Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ОСВОЕНИЕ ПЛАСТОВ, ВХОДЯЩИХ В ЕДИНЫЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ОБЪЕКТ
В современных условиях вскрытие продуктивного пласта перфорацией и ввод скважины в эксплуатацию путем вызова притока жидкости и газа с точки зрения обеспечения равномерной выработки залежи— процесс несовершенный. Очевидно, что одновременное перфорирование всей толщины пласта и получение достаточно высоких дебитов чефти или газа не означают еще, что разрабатываются все пласты и прослои, объединенные в единый эксплуатационный объект.
Как показывает промысловая практика, к сожелению, около половины пластов и прослоев, имеющих худшие коллекторские свойства, или вовсе не принимают участия в работе скважины, или вырабатываются лишь частично. Такое положение наблюдается почти на всех месторождениях нефти и газа.
Одним из основных вопросов проектирования разработки многопластовых месторождений является обоснование выделения эксплуатационных объектов. Подчеркивается, что практика разработки одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения свидетельствует о том, что включение в один объект эксплуатации нескольких неоднородных пластов не позволяет вовлечь в разработку малопродуктивные пласты. Авторы приходят к выводу, что одним из способов выделения эксплуатационных объектов при разработке неоднородных многопластовых залежей может быть создание самостоятельных объектов эксплуатации на основе избирательного включения в них пластов с одинаковыми или близкими продуктивными характеристиками.
Было установлено, что на Арланском месторождении в результате совмещения в единый объект всех продуктивных пластов, характеризующихся различными коллекторскими свойствами и различными забойными давлениями, снижается отбор нефти из малопродуктивных про-пластков. Может произойти и полное прекращение притока.
На некоторых участках Новохазинской площади вследствие опере-
ающего продвижения закачиваемой воды по продуктивному пласту
произошло повышение пластового давления до 16,0 — 20,0 МПа (при
69
первоначальном пластовом давлении 14,0 МПа) . Так как обводненно продукции скважины из этого пласта была значительной, а пластоз давления высокие, приток нефти из пластов нижней пачки при <• местной перфорации был незначителен.
На месторождении Узень первоначально за I объект разработки г няли XIII и XIV горизонты, за II объект — XV — XVI горизонты.
XIII и XIV горизонты включали 23, а XV и XVI — 11 продуктивн пластов с различными коллекторскими свойствами. В связи с этим неф ные скважины быстро обводнялись закачиваемой водой, которая прор0 валась по узким интервалам (0,5 — 2м).
По данным глубинных исследований в скважинах, эксплуатируется 30 — 50 % толщины пластов.
Газоконденсатная залежь Оренбургского месторождения приурочена к карбонатному массиву артинско-среднекаменноугоЛьных отложении Высота залежи составляет 275 — 520 м. Коллекторы представлены чере дованием плотных, поровых, трещиновато-поровых, каверновых про пластков. Эффективная толщина составляет 40 % от вскрываемой про дуктивной толщины массива. По данным промысловых и геофизически< исследований, из всей вскрываемой скважинами эффективной толщины осваивается и работает лишь часть, относящаяся к нижним, наиболее проницаемым интервалам пласта
Приведенные примеры показывают, что в системе мероприятий по рациональной эксплуатации залежи и увеличению степени извлечения нефти и газа из недр правильное выделение эксплуатационного объекта имеет решающее значение и является основополагающим мероприятием во всей проблеме разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газо конденсатных месторождений.
Из многочисленных факторов технического, технологического ^ экономического характера, влияющих на выбор эксплуатационного объекта, на наш взгляд, основными критериальными показателями дол жны служить
полнота использования вскрытой толщины продуктивного пласта,
равномерная выработка пластов, входящих в единый эксплуатацион ный объект;
предупреждение преждевременного прорыва закачиваемой и пласто вой вод в процессе эксплуатации залежи.
Длв реализации указанных условий, разумеется, необходим сове[ шенно иной подход к освоению скважин как разведочных, так и добь вающих, что должно обеспечить объективную оценку добывных во^ можностей каждого продуктивного пласта и прослоя, объединенных в единый эксплуатационный объект. Для этого, естественно, традиционные способы вскрытия пласта перфорацией и вызов притока жидкости и газа из пласта непригодны.
Рекомендуется следующая последовательность работ по определен^ добывных возможностей каждого пласта, входящего в единый эксплу8 тационный объ'ект.
После вскрытия продуктивного объекта бурением и цементирован^
70
плуатационной колонны, на основании проведенных геофизических Э1< педований, изучения геолого-физических свойств пород-коллекторов, И мечают предполагаемый объект эксплуатации и одновременно уточ-Н ют число пластов и прослоев, изолированных непроницаемыми раз-Н пами соответствующей толщины. Разумеется, чем толще непроница-^мый раздел, тем надежнее он изолирует продуктивные пласты.
Совершенно очевидно, что непроницаемый раздел, имеющий неболь-
ю толщину, удовлетворительно выполняющий свое назначение в стати-еских условиях, когда залежь еще не введена в эксплуатацию, при пбсле-.уюидей разработке и резком изменении первоначальных соотношений пластовых давлений может быть нарушен.
Определив таким образом число пластов, представляющих интерес как объект для самостоятельной разработки, приступают к их освоению по системе снизу вверх. Таких пластов, намечаемых к объединению в единый эксплуатационный объект, может быть несколько, и задача состоит в том, чтобы раздельно осваивать каждый пласт и оценить его добывные возможности. Вскрытие пласта перфорацией проводят также поинтервально, сначала перфорируется самый нижний пласт и осваивается, а потом, после временной изоляции нижнего пласта, перфорируется следующий, вышележащий пласт. После освоения второго пласта последний вновь временно изолируется, затем вскрывается третий пласт перфорацией и т. д.
В такой последовательности опеределяют добывные возможности каждого пласта в отдельности. После освоения последнего верхнего пласта и изучения его гидродинамической характеристики все пласты обнажают и скважину вводят в эксплуатацию. Изучая характер работы скважины при различных режимах и имея данные исследования по каждому пласту в отдельности, нетрудно определить долю участия в работе скважины каждого пласта в отдельности. Полученные таким образом данные могут лечь в основу оценки возможности и целесообразности объединения неоднородных пластов в единый эксплуатационный объект
Естественно, освоение каждого пласта в отдельности с целью определения его добывных возможностей включает в себя проведение различных методов воздействия на призабойную зону пласта для очистки от коль-матирующих пласт веществ и комплекса гидродинамических исследований.
Необходимо осуществить следующий объем исследований: исследование методом установившихся отборов (не менее 3 — 4 режимов; с построением индикаторных диаграмм; исследования методом восстановления давления; потокометрия и термометрия; отбор и исследования глубинных проб нефти; замер пластового давления и температуры пласта. Аналогичные исследования проводят также при совместной эксплуа-аЧии всех пластов. Сопоставление полученных данных в одинаковых ус-виях даст возможность более надежно предсказать характер работы
71
каждого пласта в отдельности при включении его в единый объект экс плуатации. При этом необходимо учитывать горно-геологические условии залежи, физико-химическую характеристику насыщающих коллектор жидкости и газа В частности, выделение эксплуатационного объекта должно быть основано на следующем.
1 Должно быть известно положение водонефтяного, газонефтяного ц газоводяного контактов. При объединении продуктивных пластов, имею щих единую поверхность водонефтяного контакта, в один эксплуатацией ный объект следует учитывать физические свойства коллекторов Разли чие этих свойств коллекторов, слагающих отдельные пласты, может стать причиной проникновения закачиваемой воды по отдельным более проницаемым пластам, в то время как запасы нефти, заключенные в Менее проницаемых пластах, не будут вытесняться.
2 Выделение эксплуатационных объектов следует проводить в зави симости от особенностей литологического состава и физических свойств залежи.
3 Эксплуатационный объект должен включать в себя пласты, содер жащие нефти, близкие по качеству и физико-химическим свойствам
Объединение в один обьект пластов, содержащих нефти различной вязкости, может в значительной степени затруднить разработку
Необходимо стремиться к тому, чтобы в начальной стадии разработки расчленение продуктивной толщи на эксплуатационные объекты про водить более обоснованно и тщательно, избежав тем самым внесение су щественных изменений в период активной разработки.
Было показано, что песчаники водонефтяной зоны на Ромашкинском месторождении вырабатываются неудовлетворительно темпы ее в 1,5ра за ниже, нефтеотдача в 1,5—2 раза меньше, темпы обводнения в 4 — 5 раз выше, чем по песчаникам нефтяной зоны По мнению специалистов, причинами неудовлетворительной выработки водонефтяных зон явля ются совместная разработка пластов чисто нефтеносных и с подошвенной водой; особенности процесса заводнения в результате специфического геологического строения, приводящие к высоким перепадам давления между нефтяной и водоносной частями пласта; условия эксплуатации скважины, приводящие к конусообразованию и поступлению значитель ных объемов воды из водоносной части пласта Считается, что при сущест вующей системе разработки конечная нефтеотдача по водонефтяной зоне будет ниже проектной
Поинтервальная перфорация и освоение каждого пласта в отдельности, входящего в единый эксплуатационный объект, по системе снизу вверх требует выполнения некоторых специальных мероприятий
Во-первых, продуктивный пласт должен быть перекрыт колонной * надежно зацементирован. Должны быть приняты все меры к создан** плотного, непроницаемого цементного кольца за эксплуатационной к лонной в интервале продуктивной части пласта
Во-вторых, необходимо при перфорации принять меры к преДОтВР щению деформации цементного кольца за колонной. Одним из возмо ^ ных путей может явиться заполнение высокоустойчивой пеной ни* части колонны перед ее перфорацией.
72
3-третьих, в процессе вызова притока жидкости и газа из пласта до-
каемые депрессии на пласт должны иметь плавный характер и иметь большую величину. Для этого целесообразно процесс вызова притока цетать с одновременной очисткой призабойной зоны пласта.
В-четвертых, следует тщательно обосновать интервал и плотность ерф0рации. Анализ промысловой практики свидетельствует о шаблонов решении этого важного вопроса, в особенности в части плотности перфорации.
При наличии залежей с большим этажом нефтеносности или газоносности, имеющих коллекторы трещиноватого и трещиновато-кавернозного типа, например месторождения ЧИ АССР, Белоруссии, Вуктылское и Оренбургское газоконденсатные месторождения и другие, поинтерваль-ное освоение можно осуществить в низкопроницаемых зонах пласта, добиваясь таким образом выработки всей мощности пласта.
Совершенно очевидно, что предлагаемая схема поинтервапьного освоения каждого пласта, намечаемого к объединению в единый эксплуатационный объект, потребует затраты времени.
Несмотря на это, предлагаемая схема обладает большими преимуществами по сравнению с традиционными способами освоения. Основными из них являются;
необходимость определения добывных возможностей каждого пласта в отдельности и доли его участия в работе при эксплуатации всех пластов, входящих в эксплуатационный объект;
возможность более обоснованно выделять эксплуатационный объект, обеспечивающий равномерную выработку всех пластов;
сокращение объемов различных технических мероприятий в период активной разработки и эксплуатации залежи, направленных на устранение осложнений, вызванных освоением скважин ^традиционными способами;
увеличение производительности скважин, удлинение периода безводной добычи нефти, увеличение конечной нефтеотдачи и газоотдачи залежи.
Поинтервальное освоение продуктивных пластов и прослоев следует проводить во всех разведочных скважинах и на части эксплуатационных скважин.
аналогичное положение создалось и на газоконденсатных месторождениях, когда эксплуатация многопластовых залежей с упруго-водонапорным режимом единой сеткой скважин с вскрытием перфорацией всей пР°Дуктивной толщи приводит к неравномерной выработке отдельных "астов и в связи с этим к обводнению наиболее проницаемых из них.
°' в свою очередь, ведет к уменьшению газоотдачи.
Наиболее характерно в этом отношении Ленинградское газоконден-^ °е месторождение в Краснодарском крае, на котором основные Го сы газа и конденсата приурочены к коллекторам нижнемелового пр 30нта, где выделено четыре пачки песчано-алевритовых пластов с
«ицаемостью 0,49 - 1,17 мкм2 .
зИ1)е ализ фактических данных обводнения скважин и изучение геофи-
рате Ог° и кернового материала показали, что вода продвигается изби-
н° по наиболее проницаемым пачкам. Первоначально было отме-
73
чено интенсивное продвижение воды по второй пачке, которая проницаемость 1,17 мкм2. В этих условиях менее проницаемые пласты или не принимали никакого участия в работе, или же добывная
ность их бь!ла намного занижена по сравнению с той, с которой низко проницаемые пласты могли бы работать при условии раздельного их дре нирования. В процессе дальнейшего исследования установили наличие гидродинамической разобщенности пачек, что позволило принять каждую из пачек в качестве эксплуатационного объекта.
Для регулирования продвижения воды по пачкам и создания onepg. жающего обводнения нижележащих пачек на Ленинградском месторо*. дении была принята система перераспределения отбора газа из пачек при которой обеспечивается опережающая выработка нижних пачек. В новых добывающих скважинах преимущественно перфорировали нижние пачки. Для регулирования и контроля продвижения воды про бурили добывающие скважины на каждую пачку. Таким образом, осу. ществили комбинированную систему вскрытия эксплуатационных обт, ектов, при которой часть скважин (центральная часть) эксплуатирует совместно все объекты, другая — несколько объектов или каждый в отдельности (периферийные части) .
Обводнение пачек снизу вверх — благоприятное условие для регулирования продвижения пластовой воды и наиболее полной выработки залежи. Однако при этом необходимо, чтобы забой скважины посто янно был чистым, и, кроме того, следует знать добывные возможности каждой пачки до его приобщения к другим пачкам.
При комбинированной системе, когда часть перфорированного ин тервала занята водой, глинистым раствором и песчаной пробкой, не все пачки будут находиться в одинаковых условиях и часть из них не будет разрабатываться. Поэтому необходимо принимать все меры, чтобы сохранить забой скважины в чистом виде (погружение насосно-компрес-сорных труб до нижних перфорационных отверстий, подача на забой пенообразователя и т.д.) .
