Et в разрезе скважины:
Ei = кы hwil                                                                                                       (6.18)
где kOi - проницаемость пласта, мкм2; hnjli - толщина пласта, м.
Находим суммарную условную гидропроводность всех пластов скважи­ны:
0ii.                                                                                               (6-19)
1
Относительную гидропроводность каждого пласта еот. находим из фор­мулы
ЕОТ;=^АсквГ                                                                                              (6-20)
Потенциальный дебит каждого пласта
где <7пн ~ потенциальный дебит г-го пласта, м3/сут.
i                                                                                                                                 ,
Коэффициенты гидродинамического совершенства пластов, которые подвергаются КП или ГПП, рассчитывают по формулам или определяют по графикам.
Зная потенциальный дебит скважин с однородным пластом и значения Фс = Фкп или фт легко определяем ожидаемый дебит жидкости каждого из пластов после КП или ГПП по формуле
^ndai, ш)г = qÔ.Ì Фс(кп, ш)-                                                                                                            (6.22)
Дебит скважины перед ГПП рассчитывают как сумму дебитов всех пла­стов после КП. После ГПП для части пластов вычисляют новый дебит этих пластов, который вместе с дебитом остальных пластов после КП в сумме будет составлять новый дебит скважины.
Дебит нефти каждого пласта определяют по известному дебиту жидкос­ти после КП или ГПП по формуле
qÔ(ÍÔ, „Ô)i = qÔ(ÍÔ, „Ô)i Рн 100 и>0/100.                                                                  (6.23)
Ожидаемый прирост дебита из г-го пласта
а для не
вЫ, гн) ~ <7н,кп;'
стов
(6.24)
1 Тогда прирост добычи нефти определяем по зависимости
H = (<7н.гп - qs,JKetj
i
К-                                                                            (6.25)
Прирост добычи газа рассчитываем по формуле (6.11), а экономическую эффективность проведения ГПП — по уравнению (6.12).
Рассматривая значения технологической и экономической эффективнос­ти ГПП, принимаем решение о целесообразности ее проведения.
167
5. Вторичная ГПП для части интервала, раскрытого уже КП, в скважи­не с неоднородным пластом.
Для расчета эффективности ГПП вначале определим условную гидро-проводность и потенциальный дебит каждого перфорированного пласта по формулам (6.18) - (6.21). Аналогично вычисляем фактический текущий де­бит каждого пласта А<7н;по следующей формуле:
Яя.ф. = <7фЕот;>                                                                                                                          (6.26)
где <7ф ~ фактический дебит скважины после раскрытия пласта КП, м3/сут.
Находим значение коэффициента гидродинамического несовершенства скважины и каждого пласта
Ф = i;
Ф = Ф; = qÙ/qÔ.                                                                                                (6.27)
Коэффициенты гидродинамического несовершенства однородных плас­тов по характеру их раскрытия после проведенной кумулятивной перфора­ции проектируемой ГПП определяем по формулам или по графикам и рас­считываем на их основе ожидаемый дебит каждого однородного пласта <7п.кп и qnTn.. Сравнивая значения фактических дебитов неоднородных пластов с
рассчитанными дебитами однородных пластов после КП, можно увидеть, что последние гораздо больше. Следовательно, прогнозирование дебита неодно­родных пластов после вторичной их ГПП также дает значительно завышен­ные результаты. Поэтому, определив ф или ф; по формуле (6.27) для сква­жины с загрязненным пластом, рассчитать фс = ф/фс(кп_ т), используя значе­ние фс(кп m) однородного пласта, невозможно.
Дебит скважины с неоднородными пластами после ГПП определяем как и эффективность ГРП, поскольку ф = фт близко к единице. Отметим, что и тогда ожидаемый дебит будет несколько завышенным:
()rrÍc,                                                                                           (6.28)
где фг - отношение дебитов скважины с неоднородными пластами до и после ГПП; гусл - радиус условной скважины,
rÛÒÎ = rÒ + lÔÎ.                                                                                                      (6.29)
Ниже приведены расчетные значения фг для гк = 200 м, гс = 0,1 м и из­меняющегося значения /щ, после ГПП:
ÛÒÎ, Ï........................ 0,2 0,3 0,4 0,5          0,6          0,7
Î.............................. 1,10 1,17 1,22 1,27 1,31         1,35
Ожидаемый дебит скважины (или части ее сечения) с неоднородным пластом после ГПП
qÙ.„Ô = <7ффг-                                                                                                           (6.30)
Тогда прирост добычи жидкости рассчитываем по формуле
И» = Ф,Ч ~ ЬФ.гпг                                                                                         (6-31)
Прирост дебита нефти вычисляем по уравнению
168
wÌÙÌ = Д<7фрн(100 - и>0)/100,                                                                              (6.32)
прирост дебита газа - по формуле (6.14), дополнительную добычу нефти и газа — по уравнениям (6.16) и (6.11), экономическую эффективность ГПП — по формуле (6.9), а потом делаем вывод о целесообразности ГПП.
Пример 6.1.1
Вскрыть в интервале 2160-2185 м (h^ = 25 м) пласт, обсаженный зацемен­тированной колонной DK = 146 мм с толщиной стенки 5 = 10 мм.
Цементное кольцо с (rc - DK/2) = 77 мм, поскольку напротив продук­тивного горизонта имеются каверны. В таких условиях целесообразно при­менять ГПП. Размеры проектированных каналов ГПП в породе < асж = 50 МПа за цементным кольцом: /щ, = 150 мм, Гщ, = 35 мм. Число ярусов каналов в горизонтальной плоскости одного яруса пк = 1. Радиус контура питания гк = = 100 м, радиус скважины гс = 0,1 м. Пласт с незагрязненной призабойной зоной: ф = фс. Потенциальный дебит скважины qn = 20 м3/сут; плотность нефти рн = 0,84 т/м3; заводненность продукции w0 = 0; газовой фактор Go = = 160 м3/т. Цена 1 т нефти Дн = 150 руб., цена 1000 м3 газа Цт = 100 руб. Себестоимость 1 т нефти Сн = 50 руб., себестоимость 1000 м3 газа Сг = = 40 руб.; коэффициент ежемесячного изменения дебита Км = 0,96; коэффи­циент эксплуатации скважины К = 0,97; рассчитанная длительность эксплу­атации скважины после ГПП 6 мес, так как работу выполняют в июне и tj = = 30,5 сут. Стоимость ГПП вычисляют по известной нормативной стоимости изготовления одного отверстия ГПП Цо = 1000 руб. Поэтому стоимость ГПП 25 м пласта плотностью п = пя пк = 3 • 1 = 3 отв./м, Ссм = 25 • 3 х 1000 = = 75 000 руб.
Решение
1. Рассчитываем ожидаемый коэффициент гидродинамического совер­шенства скважины после ГПП по формуле (6.4)
0 78
А-Ш\ J 1 \(________1________^
0,150 J + 10,150 -1 - 3 - lj 1,2 - 3,14 - 0,0035 -1 - 3 -1J
Напомним, что по условиям задачи ф = фш.
2.  Дебит нефти после ГПП определяем по уравнению (6.8):
qÌ = 0,8 • 20 • 0,84 • (100 - 0)/ = 13,1 Ú/ÒÛÚ.
3.  Дополнительную добычу нефти после ГПП, которая будет произведе­на 25-30 июня текущего года, рассчитываем по формуле (6.10):
AQH = 13,1 • 0,97 • 30,5 • (0,964 + 0,962 + 0,963 + 0,964 + 0,965 + 0,966) = 2015 т.
