Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\ Освоение скважин

		ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
	8.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ДЕПРЕССИИ НА ПЛАСТ Вызов притока нефти или газа в скважину возможен лишь при условии, если pra > Рз + Рдош где р^ - пластовое давление; р3 - забойное давление; Рдоп ~ дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивле­ний, которые встречает жидкость или газ, перемещаясь к забою скважины. Эти сопротивления создаются природными и искусственными причинами, возникающими в процессе бурения (загрязнение призабойной зоны). Если в скважине имеется столб жидкости плотностью р и высотой Н, то приведенное выше неравенство можно записать в таком виде: Рил > рдН + раоп.                                                                                                       (8.1) Пластовое давление - параметр, остающийся без изменения в процессе освоения скважины. Таким образом, чтобы удовлетворить неравенство, могут изменяться р, Н, рдоп. Допустимое значение депрессии на пласт при вызове притока выбира­ют с учетом прочности цементной оболочки, определяют по формуле Ар s рпл - (),p ah),                                                                                  (8.2) где рщ, - давление в продуктивном пласте, МПа; р'^ - давление в водонос­ном горизонте либо в водно-нефтяном контакте (ВНК), МПа; h - высота качественной цементной оболочки между водоносным горизонтом или ВНК и наиболее близким перфорационным каналом, м; а - допустимый градиент давления на цементную оболочку за обсадной колонной, МПа (не более 2,5). Колебание давления в эксплуатационной колонне зависит от сминаю­щих давлений, заложенных в проекте сооружения скважины, на практике проверяется по данным конструкции эксплуатационной колонны. Допустимая депрессия, исходя из условий устойчивости призабойной зоны пласта, обеспечивается при выполнении следующего соотношения: Ар * ?f- - Крт - pj,                                                                         (8.3) где асж - предел прочности породы на сжатие с учетом ее изменения при насыщении породы фильтратом бурового раствора, МПа; рт - вертикальное горное давление, МПа; k - коэффициент бокового распора. Горное давление определяется средней плотностью верхних пород Pq, с учетом жидкости, содержащейся в них, и глубины залежей пласта: 218

	p„ = 105pcptf,                                                                                                (8.4) где Н - глубина залежей пласта, м; Pq, = 2300 - 2500 кг/м3. Коэффициент бокового распора определяют при помощи коэффициента Пуассона v (табл. 8.1): k = v/(l - v).                                                                                            (8.5) Формула (8.3) - приближенная, точность определения асж невысока, так же как и определение v и Е, поэтому значение депрессии целесообразно проверять экспериментально для каждого месторождения. Значение допустимой депрессии на основе условий избежания смыка­ния трещин (для трещиноватых коллекторов) определяют по формуле
	Ар	ЬЕ	(8.6)
	где 6 - раскрытие трещин, мм; / - длина трещин, мм; Е - модуль упругости породы пласта, МПа. Минимальная депрессия на пласт должна также обеспечивать перепад давления, необходимый для преодоления сопротивления движению жидкости в призабойной зоне: Ар а p‰ÓÔ,                                                                                                                 (8.7) где РдОП = 2-5 МПа. Чтобы предотвратить выделение газа в призабойной зоне пласта и его прорыв в ствол скважины, депрессию Ар ограничивают такими условиями: Ар = рщ, - 0,6рнасг, при обводненности продукции более 3 % и для остальных случаев Ар = рпл - рнас г,                                                                                                      (8.8) где Рнас.г ~ давление насыщения нефти газом. Известно около 20 технологических процессов вызова притока из плас­та. Рассмотрим основные из них. Методы освоения скважин и вызова жидкости или газа из пласта в скважину, которые применяют в промышленной практике, базируются на трех способах снижения противодавления на пласт: уменьшении плотности жидкости, которая заполняет скважину; снижении уровня жидкости в сква­жине или забойного давления после предварительного воздействия на про­дуктивные пласты. Приток жидкости из пласта начинается тогда, когда давление столба жидкости в скважине становится меньше пластового давления, т.е. при со­здании депрессии на пласт. Таб ли ца 8.1 Модуль упругости и коэффициент Пуассона для горных пород
	Порода V Е ■ 10"4 Глины пластичные 0,38-0,45 - Глины плотные 0,25-0,35 — Сланцы глинистые 0,10-0,20 — Известняки 0,28-0,33 6-10 Песчаники 0,30-0,35 3-7 Сланцы песчаные 0,16-0,25 2,4-3,0 Гранит 0,26-0,29 6,6
	219

	8.2. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПУТЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ Для вызова притока из пласта путем замещения в эксплуатационной колон­не жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью спускают НКТ в скважину до уровня перфорационных отверстий. В затруб-ное пространство подают жидкость меньшей плотности насосным агрегатом, вытесняя в колонну НКТ раствор большей плотности. После того, как жид­кость с меньшей плотностью достигает забоя и попадает в НКТ, начинает снижаться забойное давление. Когда давление на забое становится меньше пластового давления, т.е. создается депрессия на пласт, становится возмож­ным приток жидкости из продуктивного горизонта. Если продуктивный го­ризонт образован трещинными породами, то замещение жидкостей в сква­жине проводят в несколько этапов, причем плотность жидкости замещения на каждом последующем этапе меньше, чем на предыдущем. Максимальное значение давления на устье скважины отвечает моменту времени, когда жидкость с меньшей плотностью достигает забоя: Руст = (Рт.ж - Рж.ж)дН + Арэ.п + АРк,                                                             (8.9) где ртж, рлж - плотность соответственно тяжелой и легкой жидкости; Н -длина колонны труб; Арэ.п> &Рк ~ потери давления соответственно в затруб-ном пространстве и в колонне труб (определяют из справочных таблиц либо по специальной методике). Значение давления руст не должно превышать значения давления опрес-совки эксплуатационной колонны. Это учитывают при определении продук­тивности насосных агрегатов, поскольку потери давления Арэ.п и Арк непо­средственно зависят от расхода жидкости в системе циркуляции скважины. Значение пластового давления сравняется со значением давления на за­бое при определенном соотношении длины столбов тяжелой и легкой жидко­стей в колонне: Рпл = [Рл.аА.ж + <ХЛ - К.ж)Рт.х]д + ДРз.п + АРк,                                          (8.10) где Нлж - высота столба легкой жидкости в скважине; hnjl - глубина эксплуа­тационного горизонта, на которой давление равно пластовому. Объем жидкости, которой необходимо заполнить скважину, чтобы зна­чение давлений на забое выравнялось, определяют по формуле
	< Рил "ДРз п Дрк ^Рт.ж д р г.ж "Рл.ж	(8.11)
	где S - площадь сечения межтрубного пространства; 5",,^ - площадь сечения внутренней полости НКТ. Если объем легкой жидкости, которой заполняют трубное пространство, будет больше объема, определенного по формуле (8.11), то возникает де­прессия на пласт, что может спровоцировать приток пластового флюида. Нагнетание легкой жидкости в скважину прекращают, если скорость выхода жидкости из НКТ на устье возрастает, а давление в межколонном простран­стве на устье уменьшается, т.е. начинается приток жидкости из продуктив­ного пласта. 220

	8.3. ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В НКТ КРУГЛОГО СЕЧЕНИЯ И МЕЖТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ Для расчетов технологического процесса освоения скважины необходимо оп­ределить потери давления на трение не только в трубах круглого сечения, но и в кольцевом пространстве при движении как ньютоновских, так и не­ньютоновских вязкопластичных жидкостей при ламинарном (структурном) и турбулентном режимах. Эти потери принимают во внимание при расчетах технологических процессов замещения в скважине жидкости с большей плотностью на жид­кость с меньшей плотностью, при гидропескоструйной перфорации, гидро­разрыве пластов, создании мгновенных депрессий с помощью струйных ап­паратов и т.п.
	8.3.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В НКТ Для расчета потерь давления при движении глинистого раствора использу­ют лабораторные данные определения пластичной вязкости г\ и предельного динамического напряжения сдвига т0 либо рассчитывают их по приближен­ным формулам Филатова: Л = 0,033 • 10"3рр - 0,022;                                                                           (8.12) т0 = 8,5 • 10"3pp - 7,                                                                                   (8.13) где рр - плотность глинистого раствора, кг/м3. Критическую скорость движения глинистого раствора в трубе, при ко­торой проходит замена режима, определяют по формуле со^ = 25/.                                                                                         (8.14) Фактическая средняя скорость движения жидкости в НКТ <о—£-,                                                                                              (8.15) яОт2 где DT - внутренний диаметр трубы; Q - расход глинистого раствора в тру­бах. При со < сокр существует ламинарный режим движения глинистого рас­твора; при со > сокр - турбулентный. Потери давления во время движения в трубе глинистого раствора для ламинарного режима определяют по формуле (8.16)
	где Н - длина колонны труб; |3Т - коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина. Параметр Сен-Венана-Ильюшина записывают в виде
	(8.17) Г|СО 221

	1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 О	^» S т т т ■ - ' м ■ ■ ■ -: ,1 *-* <-* Х-
	2 3 5 7 10		20 40 60 80100 200 400 6001000 Sen
	Рис. 8.1. Зависимость коэффициента р, от параметра Сен-Венана — Ильюшина: 1,2 — круглое и кольцевое сечение соответственно
	После определения параметра Sen при помощи графика (рис. 8.1) на­ходим коэффициент рт. При турбулентном режиме движения глинистого раствора потери дав­ления на трение определяют по формуле
	Артр=0,012РрЯсо2/Д5.		(8.18)
	Потери давления при движении воды рассчитывают по уравнению Дар-си - Вейсбаха:
	Артв=0,81ШО2Рв/Д5,			(8.19)
	где "к — коэффициент гидравлического сопротивления трения; рв — плотность воды, кг/м3. Для определения коэффициента "к предварительно рассчитывают число Рейнольдса:
	Re = coDTpB			(8.20)
	где щ, - вязкость воды. Значение "к при числе Рейнольдса Re < 100 000 находят по формуле Блазиуса:
	= 0,3164/Vile.			(8.21)
	Если Re > 100 000, то коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывают по формуле Кольбрука:
	Х= l/(l,81gRe- 1,52)2, либо по уравнению Филоненко: Х= l/(l,81gRe- 1,64)2.			(8.22)
				(8.23)
	Потери давления при движении глинистого раствора и воды в трубах в условиях ламинарного и турбулентного потоков являются суммой потерь давления во время движения глинистого раствора и воды.

	8.3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В МЕЖТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ Средняя фактическая скорость движения жидкости в кольцевом пространст­ве со24 Q2,                                                                                                                (8.24) 2 4
	где DB и dBH — внутренний диаметр обсадной колонны и внешний диаметр колонны НКТ. Критическая скорость глинистого раствора в кольцевом пространстве
	где ReKp - критическое число Рейнольдса, которое характеризует изменение режима потока глинистого раствора. Критическое число Рейнольдса во время движения глинистого раствора Re,,, = 2100 + 7,3 çÂ0,58,                                                                              (8.26) где Не = Re-Sen - параметр Хедстрема. Параметр Сен-Венана - Ильюшина для кольцевого пространства запи­шем в виде ^>                                                                                              (8.27)
	Г|СО Фактический параметр Рейнольдса во время движения глинистого раствора для кольцевого пространства определяют так: <4H)Pp                                                                                                         (8.28)
	Если Re < ReKp, то режим течения - ламинарный (структурный), а при Re > ReKp - турбулентный. Потери давления на трение во время движения глинистого раствора при ламинарном режиме An - 4т°Я                                                                                         (я 9Q)
	При турбулентном режиме потери давления на трение Ар,,Р=^^.                                                                                    (8.30) Потери давления в процессе движения воды в затрубном пространстве Ар,,в=-^^-.                                                                                     (8.31) Фактический параметр Рейнольдса во время движения ньютоновской жидкости (воды) 223

	Re = ю(о- d ****•.                                                                                       (8.32) Коэффициент гидравлического сопротивления к при движении воды при Re < 100 000 определится по формуле Блазиуса (8.21). Если Re > > 100 000, то коэффициент находят по формулам Кольбрука (8.22) либо Филоненко (8.23). 8.3.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПРИ НАЛИЧИИ МЕСТНЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ Потери давления в кольцевом пространстве, обусловленные наличием мест­ных сопротивлений, определяем по формуле ,                                                                                  (8.33)
	где Ке - коэффициент увеличения гидравлического сопротивления в связи с наличием муфтовых соединений,
	1-KO.-Q R 1 + 5(Р.-Р.                                                       (8.34) Х1Т                            е                            Х1Т - коэффициент местных сопротивлений; /т - длина трубы, м. Коэффициент местных сопротивлений находим по уравнению (ф4                                                                (8.35)
	где dm - внешний диаметр муфтовых соединений. Коэффициент гидравлического сопротивления на трение определяют по ранее приведенным формулам.
	8.4. ВЫЗОВ ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИ ВОЗДУШНОЙ ПОДУШКИ Вызов притока достигают путем уменьшения уровня жидкости в скважине вследствие использования энергии сжатого воздуха. Согласно этому методу колонну НКТ опускают до верхних отверстий перфорации, а компрессор и насосный агрегат обвязывают с затрубным про­странством при помощи устьевого оборудования (рис. 8.2). В затрубное пространство компрессором нагнетают воздух, вследствие чего образуется воздушная подушка высотой Н. Потом компрессор отключа­ют и при помощи цементировочного агрегата закачивают в затрубное прост­ранство определенный объем воды (в зависимости от запланированной глу­бины снижения уровня). Воду закачивают с такой скоростью, чтобы пузырь­ки воздуха не могли перемещаться вверх и накапливаться в затрубном про­странстве около устья скважины. К моменту прекращения нагнетания воды ее столб над воздушной подушкой достигает высоты Нв. Суммарная высота столба жидкости и столба сжатого воздуха должна быть больше глубины снижения уровня в скважине, необходимого для получения притока из про­дуктивного пласта. После прекращения подачи воды затрубное пространство 224

