Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

образующих желоба – 36 см (dном = 19 см). На снимке САТ в виде светлых пятен видны участки деформаций ствола скважины.

К1996 годуполностьюсложились представленияовозможностях ВАК длявыделениязоннеоднородностейпород(АКПЗ) вокрестностяхскважины.

Рис. 3.1. Профиль ствола скважины № 9529 Александровской площади

Полости ЩГПП – это те же неоднородности пород. Первая попытка выявить местоположение ЩГПП по полной энергии ВС была сделана в одной из скважин Осинского НГДУ в 1997 году. И она оказалась удачной. Было продолжено совершенствование этого направления для оценки местоположения и качества ЩГПП.

В результате для оценки глубины и объемистости созданных ЩГПП полостей был разработан метод [255], основанный на эффекте затухания волнового сигнала при его прохождении в околоствольном пространстве через зону нарушений сплошности (однородности) пород. Нарушения эти в данном случае были образованы полостями пескоструйной перфорации.

351

Затухание тем сильнее, чем больше объем перфорационных полостей. Регистрация волновых сигналов до и после перфорации и сравнение вышеуказанных вычисленных параметров дало возможность оценить глубину и объемистость полостей и, соответственно, качество ЩГПП.

Величина эффекта затухания и его зависимость от глубины полостей установлена по величине изменений энергий при создании заколонных полостей глубиной 40–45 см. Глубина полостей определялась методом акустической профилеметрии с использованием модифицированного прибора САТ-2, причем этот вариант профилемера является уникальным, поскольку приспособлен именно для измерения глубины щелей.

Преимущества метода измерения средних амплитуд – в возможности использования для оценки качества ЩГПП стандартной геофизической аппаратуры АК широкого применения.

Использование данного метода контроля параметров щелей, образуемых при ЩГПП, позволило путем постановки в промышленных условиях экспериментов отработать конструкцию гидроперфораторов, технологию производства работ, в частности требования к рабочей жидкости, режущему материалу, продолжительность общую, первого и второго режимов гидроперфорации.

3.2.7. Разработка технологии интенсификации притока с одновременным подъемом перфоратора и спуском оборудования для добычи нефти

Применение для проведения щелевой гидропескоструйной перфорации перфоратора с управляемым с поверхности клапанным механизмом позволило создать технологию, позволяющую по завершению прорезания щелей впоследнем интервале перфорации произвести очистку щелей и ствола скважинывинтервалеперфорациииниженегоотосевшегопескаишлама.

Перед подъемом перфоратора из скважины предложено в интервал перфорации и выше него на 50–100 м закачать жидкость интенсификации притока, для чего были выполнены исследования по поиску жидкостей интенсификации притока.

Как следует из табл. 3.9 и 3.11, в качестве жидкостей перфорации рационально применять следующие высшие спирты: побочный продукт производства диметилдиоксана (Т-80), или 1, 1, 5-тригидрооктафторпентанол-1 (спирт-теломер n-2), или их смесь в зависимости от величины пластового

352

давления, которые способны сохранить и даже повысить коллекторские свойства продуктивного пласта.

В случае применения Т-80, когда плотность бурового раствора, заполняющего ствол скважины выше плотности Т-80, с целью предупреждения всплытия Т-80 выше него устанавливают ВУС (вязкоупругий состав), которыйприготавливаетсяизбуровогорастворапутемзагущенияегополимерами.

Размещенный в интервале перфорации один из вышеуказанных высших спиртов (Т-80 или n-2) или их смесь в процессе взаимодействия с продуктивным пластом обусловливают его сушку или отмыв от продуктов кольматации.

Поступление этих продуктов (Т-80 или n-2) в пласт происходит ввиду превышения гидростатического давления в скважине над пластовым, а также импульсов давлений, связанных со спуском в скважину подземного насосного оборудования или лифта для фонтанной добычи нефти.

