[ И.Т. Мищенко
СКВАЖИННАЯ
ДОБЫЧА НЕФТИ
Допущено Министерством образования Российской Федерации
в качестве учебного пособия для студентов высших учебных
заведений, обучающихся по специальности «Разработка
и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
направления подготовки специалистов «Нефтегазовое дело»
Издательство «НЕФТЬ И ГАЗ»
РГУ нефти и газа им. И.М. ГУБКИНА Москва 2003 УДК 622.276.5 М71 Рецензенты:
Генеральный директор института ВНИИгаз, заслуженный деятель науки и техники РФ, профессор, д.т.н. P.M. Тер-Саркисов.
Генеральный директор института ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова, академик Российской академии естественных наук, профессор, д.т.н. А.Х. Шахвердиев.
Мищенко И.Т. Скиажинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. — М:
М71 ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 816 с.
ISBN 5-7246-0234- Изложены основные положения скважинной добычи нефти, начиная от подготовки скважины к эксплуатации и заканчивая ремонтом скважин. Рассмотрены вопросы вызова притока и освоения скважин, гидродинамических исследований скважин и пластов, а также управления процессом выработки запасов и продуктивностью скважин. Подробно освещены теоретические основы подъема жидкости из скважин и способы эксплуатации скважин.
Рассмотрены также новые технические средства и технологии скважинной добычи нефти и основы выбора способа эксплуатации скважин.
Книга предназначена для студентов и магистрантов вузов нефтегазового профиля, а также может оказаться полезной инженерно-техническим работникам нефтяных промыслов.
Учебное издание Мищенко Игорь Тихонович Скважиииая добыча нефти Редактор-корректор В.Б. Овчаров Компьютерная верстка В.Ю. Барыбин Подписано I) печать 01.09.2003. Формат 60x90 1/ Бумага офсетная. Печать офсетная. Гарнитура Темза. Усл. п. л. 51,0.
Тираж 2000 экз. Заказ N« Федеральное государственное унитарное предприятие Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Лицензия ИД № 06329 от 26 ноября 2001 г.
119991, Москва, Ленинский просп., Тел.: (095) 135-84-06,930-97-11.
Факс:(095)135-74- Налоговая льгота — общероссийский классификатор продукции ОК-005-93, том 2: 953000.
Отпечатано в типографии издательства © Мищенко И.Т., ISBN 5-7246-0234-2 © Федеральное государственное унитарное предприятие Издательство «Нефть и газ»
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
ПРЕДИСЛОВИЕ
Науки о разработке нефтяных месторождений и добыче нефти окончательно сформировались к концу первой половины XX века, когда и создавались первые фундаментальные учебники. В последующие полвека эти науки интенсивно развивались и сегодня достигли определенного насыщения.Предлагаемая читателю книга является попыткой автора изложить основные проблемы скважинной добычи нефти с современных позиций нефтепромысловой науки и практики исходя из собственного опыта, а также опыта предшественников и современников.
Первый фундаментальный учебник по эксплуатации нефтяных месторождений был написан И.М. Муравьевым и А.П. Крыловым и издан в 1949 г. Он сыграл огромную роль в подготовке нескольких поколений горных инженеров по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.
В последующие годы написан еще ряд учебников, последний из которых вышел в свет в 1983 г. Все основные учебники предназначались для подготовки горных инженеров. Ведущая роль в их написании принадлежит моему учителю — профессору И.М. Муравьеву.
В настоящее время технические вузы страны ведут подготовку не только дипломированных специалистов (инженеров), но и бакалавров и магистров, в частности, вузы нефтегазового профиля готовят специалистов по направлению «Нефтегазовое дело».
Данная книга, предназначенная в качестве учебного пособия для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело», имеет целью восполнить давно имеющийся пробел в учебной литературе по скважинной добыче нефти.
Учебное пособие является результатом длительной и бескорыстной помощи со стороны многих моих друзей-нефтяников, среди которых особо хочу отметить Р.Х. Тухватуллина, Р.А. Галимова, Ю.Ф. Ситливого и Н.В. Яценко, много сделавших, чтобы этот труд увидел свет.
Огромную благодарность хочу выразить коллективу кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, поддерживавшему меня на всех этапах моей работы над учебным пособием. Особо хочу отметить и поблагодарить к.т.н. К.А. Бравичева, инженеров Т.Г. Фаненко, Е.А. Голубеву, Л.М. Клемперт, В.И. Дмитриева и лаборантку В.Л. Назину, которые оказали неоценимую помощь при подготовке рукописи к изданию.
Всем ученым и специалистам, с которыми мне пришлось сотрудничать в течение длительного времени и благодаря чему появилась эта книга, — искренняя признательность автора. И, наконец, я благодарен Российскому государственному университету нефти и газа им. И.М. Губкина, с которым связана вся моя жизнь.
Профессор И. Мищенко Углеводороды вообще, и нефть в частности, — бесценный, уникальный и удивительный дар Природы,
ВВЕДЕНИЕ
Промышленная добыча нефти в мире начата в 1856 г. на территории нынешней Румынии. В табл.1 приведены первые нефтедобывающие страны и динамика добычи нефти в них, которая, по существу, характеризует само промышленное развитие страны, поскольку роль нефти в этом процессе трудно переоценить. Добыча нефти является индикатором не только промышленных потрясений, но в значительной степени определяет и социальные изменения. Пытливому читателю эта таблица расскажет о революциях, войнах, сменах общественно-экономических формаций и других событиях в этих странах.Истории добычи нефти в отдельных государствах посвящены многочисленные исследования.
Одним из последних исследований является монография Д.Ергина «Добыча».* Не останавливаясь на анализе этой объемной работы, отметим, что автор достаточно своеобразно рассматривает историю добычи нефти в мире, особенно это относится к России и СССР.
Историю нефтедобывающей промышленности России и СССР условно можно разделить на следующие этапы.
Первый этап — с 1863 по 1920-е годы В этот период добыча нефти в России связана, в основном, с полуостровом Апшерон и Северным Кавказом, хотя бурение на нефть ведется и в других регионах России. Этап характеризуется Д.Ергин. Добыча. Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть. — М.:
Де Ноно, 1999, 968 с.
неравномерным развитием. Преобладает ударное бурение; добыча, в основном, желонкой. Но уже в этот период появляются работы, заложившие фундамент современного состояния отрасли. Революционным шагом явилась и замена паровой машины электродвигателем. В эти годы многие выдающиеся российские инженеры связали свою судьбу с развивающейся нефтяной отраслью, но особое место среди них занимает Владимир Григорьевич Шухов — гениальный представитель русской инженерной мысли. С его именем связано использование газа для подъема нефти из скважин (газлифт). Впервые в мире он предложил и реализовал использование труб для транспорта нефти (нефтепровод), им обоснована перевозка нефти по воде специальными нефтеналивными судами — танкерами, а по суше — цистернами. В.Г. Шухов предложил форсунки для сжигания нефти, а также крекинг нефти. В этот период появляется фонтанная арматура, исключившая открытое фонтанирование и пожары. В 1914 г. профессор М.М. Тихвинский впервые в мире реализовал замкнутый цикл газлифтной добычи.
20 июня 1918 г. В.И. Ленин подписывает Декрет Совета народных комиссаров (СНК) РСФСР о национализации нефтяной промышленности, но гражданская война отодвинула ее реализацию.
Фактически национализация нефтяной промышленности осуществлена в 1920 г.
Второй этап — с 1921 по 1950-е годы Данный этап истории развития отечественной нефтяной промышленности является плановым. В этот период совершенствуется бурение скважин, а также создается новая техника для эксплуатации. Этап характеризуется организацией высших учебных заведений нефтегазового профиля, а также созданием сети научно-исследовательских и проектных институтов, что дало мощный толчок развитию нефтегазовой отрасли. Существенное влияние на освоение новых нефтяных регионов, в частности, Урало-Поволжья, оказал XVII съезд партии, который принял программу развития этого важнейшего для страны нефтяного района.
Ударное бурение заменяется роторным, а затем и турбинным.
Разрабатываются новые способы породоразрушения: электробур, взрывное бурение. Освоено производство штанговых глубинных насосов, другого оборудования для добычи нефти. Создаются новые направления в нефтегазопромысловом деле, на базе которых формируются мощные научные коллективы. На этом этапе заклаТаблица год начала добычи нефти Аравия, В Польше добыча нефти начата в 1874 г. и к 1955 г. достигла 0,2 млн.т/год В 1901 г. Россия занимает первое место в мире по добыче нефти — 11,6 млн.т/год В 1987 г. СССР занимает первое место в мире по добыче нефти — 629 млн.т/год дываются и формируются новые науки: физика нефтяного и газового пласта; подземная гидрогазодинамика; разработка нефтяных и газовых месторождений; технология и техника добычи нефти и другие. В этот период в стране создан и функционирует новый мощный нефтяной регион — второе Баку (Урало-Поволжье) и разрабатывается программа поисков нефти и газа в Западной Сибири.
Если в 1901 г. Россия занимает первое место в мире по добыче нефти (11,6 млн.т), то к 1921 г. добыча упала до 3,85 млн. т. К 1926 г.
она превышает 7 млн.т, а к началу Великой Отечественной войны достигает 31 млн.т (для сравнения США в 1940 г. добыли более 185 млн.т).
К концу войны (1945) добыча нефти в СССР упала до 19,43 млн.т, а к 1951г. она возросла до 37,3 млн. т.
Третий этап — с 1951 по 1990-е годы Характеризуется мощным развитием нефтегазового комплекса страны, в результате чего СССР восстанавливает позицию крупнейшей в мире нефтедобывающей державы. На рис. 1 представлена динамика годовой добычи нефти. Совершенно очевидно, что плановое развитие нефтяного комплекса и государственное регулирование этого развития составляют основу столь динамичного роста добычи нефти на этом этапе. С другой стороны, на этот процесс а I 30° '§ Рис. 1. Динамика годовой добычи нефти в России (СССР) в XX веке оказало влияние и создание на предыдущем этапе мощной научной базы. В целом, этап характеризуется автоматизацией и диспетчеризацией объектов добычи и подготовки нефти, широким промышленным использованием последних достижений нефтяной науки в виде различных систем искусственного регулирования процесса выработки запасов, таких, как: поддержание пластового давления заводнением; различные технологии увеличения нефтеотдачи пластов, связанные как с воздействием в целом на залежь, так и на призабойные зоны скважин. Широко применяются современные технологии, материалы и оборудование на всех стадиях поисков, разведки и разработки месторождений. Современная вычислительная техника расширила возможности поиска рациональных решений сложнейших задач нефтегазового комплекса. В этот период освоен мощный нефтегазовый регион страны — Западная Сибирь. Но по целому ряду причин 1990 год стал последним годом, когда добыча нефти в стране превышала 500 млн. т. 1991 г. стал годом распада СССР, и Россия вступила в четвертый, современный этап развития.