4.  Прирост добычи газа вычисляем по уравнению (6.11): AQr = 2015 • 160/1000 = 322 =˚Ò. Ï3.
5.  Экономическую эффективность работ вычисляем по (6.12) без срав­нения с КП, которую здесь применять нецелесообразно в связи с большим диаметром каверны:
Э = (150 - 50)2015 + (100 - 40)322 - 750 000 = 145 820 руб. Следовательно, проведение ГПП экономически выгодно.
169
Пример 6.1.2
Скважиной раскрыт пласт толщиной клл= 10 м, потенциальный дебит кото­рого qK= \0 м3/сут с обводненностью w0 = 30 %. Толщина цементного коль­ца 25 мм. В скважине возможна КП с зарядами ПК-ЮЗ, плотностью 20 от­верстий на 1 м с глубиной каналов в пласте 1т = 67 мм и радиусом каналов Гщ, = 2,6 мм или ГПП плотностью п = пяпк = 3-1 = 3 отверстия на 1 м, глу­биной каналов /щ, = 150 мм и гш = 35 мм. Остальные данные см. пример 6.1.1. Оценить технологическую целесообразность проведения ГПП стоимостью Стт = 10 • 3 • 1000 = 30 000 руб.
Решение
1. Оценим ожидаемый коэффициент гидродинамического совершенства скважины после КП по формуле (6.4), сравнив пкп и 0,5 пкп:
ln(100/0,l)                              nfi.
Ф
1 \(               1
0,067 } \ 0,067 • 20 • 0,5 Д 2 • 7,0 • 0,0026 • 20 • 0,5
2.   Прирост дебита нефти после ГПП сравнительно с ожидаемым КП рассчитываем по формуле (6.13), используя известное значение фт = 0,78 из примера 6.1.1:
Д<7Н = (0,78 - 0,61)10 • 0,84(100 - 30)/100 = 1,0 т/сут.
3.  Дополнительную добычу газа вычисляем по уравнению (6.16) ДОН = 1,0 • 0097 • 3055 2 5,2 = 154 т.
4.  Дополнительную добычу газа рассчитаем по формуле (6.11)
AQ =169—= 54 Ú˚Ò. Ï3. 1000
5.  Экономическая эффективность работ с учетом (6.12) Э = (150 - 50)154 + (100 - 40)26 - 30 000 = -13 040 руб.
Таким образом, применение ГПП экономически нецелесообразно.
Пример 6.1.3
Скважиной открыта эоценовая залежь с тремя пластами. Первый пласт в интервале 2500-2514 м с толщиной пласта /щ, = 14 м, перфорированный ПКС-80, плотностью п = 12 отверстий на 1 м (тип коллектора KL-1, порис­тость т0 = 10 %), второй пласт в интервале 2517—2528 м (KL- 1, т = 10 %, Ara = 11 м) и третий пласт - 2534...2567 м (KL-2, т = 11 %, /гпл = 33), пер­форирован ПКС-105 с такой же плотностью. Термометрическими исследова­ниями определено, что производят два нижних пласта. Провести ГПП в ин­тервале 2500-2514 с прочностью породы на сжатие асж = 100 МПа для со­здания каналов /щ, = 150 мм, гШ1 = 35 мм, плотностью п = пяпк = 3 • 1 = 3 от­верстия на 1 м. Потенциальный дебит скважины qu = 82 м3/сут, обводнен­ность w0 = 20 %.
Пласт является однородным в радиальном направлении ф5 = 1. Радиус скважины гс = 0,1 м, диаметр колонны DK = 146 мм. Остальные данные см. пример 6.1.1.
170
Стоимость ГПП оценивают с учетом результатов предварительных ра­бот:
Ст^ = 14 • 3 • 1000 = 42 000 руб.
Решение
1.  Рассчитаем ориентировочное участие пластов в притоке в скважину и их потенциальные дебиты. Проницаемость пластов первого и второго типа коллектора по их пористости определяют по эмпирическим формулам.
2.  По уравнению (6.18) рассчитываем условную гидропроводность каж­дого пласта, гидропроводность всех пластов скважины вычислим по формуле (6.19), а потенциальные дебиты каждого пласта по уравнению (6.21). На­пример, для первого пласта qUJi = 82 • 0,323 = 26,5 м3/сут. Результаты рас­четов сведены в табл. 6.8.
Определим предполагаемый коэффициент гидродинамического совер­шенства по характеру раскрытия пласта кумулятивной перфорацией, поль­зуясь рис. 6.10. По данным кривой 7 для перфорации ПКС-105 с п = 12 от­верстий на 1 м в породе с асж = 97 МПа значение фс = 0,57. Оно уменьшено для прочности породы с асж = 37 МПа, где фс = 0,69, в 1,2 раза. Аналогично, пользуясь кривой 8 для ПКС-80 и асж = 37 МПа, найдем фс = 0,53, а для а^ = 97 åè‡ ËÏÂÂÏ фс = 0,53/1,2 = 0,44.
Ожидаемый коэффициент гидродинамического совершенства после ГПП в интервале 2503-2513 м каналами 1^ = 0,150 м и rra = 0,035 м для пя = 3 и пк = 1 (3 отверстия на 1 м) по данным примера 6.1.3 ф s 0,8.
3.  Рассчитываем ожидаемый дебит после КП, пользуясь данными о рас­считанных потенциальных дебитах пластов и определенными коэффициен­тами фс = 0,44 и фс = 0,57 и считая, что пласты являются незагрязненными. Тогда дебиты отдельных пластов вычисляем по формуле (7.22). Для первого пласта qÍÔ = 25,5 • 0,44 = 11,7 Ï3/ÒÛÚ Ë Ú.‰.
Результаты расчетов сведены в табл. 6.9.
Таб ли ца 6.8
Расчет потенциального дебита пластов скважины с незагрязненной призабойной зоной
Интервалы перфо-
hÔÎi, Ï
Тип
h
?„„> м3/сут
Номер
рации, м
коллек-
пласта
К
К
тора KL
1
2500
2514
14
10
1
9
126
0,323
26,5
2
2517
2528
И
10
1
9
99
0,254
20,8
3
2534
2567
33
и
2
5
165
0,423
34,7
Всего
-
-
58
-
-
-
390
1,000
82,0
Таб ли ца 6.9
Расчет дебита пластов скважины с незагрязненной призабойной зоны после КП и ГПП
Номер
<7кп>
Фс = Фгп>
<7гп>
<Li> + 9ш>
9ннп>
<7„гп>
Л<7„.
пласта
м3/сут
м3/сут
м3/сут
м3/сут
м3/сут
м3/сут
м3/сут
1
0,44
11,7
0,80
21,2
21,2
7,9
14,2
6,3
2
0,57
11,9
-
-
11,9
8,0
8,0
0
3
0,57
19,8
-
-
19,8
13,3
13,3
0
Всего
43,4
52,9
35,3
63
171
4. Дебит нефти из скважины после КП вычислим по формуле (6.23)
43, 4 • 0, 84(100 - 20)
292
100
Аналогично найдем дебит нефти каждого пласта и запишем в табл. 6.9.
5.  Рассчитаем ожидаемый дебит после ГПП для первого пласта.
Проще всего в этой ситуации воспользоваться формулой (6.22), под­ставив фс(п,) = 0,8 для ГПП. Тогда дебит первого пласта qTn = 26,5 • 0,8 = = 21,2 Ï3/ÒÛÚ, ‡ ‰Â·ËÚ ÒÍ‚‡ÊËÌ˚ qm = 21,2 + 11,9 + 19,8 - 52,9 Ï3/ÒÛÚ.