Как показано в табл. 3.9, в результате воздействия высшими спиртами происходит не только восстановление, но и повышение коллекторских свойств продуктивного пласта на 6–14 %.

Таким образом, в процессе подъема перфоратора, проведения геофизических исследований и спуска лифта для насосной или фонтанной добычи нефти осуществляется обработка пласта в течение 48–72 ч с целью интенсификации притока.

3.2.8. Расчет параметров щелевой гидропескоструйной перфорации

Основными расчетными параметрами ЩГПП являются темп закачки жидкости (расход) в процессе перфорации, количество жидкости и песка, число насосныхагрегатов, гидравлическиепотери, прочностьНКТиихудлинение.

Расчет темпа закачки жидкости

Необходимый темп закачки жидкости определяют по формуле

где n – число насадок; φ – коэффициент скорости, принимаемый для насадок равным коэффициенту расхода – 0,82; f – площадь сечения отверстия

353

насадки, см2; g – ускорение свободного падения, см/с2 (принято равным 981); Р – перепад давления в насадке, МПа; ρсм – плотность смеси воды с песком, которую определяем по формуле

где С – объемная доля песка, определяемая, в свою очередь, по формуле

где С0 – массовая доля песка, кг/см3 (принята равной 100); ρп – плотность песка, г/см3 (принята 2,65); ρв – плотность воды, г/см3 (в данном случае

принята равной 1).

Плотностьсмеси, рассчитаннаяпоформуле(3.10), составляет1,06 г/см3. Подставив известные значения для варианта использования 4 наса-

док с d = 4,5 мм в формулу (3.9), получим:

Величина расхода, определенная по номограммам [78] для данного случая, составит 12,8 л/с.

Темпы закачки жидкости в расчете на 1 насадку, найденные расчетным путем, а также определенные по номограммам [259], принимаем равными 3,2–4,6 и 4,6–6,2 л/с для насадок с диаметрами 4,5 и 6 мм соответственно.

При этом первая цифра параметра означает начальный расход, вторая – максимальный расход жидкости через изношенную насадку, когда на 30–40 % увеличен диаметр ее канала.

Определение объема жидкости для проведения щелевой гидропескоструйной перфорации

Устанавливается из расчета объема скважины плюс 0,3 объема на восполнение ухода жидкости в пласт и не менее 1–1,5 объемов – для промывки скважины.

Всего потребное количество жидкости без учета находящегося в скважине принимается равным не менее 2 объемам скважины.

354

Определение расхода песка на проведение щелевой гидропескоструйной перфорации

где С0 – весовая концентрация основного объема вводимого песка, кг/м3; С1 – весовая концентрация добавляемого в поток песка для восполнения

убыли по причине разрушения его и потери абразивных свойств, кг/м3; Vскв – объем скважины, м3; Т – время работы насадок, ч; Q – расход жид-

кости, л/с.

Расход песка на одну технологическую операцию составляет в зависимости от глубины скважины, числа резов и проведения ее в один, два или больше этапов 5–10 т.

Расчет потребного числа насосных агрегатов

Потребное число рабочих насосных агрегатов определяется из выражения

где Q – расход песчано-жидкостной смеси, л/с; gа – производительность одного агрегата, л/с; η – коэффициент технического состояния насосных

агрегатов, принятый равным 0,7.

Рассчитанное по формуле число агрегатов округляется до целого числа в большую сторону.

Однако вышеуказанная формула не учитывает интенсивное изна-

Кроме того, следует учесть, что в процессе ЩГПП остановка циркуляции недопустима, что требует наличия нескольких резервных агрегатов для немедленной замены отказавших.

Все это определяет большую́ потребность в числе насосных агрегатов, чем полученную с помощью расчетов.

355

С учетом названных факторов и на основе значительного опыта работы на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» оптимальная потребность в насосных агрегатах для проведения ЩГПП установлена в количестве 7 единиц (5 рабочих и 2 резервных).

