Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.

265

Рис. 2. График зависимости отношения коэффициентов продуктивности скважины

до и после гидроразрыва пласта от длины трещины и величины скин-эффекта ГРП

Отличительной положительной особенностью комплексного метода является

оценка эффективности ГРП и по величине скин-эффекта, и по параметрам трещины

(длине, раскрытости). Дополнительно важно знать пространственную ориентировку

вертикальной трещины ГРП, в частности при создании скважинно-трещинной сис-

темы расположения скважин [2]. В этих целях следует привлекать наземные и сква-

жинные сейсмические методы, по данным которых устанавливается протяженность

и азимут направления трещины [4].

В развитии технологии гидроразрыва пласта для оценки скин-эффекта, пара-

метров трещины и эффективности ГРП представляется перспективным направление,

связанное с комплексированием гидродинамических определений коэффициентов

продуктивности с геофизическими исследованиями скважин (ГИС), наземными и

скважинными (ВСП) сейсмическими наблюдениями.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Катеев М.В., Сухов М.Н., Магдеев Н.Д. Метод оценки эффективности ГРП, основан-

ный на сравнении скин-факторов до и после его проведения. Известия Самарского на-

учного центра РАН // Специальный выпуск «Проблемы нефти и газа». – Самара, 2003.

2. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1998.

3. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследования скважин. –

М.: Недра, 1978.

4. Сивков Н.Р. К определению пространственного положения трещины гидроразрыва

пласта по наземным сейсмическим наблюдениям // Ашировские чтения: Сб. науч. тр.

Матер. V междунар. науч.-практ. конф. – Самара: СамГТУ, 2009.

266

УДК 539.4

НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБ

С ДЕФЕКТАМИ

Н.Н. Столяров, Н.И. Дедов, В.Н. Исуткина

В статье рассматривается задача определения напряженно-деформированного со-

стояния труб, входящих в конструкцию нефтепроводов и имеющих местные дефек-

ты, выражающиеся в уменьшении толщины стенки трубы.

На нефтесборных трубопроводах большого диаметра в начальной стадии кор-

розионного разрушения возникают местные язвенные углубления, расположенные в

нижней части труб.

Труба постоянной толщины под действием внутреннего давления находится в

условиях безмоментного напряженного состояния. Местное ослабление толщины

вызывает появление изгибных напряжений, затухающих по мере удаления от дефек-

та. Вследствие этого для анализа напряженно-деформированного состояния необхо-

димо пользоваться моментной теорией оболочек.

Для решения указанной задачи целесообразно воспользоваться теорией поло-

гих оболочек [1], для чего выделим из трубы цилиндрическую панель с размерами

2а, 2b, содержащую дефектный участок (рис. 1).

ВF

Рис. 1. Цилиндрическая панель (а), участок трубы с дефектом (б)

Математическая модель, в соответствии с моментной теорией пологих оболо-

чек, оказывается первой краевой задачей для системы трех дифференциальных

уравнений, два из которых имеют второй порядок, а третье – четвертый.

Указанная краевая задача, следуя [2, 3], решается численными методами. Для

решения системы разностных уравнений применяется двухступенчатый итерацион-

ный метод, основанный на использовании операторов, эквивалентных по спектру, и

метода переменных направлений в качестве внутреннего итерационного цикла. Бла-

годаря высокой эффективности этого метода удается решать системы с большим

числом неизвестных, что необходимо для достаточно точного определения напря-

женно-деформированного состояния цилиндрической панели с дефектом. Тем са-

267

мым удается исследовать напряженно-деформированное состояние труб в зависимо-

сти от размеров дефекта, диаметра труб и величины внутреннего давления.

Рассмотрим случай кругового дефекта. Введем систему координат: ось x на-

правим вдоль образующей, а ось у – по направляющей, R – радиус цилиндрической

оболочки, r – радиус дефекта (см. рис. 1).

Независимые переменные x, у изменяются в прямоугольнике

{

}

.20,20),,( bуaxуx ££££=W

Введем обозначения: u, v, w – перемещения точек срединной поверхности

вдоль осей x, y, z; k

– кривизна цилиндрической панели; -n

коэффициент Пуассо-

на; E – модуль упругости; p – интенсивность внутреннего нормального давления;

-n-= )1(12/

EhD жесткость на изгиб; -n-= )1(

EhB жесткость на растя-

жение-сжатие;

-s

меридиональные нормальные напряжения;

-s

кольцевые

нормальные напряжения.