	Рис. 8.2. Вызов притока из пласта методом воздушной подушки: а - нагнетание воздуха компрессором; б - закачивание воды на воздушную подушку насосом; / - эксплуатационная колонна; 2 - НКТ; 3 - воздух, нагнетаемый компрессором; 4 - устьевая арматура; 5 - обратный клапан; 6 - компрессор; 7 - насосный агрегат; 8 - вода, заполняющая скважину до начала нагнетания воздуха; 9 - продуктивный пласт; 10 - воздушная подушка; // - вода, закачанная на воздушную подушку
	на устье быстро соединяют с атмосферой, и жидкость, содержащаяся над воздушной подушкой, под действием энергии сжатого воздуха выбрасывается из скважины. Глубину снижения уровня жидкости в скважине, изменяющуюся в диа­пазоне от 400 до 1600 м, можно определить из табл. 8.2 по заданному макси­мальному давлению, создаваемому компрессором, и количеству воды, нагне­таемому в кольцевое пространство. Если условия вызова притока отличаются от приведенных в табл. 8.2, то используют формулу
	Hk	Н	(8.36)
	S + S
	где kBM - эмпирический коэффициент, kBM = 0,8; Нв - высота столба воды, поступившей в затрубное пространство; Нвп — высота воздушной подушки; рк - давление воздуха в кольцевом пространстве (на выходе компрессора)
	Таблица 8.2 Соотношение между глубиной снижения уровня жидкости в скважине давлением
	воздуха в кольцевом пространстве и количеством закачанной воды Глубина сниже- Давление воздуха Количество воды, Глубина снижения Давление воздуха Количество воды, ния уровня жид- в кольцевом про- закачанной в уровня жидкости в кольцевом про- закачанной в кости в скважи- странстве перед кольцевое про- в скважине, м странстве перед кольцевое про- не, м нагнетанием воды, МПа странство, м3 нагнетанием воды, МПа странство, м3 400 3,5 5 1000 9,5 10 500 5,0 5 1100 12,0 10 600 6,5 5 1200 8,0 15 700 8,0 5 1300 11,0 15 800 5,5 10 1500 8,5 20 900 7,5 10 1600 10,5 20
	225

	перед нагнетанием воды; S - площадь сечения кольцевого пространства; р -плотность воды; 5"нкт - площадь проходного сечения колонны НКТ. Уровень жидкости над воздушной подушкой определяется объемом зака­чанной жидкости VB и площадью внутреннего сечения колонны S: H‚ = V‚/S.                                                                                 (8.37) Высота воздушной подушки зависит от давления воздуха в кольцевом пространстве перед нагнетанием воды: ЯВПА                                                                                                    (8.38) рд Для того, чтобы пузырьки воздуха не могли двигаться навстречу потоку, продуктивность насоса во время нагнетания воды должна удовлетворять сле­дующему условию: Q‚ > S[co]min,                                                                                              (8.39) где [co]min - минимальная скорость воды, предотвращающая направление вверх движения пузырьков воздуха в затрубном пространстве, [co]min = = 0,4 Ï/Ò. Если необходимая глубина снижения уровня воды в скважине известна, то соотношение между значениями Нв и Нв п можно определить по формулам L_HV                                                                      (8.40)
	Рк	)
	Яв‚ =-------.                                                                                         (8.41) Коэффициенты В и С, которые входят в уравнение (9.41), определяют по формулам —-Рк,                                                                                 (8.42)
	_н\                                                          (843) )
	8.5. ВЫЗОВ ПРИТОКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПУСКОВЫХ КЛАПАНОВ Согласно этому методу приток в скважину достигают путем снижения уровня жидкости в трубах за счет ее аэрации и последующего выброса. Перед пус­ком в скважину на колонне НКТ размещают в предварительно рассчитан­ных местах специальные пусковые клапаны. Используя компрессорный агре­гат, в затрубное пространство нагнетают воздух и снижают уровень жидкос­ти. Если уровень жидкости в затрубном пространстве будет ниже уровня размещения клапана на колонне НКТ, то при его открытии воздух из за-трубного пространства поступит в колонну и вытеснит жидкость, находящу­юся над клапаном. 226

	В случае применения нескольких пусковых клапанов после первого вы­броса жидкости отверстие в первом клапане перекрывают (например, при помощи канатной техники), а уровень жидкости в затрубном пространстве понижают до уровня размещения следующего клапана. Число пусковых клапанов зависит от значения депрессии, которую не­обходимо получить для вызова притока пластовой жидкости. Расстояние от устья скважины до места размещения первого клапана А=4т+--------£=*=--------r-AL,                                                          (8.44) №h)
	где hCT - расстояние от устья скважины до статического уровня в скважине, м; Ркомп ~ давление на выходе компрессора, Па; рг - плотность газа (воздуха), нагнетаемого в затрубное пространство, кг/м3; рат - атмосферное давление, Па; AL - разность между расчетным и фактическим уровнями размещения клапана, м. Клапан следует крепить на 20-25 м выше рассчитанного уровня. Если клапан и распределение сред пребывают на одном уровне, то давления в затрубном пространстве и НКТ будут одинаковыми, вследствие чего воздух не будет проходить через клапан. Второй сверху клапан размещают на глубине L2=A+-p ÍÓÏ Ô--AL.                                                               (8.45)
	Формулу (8.45) используют также для определения глубины размеще­ния следующего клапана. Глубина размещения нижнего клапана не должна быть меньше, чем уровень, обеспечивающий вызов притока в скважину. При определении уровня размещения клапанов уровень жидкости, содействую­щий притоку в скважину, может быть заданным непосредственно либо через депрессию на пласт, которую необходимо создать: нPjsLZ*Pt                                                                                                               (8.46) Рр<7 где рпд - пластовое давление; Ар - депрессия на пласт, обеспечивающая вы­зов притока в скважину.
	8.6. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ВЫЗОВА ПРИТОКА ПРИ ПОМОЩИ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ Вызов притока при помощи струйных аппаратов обеспечивают путем сни­жения давления в подпакерной зоне до размеров, меньших гидростатическо­го. Это значение следует поддерживать на протяжении запланированного времени. Известно, что в струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешанный поток с переменным давлением. Поток, соединяющийся с рабо­чим потоком из камеры низкого давления, называется инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии пото­ка в кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку. 227

	Во время протекания через струйный аппарат выравниваются скорости потоков и снова происходит превращение кинетической энергии смешанного потока в потенциальную. Основные элементы струйного аппарата (рис. 8.3) - сопло (.рабочая на­садка) и приемная камера с диффузором. За счет процессов трения рабочее давление О смешивается с инжектированным потоком Ои, и на выходе струйного аппарата получаем смешанный поток Ос. Все струйные аппараты, работающие при освоении скважины, принадлежат к высоконапорным, у ко­торых соотношение площадей камеры смешивания fc и рабочей насадки /р меньше четырех (fc/fp < 4). Схема размещения струйного аппарата в скважине предполагает его ус­тановление в колонне НКТ с пакером (рис. 8.4). Буровой раствор подается по колонне труб к рабочей насадке аппарата. Расход рабочей жидкости ра­вен расходу поверхностных насосов. Далее поток проходит через камеру смешения аппарата с диффузором и через затрубное пространство направ­ляется к устью скважины. Инжектированный поток (пластовая жидкость; по всасывающей линии направляется в камеру смешения аппарата, где смеши­вается с рабочим потоком. "Всасывающая" линия образована находящейся ниже аппарата колонной труб. В процессе расчета режима работы струйного аппарата используем его безразмерную характеристику, полученную на основании применения закона сохранения количества движения в характерных сечениях струйного насоса: л f (              of                P f / ?0                                                            (R 47) АРр fc{'                  Ри fc                       Ри fc                   I где Арс - разница давлений смешанного и инжектированного потоков; Дрр -разница давлений рабочего и инжектированного потоков; /"„, /"„, fc - площадь соответственно рабочего сопла на выходе потока, камеры инжекции и каме­ры смешения; рр, ри, рс - плотность соответственно рабочего, инжектирован­ного и смешанного потоков; U - коэффициент инжекции. Соотношение перепадов давлений Арс/Арр называют относительным напором струйного аппарата: (8.48)
		1 и
	Рис. 8.3. Схема струйного аппарата: / - рабочая насадка; 2 - приемная камера с диффузором Рис 8 L Схема размещения струйного аппарата в скважине: / - бурильная колонна; 2 - рабочая насадка; 3 - приемная камера с диффузором; 4 - затрубное пространство; 5 - всасы­вающая линия 228

	где рс, ри, рс - статическое давление соответственно смешанного, инжекти­рованного и рабочего потоков. Коэффициент инжекции определяют из выражения U = QJQV.                                                                                           (8.49) Необходимого снижения давления на пласт достигают путем регулиро­вания давления рабочей жидкости насосными агрегатами с учетом коэффи­циента инжекции. Значение статических давлений рассчитывают по уравнениям Рр = Рж.р + Ра – Л?Л                                                                                   (8-50) рс = рх,с + Ар",                                                                                                   (8.51) где ржр, ржс - давление (гидростатическое) столба рабочей и смешанной жидкости, (8.52)
	ра - давление в выкидной линии поверхностного насоса; Ар*, Ар" - потери давления соответственно в колонне труб и в затрубном пространстве; Н -глубина размещения струйного аппарата в скважине. Значение ри - рассчитывают по ограничениям, которые накладываются горно-техническими требованиями (недопустимость перетока воды из бли­жайших горизонтов, разрушение породы, давление, возникающее вследствие насыщения нефти газом, прочность обсадной колонны). Решая систему уравнений (8.48), (8.50), (8.52), получаем выражение для определения давления в выкидной линии поверхностного насоса, необ­ходимого для того, чтобы достичь заданного снижения давления в камере инжекции: 4'К/Ч                               (8.53)
	8.7. ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ Задача 8.1 Определить максимальное значение давления на устье скважины в процессе вызова притока из продуктивного пласта методом замещения жидкости. Плотность бурового раствора 1250 кг/м3; плотность воды 1000 кг/м3; длина колонны труб 1410 м; потери давления: в колонне труб - 1,5 МПа; в затруб­ном пространстве - 0,9 МПа. Решение Максимальное значение давления на устье скважины находим по фор­муле (9.9): pÛÒÚ = (1250 - 1000)9,81 • 1410 + 1,5 • 106 + 0,9 • 106 = 5,858 åè‡. 229

	Задача 8.2 Определить объем жидкости, которую необходимо закачать в скважину (в процессе вызова притока по методу замещения жидкости) для создания де­прессии на пласт. Глубина скважины 2130 м, диаметр (внутренний) эксплу­атационной колонны 150 мм. Колонна НКТ имеет внешний диаметр 73 мм, внутренний - 62 мм, длину 2100 м. Среднее пластовое давление составляет 28 МПа. Потери давления в колонне труб 1,65 МПа, в затрубном простран­стве 12 МПа. Плотность легкой жидкости 830 кг/м3, плотность бурового раствора 1120 кг/м3. Решение Объем жидкости, которую необходимо подать в скважину, чтобы значе­ния давлений на забое выравнялись, находим по формуле (9.11): 28-l06-1,65-l06-U-l06 2130 1120 у ^М(0,152-0,0732)2100+^0,0622-----------^-------------------------30,62 м3. жх 4 V '             ' I                4                                     1120-830 Если объем жидкости, закачанной в скважину, превышает полученное значение, значит, создается депрессия на пласт и можно вызвать приток из пласта. Задача 8.3 Рассчитать потери давления на трение в трубе круглого сечения при замене вязкопластичной жидкости (глинистого раствора) ньютоновской жидкостью (водой) для таких исходных данных: длина насосно-компрессорных труб 4000 м; средний внутренний диаметр трубы 0,059 м; плотность глинистого раствора 1600 кг/м3; вязкость воды 0,001 Па • с; объемный расход воды: Qt = = 0,004 Ï3/Ò; Q2 = 0,012 Ï3/Ò. Решение 1.   Пластическую вязкость бурового раствора определяем по формуле (8.12): Л = 0,033 • 10"3 • 1600 - 0,022 = 0,0308 Пас 2.   Предельное динамическое напряжение сдвига глинистого раствора находим по формуле (8.13): т0 = 8,5 • 10"3 • 1600 - 7 = 6,6 è‡. 3.   Критическая скорость движения глинистого раствора в трубе [см. (8.14)]:
	сокр = 25^6,6/1600 = 1,606 Ï/Ò. 4. Фактическая средняя скорость движения жидкости в насосно-компрессорных трубах [см. (8.15)]: Q1 = 0,004m3/c, щ----4"0'004 =1,463 м/с; 3,14-0,059
	Q2 =0,012 м3/с, со2 -_;".,.,-4389 м/с;
		3,14-00592
	230