Четвертый этап — с 1991 года по настоящее время Объективно этап характеризуется акционированием в значительной степени нефтяного комплекса страны, падением годовой добычи нефти, значительным фондом простаивающих эксплуатационных скважин, коммерциализацией научных учреждений нефтяного комплекса и существенным снижением доли фундаментальных научных исследований вследствие практически полного прекращения их финансирования.
Такова краткая история развития отечественного нефтяного комплекса.
Что же мы понимаем под скважинной добычей нефти? Под скважинной добычей нефти понимается процесс извлечения проектного (рационального) количества продукции из пласта и подъем его на дневную поверхность по возможности бесперебойно и с минимальными затратами, базирующийся на совокупности технологических, технических и организационно-управленческих решений.
Основным объектом изучения в курсе «Скважинная добыча нефти» является сложная единая гидродинамическая система, схема которой представлена на рис. 2.
В данном случае система представлена семью элементами, каждый из которых характеризуется собственным законом работы.
Сложность изучения данной системы связана не только с изменением давления и температуры по длине скважины, но при определенных условиях — и с фазовыми превращениями. Кроме того, Plui, Рла6 — соответственно пластовое и забойное давления; Paf — давление на приеме погружного оборудования; Ршш — давление на выходе из погружного оборудования; Р у р — давление на динамическом уровне в затрубном пространстве; Ру—давление на устье скважины в НКТ; Рт?—давление на устье скважины в затрубном пространстве; Lc — длина (глубина) скважины; Я, п — глубина спуска погружного оборудования; Я д н н — динамический уровень; 1 — пласт (призабойная зона); 2 — скважина; 3 — область приема погружного оборудования; 4—погружное оборудование (насос); 5 — подъемник; б — затрубное пространство, заполненное газожидкостной смесью; 7 — затрубное пространство, заполненное газом в отдельных элементах системы протекают сложные физические явления, существенно меняющие законы работы взаимосвязанных элементов.
Не останавливаясь на законах работы каждого из элементов, отметим особую роль в системе двух элементов: второго и третьего.
Второй элемент представлен подъемником большого диаметра и, казалось бы, особой трудности в изучении не представляет. На самом деле, при обводнении продукции скважины (а также при глуВ систему сбора продукции Рис. З. Блок-схема гидродинамической системы:
М1Ц| — масса продукции, поступающая из пласта в скважину;
тж, тс — соответственно масса жидкой и газовой фаз шении безводных скважин водой) в этом элементе происходят сложные гидродинамические явления, связанные с движением водонефтяной смеси и усугубляемые разделением воды и нефти.
Третий элемент — область приема погружного оборудования, в которой происходит естественная сепарация свободного газа, определяющая законы работы 4,5,6 и 7 элементов и именно поэтому роль этого элемента является особой.
Расчетная блок-схема изучаемой системы представлена на рис. 3.
Как видно из этого рисунка, в третьем элементе происходит разделение материальных потоков: вся жидкая фаза и часть свободной газовой попадают в четвертый элемент; другая часть свободной газовой фазы, определяемая законом сепарации у приема погружного оборудования, попадает в 6 элемент системы.
Основными задачами при исследовании работы данной системы являются:
1. Изучение законов распределения давления и температуры в каждом из элементов.
2. Фазовые превращения в системе и влияние на них состава продукции, давления и температуры.
3. Исследование закона работы каждого из элементов на реальной продукции скважины.
4. Искусственное управление законами работы каждого из элементов с целью оптимизации (рационализации) процесса подъема продукции на дневную поверхность.
5. Подбор соответствующего скважинного оборудования и установление рационального режима его работы.
ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
Под скважиной будем понимать цилиндрическую горную выработку пространственной ориентации, диаметр которой существенно меньше ее длины, предназначенную для сообщения продуктивного горизонта с земной поверхностью.По своему назначению скважины подразделяются на несколько видов, из которых основными и представляющими для нас интерес являются:
1. Разведочные.
2. Добывающие (нефть, газ, вода).
3. Нагнетательные (вода, газ, пар, воздух и т.д.).
4. Контрольные (пьезометрические).
5. Оценочные и др.
Добывающие и нагнетательные скважины составляют так называемый эксплуатационный фонд или эксплуатационные скважины.
Основным для каждого вида скважин является их конструкция.
Под конструкцией скважины понимается совокупность обсадных труб (колонн) и дополнительных забойных устройств (и их пространственное расположение), спускаемых в пробуренный ствол и закрепляемых в нем, изменяющаяся в зависимости от назначения скважины и отличающаяся как по размерам, так и по материалам для их изготовления. Таким образом, конструкция зависит от назначения скважины и определяется геологическими, техническими и технологическими факторами. Она должна обеспечивать длительную бесперебойную эксплуатацию и позволять проводить все известные и перспективные технологические процессы, исследовательские и ремонтные работы, а также использовать все виды погружного оборудования.
1.2. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
В зависимости от назначения скважин конструкция может существенно изменяться, но всегда должна удовлетворять некоторым общим требованиям, которые сводятся к следующему:1. Надежное разобщение пройденных пород и их герметизация, что вытекает из требований охраны недр и окружающей среды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн, межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов.
2. Получение максимального количества горно-геологической и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу.
3. Возможность оперативного контроля за вероятным межколонным или заколонным перетоком флюидов.
4. Длительная безаварийная работа при условии безопасного ведения работ на всех этапах жизни скважины.
5. Конструкция должна иметь определенный диаметр обсадных труб, что особо относится к эксплуатационной колонне.
6. Быть стабильной (не изменять своих первоначальных характеристик в течение длительного времени или после проведения определенных технологических операций).
7. Эффективное фиксирование конструкции в стволе скважины.
8. Возможность аварийного глушения скважины.
9. Возможность трансформации одного вида скважины в другой за счет максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.
Кроме перечисленных, конструкция скважины должна удовлетворять определенным технологическим требованиям, основными из которых являются:
1. Хорошая гидравлическая характеристика (минимум сопротивлений).
2. Максимально возможное использование пластовой энергии в процессе подъема продукции на дневную поверхность за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и конструкции забоя.
3. Возможность проведения всех видов исследований известными и перспективными глубинными приборами.
4. Проведение всех технологических операций в скважине, в том числе и по воздействию на продуктивный горизонт.
5. Применение различных способов эксплуатации с использованием эффективного оборудования, в том числе и с большими нагрузками на стенку скважины (колонны).
1.3. ФИЗИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ПРОТЕКАЮЩИЕ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ В ПЕРИОД ВСКРЫТИЯ,
ВЫЗОВА ПРИТОКА, ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
Различают первичное и вторичное вскрытие продуктивного горизонта. Под первичным вскрытием понимается процесс разбуривания продуктивного горизонта долотом. Вторичное вскрытие — процесс связи внутренней полости скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).Так как процессы и первичного, и вторичного вскрытия являются процессами временными, то за время вскрытия в призабойной зоне скважины (ПЗС) могут происходить различные физические и химические превращения. Ниже мы остановимся, в основном, на физических процессах, протекающих в ПЗС в период первичного и вторичного вскрытия, вызова притока, освоения и эксплуатации.
К основным факторам, определяющим коэффициент проницаемости (а следовательно, и коэффициент подвижности) ПЗС во времени, относятся:
1. Кольматация — процесс загрязнения ПЗС механическими частицами, содержащимися в жидкостях с возможным последующим их набуханием. Если же в ПЗС попадают только фильтраты различных растворов, то в этом случае возможно набухание частиц цементирующего материала терригенной горной породы или самих частиц скелета породы.
2. Проникновение в ПЗС фильтратов различных растворов и жидкостей, используемых в период первичного, вторичного вскрытия, вызова притока и освоения.
3. Термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и призабойной зоны.
4. Оплавляемость поверхностей перфорационных каналов в процессе перфорации.
В табл. 1.1 представлены основные факторы, определяющие загрязнение ПЗС; процессы, протекающие в ПЗС, а также основные следствия этих процессов.
Анализ данной таблицы показывает, что в процессе вскрытия продуктивного горизонта, вызова притока, освоения и эксплуатации в ПЗС происходят существенные изменения, влияющие на продуктивность скважины.
Основные факторы, загрязнение ПЗС Кольматация — насыщение порового про- 1. Снижение проницаемости ПЗС странства ПЗС частицами глини- и коэффициента подвижности.
стого или цементного материала; 2. Изменение структуры ментных частиц или зерен скеле- 3. Закупорка фильтрационных верхностью фильтрационных ка- 4. Сложность вызова притока при фильтратов — изменение свойств поверхно- 2. Снижение проницаемости бурового и сти твердого тела; ПЗС и коэффициента подвижцементного — адсорбция химических реаген- ности.
растворов, тов из фильтрата бурового 3. Изменение фильтрационных глушения и — диффузионное «перемеши- 4. Закупорка фильтрационных освоения вание» различных фильтратов и каналов и изменение структуры образованием твердых осадков; 5. Сложность вызова притока Термодина- — изменение свойств 1. Снижение проницаемости мическая не- дисперсионной среды и ПЗС и коэффициента подвижутойчивость дисперсной фазы бурового и ности.
забойных цементного растворов; 2. «Неподвижность» одной из условий со — изменение свойств жидкостей жидкостей (как правило, стороны сква- промывки, глушения и освоения; нефти).
жины и — изменение свойств пластовых 3. Закупорка фильтрационных зоны — образование эмульсий; порового пространства.
— фазовые превращения в сис- 4. Сложность вызова притока Термодинатеме;
неустойчирастворение газа в фильтратах вость забойи жидкостях;
ных условий скважины и призабойной зоны мость поверх- микротрещин, покрытых и коэффициента подвижности.
ностей пер- фильтрационными корками из форационных тонкодисперсных материалов.
каналои в процессе перфорации При технологически обоснованном режиме бурения с использованием глинистого раствора на стенке скважины образуется глинистая корка. Проникновение в ПЗС фильтратов через глинистую корку происходит как за счет разности давлений в скважине и пласте (репрессии), так и за счет капиллярных сил и осмотического давления.
Динамика насыщения ПЗС фильтратами растворов и жидкостями в период «первичное вскрытие—освоение» показано на рис. 1.1.
Диаметр зоны проникновения фильтратов и жидкостей может достигать определенных величин, а процесс расформировывания этой зоны является достаточно сложным и длительным.