Обозначим безразмерные параметры:

x =

у = , ,

=l ,

k =

h = ,

)1(12

= ,

w = ,

u = ,

v = ,

p =

=s .

Система разностных уравнений дополняется граничными условиями

,0==

w constww ==

при x=0 и x=2a,

,0==

w constww ==

при y=0 и y=2b. (1)

Величина w

в граничных условиях вычисляется как значение прогиба цилиндри-

ческой оболочки, находящейся в условиях безмоментного напряженного состояния:

).1(

w -=

В процессе расчета цилиндрических панелей с дефектами изучалась сходи-

мость разработанного алгоритма в зависимости от интенсивности внутреннего дав-

ления, размеров оболочки и дефекта, шага сетки, значения параметра

в двухсту-

пенчатом методе и значения заданной точности e.

Эффективность разработанного алгоритма при исследовании напряженно-

деформированного состояния труб с дефектами, скорости сходимости рассчитана

для труб при различных геометрических параметрах.

Итерационный процесс решения системы разностных уравнений заканчивает-

ся при выполнении заданной точности по условию

)(n

r ,

где

--=

)(

ikfuLr

невязка решения системы уравнений,

e – заданная точность.

268

Соответствие между размерными и безразмерными параметрами при

2a=2b=10r устанавливается по формулам

)10(

p = ,

)10(

k =

)10(

s=s

где Н=1 см, E=2,03·10

МПа.

Размерные и безразмерные параметры для труб с дефектами, принятые для

проведения расчетов по разработанному алгоритму, приведены в табл. 1.

Таблица 1

Размерные и безразмерные параметры для труб с дефектами

№

см

,см

см

h ,см

см

50 1,2

0,6

-0,046

4,94 -151

1,2

0,6

0,4

0,6

31,6 -61,9

0,6

0,4

0,6

17,8

19,6

0,6

7,9 -3,87

0,6

0,4

0,2

21 0,8

1,6

0,64

-0,012

11,9 -1,58

0,8

0,64

0,48

0,93

0,64

4,04 -0,18

0,64

0,48

В табл. 2 приведены значения прогибов w в центре цилиндрической панели

(дефекта) и наибольшие по толщине напряжения в характерных точках цилиндриче-

ской панели. Точки С и В отстоят от точки А (центр панели) на два шага сетки, а

точки E и F – на четыре шага и показаны на рис. 1.

Таблица 2

Значения прогибов

№ w,см

A C E B F

s ,МПа

0,063

334,1

306,8

188,2

360,5

229,2

0,079

436,7

391,8

175,6

501,4

249,6

0,059

322,6

292,2

184,4

350,4

229,1

0,068

403,7

360,3

169,4

482,5

249,2

0,054

308,4

273,0

178,2

331,1

225,0

0,048

287,0

249,1

170,6

296,2

215,3

0,049

342,6

276,6

152,6

276,6

225,4

0,051

433,7

309,6

129,2

496,3

242,0

0,013

150,4

144,5

125,3

153,4

134,1

0,014

176,2

164,2

117,1

190,0

139,5

0,012

143,0

136,8

120,0

145,2

129,4

0,012

165,0

149,7

110,0

172,3

133,2

Анализ полученных результатов при расчете на внутреннее давление показывает,

что наибольшие напряжения возникают в центре и на краю дефекта. При этом дополни-

тельные напряжения от изгиба в зависимости от размеров дефекта в указанных точках

сравнимы по величине с мембранными напряжениями и даже могут превосходить их.

269

На рис. 2 приведено распределение меридиональных напряжений

s и коль-

цевых напряжений

s в сечениях Р-Р, Р

-Р

, Г-Г, Г

-Г

, показанных на рис. 1.

Из рис. 2 видно, что вблизи кромок панели возникают обширные зоны, в кото-

рых напряжения

s и

s меняются незначительно и близки по величине к мем-

бранным напряжениям, определяемым по формулам безмоментного состояния.

Изгибные напряжения по мере удаления от дефекта быстро затухают.