	Расходу жидкости Qt соответствует ламинарный режим движения, а расходу Q2 - турбулентный. 5.  Параметр Сен-Венана-Ильюшина [см. (8.17)] Sen = 6-60-059 -8,641. п1 0,0308-1,463 6.  Коэффициент, который зависит от параметра Сен-Венана - Илью­шина (ÒÏ. рис. 9.1): рт1 = 0,39. 7.  Потери давления в трубе для ламинарного режима движения жидкос­ти [ÒÏ. (9.16)]
	=±М^=4,589 МПа. г          0,39-0,059 8.  Потери давления в трубе для турбулентного режима движения [см. (8.18)] 001246^400043891^5 08 г ж                  0059 9.   Фактическое число Рейнольдса в процессе движения воды [см. (8.20)] R 1,4630,0591000 в1            0,001 R 4,3890,0591000 0,001 10.  Коэффициент гидравлического сопротивления Xt [см. (8.21)] х 0,3164
	486 321 11. Коэфффициент гидравлического сопротивления к2 [см. (8.22)] *0,015.
	(I,81g258 964-U2)2 12. Потери давления в трубах в процессе движения воды [см. (8.19)] 3000,00421000 < ооо мп, --------------------=1,ооо iviiia, 0059,5
	—Г t.bz                                         с 0059,5 13. Суммарные потери давления Дрт1 = 4,589 + 1,388 = 5,977 åè‡; Арт2 = 25,08 + 10,01 = 35,09 åè‡. Рассмотрим результаты расчетов потерь давления в колонне НКТ (при постоянных значениях г\ = 0,0308 Па • с; т0 = 6,6 Па; сокр = 1,606 м/с). Q, Ï3/Ò..........................     0,04        0,012 со, Ï/Ò............................      1,463      4,389 Sen................................     8,441 Вт...................................       0,39 Дртж, МПа.......................       4,589        25,08 ReÚ.Ê‚.................................      86321     258964 231

	X.................................... 0,018 0,015 До , åè‡........................ 1,388 10,010 Дрт; МПа......................... 5,977 35,090 Таким образом, увеличение втрое расхода жидкости (от 0,004 до 0,012 м3/с) обусловливает возрастание потерь давления на трение в 5,87 раз (ÓÚ 5,977 ‰Ó 35,09 åè‡). Задача 8.4 Рассчитать потери давления на трение при замене вязкопластичной жидкос­ти (глинистого раствора) в межтрубном пространстве, образованном колон­ной обсадных труб с внутренним диаметром 0,126 м и НКТ с внешним диа­метром 0,073 м. Длина колонны труб 4000 м, плотность глинистого раствора 1600 кг/м3, плотность воды 1000 кг/м3; вязкость 0,001 Па • с; объемные рас­ıÓ‰˚ ÊˉÍÓÒÚË Qi = 0,003 Ï3/Ò Ë Q2 = 0,015 Ï3/Ò. Решение 1.  Скорость движения жидкости в затрубном пространстве [см. (8.24)] со,-------4°f3 2=0,36 м/с, »2-------4-°f5 2=1,81 м/с. ЗД4(0,1262-0,0732)                                 3,14(0,1262-0,0732) 2.  Параметры Рейнольдса для движения глинистого раствора в кольце­вом пространстве [см. (8.28)]:
	R 0,36(0,126-0,073)=99117 R ж             0,0308                                                 0,0308 3. Параметр Хедстрема He= 6,61600(0,126-0,073) =3
	0,03082
	4.  Параметры Сен-Венана-Ильюшина [см. (8.27)] _6,6(0,126-0,073)_3i55 Sen _6,6(0,126-0,073)_627 п1 0,0308-0,36           ' ' кп2 0,0308-1,81 5.  Критическое число Рейнольдса [см. (8.26)]
	ReKp = 2100 + 7,3 • 31 2600,58 = 5122. 6.  В связи с тем, что ReKl < ReKp и ReK2 < ReKp, имеет место ламинарный режим движения жидкости. 7.  Потери давления на трение [см. (8.29)] А                    4-6,6-4000 о O77 ivttTo л«                  4-6,6-4000 ,- KQ4 АРкпж(=---------■-------------= о,о/7 МПа, Дркттж2 =---------■-------------=5,Ь9о гк.п.ж1 0)59(0,126-0,073)                              гк.п.ж2 0> 35(0,126- 0,073) 8.  Число Рейнольдса для воды [см. (8.32)]: 036(0,126-0073)1000 _ 19 q8q Re _ 1,81(0,126-0,073)1000959
		Bl                   0,001                                ' в2                  0,001
	В связи с тем, что ReKp = 2320 и ReBl > Re,,,, ReB2 > R^p, используем формулу Блазиуса. 9. Коэффициент гидродинамического сопротивления [см. (8.21)]:
	,, 2= М!6! ^0,018. 080                     ^95930
	232

	10. Потери давления в кольцевом пространстве во время движения воды [ÒÏ. (8.31)]
	Fk.ii.b1          2(0,126-0,073)                                    Fk-ш             2(0,126-0,073) 11. Суммарные потери давления в кольцевом пространстве Аркп1 = 3,377 + 0,132 = 3,509 åè‡, Аркп2 = 5,693 + 2,225 = 7,918 åè‡. Приведем результаты расчета потерь давления в кольцевом пространст­ве. Q, Ï3/Ò..........................      0,003      0,015 со, Ï/Ò............................      0,36        5,49 ReÊ................................      991,17    4983 SenÊÍ.Ô..............................      31,55       6,27 Í.Ô... ..............................Í.Ô       0,59         0,35 Дп ж, МПа.....................      3,377       5,693 х..:.:............................... о,о27 o,oi8 Дркпв, МПа...................... 0,132 2,225 Дрт, МПа......................... 3,509 7,918 Увеличение расхода жидкости в кольцевом пространстве в 5 раз (от 0,003 до 0,015 м3/с) вызывает возрастание потерь давления в 2,26 раза. Задача 8.5 Рассчитать потери давления на трение в кольцевом пространстве, образо­ванном обсадной колонной с внутренним диаметром 0,126 м и НКТ с внеш­ним диаметром 0,073 м. Насосно-компрессорная колонна состоит из отдель­ных труб длиной 8 м, соединенных муфтами с внешним диаметром 0,089 м. Длина колонны 4000 м. Межтрубное пространство заполнено буровым рас­твором с плотностью 1600 кг/м3. Объемный расход жидкости 0,015 и 0,003 мУс. Решение 1.  Средняя скорость движения жидкости в кольцевом пространстве [см. (8.24)] со,--------4-°f3 2 =0,362 м/с, со2--------4-°f5 2 =1,81 м/с. ЗД4(0,1262-0,0732)                                  ЗД4(0,1262-0,0732) 2.  Числа Рейнольдса определены в предыдущей задаче: Re,,, = 5122, ReKl = 991,17, ReÊ2 = 4983,38. Поскольку ReK < Re^, кольцевое пространство характеризуется лами­нарным (структурным) режимом. 3.  Параметры Сен-Венана - Ильюшина [см. (8.27)] SenKnl = 6'6(0'126-°'073) = 31,55, SenKn2 = 6'6(0'126-°'073)=6,27. кл 0,0308-0,036                              кл           0,0308-1,81 Тогда, согласно рис. 8.1 Ркп1 = 0,59; Ркп2 = 0,35. 4.  Коэффициент местных сопротивлений для глинистого раствора [см. (8.35)]
			=0,108.
	0,1262-0,0732	— 1
	0,1262-0,0892
	233

	5. Коэффициент увеличения гидравлического сопротивления в связи с наличием муфтовых соединений [см. (9.34)]
	v i . а \ aqCU26-0,073 \c\r> v- \ . A4AQ 0.126-0,073 л п, 1^-1+0,108 о()278 =1,03, КЕ2 =1+0,108- ош88 =1,04.
	В уравнении (8.34) коэффициент к определен в предыдущей задаче: Xi = 0,027, Х2 = 0,018. 6.  Потери давления на преодоление гидравлического сопротивления для глинистого раствора [см. (8.29)] с учетом коэффициента Ке А               4-6,6-4000-1,03 O/7S л/гтт Ap_n_(=-----'---------------=3,475 Mlla, Рк.п.в1 0)59(0,126-0,073) А                 4-6,6-4000-1,04 гО0 Л/ГТТ АРкпв2=------■----------------=5,92 Mlla. Нк-ш 0,35(0,126-0,073) 7.  Потери давления на преодоление гидравлического сопротивления для воды Рк.п.в1
	2(0,126-0,073) А              0,027-4000-0,362-1000-1,03 o.q/i Л/гтт ДРкпВ2=^--------------:------------~—=2,134 МПа. гк.п.в2             2(0,126-0,073) 8.  Суммарные потери давления в кольцевом пространстве с учетом ме­стных гидравлических сопротивлений: Арк.п1 = 3,475 + 0,136 = 3,611 åè‡, Аркп2 = 5,92 + 2,314 = 8,234 åè‡. 9.   При увеличении расхода жидкости от 0,003 до 0,005 м3/с потери давления на преодоление гидравлического сопротивления возрастают от 0,136 ‰Ó 2,314 åè‡. Задача 8.6 Определить глубину снижения уровня воды в скважине в процессе вызова притока при помощи воздушной подушки и минимальную продуктивность поверхностного насоса для таких условий: внутренний диаметр эксплуата­ционной колонны 0,124 мм; колонна НКТ: внешний диаметр 73 мм; внутрен­ний диаметр 62 мм; плотность воды 1000 кг/м3; давление воздуха в кольце­вом пространстве перед закачиванием воды 12 МПа; количество воды, зака­чанной в кольцевое пространство, 20 м3. Решение 1.  Высота воздушной подушки в затрубном пространстве [см. (8.38)] # =J^I°!—1223,2 Ï. 1000-9,81 2.  Высота столба воды в затрубном пространстве над воздушной подуш­кой [ÒÏ. (8.37)] ç‚ ==^----------2530 Ï. 3,14(0,1242-0,0732) 3.  Глубина снижения уровня жидкости [см. (9.36)] 234

	^	(о,1242-О,О732)
	Я-0,8 2530+------1ZJZZ"1Z"1U-------------------4_v-----------------/-----------1791;9 M {            12-106+1000-9,81-2530j3114/01242_00732N + 311400622 4 \          /4 4. Минимальная продуктивность поверхностного насоса [см. (8.39)] QBmin=^M(0,1242-0,0732)0,4=0,00317M3/c.
	Задача 8.7 Определить высоту воздушной подушки при таких условиях вызова притока: объем жидкости, закачанной в кольцевое пространство, 15 м3; давление воз­духа в кольцевом пространстве перед закачиванием воды 10 МПа; глубина снижения уровня жидкости в скважине, необходимая для вызова притока 1250 м; плотность воды 1000 кг/м3; конструкция скважины аналогична усло­виям предыдущей задачи. Решение 1.  Высота столба воды над воздушной подушкой по формуле (8.37) ç‚ ==—----------1892 Ï. 3,14(0,1242-0,0732) 2.  Высота воздушной подушки согласно формуле (8.40)
	---------■--------- —=--------------------------=------------1892=1702 M. Ю-106 ) 0,8^(0,1242-0,0732)
	Задача 8.8 Определить объем жидкости над воздушной подушкой, если давление на вы­ходе компрессора после нагнетания воздуха в затрубное пространство со­ставляет 8 МПа. Глубина снижения уровня воды в скважине 950 м. Конст­рукция скважины аналогична условиям предыдущей задачи. Решение 1.  Высота воздушной подушки согласно формуле (8.38) Явп—840!6815 ÏÏ. 1000-9,81 2.  Коэффициенты квадратного уравнения [см. (8.42) - (8.43)] 1000• 9,81[ — (0,1242 - 0,0732) + — 0,0622 ] 950 В-----------i-i------------------------------'-------8-106=8,083-106,
	235

	V 4	0,,1242 - 00732) + 3 0,06221950
		08,3 — (о,1242-О,О73: 4 V		-815,5		8-106 = 0,00659-1012.
	3.  Высота столба воды над воздушной подушкой по уравнению (8.14) „ _8,083-106+V(8,083-106)2+4-1000-9,81-0,00659-1012 _14oq о 2-1000-9,81 4.  Объем воды над воздушной подушкой [см. (8.37)] V =1329,3—0,0622=4,011 Ï3 4
	Задача 8.9 Определить, на каких глубинах в колонне НКТ следует разместить пуско­вые клапаны для вызова притока жидкости. Колонна НКТ с внешним и вну­тренним диаметрами 60 и 50,3 мм соответственно находится в скважине с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 126 мм. Эксплуатационная колонна заполнена жидкостью с плотностью 1010 кг/м3, статический уро­вень которой находится на глубине 920 м. Среднее пластовое давление в скважине 15 МПа; для вызова притока из пласта необходимо создать де­прессию 4 МПа. Максимальное давление на выходе компрессора состав­ляет 8 МПа. Плотность газа 1,29 кг/м3, атмосферное давление 0,1-106 МПа. Решение 1.  Уровень жидкости в скважине, обеспечивающий приток [см. (8.46)] Я=(15-4)1°6=1122,4м. щ 9,81-1000 2.  Расстояние от устья скважины к месту размещения первого клапана по формуле (9.44)
	(	^(0,1262-0,062)	1010-	U9-8-106'! 0,1-Ю6	-20=1054 Ï.
	=920+9,81
	3. Расстояние от устья к месту размещения второго клапана согласно формуле (9.45):
	L2=1054+-	8-10°		—20=1188 Ï.
		^0,1262-0,062)V
	9,81
	0,1-10°
	4. Расстояние от устья к месту размещения третьего клапана
	236