Принимая во внимание заводненность пласта, вычисляем дебит нефти после ГПП по уравнению (6.23)
„ „ „ о/ (100- 20) „_ - ,
</ЕГП=52'9'0,84------------35,5 т/сут.
100
6.  Определяем ожидаемый прирост добычи нефти по формуле (6.25) ДОН = (35,5 - 29,2) 0,97 • 30,5 • 5,2 = 969 т.
7.  Прирост добычи газа найдем по уравнению (6.11) ДОГ = 969 • 160/1000 = 155 ˚Ò. Ï3.
8.  Рассчитаем экономическую эффективность работ по формуле (6.12): Э = (150 - 50)969 + (100 - 40)155 - 42 000 = 64 200 руб.
Таким образом, процесс ГПП экономически эффективен.
Пример 6.1.4
Условия такие же, как в примере 6.1.3, с той разницей, что пласты в приза-бойной зоне загрязнены и пласт неоднороден в радиальном направлении. Фактический дебит скважины перед ГПП q^ = 27 м3/сут, а обводненность w0 = 20 %. Проверить, эффективно ли ГПП экономически в этой же скважи­не в условиях загрязнения призабойной зоны. Решение
1.  Вычислим коэффициент гидродинамического несовершенства скважи­ны, используя значение фактического и потенциального дебитов, по уравне­нию (6.27). Например, для какого-нибудь пласта
Ф = 27,0/82,0 = 0,33.
2.  Рассчитаем распределение фактических дебитов между пластами, ис­пользуя данные из табл. 6,8-6.9.
Фактический дебит пласта № 1, определенный по формуле (6.26), со­ставляет
qÌÙi = 27 • 0,333 = 8,7 Ï3/ÒÛÚ.
Результаты расчетов сводим в табл. 6.10.
3.  Определяем фс = фкп и фс = фт, как в примере 6.1.3. Находим соответ­ствующие им дебиты скважины с однородными пластами. Сравнивая значе­ния дебитов однородного пласта № 1 после КП и ГПП <7Н.КП И>7 м3/сут и <7н.ш = 21,2 м3/сут с фактическим дебитом неоднородного пласта <7н.ф; = = 8,7 м3/сут, приходим к выводу о значительном влиянии загрязнения при-
172
퇷 ÎË ˆ‡ 6.10
Расчет дебита пластов скважины с загрязненной призабойной зоной после КП и ГПП
Номер пласта
м3/сут
м3/сут
Фс = Ф»,
<7н.кп>
м3/сут
<7гп>
м3/сут
qÌ.„Ô,
м3/сут
Фг
м3/сут
А?н>
м3/сут
1 2 3 Всего
26,5 20,8 34,7 82,0
8,7 6,8 11,5 27,0
0,33 0,33 0,33 0,33
0,44 0,57 0,57
11,7 11,9 19,8
0,8
21,2
1,17
10,2 6,8 11,5 28,5
1,0 1,0
забойной зоны на дебит. Это влияние можно ликвидировать путем КО или обработок ПАЖ и т.п., но вначале оценим эффективность ГПП.
4.  Рассчитаем ожидаемое увеличение дебита скважины с неоднородными пластами после ГПП на основе фактического дебита как для скважины с увеличенным радиусом по формулам (6.28) и (6.29).
По уравнению (6.29) определяем условный радиус скважины:
rÛÒÎ = 0,1 + 0,15 = 0,25 Ï.
Находим значение фг = 1,17 (6.28) и по (6.30) рассчитываем дебит плас­та
qÙ.„Ô = 8,7 • 1,17 = 10,2 Ï3/ÒÛÚ.
5.  Вычисляем по формуле (6.31) прирост дебита жидкости после ГПП: Д<7Ф = (10,2 + 6,8 + 11,5) - (8,7 + 6,8 + 11,5) = 1,5 Ï3/ÒÛÚ.
6. Прирост дебита нефти рассчитываем по уравнению (6.32)
AqK = 1,5 • 0,84(100 - 20)/100 = 1 Ú/ÒÛÚ.
7.  Определяем ожидаемый прирост добычи нефти ДОН = 1,0 • 0,97 • 30,5 • 5,2 = 153,8 Ú.
8.  Прирост добычи газа рассчитываем по (6.11) ДОГ = 153,8 • 160/1000 = 24,6 Ú˚Ò. Ï3.
9.  Экономическую эффективность работ определяем по формуле (6.32) Э = (150 - 50)153,8 + (100 - 40)24,6 - 42 000 = -25 144 руб.
Таким образом, вторичная ГПП после КП в данной скважине с загряз­ненной зоной является экономически неэффективной. Для обеспечения эф­фективности работ необходимы большие приросты добычи нефти, которые достигают иными методами влияния на призабойную зону.
Задача 6.2
Оценить приближенно основные параметры ГПП, необходимые для обеспе­чения заданного коэффициента гидродинамического несовершенства скважи­ны.
Методика
Принимаем, используя решения задачи 6.1, значение коэффициента гидро­динамического несовершенства фс = фш, которое обеспечивает экономически
173
эффективное применение процесса ГПП. Одновременно определяем параме­тры перфорации /пл, гпл, п = пяпк, необходимые для его достижения.
Отметим, что существует произведение параметров перфорации, кото­рое соответствует заданному значению фс. Например, соотношение фс = фт = = 0,8 (см. рис. 6.1) при /щ, = 300 мм и п = 1 отверстие на 1 м; 1Ш = 200 мм и п = 3 отверстия на 1 м; /пл = 150 мм и п = 4 отверстия на 1 м; 1Ш = 125 мм и п = 5 отверстий на 1 м либо /пл = 100 мм и п = 6 отверстий на 1 м. Поэтому предварительно необходимо оценить, какие режимы резания нужны для об­разования каналов заданных размеров и возможно ли их достичь при помо­щи технических средств, имеющихся в нашем распоряжении, и лишь после этого присоединить к детальным расчетам (задачи 6.3-6.5).
Вначале определим из преобразованной формулы (6.6) глубину канала ГПП - 1а, которая нужна для образования в пласте канала длиной 1^. На­помним, что канал 1а проходит через стенку колонны, цементное кольцо, а потом углубляется в породу пласта. Значения гс в заданном интервале глу­бин пластов определяют по кавернограмме. Преобразованная относительно lt3 формула (6.10) имеет вид
/« = Ос + О - (R‡Ô + l‡),                                                                          (6.33)
где /а - расстояние от торца насадки к стенке обсадной колонны.
Это расстояние должно составлять 10-20 мм и определяется следующим образом:
где DK - диаметр эксплуатационной колонны, мм; 5К - толщина стенки об­садной колонны, мм; Rau - радиус аппарата, мм.
Желательно знать из экспериментальных данных прочность на сжатие образцов пород-коллекторов данного месторождения асж. Если прочность по­род на сжатие не определена, то для ориентировочной ее оценки на место­рождениях Прикарпатья можно использовать эмпирическую зависимость асж от m0:
aCT = 180 - 8,57 m0,                                                                                   (6.34)
где асж - прочность пород на сжатие, МПа; т0 - коэффициент пористости, m0 = 7+16 %.
Для ориентировочной оценки диаметра насадки d0 в АП и таких режи­мов резания, как перепад давления на насадках Ар и длительность одного резания t в зависимости от прочности породы на сжатие асж, целесообразно использовать данные, приведенные в табл. 6.10 и рассчитанные по нашей методике. Отметим, что рассчитанные значения не более чем на 10 % отли­чаются от измерений при стендовых испытаниях при адекватных условиях. Данные табл. 6.11 отвечают ГПП с незаякоренным АП (открытые условия образования каналов).