сечение Г

-Г

сечение Г-Г

, МПа

200

0,2 0,4 0,6 0,8 0,2 0,4 0,6 0,8

0,20,2 0,4 0,6 0,8

0,2 0,4 0,6 0,8

, М Па

, МПа

200

Рис. 2. Распределение меридиональных

s и кольцевых

s напряжений

по сечениям Р-Р, Р

-Р

, Г-Г, Г

-Г

Проведенные вычисления показали, что расчет труб с круговым дефектом на

основе теории пологих оболочек позволяет получить правильную картину напря-

женного состояния и оценить их прочность.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Назаров А.А. Основы теории и методы расчета пологих оболочек. – Л.-М.: Стройиз-

дат, 1966. – 303 с.

2. Дьяконов Е.Г. Разностные методы решения краевых задач. – М.: МГУ, 1971. – Ч. 1. – 242 с.

3. Дьяконов Е.Г., Столяров Н.Н. О реализации эффективных итерационных методов для

разностных статических задач теории пластин и оболочек / В кн.: Численные методы

решения задач теории упругости и пластичности. Материалы V Всесоюзн. конф. – Но-

восибирск, 1978. – Ч. II. – С. 55-75.

270

УДК 621-893

АНАЛИЗ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

ФОНТАННЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ

Д.С. Тананыхин, Л.Н. Баландин, И.Л. Баландин

Проведен анализ методов, применяемых для определения пластового давления. Вы-

полнено сравнение результатов различных методов. Показана высокая эффектив-

ность метода замера пластового давления, производимого путем экстраполяции

графической зависимости забойного давления от квадрата диаметра штуцера.

В практике промысловых исследований для определения пластового давления в

районе действующей скважины применяется метод остановки действующей скважины.

Но при остановке обводненной скважины часть столба воды постепенно возвращается в

призабойную зону пласта, насыщая ее водой. Из-за влияния этого отрицательного явле-

ния при дальнейшей эксплуатации скважины происходит существенное снижение ко-

эффициента продуктивности по причине блокирования нефтяной части пласта водой.

Вода уменьшает фазовую проницаемость пласта, недостаток дебита по нефти восполня-

ется увеличением дебита воды, поступающей из зоны водяного конуса, что приводит к

резкому увеличению обводненности добываемой продукции.

Для определения пластового давления без остановки скважин необходимо иссле-

довать их методом пробных откачек на двух или более установившихся режимах. На

каждом режиме замеряется дебит скважины и соответствующее этому дебиту забойное

давление. В условиях линейной фильтрации зависимость выражается уравнением

Q=К

пр

*(P

пл

– P

заб

). (1)

Рис. 1. Графическая зависимость забойного давления от дебита

Другими словами, мы проводим графическую экстраполяцию зависимости

заб

=f(q) (рис. 1).

Но на многих промыслах внедрен метод совместного сбора и транспорта продук-

ции, поэтому способ определения пластового давления без остановки фонтанных скважин

оказался неудобным. Для замера дебита скважину отключают от коллектора. Попутный

271

газ при этом сжигается в факелах. Так как для определения пластового давления скважину

рекомендуется исследовать на 3-4 режимах, то потери газа становятся значительными.

Кроме того, возникают неудобства, связанные с перекачкой нефти из мерников.

Поэтому рекомендуется определять пластовое давление фонтанных скважин путем

графического построения зависимости забойного давления в функции площади штуцера.

На исследуемой скважине без отключения ее от коллектора устанавливают не-

сколько режимов фонтанирования. На каждом режиме замеряют Р

заб

. Известно, что

заб

является функцией размера отверстия штуцера, т.е. Р

заб

= f(s). Анализ фактиче-

ских данных исследования скважин в координатах Р

заб

– s показал, что зависимость

заб

от площади штуцера является линейной и описывается эмпирической формулой:

заб

= Р

пл

– аs, (2)

где а – эмпирический коэффициент, который определяется по данным исследования

скважины.

Так как площадь штуцера s=0,785d

шт

, то мы получаем, что

заб

= Р

пл

– bd

шт

. (3)

Рис. 2. Графическая зависимость забойного давления от квадрата диаметра штуцера

Следовательно, имея ряд замеров Р

заб

и зная соответствующий диаметр штуцера,

можно построить график (рис. 2). В результате получаем прямую линию, при экстрапо-

ляции которой до d

шт

=0 от оси ординат отсечется величина пластового давления.