Определение гидравлических потерь и рабочего давления на устье

Ранее отмечалось, что важнейшим определяющим параметром технологического процесса абразивной перфорации является давление жидкости перед входом в насадки.

Состоятельность этого параметра должна определяться учетом гидравлических потерь в каждом звене системы круговой циркуляции жидкости с песком.

Рабочее давление на устье скважины определяется по формуле [80]

ления в насадках; Рт – потери давления в полости НКТ и затрубном пространстве; Рп – потери давления в перфорационной полости; Рф – потери давления на фильтрах; Ро – потери давления в обвязке оборудования.

При расчетах на практике обычно принимают, что Рп = 2,0 МПа,

Рф = 1,5 МПа; Ро = 1,0 МПа [259].

Потери давления в НКТ и затрубном пространстве Рт рассчиты-

ваются по классическим формулам [261] или определяются по номо-

граммам [259, 260].

В процессе ЩГПП в зависимости от диаметра и числа насадок используются несколько режимов закачки жидкости с различными расходами, рабочим давлением и, следовательно, гидравлическими сопротивлениями в нагнетательной системе.

Потери давления в трубном и затрубном пространствах Ртр могут со-

ставить, в зависимости от указанных условий, от 2 до 20 МПа.

В табл. 3.13 приведены сравнительные параметры нескольких режимов нагнетания рабочей жидкости плотностью до 1,15 г/см3, составленные на основе расчетов по вышеприведенным формулам и с использованием номограмм [259, 260]. Рассмотрены режимы нагнетания, соответст-

356

вующие основным сочетаниям диаметров и числу насадок, используемых при ЩГПП, а именно: 4,5×2; 6×2; 4,5×4 и 6×4 (I, II, IV и V), а также режи-

мы, соответствующие максимально допустимому (до 135 % от исходного размера) износу канала насадок с увеличением их диаметров с 4,5 до 6 мм

ис 6 до 8 мм соответственно (III, VI режимы для насадок d = 6 мм

иII, V режимы для насадок d = 4,5 мм).

Таблица 3 . 1 3

Расчетные параметры некоторых режимов нагнетания жидкости при ЩГПП

Преимущества тех или иных режимов видны при сравнительной оценке трех основных параметров:

– скорости истечения жидкости через насадки, которая в целях достижения требуемой глубины щелей должна быть близка к 200 м/с (табл. 3.13, строка 6);

357

–рабочего давления процесса; в практике по технологическим возможностям оборудования предпочтительным считается режим с рабочим давлением в пределах 30 МПа (табл. 3.13, строка 5);

–суммарного расхода жидкости через насадки, определяющего величину гидравлических сопротивлений.

Как видно из табл. 3.13, оптимальными для проведения щелевой разгрузки пласта являются режимы I и II при всех указанных сочетаниях размеров обсадных и насосно-компрессорных труб, а также режимы IV и V для

диаметров труб 168×89 мм.

Трудоемкими и малоэффективными являются режимы III и VI, предполагающие критический износ насадок, создающие относительно низкую скорость истечения жидкости через насадки, – 140 и 104 м/с соответственно.

Как указывалось выше, для затопленной струи жидкости свойственны ускоренные затухания со значительным увеличением толщины.

Кинетические энергии струи, создаваемые режимами III и VI, будут недостаточными для достижения требуемой глубины щели.

Следовательно, процесс абразивной перфорации при изношенных в указанной степени насадках должен быть непродолжительным (например, для завершения последнего 8-го реза).

Исходя из практики работ для условий Пермского Прикамья, принят режим V (см. табл. 3.13).

Выбор и расчет колонны рабочих труб

Как видно из данных табл. 3.13, для проведения ЩГПП в рассмотренных конкретных условиях могут быть использованы НКТ с наружным диаметром 73 и 89 мм.