Из табл. 6.11 выбираем такие режимы резки, чтобы lt г lt3.
Из табл. 6.11 видно, что во время ГПП очень прочных пород Прикарпа­тья (асж = 100 МПа) в нормальных условиях резки (Ар = 20 МПа, d = = 4,5 мм и t = 20 мин) длина сформированного канала / = 78 мм, а при ин­тенсивных режимах (Ар = 40 МПа, d = 6 мм и t = 20 мин) она возрастает до 180 мм. Поэтому для образования каналов в прочных породах следует применять интенсивные режимы и методы ГПП. Размеры канала (см. табл.
174
Табли ца 6.11
Изменение длины канала в зависимости от режимов их резания и диаметра насадки, мм
Прочность породы на сжатие, МПа
Время,
20
50
100
150
мин
Перепад давления в насадке, МПа
30
20
30
40
20
30
40
30
40
20
219
112
136
122
76
22
112
67
Z2
295
150
182
230
103
127
149
88
106
30
240
123
149
189
82
102
122
73
86
320
164
199
251
ИЗ
139
163
97
115
60
264
135
164
208
92
113
134
Ш
94
352
180
219
276
124
152
179
106
126
100
276
141
172
217
96
119
140
84
99
367
188
228
288
130
159
187
111
132
При
ме ча ни
е. В
числителе
данные дл*
i насадки
диаметром 4,5 мм,
в знаменателе -
диаметром
6 ÏÏ.
6.11) могут возрастать еще больше вследствие разгазировки жидкости с пес­ком. Например, если степень разгазировки ф = 0,2 при давлении на уровне насадки в затрубном пространстве, то длина канала возрастает в 1,3 раза, а поверность - в 1,5 раза, если ф = 0,45 - соответственно в 1,5 и 2,1 раза.
Решая задачу, следует определить предполагаемое давление на устье скважтны для создания необходимого перепада давления на насадках.
Подобрав количество насадок, а из таблицы 7.8 - их диаметр и перепад давления, легко определить расход жидкости во время ГПП по приближен­ной зависимости.
2-10 -Ар
'         Рем
(6.35)
где <7ап ~ расход жидкости, м3/с; d0 - диаметр насадки, м; пап - число наса­док; Цщ = 0,89 для насадок аппарата АП-6М и воднопесчаной смеси; Ар -перепад давления на насадках, МПа; рсм - плотность смеси, кг/м3.
Например, для смеси воды с песком с концентрацией 50 кг/м3 плот­ность смеси рсм = 1030 кг/м3.
Число насадок в АП зависит от их диаметра, диаметра труб и глубины скважины. Для средних глубин Н = 2500 мм, dT = 73 мм и d0 = 4,5 мм пш = = 2÷6, ‡ для d0 = 6 ÏÏ пш = 2÷4.
Потери давления в зависимости от рекомендательного расхода водо-песчаной смеси оценивают по экспериментальным данным, приведенным в Ú‡·Î. 6.12.
Табли ца 6.12
Потери давления во время циркуляции водопесчаной смеси для ГПП в скважине
Расход давления ДРТ на 100 м глубины для конструкций колонны, мм, при
q, Î/Ò
D = 146 ÏÏ Ë d ,
DÍ = 168 ÏÏ Ë dÚ, ÏÏ
60
73
60
73
89
5 10 15 20 25
0,030 0,130 0,310 0,520 0,720
0,025 0,115 0,270 0,440 0,620
0,020 9,100 0,230 0,420 0,5600
0,020 0,120 0,270 0,420 0,490
0,018
0,015
0,100
0,080
0,230
0,190
0,360
0,310
0,490
0,430
Примечания. 1. Экспериментальные данные по П.М. Усачеву. 2. Для НКТ dT 73 мм данные интерполированы.
175
Полная потеря давления
100
(6.36)
где Нш - глубина спуска НКТ, м. Ожидаемое давление на устье
Ару = Ар + АРтр.
(6.37)
Время, необходимое для образования канала, ориентировочно определя­˛Ú ËÁ Ú‡·Î. 6.8, Ó·˚˜ÌÓ t = 30÷60 ÏËÌ.
Выбираем режим, для которого давление на устье в 1,5 раза мень­ше, чем давление опрессовки насосных агрегатов. Давление опрессовки не может превышать максимального давления принимаемых агрегатов. Таким образом,
/1,5,                                                                                           (6.38)
Рдоп Роп Pi * Рдоп-
(6.39)
Пример 6.2.1
Оценить основные параметры ГПП скважины, которую проектируют для раскрытия эоценового пласта с ф = 0,8. Интервал перфорации 2500-2514 м, тип коллектора KL-1, пористость т0 = 10 %, радиус скважины гс = 0,1 м. Предварительная КП перфоратором ПКС-80 плотностью 12 отверстий на 1 м не обеспечила качественной связи скважины с пластом. Это обнаружено термометрическими исследованиями скважины после проведенной КО всего раскрытого сечения. Предприятие применяет насосные агрегаты УН1-630 х х 700А (4АН-700) с такими характеристиками для 1300 об/мин коленчатого вала: I скорость ра = 70 МПа, д = 4,1 л/с; II скорость ра = 54 МПа, q = = 5,5 Î/Ò; III скорость p = 39 åè‡, q = 7,8 Î/Ò. Решение
1.  Определяем произведение значений плотности перфорации с опре­деленной глубиной канала ГПП, которые обеспечивают фс = фт = 0,8. Пере­численные параметры перфорации находим из рис. 6.10 и сводим в табл. 6.13.
2.  Рассчитаем длину канала, который необходимо выработать ГПП, что­бы получить нужную /щ, по формуле (6.33), при этом радиус скважины гс = = 0,1 м, диаметр эксплуатационной колонны DK = 146 мм, толщина стенки 6„ = 10 ÏÏ.
Таблица 6.13
Значение плотности перфорации
с определенной глубиной канала ГПП
Фгп
'пл> ММ
п, отв/м
l, ÏÏ
0,8
300
1
337
0,8
200
3
237
0,8
150
4
187
0,8
125
5
162
0,8
100
6
137
176
Рассчитаем вначале l = 146/2 - 10 - 50 = 13 ÏÏ.
Например, для длины канала в пласте (/щ, = 100 мм) определяем необ­ходимую глубину канала ГПП lt по формуле (6.33):
lt = 100 + 100 - 50 - 13 = 137 ÏÏ.
3.  Оцениваем прочность породы по ее пористости согласно (6.34): асж = 180 - 8,57 • 10 = 94 åè‡.
4.   Сравнивая по табл. 6.11 возможные длины каналов для породы с асж = 100 МПа и наибольшей насадки с d0 = 6 мм с определенными необхо­димыми значениями lt в табл. 6.13 этого примера, приходим к выводу, что для ГПП можно рекомендовать такие режимы резки:
для /щ, = 100 мм, lt = 137 мм - Ар = 30 МПа, t = 30 мин и п = 6 отверстий на 1 Ï
либо
для /щ, = 150 мм, lt = 187 мм - Ар = 40 МПа, t = 60 мин и п = 4 отверстия на 1 Ï.
Вначале следует проверить возможность использования режима с меньшими Ар vi t.
5.  Рассчитываем расход жидкости, приняв необходимое количество на­садок вш = 4в АП с d0 = 6 мм по зависимости (6.35):
q‡Ô = 9,78 • 0,0062 • 4 • 0,89 • 2000 • 30 = 0,0244 м3/с = 25 Î/Ò.