							8-Ю6
	L2=1188+----------------------—-------------------------20=1322 Ï.
	9,81		1+		4				1010—
			3,14 4			00503		2	0,1-10	6
	Размещение на колонне НКТ пусковых клапанов обеспечивает необхо­димый уровень снижения жидкости в скважине. Задача 8.10 Определить давление закачивания рабочей жидкости насосными агрегатами при освоении скважины струйным аппаратом, размещенным на глубине 2800 м. Диаметр рабочей насадки аппарата 5 мм, диаметр камеры смешения 8 мм. Расход рабочей жидкости 10 л/с, ожидаемый дебит скважины 360 м3/сут; плотность рабочего инжектированного и смешанного потоков 1000 кг/м3. Потери давления в колонне и затрубном пространстве соответ­ственно 1,2 Ë 1,0 МПа/1000 Ï. Решение Коэффициент инжекции струйного аппарата [см. (8.49)]
	U	260
	10-10"3-60-60-24 2.  Площади характерных сечений струйного аппарата /•р=^0,0052 =0,0000196 2 /•с=^М0,0082000005024 ,, 4 U = 0,00005024 - 0,0000196 = 0,0000306 Ï2. 3.  Безразмерный напор струйного аппарата согласно формуле (8.47): перед вызовом притока (С/ = 0) Арс _ 0,0000196 (л 75_1 Q7 0,0000196 \п г^. Др^"~ 0,00005024 { ' ' 0,00005024J ~ ' ' после вызова притока (С/ = 0,301)
	А^= 0,0000196 (Дрр =000005024,			175-1,07 0'0000196 0,3012-1,07 0'0000196 (1+0,301)21 =0,423. 000005024                     000005024 ,              ( )
	4.  Потери давления в колонне и в затрубном пространстве Ар* = 2,8-1,2 = 3,36 åè‡, Ар" = 2,8-1,0 = åè‡. 5.  Давление в камере инжекции струйного аппарата: поскольку ограни­чений относительно уменьшения давления в подпакерной зоне нет, можно уменьшать давление в камере инжекции до минимально возможного значения Р„ = 0. 6.  Гидростатические давления [см. (8.52)] Ржх = Рж.Р = ЮОО-9,81-2800 = 27,468 åè‡. 237

	7. Давление агрегата в выкидной линии поверхностного насоса согласно формуле (8.53): на начальной стадии вызова притока
	после вызова притока
	27,468106 + 2,8106_27468.10б +зз6.1()б = 47,448 МЯд. ‡=             0423
	Задача 8.11 Определить давление закачивания насосным агрегатом рабочей жидкости при освоении скважины струйным аппаратом, если давление в подпакерной зоне для выполнения условий прочности обсадной колонны должно быть не менее 8 МПа. Для проведения расчетов использовать данные из условия задачи 10. Решение Поскольку промежуточные расчеты изложены в предыдущей задаче, оп­ределяем давление в выкидной линии поверхностного насоса при условии, что ри * 0 согласно формуле (8.53): на начальной стадии вызова притока
	после вызова притока
	27,46810 + 2,8Ю_27468.10б + зз6.10б810<1-0.52) = 36,535 МПа. На               0,423                                                          0,423
	8.8. ПОИНТЕРВАЛЬНОЕ СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ В этом случае насосно-компрессорные трубы спускают на глубину 750-800 м, исходя из того, что гидростатическое давление столба жидкости и сопротив­ление движению ее и воздуха не превышали 8 МПа (рабочее давление ком­прессора УКП-80). В кольцевое пространство компрессором нагнетают газ или воздух, вытесняющий жидкость в колонну НКТ. Нагнетание газа или воздуха продолжают до полного вытеснения жидкости в интервале спуска НКТ. Если скважина не начала фонтанировать, а уровень жидкости подни­мается медленно, то доспуекают НКТ на определенную глубину или до кровли пласта. В условиях подачи компрессора УКП-80 (расход до 8 м3/мин) время продавки сжатого воздуха при испытаниях скважин увеличивается. Это бо­лее всего проявляется при испытании глубоко залегающих пластов с низки­ми пластовыми давлениями, когда требуется значительное снижение уровня жидкости в скважине. 238

	Указанный метод постепенного погружения НКТ с периодической про­дувкой воздухом или газом имеет следующие недостатки: 1) во время оче­редного наращивания труб возможны фонтанные проявления; 2) пусковые давления, возникающие перед продавкой, могут вызывать поглощение жид­кости в пласт; 3) скважина может начать работать до того, как башмак НКТ достигнет фильтрационных отверстий. Поэтому такой метод применяется крайне редко.
	8.9. СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ ПОРШНЕВАНИЕМ (СВАБИРОВАНИЕМ) Уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через пор­шень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня выбирают по диаметру труб с минимальным зазором. Этот способ освоения скважин используют при спущенных в скважину насосно-компрессорных трубах и установленной на устье фонтанной арма­туре. Поршень, закрепленный на штанге, спускают в НКТ на стальном кана­те при помощи лебедки от тракторного подъемника или бурового станка на 100-300 м под уровень жидкости и с максимально возможной скоростью под­нимают вверх, удаляя из скважины жидкость, находящуюся над поршнем. Эти операции повторяют до снижения уровня на заданную глубину или до получения пластового флюида.
	8.10. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА МЕТОДОМ АЭРАЦИИ При помощи метода аэрации можно постепенно увеличивать депрессию до любой заданной величины. Суть процесса аэрации заключается в постепен­ном снижении плотности жидкости в затрубном пространстве и насосно-компрессорных трубах вследствие одновременного нагнетания в скважину определенного количества сжатого воздуха (газа) и воды (нефти). Двигаясь вниз по кольцевому пространству, рабочий агент, смешанный с жидкостью, дополнительно сжимается под весом столба жидкости, пока не достигнет башмака НКТ. Дойдя до башмака труб, пузырьки рабочего агента попадают из затрубного пространства в НКТ и, постепенно расширяясь, отдают полу­ченную ими энергию, вследствие чего жидкость поднимается, одновременно снижается ее плотность внутри НКТ. С увеличением закачки сжатого рабо­чего агента депрессия плавно увеличивается, вследствие чего в скважину в определенный момент поступает из пласта его флюид. До начала вызова притока необходимо выполнить следующие работы: 1)   спустить НКТ и тщательно промыть скважину технической водой (если в ней был буровой раствор) с ПАВ; 2)   башмак колонны НКТ должен быть установлен на 5—10 м выше верхних отверстий перфорации обсадной колонны; 3)  устье скважины оборудуется полным комплектом фонтанной армату­ры крестового или тройникового типа и приводится в рабочее состояние; 239

	4)   на верхней рабочей струне фонтанной арматуры устанавливается штуцер с оптимальным размером канала для предупреждения избыточной депрессии на пласт или избыточного противодавления в период работы скважины для ее очистки; 5)  обвязываются со скважиной цементирующий агрегат и компрессор. Схема однорядного лифта при аэрации изображена на рис. 8.5. Сжатый воздух, подаваемый компрессором (или газ из газопровода вы­сокого давления), смешивается с водой в аэраторе (рис. 8.6), опрессованном давлением 15 МПа. Для успешного создания аэрации подбирают такое соотношение между количеством подаваемой в единицу времени жидкости и сжатого воздуха (газа), чтобы обеспечить движение пузырьков до башмака НКТ без образо­вания "воздушной подушки".
		Рис. 8.5. Схема однорядного лиф­та при аэрации: 1,2 — линия подачи соответст­венно газа и жидкости; 3 - сме­ситель; 4 - задвижка; 5 - обсад­Ì‡fl ÍÓÎÓÌ̇; 6,8- çäí; 7 -переводник
		Рис. 8.6. Аэратор: / - гайка быстрого соединения; 2 - расходомер воздуха
	900-1100
	240

	С целью контроля за качественным проведением аэрации на нагнета­тельной линии должен устанавливаться расходомер воздуха (или газа). При подаче воды необходимо, чтобы скорость нисходящего потока смеси была больше скорости всплытия пузырьков воздуха. Последняя принимается в пределах 0,15-0,30 м/с. Если это условие не выполняется, то пузырьки воз­духа будут всплывать, образуя "воздушную подушку" в затрубном простран­стве, что приведет к срыву процесса аэрации. Кроме того, необходимо следить, чтобы давление на преодоление гид­равлических потерь и разницы плотности жидкости (смеси) в трубах и за­трубном пространстве в сумме не превышало максимального давления, раз­виваемого компрессором. Практически процесс аэрации необходимо начинать при подаче воды 4,5-5,5 л/с (в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и НКТ диаметром 73x60 мм) и при подаче воздуха 120-130 л/с (7,5 м3/мин) компрессором УКП-80. Процесс аэрации всегда надо начинать при заполненной жидкостью скважине. Если уровень жидкости в скважине был снижен при помощи ка­кого-либо метода, а приток не получен, то перед аэрацией скважину опять необходимо заполнить жидкостью. Сначала в работу включают цементировочный (промывочный) агрегат для определения давления в нагнетательной линии при оптимальной подаче жидкости. Это давление не должно превышать 4,0-4,5 МПа. Потом подклю­чают компрессор и давление в нагнетательной линии возрастает (приблизительно на 10-15 МПа за счет увеличения скорости потока). С это­го момента начинается первый этап аэрации. По мере нагнетания воды и воздуха давление в затрубном пространстве постепенно возрастает, достигая определенного значения, и некоторое время держится на одном уровне. Повышение давления объясняется тем, что при движении вниз цирку­лирующей смеси плотность жидкости в НКТ в начальный период превыша­ет плотность смеси в кольцевом пространстве, вследствие чего создается дополнительное давление. Когда аэрированная смесь достигает башмака и проходит внутрь НКТ, разница в плотностях постепенно исчезает, а давле­ние опять падает. Если во время закачки аэрированной жидкости давление на нагнетательной линии начнет превышать рабочее давление компрессора (газа в коллекторе), то необходимо увеличить подачу жидкости или на неко­торое время отключить компрессор (закрыть газ). Воздух (газ) из смеси попадает в НКТ и вызывает выброс жидкости. Плотность смеси в трубах постепенно уменьшается, и давление в нагнета­тельной линии падает. С момента начала падения давления уменьшают по­дачу жидкости, для чего агрегат переводят на первую скорость, а потом его останавливают, оставляя работать компрессор. Для контроля за увеличением депрессии необходимо измерять количе­ство вытесненной из скважины жидкости объемным или другим способом. В момент снижения давления в затрубном пространстве пласт может начать работать. Это становится заметно по повышению давления на буфере и в затрубном пространстве. При работе пласта скважину переключают на запасную линию или че­рез тройник на ней для отрабатывания, после чего струю направляют на рабочую линию через штуцер. При отсутствии притока из скважины в момент первого падения давле­ния процесс аэрации продолжают. 241

	8.11. СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ В СКВАЖИНЕ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ Нефтеносные пласты встречаются на большой глубине, но с пластовыми давлениями ниже гидростатического на 14-15 МПа. В таких скважинах уро­вень жидкости устанавливается значительно ниже устья. Вызвать приток из такого пласта обычным методом очень трудно, а иногда и невозможно. Во время работы компрессора, например, создается дополнительное противо­давление на пласт, вследствие чего поглощается жидкость, уровень ее в об­садной колонне снижается, и компрессор работает, не выполняя своей роли. Естественно, что чем ниже уровень жидкости в скважине, тем труднее дренировать пласт и получать из него устойчивый приток флюида. Для вы­зова притока из пласта с низким пластовым давлением необходимо приме­нять особенные технологические приемы, при которых повышение уровня в скважине не вызовет повышения давления на забой. Рассмотрим технологическую схему вызова притока и дренирования пласта при испытании глубокой скважины с низким пластовым давлением и хорошей проницаемостью пласта. В этом случае вызов притока из пласта осуществляется с подачей воздуха в скважину по схеме обратной и прямой промывки. В первом случае (рис. 8.7, /) предусмотрено использование паке-ра. Порядок проведения процесса при этом следующий: в скважину на НКТ / спускают пакер 5, который устанавливают в эксплуатационной ко­лонне 3 над кровлей пласта. Глубину установки пакера определяют исходя из прочности эксплуатационной колонны с учетом возможного полного опо­рожнения подпакерной зоны. Ниже пакера устанавливается хвостовик с НКТ длиной 40—50 м с об­ратным клапаном 6 от электроцентробежного насоса ЭЦН-5 с диаметром проходного отверстия 40 мм. Над пакером размещают пропускной патрубок 4 длиной 0,5 м с тремя отверстиями диаметром 15 мм (или обратный игольча­тый клапан). На НКТ на расчетных глубинах устанавливают пусковые муф­ты 2 с отверстиями диаметром 2 мм или клапанами. Пакер вместе с прямоточным клапаном и обратным клапаном от ЭЦН-5 разъединяет затрубное пространство и призабойную зону так, что жидкость, вытесняемая воздухом из межтрубного пространства, не может попасть в пласт, а поступает в НКТ, где и аэрируется. В момент, когда давление над обратным клапаном от ЭЦН-5 становится ниже давления под ним, клапан открывается и пластовая жидкость входит в НКТ, а потом, смешиваясь со струей воздуха, поступающего сквозь пусковые муфты (клапаны), выбрасы­вается на поверхность. После очистки перфорационных каналов и улучше­ния проницаемости призабойной зоны скважина начинает работать. Второй схемой (рис. 8.7, 77) предусмотрено закачивание воздуха в НКТ. В этой схеме отсутствует пакер, низ труб оборудуется игольчатым об­ратным клапаном, а на расчетных глубинах устанавливаются пусковые муф­ты или клапаны. Воздух от компрессора, подаваемый в насосно-компрессорные трубы, вытесняет жидкость из них сквозь отверстия или клапаны в затрубное про­странство, но при этом давление нагнетания не передается на пласт. Вслед­ствие большой разности объемов труб и затрубного пространства уровень жидкости в затрубном пространстве незначительно поднимается, поэтому 242

