Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

кращується відкриття в колекторах, що представлені чергуванням

щільних порід;

- безкорпусві перфоратори (ПКС) забезпечують високу продук-

тивність і

можуть

застосовуватися в випадках, де вимагається повне

збереження колон і цементної оболонки за межами інтервалу перфо-

рації;

- продуктивні пласти нафтоносні, віддалені від водоносних і газонос-

них пластів і від ВНК і ГНК менше, ніж на 10 м, відкриваються корпус-

ними

перфораторами щільністю не більше 12 отв./м.

Особливості застосування перфораторів типу ПНК і ПР викладені

вище.

7.2.6.

Спеціальні рідини для перфорації свердловин

Кольматація перфораційних каналів значно впливає на

гідродинамічний зв'язок свердловини з продуктивним пластом. А, про-

те, сьогодні на родовищах України (і в країнах СНД) більше 90% об'єму

робіт по вторинному відкриттю пластів здійснюється кумулятивною

перфорацією в

умовах

перевищення тиску на вибої свердловини над

пластовим. При цьому за діючими на сьогодні технічними правилами

веденням

бурових

робіт перед перфорацією вимагається заповнювати

експлуатаційну колону таким буровим розчином,

який

застосовувався

при

первісному відкритті пластів, а це приводить до незворотнього за-

бруднення привибійної зони пластів. За кордоном давно вже

відмовилися від проведення перфораційних робіт в середовищі

бурового

розчину і використовують для цих цілей спеціальні рідини (СР) без

твердої

фази або рідини, які вміщують в собі кислоторозчинні наповню-

вачі.

Технологія вторинного відкриття пластів шляхом кумулятивної пер-

форації в наш час пройшла три етапи розвитку.

На

першому етапі кумулятивну перфорацію проводили в середовищі

бурового

розчину. Дані досліджень однозначно свідчать, що в цих умо-

вах має місце кольматація глинистими частинами перфораційних ка-

налів, внаслідок чого їх пропускна спроможність зменшується в два рази

більше. Однак така технологія сьогодні застосовується на більшості

родовищ, чим наноситься значна шкода народному господарству.

Другий етап розвитку

технології

вторинного відкриття характери-

зується використанням в якості перфораційного середовища

спеціальних розчинів (СР) без

твердої

фази. Із числа таких рідин

найбільш широке застосування знайшли водні розчини солей,

полімерні соляні розчини, розчини на вуглеводневій основі (РВО) та

деякі інші.

Застосування СР при вторинному відкритті пластів дає більш пози-

тивний

результат

в порівнянні з перфорацією в середовищі глинистого

розчину. Однак при цьому не виключається кольматація пласта зваже-

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

ними

частинками, які попадають в СР під час її приготування, транс-

портування та їх помповування в свердловину.

Основними

джерелами забруднення СР при помповуванні їх в свер-

дловину є залишки

бурового

розчину в колоні, маніфольді, засувках та

Інших

елементах циркуляційної системи. Значна кількість нерозчине-

них

твердих

частинок знаходиться в технічній воді та солях, які викори-

стовуються для приготування СР. Зокрема, концентрація зважених ча-

стинок

в воді поверхневих джерел, які використовуються на нафтопро-

мислах, коливається від 50 мг/л (маломутні води) до 250 мг/л та більше

(мутні). Як показали аналізи проб, концентрація

твердих

частинок в СР

після заповнювання в свердловину досягає

1000...2000

мг/л. При тако-

му забрудненні СР досягнути позитивного ефекту при відкритті пласта

неможливо. Про це наочно

свідчать

дані закордонних досліджень (рис.

7.20),

з яких видно, що при концентрації

твердих

частинок в СР 485 мг/л

різко погіршуються колекторські властивості порід.

Враховуючи

ці дані, дальше вдосконалення

технології

вторинного

відкриття пластів вимагає

вирішення

питань глибо-

кої очистки СР від зваже-

них частинок. Це і є третім

етапом

технології

вторин-

ного відкриття пластів.

Суттю

цієї

технології

введення додаткового ком-

плексу робіт по зниженню

концентрації зважених ча-

стинок

в перфораційному

середовищі. Цим передба-

чено заміну

бурового

роз-

чину в свердловині на СР в

кілька етапів:

- заміна

бурового

роз-

чину в експлуатаційній ко-

лоні водою;

- відмив

стовбура

свер-

дловини від залишків бу-

рового розчину шляхом

циркуляції води з добавка-

\/ Лі

Рис. 7.20

ми

спиртів і поверхнево-активних речовин (ПАР) за замкнутим цик-

лом: чан - насос - фільтр, для видалення вимитих

твердих

частинок:

свердловина - чан;

- заміщення води відфільтрованою перфораційною рідиною.

Для вилучення з води вимитих

твердих

частинок І очищення СР

використовуються фільтри різних конструкцій: сітчасті, з

фільтруючими елементами в вигляді пластин, заповнених кварцевим

піском та інші. Такі фільтри дозволяють знижувати концентрацію зва-

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

жених частинок до 2 мг/л,

хоча

практика

підтверджує,

що фільтрування

знижує цю концентрацію лише до 10 мг/л.

Тривалість робіт по очистці свердловини СР може сягати 10 діб в

залежності від об'єму

фільтруючих

рідин і пропускної спроможності

фільтрів. За кордоном така технологія вважається економічно

доцільною.

В нашій практиці такі роботи не проводяться.