По условиям образования зоны проникновения фильтратов (при вскрытии пласта на глинистом растворе) и различных технологических жидкостей и замещения ими пластового флюида призабойные зоны можно разделить на три категории:
1. ПЗС, проницаемость которой равна проницаемости глинистой корки на стенке скважины. В этом случае фильтрация из скважины в ПЗС происходит так, как будто глинистая корка отсутствует.
2. ПЗС, проницаемость которой выше проницаемости глинистой корки на стенке скважины. В такие пласты фильтрат проникает, в основном, в процессе бурения в период до полного формирования глинистой корки. Диаметр зоны проникновения фильтрата бурового раствора может быть оценен в 1-2 диаметра скважины и зависит только от времени формирования глинистой корки.
3. ПЗС, проницаемость которой ниже проницаемости глинистой корки. В такие пласты фильтрат поступает в процессе бурения и простоя необсаженных скважин, а диаметр зоны проникновения фильтрата может достигать значительных величин.
Так как при прочих равных условиях объем фильтрата или жидкостей, поступающих в ПЗС, является функцией времени, то эффективность вызова притока, освоения и эксплуатации скважины зависит от того, сколько времени прошло с момента первичного вскрытия до Рис. 1. 1. Динамика насыщения ПЗС фильтратами растворов и жидкостями:
/—IV фазы: / — первичного вскрытия, // — цементирования обсадной колонны, /// — вторичного вскрытия (перфорация), ГУ— освоения; 1 — глинистая корка; 2 — фильтрат бурового раствора; 3 — обсадная колонна; 4 — цементное кольцо; 5 — фильтрат цементного раствора; 6 — перфорационное отверстие; 7 — жидкость глушения; 8 — жидкость освоения момента вызова притока. На практике необходимо организовать процесс строительства скважины так, чтобы это время было минимально возможным. Чем дольше скважина ожидает спуска обсадной колонны и ее цементирования, перфорации и вызова притока, тем вероятнее и значительнее загрязнение призабойной зоны и тем дольше и малоуспешнее будет процесс вызова притока и освоения.
В процессе бурения скважины горные породы испытывают как сжимающие, так и растягивающие напряжения. Напряженное состояние плоского элемента горной породы (рис. 1.2) под действием сжимающих и растягивающих усилий во взаимно перпендикулярных плоскостях характеризуется разностью относительных деформаций, которая при определенных условиях может вызвать сдвиг породы.
Обозначим:
где /,, /2 — соответственно параметры образца породы (высота и длина) перед приложением нагрузок;
Рис. 1. 2. Схема напряженного состояния плоского элемента горной породы /,', /^ — соответственно размеры образца породы (высота и длина) после приложения сжимающей Рсл. и растягивающей Р нагрузок.
Тогда относительные деформации сжатия е^ и растяжения е можно записать в виде:
Для объема образца горной породы действие сжимающих и растягивающих нагрузок может привести к изменению его первоначального объема, т.е.
где асж, а — соответственно напряжения на сжатие и растяжение;
Есж, Е — соответственно модуль Юнга горной породы на сжатие и растяжение;
AV — изменение объема образца горной породы (дилатансия);
V — первоначальный объем образца горной породы.
Дилатансия характерна для всех пород. Из выражения (1.3) следует, что дилатансия может быть отрицательной (порода уплотняется), положительной (порода разрыхляется) и нулевой. Знак дилатансии зависит от свойств породы, в частности, от ее прочности, пористости и структуры порового пространства. Оценку дилатансионной способности горных пород можно провести, например, введением понятия критической плотности горной породы [Замахаев B.C., 1987].
Критическая плотность горной породы — это плотность, при которой дилатансия равна нулю при любом конечном сдвиге породы. При начальной плотности, меньше критической, порода при сдвиге уплотняется, в противном случае — разрыхляется. При дилатансии породы происходит перестройка структуры порового пространства, что может привести к анизотропии проницаемости в ПЗС даже в изотропном пласте. Очевидно, что дилатансия является функцией времени и развивается в процессе объемной ползучести горных пород.
Так, с увеличением времени вскрытия продуктивного горизонта и вызова притока (освоением скважины) частичное изменение проницаемости ПЗС в процессе объемной ползучести может привести к снижению коэффициента продуктивности скважины.
Таким образом, к моменту вторичного вскрытия пласта перфорацией ПЗС может быть уплотненной или разрыхленной, что сказывается на качестве гидродинамической связи пласта со скважиной. Качество этой связи зависит также от свойств флюидов, находящихся в ПЗС, и их взаимодействия как между собой, так и с горной породой.
Фильтрация флюидов (даже малой вязкости) в местах резкого сужения фильтрационных каналов может сопровождаться их закупориванием коллоидными частицами или продуктами окисления фильтрующегося флюида — облитерацией. Облитерация зависит от свойств твердой поверхности, по которой фильтруется флюид, от температуры (с ростом температуры склонность к облитерации возрастает), от колебательных процессов в системе (при вибрационном воздействии на систему облитерация не возникает). Таким образом, облитерация может быть одной из причин ухудшения фильтрационных характеристик ПЗС и отсутствия притока.
К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.
1. Для добывающих скважин:
— проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе подземного ремонта;
— проникновение пластовой воды в ПЗС (в обводненных скважинах) при остановках скважин;
— набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
— образование водонефтяной эмульсии;
— выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий;
— проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.
2. Для нагнетательных скважин:
— набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;
— смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную с образованием и отложением солей;
— кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при ремонтных и других работах в скважине;
— повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание воды работали как добывающие.
Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин, приводящее к снижению фазовой проницаемости для нефти. До настоящего времени нет каких-либо определенных рекомендаций по оценке размеров ПЗС, что в значительной степени осложняет разработку рациональной технологии первичных обработок ПЗС с целью интенсификации добычи нефти, но, главным образом, это сказывается на повторных обработках.
Чтобы наметить подходы к количественной оценке размеров ПЗС, рассмотрим приток жидкости в скважину.
ПРИЗАБОЙНАЯ ЗОНА СКВАЖИНЫ
Рассмотрим задачу притока жидкости в скважину в круговом пласте, схема которого представлена на рис. 1.3.Для решения задачи введем следующие допущения:
1. Пласт круговой, в центре которого расположена единственная (!) совершенная скважина.
2. Пласт однородный и изотропный постоянной толщины.
3. Процесс течения флюида изотермический (ц = const).
4. Движение жидкости плоско-радиальное и соответствует закону Дарси.
5. В процессе фильтрации отсутствуют любые физические и химические реакции.
Запишем уравнение Дарси:
где Q — объемный расход жидкости, м3/с;
F — поверхность фильтрации, м2;
АР — перепад давлений, Н/м2;
u — вязкость флюида, — г • с;
/ — путь течения флюида, м;
к — коэффициент пропорциональности, который учитывает не только среду, в которой осуществляется фильтрация, но и все процессы взаимодействия между фильтрующимся флюидом и твердой поверхностью среды, м2.
Для схемы рис. 1.3 обозначим:
RK — радиус контура питания, м;
г. — радиус скважины, м;
h — толщина пласта, м;
РК — давление на контуре питания, Н/м2;
Лаб — давление на забое скважины, Н/м2.
Выделим мысленно (см. рис. 1.3) на расстоянии г от оси скважины элемент пласта толщиной dr. Перепад давлений на этом элеРис. 1. 3. К выводу уравнения Дюпюи менте обозначим через dP. Поверхность фильтрации для выделенного элемента такова:
Запишем уравнение Дарси для рассматриваемой схемы:
после разделения переменных получим:
Пределами интегрирования для уравнения (1.6) являются:
по Р: от Рк до F3aG;
по г: от RK до гс.
Таким образом, имеем:
После интегрирования получаем:
Уравнение (1.8) называется уравнением Дюпюи и описывает приток жидкости в скважину для схемы на рис. 1.3 при принятых допущениях.
Как видно из (1.8), распределение давления в пласте вокруг работающей скважины является логарифмическим, что представлено на рис. 1.4.
Давление на контуре питания Р к является пластовым статическим давлением Рт, в дальнейшем просто Рт (Рпп ст — статическое пластовое давление — давление, которое существует в системе до момента отбора продукции, т.е. когда Q = 0). Давление вокруг работающей скважины в любой точке пласта (между давлением на забое скважины и давлением на контуре питания) называется динамическим пластовым давлением Р. Динамическое пластовое давление на стенке скважины будем называть забойным давлением Р заВ.
Разность между статическим и динамическим пластовыми давлениями называется депрессией АР:
Если линию распределения давления мысленно повернуть вокруг оси скважины, получим так называемую воронку депрессии. Из рис. 1.3 видно, что депрессия (потери энергии при движении продукции от контура питания до стенки скважины) существенно возрастает на определенном расстоянии от стенки скважины.
Под призабойной зоной скважины (ПЗС) будем понимать зону, прилегающую к стенкам скважины, в которой существенно возрастают фильтрационные сопротивления движению продукции. До настоящего времени не существует никаких рекомендаций по численному определению радиуса этой зоны, что в значительной степени осложняет оценку эффективности различных методов искусственного воздействия на призабойные зоны скважин и сравнение их между собой.
Рассмотрим некоторые возможности численной оценки размеров ПЗС. Первая возможность базируется на аппроксимации ветр Рис. 1.4. Распределение давления в пласте вокруг работающей скважины вей логарифмической зависимости Р = / (г) прямыми линиями 1 и 2, которые пересекаются в точке А (см. рис. 1.5). Эта точка и дает размеры (радиус) призабойной зоны скважины — г п з с. Данный прием не является единственно возможным. Численная оценка размеров призабойной зоны может быть определена и по-другому. Например, можно разбить суммарные потери энергии при движении продукции от контура питания до стенки скважины поровну, т.е.
чтобы площади 5, и S2 были равны (см. рис. 1.6). Граница этих площадей и будет численно определять радиус ПЗС. Совершенно очевидно, что для оценки размеров ПЗС можно предложить и другие методы.
Важно подчеркнуть: какой бы метод оценки размеров ПЗС не использовался, если возникает необходимость сравнения результатов, зависящих от размеров ПЗС, при этом сравнении необходимо в обоих случаях использовать один и тот же метод расчета размеров (радиуса) ПЗС.
