Технические характеристики скважиииых генераторов колебаний типа гд2в, используемых в технологиях с применением виброволнового воздействия

			Размах ампли-
Шифр генера-	Рабочий рас­ход жидкости,	Рабочий пе­репад давле-	гуды колебаний давления, МПа	Установоч­ный диаметр	Длина,	Масса,	Назначение
тора	дог/с	ния, МПа	(с учетом резо-	НКТ, мм	м	кг
			наторных сис-
			тем)
ГД2В-2	2,0	7,0	2,0	60; 73	0,8	7,0	Очистка (регенерация фильтров) водоза-
							борных скважин, обработка пластов
							толщиной более 30 м с установкой двух ГрТТрМ я ТГУП OR
ГД2В-3	3,0	7,5	4,8	60; 73	0,82	7,5	1 wxxwLJ&J- vLJvJO Повышение продуктивности, реанимация скважин по технологии ВДХВ
ГД2В-4	4,0	8,5	5,5	60; 73	0,82	7,5	Повышение продуктивности вторых
							стволов действующих скважин по техно-
							логии виброволнового и пенного воздей-
							ствий (ВПВ)
ГД2В-4В	4,0	8,5	5,5	73; 89	0,85	7,5	Восстановление производительности
							нагнетательных скважин, освоение добы-
							вающих фонтанных скважин по техноло-
							гии ВПВ без спускоподьемных операций тпгт
ГД2В-5	5,0	8,5	7,5	73; 89	1Д	8,5	П 1\ 1 Обработка скважин, вскрывающих кар-
							бонатные и заглинизированные пласты,
							по технологии ВДХВ
ГД2В-6	6,5	7,0	8,0	89	1,0	9	Освоение и повышение продуктивности
							горизонтальных скважин по технологии RTTR
ГД2В-15	15,0	8,0	15-20	102	2,0	30	ГРП и инициирование и интенсификация
							скважинной гидродобычи железных руд и
							других полезных ископаемых

222

Генераторы типа ГД2В-4 позволили проводить очистку ПЗП во вторых стволах действующих скважин с диаметром эксплуатационной колонны 102 мм.

Генераторы типа ГД2В-5, обладающие повышенной мощ­ностью, позволяют проводить обработку низкопродуктивных и простаивающих скважин, нагнетательных скважин с нулевой приемистостью, т.е. фактически осуществлять реанимацию скважин. Они могут также применяться в технологии ВПВ для обработки горизонтальных скважин, а также в технологии ог­раничения водогазопритока и для приготовления эмульсий.

Генераторы ГД2В-6, как самые мощные из всех, применя­ются для обработок горизонтальных скважин с использовани­ем технологии ВПВ, а также особо сложных вертикальных и наклонных скважин, у которых произошло наиболее глубокое засорение ПЗП.

С использованием новых генераторов типов ГД2В-3, ГД2В-4, ГД2В-6 и других успешно проведены опытно-промысловые работы на скважинах с различными геолого-физическими ха­рактеристиками продуктивных пластов, и они все шире вне­дряются на нефтепромыслах в ряде регионов России и стран СНГ.

7.2.ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ СОЗДАНИЯ ДЕПРЕССИЙ НА ПЛАСТ¹

Известно несколько методов и технических приемов для снижения давления жидкости на забое скважины и создания депрессии на пласт во время проведения обработок призабой-ной зоны. Это:

замена заполняющей скважину жидкости на более легкую или пену;

снижение уровня жидкости путем ее откачки с помощью насосов, свабирования, компрессирования;

локальная откачка жидкости с забоя, отделенного от ос­тального ствола скважины пакерами, с использованием струй­ного насоса, пластоиспытателя, соединения подпакерного про­странства с пустыми трубами или стеклянными баллонами, тартанием желонкой и т.п.

Для создания долговременной депрессии при одновремен­ной работе с гидродинамическими генераторами колебаний

¹ Раздел составлен совместно с А.П.Лысенковым

223

наиболее подходящими являются использование струйного насоса и прокачка пены.