Предварительное знание добывных возможностей каждой пачки в отдельности до их приобщения, как уже отмечалось при рассмотрении опыта разработки нефтяных залежей, — важнейшее условие комбини рованной системы вскрытия продуктивных объектов, особенно когда они характеризуются различными физико-литологическими свойствами.
Значительное обводнение наблюдалось и на Сердюковском газокон денсатном месторождении. Промышленная газоносность его связана также с песчано-алевролитовыми коллекторами нижнего мела. В разре36 его выделяются три продуктивные пачки, которые различаются по плО' щади распространения коллекторов, степени расчлененности на отдеяь ные пласты и физико-литологическим свойствам. Наличие устойчивы непроницаемых разделов между пачками толщиной от 0,6 до 14,4 » позволяет считать их гидродинамически разобщенными в процессе Ра работки залежи. Было установлено, что контурные воды по пласт3 продуктивного горизонта продвигаются избирательно: почти во еС скважинах обводнялись коллекторы пачки II. Пласты самой ни>кн
74
горизонта пачки III начали обводняться гораздо позже. Такой ха-Вч,/тер обводнения мог привести к потерям значительного количества я Поэтому было решено вЪ всех вновь пробуренных скважинах вскры-f ть только пачку III с тем, чтобы залежь этой пачки имела опережаю-BV(O выработку газа по сравнению с пачкой II. В условиях гидродинами-ской разобщенности такая система вскрытия пластов перфорацией, ак это было установлено на опыте разработки Ленинградского газо-онденсатного месторождения, позволяет регулировать продвижение контурных вод. После осуществления этого мероприятия большинство кважин обводнялось по пластам пачки III или по пачкам II и III одновременно.
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
СУЩЕСТВУЮЩИЕ СПОСОБЫ ВЫЗОВА ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗА ИЗ ПЛАСТА
По данным промысловой практики известны случаи, когда в проце вызова притока жидкости и газа из пласта возникают осложнения, формация эксплуатационной колонны, прорыв подошвенной, верхне нижней вод и др. Эти осложнения происходят главным образом пот& что технология вызова притока не соответствует геолого-физичеа характеристике коллектора и условиям залегания высоконапорн водоносных горизонтов. Поэтому, прежде чем приступить к sasepi ющему этапу заканчивания скважины (вызову притока жидкости и га: необходимо знать вещественный состав пласта, степень его сцементи ванности, условия залегания верхней и нижней вод, характер проявле* подошвенной воды.
Если в результате некачественного вскрытия пласта бурением и nepi рацией значительно снижена естественная проницаемость коллектс то вряд ли можно при высоких депрессиях устранить отрицатель: последствия некачественного вскрытия. В таком случае можно т создать благоприятные условия для прорыва в продуктивную часть п та посторонних и подошвенных вод, разрушения призабойной зонь в лечшем случае для обеспечения притока жидкости и газа только наиболее проницаемых прослоев, т. е. с самого начала освоения скважи условия будут такими, что продуктивная часть пласта будет выр. тываться неравномерно. Именно в процессе освоения скважин во ствие несоблюдения некоторых обязательных условий возникают N гие осложнения, значительная часть которых выявляется во время эксплуатации.
Наиболее наглядно зависимость оптимального режима эксплуата скважин от способа вызова притока жидкости и газа из пласта мо> наблюдать в скважинах, которые имеют следующие особенности:
а) продуктивная часть пласта расположена в водонефтяной з залежи;
б) нефтяной и газовый пласты характеризуются наличием rasoi шапки и подошвенной напорной воды;
в) близко расположены высоконапорные верхние или нижние вс по отношению к продуктивному объекту;
г) коллектор нефтяного и газового пласта состоит из несцем^ рованных или слабосцементированных песков.
В таких условиях чрезвычайно важно обеспечить весьма плав1-снижение давления на забое скважины. Но это не единственное услов хотя и очень важное. Дело в том, что следует правильно оценить сост ние призабойной зоны пласта после его вскрытия и цементирова' эксплуатационной колонны. Если в процессе вскрытия в пласт пр° кает большое количество фильтрата промывочной жидкости, т. е. "ъ
76
повия для снижения проницаемости в результате набухания глин и ^б разования в призабойной зоне стойких эмульсий, то очень часто даже и плавном снижении давлении нельзя предотвратить возможные ослож-Происходит это по следующей причине. При нормальных услови-
когда призабойная зона пласта ничем не загрязнена, для притока 'дКОсти или газа из пласта достаточно соблюсти условие:
др = Рпл - Рзаб > 0, (11)
пе Др — минимальная депрессия, при которой начинается приток; рпл и
„г — соответственно пластовое и забойное давления, Рзаб
Однако в большинстве случаев при этом условии притока не проис-
ходит вследствие дополнительных сопротивлений, вызванных значительном снижением естественной проницаемости призабойной зоны пласта в результате проникновения в пласт фильтрата и твердой фазы бурового раствора. Чтобы преодолеть эти дополнительные сопротивления, необходимо в большей степени снижать забойное давление, и тогда условие притока выразится следующим равенством:
ДР + ДР! = рпл -Рзаб- <12>
где Д01 — депрессия, при которой должны быть преодолены дополнительные сопротивления притоку жидкости или газа из пласта.
Очень часто Apt бывает больше Др. В добывающих скважинах Др обычно известна, а Др1 неизвестна; в разведочных же обе величины неизвестны.
По этой причине в скважинах, особенно в разведочных, по существу, сталкиваемся с нерегулируемым процессом. При плавном снижении уровня нельзя иметь представление о депрессии, когда возможен приток из пласта. Так как минимальная депрессия Др + Др[ намного превышает До, то могут происходить внезапные и бурные проявления скважины, что очень часто наблюдается в промысловой практике. Такое явление вызывает серьезные осложнения (разрушение призабойной зоны при слабосцементированных коллекторах, прорыв верхних, нижних и подошвенных вод и т. д.) , так как депрессия при указанных условиях достигает критических значений, хотя уровень снижали плавно.
Значение Др1 зависит от пластового давления, физико-геологических
свойств коллектора и физико-химической характеристики насыщающих
его жидкостей, метода и продолжительности вскрытия пласта и качества
промывочной жидкости. При прочих равных условиях, чем быстрее
Удет вскрыт пласт, тем меньше будет дополнительная депрессия при
своении скважины, и наоборот, чем больше времени затрачивают на
СкРЬ1тие пласта, тем больше Др[ .
^сли пластовое давление высокое и во время вскрытия пласта нет етно! о поглощения, Apt имеет небольшое значение, если это давление Ь1сокое и происходит поглощение промывочной жидкости при зна-ельном объеме фильтрующейся воды, дополнительное сопротивление ^ет иметь большое значение, для преодоления которого во время °ения скважины потребуется соответственно большая дополнительная
77
депрессия Др1( чтобы получить приток нефти и газа из пласта. Иногда Др1 достигает столь большой величины, что для освоения скважины требуется довольно длительное время, а подчас вовсе не удается вызвать приток вследствие закупорки поровых каналов из-за проникновения 6 пласт большого количества фильтрата промывочной жидкости и глинисто, го раствора, в особенности при применении утяжеленных растворов
В процессе освоения новых добывающих скважин после достижения депрессии несколько меньшей, чем Др, дальнейшее снижение уровня следует проводить чрезвычайно медленно, осторожно и плавно. Лучще всего временно прекратить снижение уровня и установить наблюдение за его изменением. За это время незначительный приток нефти и газа из пласта частично может устранить дополнительные сопротивления в при-забойной зоне пласта, после чего может начаться фонтанирование скважины. Такой режим снижения уровня должен способствовать плавному притоку нефти и газа из пласта и нормальному режиму фонтанирования,
Дополнительные сопротивления в призабойной зоне пласта, создаваемые в результате проникновения фильтрата в пласт, частичной глинизации и загрязнении призабойной зоны, чрезвычайно затрудняют обеспечение нормального притока нефти и i аза из пласта к забоям скважин. При таких условиях часто бывает трудно добиваться плавного и постепенного притока из пласта, а внезапное и бурное проявление скважины >"• гарантирует отсутствие прорыва воды и обильного пробкообразован
Поэтому необходимо, чтобы приток нефти и газа происходил тол! при депрессии Др. Этого можно достигнуть исключением Др1, т. е. пр верительным снятием дополнительных сопротивлений, вызванных i никновением фильтрата и твердой фазы бурового раствора в плас процессе его вскрытия.
Предварительное воздействие на призабойную зону пласта позвог обеспечить приток жидкости или газа в более благоприятных услов& Этим самым предотвращается преждевременное разрушение призабой зоны, прорыв верхних, нижних и подошвенных вод. В таком сл\ можно более уверенно осуществить постепенный и плавный приток Hei и газа из пласта.
Для вызова притока жидкости и газа из пласта насосно-компрессор! трубы следует опускать до нижних перфорационных отверстий. Му4 нескольких труб (по длине, равной длине перфорированной ча колонны и несколько больше), спускаемых в конце колонны, след расточить в верхней части. Необходимость этого вызвана тем, что обы1 в фильтре находятся цементная корка и застрявшие пули (при пуле! перфорации), оказывающие препятствия во время подъемных onepai и приводящие иногда к обрыву труб. Трубы же с расточенными тол> в верхней части муфтами создают более благоприятные условия во вр? их подъема.
Обычно вызов притока из пласта осуществляется следующими с собами: заменой глинистого раствора водой или водным раствор ПАВ; заменой воды нефтью или газоконденсатом; вытеснением * кости сжатым воздухом, газом, азотом.
78
)6ОР МЕТОДА ВЫЗОВА ПРИТОКА ЖИДКОСТИ ^ ГАЗА ИЗ ПЛАСТА
.Наиболее приемлемым методом можно считать тот, который обеспе-чИВает постепенное снижение давления на забой и плавный приток из пласта. Особенно важно выполнить это условие, когда давление гидростатического столба жидкости в скважине становится равным пластовому.
При освоении скважин, пробуренных на пласты с подошвенной или близко расположенными к продуктивному объекту нижней и верхней напорными водами, а также с коллекторами, характеризующимися несцементированными породами, обязательно соблюдение условия плавного и постепенного снижения уровня, что, в свою очередь, обеспечивает плавный и равномерный приток жидкости и газа из пласта к забою скважины. При этом наиболее приемлемым способом освоения следует признать плавное снижение противодавления на забой путем постепенного уменьшения плотности жидкости.
Освоение таких скважин компрессорным способом нельзя проводить, так как при этом быстро снижается уровень жидкости в скважине, что вызывает резкую депрессию. Большая, неравномерная и с рывками депрессия, характерная для компрессорного способа освоения скважин, вызывает преждевременное появление в скважинах воды, разрушение призабойной зоны пласта, деформацию цементного кольца. То же самое можно наблюдать и при освоении скважин, расположенных близко от водонефтяного и газоводяного контактов. Резкие и большие депрессии, допускаемые во время освоения, и в этом случае приводят к преждевременному появлению воды и газа в скважине. По указанным причинам компрессорный способ не может быть рекомендован для освоения скважин с приведенной характеристикой.
Другое важное условие при выборе метода вызова притока заключается в предотвращении попадания в призабойную зону пласта жидкости из ствола скважины в процессе снижения забойного давления. Промысловая практика показывает, что технология известных мэтодов вызова притока не соответствуют этому условию, и поэтому до появления нефти или газа в пласт проникает определенное количество жидкости, особенно пРи высокой приемистости призабойной зоны и пластовом давлении, несколько меньшем гидростатического. Не удается избежать этого отрицательного явления даже при использовании метода плавного снижения забойного давления — замены глинистого раствора на воду, что видно из следующего примера.
Пример Глубина скважины (расположение нижних перфорационных отвер-^ии) равна 3005 м; диаметр эксплуатационной колонны составляет 168 мм; глуби-
погружения 62-мм насосно-компрессорных труб 3000 м. Параметры глинистого в Тв°Ра, заполняющего скважину плотность Ргл.р. = 1,2 г/см ; структурная 3|<остьт; = 20 мПа с; динамическое напряжение сдвига Г0 = 25,0 Па.
Максимальное давление на устье скважины будем иметь при замене глинистого Hg s°Pa водой, когда последняя во время обратной циркуляции достигает башмака
°сно-компрессорных труб. Расход жидкости при замене глинистого раствора о В°«У примем 6 л/с.
P4, (13)
79
где pj — nj/100 — давление, уравновешивающее разность плотностей глинистог раствора и воды; р^ =n2/100— потери давления при движении воды в кольцево, пространстве; р3 = /73/ЮО — потери давления при движении глинистого раствор по насосно-компрессорным трубам; Р4 — Л4/100 — потери давления в поверхнос, ном оборудовании Потери напора
hl =L (Ргл.р - Рв> = 600 (щ
Откуда PI = 6,0 МПа Потери напора
Ов -
где X — коэффициент гидравлических сопротивлений по длине; L — длина насос но-компрессорных труб, м; DB — внутренний диаметр эксплуатационной колон ны (0,15 м) ; dH — наружный диаметр насосно-компрессорных труб (0,073 м| VH — скорость нисходящего потока жидкости в кольцевом пространстве (0,45 м/с] Для определения коэффициента X при движении воды в кольцевом прострэн стве находим значение параметра Реинольдса
VH (D - dH)
Re = ---- . не
где VH — скорость нисходящего потока в кольцевом пространстве |45 см/с), D» сУн — соответственно внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружны* диаметр насосно-компрессорных труб, см; V — кинематическая вязкость воды -6 2
м;с Так как
Re = — ' = 34650,
0,01
°'3164 _ = 0,0232.
4/34650
Потери напора в кольцевом пространстве
3000 0,452
л, = 00232 ----------------------------- -------------------- =10,1 м.
2 0,15-0,073 2-9,81
Следовательно, PJ =0,101 МПа.
Потери напора h3 при движении глинистого раствора в насосно-компрессорнь!