1.5. ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ СОВЕРШЕНСТВО СКВАЖИН
Процесс течения продукции в пористой среде сопровождается определенными фильтрационными сопротивлениями, которые являются неизвестными. В призабойной зоне скважины возникают Рис. 1.5. Первый вариант определения радиуса ПЗС дополнительные фильтрационные сопротивления, связанные, вопервых, с наличием самой скважины и, во-вторых, с конкретным ее исполнением.Для сравнения скважин между собой и оценки каждой конкретной скважины вводятся понятия гидродинамически совершенной скважины и гидродинамически несовершенных скважин.
На рис. 1.7 приведены схемы гидродинамически совершенной и гидродинамически несовершенных скважин.
Под гидродинамически совершенной будем понимать такую скважину, которая вскрыла продуктивный горизонт на всю его толщину Л и в которой отсутствуют любые элементы крепи (обсадная колонна, цементный камень, забойные устройства), т.е. скважина с открытым забоем. При течении продукции в такую скважину фильтрационные сопротивления обусловлены только характеристикой продуктивного горизонта и являются минимально возможными (рис. 1.7 а). Большинство реальных скважин относятся к гидродинамически несовершенным. Среди гидродинамически несовершенных скважин выделяют:
1. Несовершенные по степени вскрытия — НСВ (рис. 1.7 б);
2. Несовершенные по характеру вскрытия — НХВ (рис. 1.7 в);
3. Несовершенные по степени и характеру вскрытия — НСХВ (рис. 1.7 г).
Рис. 1.6. Второй вариант определения радиуса ПЗС Для таких скважин в призабойной зоне возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, определяемые видом несовершенства.
1. Для скважин, несовершенных по степени вскрытия Несовершенными по степени вскрытия называются скважины, которые вскрывают продуктивный горизонт не на всю толщину.
Рис. 1.7. Схемы гидродинамически совершенной (а) и гидродинамически несовершенных скважин: б — по степени вскрытия; в — по характеру 1 — обсадная колонна; 2 — цементный камень; 3 — перфорационное отверстие; 4 — перфорационный канал Введем следующие обозначения:
h — толщина продуктивного горизонта, м;
Dc — диаметр скважины по долоту, м;
Ъ — часть толщины продуктивного горизонта, вскрытого скважиной, м;
5 — относительное вскрытие:
а — безразмерная толщина пласта:
Как видно из рис. 1.7 б, дополнительные фильтрационные сопротивления для таких скважин связаны с искривлением линий тока (т.е. геометрии течения) и могут быть учтены введением их в уравнение Дюпюи.
Имеем для совершенной скважины:
где гс — радиус скважины по долоту rc=Dc 12.
Знаменатель выражения (1.12) и есть фильтрационные сопротивления R при течении продукции к совершенной скважине, т.е.
С учетом этого выражения (1.12) запишем в виде:
Обозначим дополнительные фильтрационные сопротивления через Rmi. По аналогии с (1.13) запишем:
где С, — некоторый коэффициент, учитывающий возрастание фильтрационных сопротивлений за счет изменения геометрии течения продукции к несовершенной по степени вскрытия скважине.
Дебит несовершенной по степени вскрытия скважины обозначим через Qiia:
или Выражение (1.16) может быть использовано для расчета дебита несовершенных по степени вскрытия скважин. При этом дополнительные фильтрационные сопротивления учитываются коэффициентом С, определяемым по специальным графикам (например, по графикам В.И. Щурова).
2. Для скважин, несовершенных по характеру вскрытия Несовершенными по характеру вскрытия называются скважины, которые вскрывают пласт на всю толщину, но скважина обсажена и проперфорирована.
Введем следующие обозначения:
п — плотность перфорации на один погонный метр, отв/м;
/' — средняя длина перфорационного канала, м;
d' — диаметр перфорационного канала, м;
— параметр nDc;
— безразмерная длина перфорационного канала — безразмерный диаметр перфорационного канала Дополнительные фильтрационные сопротивления для таких скважин связаны с изменением геометрии течения продукции вследствие наличия перфорационных отверстий и каналов. По аналогии с выражением (1.15) запишем:
где С2 — некоторый коэффициент, учитывающий возрастание фильтрационных сопротивлений вследствие изменения геометрии течения продукции из-за наличия перфорационных отверстий и каналов.
Дебит несовершенной по характеру вскрытия скважины обозначим через QmB. Тогда по аналогии с (1.16) запишем:
При этом коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений за счет несовершенства по характеру вскрытия С C2=f(nDc,l,d) определяется по специальным графикам.
3. Для скважин, несовершенных по степени и характеру вскрытия В этом случае на фильтрационную картину течения продукции к несовершенной по степени вскрытия скважине накладывается фильтрационная картина течения продукции к перфорированным отверстиям и перфорационным каналам. На рис. 1.8 показана такая картина течения продукции к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине. Видно, что в I области течение плоско-радиальное и справедливым остается уравнение Дюпюи в виде (1.8); во II области фильтрационная картина существенно отличается от таковой в I области, что вызвано несовершенством скважины как по степени, так и по характеру вскрытия и появлением дополнительных фильтрационных сопротивлений, учитываемых коэффициентами С, и С2. Суть вопроса заключается в том, каким образом для такого вида несовершенства взаимосвязаны коэффициенты С, и С2? Для ответа на этот вопрос реальную фильтрационную картину, представленную на рис. 1.8, заменим схематизированной, которая представлена на рис. 1.9. Схематизацию течения продукции выполним, введя фиктивную скважину, несовершенную по степени вскрытия, радиус которой г|я;. В этом случае рассматривается течение продукции:
— в пределах от RK до л — как течение к скважине, несовершенной по степени вскрытия (дополнительные фильтрационные сопротивления учитываются коэффициентом С,);
— в пределах от гфс до г. — как течение к скважине, несовершенной по характеру вскрытия (дополнительные фильтрационные сопротивления учитываются коэффициентом С2).
Для приведенной схемы фильтрационные сопротивления в I области (от RK до г^) складываются из:
— фильтрационного сопротивления R, которое по аналогии с (1.13) таково:
Рис. 1.8. Фильтрационная картина течения продукции к несовершенной по I — область, в которой фильтрация подчиняется закону Дарси — плоскорадиальная фильтрация; II — область нарушения закона Дарси, в которой возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, учитываемые коэффициентами С, и С,; 1 — обсадная колонна; 2 — цементный камень;
3 — перфорационное отверстие; 4 — перфорационный канал — дополнительного фильтрационного сопротивления, которое по аналогии с (1.15) таково:
Рис. 1.9. Схематизированная фильтрационная картина течения продукции к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине:
I — область дополнительных фильтрационных сопротивлений к несовершенной по степени вскрытия фиктивной скважине, учитываемых коэффициентом С,;
II — область дополнительных фильтрационных сопротивлений к несовершенной по характеру вскрытия скважине, учитываемых коэффициентом С,; г., г^, RK — соответственно радиус реальной скважины, радиус фиктивной скважины и радиус контура питания; b — вскрытая часть пласта толщиной h Для II области (от г до г.) фильтрационные сопротивления складываются из:
— фильтрационного сопротивления R^, которое по аналогии с (1.13) таково:
где в соответствии с (1.10) Тогда с учетом этого выражения (1.25) запишем в виде:
— дополнительного фильтрационного сопротивления, которое по аналогии с (1.20) таково:
'С2Дебит несовершенной по степени и характеру вскрытия скважины Qnaai для схематизированной картины течения (рис. 1.9) с учетом выражений (1.23), (1.24), (1.25) и (1.27) таков:
Для реальной фильтрационной картины запишем:
где 2itkh —фильтрационные сопротивления при движении продукции от RK до гс;
г.,, ' С — дополнительные фильтрационные сопротивления за счет несовершенства скважины п о степени и характеру вскрытия, определяемые к о э ф ф и ц и е н т о м С.
Приравнивая правые части выражений (1.29) и (1.28), получим:
откуда находим к о э ф ф и ц и е н т С Таким образом, коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений при течении продукции к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине не является простой суммой коэффициентов С, и С 2, а зависит не только от этих коэффициентов, но и относительного вскрытия пласта и радиусов фиктивной (г ) и реальной (гс) скважин. Принимая, например, г = 10/^, получим:
Резюмируя, отметим, что рассмотренные виды несовершенства скважин учитывают только изменение геометрии течения продукции в сравнении с таковой для совершенной скважины.
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СОВЕРШЕНСТВА.
ПРИВЕДЕННЫЙ РАДИУС СКВАЖИНЫ
Любое гидродинамическое несовершенство скважины приводит к снижению дебита, как это видно из выражений (1.16), (1.21) и (1.29). В общем случае дебит несовершенной скважины QIK запишем в виде:Коэффициентом гидродинамического совершенства скважины Ф назовем отношение дебита несовершенной скважины Qm к дебиту совершенной скважины Qc, вычисляемому по выражению (1.8) или с учетом (1.32) и (1.8) Подставляя в (1.34) выражение для С из (1.30), получим:
гидродинамического несовершенства скважин в снижение дебита совершенной скважины. Так, для скважины, несовершенной по степени вскрытия (С2 = 0, г = г,), коэффициент гидродинамического совершенства фисв из (1.35) будет:
5 = 1 ), коэффициент гидродинамического совершенства фмхв из (1.35) будет:
Еще раз подчеркнем, что зависимости (1.35), (1.36) и (1.37) характеризуют, как влияет на дебит совершенной скважины изменение лишь геометрии течения продукции, и не учитывают каких-либо физических явлений, происходящих как во времени после первичного вскрытия (до вызова притока и освоения), так и при течении продукции в рассматриваемых случаях.
Учет гидродинамического несовершенства скважины может быть выполнен и другим путем. Введем понятие приведенного радиуса скважины гп. Приведенный радиус скважины — это радиус такой фиктивной совершенной скважины Q^, дебит которой равен дебиту реальной несовершенной скважины Q н.
Запишем:
Приравнивая правые части выражений (1.38) и (1.39), получаем:
откуда:
или Таким образом, приведенный радиус скважины связывает между собой радиус реальной скважины с коэффициентом гидродинамического несовершенства С.
Численная величина приведенного радиуса скважины может быть определена по результатам исследования скважины на нестационарном режиме, о чем будет сказано ниже.
В настоящее время гидродинамическое совершенство скважин рассчитывается по результатам экспериментального определения приведенного радиуса гпр, что существенно повышает точность, т.к. отпадает необходимость определения коэффициентов С, и С по специальным графикам при заведомо недостоверной информации.
1.7. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ, СЛЕДУЮЩИХ ЗА ПЕРВИЧНЫМ ВСКРЫТИЕМ
После первичного вскрытия в необсаженной скважине проводится исследование пластоиспытателем, на основании которого могут быть рассчитаны фильтрационные характеристики призабойной зоны {khl\i, к/ц, к).