Другим

важливим питанням є вибір типу СР для конкретних

гірничотехнічних умов. У зв'язку з тим, що під дією надлишкового тиску

відбувається фільтрація перфораційного середовища із свердловини в

пласт, може значно погіршитись його проникність внаслідок вторинної

зміни

колекторських властивостей в зоні проникнення фільтрату СР.

За

ступенем заповнення експлуатаційної колони технологією пере-

дбачено заповнення свердловини СР повністю (для цього приготовля-

ють

50...60

м перфораційного середовища для 1 свердловино-операції)

або заповнення СР лише зони перфорації. Звичайно, більш еко-

номічним

видається

другий

варіант, в якому для створення необхідної

репресії на відкриваючий продуктивний пласт верхня частина експлуа-

таційної колони заповнюється буровим розчином відповідної

тільності, а лише низ СР.

Однак

при порційному заповненні СР забруднюється і змішується з

буровим розчином, яким заповнена свердловина. Ця обставина зводить

нанівець

доцільність застосування СР, якщо не використовувати бу-

ферні

розділювачі, які і попереджують змішування в свердловині перфо-

раційного середовища і

бурового

розчину при багаторазових спусках

перфораторів, геофізичних приладів, забезпечують вільний

прохід

всіх

приладів до вибою, при контакті з СР не погіршують її властивостей

внаслідок забруднення власними компонентами.

При

виборі типу СР для заповнення зони перфорації необхідно керу-

ватися правилами, які регламентують вимоги до фільтрату

бурового

розчину на

стадії

первісного відкриття. При цьому необхідно

враховува-

ти і властивості

фільтрату,

який

проник в пласт під час первісного

відкриття. Остання

умова

в наш час практично ігнорується. Так, деколи

промислово-геологічні

служби

рекомендують застосовувати розчини

на

вуглеводневій основі, в той час як первісне відкриття здійснюється

буровими розчинами на водній основі. Для оцінки взаємодії СР з колек-

торами на основі моделювання поетапної дії на колектор фільтрату

бурового

розчину при первісному відкритті, тампонажного розчину при

цементуванні та перфораційної рідини при вторинному відкритті О.Ба-

чериковим

розроблена методика, яка оцінює також і витіснення цих

фільтратів в зворотньому порядку при виклику притоку. За критерієм

оцінки

взято коефіцієнт відновлення проникності,

який

визначається

як

відношення проникності керну після обробки технологічними

рідинами (Кі) до його первісної проникності (Ко)

244

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

Досліди проводились з використанням природних кернів довжиною

5 см з цроникністю

0,1...0,3

мкм

, які після екстрагування послідовно

насичувались моделлю нафти (80%) та пластовою водою (20%). Резуль-

тати цих

дослідів

показали, що ефективність застосування СР в значній

мірі залежить від

умов

первісного відкриття пластів (табл.

7.24).

Якщо

при

розбурюванні пласта використовувався розчин на водній основі, то

застосування в якості перфораційного середовища розчину

СаСЬ

забез-

печує коефіцієнт /ї = 0,58, в той час як застосування

інвертноемульсійного розчину (ІЕР) дозволяє отримати/ї = 0,34.

Таблиця

7.24

Склад

фільтрату,

який

попадає в

керн

при

первісному

відкритті

при

вторинно-

му відкритті

Температура

проведення

дослідів, °С

3 врахуванням

умов

первісного відкриття

0,3% водний

розчин

КМЦ

0,5% розчин

емульталу

в ди-

зельному па-

ливі

20% водний

розчин

СаСіг.

Фільтрат ІЕП

20% водний

розчин

СаСЬ.

Фільтрат ІЕП

Без

врахування первісного відкриття

20% водний

розчин

СаСЬ.

Фільтрат ІЕП

0,62

0,58

0,39

0,34

0,48

0,44

0,78

0,73

0,72

0,9

Причина

низької ефективності застосування РВО в

тому,

що при

використанні

протилежних за природою змочування

бурового

розчину

на

водній основі і перфораційної рідини на нафтовій основі в колекторі

з'являється

нова зона вуглеводневого контакту, яка утворена

фільтратами цих систем. При цьому створюється сприятливе середови-

ще для утворення в ПЗП в'язких водонафтових емульсій і блокування

частини

порових каналів водним фільтратом. Крім того, при вказаному

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

сполученні СР і бурового розчину в зоні їх контакту відбувається двофаз-

на

фільтрація, про що свідчить утворення

другого

максимуму на графіку

функції Л Рт / А Р о (крива 1 на рис.

7.21).

Як видно з графіка, макси-

мальне значення функції Д Рт/ А Р о в 2,4 рази більше, ніж у випадку

використання

в якості СР соляного розчину (крива 3 на рис.

7.21).

Відзначене зниження фазової проникності

утруднює

очистку

ПЗП,

ви-

магає створення підвищеної депресії для виклику притоку, а це призво-

дить до збільшення часу освоєння та зменшує

дебіт

свердловини.

Якщо

при первісному відкритті пластів застосовувався РВО, то ана-

логічні системи варто використовувати і в якості перфораційного сере-

довища. Застосування в цих випадках водних СР приводить до

збільшення

перепадів тиску при витісненні фільтратів з колектора і

значного

зниження його нафтопроникності (криві 2, 4 з рис.

7.21).

В наш час в більшості нафтопромислових районів України (і країн

СНД)

при розбурюванні пластів використовуються розчини на водній

основі.

Тому досліджувалися такі СР: різні солеві розчини, полімерні

солеві розчини без твердої фази, а також

ІЕР.