трубах находим из выражения
„=х-±- *
2 д
где dB — внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (0,062 м) ; v& ~~ рость восходящего потока жидкости в насосно-компрессорных трубах (1,93 ] Для определения коэффициента гидравлического сопротивления X при ДЕ нии глинистого раствора в насосно-компрессорных трубах необходимо знать с щенныи критерий Реинольдса, который определяем по формуле
80
He ------------f~^----• (18)
1 + (----------------- )
e 77 v
vdB p ^ 1gs . 6>2 . ^8 iio4g
- 2506.2
6 • 0,2 • 198)
Так как Re* меньше 3000, то Хнаходим по формуле
.--"т- = ^ =0,0435.
Х- Re* 1473
Таким образом, потери напора составляют
3000 1 ,98^
ь = 1 1 • О 0435 - - - = 462 м, "3 '•' ' 0,062 2-9,81
рз
= 4,62 IV! Па.
Так как потери давления в поверхностном оборудовании обычно невелики, принимаем Р4 равным 0,2 МПа.
Максимальное давление на устье скважины при замене глинистого раствора плотностью р = 1 ,2 г/см водой на глубине 3000 м путем нагнетания ее в затрубное пространство составит
Ртах = 6,0 + 0,1 + 4,62 + 0,2 « 1 1 ,0 МПа.
Приведенный пример свидетельствует о том, что в процессе замены глинистого раствора водой в пласт может проникать значительное количество жидкости и твердой фазы. Затем в большинстве случаев приходится снижать забойное давление путем замены воды на углеводородные жидкости либо использовать сжатый газ (воздух, природный газ, азот) Для снижения уровня в скважине. Однако, если применять сжатый газ, также невозможно избежать попадания воды в пласт даже в случае уста-ювления пусковых муфт подлине насосно-компрессорных труб.
Несколько можно уменьшить количество проникающей в пласт воды
пУтем использования метода аэрации. По этому методу можно постепен-
н° увеличить депрессию до любого заданного значения. Сущность про-
веса аэрации состоит в постепенном снижении плотности жидкости в за-
РУбном пространстве и насосно-компрессорных трубах за счет ввода в
важину определенного количества сжатого воздуха, природного газа
Пи азота. Газ, проникая из затрубного пространства в подъемные трубы,
ижает плотность смеси. При этом депрессия плавно увеличивается,
в скважине в определенный момент может возникнуть приток нефти
за' Скорость нисходящего потока должна быть больше скорости
аз ЛЬ|вания пузырьков воздуха в жидкости. Это обстоятельство при
Qg Ции имеет существенное значение, так как в противном случае будут
Вл зовываться воздушные пробки в затрубном пространстве, что по-
ет За собой быстрое повышение давления на компрессоре.
81
По мере нагнетания аэрированной жидкости давление в затрубн0 пространстве будет повышаться, а на воздушной и нагнетательной линия возрастать вследствие все больше увеличивающейся разницы мещ плотностью жидкости, заполняющей подъемные трубы, и средней п^ ностью аэрированной жидкости в затрубном пространстве. Очеви, что максимальное давление будет получено при достижении аэрирован! столбом жидкости башмака подъемных труб. Следует добиваться п ного повышения давления, что будет характеризовать правильный ре> подачи жидкости и сжатого воздуха. Это достигается постепенным личением количества подаваемого сжатого воздуха и уменьшением ск ма нагнетаемой жидкости. После того как аэрированная жидкость по пит в подъемные трубы, давление в воздушной линии и на промывом агрегате начнет снижаться. Появление пузырьков воздуха на устье с жины указывает на начавшееся снижение плотности жидкости в под ных трубах. С этого момента обычно начинают постепенно увеличи подачу сжатого воздуха и уменьшать количество нагнетаемой жидко Когда столб жидкости окажется достаточно аэрированным, прекрац. нагнетать жидкость, в затрубное пространство поступает сжатый воз после чего продавливается весь столб жидкости.
В процессе аэрации не следует стремиться к быстрому продавливг жидкости. Необходимо продлить продолжительность аэрации и пла! продавливание, постоянно наблюдая при этом за малейшими признан притока нефти и газа из пласта.
Не обязательно продавливать жидкость во всех случаях, особен: глубоких скважинах и в скважинах, в которых имеется опасение рыва подошвенной воды, разрушения призабойной зоны пласта, а те других осложнений.
Известно, что путем постепенной аэрации жидкости в скважине мо получить водовоздушную смесь с плотностью до 0,3 — 0,4 г/см3 Т. снижение давления на забое скважины в подавляющем больший случаев вполне достаточно для суждения о возможности получения тока из пласта Если при таких огромных депрессиях не удается полу приток, то вряд ли с дальнейшим снижением давления будет пол положительный результат. В таких случаях для получения притока i сообразно осуществить другие меры с целью очистки призабойной з пласта.
Существенный недостаток метода аэрации с целью снижения за ного давления — пульсация давления. Исследования на стендовой } новке показали, что при циркуляции водовоздушной смеси в сква» наблюдается пульсация давления. При расходе жидкости 3 л/с сте! аэрации 10 и на глубине 1500 м давление изменяется от 11,8 до 15,1 IV амплитуда пульсации давления составляет 3,3 МПа (циркуляция ос ная) . При больших степенях аэрации эта амплитуда намного мен что, в свою очередь, способствует проникновению в пласт жид*0 Кроме того, пульсирующий поток может вызвать прорыв воды.
Из существующих способов вызова притока жидкости и газа из г"1 наиболее эффективный метод применения пенных систем, вызов
82
«а с использованием двухфазной пены и вызов притока с одновремен-й очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен. Способ вызова притока жидкости и газа из пласта с применением иных систем по сравнению с компрессорным имеет следующие преимущества
предотвращает попадание жидкости в призабоиную зону пласта в р0цессе работ по вызову притока; осуществляет очистку призабойной зоны от кольматирующих пласт
веществ;
повышает производительность скважин вследствие улучшения фильтрационных свойств призабойной зоны;
обеспечивает выработку низкопроницаемых пластов и прослоев;
повышает кпд установки вследствие отсутствия потерь на относительное движение;
обеспечивает плавное снижение забойного давления (отсутствует пульсация в процессе циркуляции пены в скважине) ;
обеспечивает взрывобезопасность процесса.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫЗОВА ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗА ИЗ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕННЫХ СИСТЕМ
ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ, СВЯЗАННЫЕ СО СВОЙСТВАМИ ПЛЕНОК ПАВ, НАНОСИМЫХ НА ПОВЕРХНОСТЬ ЖИДКОСТИ
Работами ряда авторов было установлено, что пленки ПАВ, наносимые на поверхность жидкости, характеризуют своеобразное двухмерное состояние вещества. Эти пленки образуются на поверхности воды с помощью органических веществ, состоящих из молекул с длинной углеводородной цепью и обладающих активными группами (полярными группами СООН у кислот и ОН у спиртов).
Благодаря действию сил притяжения между водой и полярными группами ПАВ последние погружаются в воду. Напротив, соединенные с полярными группами углеводородные цепи не растворяются и располагаются над поверхностью слоя. Таким образом, молекулы поверхностно-активного вещества образуют на поверхности воды мономолеку-ляРНую пленку, в которой все молекулы определенным образом ориен-™Рованы, представляя как бы частокол длинных молекул, погруженных в°ду одним концом. В результате содержания в жидкости поверх-остно-активных веществ, образующих мономолекулярные пленки, Щественным образом изменяются граничные условия на поверхности Дела жидкость — газ, вследствие чего изменяется характер движения. личие поверхностно-активных веществ в жидкости должно поэтому зываться на движении в ней газовых пузырьков. Газовый пузырек, 8 'ЭЬ1тЬ1й пленкой поверхностно-активного вещества, будет двигаться г\. дкости как твердый шарик, для которого справедлива формула «о с плотностью, значительно меньшей плотности жидкости.
83
ВЛИЯНИЕ ПАВ НА ГИДРОДИНАМИКУ ГАЗОВОГО ПУЗЫРЬКА
Наличие ПАВ в жидкости (воде) :
резко снижает скорость всплывания пузырьков газа;
увеличивает прочность оболочек пузырьков;
способствует образованию более мелких пузырьков газа;
препятствует коалесценции — слиянию отдельных мелких пузырьков газа с образованием из них более крупных пузырьков.
Изучение закономерностей всплывания газовых пузырьков в жидкости имеет большое теоретическое и практическое значение и особенно для нефтегазопромысловой практики, так как применение пенных систем, способствующих совершенствованию многих технологических процессов нефтегазодобычи, связано с циркуляцией пены в скважине. Движение воздушных пузырьков разного размера в неподвижной воде изучалось экспериментально и теоретически многими исследователями.
Механизм действия ПАВ на скорость движения пузырьков, по А.Н. Фрумкину, сводится к следующему. Молекулы ПАВ, адсорбировав шиеся на поверхности пузырьков, при движении последних в жидкости сносятся течением к "кормовой" части пузырька. Вследствие накопления ПАВ на "корме" пузырька снижается поверхностное натяжение. Таким образом, натяжение в верхней части пузырька станет больше, чем в нижней. Вдоль пузырька начнут действовать силы, стремящиеся выравнять натяжение и предотвратить дальнейший снос молекул ПАВ в "кормовую" часть пузырька. Эти силы тормозят движение молекул ПАВ, в результате чего снижается подвижность поверхности пузырька. Это приводит к тому, что она по своим свойствам приближается к поверхности твердых ша риков. Если поверхность неполностью заполняется адсорбированным веществом, то торможение молекул растет пропорционально квадрату количества адсорбированного вещества. Торможение зависит также и от размера газовых пузырьков.
Как показали данные исследований ВНИИ, при диаметре пузырька 1,2 мм скорость его всплывания в дистиллированной воде составляет 30 см/с, а в 1 %-ном растворе ПАВ (сульфонол, ДС-РАС) снижается до 8 см/с, т. е. почти в 4 раза. С увеличением диаметра пузырька до 4 — 5 мм эффект снижения скорости всплывания несколько уменьшается. Однако и в этом случае скорость всплывания пузырька в растворе ПАВ намного меньше, чем в чистой воде.
Этими же исследованиями было установлено, что в области значении числа Рейнольдса 1 < Ре„ < 200 скорость всплывания пузырька газа в растворах ПАВ и стабилизаторов (КМЦ и ЭСЦ) прямо пропорциональна диаметру пузырька и обратно пропорциональна корню квадратно^' из вязкости раствора.
При рассмотрении характера группового поднятия пузырьков в скв жине на большие расстояния необходимо учитывать следующие моменть которые усложняют происходящие явления:
1) пузырьки по мере всплывания увеличиваются в объеме вследстр уменьшения гидростатического давления среды;
84
2) пузырьки всплывают в "стесненных" условиях группами, замед-ляя свое движение;
3) всплывание пузырьков происходит не в спокойной жидкости, а в движущихся в разных направлениях потоках.
Таким образом, поверхностно-активное вещество в объеме аэрирован-Н0й воды в стволе скважины действует двояко:
1) снижает скорость подъема воздушных пузырьков благодаря тормо-зящему действию на разделе жидкость — воздух вследствие адсорбции рдВ на поверхности пузырька;
2) предохраняет пузырьки от коалесценции.
В результате пузырьки воздуха более равномерно распределяются в стволе скважины, увеличивается полезная работа, выполняемая каждым пузырьком, и уменьшаются потери на относительное движение.
ПЛОТНОСТЬ ПЕНЫ
Плотность пены рп — одна из важнейших физических характеристик пенной системы, определяющей, в частности, статическое давление столба пены в скважине. Она зависит от плотности пенообразующего раствора рж и воздуха рг и истинного газосодержания Рп = Рж (1 - V) + Рг »/>• (19)
В силу сжимаемости газовой фазы рп зависит от давления. Если принять, что для газа справедлив закон Бойля — Мариотта, т. е.
Рг = Рг —---------?- , (20)
Ро Т
где РГ — плотность газа при нормальных давлении р0 и температуре 7"о,то
Рп = Рж (1-V) + ^Pr -^ —~ • (2П
Ро т
При отсутствии относительного движения фаз истинное газосодержа-чие - (22)
Де а — степень аэрации (отношение расхода газа при нормальных давле-
Ии и температуре Qr к расходу жидкости Ож).
Известно, что во время движения газожидкостной смеси по верти-льной трубе (в скважине) происходит проскальзывание газа относи-Льно жидкости, вследствие чего в восходящем потоке фактическая Отность смеси превышает рассчитанную без учета проскальзывания — • Формулу (22); в нисходящем потоке имеем обратное соотношение.
85
На стендовой установке НГДУ "Абиннефть" объединс ^ "Краснодарнефтегаз" проводили эксперименты по изучению плотности пены. Для этого использовали стальную трубу диаметром 90,8 мм и длиной 18,8 м, установленную вертикально. Пена из аэратора по пр0. мывочному шлангу высокого давления подавалась к нижнему концу рабочей трубы. На выкидном трубопроводе была смонтирована задвижка для регулирования давления в трубе. Подачу жидкости и воздуха осу. ществляли с помощью промывочных агрегатов "Азинмаш-32 М" и ком. прессоров УКП-80. Газожидкостная смесь образовалась в аэраторе типа "труба в трубе". Для изменения плотности газожидкостной смеси (пены) был применен радиоизотопный плотномер для жидкости типа ПЖР5 Принцип действия прибора основан на изменении интенсивности 7-излу. чения в зависимости от плотности среды или толщины просвечиваемого слеп вещества.
Максимальный диапазон изменения плотности прибором ПЖР-5 составляет 1 г/см3, погрешность изменения не более 0,015 г/см3.
Методика проведения опытов по изучению плотности пены в условиях восходящего потока в вертикальной трубе заключалась в следующем После контрольной проверки работы плотномера устанавливали требуемые по программе расходы жидкости и воздуха. Эксперимент начинали при минимальном давлении, создающемся в рабочей трубе, и полностью открытой регулирующей задвижке на выкидном трубопроводе. После стабилизации течения при данных расходах жидкости и воздуха фиксировали показания плотномера и давление в точке замера плотности, измеряемое образцовым манометром. Затем повышали давление в трубе и проводили аналогичные измерения.