	-с*-		ж
				НХХЬ
	Рис. 8.7. Технологическая схема вызова притока поглощение не возникает. Как только к первой пусковой муфте (клапану) подойдет воздух и войдет в затрубное пространство, в нем начинается аэра­ция жидкости, что приводит к уменьшению давления на пласт.
	8.12. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ДВУХФАЗНЫХ ПЕН Для восстановления, а также сохранения природной проницаемости приза-бойной зоны используют физико-химические методы путем воздействия на пласт двухфазных пен. Применение пен обусловлено низким пластовым давлением, что в случае замены раствора на воду может привести к ее по- 243

	г лощению. Известно, что двухфазные пены в условиях скважины могут иметь малую плотность. Такие пены обычно используют в качестве промы­вочного агента при разбуривании поглощающих горизонтов, вскрытии про­дуктивных пластов. Установлено, что использование пены пригодно для вы­носа воды из скважины, удаления закупоривающих материалов из пласта. В то же время пена может быть легко разрушена на поверхности. Метод освоения скважины при помощи двухфазных пен является очень эффективным вследствие лучшей очистки зафильтровой зоны от продуктов кольматации, шлама, а также продуктов реакции кислоты с породой. Пены состоят из жидкости, воздуха (газа) и пенообразователя. Жид­кость, используемая для образования двухфазной пены, не должна допускать набухания глинистых частиц в призабойной зоне. Поэтому для указанных целей необходимо применять пластовую воду, предварительно проверенную на образцах породы коллектора. В качестве пенообразователя применяют следующие ПАВ (табл. 8.3). Свойства пен можно широко менять, регулируя содержание компонен­тов. Малая плотность (33 кг/м3) является типичной. Вязкость можно регу­лировать так, что при движении пены в НКТ со скоростью от 0,5 до 1,5 м/с ее способность поднимать шлам остается достаточно высокой. Соответствую­щим образом приготовленная пена должна быть стабильной только до ее вы­хода с выкидной линии для выброса шлама. После этого она должна разру­шаться. При повторном нагнетании ее свойства опять восстанавливаются. В связи с тем, что пена существует только в течение одного цикла циркуля­ции, то компоненты для ее образования необходимо смешивать непрерывно в течение всего времени промывки. Так как плотность пены легко регулирует­ся сменой соотношения объема воздуха на 1 м3 воды, вмещающей в себя ПАВ (степенью аэрации), то при постоянном расходовании жидкости, изменяя только расход воздуха (газа), можно легко регулировать плотность двухфаз­ной пены от 200 до 800 кг/м3, что предупреждает попадание в пласт боль­шого количества жидкости и способствует постепенному уменьшению давле­ния на забой скважины. Технологическая схема вызова притока из пласта при применении двухфазной пены включает следующие операции: 1)  спускают НКТ до глубины на 2-3 м выше нижних перфорационных отверстий; 2)  обвязывают устье скважины с наземным цементирующим агрегатом и компрессором через аэратор; 3)  нагнетают пену в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ для замены всего столба жидкости в скважине; 4)   первичную порцию пены получают при малых степенях аэрации (10-20 mVm3, т.е. 10-20 м3 воздуха на 1 м3 водного раствора ПАВ), чтобы разница между плотностью жидкости в НКТ и пены в затрубном простран­стве была минимальной; Таблица 8.3
	Поверхностно-активные	Содержание ПАВ в воде,	Поверхностно-активные вещества	Содержание ПАВ в воде, %
	вещества
	Сульфанол Сульфонатриевые солр éè-7, ОП-10, ìîÖ-8 ДС-РАС Марвелан КО	0,1-0,3 1,0-2,0 0,3-0,6 0,3-1,0 0,3-0,5	Аркопал Н-100 Дисольван Сапаль Р Превоцел W-ON-100	0,3-0,5 0,2-0,3 0,2-0,3 0,1-0,3
	244

	5)   постепенно повышают степень аэрации, что вызывает постепен­ное уменьшение давления на забое скважины (при степени аэрации 150-160 м3/м3 среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м3); 6)  после достижения забойного давления 4-5 МПа необходимо прекра­тить циркуляцию пены на 2—3 ч для определения возможного притока из пласта; 7)  если притока нет, то циркуляцию пены восстанавливают, продавли­вают ее в пласт в количестве 5-10 м3 с выдержкой в пласте в течение 3-4 ч, после чего восстанавливается циркуляция при максимальных степенях аэра­ции; 8)  получив приток, обеспечивают очистку скважины от шлама и иссле­дуют ее на приток.
	8.13. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПЕНАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЖЕКТОРОВ Используется технология при вызове притока в разведывательных и эксплу­атационных скважинах, пластовое давление которых равно гидростатическо­му или меньше его. Суть технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов заключается в приготовлении двухфазных пен, заполнении ими скважины и замене ими воды, за счет чего создается необ­ходимая величина депрессии. Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжа­того воздуха. Могут использоваться и передвижные компрессоры высокого давления. Основные факторы, обеспечивающие условия взрывобезопасности при освоении скважин при помощи этого технологического процесса по сравнению с технологией освоения скважин путем вытеснения жидкости сжатым воздухом, следующие: уменьшение вероятности внутрискважинного горения вследствие ис­пользования в качестве рабочего агента пены; использование сжатого воздуха низкого давления. Для освоения скважины необходимо следующее оборудование (устье скважины оборудуется согласно проекту на ее сооружение): передвижной компрессор (УКП-80, КПУ 16/100 и др.) или компрессо­ры пневматической системы буровой установки (КТ-6, КТ-7, КСЕ-5М); цементирующий агрегат ЦА-320М с диаметром цилиндрических втулок не более 115 мм; дополнительный цементирующий агрегат ЦА-320М для подачи воды (при отсутствии действующего водонапорного водопровода); в зимний период при отсутствии котельной установки промысловая па­ровая передвижная установка ППУА-1200/100; манометр показывающий класса 2,5 с границей измерений до 40 МПа по Ééëí 2405-80; эжектор жидкостно-газовый ЭЖГ-1; в случае использования передвижных компрессоров эжектор должен быть укомплектован насадкой с диаметром выходного отверстия 5,6 мм, каме­рой смешения с диаметром цилиндрической части 10 мм (расстояние между ними 10 ÏÏ). 245

	Для приготовления пенообразующих жидкостей необходимо использо­вать следующие материалы: 1) техническую воду; 2) поверхностно-активные вещества (ПАВ) - сульфанол по ТУ 6-01-862-73; ОП-7, ОП-10 по ГОСТ 8433-81 Ë др. Перед проведением процесса вызова притока следует спустить в сква­жину лифтовую колонну на глубину, при которой ее башмак размещается на 5-10 м выше интервала перфорации. Перед началом процесса вызова притока устье скважины должно быть оборудовано трубопроводами и арматурой таким образом, чтобы обеспечить возможность закачивания пены в межтрубное пространство и одновременно выброс жидкости из трубного пространства скважины, а также возможность совершения самовсплыва пены из межтрубного и трубного пространства од­новременно. Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при проведе­нии процесса вызова притока с использованием передвижных компрессоров или компрессоров буровой установки изображена на рис. 8.8. Обвязку эжектора следует совершать таким образом, чтобы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз. Подведение сжатого воздуха к эжектору при использовании компрессо­ров буровой установки следует выполнять при помощи резинового шланга с внутренним диаметром не менее 25 мм или на быстро разборном трубопрово­де с НКТ. При кустовом бурении подвод воздушной линии от действующей буро­вой к группе осваиваемых скважин целесообразно совершать заранее в пе­риод их обвязывания с коллектором. Конец воздухопровода следует подвести к центру группы скважин и оборудовать его запорным вентилем. Подготовка пенообразующей жидкости для двухфазной пены может быть выполнена непосредственно в процессе закачивания пены в скважину. При этом очередная порция ПАВ в воде растворяется в свободном отсеке
	11
	Рис. 8.8. Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины: / - цементировочный агрегат; 2 - линия для подачи пенообразующей жидкости; 3 - эжектор; 4 -манометр; 5-8, 13, 15 - задвижки; 9 - заглушка; 10 - выброс пены; // - накопительная емкость; 12 - нефтепромысловый коллектор; 14 - эксплуатационная колонна; 16 - пенопровод; 17 - обратный клапан эжектора; 18 - воздухопровод; 19 - компрессор 246

	мерной емкости цементировочного агрегата. На 1 м воды необходимо вводить от 1 до 3 кг (в перечислении на активное вещество) сульфанола, ОП-3, ОП-10 или других ПАВ. Количество добавки ПАВ к воде зависит от ее солевой концентрации, качества ПАВ и уточняется экспериментальным путем в ла­бораторных условиях по методике ВНИИ (Е.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Ва­сильева, 1980). Данной методикой определяется зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ. Не допускается попадание в растворы ПАВ и пенообразующей жидкос­ти нефти, масла, дизельного топлива. Параметры вызова притока из пласта пенами с использованием эжек­торов выбирают исходя из необходимости создания требуемой величины снижения забойного давления (депрессии) и имеющегося компрессорного оборудования. Создание необходимого снижения давления на забое р3 при проведении работ регламентируется инструкцией ВНИИКРнефти (1988). При использовании в качестве источника сжатого газа передвижных компрессоров в зависимости от значения р3 может быть выполнен полный цикл закачивания пены с выходом ее на устье через трубное пространство с последующим самоизливом или частичный цикл с последующим самоизли-вом. В последнем случае пена закачивается на необходимую глубину в меж­трубное пространство, не доходя до башмака колонны НКТ. В обоих случаях процесс закачивания пены выполняется при постоян­ной степени аэрации, чтобы обеспечить заранее определенное начальное значение давления пенообразующей жидкости р3, подаваемой в эжектор. При использовании в качестве источника сжатого воздуха компрессоров буровой установки в зависимости от значения р3 может быть выполнен пол­ный или частичный цикл закачивания пены в скважину с последующим са­моизливом, а также два цикла закачивания пены с самоизливом после каж­дого из них. В этом случае пена подается в скважину при сменной степени ее аэрации, а заданный режим работы эжектора обеспечивается созданием полного начального значения давления рж. Для выбора рж при использовании передвижных компрессоров необхо­димо по номограмме (рис. 8.9) определить степень аэрации, при которой для необходимой глубины спуска лифтовых труб обеспечивается заданная вели­чина Ар3, а позже по этой номограмме в зависимости от найденной степени аэрации и типа (марки) компрессора следует определить рж. Если определенную по номограмме (см. рис. 8.9) степень аэрации из-за ее небольшого значения невозможно обеспечить при имеющемся компрес­сорном оборудовании, то необходимо выполнить частичный цикл закачивания пены. При проведении частичного цикла необходимо выбрать максимальное значение степени аэрации и соответствующее ей значение для имеющегося типа компрессора (рис. 8.10). Потом по номограмме (рис. 8.11) следует оп­ределить глубину продавки h и относительный объем пенообразующей жид­кости Vx/S (где Vx - объем пенообразующей жидкости, м3; S - площадь по­перечного сечения межтрубного пространства или колонны в зависимости от необходимой величины Ар и выбранной максимальной степени аэрации). По полученному значению Vx/S и площади S затрубного пространства опреде­ляется необходимый объем пенообразующей жидкости Vx. Относительный объем пенообразующей жидкости Vx/S для проведения одного полного цик­ла определяется по номограмме (см. рис. 8.11). При этом за глубину продав- 247