Оборудование для прокачки пены

До недавнего времени прокачку пены использовали доста­точно редко. Однако с введением горным надзором запрета на применение компрессирования прокачка пены стала одним из основных приемов при освоении скважин и вызове притока из пласта. Хотя прокачка пены и превосходит по сложности осу­ществление компрессирования - необходима дополнительная техника: насосные агрегаты, автоцистерны, пенообразующие вещества; ее применение позволяет регулировать путем изме­нения степени аэрации значение создаваемой депрессии и уменьшать за счет перераспределения объема воздуха в сква-жинной жидкости время достижения необходимого забойного давления (1-2 ч вместо 4—6 ч). Снижение забойного давления может достигать 30—40 % от значения гидростатического дав­ления столба жидкости, независимо от глубины скважины, а при компрессировании имеется предел откачки в 700-800 м.

Одной из технических сложностей при осуществлении прокачки пены является гашение струи при бурном изливе из скважины. При компрессировании применяются линейные гасители, представляющие собой трубу с несколькими окна­ми, между которыми установлены диафрагмы или гасители на встречных струях. Для гашения пены их применение ог­раничено - пена не разделяется на воздух и воду, перелива­ется через край желобной емкости и загрязняет территорию, в особенности при передозировке пенообразующих поверх­ностно-активных веществ (ПАВ). Приходится доставлять на скважину большие емкости объемом 25-30 м или сбрасы­вать пену в амбар, теряя воду и ПАВ.

Для решения этой проблемы авторами разработан специ­альный сепаратор циклонного типа (рис. 7.2.1). Сепаратор со­стоит из вертикального цилиндра с тангенциальным вводным патрубком, центральной трубки, нижнего цилиндра и кожуха с отверстиями. В отличие от обычных циклонных сепараторов, применяемых в бурении, в нем цилиндр выполнен из двух час­тей, между которыми образована щель. Подключение к затру-бью скважины осуществляется с помощью быстросъемного трубопровода. Малые габариты позволяют устанавливать его в удобном месте - в желобной емкости или люке автоцистерны.

224

Рис. 7.2.1. Сепаратор циклонного типа, применяемый для разрушения пены

Пена в сепараторе закручивается, и вода со взвешенными частицами под действием центробежной силы отбрасывается к периферии, а воздух концентрируется вдоль оси. Закрученный поток при движении по окружности теряет энергию, вода от­деляется от воздуха, истекает через щель и через отверстия в кожухе изливается в желобную емкость. Воздух через цен­тральную трубку выходит в атмосферу. При изливе пены из скважины сепаратор выполняет роль "гусака". Отделенный от воздуха раствор ПАВ в режиме циркуляции повторно ис­пользуется для приготовления пены и закачки ее в скважину. Испытания сепаратора показали достаточно высокую эффек­тивность гашения пены.

Для получения пены требуется наличие специального аэра­тора. Авторами разработаны аэраторы эжекторные или типа "перфорированная труба в трубе". Они представляют собой тройники, изготовленные из 60-мм НКТ или кусков быстро-съемных трубопроводов, внутри которых установлены перфо­рированная труба или вкладыши в виде сопла и камеры сме­шения с диффузором. Конструкция аэратора эжекторного типа представлена на рис. 7.2.2. Благодаря малым габаритам он может устанавливаться непосредственно на планшайбе на устье скважины. При проведении обработки скважин эти аэра­торы могут также использоваться для смешения различных жидкостей при приготовлении эмульсий или растворов реа­гентов.

225

Рис. 7.2.2. Аэратор:

1 — тройник; 2 — сопло; 3 — камера смешения; 4 — переводник; 5 — наконечник быстроразъемного соединения

Использование струйных насосов

В процессах добычи нефти струйные насосы используются достаточно широко, особенно в условиях с повышенным газо­вым фактором и пескованием. За рубежом струйные насосы широко применяются для откачки нефти из скважин. Для это­го на площадке скважины выполняется автономная, достаточ­но сложная система, состоящая из насосов, сепараторов и дру­гой специальной техники. В различных странах разработано много модификаций струйных насосов и программ расчета их режимов и геометрии для оптимальной работы в различных условиях. В России струйные насосы использовались в основ­ном для освоения скважин. Наиболее известными являются струйные насосы УОС-1 и их модификации, разработанные ИФИНГ (г. Ивано-Франковск). Однако конструкция этих и других известных струйных насосов не подходит для совме­щения с работой гидродинамических генераторов колебаний.