Последние в скважинах с обсадной колонной 146 мм могут обеспечить снижение гидравлических сопротивлений по сравнению с НКТ-73 на

1–3 МПа.

В скважинах, обсаженных обсадными колоннами диаметром 168 мм, для проведения ЩГПП однозначно необходимо применять НКТ-89, которые по сравнению с НКТ-73 могут обеспечивать снижение гидравлических сопротивлений до 5 МПа.

Ниже приводится расчет нагрузок на трубы и выбор марки рабочих НКТ диаметром 73 мм.

При гидропескоструйной перфорации колонна насосно-компрессор- ных труб подвергается действию осевых нагрузок, определяемых величи-

358

ной собственного веса труб и усилием гидравлического давления, создаваемого при прокачке жидкости с песком через колонну НКТ.

Расчет прочности НКТ, следовательно, заключается в определении величины максимального рабочего давления и зависящей от него и веса НКТ страгивающей нагрузки на резьбовые соединения труб (как наиболее слабого звена в системе прочности колонны НКТ). Страгивающая нагрузка (осевая растягивающая нагрузка, при которой напряжения в резьбовых соединениях достигают предела текучести) определяется для гладких труб по ГОСТ 633-80.

Для равнопрочных, с высаженными концами труб расчет ведется исходя из прочности (предела текучести) тела трубы.

Определим искомые величины для конкретных условий (Н = 2200 м, устьевое рабочее давление, например, равно 30 МПа) из выражения

где Рд.у – допустимоеустьевоедавление, кг/см2; Рстр – страгивающаянагрузка, кг; Н – глубина установки перфоратора, м; gж – вес 1 п. м труб в жидкости, кг/м (принято равным 8,25); Fт – площадь проходного сечения труб, см2 (при-

няторавным30,2); K – коэффициентбезопасности(запасапрочности); зависит от состояния применяемого оборудования, интенсивности технологического процесса и изменяется в пределах 1,3–1,5. Примем равным 1,4 [261].

Рд.у – это наибольшее внутреннее давление в НКТ, создаваемое в про-

цессе ЩГПП. Определяется величиной давления гидравлического испытания труб (опрессовки), принимаемой в 1,5-кратном размере от величины рабочего устьевогодавлениятехнологическогопроцесса.

Поставив известные значения в формулу (3.16), находим, что Рстр =

= 372 кН.

Пример расчета:

Рстр = 450 1, 4 30, 2 + 2200 8, 25 = 37 176 кг, или 372 кН.

По найденному значению страгивающей нагрузки согласно типовому ряду НКТ по ГОСТ 633-80 (справочник «Трубы нефтяного сортамента»

359

и приложения к нему № 8 и 9) выбирается необходимая для проведения ЩГПП марка (группа прочности стали) НКТ.

Таковыми в данном случае являются варианты: НКТ – 73 × 5,5 – К (с некоторыми допущениями), а также НКТ – 73 × 5,5 – Е (со значениями страгивающей нагрузки и внутреннего давления 366 кН, 64,6 МПа и 411 кН, 72,5 МПа соответственно). Как видно по найденным значениям, НКТ, выбранные по величине страгивающей нагрузки, будут иметь необходимый запас прочности и по величине допустимого внутреннего давления.

Среди импортных наиболее подходят для проведения ЩГПП по вышеназванным параметрам НКТ с группой прочности стали N-80 (стандарт 5А АНИ), атакжеС-75 иL-80 (стандарт5АСАНИдляскважинссернистойсредой).

3.2.9. Изменение напряженного состояния горных пород призабойной зоны продуктивного пласта

в процессе первичного вскрытия бурением и вторичного – щелевой гидропескоструйной перфорацией

Напряженное состояние горных пород в условиях естественного залегания

Горные породы продуктивного пласта в условиях естественного залегания находятся в сложном напряженном состоянии, обусловленном весом вышележащих горных пород и пластовым давлением насыщающих их флюидов [207].

360