Досліди показали, що водні

розчини

солей

ИПСІ,

КС1,

СаСіг

характеризуються коефіцієнтом

відновлення

проникності

/5 =

0,54...

0,61. Полімерні

розчини

з вмістом

0,3...0,5%

полі-акріламіду

(ПАА) і 20%

СаСІ

характе-

ризуються коефіцієнтом

р =

0,39...0,46.

Причиною

цього є проникнення мак-

ромолекул полімеру в ко-

лектор і адсорбція їх на по-

верхні фільтраційних ка-

налів.

Найбільш низьке

значення/5

0,31...0,35

от-

римано

при використанні

ІЕР

(32,5% дизельного па-

лива + 1,5%

емультату

6% СМАД + 60% води).

Застосовувані в процесі

випробувань СР істотно

відрізняються і за легкістю

витіснення

фільтратів з колектора. Максимальні значення

А Рт/ А Ро при використанні солевих і полімерних розчинів значно

менші,

ніж у випадках ІНР (рис.

7.22),

тобто видалення фільтрату з ПЗП

відбувається при більш високій депресії.

Таким

чином, при

всіх

Інших умовах мінімальне забруднення колек-

тора досягається в випадку використання при первісному відкритті і

перфорації розчинів з аналогічною природою змочування.

Співставлення

ефективності застосування різних СР на водній основі

— _ ____

Рис. 7.21

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

при

перфорації показує, що

полімерні розчини

уступа-

ють чистим соляним роз-

чинам

як за ступенем

витіснення

фільтратів, так і

за значеннями коефіцієн-

та д.

Таким

чином, до

найбільш перспективних

СР

в умовах первісного

відкриття пластів з викори-

станням

водних розчинів

слід віднести різні за

щільністю розчини солей

с+

таС

.Дляпри-

готування соляного розчи-

ну

ільністю до 140

сліД

використовува-

ти хлорид кальцію, а для

Риє. 7.22 отримання більш важкої

СР

- бромид кальцію.

Буферні

розділювачі

При

порційному заповненні зони перфорації СР важливим є вибір

буферного розділювача між буровим розчином і СР. Цей буферний

розчин

повинен попереджувати змішування перфораційного середови-

ща

з буровим розчином як під час заповнення свердловини, так і під час

наступних кількох діб при багаторазових спусках перфораторів чи інших

геофізичних приладів. При цьому буферний розділювач повинен мати

міцну

структуру

і створювати можливість вільного проходу через нього

перфоратора. Для попередження процесу змішування рекомендується

застосовувати інвертну емульсію, в якій буферна рідина протилежна за

природою змочування обом розділюючим рідинам. Одним з типів такої

буферної рідини, що розділяє водний буровий розчин та СР на базі

соляних

розчинів, є інвертпа емульсія такого складу: дизельне паливо -

48,5%, емультал - 1,5%, вода - 50%. Підвищення щільності такої

емульсії

досягається за рахунок вводу в неї крейди або бариту. В таблиці

7.25 приведені деякі рецептури буферних рідин.

І4Т

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7

Таблиця

7.25

№

ре-

ПРП-

ЦСІ1~

тури

Компоненти

буферної рідини

назва

Дизельне па-

ливо

емультал

прісна

вода

Дизельне па-

ливо

емультал

водний

роз-

чин

СаСЬ*

Сира

нафта

емультал

водний

роз-

чин

СаСіг*

Дизельне па-

ливо

емульгатор

"Нафтохім"

водний

роз-

чин

СаСіг*

об'єм-

на

до-

ля,

23...28

60...70

28...38

60...70

27...37

60...70

щіль-

ність.

кг/м

920...

940

960...

1200

960...

1160

960...

1200

Контролюючі

показ-

иики

властивостей

умо-

вна

в'яз-

кість,

100..

150

120...

180

130...

135

110...

170

ста-

тич-

на

на-

пру-

га

зсуву

че-

рез

1/10

хв,

дПа

15...35

20...55

15...40

25...70

18...20

30...35

15...35

20...60

на-

пруга

елек-

троп-

ро-

бою,

140...

180

150...

200

180...

250

250...

350

Мак-

си-

маль-

на

тем-

пе-

рату-

ра

за-

сто-

су-

ван-

ня,

°С

150

*р -

1020.„1380

кг/м

Очищення

перфораційного середовища від зважених частинок

Одним

із надійних методів очищення СР є метод відстою його під

дією сил гравітації. Для цього СР обробляють на поверхні флокулянтом,

доставляють її в зону перфорації з ізоляцією від бурового розчину бу-

Ї48 ~ —^ — " —

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

ферним

розділювачем, а пізніше відстоюють СР на вибої до випадіння

зважених частинок в зумпф. Дослідження показали, що висока

Інтенсивність

осадження зважених частинок досягається при обробці СР

аніонним

полімером ПАА. При обробці концентрованих соляних роз-

чинів

ПАА спостерігаються такі основні закономірності флокуляції: ут-

ворення

агрегатів частинок і осадження їх з максимальною швидкістю

при

певних дозах полімеру (рис.

7.23).

Зниження швидкості осадження

відбувається як при

недостатній кількості

флокулянта для утво-

рення

значних

пластівців, так і за ра-

хунок ефекту стабілі-

зації при підвищених

його дозах. Вміст

ПАА,

який

забезпечує

мінімальний

час очи-

стки

То , залежить від

концентрації

твердої

фази

Ст в соляному

розчині.