Авторами разработаны струйный насос-инжектор и допол­нительные устройства, которые в компоновке с пакерами ме­ханического типа позволяют производить виброволновое воз­действие в условиях депрессии на пласт. За основу была взята классическая геометрия с одним соплом, цилиндрической ка­мерой смешения и коническим диффузором как наиболее от­работанная.

На рис. 7.2.3 представлена схема конструкции инжектора, а на рис. 7.2.4 показан внешний вид компоновки.

Особенность конструкции струйного насоса состоит в том, что обеспечивается возможность совместной работы с гидродинами­ческим генератором колебаний, установленным ни- же пакера в зоне интервала перфорации. Параметры работы струйного насоса 226

2. 3.

4. 5-

Ci

■ 7 8

10

11

j

I

I

I

Рис. 7.2.3. Схема струйного насоса:

1 — вставная часть инжектора; 2 — специальная муфта; 3 - обсадная колонна; 4 - щели; 5 -клапан; 6 - НКТ; 7 - диффузор; 8 - камера смешения; 9 — сопло; 10 — седло;

11 - труба соединительная

Рис. 7.2.4. Внешний вид компо­новки струйного насоса с па-кером

устанавливаются таким образом, чтобы его подача обеспечивала откачку пластовой и рабочей жидкостей, а также чтобы понижа­лось давление под пакером.

Приведем оценку технологических параметров осуществ­ления депрессии на забое скважины при совместной работе на одной линии нагнетания гидродинамического генератора ко­лебаний и струйного насоса.

227

Для обеспечения эффективной работы гидродинамического генератора требуется режимный расход жидкости через него Q_T. Следовательно, для достижения депрессии объем жидко­сти, который должен откачиваться за единицу времени из-под пакерного пространства, должен удовлетворять неравенству:

где б_пл - приток жидкости из пласта.

Если задана подача насосных агрегатов на устье Q_c, то можно определить предельно достижимый коэффициент ин-жекции струйного насоса как:

и= ^Qa , (7.2.1)

исходя из которого определяются оптимальные соотношения площадей камеры смешения f₃ и рабочего сопла f_p\ струйного насоса [150]:

1 -b+ (1э² - Aac)²

(7.2.2)

2a где а = ф₂; b = -[ф₂ + (2 - фз)(1 + и)² - (2ф₂ - ц>?)и²]; с = (2 -

Здесь ф! = 0,95; ф₂ = 0,975; ф₃ = 0,90; ф₄ = 0,925 - эмпириче­ски определенные для цилиндрических камер смешения и со­пел коэффициенты скоростей, которые учитывают потери на трение. Оптимальное соотношение (7.2.2) обеспечивает мак­симальный перепад давления, развиваемый при указанных расходах Q_T и Q_c струйным насосом.

Если_/з//р1 ^к 4, то струйный насос классифицируется как вы­соконапорный и имеет следующее уравнение характеристик:

2ф₇ — + 2ф₇ — и² - (2 - и)² f f

(7.2.3)

> 4, то струйный насос - низконапорный и его характеристики определяются по упрощенному уравнению, не

228

учитывающему изменение диаметра струи при выходе из со­пла в камеру смешения:

Ар, Ар_р

2ф₂

(7.2.4)

В выражениях (9.1.3)—(9.1.4) Д/?_к = р_И - Рг - снижение ста­тического давления на входном участке камеры смешения; р₂ = р_р2 - p_S2 - статическое давление во входном участке камеры смешения;

ф²₄

Ар,

V ^р J f

!+■

Ар_р

Ар_с -Л -/>_н; А/?_р -/?_р -р_И;

р_р - давление в рабочей жидкости (перед соплом струйного насоса); p_s - давление в инжектируемой жидкости (на забое); р_с - давление при выходе из диффузора струйного насоса; f_p2 -площадь сечения рабочей струи при входе в камеру смешения;

fs2 =/з ~fp2-

Подставляя полученное по (9.1.2) оптимальное значение /₃//pi в уравнение (7.2.3) или (7.2.4), определяем величину А = Д/?_с/Д/?_р, которая дает достижимый при исходных условиях пе­репад давления, создаваемый струйным насосом Ар_с = р_р - р_И при заданном Ар_р =р_р -p_s.

