Крепление испытание и освоение скважин при разработке нефтяных место

где kсж – коэффициент запаса прочности при расчете на сжатие

(kсж = 1,3);

σz – сжимающие напряжения в теле хвостовика, Па;

σи – изгибающие напряжения в теле хвостовика, Па;

σт – температурные напряжения в теле хвостовика, Па.

Сжимающие напряжения в теле хвостовика возникают от суммы нагрузки от пакеровки (Pсп) и гидравлической нагрузки (Рг) на пакер, уменьшенной на величину силы трения пакера (Ртр) о стенки скважины:

Нагрузка, необходимая для пакеровки (Pсп), выбирается по технической характеристике применяемого пакера.

Статическая гидравлическая нагрузка на хвостовик (РГ) после открытия впускного клапана составит:

где dc – диаметр скважины, м; dх – диаметр хвостовика, м;

ρр – плотность бурового раствора, кг/м3;

ρж – плотность жидкости в бурильной колонне, кг/м3.

Zпак – глубина установки пакера, м;

Zж – глубина уровня жидкости в колонне, м.

Силу трения пакера о стенки скважины можно определить по формуле П.С. Лапшина:

где Стр – опытный коэффициент (Стр ≈ 0,2); µтр – коэффициент трения резинового элемента пакера о стен-

ки скважины (µТР ≈ 0,1);

∆ P – избыточное наружное давление на пластоиспытателе в начале испытания пласта:

201

где dс – диаметр скважины, м; dш – диаметр штока пакера, м;

hрп – высота резинового элемента пакера, м; dрп – диаметр резинового элемента пакера, м; Zпак – глубина установки пакера, м;

ρр – плотность бурового раствора, кг/м3;

ρж – плотность жидкости в бурильной колонне, кг/м3.

Иногда силу трения пакера о стенку скважины не учитывают, это повышает коэффициент запаса прочности при расчете хвостовика на статическую сжимающую нагрузку.

Изгибающиенапряжениявтелехвостовикаопределяютсякак

где dс – диаметр скважины, м; dх – диаметр хвостовика, м;

E – модуль упругости материала (для стали Е = 2,1 1011 МПа); Jх – полярный момент инерции сечения хвостовика, м4;

qх – масса погонного метра хвостовика, кг/м;

ρр – плотность бурового раствора, кг/м3;

ρм – плотность металла труб хвостовика, кг/м3;

Wх – момент сопротивления сечения хвостовика, м3; Температурные напряжения в теле хвостовика определя-

ются по формуле

где α т – температурный коэффициент линейного расширения материала хвостовика (для стали α т = 12 10–6 K–1);

E – модуль упругости материала хвостовика (для стали

Е = 2,1 1011 МПа);

∆t – изменение температуры в подпакерной зоне в процессе притока пластового флюида, К.

202

Условие прочности хвостовика при ударной нагрузке

можно выразить следующим образом:

µ– коэффициент расхода штуцера пластоиспытателя

(µш = 0,6…0,65);

lх – длина хвостовика, м.

Допустимая ударная нагрузкана хвостовик определится как:

где kуд – коэффициент, учитывающий возрастание предела текучести хвостовикапридинамическомнагружении(kуд = 2…2,35);

Fx – площадь тела хвостовика, м2;

σт – предел текучести материала труб хвостовика, Па;

σи – изгибающие напряжения в теле хвостовика, Па;

σz′– сжимающие напряжения в теле хвостовика от нагрузки

при пакеровке: σ z′ = Pсп/Fx;

kδ – коэффициентбезопасностиприрасчетехвостовика, kδ = 1,3.

203

8.3.5. Испытание пластов с использованием эжекторного многофункционального пластоиспытателя (ЭМПИ)

Для испытания пласта в скважину на колонне НКТ спускают компоновку, включающую:

–воронку (расширитель) – устанавливается не ближе 20 м от кровлиисследуемогопласта;

–пакер – устанавливается в зависимости от решаемых задач нарасстоянии 50–100 м откровли исследуемого объекта;

–эжекторный насос– устанавливается на две трубы (15–20 м) вышепакера.

После пакерования устанавливают фонтанную арматуру

ипроизводят ее обвязку с насосным агрегатом, сепаратором, замерной емкостью в соответствии со схемой (рис. 8.20).

Обратный клапан устанавливается в нагнетательную линию при высоких пластовых давлениях.

Количество и тип насосных агрегатов определяют в зависимостиотгеологических характеристик пластаи решаемых задач.

Влинию нагнетания рабочей жидкости обязательно устанавливаютфильтрво избежание засорения сопла струйногонасоса.

После установки пакера в колонну НКТ на каротажном кабеле спускают манометр. Выше манометра на кабеле подвижно устанавливают герметизирующий узел. Манометр устанавливают в интервал пласта, а герметизирующий узел садится в корпус ЭМПИ, разобщая нагнетательный и всасывающий каналы струйного насоса. Автономные приборы можно спускать на проволоке.