Опыты проводили при температуре воздуха 22 — 25 °С и давлениях до 8,5 МПа. Расход жидкости составил 3 и 6 л/с, расход воздуха от 1,8 до 14,4 м3/мин, т. е. степень аэрации изменялась от 10 до 80. В качестве пенообразователя использовали сульфонол при концентрации 0,1 % л о активному веществу. Поверхностное натяжение раствора ПАВ на границе с воздухом составило около 30 мН/м.
Для сравнения, кроме двухфазной пены, использовали также водо-воздушную смесь. По данным измерений, свойства двухфазной пены и водовоздушной смеси различаются весьма существенно, что видно из рис. 2. Пунктирной линией показана расчетная зависимость плотности газожидкостной смеси от давления без учета проскальзывания воздуха. Как видно из рисунка, плотность водовоздушной смеси значительно превышает расчетную, особенно велика разница (до 60 — 80 %' при давлениях, меньших 2,5 МПа.
Для двухфазной пены за счет пленочного каркаса, имеющего опрв' деленную структурно-механическую прочность, скорость проскальзыва ния воздуха относительно жидкости незначительна и фактическая плот ность близка к расчетной. При давлениях до 5,0 МПа измеренная и Рас четная плотности имеют примерно одинаковое значение.
Результаты опытов на вертикальном стенде показали, что проскаяь зывание воздуха относительно жидкости в двухфазной пене, даже не
86
2, График зависимости плотности рисхфазной пены и водовоздушнои сме-'" от давления при фиксированных С" «оде жидкости (Ож = 3 л/с) и сте-р'ни аэрации (1 -10; 2 - 40; 3 - 80)
пена; // — водовоздушная смесь; ,/ - коивые, построенные по формуле
h
(22)
Рис 3. График изменения плотности ухфазной пены по глубине при прямой циркуляции пены в стендовой скважине.
Степень аэрации 7 - 10; 2 - 20; 3— 30; 4-40; 5-60; 6-80
Л
(7,5
(7,5 (7,4
(7,2
_*7
+_>•—
S S .
+ >' - +-2
• / + ^-^
V + ^"
/ ••* +
/ + X +,,--J
/ X .-^
/ + У +^^
' / -^ 1 ---- / • -> L • У Vv- F= J/ т
/Vx" ^ \П
i^ P — ^ 1 — ш
Z50
500
750
WOO
1Z50 Н.м
стабилизированной, невелико. Для двухфазной пены истинное газосо-Держание не более чем на 5 % меньше расходного (в восходящем потоке) Для водовоздушнои смеси эта разница составляет более 20 %.
Данные на вертикальном стенде (в условиях восходящего потока) сРавнивали с данными замеров плотности пенье при циркуляции ее в стендовой скважине НГДУ "Абиннефть" с использованием скважинного гамма-плотномера при глубине спуска 62-мм насосно-компрессорных тРУб, равной 1500 м. Циркуляция пены осуществлялась по схеме прямой пРомывки. При этом плотность пены в насосно-компрессорных трубах 3аМеояли в условиях нисходящего потока. Концентрация сульфонола 8 прообразующем растворе составляла 0,1 % по активному веществу. Плотность пены регистрировали во время подъема гамма-плотномера
глубины 1500 м через каждые 100 м. Интервал записи составлял 10 м.
период записи скорость подъема была минимальной (170 см/мин).
87
Сигнал от скважинного плотномера по кабелю КТБ-6 передавался Нд каротажную станцию АКС-56 с помощью регистратора ПАСК-9. Цирку. ляция пены осуществлялась при расходах жидкости 3 и 6 л/с и степенчх аэрации а =10 — 80.
Плотность пены на устье скважины при циркуляции составляла на входе - 0,2 - 0,48 г/см3, на выходе - 0,07 - 0,13 г/см3.
На рис. 3 показаны зависимости плотности р двухфазной пены от глубины Н для нисходящего потока в насосно-компрессорных трубах при Ож = 3 л/с и а = 10-80. Как видно из графика, плотность пены закономерно повышается от устья к забою.
Данные замера плотности пены на фиксированных глубинах сравнивали с расчетными по формуле, не учитывающей проскальзывание воз-духа. Данные о давлениях на соответствующих глубинах были получены параллельно с замером плотности с помощью глубинного геликсного манометра, соединенного с гамма-плотномером.
В табл. 15 приведены сравнительные результаты для случая циркуляции пены при Ож = 3 л/с и а = 40.
Как видно из этой таблицы, результаты аналогичны опытным данным, полученным на вертикальном стенде.
В тех случаях, когда давления небольшие (незначительная глубина), фактическая и расчетная плотности практически совпадают. Если давления большие, измеренная плотность меньше расчетной, как это и должно быть для нисходящего потока.
После сравнения истинного и расходного газосодержаний видим, чтр для двухфазной пены разница между (f и (3 не превышает 5 %. Таким образом, для восходящего и нисходящего течений двухфазной пены на основании проведенных экспериментов можно принять, что
= (1 ± /0 0,
(23)
где К — коэффициент проскальзывания, равный 0,05 Знак минус соот ветствует восходящему потоку, плюс — нисходящему.
В лабораторных условиях плотность пены можно определить по крат ности k (по высоте пены), которая характеризует вспениваемость пено
Таблица 15
Глубина, м Плотность пены, г/см
измеренная рассчитанная _ -----
200 0,27 0,26
400 0,32 0,31
600 0,36 0,37
800 0,41 0,43
1000 0,47 0,49
1200 0,52 0,55
1400 0,56 0,61
88
йрэзующего раствора. Ее определяют следующим образом. В цилиндр определенное количество пенообразующего раствора (обычно
100 см3 ' • затем через фильтр Шотта пропускают определенное количество аза (азота) . Газ, смешиваясь с пенообразующим раствором, образует ену определенной высоты, по которой и определяют ее плотность с
помощью формулы
Рп- кж Н,
(24)
где Рп и *°ж ~ соответственно плотность пены и пенообразующего раство-оа' Лр ~ высота пенообразующего раствора; Н„ — высота пены.
РЕОЛОГИЯ ДВУХФАЗНОЙ ПЕНЫ
Пена — неньютоновская система, и ее вязкостные характеристики зависят от скорости сдвига. К основным факторам, определяющим реологию пены, относятся газосодержание (3, рецептура пенообразующей жидкости, температура Т.
Относительно влияния газосодержания на эффективную вязкость пены (при постоянной скорости сдвига) следует заметить, что если $ менее 0,5 (в таком случае кратность пены меньше 2) , то система представляет собой низкоконцентрированную эмульсию газовых пузырьков в жидкости, причем пузырьки не взаимодействуют между собой и пена не проявляет своих специфических структурно-механических свойств. Поэтому зависимость вязкости пены цп от вязкости пенообразующей жидкости дж и газосодержания (3 описывается линейным уравнением Эйнштейна — Хатчека
Wn = дж (а, + а2 (3), (25)
иэ2 — константы.
При газосодержании, большем 0,5 —0,54, пузырьки начинают взаимодействовать между собой, а при Д = 0,74 (в монодисперсной пене) их оболочки деформируются, что вызывает значительный рост вязкости
лены.
Реологические характеристики двухфазных пен исследовали в зави-имости от скорости сдвига, рецептуры пенообразующей жидкости, тем-еРатуры |-|рИ этом кратность пены составляла k = 6 — 9, что соответ-ТвУет значениям газосодержания j3 = 0,83-0,89.
g е°логические характеристики определяли с помощью ротационного Козиметра типа Реотест-2, представляющего собой прибор с коакси-ыми измерительными цилиндрами.
До °ПЬ1тах использовали двухфазные пены, имеющие устойчивость, Н^Ю для проведения измерения. Их приготавливали по методике которая заключается в следующем. 100 см3 пенообразующего
89
раствора перемешивали в пропеллерной мешалке в течение 5 мин. Зате необходимый объем исследуемой пены заливали в измерительное ус. тройство вискозиметра, после чего измеряли напряжение сдвига при разных значениях скорости сдвига.
На рис. 4 показаны реологические кривые двухфазных пен (при 20 С], образованных из пенообразующего раствора при кс^нцентрацир-пенообразователя ДС-РАС, равной 1 %, и стабилизатора КМЦ, составлю ющей 0,5—2,5 % (без стабилизатора устойчивость двухфазной пены бьц недостаточна для проведения измерений).
По характеру кривых, приведенных на рис. 4, видно, что двухфазнь пены можно отнести к псевдопластичным жидкостям.
Эффективная вязкость двухфазной пены /хэ уменьшается с poctoi скорости сдвига du/dr. Зависимости т?э от du/dr для рассмотренных пе показаны на рис. 5. Как видим, при незначительных скоростях сдвиг (менее 50 1/с) вязкость двухфазной пены велика. С увеличением CKI рости сдвига вязкость уменьшается. При больших скоростях сдвш вязкость пены мало зависит от скорости сдвига, однако и в этом случ, она намного выше вязкости пенообразующей жидкости. Так, наприме для пены состава (1 % ДС-РАС + 1 % КМ Ц) вязкость пены при скорое! сдвига 1000 1/с составила около 50 мПа • с при вязкости пенообразующ го раствора около 5 мПа • с. Из рис. 5 также хорошо видно, что добавн стабилизатора существенно влияет на вязкость пены. Так, например, ее; при концентрации КМЦ 1 % вязкость составляла 49 мПа • с (при скорое! сдвига 729 1/с), то при концентрации КМЦ 2,5 % вязкость была равь 143 мПа • с. Повышение вязкости пены с ростом концентрации КМ, объясняется увеличением вязкости жидкости, находящейся в межпузыр ковых пленках.
С повышением температуры вязкость пены уменьшается, так ка снижаются вязкость жидкостных прослоев и структурно-механическс прочность адсорбционных слоев. По сравнению с вязкостью при 20 этот параметр уменьшается на 15-20 % при 40 °С и на 35-50 % пр 60° С для исследованных составов пен.
100,0 80,0 ЩО
Рис. 4. Реологические кривые двухфазных пен (1 % ДС-РАС, ZOO Г = 20°С).
Концентрация КМЦ (в %) : ? — 2,5; 2-2-3- 1,5; 4-1; 5-0,5
200
вао BOO woo
90
5. График зависимости эф- ? Активной вязкости двухфазной J'
мПйС
от скорости сдвига (1 %
5- см. рис. 4
600
ьоо
zoo
200 W 600 800 1000 1200 du/dr, 1/с
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ УПРУГИХ СВОЙСТВ 1ЕННЫХ СИСТЕМ НА СТЕНДОВОЙ СКВАЖИНЕ
Одно из технологически важных свойств пенной системы — упру-ость, реализующаяся в виде самоизлива пены из скважины после остановки насоса и компрессора при открытом устье. Изучение этого свой-чва необходимо для совершенствования технологических процессов нефтегазодобычи, связанных с циркуляцией пены в скважине.
В описываемых экспериментах изучали поведение пенной системы в скважине как в процессе циркуляции жидкости, так и после остановки насоса и компрессора во время самоизлива пены из скважины. Эксперименты проводили на стендовой установке НГДУ "Абиннефть" при глубине скважины, равной 1511 м (на забое установлен цементный мост), с 168-мм обсадной колонной (внутренний диаметр скважины 150 мм) . Для подачи жидкости и воздуха использовали промывочные агрегаты Азинмаш-32М и передвижные компрессоры УКП-80. Расход жидкости и воздуха измеряли диафрагменными расходомерами типа ДП-450 М. Давление на устье скважины (трубный и затрубный выкиды) определяли с помощью самопишущих манометров типа МСТМ. Для измерения Давлений в скважине использовали глубинные геликсные манометры T"ia МГГ, спускаемые на проволоке в насосно-компрессорные трубы.
Пенообразующие растворы приготовляли в металлических емкостях вместимостью 8 м3 или в бетонированном амбаре вместимостью 60 м3. °°здух и пенообразующий раствор смешивались в аэраторе типа труба 8тРубе, установленном горизонтально вблизи скважины.
Кроме указанных измерений, периодически контролировали параметры пенообразующих растворов, а также температуру потока пены На Устье скважины.
В рассматриваемых экспериментах использовали двухфазную пену,
Риготовляемую на основе пенообразующего водного раствора состава:
з'5 % ПАВ (сульфонол НП-3) + 0,3 % стабилизатора (КМЦ-600) . Изучали
висимость параметров самоизлива пены из скважины (снижение за-
Иного давления, объем выносимой жидкости) от разных факторов:
Q х°Аа жидкости, степени аэрации, глубины скважины. Расход жидкости
* был принят равным 3 и 6 л/с; степень аэрации а = 10, 20 и 40; глу-
9?
бина подвески 62-мм насосно-компрессорных труб 600, 900, 1200 „ 1500м.
Методика проведения эксперимента заключалась в следующем, g скважине восстанавливали прямую циркуляцию двухфазной пены, спус. кали к башмаку колонны насосно-компрессорных труб манометр, после выхода на устойчивый режим циркуляции фиксировали параметры пото-ка пены и останавливали насос и копрессор. Самоизлив пены из скважины осуществляли через затрубный выкид (диаметр 100 мм) в мерные ем. кости вместимостью 8 м3. Некоторые результаты рассматриваемых экспериментов приведены в табл. 16.
Графики динамики самоизлива пены из скважины при WHKT a = 1500 м, Ож = 6 л/с, а = 10,20 и 40 показаны на рис. 6. Как видим, наиболее интенсивен процесс самоизлива в течение одного часа после остановки насоса и компрессора, затем интенсивность процесса резко убывает, причем общая длительность процесса самоизлива составляет 6-8 ч.