Поскольку на совместную работу струйного насоса и гене­ратора налагается условие выноса жидкости от выхода струй­ного насоса на устье скважины:

p_c>pgH+Ap",

а давление рабочей жидкости на входе в сопло струйного на­соса определяется как:

p_p = pgH+p_a-Ap*,

то при вычисленном значении А можно определить требуемое давление нагнетания устьевых насосных агрегатов р_а, при ко-

229

тором будет обеспечено необходимое снижение давления на забой, определяемое выражением:

ОдН+Ар** _А » 1-А Ра=— — -рдН+Ар'-р, . (7.2.5)

А А

Здесь pgH - гидростатическое давление столба скважинной жидкости на глубине Н; Ар" = X(32pHQ²_c)/%²(D - - d{f(D - df - потеря давления при движении жидкости от струйного насо­са к устью при общем расходе Q_c; Ар* = = X^pHQ^Iifd⁵ - по­тери давления при движении жидкости от устьевого насосного агрегата к соплу струйного насоса по НКТ; X - коэффициент гидравлического сопротивления; р - плотность жидкости; D -внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d, d\ - соот­ветственно внутренний и наружный диаметры НКТ; р_а = дав­ление, развиваемое насосными агрегатами на устье при подаче в НКТ рабочей жидкости с расходом Q_c.

Если требуется снизить давление на забое до нуля, p_s = = О, то

рдН + Ар** _А »

Ра = — — ~ РдН + Ар .

А

Расчет геометрических параметров струйного насоса и ра­циональных режимов нагнетания рабочей жидкости произво­дится по специально созданной авторами компьютерной про­грамме. По допустимому забойному давлению находят тре­буемый расход, давление закачки и необходимые диаметры сопла и камеры смешения.

Схема компоновки пакера со струйным насосом и спец­фильтром показана на рис. 7.2.5.

Струйный насос соединяется с насосно-компрессорными трубами и совместно с пакером, спецфильтром и генератором спускается на заданную глубину скважины. Затем производит­ ся посадка пакера. Рабочая жидкость (вода, растворы реаген­ тов или нефть) под давлением подается по НКТ. Через каналы в спецмуфте и кольцевой зазор между корпусом (из отрезка НКТ) и внутренней частью инжектора жидкость попадает в окна делителя. Часть потока через сопло направляется в каме­ ру смешения, взаимодействуя с пассивной жидкостью прием­ ной камеры. Из камеры смешения через конический диффузор смесь активной и под-

230

Рис. 7.2.5. Схема компоновки струйного насоса с пакером механического типа и спецфильтром:

1 — пакер типа ПВ-М; 2 — струйный насос; 3 — спецмуфга; 4 — седло насоса; 5 — спецфильтр; 6 — труба соединительная

с асываемой пассивной жидкости выходит в за-трубное пространство скважины через окна спецмуфты и выносится на устье скважины. Другая часть потока делителя через соедини­тельную трубу, проходящую через пакер и спецфильтр, подается на нижний участок НКТ и далее на забой скважины для питания гидроди­намического генератора колебаний. С забоя скважины жидкости, вышедшие из генератора и пласта, вместе поднимаются по межтрубному пространству и пройдя через спецфильтр по за­зору между соединительной трубой и стволом пакера, поступают в приемную камеру струйно­го насоса.

Конструктивно струйный насос выполнен в двух вариантах - вставном типа ИСВ и стацио­нарном типа ИС-3.

Стационарный струйный насос типа ИС-3 за счет усиленных конструкций и уплотнений об­ладает повышенной надежностью и предназна­чен для работы в глубоких скважинах до 5000-6000 м при давлении нагнетания до 50 МПа. Кроме того, в приемной камере насоса имеется обратный клапан, обеспечивающий подачу реа­гентов при их закачке непосредственно через генератор в пласт. Это позволяет при необходи­мости, например на глубоких скважинах, устанавливать струйный насос с пакером на расчетной глубине гораздо выше интервала перфорации для обеспечения энергетически опти­мального режима работы всей компоновки виброволнового оборудования, что повышает эффективность создания депрес­сий и эксплуатационные свойства струйного насоса.