	ки h принимается глубина спуска лифтовых труб Н. По полученным значе­ниям Vx/S и S фактическом колонны определяется необходимый объем пе-нообразующей жидкости. При использовании компрессоров буровой установки следует по задан­ному значению Ар3 установить необходимость проведения одного, двух или частичного циклов закачивания пены. Для этого по номограмме (рис. 8.12) необходимо провести до пересечения друг с другом перпендикуляр из точек на осях, соответствующих значениям Ар3 и Н. Если точка пересечения пер­пендикуляров находится в области, ограниченной кривыми / и 2, то следует совершить процесс за один цикл закачивания пены, а если точка находится в области, ограниченной кривыми / и 3, то за два цикла. Если точка находится ниже кривой /, следует совершить частичный цикл закачивания пены. Если установлена необходимость проведения одного цикла циркуляции пен по номограмме (см. рис. 8.12) в зависимости от заданных значений Ар3 и Н, то необходимо определить значение рж. При необходимости проведения процесса в два цикла закачивания пе­ны давление рж в первом цикле устанавливается равным 15 МПа, а во втором цикле определяется из рис. 8.12 в зависимости от Ар3 и Н. При выполнении частичного цикла по заданному значению Ар3 по номограм­ме (см. рис. 8.11) определяются глубина продавливания пены h и соответст­вующее ей значение Vx/S. При этом значение рж принимается равным 15 МПа. По полученному значению Vx/S и фактическому значению S меж­трубного пространства определяется необходимый объем пенообразующей жидкости. Относительный объем пенообразующей жидкости Vx/S для проведения одного цикла определяется по номограмме (см. рис. 8.11), при этом за глу­бину продавки h принимается глубина спуска лифтовых труб Н, а значение Vx/S определяется по глубине продавки. По полученному значению Vx/S и фактическому значению S колонны определяется необходимый объем пено­образующей жидкости. При необходимости проведения второго цикла объем пенообразующей жидкости для него составляет 70 % от значения Vx для первого цикла. После спуска НКТ, монтажа наземного оборудования, обвязки эжектора с компрессором и цементирующим агрегатом трубопроводное наземное обо­рудование должно быть опрессовано гидравлическим способом на давление 25 МПа. При этом предварительно отсоединяется воздухопровод от бокового патрубка эжектора. Пневматическим способом впрессовывается выкидной воздухопровод на максимальное рабочее давление компрессора, после чего открываются за­движки 15, 6, 7 и закрываются задвижки 8, 5, 13 (см. рис. 8.8). При помощи насоса цементировочного агрегата пенообразующая жид­кость подается в эжектор. Давление подачи пенообразующей жидкости в начале процесса закачивания пены в скважину при использовании компрес­сора буровой установки или передвижного компрессора определяется так, как это описано выше. После этого подается воздух в эжектор от компрессо­ра. При использовании компрессоров буровой установки давление воздуха на входе в эжектор должно находиться в пределах от 0,7 до 0,8 МПа. При использовании передвижных компрессоров давление воздуха на входе в эжектор устанавливается произвольно в пределах от 1-2 МПа в начале процесса закачивания пены в скважину и до 2-6 МПа в конце процесса. Ве- 248

	Рг, МПа
	500 1000 1500 2000 2500 Н, м МПа	/5 10 5 °0 20 30 40 50 60 70 а Рис. 8.10. Номограмма для определения рабо­чего давления эжектора при различных степе­нях аэрации для различных компрессоров: 1 - ìäè-80; 2 - ëÑ 9/101; 3 - äèì 16/100
	Рис. 8.9. Номограмма для определения воз­можного снижения давления на забое скважины Др при различных степенях аэрации: 1, 2, 3, 4, 5 - при степенях аэрации соот­ветственно 30, 40, 50, 60 Ë 70
	личина указанных давлений воздуха определяется величиной давления зака­чивания жидкости и типами компрессоров. После заполнения скважины пеной в рассчитываемом объеме, промывки скважины пеной (или при закачке пены в межтрубное пространство при
	>3, МПа	10 у 9 8 7 //у^\s 6 i^_ 5 4 г i
		0 500 1000 1500 2000 2500 H,u Рис. 8.12. Номограмма для определения воз­можной депрессии при одно- либо двухцикло-вой закачке пены и при различном давлении пенообразующей жидкости на входе в эжек­тор: /, 2, 3 Ë /', 2', 3' - Ю, 15, 20 åè‡ при Ó‰ÌÓÏ и двух циклах соответственно 249
	Рис. 8.11. Номограмма для определения глуби­ны продавки h и относительного объема пено-образующей жидкости Vx/S: 1 2 3,4,5- при степенях аэрации соответ­ственно 30, 40, 50, 60, 70

	частичном цикле) следует закрыть задвижку 15, открыть задвижку 8 и вы­полнить на протяжении не менее 1,5 ч самоизлив пены по трубопроводу 10 в накопительную емкость. При наличии притока нефти или газа из трубного пространства закры­вается задвижка 6 и после вытеснения пены из межтрубного пространства закрывается задвижка 8 , отсоединяется трубопровод 10, устанавливается на место его подключения к устью скважины заглушка 9, и открываются за­движки 6, 7, 13, направляя продукцию скважины в коллектор. В случае при­менения передвижного компрессора при отсутствии притока нефти или газа после самоизлива пены на протяжении 1,5 ч необходимо продолжить ее са­моизлив до его окончания. В случае применения компрессоров буровой установки при отсутствии притока нефти и газа после выполнения первого цикла закачивания пены и ее самоизлива в течение 1,5 ч необходимо совершить второй цикл закачки и самоизлив пены до его окончания. Если приток не получен, то скважину оставляют с открытыми задвиж­ками на трубном и межтрубном пространстве в ожидании притока в течение 36 ˜. Если повторные промывки пеной не дают результата, то следует при­менить другие методы искусственного воздействия на призабойную зону для интенсификации притока. Необходимо строго выполнять правила безопасного проведения работ. Вызов притока из скважины следует проводить по плану, утвержденно­му главным инженером и главным геологом управления буровых работ. Ра­ботники и инженеры должны быть обучены правилам проведения работ при освоении скважин. Каждая смена производственного персонала должна быть проинструктирована о мерах безопасности при выполнении каждой кон­кретной операции. При размещении в зоне скважины техники необходимо учитывать и на­правление ветра. Расстояние между объектами должно быть следующим: от передвижной техники до устья скважины и приемной емкости - не менее 25 м; от компрессора до других агрегатов - не менее 10 м; от культбудки до устья скважины - не менее расстояния, равного высо­те вышки плюс 10 м. Запрещается работа с эжектором без обратного клапана или с негерме­тичным обратным клапаном на боковом патрубке для подачи воздуха. При отрицательных температурах следует применять подогретую пенообразую-щую жидкость. Воздухопровод после сборки страхуется стальным тросом диаметром не менее 5 мм. Трос прикрепляется к воздухопроводу хомутами, размещенными на расстоянии 200 мм от его соединения. Концы троса кре­пятся к стационарным якорям. Выкидную линию от скважины до приемной емкости собирают из НКТ с внутренним диаметром не менее 50 мм, надежно крепят ее возле устья, в местах поворотов и в приемной емкости при помощи стопорных или стацио­нарных якорей, рассчитанных на разрывные усилия потока не менее 1 т. При опрессовке обвязки все люди должны быть удалены из опасной зо­ны. Во время всего процесса вызова притока на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и от накопительной емкости запрещается проведение ра- 250

	бот, не связанных с процессом освоения скважины, пользование открытым огнем, пребывание посторонних людей, наличие техники, не оборудованной искроглушителями на выхлопных трубах. Не допускается попадание пены в источники питьевой воды. В период самоизлива пены и ожидания притока запрещается оставлять скважину закрытой, чтобы не создать условия для образования сжатой взры­воопасной смеси при разрушении пены.
	8.14. ВЫЗОВ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА С ПОМОЩЬЮ КОМПЛЕКТОВ ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ИНСТРУМЕНТОВ (КИИ) Кроме основного своего предназначения - испытания перспективных объек­тов в поисковых скважинах - КИИ используют для вызова притока из пла­стов малой продуктивности, очистки околоскважинной зоны пластов, оценки эффективности обработок пластов, испытания на герметичность цементных мостов и колонн и для решения других задач, связанных с созданием де­прессии в ограниченном интервале ствола скважины, обсаженной колонной. Пластоиспытатели позволяют создавать мгновенно высокую депрессию, что является благоприятным фактором для очистки призабойных зон пласта и вызова притока пластового флюида. При этом повышается эффективность результатов испытания (экономичность, объем и качество информации) и обеспечивается испытание объектов в скважинах с негерметичной колонной обсадных труб. Пакер, испытатель пластов, запорный и поворотный клапаны и глубин­ные регистрирующие манометры обеспечивают выполнение процесса испы­тания. Остальные узлы КИИ служат для предупреждения возможных ос­ложнений или аварий в скважине. Пакер изолирует интервал испытания от остальной части скважины. Длину хвостовика (труб ниже пакера) выбирают такой, чтобы при спуске КИИ к забою пакер находился над объектом испытания. При передаче на пакер осевой сжимающей нагрузки его резиновый элемент деформируется, увеличивается в диаметре и перекрывает ствол скважины. Шток пакера снабжен каналом, постоянно открытым для прохода пластового флюида. Ес­ли приложить к пакеру осевую растягивающую нагрузку, то уплотняющий элемент пакера возвращается в исходное положение. Испытатель пластов снабжен приемным и уравнительным клапанами, сменным штуцером. Испытатель пластов устанавливается выше пакера. При спуске и подъеме КИИ пластоиспытатель растянут, его приемный клапан закрыт, поэтому не допускает поступления промывочной жидкости в трубы. Уравнительный клапан пластоиспытателя открыт, и через него обеспечива­ется переток промывочной жидкости из-под пакера (при спуске) или под пакер (при подъеме КИИ) через фильтр, шток пакера, безопасный перевод­ник и ясс. Наличие такого перетока снижает эффект поршневания при дви­жении пакера в скважине. После упора хвостовика на забой скважины и передачи на КИИ осевой сжимающей нагрузки происходит свободное сжимание пакера, пакерование ствола скважины и медленное сжимание пластоиспытателя. Во время этого процесса закрывается уравнительный клапан, а затем открывается приемный клапан пластоиспытателя, соединяя полости пустых или частично заполнен- 251

	Рис. 8.13. Схема пакеровапия при работе с КИИ: / - колонная головка; 2 - НКТ; 3 -циркуляционный клапан; 4 - верх­ний манометр; 5 - запорно-оборотный клапан; 6 - испытатель пластов; 7 - ясс; 8 - пробоотборник; 9 - пакер; 10 - обсадная колона; 11 - фильтр; 12 - Ô·ÒÚ; 13 - χÌÓ­метр; 14 - опорная плита; 15 - баш­мак ных жидкостью труб над КИИ с подпакерным объемом сква­жины. Давление под пакером мгновенно уменьшается, и на­чинается приток из пласта. По окончании испытания при натяжении инструмента пластоиспытатель растягива­ется, закрывается его прием­ный клапан, перекрывая по­лость труб над КИИ, после чего открывается уравнитель­ный клапан, соединяя затруб-ное пространство над пакером с подпакерным пространством. Давление под пакером и над пакером выравнивается, и на пласт передается давление ствола промывочной жидкости в скважинах. Промышленность выпус­кает многоцикловые испытате­ли пластов, обладающие двух-, трех- и многоцикловыми за-порно-поворотными клапанами (ЗПК). Последний предназна­чен для перекрытия полости труб по окончании притока с целью регистрации процесса восстановления забойного давления. Его уста­навливают выше испытателя пластов и спускают открытым. В конце прито­ка путем вращения труб над КИИ запорно-поворотный клапан закрывают и выдерживают в закрытом положении (для получения кривой восстановления давления). Продолжительность закрытого периода должна быть равной при­близительно половине времени притока, но не менее 20 мин. В многоцикловых испытателях при последующем вращении труб клапан опять открывается и опять закрывается, повторяя многократный цикл испы­тания. При испытании хвостовик может упираться на забой (рис. 8.13) или не упираться на забой, когда в скважину спускают механический шлипсовый пакер, способный опираться на стенку обсадной колонны. При упоре на за­бой необходимо обратить внимание на качество моста, чтобы не вызвать про­седание хвостовика в нем. 252

	Таблица 8.4
	Техническая характеристика испытательных инструментов Параметры äàà-65 КИИ-95(КИИ2А-95) åàÉ-80 Внешний диаметр, мм 65 95 80 Общая длина комплекта, м 20 21,6 23,4 Общая масса комплекта, кг 300 910 635 Размер соединительных резьб 3-50 3-76 3-62 Допустимая нагрузка, кН: при сжатии 150 300 60 при растягивании 100 250 200 Допустимый крутящий момент, кН-м 4,0 6,0 5,4 Допустимое давление окружающей сре- 80 80 45 ды, МПа Максимальная температура окружаю- щей среды, °С: с обычной резиной 130 130 130 с термоустойчивой резиной 200 200 200 Диаметр резиновых элементов, мм 67, 78, 87, СП 109, 115, 135, 145 87, 92, 98 Диаметр скважины, мм 77-112 118-161 97-112 Нагрузка при пакеровании, кН 10-50 60-80 10-60
	С целью обеспечения беспрепятственного спуска испытателя проверяет­ся проходимость его по колонне. Для этого до перфорации или после нее по колонне обсадных труб пропускают шаблон, длиной и внешним диаметром равный пакеру. Для обеспечения более надежной герметизации резьбовых соединений и их достаточного запаса прочности на растягивающее усилие и страгиваю­щие нагрузки пластоиспытатель желательно спускать на бурильных тру­бах. Устье скважины должно быть оборудовано превенторами, а перед испы­танием должны быть смонтированы линии для отвода от устья пластового флюида на расстояние, регламентированное правилами безопасности. С целью предупреждения вскрытия выброса на скважине должен быть запас жидкости не менее двух объемов скважин. Для проведения работ в эксплуатационных колоннах используются ин­струменты, техническая характеристика которых приведена в табл. 8.4.
	8.15. ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН Технология вызова притока с использованием струйных аппаратов разрабо­тана в 1980—1985 гг. в Ивано-Франковском институте нефти и газа под руко­водством Р.С. Яремийчука. Эта технология позволяет оперативно на стадии освоения скважины контролировать по данным кривых восстановления дав­ления (КВД) фильтрационные свойства пород в околоскважинной зоне, включая и отдаленную зону, а также создавать многократные мгновенные депрессии и репрессии на пласт. Под термином "мгновенного" снижения давления или его восстановле­ния при депрессии подразумевается время от нескольких секунд до 100 с. Использование струйных аппаратов позволяет в одном цикле работ при ос­воении или искусственном воздействии на призабойную зону реализовать следующие виды работ: 253