На Ó‰ÌÛ Ì‡Ò‡‰ÍÛ qt = q/nÔ = 25/4 = 6,25 Î/Ò.
6. Ожидаемые потери давления во время проведения ГПП в скважине с DK = 146 мм, dT = 73 мм согласно табл. 6.12 для q = 25 л/с, Ар = = 0,62 åè‡/100 Ï.
Для глубины Яш = 2500 м полную потерю гидравлического давления рассчитаем по формуле (7.36):
9^ПП
АРтп = 0,62— = 15,5 МПа. 100
Ожидаемое давление на устье определяем по формуле (6.37): pÚ = 30 + 15,5 = 45,5 åè‡.
Расчет для Ар = 40 МПа не производим, поскольку допустимое давление выполнения работ в 1,5 раза меньше максимального, которое может разви­вать агрегат 4 АН-700:
pÓÔ = 70/1,5 = 46,7 åè‡.
Таким образом, предварительно выбираем для расчета процесса ГПП следующие параметры и режимы перфорации:
фт = 0,8; /щ, = 100 мм, п = 6 отверстий на 1 м; lt = 137 мм; Ар = 30 МПа; t = 30 мин для АП с d0 = 6 мм и пш = 4.
Если не найдены режимные параметры, способные обеспечить парамет­ры перфорации, то необходимо снизить уровень фт = 0,7. После нахождения новых параметров перфорации решение повторяют.
177
Задача 6.3
Рассчитать параметры резки во время ГПП, которые обеспечивают заданное значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины по ха­рактеру раскрытия пласта.
Методика
Основные параметры перфорации, которые обеспечивают выполнение наме­ченного задания, фс = Д/пл.п)- Для образования в пласте канала 1т необходи­мо, чтобы канал, проходящий через обсадную колонну и цементное кольцо, имел большую длину lt.
Основная формула для расчета всей длины образуемого канала имеет следующий вид:
\                                                                             (6.40)
где d0 - диаметр насадки, м; Сгп - коэффициент, учитывающий усло­вия ГПП; щ - скорость потока на выходе из насадки, м/с; мОп - на­чальная скорость разрушения породы (металла), м/с; ДО - функция вре­мени минимальной длины канала, который вырабатывается за заданное вре­мя t.
Коэффициент, учитывающий влияние условий перфорации, для ГПП с заякоренным перфоратором АП (закрытые условия образования канала) Ст = 1,3, а для ГПП с незаякоренным АП (открытые условия) Ст = 1,5.
Скорость (м/с) потока на выходе из насадки
щ = цапА/2-1О6Ар/рсм,                                                                            (6.41)
где цап = 0,89 - для коноидальных насадок АП; Ар - перепад давления на насадках, МПа; рсм - плотность смеси жидкости с абразивным материалом, Í„/Ï3.
Начальную скорость (м/с) разрушения твердого тела гидроабразивным потоком иои рассчитывают по зависимости
(6.42)
где Кт - коэффициент, который зависит от свойств абразива и потока, для водопесчаной смеси Кт = 1800, для глинистого раствора с абразивом (s 50 кг/м3) Кт = 3000; для отработанного раствора (пять и более циклов циркуляции в объеме скважины) Кт = 6000; асж - прочность породы на сжа­тие, МПа.
По экспериментальным данным с прочностью породы на сжатие асж = = 35 МПа начальная скорость разрушения песчаников иои ш 6 м/с, для изве­стняков моп = 7-5-10 м/с и для стали моп = 25 м/с. Значение асж можно рас­считать, используя зависимость (6.38).
Напомним, что разрушение породы закончится, когда скорость на дне канала будет равняться значению иои. Функция времени образования канала ГПП, которая изменяется в пределах 0 s /*0 s 1, имеет вид
178
tmp25B2-16.jpg
где t - время от начала резки потоком, мин.
Ниже приведены коэффициенты А и В, определенные по (6.43) во вре­мя резки в среде с давлением, которое считают критическим.
Условия работы потока............................... А           В А/В
Открытые............................................... 0,0331 0,0051 6,49
Закрытые................................................ 0,0853 0,0057 14,96
Расчеты по формуле (6.43) дают следующие результаты: /*0(О = 0,75; 0,82 и 0,9 за t = 20; 30 и 60 мин действия потока при незаякоренном перфо­раторе АП и соответственно fo(t) = 0,58; 0,67 и 0,75 при заякоренном пер­фораторе АП.
Анализируя формулу (6.40), замечаем, что наибольшее влияние на дли­ну канала оказывает диаметр насадки. Однако вследствие увеличения d0 > > 6 мм возрастают затраты жидкости и соответственно гидравлические за­траты, что нецелесообразно.
Расчеты / можно упростить, если в формулу (6.43) подставить выраже­ния (6.41) и (6.46) и привести к следующему виду:
j—^—/"„(О - 1).                                                                  (6.44)
4 = ^Crn(1542
tmp25B2-17.jpg
Напомним, что рекомендуемые параметры образования каналов во время одного резания следующие: t = 30+60 мин и Ар = 20+30 МПа для пород с асж s 50 МПа и Ар = 30+40 МПа для пород с асж = 100 МПа.
Увеличение глубины канала в 1,5-2 раза достигают путем газирования жидкости с песком.
Для расчета длины канала, образованного газированной жидкостью, применяют формулу (6.44), в которой вместо щ подставляют
uÓ„ = (1,15 + 1,85 ф)м0>                                                                              (6.45)
где щт - скорость потока газированной жидкости, м/с; ф - степень разгази-ровки жидкости в глубинных условиях (формула действительна для 0,1 < < ф < 0,5),
Ф=° . ;                                                                                        (6.46)
а + (Рг.ст /Ро>
а - степень разгазировки жидкости в поверхностных условиях, м33; рТС1 -гидростатическое давление в нижней части НКТ длиной L; р0 - атмосфер­ное давление.
Заметим, что время образования канала ГПП при одном положении АП обычно составляет 30-40 мин.
Пример 6.3.1
Рассчитать параметры резки для образования каналов по условиям при­мера 6.2.1 и /щ, = 150 мм; lt = 187 мм; п = 6 отверстий на 1 м, чтобы обеспе­чить фс = 0,8. Гидропескоструйную перфорацию производят водой с песком концентрацией 40 кг/м3, АП на 73 НКТ, незаякоренный (открытые условия перфорации).
179
Решение
1. Для представленных условий рассчитаем, как изменяется длина ка­нала во времени относительно максимальной.
По формуле (6.43) при A = 0,0331 Ë B = 0,0051
/о(0 =
(/),ABt + + 65 + t
Например, для t = 15; 30; 45 и 60 мин значение /*0(О соответственно равно 0,70; 0,82; 0,87 и 0,90. Отсюда выбираем t = 45 мин, так как дальше канал углубляется медленно.
2. Преобразуем формулу (6.44) с учетом того, что для t = 45 мин /*0(О = = 0,87, для водопесчаной смеси Кт = 1800 и для незаякоренного АП Ст = = 1,5
tmp25B2-18.jpg
tmp25B2-19.jpg
3.  Рассчитаем /^ для асж = 94 МПа; d0 = 4,5 и 6 мм; Ар = 25; 30; 35 и 40 åè‡.
Для диаметра насадки d0 = 4,5 мм и перепада давления на насадке Ар = = 25 МПа по преобразованной формуле в п. 2 данного примера найдем lt =
= 1,5 • 4,5(31,6^25/94- 1) = 102 ÏÏ. ÑÎfl Ар = 30, 35 Ë 40 åè‡ Á̇˜ÂÌË lt будет составлять соответственно 114; 123 и 132 мм, а для этих же значений Ар Ë d0 = 6 ÏÏ ‰ÎË̇ ͇̇· lt = 136; 152; 164 Ë 176 ÏÏ.
