книги / Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершенствованием составов буровых растворов, технологий и технических средств первичного и вторичного вскрытия продукт
..pdfобразующих 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
Q = 10 n φ f |
20 g P , |
(3.9) |
|
105 ρсм |
|
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
ρсм = С (ρп − ρв ) ρв , |
(3.10) |
где С – объемная доля песка, определяемая, в свою очередь, по формуле
С = |
С0 |
|
, |
(3.11) |
С + 1000 ρ |
|
|||
|
0 |
п |
|
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:
Q = 10 4 0,82 0,159 |
20 981 25 106 |
= 11,7 л/с. |
||
105 |
1,06 |
|||
|
|
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
Потребное количество песка определяется по формуле |
|
Qп = С0 Vскв С1 (3,6 Т Q −Vскв ), |
(3.12) |
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
N |
|
= |
Q |
, |
(3.13) |
р |
|
||||
|
|
η gа |
|
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-
шивание насадок, |
а |
также гидравлических систем |
насосных |
агрегатов |
в процессе ЩГПП |
и |
необходимость корректировки |
расхода |
жидкости |
по мере падения давления на устье скважины. |
|
|
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