На рис. 7 показан график зависимости снижения забойного давления вследствие самоизлива пены от глубины скважины или, что то же самое, от объема пенной системы при расходах жидкости 3 и 6 л/с и степени
Таблица 16
Глуби- Расход Степень Забойное Забойное Снижение Давление Объем
на Н, м жидкости аэрации давление давление забойно- на входе жидкости,
°ж, л/с а при цир- после го давле- рвх, МПа получен-
куляции оконча- ния Др3, ной после
рцз, МПа ния само- % самоиз-
излива лива Уж,
Роз. МПа м
20 8,78 6,58 25,1 1,17 5,77
3 40 6,06 4,46 26,4 1,60 6,70
1500
20 10,23 7,18 29,8 3,0 6,75
6 40 7,49 3,73 50,2 6,2 7,25
20 6,04 4,02 33,4 1,6 4,25
3
40 4,06 3,29 18,9 1,0 5,Ю
1200
* 20 7,91 4,82 39,0 2,75 5,55
6
40 6,19 3,76 39,2 3,9 7,00
20 3,99 2,16 45,8 1,0 2,85
3 40 2,95 1,41 52,2 1,45 2,50
900
20 5,25 2,18 58,4 2,5 4,05
6 40 4,18 1,34 67,9 3,6 3,80
20 2,21 0,92 58,3 1,21 1,53
3 40 1,89 0,48 74,6 1,25 1,50
600 6 20 40 3,23 2,88 1,03 0,46 68,1 84,0 2,0 3,05 1,75 2,35
92
МПа
Рис. 6. Графики динамики самоизли-ва двухфазной пены при <2Ж= 6 л/с: Забойное давление при степени аэрации'
1 - 10, 2-20: 3-40 Объем вынесенной жидкости при степени аэрации 4-40; 5-20; 6- 10
so
го
О ?00
300
1200
L,M
Рис. 7. График зависимости снижения забойного давления при само-изливе двухфазной пены от глубины скважины (степень аэрации а=20).Ож =6 л/с. 7-6; 2-3
400
L,M
W
го
JO
а
с- 8. График зависимости объема 'несенной жидкости при самоизливе "хфазной пены от глубины скважи-
'г.
см рис 7.
Рис. 9. График зависимости объема вынесенной жидкости при самоизливе двухфазной пены от степени аэрации:
1, 2 — см рис 7
аэрации а — 20. Как видим, с увеличением глубины скважины р3 умеж, ется от 53-66 % при Н = 600 м (VneHbi = ^,9 м3) до 24-29 % при -= 1500м (VneHbl= 24,75м3).
График зависимости объема жидкости, выносимой из скважи Уж от глубины (при а = 20) и степени аэрации (при Н = 1500 м) пока на рис. 8 и 9. Как видно из рис. 8, Уж возрастает примерно пропори нально увеличению глубины скважины. 1/ж возрастает также с рост степени аэрации (см. рис. 9), что объясняется значительным запас упругой энергии пенной системы при большой степени аэрации.
ТЕХНОЛОГИЯ ВЫЗОВА ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗА ИЗ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕННЫХ СИСТЕМ
Сущность вызова притока жидкости и газа из пласта состоит в зам имеющейся в стволе скважины жидкости, которая использовалась ц перфорации колонны, на двухфазную пену.
СТЕПЕНЬ АЭРАЦИИ И УЧЕТ УПРУГОСТИ ПЕНЫ
Степень аэрации - важнейший параметр, учитываемый при проек ровании режима технологии вызова притока жидкости и газа из пла( так как с ее помощью определяют среднюю плотность пены в скважк а следовательно, и забойное давление. Например, забойное давлени скважине на глубине 1500 м (диаметр эксплуатационной колонны 168 iv при прямой и обратной промывках и различных степенях аэрации из няется следующим образом (табл. 17).
Из приведенных даннных видно, что если расход жидкости сост ляет 3 л/с и работает один компрессор УПК-80, забойное давление ск жины на этой глубине уменьшается на 73 % при прямой промывке и 50 % при обратной промывке. Естественно, с уменьшением расхода ж кости и неизменной подаче компрессора давление на забое скважи может быть снижено еще больше.
При использовании пенных систем для вызова притока жидкости пласта всегда следует принимать во внимание энергию сжатых пузырьк и необходимость учета этого свойства пены в стволе скважины.
Процесс постепенного повышения степени аэрации, определяют снижение забойного давления, должен быть прекращен после достижен следующего равенства.
Р=Рл -Р2.
где р — допустимое забойное давление, ниже которого оно не долЖ быть по причине состояния эксплуатационной колонны, цементнс кольца, близости вод и др.; р\ — текущее забойное давление в проиес вызова притока из пласта с применением пены; р<± — забойное давлен! равное значению после остановки насоса и компрессора вследствие с3* излива пены при данной степени аэрации.
В указанном равенстве р2 приближенно можно определить по э периментальным данным. Рассмотрим примеры об особенностях У
94
Таблица 17
. — — — расход ти, л/с Давление на забое (в МПа) при степени аэрации
10 20 30 40 50 60 70 80
Циркуляция прямая
11,4 12,1
12,6 15,0
8,8 9,9
10,7 14,0
6,9 8,5
5,9 7,7
5,2
Циркуляция обратная
9,8 13,5
9,0 12,6
8,5
4,6
8,2
4,3
8,0
4,1
7,6
гости пенной системы. Например, в стендовую скважину на глубину 1500 м спускали НКТ диаметром 62 мм с установленными в них глубинными манометрами. После достижении стабильного режима циркуляции останавливали насос и компрессор и измеряли количество выделившейся из скважины жидкости во времени и давление на ее забое. Эксперименты по изучению упругих свойств двухфазной пены были проведены для расхода жидкости 3 л/с, степени аэрации а = 40 и концентрации сульфо-нола, равной 0,1 %.
После остановки циркуляции пены на дневную поверхность было поднято 3540 л жидкости за 6 ч, из них 50 % за первые 30 мин, а 75 % за первые 1 ч 30 мин. Давление снизилось на 3,48 МПа, или на 41 % за 6 ч; из них 75 % за первые 1 ч 30 мин.
Проводили также эксперимент по определению времени перелива жидкости из скважины и снижения забойного давления после остановки циркуляции пены, приготовленной из 0,1 %-ного раствора сульфонола при расходе жидкости 6 л/с и степени аэрации 40. Давление на забое при циркуляции составляло 7,21 МПа. После остановки насоса и компрессора перелив пены из затрубного пространства продолжался 12 ч. За это время из скважины было извлечено 6400 л жидкости, из них 65 % за 14 мин, еще 15 % за следующие 35 мин. Через 7 ч после остановки Циркуляции давление упало до 3,29 МПа, или на 56 % от давления циркуляции. За первые 20 мин оно снизилось на 26 %, а за 50 мин - на 36 %. Таким образом, снижение давления происходит в основном за первый Час Снижение давления в результате уменьшения столба жидкости составило 3,8 МПа. По сравнению с режимом циркуляции пены с расходом Жидкости 3 л/с при расходе жидкости 6 л/с и прочих равных условиях
(э
40, с = 0,1 %) количество поднятой жидкости увеличилось в 2 раза,
а следовательно, во столько же раз уменьшилось забойное давление
п°сле окончания процесса самоизлива. Происходит это потому, что во
Ремя циркуляции пены при расходе жидкости 6 л/с давление выше,
с°лютное количество воздуха больше и, следовательно, также больше
ся энергия расширения пузырьков сжатого воздуха, описанных экспериментах рассмотрен случай, когда после остановки
95
насоса и компрессора самоизлив происходил по затрубному ству. Если же самоизлив проводить по насосно-компрессорным (НКТ) при закрытой задвижке в затрубном пространстве, то давленц. р на забое снизится при прочих равных условиях на значение, равное 1/з на которое уменьшилось забойное при самоизливе пены по затрубному пространству. Разумеется, во время самоизлива по обоим выкидам (По затрубному пространству и НКТ) забойное давление после остановки насоса и компрессора снизится до максимального значения. Так, напрц, мер, в экспериментах, проведенных после остановки насоса и компрес'. сора, при глубине подвески 62-мм насосно-компрессорных труб 1450 м расходе жидкости Ож = 3 л/с, степени аэрации а = 30 (расход воздуха Qr = 5,4м3/мин) .циркуляцию осуществляли по схеме прямой промывки
Методика опытов заключалась в следующем. В скважине восстанав ливали циркуляцию пены, спускали к башмаку колонны насосно-ком прессорных труб манометр, после выхода на устойчивый режим цирку ляции фиксировали параметры потока пены (<2Ж, Qr, давление на забое Рз, на входе рвх и выходе рвых) и останавливали насос и компрессор После прекращения циркуляции различными способами снижали давле ние в скважине и наблюдали за динамикой самоизлива пены, фиксируя изменение давлений, интенсивность выноса пены и объем выносимой жидкости. Полученные результаты приведены в табл. 18.
Как видно из табл. 18, р3 (давление у башмака колонны насосно-ком прессорных труб) на данном режиме циркуляции (Ож = 3 л/с, а — 30) составляет около 7,05 МПа (изменение-2—3 %) , Давление на входе при циркуляции составляло 1,0 - 1,1 МПа, на выходе (внутренний диаметр •выкидных линий 100 мм) 0,23 - 0,28 МПа.
При самоизливе пены через трубный, затрубный или оба выкида одно временно давление на забое скважины снизилось соответственно на 10, 33 и 42 %. Длительность самоизлива во всех случаях составляет 5 - 6 ч, а объем выносимой жидкости — 1,3; 3,0 и 4,35 м3 .
Отмеченную зависимость параметров самоизлива пены можно объяснить различием в сопротивлении движению пены по насосно-компрес сорным трубам и по затрубному пространству и различием объемов пенной системы в насосно-компрессорных трубах и в затрубном пространстве. На основании данных выполненных экспериментов на стендовой установке ПО "Краснодарнефтегаз" и приведенных дополнительных примеров можно сделать следующие выводы.
Упругая энергия пенной системы, запасенная в процессе циркуляции ее в скважине, после прекращения циркуляции расходуется при открытом устье на самоизлив пены из скважины. Процесс самоизлива имеет наи большую интенсивность в течение 1 -2 ч после остановки насоса и компрессора, затем интенсивность процесса затухает
Характерные особенности этого процесса: значительная его длитель ность (несколько часов), существенное снижение забойного давлен^ и вынос большого количества жидкости в виде пены.
При указанных условиях эксперимента после остановки насоса компрессора в результате самоизлива забойное давление снижается Д
96
Таблица 18
>моизлив Давление МПа Снижение давления Объем
пены из (Важины на забое на забое на входе на выходе на зэоое жид кости
при цир после са РВХ Рвых ж ^
куляции моизлива МПа %
Р13 Раз
Через оба 704 4 1 1 1 02 294 42 435
выкида
Через за 705 47 1 1 028 235 33 3 0
трубный
выкид
Через 69 62 1 1 0224 070 10 1 3
трубный
выкид
45 % по сравнению с забойным давлением в процессе циркуляции пены в скважине Количество выносимой жидкости в виде пены составляет до 35 % от объема жидкой фазы пены во время циркуляции
Упругая энергия пенной системы находится в прямой зависимости от глубины скважины и степени аэрации Чем больше глубина скважины и больше расход жидкости, тем больше объем вынесенной жидкости при самоизливе двухфазной пены Так, при степени аэрации а = 20, расходе жидкости 3 л/с и глубине скважины 900 м объем вынесенной жидкости при самоизливе составил 2,85 м3, а при 6 л/с — 4,05 м3 В тех же условиях на глубине 1500 м объемы вынесенной жидкости составили 5,77 м3 (Зл/с) и 6,75 м3 (6 л/с) соответственно
Поскольку вызов притока из пласта осуществляется путем закачки пены в затрубное пространство, то после остановки насоса и компрес сора и закрытия затрубного пространства самоизлив пены будет проис ходить по насосно компрессорным трубам В этом случае, как показали экспериментальные работы на стендовой установке, снижение забойного Давления и объем выносимой жидкости будут наименьшими
ПОЛУЧЕНИЕ ПЕНЫ с высокой СТЕПЕНЬЮ ДИСПЕРСНОСТИ
Для получения мелкодисперсной пены в поверхностных условиях "Рименяется специальное устройство — аэратор, представляющий собой концентрически расположенные насосно компрессорные трубы диа 50 и 100 мм Пенообразующий раствор нагнетается в кольцевое пРостранство между трубами, воздух поступает в центральную трубу, определенное число отверстий (рис 10) отверстий

— количество воздуха, нагнетаемого в центральную трубу, м3/сут,
97
Рис 10. Схема аэратора
/ - муфта; 2 - корпус, 3 — водяная труба; 4 - ниппель; 5- муфта с заглушкой, в — центратор; 7 — муфта; 8 — воздушная труба; /7/ — П4 —патрубки
q — пропускная способность одного отверстия, мэ/сут (при диаметре отверстия 1,8 мм q = 0,122 мэ/сут); р - давление в нагнетательной линии компрессора, МПа
Критический расход воздуха, проходящего через мелкие отверстия находится из условия отсутствия слияния пузырьков Если пузырек удаляется из аэратора, всплывая в спокойной воде, максимально до пустимыи расход воздуха (в см3 /мин) через одно отверстие можно приближенно найти по следующей упрощенной формуле
где г — радиус отверстия, мм
Это выражение справедливо при г < 3 мм
Если вода в аэраторе движется и увеличивается скорость удалени пузырька от отверстия, то расход воздуха может быть больше, чем наи денный по формуле, приведенной выше.
Зависимость между размерами отверстий аэратора и пузырьков
n жг, ^
где Яп - радиус пузырька, см; К - коэффициент пропорционально^ (К = 6) ; г - радиус отверстия, см; ажг - поверхностное натяже
на границе жидкость — газ, мН/м.