4.  Сравнивая полученные результаты расчетов длины каналов lt с необ­ходимой длиной каналов (см. табл. 6.13), отмечаем, что ГПП следует прово­дить при Ар = 30 МПа или Ар = 35 МПа через насадки диаметром d0 = = 6 ÏÏ.
Пример 6.3.2
Рассчитать параметры резки для образования каналов ГПП глинистым рас­твором с песком (50 кг/м3). Остальные данные и требования к параметрам перфорации аналогичны указанным в примере 7.2.1. Решение
1.  Обоснуем значение некоторых параметров ГПП: для открытых усло­вий ГПП Ст = 1,5; во время применения смеси глинистого раствора с песком Кт = 3000. Для t = 15; 30; 45 и 60 мин значение /*0(О соответственно состав­ляет 0,70; 0,82; 0,87 и 0,90. Аналогично примеру 6.5.7 выбираем t = 45 мин, для которого свойствен наибольший прирост длины канала.
2.  Преобразуем формулу (6.44) с учетом обоснованных значений пара­метров:
;[1542.0,871^-,]=,,5^15^Е,
42> 4 < °сж /
180
= 1,54245 &-l
3.  Для d0 = 4,5 мм и Ар = 25 МПа по преобразованной формуле в п. 2 данного примера найдем lt = 1,5 • 4,5(24,5-\/25/94 - 1) = 78 мм. Для асж =
= 94 МПа, Ар = 30; 35 и 40 МПа lt будет составлять 85; 93 и 100 мм, для этих же значений Ар и d0 = 6 мм длина канала lt будет равняться соответст­венно 104; 114; 124 Ë 133 ÏÏ.
4.   Сравнивая полученные максимальные длины каналов ГПП при ис­пользовании глинистого раствора (lt = 133 мм для Ар = 40 МПа и d0 = 6 мм) с необходимыми параметрами, которые обеспечивают фс = 0,8, по табл. 6.13 находим lt = 137 мм при п = 6 отверстий на 1 м. Приходим к выводу, что та­кой способ ГПП целесообразен только при максимальных технологических режимах резания. При таких условиях существенно изнашивается оборудо­вание и нестабильно работает техника, поэтому проводить ГПП очень проч­ных пород на глинистом растворе нерационально.
Пример 6.3.3
Рассчитать параметры резки для образования каналов ГПП в известняке с асж = 45 МПа отработанным раствором, с добавкой барита плотностью р = = 1500 кг/м3 и песка (50 кг/м3) через насадки с d0 = 6 мм. Решение
1.  Принимаем следующие значения некоторых параметров ГПП: Сш = = 1,5; Кт = 3000 и длительность образования каналов t = 30 и 45 мин, зна­чение /о(0 для которых соответственно равно 0,82 и 0,87.
2.  Преобразованная формула (6.44) имеет вид, как в примере 6.3.2.
3.  Для асж = 45 åè‡ при d0 = 6 ÏÏ, t = 30 ÏËÌ Ë Ар = 20; 25; 30 Ë 35 МПа значение lt будет составлять 128; 145; 160 и 173 мм, для этих же значений Ар и d0 при t = 45 мин значения lt будут равняться 137; 154; 170 и 184 мм соответственно.
4.  Полученные длины каналов ГПП во время перфорации через насадки значения с d0 = 6 мм за t = 45 мин свидетельствуют о том, что все они соот­ветствуют условиям задачи. Таким образом, ГПП с использованием глинис­того раствора с песком пород средней прочности, подобно ГПП очень проч­ных пород с водопесчаной смесью, целесообразно производить, применяя перечисленные режимы резки.
Задача 6.4
Рассчитать режимы работы насосных агрегатов и количество спецтехники для ГПП.
Методика
Расчет производят по заданному перепаду давления на насадках определен­ного диаметра и для выбранного числа насадок, учитывая первую снизу от забоя скважины глубину отверстия ГПП, диаметр и толщину стенок эксплуа­тационной колонны и НКТ.
181
Вначале рассчитываем расход жидкости (м3/с) во время резки через насадки АП по формуле (6.35):
Яш = 0,785^^2 • Ю6 АР /Рем-
Обычно принимают число насадок, при котором затраты жидкости не превышали бы 0,025 м3/с для ограничения гидравлических потерь. Приме­няют вш s 6 для насадок с d0 = 4,5 м и пап s 4 для насадок с t/0 = 6. Для ко­ноид ал ьных насадок ш = 0,89.
Плотность смеси жидкости с песком (кг/м3) определяют по формуле
Рем = СшХРпск ~ Рж) + Рж>
где рпск - плотность абразивного материала, для зерен кварцевого песка рпск = 2650 кг/м3; рж - плотность жидкости, кг/м3. Отсюда
Спек + Рпск
где Спск - концентрация песка в жидкости, кг/м3.
Значение давления (МПа) на устье скважины рассчитываем по уравне­Ì˲ (6.41):
ру = Ар + Дртр.
Значение Артр определяют из преобразованной формулы Дайси -Вейсбаха как сумму гидропотерь в НКТ и затрубном пространстве:
Артр=6,02-105-0,01Яапх
у.75
025                     075,,, \1,75 025                \
цсм                  рсм (бО^)' цсм               I                                                 (6 49)
)1'75
- 26Т )4'75            к - 26К - dT )3к - 26К -
где Яш - глубина нижнего отверстия перфорации, м; dT - внешний диаметр НКТ, м; 5Т — толщина стенки НКТ, мм; DKвнешний диаметр обсадной ко­лонны, мм;
Í;                                                                                           (6.50)
цр - вязкость жидкости без песка, МПа-с.
Рассчитанное по формуле (6.37) давление на устье сравниваем с харак­теристикой насосных агрегатов и допустимым давлением, вычисленным по формулам (6.39) и (6.38), когда принимаем решение о режиме их работы. Можно также рассчитать необходимое давление опрессовки напорных линий
Р„п=1,5-ру.                                                                                             (6.51)
Число насосных агрегатов
n‡Ô= (q‡Ô/q‡.Ì) + !>                                                                                   (6-52)
где <7ап ~ затраты жидкости насосного агрегата во время нагнетания на такой скорости, для которой рабочее давление меньше расчетного.
Частота вращения коленчатого вала насосного агрегата для 4АН-700 со­ÒÚ‡‚ÎflÂÚ 1300-1500 Ó·/ÏËÌ.
Число обслуживающих агрегатов, которые подают жидкость с низким давлением на пескомесительную машину (цементирующий агрегат) пца, оп­ределяют по формуле
182
tmp25B2-20.jpg
Рис. 6.14. Схема обвязки оборудования при ГПП:
/ - гидропескоструйный аппарат; 2 - муфта-репер; 3 - обсадная колонна; 4 - НКТ; 5 - саль­ник устьевой; 6 - обратный клапан; 7 - фильтр для песка; 8 - насосные агрегаты высоко­напорные; 9 - блок манифольда; 10 - пескосмеситель; // - насосные агрегаты низкого давле­ния; 12 - выкидная линия в емкость; 13 - сито для улавливания хлама; 14 - емкость для жид­кости
= n‡.Ì/2.
(6.53)
Кроме указанных агрегатов используют блок манифольда, СКУ и авто­цистерны для перевозки жидкостей. Схема обвязки оборудования изображена на рис. 6.14.