Обозначим экспериментально определяемый дебит скважины после первичного вскрытия Qx:
где АР, — замеренная депрессия на пласт.
При известных ),, АР,, RK и г. из (1.42) рассчитывают:
После завершения всех работ в скважине (спуск и цементирование обсадной колонны, перфорация, вызов притока и освоение) коэффициент гидропроводности призабойной зоны может измениться и стать равным (kh/n)2:
где а — числовой коэффициент, учитывающий изменение гидропроводности ПЗС вследствие физических и физико-химических явлений с момента после первичного вскрытия до освоения (ввода скважины в эксплуатацию); при этом а$Л.
После освоения скважина исследуется на стационарных режимах работы повторно; при этом:
где Qv AP2 — экспериментально замеренные дебит скважины и депрессия, г — приведенный радиус скважины.
Интегральная оценка эффективности работ, следующих за первичным вскрытием пласта, может быть выполнена сравнением дебитов Q2viQ{ В соответствии с (1.34) и (1.40) | п ^к_ есть коэффициент гидродинамического совершенства скважины ф. Тогда выражение (1.45) с учетом ф и выражения (1.43) запишем в виде:
Данное выражение учитывает все изменения в призабойной зоне скважины за период времени от первичного вскрытия до ввода ее в эксплуатацию и может быть использовано для количественной оценки изменений в ПЗС за счет протекающих в ней реальных процессов, а не только изменения геометрии течения, учитываемого коэффициентом ф.
1.8. ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
Часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт, называется забоем. Этот элемент скважины, как следует из вышеизложенного, является принципиально важным, т.к. в течение срока эксплуатации скважины (а это — десятки лет) забой определяет ее эффективность и должен удовлетворять меняющимся условиям разработки, обеспечивая:— механическую прочность призабойной зоны без ее разрушения;
— возможность избирательного воздействия на различные части вскрытой части продуктивного горизонта как за счет направленного вторичного вскрытия, так и за счет гидродинамических или физико-химических обработок;
— максимально возможный коэффициент гидродинамического совершенства скважины.
В зависимости от существенно различающихся свойств продуктивного пласта и технологий выработки запасов углеводородов можно использовать одну из следующих типовых конструкций забоев скважин, представленных на рис. 1.10:
1. Скважина с перфорированным забоем.
2. Скважина с забойным хвостовиком.
3. Скважина с забойным фильтром.
4. Скважина с открытым забоем.
Вне зависимости от конструкции забоя после вскрытия продуктивного горизонта в скважине проводится цикл геофизических, а в продуктивном горизонте еще и цикл гидродинамических исследований; по полученной информации решается ряд важных задач.
1. Скважины с перфорированным забоем (рис. 1.10 а) являются наиболее распространенными в нефтедобывающей промышленности в силу целого ряда преимуществ, к основным из которых можно отнести:
— надежная изоляция пройденных горных пород;
— возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;
— простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае сложного строения ее;
— существенное упрощение технологии бурения, т.к. бурение под эксплуатационную колонну ведется долотом одного размера до проектной отметки.
После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях достаточно крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.
2. Скважины с забойным хвостовиком (рис. 1.10 б) предназначены для продуктивных горизонтов, представленных крепко сцементированными (очень крепкими) коллекторами. Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. После спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта; при этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободй- Рис. 1.10. Типовые конструкции забоев скважин:
а — с перфорированным забоем; б — с забойным хвостовиком; в — с забойным фильтром; г — с открытым забоем;
1 — обсадная колонна; 2 — цементное кольцо; 3 — перфорационные отверстия; 4 — перфорационные каналы; 5 — перфорированный хвостовик;
6 — забойный фильтр; 7 — сальник (пакер); 8 — открытый забой ным. Приток в такую скважину аналогичен таковому в совершенную скважину, но забой является закрепленным, что исключает уменьшение диаметра скважины даже в случае частичного обрушения призабойной зоны.
3. Скважины с забойным фильтром (рис. 1.10 в) предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов. До кровли продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны. Затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего диаметра до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину. Известно большое количество фильтров, различающихся не только конструкцией, но и материалом, из которого они изготавливаются.
4. Скважины с открытым забоем (рис. 1.10 г) предназначены для однородных устойчивых (прочных) коллекторов. Нижняя часть скважины (до кровли продуктивного горизонта) не отличается от таковой для скважин с забойным фильтром. Продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего диаметра до подошвы;
при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым.
Совершенно очевидно, что такая конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет ограниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются:
— ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения;
— небольшая толщина продуктивного горизонта;
— невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы ПЗС).
На базе описанных типовых конструкций забоев скважин не исключается возможность создания их модификаций в соответствии с особенностями продуктивного горизонта в каждом конкретном случае (т.е. обоснование конструкции забоя скважины индивидуализировано).
1.9. ОСНОВЫ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА
Скважины с перфорированным забоем доминируют в нефтедобывающей отрасли, в связи с чем представляется разумным рассмотреть основные методы перфорации скважин.По принципу действия технических средств и технологий, применяемых для перфорации скважин, все методы можно разделить на следующие:
1. Взрывные.
2. Гидродинамические.
3. Механические.
4. Химические.
1. К взрывным методам относятся пулевая, торпедная и кумулятивная перфорация.
Не останавливаясь на технической оснащенности этих методов, кратко рассмотрим только основные принципы.
Пулевая перфорация осуществляется так называемым пулевым перфоратором, в котором имеются каморы с взрывчатым веществом, детонатором и пулей диаметром 12,5 мм. В результате практически мгновенного сгорания заряда давление на пулю достигает 2 тыс. МПа; под действием этого давления пуля пробивает обсадную колонну, цементный камень и может внедряться в породу, образуя перфорационный канал длиной до 150 мм, диаметр которого равен 12 мм. Если применяется перфоратор другой конструкции, то давление при взрыве существенно ниже 2 тыс. МПа (0,6-0,8 Мпа), но время его действия на пулю длительнее, что увеличивает начальную скорость вылета пули и ее пробивную способность; длина перфорационных каналов достигает 350 мм. Существуют пулевые перфораторы с горизонтальными и вертикальными стволами.
Торпедная перфорация осуществляется разрывными снарядами диаметром 32 или 22 мм. При попадании снаряда в горную породу после выстрела происходит взрыв внутреннего заряда снаряда и дополнительное воздействие на горную породу в виде образования системы трещин. Длина перфорационных каналов при торпедной перфорации достигает 160 мм. Торпедная перфорация осуществляется аппаратами с горизонтальными стволами.
Кумулятивная (беспулевая) перфорация осуществляется за счет фокусирования продуктов взрыва заряда специальной формы, как правило, конической. Заряд конической формы облицован тонким медным листовым покрытием. При подрыве заряда медная облицовка заряда расплавляется, смешивается с газами и в виде газометаллической фокусированной струи прорезает канал в колонне, цементном камне и горной породе. Давление в струе достигает 0, млн. МПа, а скорость ее — 8 км/с. При этом образуется перфорационный канал длиной до 350 мм и диаметром до 14 мм. Кумулятивные перфораторы делятся на корпусные и бескорпусные (ленточные), но снаряды в них располагаются всегда горизонтально.
В настоящее время кумулятивная перфорация является наиболее распространенной, т.к. позволяет в широком диапазоне регулировать характеристики зарядов, подбирая наилучшие для каждого конкретного продуктивного горизонта.
Вместе с тем всем взрывным методам присущи определенные недостатки, некоторые из которых являются весьма существенными. Так как при взрыве создается высокое давление и возникает ударная волна, в обсадной колонне и особенно в цементном камне возникают нарушения, связанные с трещинообразованием, нарушением связи цементного камня с горными породами и обсадной колонной и потерей герметичности заколонного пространства. В процессе эксплуатации скважины это приводит к заколонным перетокам.
Перфорационные каналы, создаваемые при взрывных методах, имеют уплотненные стенки, а сами каналы засорены не только продуктами взрыва, но и различными разрушающимися деталями (герметизирующая резина, фрагменты ленты ленточных перфораторов и др.). При удачной пулевой перфорации в конце перфорационного канала находится пуля, что снижает эффективность фильтрации флюида. При неудачной пулевой перфорации пули застревают в колонне или цементном камне. В любом случае при взрывных методах перфорации на внутренней поверхности обсадной колонны образуются заусенцы, осложняющие или делающие невозможным проведение исследовательских работ в скважине спускаемыми измерительными приборами.
2. Среди возможных гидродинамических методов вторичного вскрытия наиболее интересной на сегодня является гидропескоструйная перфорация, входящая в арсенал средств и методов нефтегазодобывающего предприятия. Так как этот метод является не только методом перфорации, но и методом искусственного воздействия на ПЗС, то рассмотрим его более подробно ниже.
3. Механический метод перфорации является сравнительно новым и осуществляется сверлящим перфоратором, представляющим из себя, по существу, электрическую дрель. Этот перфоратор представляет собой корпус с электромотором. Сверло расположено в корпусе горизонтально. В связи с этим выход сверла определяется диаметром корпуса, что в ряде случаев является недостаточным.
При этом методе вторичное вскрытие осуществляется сверлением отверстий диаметром 14-16 мм; при сверлении обсадной колонны давление на цементный камень является малым, и он не повреждается. При соответствующем выходе сверла просверливаются не только обсадная колонна и цементный камень, но и часть горной породы. Поверхность такого канала является гладкой, а горная порода не уплотненной. Отсутствуют заусенцы и на внутренней поверхности обсадной колонны.
Как показало промышленное использование сверлящих перфораторов, они не повреждают цементного камня и не нарушают герметичности заколонного пространства, позволяя эффективно вскрывать продуктивные горизонты вблизи водонефтяного потока, избегая преждевременного обводнения скважин, которое неизбежно при взрывных методах. Недостатком сверлящего перфоратора является ограниченный выход сверла. Это не всегда обеспечивает эффективное вскрытие, особенно при эксцентричном расположении обсадной колонны в цементном камне, что характерно для наклонно-направленных скважин.
4. К химическим методам перфорации можно отнести такие, при которых вторичное вскрытие происходит за счет химической реакции, например, металла с кислотой. Рассмотрим следующую технологию вторичного вскрытия.