При прокачке через ЭМПИ рабочей жидкости (технической воды, нефти или солевого раствора) на срезе сопла создается разрежение, вследствие чего происходит всасывание жидкости из подпакерного пространства, соответственно давление под пакером снижается. Величина депрессии зависит от скорости прохождения рабочей жидкости через сопло и регулируется давлением насосного агрегата. Как правило, для работы используют агрегаты ЦА – 320 или 4АН – 700. Снижение давления под пакером до проектной величины происходит за 0,5–3 мин, в зависимости от объема подпакерного пространства.

204

вставкой, сбрасываемой в полость НКТ. Для извлечения депрессионной вставки используют ловитель с яссом, спускаемым на кабеле или проволоке. К нижней части депрессионной вставки можно крепить автономный манометр.

После остановки работы эжекторного насоса (прекращение прокачки технологической жидкости) обратный клапан на всасывающей линии (на рис. 8.20 не показан) закрывается и в подпакерном пространстве сохраняется пониженное давление, созданное струйным насосом. После этого в подпакерном пространстве начинается процесс восстановления давления за счет энергии пласта. Манометр записывает кривую восстановления давления.

После восстановления прокачки технологической жидкости через струйный насос давление во всасывающей линии понижается, обратный клапан открывается и снова происходит вызов притока из пласта.

Таким образом, испытание пласта с применением комплекса ЭМПИ можно проводить в моногоцикловом режиме.

8.4. Расчет основных гидродинамических параметров пласта1

Фильтрационные характеристики продуктивного пласта определяют по данным гидродинамических исследований скважин. Существуют два основных способа проведения исследований: при установившихся и неустановившихся режимах.

При проведении гидродинамических исследований при установившихся режимах строят индикаторные диаграммы – графики в координатах «дебит – депрессия».

Порядок интерпретации индикаторных диаграмм следующий. Фактические значения дебитов и депрессий наносятся на график в координатах (∆P, Q). Если полученные точки соединяются прямой линией, выходящей из начала координат, то делает-

1 Раздел подготовлен с участием ст. преподавателя кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета И.Н. Пономаревой

206

ся вывод о том, что в пласте имеет место установившееся движение жидкости по линейному закону фильтрации, то есть справедлива формула Дюпюи:

и забойное давление; k – проницаемость пласта, h – его толщина; µ – динамическая вязкость нефти; rк, rс – соответственно радиусы контура питания и скважины.

Рис. 8.21. Обработка индикаторной диаграммы по формуле Дюпюи

На линии выбирается произвольная точка, для которой определяются значения дебита и депрессии, по которым определяется коэффициент продуктивности:

По определенному коэффициенту продуктивности в соответствии с формулой (8.19) можно вычислить значение коэффициента проницаемости.

207

Если индикаторная диаграмма выпукла к оси дебитов, то ее интерпретация выполняется в соответствии с двучленной формулой притока:

где А – коэффициент фильтрационных сопротивлений, обусловленный проявлением сил вязкостного трения; В – коэффициент фильтрационных сопротивлений, обусловленный проявлением инерционных сил.

Для обработки индикаторной диаграммы уравнение (8.21) преобразуется к виду

Рис. 8.22. Обработка индикаторной диаграммы по двучленной формуле

Прямая линия отсекает на оси ординат отрезок А, по углу ее наклона определяют коэффициент В = tgα.

208

Коэффициенты А и В несут информацию о процессе фильтрации, также по их значениям определяются другие величины, например коэффициент проницаемости.

Коэффициент проницаемости, полученный при обработке результатов исследования скважин при установившихся режимах, характеризует всю зону дренирования пласта в среднем.

Самый распространенный способ исследования скважин при неустановившихся режимах – снятие кривой восстановления давления. Для этого скважину, работающую при установившемся режиме, останавливают и фиксируют темпы восстановления забойного давления. По результатам замеров строится график (рис. 8.23) – кривая восстановления давления (КВД).

Рис. 8.23. Кривая восстановления давления в координатах Р – t

Чаще всего обработку КВД производят в соответствии с методом касательной, основанным на использовании основного уравнения упругого режима,

где χ – пьезопроводность пласта; t – время, прошедшее после остановки скважины.

209

В соответствии с формулой (8.27) КВД в координатах ∆P–lnt является прямой линией. Однако на форму фактической кривой восстановления давления влияют некоторые факторы, которые обусловливают отклонение начального участка фактической КВД от прямой (рис. 8.24).

Рис. 8.24. Фактическая 1 и теоретическая 2 кривые восстановления давления

Для обработки следует выбирать участок, на котором КВД приближается к своей асимптоте. Продолжением прямолинейного участка до оси ординат определяют значении А, по уклону этого участка – В (B = tg α) (рис. 8.25).

В соответствии с (8.26) определяются гидропроводность

210