З рис. 7.23

видно,

що оптимальні

умови досягаються

при

вводі в СР

0,005...0,007%

ПАА з

широким

діапазоном

забруднення тверди-

ми

частинками від

500 до

5000

мг/л. Лабораторні дослідження та промисловий досвід

підтвердили, що процес освітлення СР висотою 300 м за часом не пере-

вищує підготовчих робіт до перфораціїі, значить, не вимагає додаткових

витрат

часу.

Технологія заповнення свердловини спеціальною рідиною

В верхній частині свердловини використовується буровий розчин,

який

застосовувався при первісному відкритті продуктивних пластів.

Цей

розчин повинен володіти доброю седиментаційною стійкістю для

попередження

випадіння обважнювача і накопичення його на границі з

буферною рідиною, що може створити труднощі для проходження пер-

форатора. Нижче бурового розчину розміщується порція буферної

рідини

- розділювача. Для попередження переміщення рідин під дією

гравітаційної сили необхідно, щоб щільність розчинів, які заповнюють

свердловиіпл зростала в напрямку

зверху

до низу не менше, ніж на

20...40

кг/м . Дані про рецептури і показники технологічних властиво-

стей інвертних емульсій, які рекомендуються для застосування в якості

буферних розділювачів, приведені в таблиці 7.25.

ї\

а,

в-

а - Ст

о, в- С

. г-Сі

500млг/л;

п = 50і

л,

•і

ХМ

0,003 0,003

$ОО7

0,006

%01і

,г-10%-йрозчин

СаСЬ;

ст т

10%-й

розчин

ШСІ.

Рис.

7.23

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

Нижче буферного розділювача розміщується СР - перфораційне се-

редовище. Соляний розчин,

який

застосовується в якості перфо-

раційного середовища, повинен вміщувати не менше 2 г/л катіонівСа

(коагулянт) і

0,005...0,007%

ПАА (флокулянт). Об'єм порції соляного

розчину рекомендується визначати з розрахунку на перекриття нижньої

частини стовбура свердловини до рівня, розміщеного на

50...100

м вище

верхніх перфораційних отворів. Соляний розчин і буферна рідина

готу-

ються в глиномішалці або в мірних чанах цементуючого

агрегату

ЦА. В

останньому випадку для затоварення солі використовується додатковий

чан об'ємом 0,5-1 м', Готувати СР І інрертну емульсію найбільш

раціонально централізовано з доставкою на

бурову

автоцистернами. Об-

робка самого розчину флокулянтом (ПАА), а також добавка при не-

обхідності коагулянта

(СаСіг)

здійснюється безпосередньо в чані ЦА

при

перемішуванні в процесі циркуляції по замкнутому циклу на про-

тязі

15...30

хв.

При

використанні спеціальних рідин для вторинного відкриття

пластів

дебіт

свердловин зростає на

25-30%

при скороченні часу ос-

воєння

на

25-40%.

7.2.7.

Гідропіскоструминна перфорація пласта

Метод гідропіскоструминної перфорації застосовується для утворен-

ня

в обсажених і необсажених свердловинах виробок з великою поверх-

~ нею фільтрації в вигляді ка-

налів або щілин різної

конфігурації.

Для створення в пласті ка-

налів в свердловину 1 (рис.

7.24) спускають насосно-

компресорні труби 2 І

гідропіскоструминним апа-

ратом 3, в якому встановлені

дві-чотири насадки 4.

Рідинно-піщана суміш за-

помповується насосними аг-

регатами в насоси о-компре-

сорні труби (НКТ) звичайно

при

тисках

25...40

МПа на

усті

при витратах

8...16

л/с. При

цьому швидкість витоку

рідини з насадок складає

160...240

м/с. Потенціальна

енергія суміші в насадці пер-

форатора перетворюється в

Рис. 7.24. Схема обладнання Свердлови-.кінетичну енергію струменя,

ни

при

пдропіскострумнншй

перфорації

™

г г

™ *^

яка

використовується

для

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

руйнування металу, цементного каменю і породи, і утворення порожни-

ни

6. Частинки зруйнованої породи виносяться із порожнини поверх-

невими

потоками рідини і по затрубному простору піднімаються на

поверхню. Для спрямування висхідного потоку на гирлі свердловини

встановлюється сальник 7.

Процес

виробки каналу в свердловинах, обладнаних експлуа-

таційною колоною, можна розділити на два етапи. На першому

відбувається утворення отвору в колоні, на

другому

- утворення каналу

цементному кільці і породі 5.

При

гідропіскоструминній перфорації (ГПП)

гідропіскоструминний апарат (ГПА),

який

змонтовано в нижній час-

тині

НКТ, встановлюється або нерухомо, якщо НКТ закріплені якорем

до експлуатаційної колони, або він може переміщатися, якщо якора

нема. При проведенні робіт із заякореними трубами діаметр отвору,

який

виробляється струменем в експлуатаційній колоні, рівняється 3...4

діаметрам насадки. Звичайно час, потрібний для утворення отвору в

колоні,

складає трохи більше 60 с. Отвір має

круглу

або овальну форму

зміна тиску на гирлі свердловини на неї не впливає.

Колона

НКТ при проведенні робіт з незаякореними трубами веде себе

як

пружний стержень і реагує на зміну гирлового тиску. Подовження

НКТ

при збільшенні тиску відбувається згідно з законом Гука про-

порційно

її довжині і приросту тиску.

Дослідженнями ЮД.Качмара встановлено:

1. Перфорація при умовно постійному тиску на гирлі свердловини

(коливання

тиску ± 2...3 МПа) не приводить до утворення круглого або

овального отвору, як це має місце в стендових

умовах.