Обсадная колонна длиной, равной толщине продуктивного горизонта или необходимому интервалу вскрытия, просверливается в соответствии с выбранной плотностью перфорации до спуска ее в скважину (на поверхности). Просверленные отверстия закрываются, например, магниевыми пробками, длина которых равна сумме толщины обсадной колонны и толщины цементного кольца. Затем обсадная колонна спускается в скважину и производится ее цементирование. После схватывания цементного раствора в скважину закачивается расчетное количество раствора соляной кислоты, которое продавливается до интервала вскрытия. Взаимодействие солянокислотного раствора с магниевыми пробками приводит к их растворению, и через определенное время магниевые пробки растворяются полностью, раскрывая просверленные в обсадной колонне отверстия и отверстия, образовавшиеся в цементном камне.
В результате этого создается хорошая гидродинамическая связь призабойной зоны с полостью скважины.
Таким образом, рассмотренные методы вторичного вскрытия, технологии и техника их реализации являются многообразными, но не существует ни одного, который бы не обладал определенными, а иногда и существенными, недостатками.
1.10. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ Гидропескоструйная перфорация (ГПП) относится не только к методам вторичного вскрытия, но и к эффективным методам искусственного воздействия на призабойные зоны скважин с целью управления продуктивностью или приемистостью. Основой гидропескоструйной перфорации является использование кинетической энергии жидкостно-песчаных струй, формируемых в насадках специального аппарата — гидропескоструйного перфоратора. Высокоскоростные (до п 100 м/с) жидкостно-песчаные струи обладают абразивным действием, что позволяет направленно и эффективно Рис. 1.11. Схема образования грушеобразной каверны в породе при 1 — обсадная колонна; 2 — цементный камень; 3 — горная порода; круглое отверстие; 5 — грушеобразная каверна воздействовать на обсадную колонну, цементный камень и горные породы, создавая в них каналы различной ориентации. Гидропескоструйный перфоратор закрепляется на нижнем конце колонны НКТ и спускается в скважину на заданную глубину. На поверхности используется специальное оборудование: устьевая арматура, насосные и пескосмесительные агрегаты и др. (подробно используемое при ГПП оборудование рассмотрено в разделе 5.6). Жидкостно-песчаная смесь закачивается в НКТ насосным агрегатом под высоким давлением.
При фиксированном положении гидропескоструйного перфоратора в скважине в обсадной колонне и цементном камне образуются крупные отверстия, а в породе — грушеобразные каверны, форма которых представлена на рис. 1.11. Форма и размеры каверны зависят не только от прочности горной породы, но и от скорости жидкостно-песчаных струй; содержания в ней песка, его колио Рис. 1.12. Экспериментальные зависимости глубины образующихся при ГПП каналов (каверн) / к (1, 2, 3) и расхода водо-песчаной смеси q(V, 2', 3') от перепада давлений АР в насадках диаметром: 1,1' — 6 мм; 2,2' — 4,5 мм;
3,3' — 3 мм чества и размеров песчинок; продолжительности воздействия и фильтруемое™ жидкости. В начальный момент времени каверна формируется достаточно эффективно; по мере расширения каверны скорость активной струи в каверне снижается, а возвратный поток жидкости тормозит активную струю дополнительно — эффективность формирования каверны резко снижается. Как правило, каверна заполнена песком.
Сотрудниками ВНИИнефти проведены стендовые исследования ГПП, которые устанавливают соотношения между некоторыми параметрами процесса, используемыми при проектировании таких обработок в скважинах. На рис. 1.12 представлены результаты этих исследований. По существу, формирование каверны происходит за счет турбулентной затопленной струи, бьющей в тупик.
1.10.1. СТРОЕНИЕ И ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБУЛЕНТНЫХ
ЗАТОПЛЕННЫХ СТРУЙ, БЬЮЩИХ В ТУПИК
Схема строения свободной затопленной турбулентной струи несжимаемой жидкости, вытекающей из насадки с круглым отверстием, приведена на рис. 1.13. При равномерном истечении жидкости по всему сечению насадки в начале струи толщина пограничОсновной Рис. 1.13. Схема затопленной свободной турбулентной струи круглого сечения ного слоя равна нулю. Далее пограничный слой представляет собой расходящуюся поверхность, которая с внешней стороны соприкасается с неподвижной жидкостью, а с внутренней стороны — с ядром постоянных скоростей, где компонента скорости и равна начальной скорости истечения ы(|. По мере удаления от сопла ядро постоянных скоростей сужается и наконец исчезает; пограничный слой распространяется до оси потока. При этом размывание струи сопровождается увеличением ее ширины и снижением скорости на ее оси. Сечение, в котором завершается ликвидация ядра, называется переходным. Участок струи между начальным и переходным сечениями называется начальным участком, а участок, следующий за переходным сечением, — основным. Точка пересечения внешних границ струи называется полюсом. Перейдем к рассмотрению турбулентных затопленных струй, бьющих в тупик.Эпюра скоростей потока в тупике приведена на рис. 1.14 (половина продольного сечения канала диаметром 2Н). В канал с открытого конца втекает струя с начальным диаметром 2вп, со скоНачальный ростью м0 в сечении КК. Размер «в» зоны смешения струи с окружающей жидкостью увеличивается по мере удаления от начального сечения. Поворот струи начинается в сечении ММ', с которого направление потока изменяется на противоположное. Между внешней границей зоны смешения и стенками канала находится область обратного течения жидкости, скорость которой от сечения ММ' к сечению КК' уменьшается в связи с ростом проходных сечений и сокращением расхода жидкости вследствие ее подсасывания к основной (активной) струе. В сечении КК' скорость обратного тока жидкости равна начальной скорости в струе (при этом предполагается, что фильтрация рабочей жидкости в стенки канала отсутствует). В конце тупика (сечение ДД') скорость струи равна нулю. В зоне смешения скорость течения изменяется по величине и направлению от ип (в начале участка струи) или ит (в основном участке струи) до ип. Лучи 01 и 02 на рис. 1.14 представляют собой границы зоны смешения в начальном участке течения. Луч 04 — граница поворота направления течения струй на обратное (нулевой скорости).
Теория турбулентных струй, бьющих в тупик, позволяет построить поля скоростей, индуцируемых струей в тупике, определить характерные сечения потока (конец начального участка; начало разворота струи; статическое давление, развиваемое потоком в полости тупика).
Рассматривая течение струи в тупике, ее обычно делят на две части: первую (часть К'М'МК) — в ней турбулентная струя распространяется во встречном потоке жидкости; вторую (М'Д'ДМ) — в ней происходит разворот линий тока.
Начальный участок струи Совместное решение уравнений расхода для сечений КК' и ZZ' и уравнения количества движения приводит к следующим соотношениям, связывающим безразмерные координаты границы у2' /Н и величины т = ujuu с параметром ef* = eJH:
Основной участок струи Для основного участка струи формулы, связывающие т, в* и ит, следующие:
Используя соотношения (1.47), (1.48), (1.51) и (1.52), а также имея в виду, что закон нарастания толщины области перемешивания как в основном, так и в начальном участке струи имеет вид где в — толщина области перемешивания;
х — абсцисса, отсчитываемая от начального сечения струи;
с — константа турбулентности, равная с = 0,27 в начальном участке и с = 0,22 в основном участке, можно найти* зависимости м1И и у ( ' 1 2 4 ) /Я от параметра х = х/воплях* = х/Н, представленные на рис. 1.15,1.16,1.17 и 1.18.
Длину первого участка осесимметричного течения в тупике можно определить из условия равенства площадей прямого и обратного тока:
* Г.Н. Абрамович. Теория турбулентных струй. — М.: Физматгиз, 1960, 715 с.
Из рис. 1.18 следует, что при х* = 4,2 величина у'А = 0,615 и дальнейший ее рост прекращается с увеличением х*. Поэтому можно считать, что абсцисса конечного сечения первой части струи («центра разворота струи») равна Следует отметить, что при распространении струи в тупике расход жидкости, движущейся в положительном направлении оси х, сначала возрастает, а затем начинает снижаться. Считается, что в том сечении, где величина расхода достигает максимума, располагается «центр разворота струи» — линия тока, вырождающаяся в точку.
Анализ показывает, что при х* = 6 величина скорости на оси струи составляет всего 3-5% начального значения мп. Безразмерная координата линии нулевой скорости на границе первой части струи равна у'^ПЛ. = 0,5.
Избыточное давление АР в сечении ДД' в тупике, в который втекает турбулентная затопленная струя, может быть найдено из уравнения импульсов давления, записанного для контура КК'Д'Д (см.
рис. 1.14) в предположении, что величина скоростного напора равна нулю:
откуда Рис. 1.15. Зависимости безразмерной скорости Uт в первой части осесимметричной струи, бьющей в тупик, от параметра х при Ve: 1 — 0,1; 2 — -0, -0, Рис. 1.16. Зависимости безразмерной скорости Uт в первой части осесимметричной струи, бьющей в тупик, от параметра х' при Ь\: 1 — 0,1; 2 — 0,2;
условиях, м3/сут.
Выражение (7.75) можно переписать так:
РЖ=Р„+"В(РВ-Р„)Рассмотрим случай, когда Р^ совпадает с турбулентностью пробы нефти при PVT исследовании.
Если турбулентность в скважине меньше, чем в бомбе PVT, выделеi Рис. 7.8. Кривая распределения давления в подъемнике:
1 — до ликвидации метастабильного состояния; 2 — после его ликвидации ние газа в скважине может начаться при меньшем давлении, что наглядно видно из рис. 7.8 (кривая 1): точка Б соответствует давлению насыщения Ртс, определенному в бомбе PVT; точка А соответствует давлению насыщения / ^ в подъемнике и определяется отклонением распределения давления от линейного. Совершенно очевидно, что давление насыщения, определенное в бомбе PVT при стандартных условиях Рте, должно быть скорректировано на температуру в подъемнике Р,. Разность давлений насыщения составляет АР :
&Pu=Pm*,-PL и зависит от так называемого метастабильного состояния продукции скважины (запаздывания выделения газа из раствора).
Повышение эффективности фонтанирования, как следует из вышеизложенного, возможно за счет ликвидации метастабильного состояния раствора путем использования скважинных турбулизаторов потока, устанавливаемых на определенной глубине внутри подъемника. Схема одной из возможных конструкций турбулизатора потока представлена на рис. 7.9.
Для пояснения принципа действия турбулизатора потока примем следующие допущения:
— Расстояние между сечениями 1—1 и 2—2 несоизмеримо мало в сравнении с длиной подъемника.
— Необратимыми потерями энергии между этими сечениями пренебрегаем.
— Энергия положения в сечениях 1—1 и 2—2 одинакова.
В соответствии с уравнением Бернулли запишем баланс энергий в сечениях 1—1 и 2—2:
где Pv P2 — соответственно давления в сечениях 1—1 и 2—2, Н/м ;
\),, \>г — соответственно скорости потока в сечениях 1—1 и 2—2, м/с;
р ж — плотность жидкости (продукции скважины), кг/м.