Во вставном варианте струйного насоса типа ИСВ-1 основ­ной узел, содержащий сопло, камеру смешения и диффузор, крепится в седле. Струйный насос спускают в скважину под действием собственного веса, а извлекают ловителем на скребковой проволоке или канате, что при необходимости по­зволяет производить его профилактический осмотр или реви-

231

зию, а также замену сопла и камеры смешения для корректи­ровки режима работы при существенном изменении притока из пласта или при переходе на другую рабочую жидкость, на­пример с воды на нефть, без спускоподъемных операций.

Оба варианта струйных насосов типа ИС имеют геометри­ческий ряд сменных сопел и камер смешения, что позволяет в соответствии с расчетами по компьютерной программе изме­нять их геометрические параметры. Техническая характери­стика струйных насосов типа ИС представлена в табл. 7.2.1.

В особо сложных условиях проведения работ (большие глубины, низкие пластовые давления, существенный приток пластовой жидкости) используется разработанная авторами конструкция насосной установки [133], у которой в соедини­тельной трубе размещен специальный клапан-реле. При работе струйного насоса, по достижении определенного заданного уровня депрессии в подпакерной зоне скважины, клапан-реле срабатывает и открывает подачу жидкости на гидродинамиче­ский генератор. После повышения давления на забое до давле­ния, близкого или равному пластовому, клапан-реле перекры­вает поток рабочей жидкости на генератор и работает только струйный насос на откачку пластовой жидкости с забоя сква­жины на устье и создание депрессии. Длительность работы генератора определяется разницей давления открывания и за­крывания клапана-реле, а периодичность включения - усло­виями притока жидкости из пласта и темпом его снижения. При закрытом клапане-реле установка обеспечивает работу струйного насоса в оптимальном режиме с коэффициентом инжекции и гидравлическим напором, достаточным для созда­ния требуемой оптимальной депрессии на пласт; при периоди­ческом открывании клапана на забое продуцируются интен­сивные колебания давления, способствующие очистке ПЗП. Поскольку виброволновое воздействие сочетается с периоди­ческой депрессией и отбором пластовой жидкости, то загряз­нения эффективно удаляются из ПЗП, улучшается фильтрация,

Таблица 7.2.1

Показатель	ИС-3	ИСВ-1
Максимальная глубина скважины, м	6000	2500
Максимальное рабочее давление, МПа	50	25
Наибольший диаметр, мм	89	54
Длина, м	0,6	0,6
Масса, кг	15	12,5

232

расширяется профиль притока в скважину. Надежность и вы­сокий ресурс работы струйного насоса и гидродинамического генератора типа ГД2В, которые не имеют движущихся механи­ческих, подверженных износу узлов, обеспечивают длитель­ную бесперебойную работу установки, что устраняет появле­ние застойных зон в пористой среде ПЗП и предотвращает об­разование твердых соле- и парафиногидратных отложений.

Между клапаном-реле и гидродинамическим излучателем может устанавливаться регулятор давления, который обеспе­чивает заданный перепад давления между входом и выходом генератора и оптимальный режим его работы, облегчает на­стройку клапана-реле.

Установка обладает свойством авторегулирования: в случае хорошего состояния ПЗП приток флюида из пласта постоянен, давление на забое при работе струйного насоса не снижается, при этом генератор не включается или же включается редко. По мере загрязнения ПЗП генератор включается тем чаще, чем выше степень загрязнения. Тем самым степень воздействия регулируется самим состоянием ПЗП.

233

ГЛАВА

8

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СРЕДСТВА

КОНТРОЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ОБРАБОТОК СКВАЖИН

О дним из резервов повышения эффективности обра­боток скважин с использованием виброволнового воз­действия является использование автоматизированных средств контроля за технологическими процессами.

С этой целью были поэтапно разработаны различные приборы и автоматизированные системы.