В колоні утво-

рюється овальні отвори довжиною

58...72

мм. Внаслідок зміни тиску

розмір слідів зростає до

65...120

мм, а діаметр отвору - до 60 мм.

2. Ширина утворених слідів і отворів складає 20 і

11...15

мм. Якщо

утворення отвору в обсадній колоні при перепадах тиску на насадках

20...40

МПа можливе лише при наявності абразивного матеріалу в

рідинному струмені, то канали в породі можуть утворюватися також і

струменем без піску.

На

рис. 7.25 показана зміна глибини каналу в цементному камені з

= 20 і 40 МПа (криві 1 і 2) при відсутності і наявності піску в рідині.

В інтервалі часу

0...75

хвилин працював струмінь без піску,

75...150

хвилин - з піском. На певній відстані від насадки, внаслідок зменшення

швидкості струменя, поглиблення каналу за рахунок енергії його рідини

практично зупиняється. Введення в струмінь рідини піску дозволяє

відновити інтенсивне утворення каналу при тій же початковій швидкості

струменя.

Позаяк

частинки твердого кварцевого піску мають більшу

швидкість, ніж швидкість рідини, і більшу густину, то вони володіють

більшою кінетичною енергією, ніж рідина, а це значить, що вони ефек-

тивніше руйнують породу. Руйнування породи відбувається, якщо сила

удару

частинки піску більша від сили зчеплення між частинками поро-

ди. Якщо напруження, що створюється в частинці породи при

ударах

частинок піску по руйнуючій поверхні більші, ніж границя міцності

Освоєння

свердловин

ШҐФО

Рис. 7.25.

Пдроструминне

гідропіскоструминне

руйнування

цементного

каменю

РОЗДІЛ

породи на стиск

(Ос),

то ча-

стинка

породи

відділяється від масиву.

Після

цього тиск на час-

тинку

породи вирівню-

ється,

і поперечні потоки

рідини

виносять її з кана-

лу. При дії струменями

рідини

з піском процеси

руйнування І виносу зруй-

нованої

породи

відбува-

ються одночасно. На рис.

7.26 показані контури ка-

налів,

утворених через на-

садку діаметром 4,5 мм за

15, ЗО і 60 хвилин в цемен-

тному камені з о

МПа

при тиску в каналі

5...17

МПа. Концентрація

піску у воді

була

= 40

кг/м . Так, якщо глибина

-йо= 4,5 мм; Д Р= 2,8 МПа;

Ост=

20МПа; каналу за 15 хвилин його

- йо=

4,5мм;

Д Р=2,8МПа;

Ост=40МПа

утворення

була

рівною 98

мм

І поверхня фільтрації

складала 54 см , то за 30 хвилин вони зросли в 2 і 4 рази, а за 60 хвилин

2 і 7,5 разів.

Поверхня

фільтрації каналу, що створюється гідропіскоструминною

перфорацією,

в кілька десятків разів перевищує поверхню каналу,

який

утворюється при

вибуху

кумулятивного заряду.

Рис. 7.26.

Осьові

перерізи

каналів,

ис

. 7.27.

Схема

витікання

струме-

ню

вироблені

за

15,31)

та 60 хви- ня

канал,

що

створюється

лнн

пдропіскострумишшм

гідроігіскоструминним

методом

штучному

камені

на

«-їіік«-—і-.-

глибинному

стенді

(1750 м)

ерфорації

На

рис. 7.27 відображено площинний переріз симетричного струме-

ня,

що витікає з насадки з діаметром йо і з початковою швидкістю І/о в

утворюваний канал. За Г.НАбрамовичем на початковій дільниці

стру-

252 —- — -

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

меня

довжиною , яка розміщена між початковим перерізом на зрізі

насадки

і перехідним перерізом, знаходиться ядро постійних швидко-

стей V = По, що постійно звужується і має форму конуса з основою,

рівною перерізу отвору насадки. З віддаленням від насадки зовнішня

границя

турбулентного струменя розширюється, а її маса зростає, так

як

в струмінь захоплюються частинки рідини з навколишнього середо-

вища.

Зона зміщення струменя і навколишнього середовища поступово

збільшується і на відстаніх й: /о повністю займає переріз струменя.

Внаслідок цього осьова швидкість Цх на основній дільниці

Іосн

зни-

жується від V = ІЗо до II = 0 в точці К на вибої каналу.

Поблизу

вибою починається поворот струменя, внаслідок чого

змінюється напрямок його. Швидкість зворотної

течії

зменшується при

виході

з каналу.

Для розрахунку розмірів каналу рекомендуються такі залежності:

Якщо

^ 20 й

(при роботі рідини) параметри невільного

турбу-

лентного затопленого струменя в тупику наближаються до параметрів

вільного затопленого струменя

4* = 1 +

{а

/й

)

.,*

к - •

де а =

~г-

- безрозмірний діаметр струменя;

йо

(7.20)

а =

ІЩ<Х

- коефіцієнт структури струменя, що характеризує

інтенсивність її розширення;

(0,22 < а < 0,44 - залежить від форми

вхідної

і вихідної частин

насадки).

Довжина початкової дільниці визначається виразом

Іо =

де 4,9 <щ

< 5,8 для циліндричних насадок з еліптичним і конічним

входом

і гострою вихідною кромкою.

Якщо

£п > 20 й

(при рідинно-піщаному струмені)

й * = VI + (2

аст

х/йо) + (2

аст

х/йо)

(7.21)

Тут

аст

- коефіцієнт структури суміші рідини з піском

ст

= 0,12 + 2,8

•

10~

ехр

10~

(7.22)

де Де - число Рейнольдса для струменя перед н асадкою;

Сп - концентрація піску в рідині, кг/м .