Как видно из рис. 7.9, внутренний диаметр подъемника обозначен через dv а минимальный диаметр сопла — dr При принятых допущениях сумма потенциальной и кинетической энергий в сечениях 1—1 и 2—2 не изменяется, но изменяется их соотношение. В сечении 2—2 кинетическая энергия в сравнении с таковой в сечении 1—1 увеличивается в (djd2)* раз, а потенциальная энергия во столько же раз уменьшается, что приводит к выделению газа из продукции в сечении 2—2. Таким образом ликвидируется полностью или частично метастабильное состояние раствора и повышается эффективность использования газа в процессе подъема жидкости, о чем можно судить по возрастанию газлифтного эффекта (Я ГЭ2 >Я ГЭ1,рис.7.8).
Существует и другой принципиальный путь интенсификации выделения газа из раствора, базирующийся на работах Я.И. Френкеля, в соответствии с которыми энергетические затраты на образование новой фазы минимальны на границе раздела. Вводя в раствор зародыши газовой фазы с развитой удельной поверхностью, можно существенно интенсифицировать процесс выделения газа и Рис. 7.9. Принципиальная схема скважинного турбулизатора потока тем самым повысить эффективность процесса фонтанирования скважины.
Как следует из предыдущего раздела, эффективность фонтанирования зависит от структуры образующейся газожидкостной смеси. Наиболее эффективной является эмульсионная мелкодисперсная структура. Поэтому управление искусственным созданием такой структуры является третьим путем повышения эффективности фонтанирования.
Совершенно очевидно, что длительность периода фонтанирования связана с установлением такого режима работы фонтанной скважины, при котором оптимальный удельный расход газа будет наименьшим из всех возможных. Из выражения (7.17) следует, что это возможно при соответствующих комбинациях Р1ж, Р, HCt и d. С другой стороны, длительность фонтанирования скважины зависит от принятой системы разработки при рациональном использовании природной, а также искусственно вводимой в залежь энергии, устанавливаемом по результатам работы скважины на различных режимах.
7.8. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Как уже отмечалось, естественное фонтанирование скважин с рациональным дебитом является предпочтительным, т.к. осуществляется за счет природной энергии. В условиях разработки нефтяных месторождений с ППД преобладающим является искусственное фонтанирование. В этом случае максимальное использование энергии является не столько желательным, сколько первостепенно необходимым, что связано с недостатками системы ППД и, в первую очередь, с низким коэффициентом полезного действия.С целью установления рационального режима работы фонтанной скважины (любой добывающей скважины) проводят ее исследование при работе на нескольких стационарных режимах; часть информации используется для построения индикаторной диаграммы, о чем сказано ранее.
Экспериментальное изучение изменения основных показателей работы добывающей скважины в зависимости от противодавления на устье скважины (режимов скважины и призабойной зоны) позволяет построить так называемые регулировочные кривые.
Оборудование фонтанных скважин позволяет без существенных трудностей проводить все виды глубинных гидродинамических исследований, в том числе и отбор глубинных проб, при различных режимах работы системы, регулируемых сменой проходного диаметра штуцера, устанавливаемого в стандартной фонтанной арматуре любого типа. Правила и порядок установления стационарного режима работы исследуемой системы рассмотрены в разделе по гидродинамическому исследованию скважин.
Измеряемыми параметрами в данном случае являются:
— дебит скважины Q, (м7сут, т/сут);
— забойное (пластовое) давление Р^(РШ), МПа;
— проходной диаметр штуцера dm, мм;
— давление на устье скважины Ру, МПа;
— давление в затрубном пространстве Р э а | р, МПа;
— газовый фактор Go, (м3/м3, м7т);
— обводненность продукции В, (%, д.ед.);
— содержание механических примесей (песка) в продукции М, (кг/м3, кг/т);
— содержание парафина (смол, асфальтов) П, (кг/м3, кг/т);
а также другие характеристики продукции (плотность нефти и воды, вязкость нефти и воды и т.п.). Кроме того, в процессе этих исследований зачастую фиксируют на каждом режиме работы скважины: кривые распределения давления и температуры по длине скважины; профили притока; производят отбор проб продукции с разных глубин и т.п.
Основные полученные данные заносятся в таблицу, которая представлена ниже.
Графические зависимости вышеприведенных параметров от диаметра штуцера называются регулировочными кривыми. Регулировочные кривые строятся на основании табл.7.1 и представлены на рис.7.10.
Данные кривые являются объективным фундаментом для установления рациональной нормы отбора жидкости из скважины и наиболее выгодного режима ее работы.
При установлении рациональной нормы отбора продукции из скважины необходимо руководствоваться следующими основными положениями:
— забойное давление Р з а б, как правило, не должно быть ниже давления насыщения Piac. Для нефтей с определенными свойствами допускается снижение забойного давления, удовлетворяющего следующему условию:
указанное, в основном, может быть использовано для нефтей девонских отложений Урало-Поволжья;
— максимальное использование природной энергии, в том числе и газа, выделяющегося из нефти, что требует оптимизации давления на устье скважины Р ;
0,30.
0,25.
0,20.
0,15.
0,10.
0,05.
Рис. 7.10. Регулировочные кривые фонтанной скважины:
О 1 — дебит; fj 2 — забойное давление; Д 3 — устьевое давление;
V 4 — давление в затрубном пространстве; Q 5 — газовый фактор;
© 6 — обводненность продукции; Q 7 — содержание механических примесей; © 8 — содержание парафина; 0);
— снижении погружения башмака под уровень жидкости (hn);
— снижении плотности жидкости (р ж );
— снижении/ э в сравнении с/ в, т.е. при подборе соответствующих диаметров колонн НКТ.
В настоящее время на практике используют следующие методы снижения пускового давления.
Метод задавки жидкости в пласт Этот метод дает положительные результаты для скважин с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, т.е.
тогда, когда при репрессии жидкость быстро поглощается пластом.
Если обозначить максимальный объем жидкости в скважине через Кж макс (пренебрегая толщиной стенок колонн НКТ, спущенных в скважину), то при известных глубине скважины Lc, начальном статическом уровне Н^ и внутреннем диаметре скважины Dm максимальный объем жидкости таков (м3):
С момента начала задавки жидкости в пласт, например, за счет подачи в скважину компримированного газа при давлении закачки Р эак, статический уровень жидкости возрастает и его положение зависит от времени закачки t, т.е. На = f(t). Совершенно очевидно, что и объем жидкости в скважине снижается во времени, т.е. Кж =/(/):
При рассмотрении данного вопроса принимаем, что:
— закачка газа ведется по всему сечению скважины;
— потери на трение, равно как и вес газа, не учитываются;
— коэффициент приемистости скважины К не зависит от давления, т.е. Кп = const;
— давление закачки газа Рз№ постоянно.
Задавка жидкости в пласт возможна за счет создаваемой в проз№ цессе закачки газа репрессии АР :
где р ж — плотность продукции скважины, кг/м ;
Рш — пластовое давление, Па;
Ргак — давление закачки газа, Па.
При АР (t) = 0 задавка жидкости в пласт прекращается, а статический уровень достигает своего максимального значения //стмакс (0Определим эту величину. Перепишем выражение (8.24) для этого случая:
откуда Максимальный объем жидкости, поглощенный пластом Ужтхл в процессе задавки, равен разности выражений (8.22) и (8.23) при подстановке в (8.23) вместо HJf) выражения (8.25). В результате:
Обозначая подачу компрессора при закачке газа через qK [м3/мин] и принимая ее постоянной во времени, рассчитываем время закачки t^:
Как следует из (8.26), максимальный объем жидкости в скважине, рассчитываемый по (8.22), может быть задавлен в пласт при условии />за]> Рт.
Динамика задавки жидкости в пласт в функции времени может быть рассмотрена исходя из следующего. Объем поглощаемой пластом жидкости во времени Уж погл (t) таков:
Подставляя в (8.28) выражения (8.22) и (8.23), получим:
Динамика поглощения жидкости пластом такова:
где ^ п — коэффициент приемистости скважины, мУ(минПа);
t — текущее время, мин.
Подставляя в (8.30) выражения (8.24) и (8.29), получаем:
Данное выражение позволяет рассчитывать динамику поглощения жидкости пластом во времени, если задаться законом изменения во времени статического уровня Я с т (t).
После задавки жидкости в пласт прекращают закачку газа и стравливают имеющийся в скважине газ, что приводит к снижению забойного давления, возникновению депрессии, и скважина запускается в работу. Метод является достаточно простым и эффективным.
Метод свабирования Метод базируется на снижении погружения башмака подъемника под уровень жидкости за счет спуска в НКТ современного сваба с большой длиной хода и отбора определенного объема жидкости из скважины с последующей закачкой компримированного газа. При свабировании понижается погружение hn и, как это следует из формулы пускового давления, величина этого давления снижается.
Метод последовательного допуска труб Может быть применен в скважинах с низким коэффициентом продуктивности, является достаточно трудоемким и, в определенной степени, опасным. Суть этого метода заключается в следующем. Башмак подъемника спускается на такую глубину, при которой можно оттеснить уровень жидкости исходя из располагаемого давления закачки / зак. Для этого используем формулу пускового давления, полагая Рпуск = Рж. Рассчитываем погружение Лп1:
Башмак подъемника спускается на глубину 7/б 1 :
где Я с т 0 — начальный статический уровень в скважине, м.
После спуска башмака на глубину Я 6 1 в скважину подается газ под давлением Рзш, уровень жидкости оттесняется до башмака и скважина продувается; при этом определенный объем жидкости выбрасывается из скважины. После этого устьевая арматура демонтируется и производится наращивание и допуск колонны НКТ на глубину, чтобы погружение стало равным Л^; при этом Ап2< hnl, т.к. в процессе работ по демонтажу арматуры, наращиванию, допуску колонны НКТ и монтажу устьевой арматуры проходит определенное время, в течение которого уровень жидкости в скважине может измениться за счет притока из пласта. После допуска труб в скважину подается газ под давлением Р^, уровень жидкости оттесняется до башмака и скважина продувается; при этом определенный объем жидкости выбрасывается из скважины. Затем вся процедура повторяется до тех пор, пока глубина спуска башмака не достигнет проектной величины.
Метод переключения с одной системы закачки на другую Этот метод при определенных условиях может оказаться достаточно эффективным средством снижения пускового давления и зависит, как это следует из общей формулы, от соотношения/^ и базируется на соответствующем подборе диаметров колонн НКТ, т.е.