Для замера параметров генераторов колебаний как в стендовых, так и в скважинных условиях было разрабо­тано устройство АСИД-1 [63], выполненное на базе изме­рителя давлений ПП-2 конструкции ВНИИ ГИС, в котором использовали тензометрический датчик давления типа ПДМТ-40 или ПДМТ-60, выпускаемый опытным произ­водством этого же института. Особенностью аппаратуры АСИД-1 является одновременно-раздельная регистрация статического давления и его изменения в стенде или скважинах, а также колебаний давления (в том числе и малых), создаваемых генераторами, частотой 5-4000 Гц и амплитудой до 10 МПа с разрешающей способностью 0,02 МПа. Для работы на скважинах глубинный прибор с датчиком спускают на трехжильном геофизическом кабе­ле.

Устройство успешно испытано на скважинах АНК "Башнефть". В процессе промысловых работ был уста­новлен оптимальный режим работы гидравлического вибратора типа ГВЗ-108Б при расходе рабочей жидкости 24-26 дм³/с, проверена работоспособность клапанно-ударного вибратора КУВ-100.

230

Таблица 8.1

Параметр	АСИД-1	ИКД-1
Габариты, мм Диапазон колебаний давления, МПа Частотный диапазон пульса­ции, Гц Напряжение питания, В Тип датчика Диапазон статического давле­ния, МПа	400x250x210 0,02-10-15 5^1000 220 (сетевое) ПДМТ-40, ПДМТ-60 0^0; 0-60	220x80x50 0,05-5 10-10 000 ±15 (автономное батарейное) ЛХ-601

Успешность и качество виброволновых обработок ПЗП можно повысить с помощью разработанного авторами индикатора колебаний ИКД-1 [63]. Прибор является пе­реносным и позволяет оперативно контролировать со­трудникам ЦНИПРов, старшим геологам, мастерам рабо­ту скважинных генераторов колебаний различных конст­рукций, а также устанавливать ее оптимальный режим.

Работа индикатора основана на фильтрации входного сигнала и дискриминации его амплитуды, а также выводе преобразованного сигнала на индикаторный светодиод. Срабатывание прибора калибровано с помощью глубин­ного датчика аппаратуры АСИД-1.

Технические параметры устройств АСИД-1 и ИКД-1 приведены в табл. 8.1.

Следующим шагом было создание аппаратуры АСИД-2, имевшей расширенный диапазон частот от 6 до 10 000 Гц при динамическом диапазоне входных электрических сиг­налов до 5 В. Аппаратура позволяла спускать глубинный прибор на одножильном геофизическом кабеле в скважи­ны глубиной до 500-600 м и легко осуществлять установку или замену датчиков колебаний давления с разной чувст­вительностью. Данная аппаратура использовалась для замеров параметров колебаний давления как на забое об­рабатываемой скважины, так и в соседних наблюдатель­ных скважинах.

В дальнейшем аппаратура АСИД-2 была переработа­на и усовершенствована. На ее основе была создана ап­паратура скважинных измерений параметров упругих ко­лебаний Волна-1 для измерений на забое скважин дина-

231

мических характеристик, возбуждаемых генератором ко­лебаний. Также данная аппаратура использовалась в ка­честве регистратора слабых акустических сигналов (гидрофона). Технические данные аппаратуры следую­щие:

диапазон рабочих частот 2-20 000 Гц;

неравномерность АЧХ в диапазоне рабочих частот 5-20 000 Гц составляет ±3 дБ;

входное сопротивление 2,2 ГОм;

коэффициент усиления, изменяемый дискретно, 1; 10; 100; 1000; 10 000;

диапазон изменения входного сигнала 5 мкВ - 2 В;

длина кабеля - не более 4000 м;

напряжение питания 220 В, 50 Гц.

Работа аппаратуры основана на принципе амплитудной модуляции несущей частоты сигналом, поступающим с пье­зоэлектрического датчика с последующим усилением моду­лированного сигнала, детектированием и выводом его на осциллограф или другие приборы. Для проверки работо­способности усилительного и передающего трактов, а также тарировки диапазонов усилителя используется генератор прямоугольных импульсов. Тарировочный генератор и дат­чик коммутируются на входе первого каскада усилителя аналоговым ключом. Конструктивно аппаратура состоит из передающего (глубинный прибор) и приемного устройств. Коэффициент усиления глубинного прибора переключается дистанционно с поверхности земли. Так же, как и в аппара­туре АСИД-2, здесь есть возможность простой установки или замены датчиков колебаний давления с разной чувст­вительностью.