	1)  исследовать скважины по данным кривых восстановления давления; 2)  воздействовать на призабойную зону пласта многократными мгновен­ными депрессиями и репрессиями; 3)  подачу в зону пласта различных химических реактивов с быстрым удалением продуктов реакции; 4)  исследование скважины на приток при разных депрессиях для пост­роения индикаторных диаграмм. Технологический процесс дает возможность создавать многократные де­прессии и репрессии на пласт, анализировать кривые восстановления дав­ления, но применять его рекомендуют при определенных условиях: порис­тость и проницаемость продуктивных отложений должна быть ниже, чем критические значения для данного месторождения, продуктивный горизонт должен состоять из устойчивых пород, не разрушающихся при создании многократных мгновенных депрессий в пределах определенных технологи­ческим процессом величин и т.д. Для проведения технологического процесса необходимо, чтобы устье скважины было оборудовано согласно проекту на ее строительство; фонтан­ная арматура обеспечивала проведение работ при максимально необходимом рабочем давлении; насосно-компрессорные трубы следует рассчитывать на прочность при максимально необходимом внутреннем давлении. Когда рабочее давление подается в межтрубное пространство, то обсад­ную колонну проверяют на максимальное технологическое давление, созда­ющееся внутри нее, а насосно-компрессорные трубы проверяют на смятие. В комплект внутреннего скважинного оборудования входят: струйные аппараты (стационарные, вставные и др.), пакеры (механические, гидравли­ческие либо гидромеханические), насосно-компрессорные трубы, клапан оп-рессовочный (для опрессовки насосно-компрессорных труб внутренним дав­лением), клапан циркуляционный, клапан для опрессовки пакера. Наземное оборудование скважины - это насосные агрегаты типа ЦА-320М, ЦА-400, 4АН-700, емкость для хранения рабочей жидкости объемом не менее 25 м3, емкость или амбар для приема флюида из скважины объемом не менее 50 м3, емкость, в которой хранят жидкость для глушения скважины. В качестве технологического раствора для глушения скважины используют техническую воду, обработанную хлористым кальцием либо хлористым на­трием. Струйный аппарат типа УОС (рис. 8.14) состоит из корпуса / и эжек-торного насоса 2. Шар 8 выполняет роль клапана, который направляет рабо­чую жидкость к рабочей насадке 5, запрессованной в кольце 3. Технологиче­ская заглушка 6 служит для обеспечения опрессовки пакера в затрубном пространстве. На рис. 8.15 изображен струйный аппарат типа УЭОС, а на рис. 8.16 -схема обвязки наземного и подземного оборудования при проведении работ приспособлениями УГИП. Струйный аппарат УЭОС состоит из корпуса, вставного струйного на­соса и смонтированного в его нижней части обратного клапана. В случае, когда УЭОС спускают без обратного клапана, с помощью аппарата создают­ся мгновенные депрессии и репрессии на пласт. Манометр, присоединяе­мый к резьбе струйного насоса в его нижней части, фиксирует это измене­ние давления. Если в нижней части смонтирован обратный клапан с присо­единенным к нему глубинным манометром, то последний фиксирует момент снижения давления, а после прекращения циркуляции кривую восстановления 254

	Рис. 8.14. Устройство для обработки скважин ìéë-1: / - корпус; 2 - заглушка; 3 - корпус эжек-торной вставки; 4 - шар; 5 - насадка; 6 -гнездо; 7 - кольцо уплотняющее; 8 - смеси­тель; 9 - заглушка технологическая	Рис. 8.15. Устройство эжекторное для освое­ния скважин УЭОС-2: / - корпус; 2 - эжекторный насос; 3 - урав­нительный клапан
	255

	давления. Струйный насос с обратным клапаном или без него и манометром поднимается на поверхность из НКТ с помощью канатной техники или об­ратной циркуляцией жидкости через затрубное пространство. Струйный аппарат типа УГИП отличается от УЭОС тем, что в его ка­мере инжекции вмонтирован тензометрический датчик, а сам струйный ап­парат вместе с датчиком соединен с наземной каротажной станцией. Конст­рукцией предусмотрено такое же, как и в УЭОС, подсоединение к обратному клапану глубинного манометра (см. рис. 8.16). В УГИП весь процесс изменения давлений под пакером фиксируется фоторегистратором или самописцем каротажной станции. Перед проведением работ необходимо выполнить следующие операции. 1. Промыть водой скважину на протяжении двух циклов циркуляции и очистить промывочную жидкость, выходящую из скважины, через сито с размерами ячейки не более 3x3 мм.
	Г
	Рис. 8.16. Схема обвязки наземного и подземного оборудования при проведении работ с УГИП: / - фонтанная арматура; 2 - НКТ; 3 - амбар; 4 - УГИП; 5 - манометр; 6 - пакер; 7 - хвосто­вик; 8 - каротажная станция; 9 - фильтр; 10 - насосные агрегаты; //, 12 - мерные емкости 256

	Таблица 8.5 Количество и тип насосных агрегатов Глубина, м Тип насосного агрегата Число насосных агрегатов <2000 2000-3000 >3000 ЦА-320/ЦА-400 А, 4АН-700 ЦА-400 А, 4АН-700 4АН-700 1+1* 1+1* 2+1* 'Резервный.
	2.   Определить глубину установки пакера и струйного аппарата. При этом пакер устанавливают не ниже 10 м выше интервала перфорации, а максимально допустимая глубина спуска зависит от прочности обсадной ко­лонны в подпакерной зоне на смятие с учетом того, что давление в месте размещения струйного аппарата может равняться нулю. 3.  Очистить внутреннюю поверхность обсадной колонны в месте уста­новки пакера от ржавчины, глинистой корки, отложений парафина или смол при помощи скребка либо райбера. 4.  Подготовить струйный аппарат, пакер, циркуляционный и опрессо-вочный клапаны согласно инструкции по их эксплуатации. При подготовке струйных аппаратов к работе необходимо: визуально проверить состояние присоединительных резьб его корпуса, на резьбах не должно быть следов размыва, заеданий, вмятин, глубоких ри­сок и поперечных надрезов; визуально проверить состояние камеры смешения — ее поверхность не должна носить следов размыва; промыть и очистить проходной канал корпуса приспособления и седло клапана для опрессовки НКТ; проверить состояние герметизирующих элементов клапанов и эжектор-ного насоса. 5.   Произвести спуск колонны труб в скважину вместе с пакером и струйным аппаратом. Для обеспечения надежности герметизации резьбовых соединений НКТ используют уплотняющие резбовые смазки либо ленту из фтороуплотняющего материала. Для того, чтобы избежать разрушения уп­лотняющего материала пакера, колонну НКТ опускают в скважину плавно, со скоростью не более 0,25 м/с. 6.  После пакерования устанавливают фонтанную арматуру и обвязыва­ют ее с насосными агрегатами, сепаратором, емкостями для измерения и приема флюида в соответствии с утвержденной схемой. Число и тип насос­ных агрегатов, необходимых для проведения технологического процесса, приведены в табл. 8.5. При проведении работ используют также и другие типы насосных агрегатов с аналогичными техническими характеристиками. 7.  Опрессовать нагнетательную линию на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, а также проверить герметичность фонтанной арматуры согласно требованиям Правил безопасности в нефтегазодобывающей промы­шленности. 8.  Опрессовать пакер путем создания в межтрубном пространстве избы­точного давления, которое не превышает опрессовки эксплуатационной ко­лонны. Рассмотрим порядок выполнения работ по освоению скважин струйны­ми аппаратами. 257

	1.  Если скважина заполнена буровым раствором, то необходимо его за­менить через струйный аппарат (при расходе жидкости не более чем 1,5 л/с) на рабочую жидкость - воду или дегазированную нефть. 2.  Путем создания расчетного давления жидкость откачивают из пласта на протяжении 0,5—1 ч. При этом определяют, существует ли связь пласта со скважиной, величину притока и тип пластового флюида. 3.  После прекращения работы наземных агрегатов в случае применения вставного струйного агрегата с гидродинамическим клапаном на ленте глу­бинного манометра записывается КВД на протяжении определенного време­ни (3-10 ˜). Вставной струйный аппарат извлекают из скважины канатной техникой либо обратной промывкой. На поверхности от вставного струйного аппарата отсоединяют гидродинамический клапан и глубинный манометр, разбирают его, и по известным методикам определяют пластовое давление, скин-эффект, проницаемость околоскважинной и отдаленной зон пласта, их раз­меры. 4.  Вбрасывают внутрь НКТ вставной струйный аппарат с подсоединен­ным к нему глубинным манометром, который под действием собственного ве­са и при нагнетании жидкости с расходом 1,5-2,5 м/с транспортируется к месту его размещения в гнезде корпуса. Для надежного установления аппа­рата в гнездо на кабеле спускают свинцовую печать, и при легких ударах по головке вставной аппарат занимает свое посадочное гнездо. 5.  Наземными насосными агрегатами создается расчетное давление при циркуляции рабочей жидкости на протяжении 10-15 мин. В процессе цир­куляции фиксируется количество откачанной из скважины жидкости, а затем на 5-10 мин циркуляция прекращается. Число таких циклов зависит от тем­па нарастания притока жидкости из пласта. При его стабилизации работы считают выполненными. В результате воздействия на пласт в режиме депрессия-репрессия очи­щается призабойная зона пласта, и скважина постепенно заполняется плас­товым флюидом. Особенностью технологии является то, что она позволяет создавать заданную депрессию на пласт, при необходимости управлять ее значением и продолжительностью, многократно повторять циклы депрессий-репрессий на пласт. Рекомендуется на протяжении первых пяти циклов проводить работы в режиме: 10-15 мин - депрессия и 5-7 мин - репрессия на пласт, дальше постепенно увеличивается время создания депрессии до 25-30 мин с оста­новкой агрегатов на 10-15 мин. При вызове притока из пласта и очистке его призабойной зоны реко­мендуется последовательно реализовать три режима работы: ри = 0,5 рдоп; ри = 0,75 рдоп; ри = рдоп. При проведении технологического процесса необходимо измерять коли­чество поступающих из пласта жидкостей и газов, отбирать пробы и при возможности выполнять анализ нефти и пластовой воды, их содержание (в %), количество и состав твердой фазы, механических примесей и т.д. Основной критерий определения продолжительности воздействия (числа циклов) — стабилизация притока и отсутствие в исходном потоке механических примесей. После окончания циклического действия непрерыв­но на протяжении 2—3 ч откачивается пластовая жидкость в режиме опти­мальной депрессии для конечной очистки призабойной зоны. 258

	6.  Поднимают вставной аппарат вместе с глубинным манометром на по­верхность, в манометр вставляют новую ленту, присоединяют гидро­динамический клапан и бросают внутрь НКТ. Работы выполняют с повтор­ной записью КВД и ее расшифровкой. После этого возобновляется цирку­ляция на протяжении 2—3 ч и работы на скважинах считают завершенными. 7.   Если скважина перешла на фонтанный режим эксплуатации, то вставной аппарат целесообразно поднимать канатной техникой. При выходе скважины на режим фонтанирования наземные насосные агрегаты останавливают и скважину вводят в работу, направляя пластовый флюид через затрубное пространство в лифтовую колонну до полного выно­са из скважины остатков рабочей жидкости. После этого струйный аппарат через НКТ поднимается на поверхность. При отсутствии притока (или при незначительном притоке) рекоменду­ется комбинированный режим, который включает создание многократных мгновенных депрессий-репрессий и заполнение призабойной зоны химичес­кими реагентами (кислотами, щелочами, ПАВ). 8.  Когда пластовое давление в скважине меньше гидростатического или равно ему, скважину глушат технологическим раствором, распакеровывают НКТ и поднимают их на поверхность с последующим спуском глубинно-насосного оборудования. Программы для расчета давлений наземных агрегатов с помощью мик­рокалькуляторов БЗ-34. Известно, что низконапорные струйные аппараты во всех диапазонах своих рабочих характеристик, т.е. при любых значениях коэффициента инжекции U, а высоконапорные струйные аппараты тольео в области малых значений U хорошо описываются уравнением (8.47). Теоретические расчеты и стендовые исследования показали, что в зави­симости от расхода рабочей жидкости Qp и поступления из пласта инжекти­рованной жидкости QH, т.е. от коэффициента инжекции и относительного перепада давления Apc/Apv, при остальных равных условиях в приемной камере инжекции (в подпакерной зоне скважины) создается определенное давление. Путем регулирования давления рабочей жидкости насосными агре­гатами ра с учетом коэффициента инжекции U достигается необходимое снижение давления на пласт. В скважине давление на входе в рабочую насадку струйного аппарата рр определяется зависимостью РР = Рж.Р + Ра - Ар', где ржр - давление столба жидкости (рабочей) на глубине установки струй­ного аппарата, МПа; ра - давление, при котором закачивается рабочая жид­кость насосным агрегатом на устье скважины, МПа; Ар* - потери давления при движении рабочей жидкости и от насосного агрегата до рабочей насадки струйного аппарата, МПа. Давление на выкиде струйного аппарата рс определяется с учетом необ­ходимости транспортирования смешанного потока из скважины на поверх­ность: Рс = Рж.с + Ар", где ржс - давление столба смешанной жидкости в затрубном пространстве, МПа; Ар** — потери давления при движении рабочей жидкости от струйного аппарата до устья скважины, МПа. 259