система закачки газа (с минимальным пусковым давлением) в период пуска может быть определена уже на стадии проектирования газлифтной эксплуатации. Эффективность этого метода снижения пускового давления всецело определяется соотношением/Д^ Более универсальным и легко управляемым методом снижения пускового давления является метод, базирующийся на снижении плотности жидкости в скважине р ж использованием на подъемнике специальных пусковых отверстий.
Метод пусковых отверстий По физической сущности процессов после прорыва газа в подъемник этот метод принципиально не отличается от метода последовательного допуска труб. Технологическим отличием является то, что прорыв газа в подъемник осуществляется не через башмак подъемника, а через специальные пусковые отверстия, размещенные на расчетных глубинах по длине подъемника ниже начального статического уровня На 0. Местоположение пусковых отверстий и их количество зависят от располагаемого рабочего давления Р и глубины спуска башмака Н6.
Рассмотрим данный метод на примере однорядного подъемника при прямой закачке газа (рис. 8.5). Глубина расположения первого пускового отверстия определяется из уравнения баланса давлений до отверстия и после:
Рис. 8.5. Схема пуска газлифтной скважины с использованием пусковых откуда а глубина первого отверстия Я 0 1 :
Н =Н + —^^ —где Р — рабочее давление закачиваемого газа на устье скважины (в затрубном пространстве), Па;
Рг—давление от веса столба газа в затрубном пространстве, Па;
Ру — давление на устье скважины в НКТ, Па.
После оттеснения уровня жидкости до первого отверстия газ прорывается через него в подъемник и насыщает жидкость. Плотность образующейся смеси снижается, а высота ее возрастает до величины Я с м. ЕслиЯ с м > Я 01, то начинается излив продукции на устье, создается определенная депрессия на пласт и скважина запускается в работу. ЕслиЯ с м < Я 01, то начинается продувка подъемника на высоте Нш и выброс жидкости; у отверстия устанавливается определенный перепад давлений АРт, зависящий от площади отверстия и расхода газа через него. Таким образом, рабочее давление Р,, под действием которого уровень жидкости оттесняется от первого пускового отверстия до второго (на величину Лп2), равно:
Рр1=Рр+Рг-АРт, а глубина второго отверстия Я 0 2 такова:
где ЬРт — потери давления в первом отверстии, Па.
После достижения уровнем жидкости второго пускового отверстия происходит процесс, аналогичный таковому у первого отверстия, и цикл повторяется. Местоположение последующих отверстий рассчитывается аналогично.
Площадь отверстия рассчитывается таким образом, чтобы скорость движения газа в нем не превышала критических значений, например, скорости звука при предельном расходе газа.
Недостатком данного метода является повышенный удельный расход газа при нормальной работе скважины, т.к. пусковые отверстия остаются открытыми. В настоящее время этот метод снижения пускового давления не применяется.
Сегодня запуск газлифтных скважин в работу осуществляется с использованием так называемых пусковых клапанов, а ввод газа при нормальной работе подъемника осуществляется через так называемый рабочий клапан. Различные глубинные клапаны, применяемые при газлифтной эксплуатации, рассмотрены ниже.
8.5. ГЛУБИННЫЕ ГАЗЛИФТНЫЕ КЛАПАНЫ
В настоящее время при эксплуатации скважин используется большое количество различных глубинных клапанов, принципиально предназначенных для установления или прекращения взаимосвязи подъемника с различными межтрубными пространствами. Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать по следующим признакам:1. По назначению:
1.1. Пусковые.
1.2. Рабочие.
1.3. Концевые.
2. По конструкции:
2.1. Пружинные.
2.2. Сильфонные.
2.3. Комбинированные.
3. По характеру работы:
3.1. Нормально открытые.
3.2. Нормально закрытые.
4. По давлению срабатывания:
4.1. От давления в затрубном пространстве.
4.2. От давления в НКТ (подъемнике).
По принципу действия клапаны являются дифференциальными.
Пусковые клапаны предназначены, в основном, для запуска газлифтных скважин в эксплуатацию, но широко применяются и при других способах эксплуатации; например, для повышения эффективности работы скважин при явлении пульсации (сглаживание пульсаций).
Рабочие клапаны предназначены для ввода газа в подъемник при газлифтной эксплуатации.
Концевые клапаны предназначены для поддержания рабочего уровня жидкости ниже этого клапана и обеспечивают равномерное поступление газа в подъемник через клапан при изменении расчетных параметров газлифта, предотвращая явление пульсации. Устанавливаются эти клапаны вблизи башмака подъемника.
На рис. 8.6 приведены основные схемы глубинных клапанов. Все клапаны в нижней части имеют промывочные обратные клапаны (на рис. 8.6 они не показаны).
Пружинный клапан (рис. 8.6 а) — по характеру работы относится к нормально открытым клапанам дифференциального типа. Клапан состоит из двух сёдел 1 и 10, двух клапанов 2 и 9, соединенных штоком 3. На штоке имеется пружина 6, один конец которой связан через упор 7 с корпусом клапана 11, а другой — со штоком 3 через Рис. 8.6. Принципиальные схемы глубинных клапанов:
а — пружинный; б — сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном пространстве Рк; в — сильфонный, срабатывающий от давления в трубах Р7 (подъемнике); г — комбинированный; 1 — нижнее седло клапана;
2 — нижний клапан; 3 — шток клапана; 4 — сильфонная камера; 5 — регулировочная гайка; 6 — пружина; 7 — упор пружины; 8 — отверстие в корпусе клапана; 9 — верхний клапан; 10 — верхнее седло клапана; 11 — корпус клапана; 12 — стенка НКТ регулировочную гайку 5, закрепленную на нем. Клапан размещен в корпусе 11 и устанавливается на внешней стороне колонны НКТ12.
В рабочем (открытом) положении нижнее седло 1 закрыто клапаном 2 за счет силы сжатой пружины 6. Верхний клапан 9 открыт.
Газ под давлением Рк из затрубного пространства через отверстие и верхнее седло 10 поступает в колонну НКТ (подъемник), газирует продукцию скважины, в результате чего через определенный промежуток времени давление Рт в НКТ и внутри корпуса клапана снижается. Рассмотрим силы, действующие на шток клапана, когда клапан находится в открытом и закрытом состояниях.
1. Клапан 9 открыт Обозначим (индекс «о» означает, что клапан открыт):
Р т о — давление в НКТ и внутри клапана, Па;
Рко — давление компримированного газа в затрубном пространстве, Па;
Fao — сила сжатия пружины, действующая на шток и направленная сверху вниз, Н.
Баланс сил, действующих на шток, таков:
Ъ>(Р«,-Рго)А, где/,—площадь поперечного сечения нижнего седла, м.
Таким образом, условие (8.37) — условие устойчиво открытого положения клапана.
Клапан закрывается, когда баланс сил, действующих на шток, соответствует условию:
(PKO-PTO)fl>Fno.
Обозначим и назовем этот перепад давлений ДРз закрывающим перепадом, величина которого такова:
2. Клапан 9 закрыт Обозначим (индекс «з» означает, что клапан закрыт):
Р т з — давление в НКТ, Па;
Ра — давление компримированного газа в затрубном пространстве и внутри клапана, Па;
Fm — сила сжатия пружины, действующая на шток и направленная сверху вниз, Н.
Баланс сил, действующих на шток, таков:
При выполнении условия (8.41) клапан устойчиво закрыт.
Клапан открывается тогда, когда баланс сил, действующих на шток, соответствует условию:
Обозначим и назовем этот перепад давлений АРо открывающим перепадом, величина которого такова:
Данное условие справедливо только в том случае, если FJFno меньше, чем/ ]0 //,.
Сильфонные клапаны выполняются по двум схемам: срабатывающие от давления в затрубном пространстве Рк (рис. 8.6 б) и от давления в трубах Р т (рис. 8.6 в). Основным элементом таких клапанов является сильфонная камера 4, заполненная, как правило, азотом до давления Рс.
Рассмотрим более подробно работу клапана, представленного на рис. 8.6 б. Обозначим эффективную площадь поперечного сечения сильфона через/ с. На штоке 3, соединенном с сильфонной камерой 4, имеется клапан 2, площадь поперечного сечения седла которого 1 обозначим через/ к. Через отверстия 8 и открытый клапан 2 газ из затрубного пространства при давлении Р к поступает в НКТ. Одной из основных характеристик сильфонного клапана является давление зарядки сильфона Р с. Рассмотрим, от чего зависит это давление.
При закрытом клапане седло 1 перекрыто клапаном 2. Давление внутри корпуса 11 равно Рк. Это давление действует на дифференциальную площадь (fc -fK), создавая силу, приложенную к штоку 3 и направленную снизу вверх:
Со стороны колонны НКТ на клапан 2 действует сила Рт /к, направленная снизу вверх. Обе эти силы стремятся открыть клапан.
Открытию клапана препятствует сила, равная Pcfc и направленная сверху вниз. Клапан будет устойчиво закрыт при следующем балансе этих сил:
где Рт — давление в НКТ на уровне клапана, Па.
Баланс сил, при котором произойдет открытие клапана, таков:
[Ло(Т,-Л) + ЛЛ1>Л/..
где Рко—давление газа в затрубном пространстве, при котором происходит открытие клапана Перепишем полученное выражение следующим образом:
Введем следующие обозначения:
откуда где Kc — коэффициент сильфона;
Кк — коэффициент клапана.
Введенные параметры (8.49) — (8.51) являются характеристиками газлифтных клапанов.
С учетом обозначения (8.51) окончательно получим давление в затрубном пространстве Р ко, при котором произойдет открытие клапана:
Из полученного выражения найдем давление зарядки сильфона для открытия клапана при заданном давлении в затрубном пространстве Р к о и известных характеристиках клапана:
Когда клапан открыт, а давление внутри него равно Р к, это давление действует на площадь поперечного сечения сильфона /с. Баланс сил в этом случае таков:
Чтобы клапан закрылся, давление внутри клапана Р к должно снизиться до величины Р ю ; при этом баланс сил должен быть таковым:
Давление в трубах, при котором произойдет открытие клапана, обозначим через Рт. Зависимость (8.60) в этом случае принимает вид:
откуда давление Р т о с учетом (8.52) таково:
PT0>KcPe-KJ>K.
Из полученного выражения найдем давление зарядки сильфона для открытия клапана при заданном давлении в трубах Рт и известных характеристиках клапана:
Независимо от обводненности продукции при вн(Рс, Г.) > 1 и вв(Р& Тс) > 1 коэффициент, учитывающий объемные свойства продукции,
«