Формулу можно использовать для /-< 0,2 см 3
Число отверстий при различных давлениях на компрессоре (пр^
водительность компрессора при этом принята равной 8 м /мин» ^
нимают равным при 1 МПа - 9600 отверстий, при 4 МПа - 24UU
8 МПа- 1200
98
Чтобы иметь возможность для различных давлении быстро подбирать ло отверстий, аэратор необходимо изготовить сборно разборным, центральную перфорированную трубу составлять из отдельных пат рубков
Исходя из условия г < 2 мм диаметр отверстия следует принять рав biM 1-8 мм, а расстояние между отверстиями / = 10 мм Отверстия рас П0лагают на трубе в шахматном порядке
После сборки перфорированных патр\,бков с помощью муфтовых соединений на конец последнего навинчивают муфту с заглушкой
Во избежание вибрации перфорированной трубы необходимо в двух трех местах на муфтовые соединения перфорированной трубы наварить три центратора диаметром на 1 мм меньше внутреннего диаметра на ружной трубы (см рис 10)
Для обеспечения надежной герметизации скважины при вынужденных остановках в процессе закачки пены и предотвращения попадания жид кости в компрессор на нагнетательных линиях цементировочного агре гата и компрессорных станций следует устанавливать обратные клапаны
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИИ ПО ВЫЗОВУ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ И ГАЗА ИЗ ПЛАСТА ДВУХФАЗНОЙ ПЕНОЙ
Перед проведением операций по вызову притока после окончания работ по перфорации в скважину спускают НКТ Убидившись в чистоте забоя, конец НКТ устанавливают у нижних перфорационных отверстий или в середине фильтра и оборудуют устье скважины
Если заведомо известно, что после замены в скважине бурового раствора, который был использован при перфорационных работах, на воду скважина будет фонтанировать, то воду следует закачивать в затруб ное пространство При этом буровой раствор будет удаляться из скважины через НКТ Если же установлено что после полной замены в скважине бурового раствора на воду нет признаков фонтанирования и для вызова притока из пласта требуется снижать уровень жидкости в скважине с Целью снижения забойного давления, то устье скважины оборудуют согласно схеме (рис 11) и приступают к выполнению работ по вызову "Ритока двухфазной пеной
Прежде всего буровой раствор в скважине заменяют на водный раст
°РПАВ Концентрацию ПАВ (ОП 10, сульфонол, ДС РАС и др ) при
имают в пределах 0,1—0,2 % (по активному веществу) Во избежание
к°нтакта больших объемов бурового раствора с вскрытой перфорацией
°лщиной продуктивного пласта замена бурового раствора на водный
раствор ПАВ осуществляется по схеме прямой промывки Водный раст
°Р ПАВ закачивают в НКТ, буровой раствор вытесняют через затрубное
остранство После этого приступают к замене водного раствора ПАВ
я^хфазную пену Как правило, такую замену проводят при обратной
Мывке, т е пена закачивается в затрубное пространство, водный е гтвор ПАВ вытесняется из скважины по НКТ Разумеется, вытесня
1И водный раствор ПАВ в дальнейшем используют для образования
99
S S
Рис. 11 Схема расположения наземного оборудования при освоении скважищ с применением двухфазной пены
/ — мерная емкость; 2 — насос; 3 — аэратор; 4 — компрессор; 5 — расходоме[ воздуха; 6 — манометры, 7 — обратные клапаны, 8 — нагнетательная линия, 9-НКТ, 10 — кольцевое пространство; 71 — линия выкида пены; 12 — накопительна? емкость для пенообразующей жидкости
Очень важен пусковой момент, т е. начало замены водного раствор^ ПАВ в скважине на двухфазную пену. Осуществляется это следующж образом
Из мерной емкости 1 (см рис. 11) кратковременно насосом 2 пс дают в аэратор 3 водный раствор ПАВ, который по линии 5 поступав в затрубное пространство, а вытесняемая из скважины жидкость п НКТ 9 поступает на дневную поверхность и направляется в емкость / или в другую емкость по линии 11 Расход жидкости при этом npiw мают 3 — 5 л/с После появления циркуляции во внутреннюю перфор* рованную трубу аэратора 3 подают компрессором 4 сжатый воздух, по линии 8 в затрубное пространство 10 уже поступает пена, котора начинает вытеснять из скважины жидкость
В аэратор сжатый воздух подают постепенно, плавно и малыми дозами Это необходимо для предотвращения образования в скважине воздушны пробок Наличие воздушных пробок резко повышает давление, что може вызвать большие осложнения вплоть до выхода из строя компрессор' При больших расходах воздуха в пусковой период возникает резка пульсация давления, хорошо фиксируемая манометрами 6 и расходе мером 5. Правильный режим подачи воздуха для образования пены аэраторе характеризуется плавным изменением давления на манометр6 которое вначале повышается за счет разницы плотностей жидкости, затем, по мере проникновения пены в НКТ, постепенно снижается после полной замены жидкости пеной при данной степени аэрации ст« новится постоянным.
Дальнейший режим снижения забойного давления с применени
100
яухфазной пены зависит от характеристики применяемого компрес-ора. Промысловая практика показывает, что использование компрес-Ора типа УКП-80 для образования пены позволяет в течение 7 — 8 ч низить забойное давление в скважине глубиной 5000—6000 м на gO—85 % от гидростатического. Поэтому нет смысла применять более .Ощные компрессоры для вызова притока жидкости и газа из пласта „вухфазной пеной. Напротив, можно использовать и менее мощные компрессоры. Правда, при этом продолжительность вызова притока будет несколько больше. Таким образом, зная характеристику компрессора и задаваясь предельным давлением нагнетания, можно проектировать режим снижения забойного давления с помощью двухфазной пены. Например, если применяют компрессор типа УКП-80, предельное давление нагнетания должно составить 6,0 — 7,0 МПа, т. е. при закачке пены в скважину путем постепенного снижения расхода жидкости и сохранения производительности компрессора на неизменном уровне, максимальное давление нагнетания не должно превышать 6,0 — 7,0 МПа. Нижний предел давления нагнетания устанавливают в процессе постепенного увеличения степени аэрации — уменьшения плотности пены в стволе скважины. Важно не допустить пульсацию давления, что обычно характеризует неравномерное уменьшение расхода жидкости при сохранении на неизменном уровне производительности компрессора.
Таким образом, во время замены в скважине жидкости на двухфазную пену, а затем пены с большой плотностью на меньшую плотность с целью постепенного снижения забойного давления необходимо прежде всего добиваться устранения какой-либо пульсации давления. Достигается это путем постепенного и плавного снижения расхода жидкости. Если необходимо, расход жидкости можно довести до 0,5 — 0,3 л/с при сохранении производительности компрессора на неизменном уровне. Таким путем можно добиться существенного снижения давления на забой скважины с соблюдением режима вызова притока жидкости и газа из пласта: плавность и отсутствие пульсации давления. А это очень важно, как уже отмечалось, для предотвращения преждевременного прорыва подошвенной воды, нижних и верхних вод, расположенных "ад кровлей и в подошве продуктивного пласта. Кроме того, плавный и постепенный режим снижения забойного давления предотвратит деформацию цементного кольца за эксплуатационной колонной в интервале продуктивного пласта, а также разрушение призабойной зоны при наличии слабосцементированных коллекторов.
После достижения заданного забойного давления с учетом энергии сжатых пузырьков останавливают насос и компрессор Дальнейшее сни-*ение забойного давления происходит за счет реализации упругой энер-Гии пенной системы, которая выражается, как уже отмечалось, в само-^зливе пены из скважины.
Следует отметить, что некоторые способы вызова притока с приме-
ением газожидкостных смесей неправомерно противопоставляются
п°собам с использованием пенных систем. Например, вызов притока
применением азота некоторыми промысловыми специалистами счи-
101
тается как особый способ. На самом же деле азот, как и воздух, npkp0 ный газ и другие газы, — газовая фаза пенной системы, и при его исполь зовании для образования пены получают хорошие результаты. НекоТо рые специалисты считают возможным после снижения забойного давлени путем постепенного снижения плотности пены в скважине оставшийся столб пены продавить (удалить из ствола скважины) воздухом. способ неприемлем, так как применение воздуха в момент, когда начаться приток нефти или газа, может вызвать серьезные осложнения С другой стороны, применение воздуха сведет на нет указанные пре. имущества пенной системы.
Если же сторонники такого технологического приема руководствуют-ся тем, что использование воздуха на конечном этапе вызова притока из пласта несколько ускорит процесс заканчивания скважин, то такое мнение ошибочно. Во-первых, время в этом случае может измеряться часами, не более. Во-вторых, задача состоит не в том, чтобы ускорить вызов притока на несколько часов или даже на одни сутки, а главным образом в том, чтобы обеспечить высокую продуктивность скважины за счет очистки призабойной зоны пласта и вовлечения в работу низкопроницаемых прослоев.
Анализ промысловой практики показывает, что применение пенных систем для вызова притока жидкости и газа из пласта — наиболее прогрессивный способ, отвечающий современным требованиям технологии освоения скважин как разведочных, так и эксплуатационных. Дальнейшее совершенствование этого способа должно идти по пути создания более компактных агрегатов для образования пены, создания условий для быстрого разрушения на поверхности поступающей из скважины пены с целью обеспечения непрерывной циркуляции и др.
Несмотря на то, что способ освоения с использованием двухфазной пены имеет явное преимущество по сравнению с применяемыми способами вызова притока, в известных условиях все же в призабойную зону может проникнуть некоторое количество жидкости.
В этой связи разработан новый способ освоения скважины с одновременной очисткой призабойной зоны, по которому полностью можно предотвратить попадание жидкости в пласт в процессе снижения забойного давления и вовлечь в эксплуатацию низкопроницаемые пласты и прослои.
ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ С ОДНОВРЕМЕННОЙ ОЧИСТКОЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА С ПОМОЩЬЮ ПЕННЫХ СИСТЕМ
Такая технология освоения скважины может быть осуществлена в двух направлениях: 1} в сочетании с вскрытием пласта перфоряии' ей; 2) после вскрытия пласта перфорацией.
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН В СОЧЕТАНИИ С ВСКРЫТИЕМ ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ
Такой способ освоения можно применять для следующих скваЯ* разведочных; эксплуатационных, вводимых из бурения; эксплуа™
102
^щихся скважин после производства в них ремонтно-изоляционных абот с последующей перфорацией; скважин, в которых проводят пер-. Орацию дополнительных интервалов.
Сущность способа состоит в том, что до перфорации эксплуатацион-уЮ колонну заполняют: нижнюю часть пенной системой, образованной И3 специального пенообразующего состава, остальную (до устья) — промывочной жидкостью с добавлением ПАВ. Пенная система, которая после окончания работ по перфорации должна быть продавлена в пласт, вь|полняет двоякую функцию: предотвращает попадание в пласт посторонней жидкости в процессе перфорационных работ; диспергирует коль-^зтирующие пласт глинистые и другие вещества, извлекающиеся из призабойной зоны в процессе снижения забойного давления. В ряде случаев вместо пены можно использовать пенообразующий раствор.
Пенообразующий раствор, закачиваемый в призабойную зону во вспененном или невспененном виде для очистки пласта от кольмати-рующих веществ в процессе освоения скважин, имеет следующий состав Массовая доля компонентов, % .
пенообразователь (сульфонол, ОП-10)..................... 4
едкий натр...................................... 4
гидрофобизатор !ГКЖ).............................. 2
метанол........................................20
вода пресная................................остальное
После растворения в воде указанных компонентов полученный раствор вспенивают.
В качестве пенообразователя используют коллоидные ПАВ: сульфонол, ОП-10. Концентрацию ПАВ принимают выше критической концентрации мицеллообразования (ККМ). Образование мицелл способствует коллоидному растворению (поглощению) некоторого количества диспергированных веществ, кольматирующих призабойную зону пласта. В результате улучшается очистка призабойной зоны.
Едкий натр в сочетании с ПАВ существенно усиливает диспергирование твердых частиц.
Гидрофобизатор (ГКЖ-11) обеспечивает гидрофобизацию поверхности диспергированных частиц, которые впоследствии легко прилипают к пузырькам пены и выносятся из призабойной зоны в скважину, а затем на дневную поверхность.
Метанол способствует дегидратации низкопроницаемых пластов и прослоев, что облегчает приток из них нефти и газа.
В связи с тем что в промысловых условиях не всегда удобно применять метанол, были проведены лабораторные исследования с целью определения возможности замены их на другие реагенты, которые могут быть эквивалентными (по функциональным признакам). За критерий 8заимозаменяемости были приняты устойчивость и кратность пены, °бусловливающие охват пласта по толщине и вынос диспергированных веществ из призабойной зоны в процессе снижения забойного давления. Результаты лабораторных исследований показали, что гидрофобизатор КЖ можно заменить обезвоженной нефтью, а метанол — хлористым Кальцием.
103
Массовая доля компонентов,%:
пенообразователь (сульфонол, ОП-10)..................... 2
едкий натр...................................... 4
гидрофобизатор (нефть)............................0,05
хлористый кальций................................. 5
вода пресная................................Остальное
Устойчивость этого состава превышает устойчивость пены, образованной из раствора упомянутого состава, более чем в 20 раз (24 и 0,7 с/см3) в том случае, если в качестве пенообразователя применяют сульфонол, ц в 2 раза (20 и 10,5 с/см3), если применяют ОП-10. Кратность пены соответственно выше в 1,2 раза (5,7 и 4,8) при использовании сульфонола и в 1,2 раза ниже (4,3 и 5,2) — при применении ОП-10.
Таким образом, лабораторными исследованиями установлено, что пенообразующий состав, содержащий ПАВ, едкий натр, нефть и хлористый кальций, полностью отвечает условиям эффективной очистки призабой-ной зоны от кольматирующих пласта веществ. Это обеспечивает восстановление естественной проницаемости коллектора и способствует притоку нефти и газа из низкопроницаемых пластов и прослоев, которые обычно не принимают участия в работе скважины. Лабораторными исследованиями также установлено, что при использовании сульфонола в качестве пенообразователя во втором составе пенообразующего раствора получают лучшие результаты по устойчивости и кратности пены, чем при ОП-10.
Приведенные данные свидетельствуют, что в случае применения пенообразующего раствора первого состава следует использовать пенообразователь ОП-10, а второго состава — сульфонол.
ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ПЕНО05РАЗУЮЩЕГО РАСТВОРА
Реагенты следует вводить в водный раствор ПАВ, из которого затем получают пену, в определенной последовательности. Нарушение технологии приготовления пенообразующего состава не позволит обеспечить однородность раствора, что существенно снизит устойчивость и кратность пены.
Приготовление пенообразующего раствора осуществляется в следующей последовательности.
Состав I. Предварительно в пресной воде растворяется пенообразователь (ОП-10), затем в водный его раствор добавляют ГКЖ-11 и смесь тщательно перемешивают. После этого в раствор добавляют едкий натр и вновь эту смесь тщательно перемешивают. Затем в раствор добавляют метанол.