црц

у рд, /

За

даними Е.Б.Соловкіна додаток піску в рідину при Сп = 42 кг/м

зменшує коефіцієнт структури потоку приблизно на 0,07. Так, при

внутрішньому діаметрі насадки гід реперфоратора 0,05 м і витраті

рідини

З...9л/с

т = 0Д4...0,19,якщо Сп = 0 і а

ст

0,07...0,12,якщо

Сп= 42 кг/м

Довжину початкової дільниці можна виразити і такою залежністю

Іо = (0,2/а

т)<Іо .

(7.23)

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

Якщо

діаметр

каналу

Вп < 20 йо, то

зміну діаметра струменя

не-

обхідно

розраховувати по криволінійній залежності як функцію не лише

відстані

від

насадки,

але й

гідродинамічних умов витікання (Ке)

насад-

ки

ступеня стиснення струменя

Вп*.

врахуванням цього А.Е.Кулієв отримав такі вирази:

11 [(!(* *)]

(7.24)

де

д:

й* - 1,1 ехр [(!(**

-х*

)]

0,213-

0,00267йп*\

Вп^Пп/йо

(7.25)

Тугі'-

кінематична в'язкість рідини,

см /с.

Розширення

невільного струменя значно залежить

від

його стиснен-

ня

і зі

зменшенням діаметра каналу відбувається

ще

активніше.

На

кінцевому етапі розвитку каналу гідропіскоструминної перфорації

(за

даними

багатьох

дослідників)

Вп = 10 йо.

Процес

утворення каналу гідропіскоструминним методом перфо-

рації

значній мірі залежить

від

зміни швидкості струменя

віддаленням його

від

початкового перерізу.

Осьову швидкість струменя

при

виході

насадки визначають вира-

зом

(7.26)

де

АР-

перепад тиску

на

насадці;

р,

коефіцієнт витрати

при

витіканні водопіщаної суміші дорівнює

0,89;

рс

густина водопіщаної суміші.

За

А.Е.Кулієвим

при

розповсюдженні

тупику невільного затопле-

ного струменя середня швидкість змінюється

за

виразом (7.26).

Швидкість

струменя

січенні

можна визначити

із

співвідношення

исерл/их

0,425

сопзі

Відносна осьова швидкість струменя відповідно дорівнює

= (р ,

і/

+(а

Розрахунок швидкості невільного струменя показує, що

зі

зменшен-

ням

діаметра каналу зниження швидкості струменя відбувається більш

інтенсивно.

Так, при

5 <Вп < 20

швидкість струменя

каналі дорівнює

а§о

більшою

від

швидкості вільного струменя

до

того моменту, поки

не

стане меншим

Оп (й < Вп* ) . Це,

можливо, відбувається

внаслідок утворення навколо струменя зосереджених вихорів великого

напруження.

Як

тільки

діаметр

невільного струменя наближається

до

діаметра каналу,

то її

середня швидкість стає меншою

від

швидкості

Н4

______________

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

вільного струменя

потім зменшується

до

іісер

— 0,01 «о вже при

<х* < 60.

Зниження

швидкості відбувається

тим

швидше, чим менший

Вп*

Для того,

щоб

оцінити можливості утворення каналу струменями

рідини

без

піску, можна скористатися дослідженнями зміни

ди-

намічного тиску по осі струменя

залежності від віддалення руйнуючого

вибою

від

насадки.

Відомо, що динамічний тиск

по осі

струменя рідини

межах

почат-

кової ділянки

(Іо )

можна визначити такою залежністю:

Ро

=риі

(1 -

де

р -

густина рідини,

/З

- кут

повороту струменя при

ударі

об

вибій каналу.

Якщо/Ї

= 120° , то

згідно

Р.К.Козодоєм

•у

Ро

= 1,5ри

(7.27)

(7.28)

Динамічний

тиск по

осі

вільного струменя

віддаленням

від

насадки

визначається

формулою

Рх

Ро<р

(7.29)

Так

як

<р

< 1, то

динамічний тиск

віддаленням

від

насадки

зни-

жується інтенсивніше, ніж відбуваєтес;; зменшення швидкості по осі, що

визначається

формулою (7,29).

Таким

чином, геометричні

( йп , /о , х , сі , а , а

щ , то ) І

енерге-

тичні

( ио , и

, Ро , Рх )

параметри вільного

невільного струменів

використовуються

для

пояснення фізичної картини

аналітичного опи-

су процесу утворення каналу.

При

гідропіскоструминній перфорації свердловин число Рейнольдса

Не

2320,

тому

струмінь рідини

піском

турбулентним. Середовище,

яке

витікає струмінь

із

насадки,

однакове

середовищем струменя.

Такий

струмінь

затопленим,

В той же

час струмені води

газі або

газу

у воді

незатопленими.

Розвивається

канал поступовим поглибленням

розширенням тупи-

ка,

який

попадає струмінь, тобто струмінь

є не

вільним,

обмеженим

стінками

каналу. В

міру

розширення каналу вплив стінок на зміну швид-

кості знижується.

За

даними А.Е.Кулієва, якщо

діаметр

каналу більший

від діаметра насадки

в 20 або

більше разів,

то

параметри затопленого

струменя

каналі наближаються

до

параметрів затопленого вільного

струменя,

який

рухається

необмеженому просторі.