Аппаратура была успешно испытана на стенде, а так­же при обработках нагнетательных скважин в НГДУ "Краснохолмскнефть" АНК "Башнефть".

Для проведения стендовых исследований было разра­ботано устройство обработки сигналов датчиков (УОСД) на базе микропроцессорной техники. УОСД позволяет в непрерывном и дискретном режимах производить на­блюдение сигналов на мониторе, выполнять спектраль­ный анализ и выводить информацию на принтер. Сигна­лы с датчиков поступают на многоканальный тензоусили-тель и далее в контроллер, где обрабатываются по ком-

232

Ill

Рис 8.1. Блок-схема системы автоматизированного контроля технологичес ских процессов обработок скважин

пьютернои программе и выводятся на дисплеи в виде ос­циллограммы. Переключением режима обработки сигна­ла на дисплей можно вывести частотный спектр, рассчи­танный по быстрому преобразованию Фурье. Осцилло­граммы и спектрограммы сигналов можно сохранять на принтере.

К настоящему времени авторами разработана система контроля за процессом обработки ПЗП с применением современных разработок САПР и мини-компьютеров с регистрацией давлений и расходов циркулирующих в НКТ и затрубном пространстве жидкостей.

Блок-схема системы приведена на рис. 8.1. Система включает в себя портативный компьютер-ноутбук 7 с под­ключенным к параллельному порту устройством ввода аналоговых сигналов 2. На линии нагнетания от насосно­го агрегата 12 установлен расходомер 3 для регистрации расхода закачиваемой жидкости, а на выходе из скважи­ны 10 установлен расходомер 4 для регистрации расхода изливаемой жидкости в желобную емкость 13. На устье

233

скважины размещены тензометрические датчики давле­ния 5 и 6 с тензоусилителем-нормализатором 7 для за­мера давления нагнетания и давления в затрубном про­странстве. Для регистрации работы генератора служит пьезоэлектрический датчик колебаний давления 8 с со­гласующим усилителем 9. Электрические сигналы с рас­ходомеров и усилителей поступают на многоканальное устройство ввода аналоговых сигналов и считываются в портативный компьютер.

С помощью компьютерной программы производятся автоматический сбор информации с датчиков давления и расходомеров, их обработка и вывод на экран дисплея как в цифровой форме, так и в виде диаграмм. Про­граммное обеспечение позволяет выводить на экран по­казания как отдельно каждого датчика, так и всех одно­временно. Вся информация накапливается на жестком диске и в последующем может быть переписана на пер­сональный компьютер для детального изучения и дли­тельного хранения. Необходимую информацию можно получить с экрана дисплея компьютера или распечатать с помощью принтера.

Для контроля за работой скважинных генераторов ко­лебаний программное обеспечение позволяет перево­дить компьютер в режим запоминающего осциллографа или анализатора спектра и регистрировать сигналы, по­ступающие по жидкости с забоя по НКТ на устье скважи­ны. При работе в режиме запоминающего осциллографа можно по относительному изменению амплитуды и фор­мы сигнала оценивать работоспособность генератора ко­лебаний, а в режиме анализатора спектра можно оцени­вать частотный диапазон генерируемых на забое скважи­ны колебаний.

Программное обеспечение также позволяет произво­дить математические операции с сигналами и, например, выдавать разность расходов изливаемой и закачиваемой жидкости. При работе с инжектором эта разность расхо­дов будет соответствовать притоку жидкости из пласта, а отрицательное значение - поглощению жидкости. Полу­чая такую информацию, технолог выдает команды маши­нистам насосных агрегатов на изменение режима закачки и управляет процессом виброволновой обработки. По от-

234

носительному изменению давления закачки и давления в затрубе при проведении реагентного воздействия можно судить об изменении приемистости и результативности закачки реагента.