Состав II. Предварительно в пресной воде растворяется пенообразователь (сульфонол). Затем в водный его раствор вводят нефть, тщательно его перемешивают и добавляют хлористый кальций и вновь тщательно перемешивают. После получения однородного состава добавляк>т едкий натр.
Следует учитывать, что концентрация ПАВ (сульфонола и ОП-Ю)
104
указанных составах принята из предположения, что товарный продукт „держит 100 % активного вещества. Если же его содержание в товарном р0дукте меньше, то необходимо внести соответствующие поправки.
То же относится к определению концентрации едкого натра и хлорис-того кальция. В лабораторных опытах был использован едкий натр марки -рр с содержанием массовой доли сухого едкого натра 98,5 % и кальцинированного хлористого кальция — 96 %.
В промысловых условиях применяют также водные растворы хлористого кальция: 40 %-ный плотностью 1396 кг/м3, 38 %-ный плотностью 1373 кг/м3, 36 %-ный плотностью 1350 кг/м3, 30 %-ный плотностью 1282 кг/м3.
Как правило, на промыслы поступает сульфонол с содержанием основного вещества, равным 45 %. Поэтому при образовании пенообра-зующих растворов согласно приведенным рецептурам необходимо учитывать соответствие товарного продукта принятым концентрациям этих компонентов в лабораторных условиях.
Для определения объема пенной системы с целью заполнения ею нижней части эксплуатационной колонны можно исходить из следующего.
Если пластовое давление рпл = 0,8 — 1,0 ргст, объем пенной системы следует принять в пределах 20 — 30% объема эксплуатационной колонны. При пластовом давлении, равном 0,3 — 0,8 гидростатического, объем пенной системы следует принять в пределах 30 — 60 % объема эксплуатационной колонны. Удельный вес промывочной жидкости, которой будет заполняться верхняя часть эксплуатационной колонны, определяется из величины пластового давления, т. е. сумма столбов промывочная жидкость + пенная система должна обеспечить давление на забое скважины, предусмотренное соответствующими нормами при вскрытии пласта перфорацией.
Степень аэрации с целью образования пены может колебаться в пределах 30 — 80 в нормальных условиях (на поверхности). При пластовом давлении 0,8 — 1,0 гидростатического степень аэрации можно принять равной 30 — 40, при пластовом же давлении 0,3 — 0,8 гидростатического степень аэрации можно принять в пределах 40 — 80.
Важно соблюсти одно необходимое условие: образованная из пено-образующего раствора специального состава пена должна быть доставлена на забой скважины в неизменном состоянии, т. е. в процессе ее подачи в НКТ и доведения до нужной глубины в нижней части эксплуатационной колонны пена не должна соприкасаться с посторонней жидкостью. С этой Целью скважину после цементирования эксплуатационной колонны про-мьтают водным раствором ПАВ (ОП-10, сульфонол) с концентрацией " 1 - 0,2 % (по активному веществу). Затем закачивают нижнюю буфер-нУю жидкость, поверх нее пену и верхнюю буферную жидкость. Таким °6разом, при движении в НКТ пена находится между двумя буферными ^иДкостями, в качестве которых принимают пенообразующий раствор СГ|ециального состава, из чего образуют пену. Вся система доводится до Ребуемой глубины путем подачи поверх верхней буферной жидкости а°ДНого раствора ПАВ (ОП-10, сульфонол) с концентрацией 0,1 - 0,2 %.
105
Объем буферной жидкости (нижней и верхней) следует принять из расчет 1/4 объема всего пенообразующего раствора, из которого должны пс лучить пену. Помимо сохранения неизменного состава системы, буферны жидкости, которые в колонне окажутся сверху пены, будут препятствс вать разделению ее фаз (разрушению пены) , так как выделяющиеся и пены пузырьки воздуха, встретив на своем пути слой буферной жидкости вновь образуют пену, и дальнейшее движение пузырьков прекратится По этой же причине поверх буферной жидкости в колонне оставляют еще столб водного раствора ПАВ высотой 100 — 200 м. Таким образов до вскрытия пласта перфорацией расположение в колонне различных промывочных систем будет выглядеть следующим образом (снизу вверх) : пенная система + буферная жидкость + водный раствор ПАВ + промывочная жидкость соответствующей плотности (например, меловой раствор) . Если пластовое давление позволяет, то можно ограничиться заполнением верхней части эксплуатационной колонны водным раствором ПАВ — поверх буферной жидкости, которая находится над пенной системой.
Рассмотрим пример подготовки скважины к перфорации. Исходные данные: глубина скважины 2000 м; пластовое давление равно гидростатическому (20 МПа) ; забойное давление столба жидкости в скважине при перфорации должно превышать пластовое на 5 — 10% (21 — 22 МПа).
До вскрытия пласта перфорацией эксплуатационная колонна должна быть заполнена (снизу вверх) следующими системами: пена со степенью аэрации 40 (400 м) + буферная жидкость (100 м) + водный раствор ПАВ (200 м) + промывочная жидкость соответствующей плотности (1300м).
Принимая плотность буферной жидкости (пенообразующего раствора) 1,05 г/см3, плотность водного раствора ПАВ 1,0 г/см3 и решая систему двух уравнений для рзаб = f (Рч ^/) и рп = f (а, р,) , где р,, Н, — плотность и высота столба соответствующей системы; а — степень аэрации пены, р — давление на пену, получим, что для обеспечения рзаб = 22 МПа плот ность промывочной жидкости должна составлять 1,18 г/см3. При этом пена будет находиться под давлением 18,4 МПа. Плотность пены составит 0,80 г/см3, а фактическая степень аэрации 0,217. Для закачки расчетного объема пены в скважину, учитывая, что объем 400 м ствола при 168-мм колонне составляет 7 MJ, необходимо закачать 5,75 м3 пенообразующего раствора и 230 м3 воздуха (при атмосферном давлении).
Таким образом, давление на забой скважины перед перфораций как сумма давлений систем, заполняющих ствол скважины, составит 3,2 МПа (столб пены) + 1,05 МПа (столб буферной жидкости) + 2 МП3 (столб водного раствора ПАВ) + 15,4 МПа (столб промывочной >киД кости) = 21,6 МПа.
В каждом конкретном случае можно рассчитать объемы промывочнЫ4 систем в зависимости от пластового давления, толщины пласта, вскрь ваемого перфорацией, приемистости призабойной зоны. Обязательны'1
условием во всех случаях является сохранение свойств пены при
ее в скважину и предотвращение ее разрушения. С этой целью, как У
106
было указано, пена должна двигаться к забою скважины по НКТ, находясь между двумя буферными жидкостями, в качестве которых при-тот же пенообразующий состав, из которого получают пену.
ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН В СОЧЕТАНИИ С ВСКРЫТИЕМ ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ
Технология освоения скважин в сочетании с вскрытием пласта перфорацией осуществляется в следующей последовательности.
1. После заполнения ствола скважины соответствующими промывочными системами приступают к вскрытию пласта перфорацией.
2. Перфорацию можно проводить как в эксплуатационной колонне, так и при спущенных насосно-компрессорных трубах.
3. После окончания перфорации в скважину спускают насосно-ком-прессорные трубы до нижних перфорационных отверстий или до середины фильтра.
4. Оборудуют устье скважины и путем закачки в НКТ водного раствора ПАВ при закрытом затрубном пространстве в пласт продавливаются пена и пенообразующий раствор, которые находились в нижней части эксплуатационной колонны. Желательно закачать в пласт весь объем пены и пенообразующего раствора, если давление при закачке находится в пределах допустимого.
5. Скважину оставляют под давлением на 30 — 60 мин и приступают к процессу вызова притока жидкости и газа из пласта.
6. Плавно снижают давление, открывая при этом устьевую задвижку, и одновременно закачивают в затрубное пространство двухфазную пену с концентрацией ПАВ (ОП-10, сульфонол) 0,1 - 0,2 % для замены содержимого в стволе скважины на двухфазную пену.
Постепенно снижая расход жидкости при постоянной производительности компрессора (при этом повышается степень аэрации и снижается плотность пены), уменьшают забойное давление, что вызовет приток жидкости (газа) из пласта. Одновременно в скважину будут поступать кольматирующие призабойную зону вещества и выноситься по НКТ на дневную поверхность.
После прекращения выноса кольматирующих веществ в призабойную зону повторно закачивают специальный пенообразующий раствор в объеме 5 — 10 м3 путем подачи его в затрубное пространство поверх двухфазной пены, находящейся в стволе скважины. Вслед за пенообразую-Щим раствором в затрубное пространство вновь закачивают двухфазную ПенУ с параметрами, которые были достигнуты перед закачкой раствора специального состава. После достижения этим раствором башмака НКТ Устьевую задвижку закрывают, пенообразующий раствор продавливают 8 пРизабойную зону, скважину оставляют под давлением на 30 — 60 мин, а затем вновь приступают к освоению. При необходимости с целью более олной очистки призабойной зоны закачку пенообразующего раствора Специального состава в пласт можно повторить несколько раз. При этом
107
следует иметь в виду, что в затрубное пространство закачивают не пен а только пенообразующий раствор. Объем раствора, закачиваемого i затрубному пространству в один прием, можно принять 5 — 10м3.
ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН ПОСЛЕ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ
При освоении скважин после вскрытия пласта перфорацией так>| одновременно очищают призабойную зону с помощью пенной систем и буферных жидкостей. Сущность освоения скважин с одновременнс очисткой призабойной зоны с помощью пенных систем состоит в том чтобы в скважинах, вводимых в эксплуатацию из бурения, до вызовс притока жидкости и газа очистить пласт от жидкой и твердой фаз гли нистого раствора. В эксплуатирующихся скважинах необходимо также периодически очищать призабойную зону пласта от глинистых частиц, асфапьтено-смопистых веществ, парафина и воды, проникшей в низко проницаемые зоны продуктивной толщи. Вода в таких пластах и про слоях, удерживаемая капиллярными силами, может быть удалена только физико-химическими методами. Освоение скважины с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пенных систем мало чем отличается от способа освоения в сочетании с вскрытием пласта перфо рацирй.
Последовательность технологии освоения скважины в этом случае следующая.
1. После окончания перфорационных работ в скважину спускают насосно-компреосорные трубы и промывают до забоя, попутно заменяя всю жидкость на водный раствор ПАВ (ОП-10, сульфонол) с концентра циейО,1 -0,2%.
2. После окончания промывки конец насосно-компрессорных труб устанавливают у нижнего перфорационного отверстия или в середине фильтра.
3. Следует отметить, что промывку скважины и замену жидкости в стволе на водный раствор ПАВ осуществляют по прямому способу промывки. Это обеспечивает контакт со вскрытой толщиной пласта минимального количества жидкости, которая использовалась при перфорации.
4. После проведения этих операций скважину оборудуют для закачки пенной системы и вызова притока жидкости и газа из пласта.
5. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают 1,5 — 2м пенообразующего раствора специального состава, из которого образуют пену (нижняя буферная жидкость); поверх этой жидкости закачивают пену в объеме 5 — 10 м3 (в расчете на пенообразующий раствор) , а поверх пены закачивают 1,5 — 2м3 верхней буферной жидкости того же состава, что и нижняя. Таким образом, пена движется в НКТ, находясь между двумя буферными жидкостями.
6. Задвижку в затрубном пространстве закрывают только тогда, когда половина нижней буферной жидкости окажется в затрубном пространстве. После этого начинают продавливание в пласт находящейся
108
в НКТ половины объема нижней буферной жидкости, заданный объем пены и весь объем верхней буферной жидкости с помощью водного раствора ПАВ с концентрацией 0,1 — 0,2 %.
7. После закачки в пласт пены и буферных жидкостей' скважину оставляют под давлением в течение 30 — 60 мин.
8. По истечении указанного времени приступают к работам по вызову притока жидкости и газа из пласта с применением двухфазной пены по описанной технологии.
9. В процессе циркуляции двухфазной пены в скважине с целью постепенного снижения забойного давления в призабойную зону в несколько приемов продавливают пенообразующий раствор специального состава. Продолжительность выдерживания также составляет 30—60 мин, а объем пенообразующего раствора, закачиваемого по затрубному пространству, составляет 5—10 м3.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ЦИРКУЛЯЦИИ ДВУХФАЗНОЙ ПЕНЫ В СКВАЖИНЕ
При планировании и контроле за операцией по освоению скважин двухфазной пеной важно знать давление у башмака колонны НКТ, через которую промывают скважину пеной.
Изменение давления в потоке пены по глубине скважины, если пренебречь инерционными потерями, описывается уравнением
dp (зо)
d z 2g D
где р — давление на глубине.?; МПа; р — плотность пены при давлении р, кг/м3; X — коэффициент гидравлического сопротивления; D — диаметр НКТ, м; v — скорость потока пены, м/с; д— ускорение свободного падения (д = 9,81 м/с2). Верхний знак (+) в уравнении относится к восходящему течению пены, нижний знак (—) — к нисходящему.
Плотность пены р зависит от плотностей обеих фаз (рж и р,-) и от истинного газосодержания (р:
Относительно рж и рг принимаем рж = const,
Рг = р° ^------------Т-°- . (32)
Ро Т
где рг — плотность газа (воздуха) при атмосферном давлении р° и стандартной температуре 7~0 (Г0 = 293 К) .
Хотя проскальзывание газа относительно жидкости в пене намного Меньше по сравнению с воздушноводяной смесью, однако оно происходит, вследствие чего истинное газосодержание у не равно расходному Газосодержанию j3.
109
На основании экспериментов на вертикальном стенде взаимосв; этих параметров можно определять из выражения
^= (1 ± 0,05) (3 (з;
Знак (+) относится к случаю нисходящего течения, знак (—) — во ходящего.
Для определения коэффициента гидравлического сопротивлен> X при течении пены в скважине были обработаны результаты многоле них исследований по циркуляции двухфазных пен, проведенных на сте| довой скважине глубиной 1500 м в НГДУ "Абиннефть" (ПО "Краснода] нефтегаз").
Обработка экспериментальных данных по циркуляции двухфазной пены в скважине позволила установить, что коэффициент X в уравнении (30) можно принять равным 0,03, при этом среднее квадратическое отклонение результатов решения уравнения от экспериментальных данных по давлению не превышает 0,2 МПа.