Струмінь,

який

діє на

гірські породи, може працювати

відкритих

закритих

умовах.

Відкриті умови спостерігаються при

відсутності

мета-

левої перепони між насадкою

взірцем, що руйнуюється. В промислових

умовах

вони утворюються

свердловині

необсаженим стовбуром

або

обладнаної фільтром,

також

при

виробленні каналу незаякореним

апаратом

свердловині

зацементованою обсадною колоною.

255

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

Закриті

умови виникають тоді, коли струмінь І зворотний потік

рідини з каналу витікають через отвір в перепоні, створений струменем.

Закриті

умови можуть виникати при гідропіскоструминній перфорації

свердловині, обсаженій зацементованою колоною при заякореному

апараті.

При

нерухомій насадці в металевій перепонці виробляється оваль-

ний

отвір розміром біля 3...4 мм.

Глибина каналу,

який

виробляється при гідропіскоструминній пер-

форації, зменшується із збільшенням тиску середовища

Ркр£ер.

в перфо-

раційному каналі вдвоє. Є також критичний тиск середовища,

збільшення якого не приводить до зміни характеристики струменя.

Загальноприйнятими є такі характеристики умов роботи струменя:

рсер

Рстр

рсер

Рстр

(незатоплений струмінь) (затоплений струмінь)

(вільний струмінь)

Ьотв

~~* »->»

(відкриті умови)

2МПа

(невільний струмінь)

5отв

^ 30 5/г

(закриті умови)

Рсер

> 2 МПа

(тиск

більший від критичного)

гсер

(тиск

менший від

критичного)

Тут

$отв

- площа отвору, що виробляється струменем в обсадній колоні;

5п - площа отвору каналу, що виробляється струменем в породі;

5о - площа перерізу насадки.

На

рис. 7,28 показані результати дослідів за виробкою каналів у

відкритих і закритих умовах для порід з різною міцністю. Збільшення

міцності породи на стиск від 20 до 100 МПа приводить до зменшення

глибини каналу в 2 рази. Залежність між енергетичними параметрами

струменя на початку руйнування породи і її міцністю на стиск має такий

вигляд:

Рхкр

кост,

(7.30)

де Ркр - критичне значення динамічного тиску на вісь струменя в

точці контакту з породою, при якому починається руйнування;

- коефіцієнт,

який

залежить від властивостей породи, струменя, а

також тиску середовища, і

який

характеризує відносний опір породи

руйнуванню.

Величинак залежить від наявності абразивного матеріалу в струмені.

Так,

звідси за А.К.Козодоєм при руйнуванні взірців струменями води

= 1,8; струменями необважненого глинистого розчину к = 0,42; а

глинистого розчину з баритом к = 0,07. Це означає, що руйнування

породи необважненим глинистим розчином відбувається при ди-

256

РОЗДІЛ 7,

Освоєння

свердловин

намічних

тисках в сім разів менших, а обважненим розчином - в трид-

цять разів менших, ніж струменями води.

Рис.7.28.

Залежність

глибини

виробленого

каналу

від

міцності

зразків

на

одновісне

стиснення

1-згідно

АМ.Солдатова.

Відкриті

умови:

перфорація

цементного

каме-

ню при й

= 4,5 мм; АР = 20 МПа; с

= 50 кг/м

; Рс

= 2 МПа;

= 60хв;

2-теж;і=

20хв; 3 -

згідно

Ю.Д.Качмаром.

Закриті

умови:

перфорація

штучного

каменю

піщанику

при й

4,5мм;

АР = 20МПа;

Сп

= 50кг/м*; Рср = 2

ОМПа;

І = 20хв;

При гідропіскоструминній перфорації в якості абразивної добавки

використовується

кварце

ний пісок. Рекомендується застосовувати кон-

центрацію піску в

рідині

в межах

40...60

кг/м . Розмір зерен піску пови-

нен

бути

0,5-.2

мм. За кордоном ефективно використовуються такі аб-

разивні

матеріали

як стальні і чавунні опилки і дріб, концентрація яких

складає

10...40

кг/м

а розмір фракцій

0,3-1,2

мм.

Рекомендується час виробки каналу обмежити

15...20

хвилинами.

Якщо

потрібно

створити

канал з

більшою

поверхнею фільтрації, то час

виробки

варто

збільшити

до ЗО

хвилин.

табл.

7.26 показані

результати

розрахунку зміни глибини каналу в

залежності від

умов

роботи струменя для порід середньої міцності (тиск

середовища

більший

від

критичного).

Умови

розрахунку: йо= 4,5 мм, АР= ЗОМПа,^ =

0,89;и

= 214 м/с;

№=50

МПа. Експериментальні дані показали, що зі збільшенням гли-

бини

каналу

росте

його

діаметр.

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

Таблиця 7.26

Час,

хвилин

ЗО

100

Відкриті умови

#,мм

136

149

164

172

183

Закриті умови

#,мм

105

118

137

159

ЦІ залежності

для

відкритих

закритих умов мають такий вигляд:

Вп

= 11,5 + 0,26 /

(

йп

= -5,8 + 0,53

її,

де

- діаметр каналу

породі;

глибина каналу,

мм.

В табл.

7.27

вміщені дані досліджень виробки каналів методом

гідрошскострумевевої перфорації.