	Таблица 8.6
	Глубина скважины, м Коэффициент инжекции//р:/'с 0,1 0,772 0,2 0,708 0,3 0,054 4000 6000 8000 45,5 66,5 86,5 60,5 88,0 107,0 76,5 112,5 147,5
	Давление столба жидкости
	где Н - глубина установки струйного аппарата, м; д - ускорение свободного падения, м/с2. Потери давления Ар* и Ар** определяются известными выражениями Ар* = (8XpvHQp2)/n2d5;
	Ар** = CkpcHQp2)/n2(D - d,)\D - d,)\		d,)2,
	где "к — коэффициент гидравлических потерь; d и dt — соответственно внут­ренний и внешний диаметры НКТ, м; D — внутренний диаметр эксплуата­ционной колонны, м. Значения рж определяются ограничениями, связанными с горно­техническими условиями (недопущением перетока воды из ближайших гори­зонтов, разрушением породы, давлением насыщения нефти газом и т.п.).
	Так как	то, подставляя значения рс и ри, получаем величи-
	ДРр Рр " Ри ну давления, при котором надо работать наземному насосному агрегату, что­бы достичь заданного снижения давления в камере инжекции:
	Ниже приводятся программы для расчета на ЭОМ с помощью микро­калькулятора БЗ-34. В табл. 8.6 приведены значения давлений на насосных агрегатах (в МПа) при коэффициентах инжекции 0,1; 0,2 и 0,3 при разных соотношени­ях fv/fc. Конечно, создавая то или иное давление, можно обеспечить откачку только определенного количества жидкости из подпакерной зоны, т.е. полу­чить разные значения коэффициента инжекции U. В табл. 8.7 содержатся данные о коэффициенте инжекции U при спуске в скважину струйного ап­парата с диаметрами рабочей насадки 5,6 мм и камеры смешения 9,0 мм при создании разных давлений наземными агрегатами. Для упрощения расчетов в табл. 8.8 протабулированы значения Apc/Apv при разных соотношениях диаметров рабочей насадки и камеры смешения для U = 0,0 ÷ 0,4. Для проведения расчетов предлагается программа, выполняемая на мик­рокалькуляторе БЗ-34. Язык программирования в кодах микрокалькулятора. Входная информация вводится в регистрацию памяти микрокалькулятора (Ú‡·Î. 8.9). 260

	Таб ли ца 8.7
	Глубина установки струйного аппарата, м Давление наземного агрегата, МПа 10 15 20 25 30 35 40 45 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 0,15 0,04 0,29 0,15 0,05 0,015 0,25 0,05 0,08 0,04 0,01 0,32 0,21 0,14 0,09 0,06 0,025 0,28 0,20 0,15 0,098 0,07 0,26 0,20 0,15 0,10 0,30 0,25 0,20 0,14 0,28 0,23 0,18
	Таб ли ца 8 .8 и Дрс/Дрр rfp = 4 rfp = 5,6 dc = 6 dc = 7 u = 8 dc = 8 dc = 9 dc = 10 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5441 0,4939 0,4470 0,4006 0,3542 0,4436 0,4180 0,6392 0,3667 0,3408 0,3626 0,3475 0,3323 0,3168 0,3011 0,5698 0,5230 0,4579 0,4045 0,3527 0,4309 0,4621 0,4265 0,3912 0,3561 0,4309 0,4073 0,3836 0,3597 0,3358
	Продолжение табл . 8.8 и ДРс/ДРр л.- = 8 rfp = 10 dc = 11 dc = 13 rfc = 15 dc = 17 dc = 15 dc = 18 dc = 21 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 При 0,5904 0,5217 0,4497 0,3744 0,2959 vieчани е. 0,4909 0,4566 0,4226 0,3889 0,3554 Значения rfp 0,3288 0,3813 0,3617 0,3419 0,3220 и rfc в мм. 0,3288 0,3169 0,3049 0,2927 0,2802 0,5411 0,4941 0,4480 0,4028 0,3384 0,4260 0,4031 0,3800 0,3569 0,3336 0,3352 0,3128 0,3103 0,2977 0,2849
	Таб ли ца 8.9 Номер по Регистр Клавиша Исходные данные (параметры) порядку 1 7 7è7 Диаметр рабочей насадки dp, мм 2 8 ГО Диаметр камеры смешивателя rfc, мм 3 9 39 Глубина установки струйного аппарата Н, м it» it» 44 Плотность рабочей жидкости рр, кг/м3 5 5 ГО Плотность смешанной жидкости рс, кг/м3 6 6 66 Коэффициент инжекции U 7 3 ГО Потери давления при движении рабочей жидкости от на- сосного агрегата до рабочей насадки струйного аппарата р', åè‡/1000 Ï Потери давления при движении смешанной жидкости от 8 2 82 струйного аппарата до устья скважины р", МПа/1000 м 9 1 П1 Давление потока в камере инжекции р , МПа 10 0 ПО Ускорение свободного падения д, м/с 11 А ПА Коэффициент 1,75 12 В ПВ Коэффициент 0,70 13 С ПС Коэффициент 1,07 14 д цд Плотность инжектированной жидкости ри, кг/м3
	261

	Исходная информация. По окончании расчета на индикаторе микро­калькулятора высвечивается контрольная информация - значения давления прокачиваемой рабочей жидкости. Значение относительного перепада давления, создаваемого при работе струйного аппарата, изымается из регистра 1^Д нажимом на клавишу ИДП -* ^.
	При пользовании программой необходимо выполнить следующее: установить микрокалькулятор в режиме "Программирование" с нулевого адреса, для чего последовательно нажать на клавиши BIO, F, ПРГ; набрать программу согласно табл. 8.10; проверить правильность набора программы по соответствию высвечен­ных кодов требованиям операции; установить микрокалькулятор в режим "Автоматическая работа" клави­шами F и АВТ; ввести исходные данные согласно табл. 8.9; совершить пуск программы с нулевого адреса клавишами В10 и С/П; получить исходные данные.
	Таб ли ˆ‡ 8.10 Адрес Клавший Код Адрес Клавиши Код Адрес Клавиши Код 00 ИП 4 64 21 ИП А 6 42 X 12 01 ИП Д 6É 22 + 10 43 ПП 53 02 ч 13 23 1 01 44 82 82 03 ИП В 6L 24 ИП 6 66 45 ИП2 62 04 X 12 25 + 10 46 X 12 05 ИП 6 66 26 F х2 22 47 + 10 06 F х2 22 27 ИП Д 6É 48 ипд 6É 07 X 12 28 X 12 49 ч 13 08 ИП 7 67 29 ИП С 67 50 ПП 53 09 F х2 22 30 X 12 51 74 74 10 ИП 8 68 31 ИП 4 64 52 ИП4 64 И F х2 22 32 X 12 53 X 12 12 ч 13 33 ИП 5 65 54 — И 13 п д 4É 34 ч 13 55 ПП 53 14 X 12 35 — И 56 82 82 15 F 0 36 ип д 6à 57 ИП 3 16 1-Г OL' 37' х" " ' 12' 58' х' ' 12 17 1 01 38 п д 4É 59 + 10 18 + 10 39 пп 53 60 п в 4L 19 F 1/х 23 40 74 74 61 1 01 20 X 12 41 ИП5 65 62 ипд 65 63 — И 75 ИП9 69 87 вю 52 64 F Т 0 76 [ 12 88 0 00 65 ч 13 77 6 06 89 0- 66 ИП1 61 78 Ы 0L 90 7 07 67 X 12 79 F 10х 15 91 п в 4L 68 I-I OL 80 X 12 92 _ 14 XY 69 ИП В 64 81 В/О 52 93 С /П 50 70 + 10 82 ИП 9 69 94 \J / 11 71 т ОЕ 83 3 03 95 72 БП 51 84 I-I 0L 96 73 88 88 85 F 10х 15 97 74 ИП0 60 86 X 12 Тест Ввод данных; время счета ■= 37 с; индицируется результат расчета 43, 44931 8,0 П 1 9,8 1 1 è 0
	262

	Продолжение табл. 8.10
	Адрес Клавший Код Адрес Клавиши Код Адрес Клавиши Код 1,5 П 2 1,75 П А 1,0 П 3 0,70 п В ИП 1 8,0 ИП 9 3200 1000 П 4 1,07 п С ИП 2 1,5 ИП 0 9,81 1000 П 5 1000 п Д ип 3 1,0 ИП А 1,75 0,3 П 6 ИП 4 1000 ИП В 0,7 4 П 7 ИП 5 1000 ИП С 1,07 6 П 8 ИП 6 0,3 ИП Д 0,44298 3200 П 9 ИП 7 4 В/О С/П ИП 8 6
	Если на шкале индикации калькулятора высвечивается сигнал ERROR, то это значит, что была допущена ошибка при наборе программы или при введении начальных данных. Для обнаружения ошибки необходимо проверить программу на ее соот­ветствие кодам в шаговом режиме, затем заменить ошибочный код операции правильным. Если ошибка допущена при введении начальных данных для расчета, то введение их надо повторить. При отключении микрокалькулятора адрес программной и регистровой памяти становится нулевым, и для продолжения расчета по программе необ­ходимо опять ввести программу и начальные данные. Ниже рассматривается пример решения контрольной задачи. Пример. Необходимо с помощью струйного аппарата освоить скважину, оборудованную зацементированной эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, спущенной на глубину 3250 м. Продуктивный пласт залегает в интервале 3250—3220 м. В скважину спущены 73 мм НКТ до глубины 3240 м, на них на глубине 3210 м установлен пакер ПВМ 122-500 и на глубине 3200 м струйный аппарат конструкции ИФИНГ. Для реализации технологического процесса устье скважины обвязано линиями высокого давления с двумя насосными агрегатами 4АН-700, каждый из которых работает с подачей 5 л/с (вместо 10 л/с), ожидаемый дебит скважины -280 Ï3/ÒÛÚ. Требуется определить давление прокачивания рабочей жидкости насосными агрегатами. Диаметры рабочей насадки и камеры смешения соответственно равны 4 и 6 мм. Плотность ра­бочей и смешиваемой жидкости равна 1000 кг/м3. К моменту вызова притока (7 = 0, после
	в	l = ^J = 0,3. При этом Ар' = 1,0 МПа/1000 м, Ар" = 1,5 МПа/1000 м. Соотношение площадей рабочей насадки и камеры смешения равняется 2,25, т.е. струй­ный аппарат относится к высоконапорным. Вариант 1. Ограничений по снижению давления в подпакерной зоне нет, т.е. допускает­ся уменьшение давления в камере инжекции до рИ = 0. Набирается программа и проверяется правильность набора по тесту. Вводим начальные данные для расчета:
	d = 4 -» è7; d = 6 К, = 1000 -* è4; R2 = 1000 -* è5; U = 0			è8; ç = 3200 -* è9; ПЗ;
	р" = 1,5 -* è2; рИ = 0 -» П1; 9,81 -» è0; 1,75 -» ПА; 0,7 -» èÇ; 1,07 -► èë; RÒ = 100 èÑ. Запускается программа для счета с нулевого адреса: В/О, С/П. После окончания счета на индикаторе загорается значение давления, которое должны развивать насосные агрегаты: ра = 35,704074 МПа. Значение относительного перепада давления, создаваемого струйным аппаратом, изыма-
	ется из регистра		; àèÑ -» 0,56642 =
	Такое значение давления ра характерно для момента вызова притока, когда (7 = 0. Затем определяется значение ра после вызова притока, т.е. когда (7 = 0,3. Для этого надо только из­менить значение коэффициента инжекции в регистре: (7 = 0,3 -» П7. Программа опять запускается с нулевого адреса: В/О, С/П. 263

	Табли ца 8.11
	Давление (7 = 0 (7 = 0,3 Вариант 1 Вариант 2 Вариант 1 Вариант 2 р„, МПа ДРс/АРр ра, МПа 0,00 0,56642 35,704074 8,00 0,56642 29,580274 0,00 0,44298 53,509705 8,00 0,44298 43,449306
	После окончания счета на индикаторе зажигается значение давления, которое должно развиваться насосными агрегатами после вызова притока, чтобы достичь рт = 0. Результат: р, = = 53,5087050 åè‡.
					0,44298 =
	Из регистра 1^Д изымается значение           ; ИПД
	АРР                                     АРР Вариант 2. Вследствие ограничений при наличии водяного пласта или по причине проч­ности обсадной колонны значение ри не должно быть менее 8 МПа. Рассчитывают ра при U — 0 и U — 0,3. Вводятся в соответствующие регистры новые ис­ходные значения ри = 8-»П1; С = 0 -» П6. Запускается программа с нулевой пометки: В/О, С/П. После окончания счета на индикаторе высвечивается значение давления, которое должны развивать наземные насосные агрегаты ра = 29,580374 МПа.
	Из регистра	изымается значение ИПД —» 0,56642 =
	Изменяя значение U = 0,3 -» П6, определяют значение ра, после вызова притока опять запускается программа с нулевого адреса: В/О, С/П. После окончания счета на индикаторе высвечивается значение давления, которое должны развивать наземные насосные агрегаты: ра = 43,449306 МПа. Подставив полученные результаты в табл. 8.11, получим значения давления ра. Из таблицы видим, что на начальной стадии вызова притока, когда из пласта еще не по­ступает пластовая жидкость (U = 0), по первому варианту необходимо создавать давление на агрегатах р = 35,7 МПа, а после вызова ра = 53,5 МПа. По второму варианту ра = 29,6 МПа и ра = 43,4 åè‡. Предложенная программа позволяет определять работу наземных на­сосных агрегатов при любых изменяющихся условиях.