Для практического использования можно построить либо серии графиков зависимости давления на устье скважины (в НКТ) от глубины скважины, либо серии таблиц. В данном случае был выбран второй путь. В табл. 19—30 приведены значения абсолютного давления при прямой и обратной циркуляции пены на различных глубинах спуска колонны НКТ. Расход газа (воздуха) принят равным 6 и 8 м^/мин (компрессор УКП-80), расход жидкости — 1, 2, 3 и 4 л/с, что соответствует степей 1 аэрации при атмосферном давлении от 130 до 25.
Каждая таблица составлена для определенных диаметра эксплуате ционной колонны (168мм или 146мм) и диаметра НКТ (62 мм и 76 мм) Давление на устье рВых (на выходе из скважины при циркуляции) прими малось равным 0,1—0,3 МПа.
Как видно из таблиц, при обратной циркуляции большого значения изменение рвых не имеет, так как пена в этом случае выходит по трубному пространству, площадь сечения которого невелика, и, следовательно, гидравлическое сопротивление играет большую роль. С увеличением Рвых скорость движения пены падает и сопротивление уменьшается, а это, в свою очередь, уменьшает забойное давление. С другой стороны забойное давление должно увеличиваться, так как возрастает плотност пены. Происходит некоторая компенсация изменения давления, в ре зультате чего последнее почти не меняется. В затрубном пространстве картина иная: сопротивление играет меньшую роль и компенсации не происходит.
Сравнивая таблицы, можно заметить следующие закономерности
1. При обратной циркуляции давление на забое выше, чем при прямой (при прочих равных условиях) . Объясняется это тем, что трубное про странство имеет меньшую площадь сечения по сравнению с затрубным и при выходе пены через него развивается большая скорость движения/ что вызывает дополнительное сопротивление.
2. Диаметр НКТ при прямой циркуляции почти не влияет на значение давления. При обратной циркуляции влияние диаметра НКТ заметнее, та*
110
Таблица 19
сход жид- Давяение Глубина скважины, м
OCTI>, л/с на выходе.
i
МПа 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 1,15 2,03 3,42 5,20 7,41
1 0,2 1,36 2,40 3,85 5,74 8,07
0,3 1,59 2,73 4,29 6,29 8,73
0,1 1,88 3,85 6,55 9,79 13,43
2 0,2 2,25 4,39 7,22 10,56 14,26
0,3 2,61 4,90 7,85 11,27 15,03
0,1 2,75 5,60 9,11 13,01 17,16
3 0,2 3,21 6,21 9,81 13,77 17,96
0,3 3,65 6,77 10,44 14,45 18,66
0,1 3,58 7,00 10,93 15,14 19,52
4 0,2 4,09 7,62 11,60 15,85 20,25
0,3 4,54 8,16 12,19 16,46 20,87
Примечание Расход газа 6 м /мин; диаметр эксплуатационной 168 мм; диаметр НКТ 62 мм, циркуляция прямая
Таблица 20
Расход жид- Давление Глубина скважины, м

кости, л/с на выходе, МПа 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 2,42 3,96 5,94 8,35 11,15
1 0,2 2,43 3,97 5,95 8,36 11,16
0,3 2,48 4,04 6,03 8,46 11,27
0,1 3,99 6,85 10,23 13,99 18,01
2 0,2 4,02 6,88 10,27 14,03 18,05
0,3 4,07 6,94 10,34 14,11 18,14
0,1 5,45 9,13 13,2 17,51 21,98
3 0,2 5,49 9,17 13,25 17,56 22,04
0,3 5,53 9,22 13,3 17,61 22,09
0,1 6,66 10,85 15,32 19,95 24,69
4 0,2 6,72 10,91 15.38 20,02 24,76
0,3 6,74 10,93 15,4 20,04 24,78
Примечание. Расход газа 6 м /мин; диаметр эксплуатационной колонны '68 мм; диаметр НКТ 62 мм; циркуляция обратная.
111
Таблица
Расход жид- Давление ^~ Глубина скважины, м
/
на выходе, МПа 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 1,16 2,12 34,6 5,26 7,47
1 0,2 1,37 2,41 3,87 5,76 8,10
0,3 1,60 2,74 4,30 6,31 8,75
0,1 1,92 3,90 6,61 9,87 13,51
2 0,2 2,26 4,41 7,25 10,59 14,30
0,3 2,62 4,91 7,86 11,29 15,06
0,1 2,79 5,66 9,18 13,09 17,24
3 0,2 3,24 6,24 9,85 13,81 18,00
0,3 3,67 6,79 10,46 14,47 18,69
0,1 3,63 7,06 11,00 15,21 19,60
4 0,2 4,12 7,65 11,64 15,89 20,29
0,3 4,56 8,18 12,21 16,48 20,90
Примечание. Расход газа 6 м /мин; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; диаметр НКТ 76 мм; циркуляция прямая.
Таблица ^
Расход жид- Давление Глубина скважины, м
кости, л /с на выходе,

МПа 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 1,84 3,11 4,82 6,97 9,53
1 0,2 1,88 3,17 4,90 7,07 9,65
0,3 1,99 3,33 5,10 7,31 9,93
0,1 3,05 5,55 8,66 12,22 16,08
2 0,2 3,12 5,65 8,77 12,34 16,21
0,3 3,28 5,86 9,02 12,62 16,50
0,1 4,27 7,61 11,43 15,56 19,87
3 0,2 4,35 7,70 11,54 15,67 19,98
0,3 4,52 7,91 11,77 15,91 20,24
0,1 5,31 9,15 13,35 17,76 20,29
4 6,2 5,39 9,25 13,44 17,85 23,39
0,3 5,56 9,43 13,65 18,07 22,61
Примечание Расход газа 6 м /мин; диаметр эксплуатационной колонны 168мм; диаметр НКТ 76 мм; циркуляция обратная.
112
Таблица 23
сход жид-/ Давление Глубина скважины, м
ости, л/с на выходе, МПа 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 1,27 2,27 3,68 5,53 7,81
1 0,2 1,43 2,51 3,99 5,93 82,9
0,3 1,64 2,80 4,39 6,42 8,88
0,1 2,10 4,18 6,96 10,27 13,95
2 0,2 2,37 4,57 7,44 10,82 14,55
0,3 2,69 5,02 7,99 11,44 15,22
0,1 3,04 5,99 9,56 13,51 17,69
3 0,2 3,38 6,43 10,06 14,05 18,25
0,3 3,76 6,91 10,61 14,63 18,86
0,1 3,91 7,41 11,39 15,63 20,03
4 0,2 4,28 7,85 11,87 16,13 20,55
0,3 4,67 8,31 12,37 16,65 21,08
Примечание. Расход газа 6 м /мин; диаметр эксплуатационной колонны 146мм; диаметр НКТ62мм; циркуляция прямая.
Таблица 24
Расход жид- Давление Глубина скважины, м
кости, л/с на выходе.

МПа 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 2,42 3,96 5,94 8,35 11,15
1 0,2 2,43 3,97 5,95 8,36 11,16
0,3 2,48 4,04 6,03 8,46 11,27
0,1 3,99 6,85 10,23 13,99 18,01
2 0,2 4,02 6,88 10,27 14,03 18,05
0,3 4,07 6,94 10,34 14,11 18,14
0,1 5,45 9,13 13,20 17,51 21,98
3 0,2 5,49 9,17 13,25 17,56 22,04
0,3 5,53 9,22 13,30 17,61 22,09
0,1 6,66 10,85 15,32 19,95 24,69
4 0,2 6,72 10,91 15,38 20,02 24,76
0,3 6,74 10,93 15,40 20,04 24,78
Примечание. Расход газа 6 м /мин; диаметр эксплуатационной колонны ' мм; диаметр НКТ 62 мм; циркуляция обратная.
113
Таблица 25
Расход жид- Давление Глубина скважины, м
КОСТИ, Л/С нэ выходе, МПа 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 1,04 1,78 2,80 4,13 5,81
1 0,2 1,20 2,00 3,09 4,51 6,28
0,3 1,39 2,26 3,43 4,94 6,80
0,1 1,55 3,03 5,14 7,80 10,93
2 0,2 1,81 3,43 5,65 8,43 11,64
0,3 2,10 3,85 6,20 9,08 12,37
0,1 2,19 4,45 7,44 10,93 14,76
3 0,2 2,54 4,96 8,05 11,62 15,50
0,3 2,91 5,47 8,66 12,29 16,22
0,1 2,86 5,75 9,29 13,21 17,38
4 0,2 3,28 6,30 9,91 13,88 18,08
0,3 3,70 6,83 10,51 14,52 18,75
Примечание Расход газа 6 м /мин; чиаметр эксплуатационной колонны 168 мм; диаметр НКТ 62 мм; циркуляция прямая.
Таблица 26
Расход жид- Давление Глубина скважины, м
кости, л/с на выходе,
i
МПа 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 2,44 3,77 5,44 7,46 9,83
1 0,2 2,47 3,81 5,48 7,51 9,89
0,3 2,49 3,83 5,51 7,55 9,94
0,1 3,80 6,29 9,30 12,72 16,44
2 0,2 3,84 6,34 9,36 12,78 16,51
0,3 3,89 6,40 9,43 12,86 16,60
0,1 5,15 8,51 12,32 16,42 20,71
3 0,2 5,19 8,56 12,37 16,47 20, 77
. 0,3 5,27 8,66 12,48 16,58 20,89
0,1 6,36 10,31 14,60 19,09 23,72
4 0,2 6,40 10,36 14,64 19,14 23,77
0,3 6,51 10,48 14,77 19,27 23,90
Примечание. Расход газа 8 м /мин; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; диаметр НКТ 62 мм; циркуляция обратная.
114
Таблица 27
расход жид- Давление Глубина скважины, м
кости, л /с на выходе, МПа 1000 1500 2000 2500 3000
^ 0,1 1,06 1,82 2,84 4,19 5,88
1 0,2 1,21 2,03 3,12 4,54 6,32
0,3 1,40 2,28 3,45 4,96 6,83
0,1 1,59 3,09 5,22 7,90 11,05
г 02 1,84 3,46 5,70 8,48 11,71
0,3 2,12 3,87 6,23 9,11 12,41
0,1 2,24 4,53 7,54 11,04 14,89
3 0,2 2,57 5,00 8,11 11,68 15,57
0,3 2,93 5,50 8,70 12,33 16,26
0,1 2,93 5,85 9.40 13,33 17,50
( 4 0,2 3,32 6,35 9,97 13,95 18,15
0,3 3,72 6,86 10,55 14,57 18,79
Примечание Расход газа 8 м /мин; диаметр 168мм; диаметр НКТ76мм; циркуляция прямая
эксплуатационной колонны
Таблица 28
Расход жид- Давление Глубина скважины, м
П If ыа и i_i vrt n о
МПа 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 1,82 2,90 4,29 6,04 8,14
1 0,2 1,84 2,92 4,32 6,07 8,18
0,3 1,90 3,01 4,43 6,21 8,34
0,1 2,82 4,92 7,59 10,72 14,22
2 0,2 2,84 4,95 7,62 10,76 14,27
0,3 2,94 5,08 7,78 10,95 14,47
0,1 3,89 6,83 10,32 14,16 18,26
3 0,2 3,91 6,86 10,35 14,20 18,29
0,3 4,03 7,01 10,51 14,37 18,48
0,1 4,89 8,41 12,36 16,58 20,97
4 0,2 4,90 8,42 12,38 16,60 20,99
0,3 5,02 8,56 12,53 16,76 21,16
Примечание. Расход газа 8 м /мин; диаметр эксплуатационной колонны '68 мм; диаметр НКТ 76 мм; циркуляция обратная.
как относительное изменение площади сечения внутри труб гораздо выше, чем в затрубном пространстве.
3. В результате уменьшения площади сечения затрубного пространства пРи переходе диаметра эксплуатационной колонны от 168 мм к 146 мм Давление на забое несколько повышается, если использовать прямую
115
Таблица 29
Расход жид- Давление Глубина скважины, м
/ _ vr» л о
МПэ 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 1,19 2,00 3,09 4,51 6,27
1 0,2 1,30 2,15 3,28 4,75 6,58
0,3 1,45 2,36 3,56 5 11 7,01
0,1 1,80 3,41 5,64 8,42 11,63
2 0,2 1,97 3,67 5,97 8,81 12,08
0,3 2,21 4,01 6,42 9,34 12,66
0,1 2,53 4,95 8,05 11,62 15,51
3 0,2 2,76 5,27 8,43 12,04 15,96
0,3 3,06 5,68 8,92 12,58 16,53
0,1 3,27 6,31 9,94 13,92 18,12
4 0,2 3,54 6,65 10,32 14,33 18,55
0,3 3,88 7,07 10,79 14,83 19,07
• Примечание. Расход газа 8 м /мин; диаметр эксплуатационной колонны 146 мм; диеметр НКТ 62 мм; циркуляция прямая.
ТэблицаЗО
Расход жид- Давление Глубина скважины, м
кости, л/с на выходе, МПа 1000 1500 2000 2500 3000
0,1 2,44 3,77 5,44 7,46 9,83
1 0,2 2,47 3,81 5,48 7,51 9,89
0,3 2,49 3,83 5,51 7,55 9,94
0,1 3,80 6,29 9,30 12,72 16,44
2 0,2 3,84 6,34 9,36 12,78 16,51
0,3 3,89 6,40 9,43 12,86 16,60
0,1 5,15 8,51 12,32 16,42 20,71
3 0,2 5,19 8,56 12,37 16,47 20,77
0,3 5,27 8,66 12,48 16,58 20,89
0,1 6,36 10,31 14,60 19,09 23,72
4 0,2 6,40 10,36 14,64 19,14 23,77
0,3 6,51 10,48 14,77 19,27 23,90
Примечание. Расход газа 8 м3/мин; диаметр эксплуатационной колонны 146 мм; диаметр НКТ 62 мм; циркуляция обратная.
схему циркуляции. При обратной циркуляции давление не меняется, так как сечение трубного пространства остается прежним.
4. Увеличение расхода газа приводит к уменьшению забойного давления в результате уменьшения плотности пены.

На главную страницу