Результаты определения пластового давления

По методу

(

заб

)

По методу

(

заб

)

№

скв

Площадь

Замере

н-

ное P

пл

МПа

Уравнение

зависимо-

сти

Расче

т-

ное Р

пл

МПа

Погре

ш-

ность, %

Расче

т-

ное Р

пл

МПа

Погре

ш-

ность, %

Вост

очно

Никольская

23,73

y=0

053x

23,48

1,05

23,86

0,55

y=0

02x

23,86

Никол

ско

–

Спиридонов-

ская

20,56

y=0

018x

20,29

1,31

20,48

0,39

y=0

012x

20,48

272

Окончание таблицы

По методу

(

заб

)

По методу

(

заб

)

№

скв

Площадь

Замере

н-

ное P

пл

МПа

Уравнение

зависимо-

сти

Расче

т-

ное Р

пл

МПа

Погре

ш-

ность, %

Расче

т-

ное Р

пл

МПа

Погре

ш-

ность, %

Восточно

Никольская

23,80

y=0

021x

23,28

2,18

23,82

0,08

y=0

009x

23,82

Ново

Петропавлов-

ская

15,98

y=0

021x

15,82

1,00

15,98

0,00

y=0

01x

15,98

Сурави

ская

21,37

y=0

02x

21,21

0,75

21,40

0,14

y=0

013x

21,4

Среднее значение

1,258

0,232

При таком способе определения пластового давления потери нефти и попутно-

го газа сводятся к минимуму.

Как видно, точность оказывается достаточно высокой, и погрешность редко

превышает 2%. В основном она гораздо меньше (см. таблицу).

В других условиях, например при фильтрации многофазных жидкостей или

при движении неньютоновской жидкости, требуется дополнительная проверка спра-

ведливости формулы

заб

= Р

пл

– bd

шт

. (4)

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Нефть и газ, 2003. – 816 с.

УДК 622.276

СОВРЕМЕННЫЕ РЕАГЕНТЫ И ТЕХНОЛОГИИ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ

ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН

И ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

В.Е. Титов, С.Н. Кантария, А.В. Титов, П.В. Иванов

Проведен анализ применяемых в настоящее время реагентов для обработки приза-

бойных зон скважин. Показана универсальность используемых реагентов и компози-

ционных составо, как для обработки призабойных зон скважин, так и для воздейст-

вия на залежь в целом. Дана оценка отечественной технологии ГРП, определены

дальнейшие перспективы ее совершенствования.

Кислотная обработка в настоящее время является основным мероприятием по

воздействию на продуктивные пласты.

273

В качестве рабочих агентов используют следующие кислоты: соляную (HCl);

серную (H

); плавиковую (HF); уксусную (CH

COOH); муравьиную (НСООН);

аминосульфоновую (NH

H).

В качестве добавок используют поверхностно-активные вещества (ПВА); ингиби-

торы коррозии, ускорители очистки; вещества для предотвращения образования осад-

ков; водопоглотители; вещества для снижения фазовой проницаемости для воды и т.д.

Для обеспечения более глубокого проникновения кислоты и увеличения воз-

действия по толщине пласта применяются кислотные растворы в виде гелевых и

пенных систем, а также гидрофобных кислотных эмульсий.

Применение гелей наиболее эффективно в пластах с высокой температурой, так

как обычные кислотные растворы в этих условиях интенсивно теряют свою активность.

Для замедления реакции применяют хлористый аммоний.

В трещиноватых карбонатных коллекторах кислотные обработки проводятся с

применением обратных эмульсий. По сравнению с обычными кислотными обработ-

ками пенокислотные наиболее предпочтительны за счет наиболее глубокого про-

никновения кислоты в пласт, лучшей очистки призабойной зоны, меньшего количе-

ства закачиваемой жидкости.

Для обработки терригенных коллекторов используется кремнефтористоводород-

ная кислота. В смеси с соляной она хорошо растворяет компоненты терригенных пород.

Глубина обработки пласта кремнефтористоводородной кислотой в 3 раза

больше, чем глубина обработки плавиковой кислотой.

В пластах, представленных крепкими карбонатными породами, наиболее эф-

фективна кислотная обработка в совокупности с гидроразрывом.

В сильноглинистых пластах эффективно применение системы в составе фос-

форной и плавиковой кислот.