Пример 6.4.1
Рассчитать режим работы во время ГПП с Ар = 30 и 35 МПа через насадки с d0 = 6 мм. При этом концентрация песка в воде Спск = 50 кг/м3; плот­ность зерен песка рпск = 2650 кг/м3; плотность воды рж = 1000 кг/м3; глубина установки АП для ГПП в скважине 2500 м; внешний диаметр эксплуатацион­ной колонны DK =146 мм с толщиной стенки 5К = 10 мм; внешний диаметр НКТ составляет 73 мм с толщиной стенки 5Т = 5,5 мм; вязкость воды цж = = 1 мПа • с. Характеристика применяемых насосных агрегатов 4АН-700 (ра.„., <7а.н.) приведена в примере 6.2.1.
Решение
1. Найдем плотность смеси жидкости с песком. Для этого вначале рас­считаем Сш по формуле (6.48):
С =
50
= 0,0185.
50 + 2650 По уравнению (6.47) рсм = 0,0185(2650 - 1000) + 1000 = 1030 Í„/Ï3.
2. Расход жидкости qaH через все 6-мм насадки АП рассчитываем по формуле (6.35), приняв п = 4:
7ан = 0,785 • 0,0062 • 4 • 0,89л/2-106 • 30/1030 = 0,0242 м3/с » 25 л/с.
183
3. Вычисляем гидравлические потери во время циркуляции жидкостно-песчаной смеси через НКТ вниз до АП и по затрубному пространству вверх к устью скважины по формуле (6.49). Для этого предварительно рассчиты­ваем вязкость смеси жидкости с песком по формуле цсм = 1 • е3'18'0'0185 = = 1,06 Ïè‡ • Ò,
Ар = 6,02 • 106 -0,01- 2500 ЮЗО^Ч 517Ч Об025
()73-И)4'75
МПа
(146 - 20 - 73)3(146 - 20 + 73)1'75
4.   Ожидаемое давление на устье во время ГПП находим по формуле (6.37)
pÛ = 30 + 20,8 = 50,8 åè‡.
5.  Сравниваем давление и затраты жидкости насосных агрегатов 4АН-700 с необходимыми параметрами для ГПП. По техническим возможностям допустимо проводить ГПП на II скорости 4АН-700, при этом ран = 54 МПа >
>Ру
6.  Определяем необходимое давление опрессовки нагнетательных линий по формуле (6.51)
pÓÔ= 1,5- 50,8 = 76,2 åè‡.
Таким образом, для опрессовки необходимо использовать агрегат АЦФ (производство Румынии) с рабочим давлением ран = 100 МПа.
7.   Рассчитаем необходимое количество насосных агрегатов 4АН-700 во время их работы на II скорости у = 54 МПа и q = 5,5 л/с) для частоты 1300 об/мин с коэффициентом наполнения насосов 0,9 по формуле (6.52)
пан = (25/5,5 + 1) » 6 агрегатов.
8.  Число вспомогательных агрегатов, например ЦА-320, определяем по формуле (6.53):
пца = пан /2 = 3 агрегата.
9.  Кроме указанных агрегатов для проведения процесса необходимы пес-космесительный агрегат (например, 4ПА), блок манифольда (4БМ-700), станция контроля цементирования для записи давления на устье во время ГПП, автоцистерны.
Задача 6.5
Рассчитать продолжительность процесса ГПП и потребность в жидкости и материалах.
Методика
Для проведения ГПП используют жидкости, которые не уменьшают прони­цаемость перфорированных пород и имеют небольшую вязкость. Для порис­тых коллекторов пригодна пресная (техническая) вода с ПАВ, пластовая вода или водный 0,5-1,0 % раствор солей хлористого кальция с ПАВ либо 0,2-0,4 %-ный раствор ПАВ; для трещиноватых коллекторов с аномально вы-
184
сокими давлениями — глинистый раствор с абразивным материалом (песком, гематитом). Плотность жидкости для ГПП подбираем так же, как и для ре­монтных работ в скважинах.
Для расчета количества жидкости и песка следует знать следующие ха­рактеристики АП: число насадок пш; их диаметр d0; расстояние между на­садками АП 1Ш; расход жидкости через все насадки qan; концентрацию песка в жидкости Спск.
Число установок АП для образования каналов ГПП рассчитывают по формуле
4п = hÔÎn/nÌ,                                                                                             (6.54)
где hnjl - толщина перфорированных ГПП пластов, м; п - число перфораций ГПП, отв./м; пш - количество насадок с АП.
Объем жидкости для ГПП по закольцованной схеме определяем следу­ющим образом:
Vm = (1,5+2,0) VÒÍ‚                                                                                    (6.55)
или
Vm = (1,5+2,0) 0,785 (DÍ - 25к)2Яап,                                                          (6.56)
где VCKB - объем скважины; DK - внешний диаметр колонны, м. Если жидкость вторично не используется, тогда
VÔ= 1,3 qÔtiÔ,                                                                                                         (6.57)
где <7ап ~ расход жидкости во время ГПП, м3/мин; t - длительность ГПП в течение одной резки, мин; 1,3 - коэффициент запаса жидкости для проме­жуточной промывки скважины.
Количество песка для ГПП (без вторичного использования жидкости)
Gm = 10"3 qm Иш Спск,                                                                                          (6.58)
где Спск - концентрация песка в жидкости, 30-5-50 кг/м3.
Продолжительность процесса ГПП рассчитывают как сумму времени резания и времени промывания скважины. Если ГПП проводят за один светлый день работы спецтехники (в летний период 10-12 ч), то необходимо вызвать циркуляцию в скважине перед ГПП в количестве объема НКТ. Вре­мя циркуляции определяют следующим образом:
^к = 1,5 • 0,785 WT - 25Т)2 çÔ/qÔ,                                                                 (6.59)
где dT - внешний диаметр НКТ, м; 5Т - толщина стенки НКТ, м; Нш - глу­бина спуска НКТ, м.
Промежуточные промывания производят перед поднятием перфоратора для последующей резки. Высота подъема НКТ во время ГПП одного интер­вала
lÔ‰Ì = 1Ш + А/ш,                                                                                                       (6.60)
где /ап - расстояние между крайними насадками АП, м; А/ап - расстояние по вертикали между двумя соседними верхним и нижним каналами ГПП после поднятия АП для последующей резки.
В АП-6М расстояние между соседними насадками составляет 0,1 или 0,2 Ï.
Проверим число резаний, которое необходимо для ГПП в интервале перфорации hnjl:
185
гш = hÔÎ/lÔ‰Ì.                                                                                                        (6.61)
Продолжительность промываний (мин) перед очередным поднятием АП для последующей резки вместе с временем перехода к новой установке АП рассчитаем по формуле
tÔ‰Ì = (0,3t + i5Xim ~ О,                                                                           (6.62)
где 4,, - 1 - число резаний, после которых требуется частичная промывка длительностью 0,3 t мин; 15 мин - время поднятия НКТ с АП для новой резки.
Продолжительность промывки жидкостью в объемах скважины после ГПП:
гщя = \,5'Ут/Чш.                                                                            (6.63)
^гп = ^црк + ^пдм + ^прм + ^гпп-                                                                                                 (6.64)
Полная продолжительность процесса
Подготовительные и завершающие работы длятся 60-120 мин. Зная потребность в материалах, продолжительность работ и перечень спецтехники, рассчитывают стоимость процесса ГПП в целом.