Весьма важно, что регистрация расхода и давления позволяет производить документирование тестовых ис­пытаний по снятию индикаторных диаграмм в начале об­работки, в ходе самого процесса и по его окончании. По­лученная индикаторная диаграмма позволяет оценивать изменения фильтрационных свойств ПЗП в процессе об­работки и вносить коррективы в режимы обработки, виды и объемы химических реагентов для закачки в пласт.

При необходимости на забое устанавливается авто­номный глубинный многосуточный манометр-термометр 11 (см. рис. 8.1), который регистрирует забойное давле­ние и изменение температуры в процессе обработок. По­лученная информация позволяет оценивать степень дос­тигаемой депрессии или репрессии на пласт, а после тестовых испытаний рассчитывать изменения парамет­ров призабойной зоны по кривым КВД.

По изменению температуры оценивают изменение ха­рактера притока или поглощения пласта и выносят за­ключение о наличии в ПЗП загрязненных зон.

Использование разработанных систем позволяет ус­пешно решать следующие задачи:

контролировать работу скважинных генераторов и по­лучать непрерывную экспресс-информацию о параметрах виброволнового воздействия;

устанавливать оптимальные режимы виброволнового воздействия в скважинных условиях за счет управления работой скважинных генераторов и использования об­ратной связи ("отклика" скважины на производимое воз­действие);

снижать энергетические затраты за счет использова­ния резонансных свойств скважинных и пластовых сис­тем;

документировать работы на скважинах и автоматизи-рованно включать их в отчетность, осуществлять объек­тивный контроль за работой бригад КРС, ПРС и машини­стов насосных агрегатов;

заметно улучшать качество обработок ПЗП;

235

повышать эффективность обработок ПЗП до 95 % и более;

снижать затраты на проведение обработок за счет от­каза от традиционных гидродинамических и сокращения геофизических исследований скважин.

В настоящее время разработанная новая автоматизи­рованная система успешно проходит испытания на сква­жинах. В дальнейшем планируется ее широкое использо­вание при осуществлении всех виброволновых обработок скважин.

236

ГЛАВА

9

ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ

ИСКОПАЕМЫХ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВИБРОВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

А нализ физических и технических причин, геолого-физических условий, осложняющих процессы сква-жинной добычи нефти и других полезных ископаемых, известные опытные предпосылки и описанные в пре­дыдущих главах теоретические и экспериментальные результаты свидетельствуют, что надлежащее приме­нение упругого колебательного поля может способст­вовать существенному повышению эффективности на­званных процессов. Они составляют исходные требо­вания и технические параметры на разработку совре­менных технологических процессов, позволяющих су­щественно повысить производительность скважин и способных успешно использоваться для различных ка­тегорий скважин и геолого-промысловых условий ме­сторождений. В гл. 9 описывается разработанный ав­торами на основе этих требований и запатентованный в РФ, а также заявленный за рубежом комплекс тех­нологий [129-137], целесообразность применения ко­торых при разработке месторождений с трудноизвле-каемыми запасами доказана многочисленными ус­пешными опытно-промысловыми и внедренческими работами, проведенными в различных геолого-физических условиях месторождений России, а также некоторых других стран ближнего и дальнего зарубе­жья.

236

9.1. КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ

ПРОДУКТИВНОСТИ И РЕАНИМАЦИИ СКВАЖИН

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВИБРОВОЛНОВОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ

Как уже обсуждалось выше, при всей перспективно­сти и обнадеживающих результатах виброволновых обработок скважин их внедрение происходило с пере­менным вниманием со стороны нефтегазодобывающих предприятий из-за недостаточно высокой успешности и эффективности предлагаемых различными авторами технических решений и методов. Главной причиной этого являлась недостаточная обоснованность ампли­тудно-частотных параметров существующих скважин-ных генераторов и технологических режимов обрабо­ток ПЗП.

Всестороннее изучение процессов, происходящих при виброволновом воздействии в насыщенных кол­лекторах, заложило основу как для создания новых на­дежных, высокоэффективных генераторов колебаний и других технических средств, так и для разработки ра­циональных технологий, использующих научно обосно­ванные операционные параметры.