При обработке низкопроницаемых коллекторов к глинокислотному раствору до-

бавляют газ при условии, если пластовое давление в залежи ниже гидростатического.

Широко применяются физико-химические методы увеличения нефтеотдачи

пластов. С целью совершенствования процесса заводнения применяются растворы

полимеров, поверхностно активных веществ (ПАВ), мицеллярных растворов, щело-

чей, серной кислоты (сульфирование), растворителей и т.д.

Наряду с большеобъемными композициями химических реагентов, сопостави-

мых с объемами пор пласта и применяемых для воздействия на залежь нефти в це-

лом, для обработки призабойных зон скважин используют малообъемные растворы.

Обработка призабойных зон скважин (ПЗС) малообъемными растворами хи-

мических реагентов обеспечивают улучшение фильтрационных характеристик ПЗС,

что способствует улучшению притока жидкости из пласта в добывающие скважины

и улучшению приемистости в нагнетательных.

Тепловые методы интенсификации добычи нефти применяются как для про-

грева призабойной зоны пласта, например, глубинными электронагревателями, так и

для разогрева значительного нефтенасыщенного объема залежи созданием внутри-

пластового очага горения.

Широко применяется также закачка теплоносителей – горячей воды и перегре-

того пара.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) позволяет увеличить проницаемость приза-

бойной зоны и обеспечить ее связь с удаленными нефтенасыщенными зонами залежи.

Следствием создания высокого давления является как расширение сущест-

вующих, естественных трещин в коллекторе, так и образование новых.

274

При гидравлическом разрыве пласта применяется жидкость разрыва, жидкость

– песконоситель и продавочная жидкость.

От вида применяемой жидкости – песконосителя зависит протяженность, ши-

рина, высота и производительность создаваемой трещины.

В отечественной практике применяются малоэффективные жидкости – песконо-

сители: эмульсии (вода в нефти); воду, загущенную сульфидспиртовой бардой и раство-

ром ПАВ; нефть, загущенную битумом, жирными и синтетическими кислотами и т.д.

Песок и стеклянные шарики используют в качестве расклинивающего материала.

Для закрепления трещин фракции кварцевого песка имеют следующие разме-

ры: 0,2÷0,4 мм; 0,4÷0,8 мм; 0,8÷1,2 мм.

В США 90% по объему закачиваемого агента составляет фракция размером

0,4÷0,8 мм.

Кроме того, используется также оксид алюминия и оксид циркония, работают

с керамикой и карбидом кремния.

Производится кварцевый песок, зерна которого покрыты фенолформальдегид-

ными смолами.

Проводится постоянная работа по поиску новых материалов для крепления трещин.

Для сложных низкопроницаемых карбонатных коллекторов гидравлический

разрыв пласта, особенно в сочетании с кислотной обработкой, остается одним из са-

мых эффективных методов интенсификации притока нефти.

Несмотря на многочисленные исследования и накопленный промысловый

опыт, проблемы, связанные с интенсификацией процесса разработки залежей нефти

в карбонатных коллекторах, которые относятся к категории трудноизвлекаемых, не

решены. Требуются значительные усилия для дальнейшего развития научных на-

правлений в нефтедобывающей отрасли.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Умариев Т.М. Новые методы интенсификации притока пластовых флюидов в

скважину. – М., 1991. – 45 с.

2. Смит Дж.Э. Процессы гидравлического разрыва пласта с закачкой больших количеств

песка // Нефть, газ, нефтехимия, 1990. – №3.

3. Южанинов П.М., Якимов С.В., Виллисов В.Н. Применение кремнефтористоводородной ки-

слоты для обработок призабойной зоны скважин. – М.: ВНИИОЭНГ, 1989. – Вып. 14.

УДК 622.276

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

В КАРБОНАТНЫХ ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

В.Е. Титов, С.Н. Кантария, А.В. Титов, А.Г. Кабаев

Проведен анализ опыта применения методов интенсификации процесса разработки

залежей нефти в карбонатных коллекторах. Показана эффективность применения

тепловых и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Предложены тех-

нологии эффективной разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах

с использованием различных газов.

Интересен опыт применения термовоздействия на карбонатный коллектор

участка залежи мелекесского горизонта Жирновского месторождения. Продуктив-

ность добывающих скважин участка различна: от 1-2 до 8-10 т/сут.