Пример 6.5.1
Проектируется ГПП в скважине с обсадной колонной внешним диаметром DK = 146 мм и толщиной стенки 5К = 10 мм на НКТ диаметром dT = 73 мм с толщиной стенки 5Т = 5,5 мм.
Аппарат собран из двух стандартных аппаратов АП-6М, соединенных переводным патрубком, который спускают на глубину 2514 м с четырьмя 6-мм насадками по следующей схеме. Звездочками отмечены насадки, размещен­ные в АП спирально через 90°.
*
*
i
200 ÏÏ
400 ÏÏ
200 ÏÏ
200 ÏÏ
После каждой резки в интервале /?пл = 14 м АП с НКТ приподнимается на А/ан = 200 мм, и резка продолжается. Таким образом, плотность ГПП п = = 4 отверстия на 1 м, расход жидкости qau =1,5 м3/мин; время резки t = = 45 мин для одной установки АП; концентрация песка в жидкости Спск = = 50 Í„/Ï3.
Решение
1. Рассчитаем число резаний по формулам (6.54) и (6.61)
14-4 , . 4
ИЛИ
14
--------------------
(0, 8 + 0, 2)
186
2.  Количество жидкости для ГПП со сливом жидкости в емкость (см. рис. 6.14) определяют по формуле (6.56)
Vm = 2VÒÍ‚ = 2 • 0,785(0,146 - 2 • 0,012) 2514 = 62,7 * 63 Ï3.
3.  Массу песка для ГПП рассчитывают по уравнению (6.58) Gm = 10"3 • 1,5 • 45 • 14 • 50 * 47 Ú.
4.   Продолжительность процесса циркуляции жидкости перед ГПП с учетом (6.59)
t^ = 1,5 • 0,785(0,073 - 2 • 0,0055)2 3514/1,5 = 7,6 ÏËÌ.
5.  Продолжительность поднятий перед переходом к новой резке опреде­ляют по формуле (6.62)
С. = (0,3 • 45 + 15)(14 - 1) = 370,5 ÏËÌ.
6.  Длительность промывания после ГПП рассчитываем по зависимости (6.63)
^прМ = 1,5 • 31,3/1,5 = 31,3 ÏËÌ.
7.  Полная продолжительность процесса согласно (6.64) Гш = 7,6 + 14 • 45 + 370,5 + 31,3 = 1040 ÏËÌ.
Поскольку ожидаемая продолжительность ГПП 1040/60 = 70 ч, то про­цесс будет продолжаться два дня (каждый день по такой схеме):
Т = 7,6 + 7,45 + 370/2 + 31,3 = 539 ÏËÌ.
Кроме того, требуется еще около 100 мин на подготовительно-завершающие работы.
6.10.3. ПРИМЕНЕНИЕ ПЭВМ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ
Анализ опыта планирования ГПП без применения ПЭВМ свидетельствует, что качество планов работ невысокое, а режимы ГПП планируются на основе эмпирических подходов. Для создания методических основ проектирования ГПП на ПЭВМ в Центре организации, управления и экономики нефтегазо­вой промышленности (ЦОУЭНГ) в г. Ивано-Франковске разработана мате­матическая модель проектирования процесса (см. подраздел 6.5), которая описывает образование каналов в пласте, необходимых для обеспечения за­данного гидродинамического совершенства скважины. Методика проектиро­вания базируется на комплексном применении данных стендовых и промыш­ленных исследований, результаты которых использованы для проведения аналитических расчетов. Разработан алгоритм проектирования, при помощи которого рассчитывают технологические режимы процесса, потребность в материалах, оборудовании и спецтехнике, а также оценивают технико-экономическую целесообразность ГПП. Рассмотрим поэтапно проектирование процесса ГПП на ЭВМ.
Информация, необходимая для проектирования ГПП, приведена ниже.
Верх пропластка, м.
Низ пропластка, м.
Пористость пропластка, %.
Дебит жидкости фактический, м3/сут.
Дебит жидкости ожидаемый, м3/сут.
187
Обводненность, %.
Плотность нефти, т/м3.
Газовый фактор, м3/т.
Длина хода плунжера, м.
Буферное давление, МПа.
Число ходов плунжера, ход/мин.
Затрубное давление, МПа.
Пластовое давление, МПа.
Давление насыщения, МПа.
Плотность перфорации, отверстие на 1 м.
Число ярусов каналов.
Число каналов в ярусе.
Допустимое давление на устье во время ГПП, МПа.
Диаметр обсадной (эксплуатационной) колонны (внешний), мм.
Толщина стенки колонны, мм.
Диаметр НКТ (внешний), мм.
Толщина стенки НКТ, мм.
Длина НКТ, имеющихся у исполнителя ГПП, м.
Радиус контура питания, м.
Толщина пластов, подвергающихся ГПП, м.
Глубина спуска АП с насадками, м.
Пористость пластов, подвергающихся ГПП, %.
Пластовая температура, °С.
Радиус скважины (по кавернограмме), м.
Число насадок, шт.
Расстояние между крайними насадками, АП, м.
Диаметр насадок АП, мм.
Расстояние по вертикали между двумя соседними (верхним и нижним) каналами ГПП после поднятия АП для последующего резания, м.
Вязкость жидкости для ГПП, мПа • с.
Плотность жидкости для ГПП, кг/м3.
Плотность абразивного материала (песка), кг/м3.
Концентрация абразивного материала в жидкости, кг/м3.
Радиус гидропескоструйного аппарата, мм.
Время работы скважины после ГПП, по которому рассчитывается до­полнительная добыча нефти, мес.
Стоимость образования одного отверстия ГПП, руб.
Цена 1 т нефти, руб.
Цена 1000 м3 газа, руб.
Себестоимость 1 т нефти, руб.
Себестоимость 1000 м3 газа, руб.
Затраты на проведение ГПП, руб.
Основные этапы проектирования следующие. Принимаем проектную ве­личину фт > ф^ или фт > 0,6. Рассчитываем число и длину каналов ГПП, требующихся для достижения заданной фт. Определяем режимы образования каналов ГПП и выбираем из них возможные с давлением, меньшим допусти­мого. После этого находим продолжительность ГПП, потребность в спецтех­нике и материалах, рассчитываем колонну НКТ. В конце по технологичес­ким и экономическим показателям процесса принимается решение о целесо­образности проведения ГПП.
Структура и содержание исходных документов проектирования ГПП на
188
ПЭВМ показаны на примере проектирования процесса гидропескоструйной перфорации в скв. 706 Д.
Проект содержит вводную информацию о скважине, обоснование выбора скважины и технологии ГПП. Расчетная часть позволяет вычислить проект­ное значение коэффициента гидродинамического совершенства скважины ф. Сравниваются необходимые для этого длина и число каналов ГПП с возмож­ными для принятого ограничения по допустимому давлению на устье сква­жины (на насосных агрегатах). Рассчитываются колонна НКТ, потребность в материалах, жидкостях и длительность ГПП. В завершение определяются ожидаемый дебит, дополнительная добыча нефти и экономический эффект. Сравнивая различные варианты технологии, специалисты выбирают рацио­нальный вариант.
Программа содержит инструкцию, в которой описаны порядок расчетов на ПЭВМ параметров и оценка эффективности ГПП. Проектирование ГПП на ПЭВМ — выгодное средство обоснования и принятия решений о целесо­образности его применения в скважине.
Таким образом, предложена и реализована на ПЭВМ методика расчета основных параметров процесса резки каналов в пласте для выработки их на заданную глубину, влияние ГПП на продуктивность скважины. В целом применение методики повышает уровень проектирования ГПП и обеспечива­ет эффективность процесса.
Hosted by uCoz