Таблиця 7.27

Матеріал

Ос

МПа

Рсер

МПа

мм

АР

МПа

Сп

кг/м

хв

мм

Закриті умови, тиск середовища більший від критичного

Цементний

камінь

Цементний

камінь

ПІСКОВИК

Пісковик

5,5

17,0

5,5

4,5

ЗО

114

153

192

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

Продовження

таблиці 7.27

Відкриті умови, тиск середовища більший від критичного

Цементний

камінь

Відкриті умови

Пісковик

4,5 28 35 15

ЗО

155

175

190

205

212

тиск середовища менший критичного

2,0

4,5 35 75 15

ЗО

293

370

392

400

Утворення щілинних виробок в продуктивних пластах

Механізм утворення щілинних виробок розкрито

дослідженнях

Н.ПЛесика,

ПДІ.Усачова, Ю.ОЛесляка

та

Л.М.Морморштейна.

При

утворенні щілин площа перерізу каналу значно більша,

ніж при

фіксованому отворі,

при

цьому здійснюється перехід

від

закритих

до

відкритих умов. Крім того, струмінь, постійно зміщуючись,

діє на все

нові

нові ділянки породи, що руйнується,

через певний інтервал

часу,

що

дорівнює періоду пересування насадок апарату

вихідне становище,

повторно

діє на ці ж

ділянки. Період переміщення насадок апарату

виз-

начається

конструкцією глибинного пристрою для створення щілин

або

швидкістю зміни тиску

на

гирлі, якщо

для

створення щілини викори-

стовується пружне подовження колони насосно-компресорних труб.

Промислові

дослідження підтвердили, що утворення щілини веде

до

того,

що їх

береги знаходяться

стані напружень розтягу,

а це в

свою

чергу

приводить

до

утворення системи малих тріщин, внаслідок чого

дебіт

свердловини зростає

до 2

разів.

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

Конструкції гідропіскоструминного апарату

Н.ПЛесиком доказано, що використання насадок з еліптичним,

конічним

або щілинним вхідним і циліндричним вихідними ділянками

істотно не впливає на руйнівну властивість струменя.

Розмір діаметра насадки впливає на витрату рідини

, =*^, (7.31)

тобто, двократне збільшення діаметра насадки викликає чотирикрат-

ний

ріст витрат рідини.

В даний час розроблені насадки з коноідальним входом і конусною

проточною частиною діаметром 3,0; 4,5; 6 мм на виході. '

ВНДІнафта розроблено гідропіскоструминний апарат, в якому на-

садки розміщені під кутом 90° до осі свердловини, зовнішній діаметр

якого підбирається так, щоби віддаль від торця насадки до обсадної

колони

складала

15...25

мм. Це забезпечує достатній захист корпусу від

руйнування його струменем, що витікає із утворюваного каналу. Руйну-

вання

обсадної колони відбувається приблизно за 60 с.

ГЛД.Савенков розробив конструкцію гідропіскоструминного апарату

спосіб перфорації шляхом створення похилих каналів з метою

збільшення охоплення перфорацією тонкошарих пластів.

Задача про приток рідини в свердловину з похилими каналами

вирішена ГД.Савенковим І В.С.Бойком для гранично анізотропного

пласта (вертикальна проникність дорівнює нулю). Виконані ними роз-

рахунки показали, що два похилих канали, які пересікають в тонкоша-

руватому пласті всі продуктивні пропластки, в яких відсутня зональна

неоднорідність, навіть без вертикального стовбура забезпечують 99%

продуктивності гідродинамічнодосконалої свердловини з двома похи-

лими каналами.

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

7.3. Виклик притоку при освоєнні нафтових! газових

свердловин

7.3.1. Визначення величини допустимої депресії на пласт

Виклик

притоку нафти або

газу

в свердловину можливий лише при

умові, колиі^іл > Рв +

Рдод,

цеРпл

- пластовий тискає - вибійний тиск;

Рдод

- додатковий тиск, що необхідний для подолання опорів, я^кі

зустрічаються рідиною або газом при

русі

до вибою свердловини. Ці

опори

створюються як природніми причинами, так і штучними, які

виникають в процесі буріння (забруднення привибійної

зони).

Якщо в свердловині знаходиться стовбур рідини з густиною і висо-

тою Я, то приведена вище нерівність може

бути

записаною в такому

вигляді:

Рпл > Н р і +

Рдод

, •

(7.32)

Пластовий тиск - параметр, який залишається без змін в процесі

освоєння

свердловини. А це значить, що для задоволення нерівності

можуть

бути

зміненими Н, р,

Рдод.

Допустима величина депресії на пласт при виклику притоку виби-

рається з врахуванням таких умов:

- міцності цементної оболонки в кільцевому просторі;

- міцності обсадної колони;

- стійкості колектора;

- попередження змикання тріщин (для тріщинних колекторів).

Допустима депресія на пласт, виходячи з умов збереження міцності

цементної оболонки, визначається за формулою

Д Р < Рпл - {Рпл ' - а к ) , (7.33)

де Рпл - тиск в продуктивному пласті, МПа;

Рпл ' - тиск в водоносному горизонті або ВНК, МПа;

Н - висота якісної цементної оболонки між водоносним горизонтом

або ВИК і найближчим перфораційним каналом, м;

а - допустимий градієнт тиску на цементну оболонку за обсадною

колоною,

МПа/м (рекомендується не більше 2,5 МПа).

Перепад тиску на експлуатаційну колону регламентується значен-

ням

зминаючих тисків і закладається проектом на спорудження сверд-

ловини,

практично перевіряється за даними про конструкцію експлуа-

таційної колони.

Величина допустимої депресії,, виходячи з умов стійкості при-

вибІйної зони пласта, забезпечується при виконанні такого

співвідношення: >

261