Изменение длины канала в зависимости от режимов резания и диаметра насадки, мм

 

Время, мин.	Прочность породы на сжатие, МПа
Перепад давления в насадке, МПа
Примечание. В числителе данные для насадки диаметром 4,5 мм, в знаменателе — диаметром 6 мм.

 

 

Таблица 14.3

Потери давления во время циркуляции водопесчаной смеси для ГПП в скважине

 

 

 

q, л/с	Расход давления ∆Ртр на 100 м глубины для конструкций колонны, мм, при
Dк = 146 мм и dт, мм	Dк = 168 мм и dт, мм
	0,030 0,130 0,310 0,520 0,720	0,025 0,115 0,270 0,440 0,620	0,020 9,100 0,230 0,370 0,520	0,020 0,120 0,270 0,420 0,560	0,018 0,100 0,230 0,360 0,490	0,015 0,080 0,190 0,310 0,430
Примечание. 1. Экспериментальные данные по П. М. Усачеву. 2. Для НКТ dт = 73 мм данные интерполированы.

 

Обычно принимают число насадок, при котором затраты жидкости не превышали бы 0,025 м³/с для ограничения гидравлических потерь. Применяют n_ап≤6 для насадок с d₀=4,5 м. и n_ап≤4 для насадок с d₀=6.Для коноидальных насадок µ_ап=0,89.

Плотность смеси жидкости с песком (кг/м³) определяют по формуле:

 

ρ_см = С_пк (ρ_пск – ρ_ж) + ρ_ж,

где ρ_пск — плотность абразивного материала, для зерен кварцевого песка ρ_пск = 2650 кг/м³;

ρ _ж — плотность жидкости, кг/м³.

Отсюда

Значение давления (МПа) на устье скважины рассчитываем по уравнению:

 

Р_у =∆Р + ∆Р_тр.

 

Значение ∆Р_тр определяют из формулы Дарси-Вейсбаха как сумму гидропотерь в НКТ и затрубном пространстве.

Рассчитанное по формуле (Р_у= ∆Р+ ∆Р_тр) давление на устье ∆Р_у сравниваем с характеристикой насосных агрегатов и допустимым давлением, вычисленным по формулам (Р_доп = Р_опр/1,5; Р_опр — давление опрессовки), когда принимаем решение о режиме их работы. Можно также рассчитать необходимое давление опрессовки напорных линий

Р_оп = 1,5 · Р_у.

Число насосных агрегатов

n_ап=(q_ап/q_ан)+1

q_ап— затраты жидкости насосных агрегатов во время нагнетания на такой скорости, для которой рабочее давление меньше расчетного;

q_ан — производительность 1 агрегата.

Частота вращения коленчатого вала насосного агрегата для 4АН-700 составляет 1300—1500 об. /мин.

Число обслуживающих агрегатов, которые подают жидкость с низким давлением на пескосмесительную машину (цементирующий агрегат) n_ца, определяют по формуле:

n_ца=n_ап/2

 

Кроме указанных агрегатов используют блок манифольда, СКУ и автоцистерны для перевозки жидкостей. Схема обвязки оборудования изображена на рис. 14.10.

 

Рис. 14.10. Схема обвязки оборудования при ГПП:

1-гидропескоструйный аппарат; 2-муфта-репер; м3-обсадная колонна; 4-НКТ; 5-сальник устьевой; 6-обратный клапан; 7-фильтр для песка; 8-насосные агрегаты высоконапорные; 9-блок манифольда; 10-пескосмеситель; 11-насосные аграгаты; 12-выкидная линия в ёмкость; 13-сито для улавливания хлама; 14-ёмкость для жидкости.

 

ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН

 

В ряде случаев для улучшения притока нефти и газа к забою целесообразно применять способ торпедирования. С этой целью в скважину спускают специальную торпеду, заряженную взрывчатым веществом — тротилом, тетрилом, гексогеном, нитроглицерином, аммонитом, динамитом и т. д. — и взрывают ее против продуктивного пласта. При торпедировании в пласте образуется каверна, от которой во все стороны расходится сеть трещин, в результате чего повышается прони­цаемость пород в призабойной зоне и увеличивается дебит скважины.

С целью предохранения обсадных колонн от нарушения в процессе торпедирования над торпедой устанавливают пакер или герметизируют их (жидкостью, песком, глиной и т. д.).

Торпеды используют нескольких типов: фугасные, шнуровые, кумулятивные. Фугасные торпеды изготавливают герме­тичными и негерметичными.

Герметичные фугасные торпеды, в основном, изготовляют двух типов: Ф-2 и ФТ-2 с металлическими корпусами. Применяют в качестве оболочек и асбоцементные трубы. Достоинством герметичных торпед с асбоцементным корпусом является отсутствие в стволе после взрыва торпеды металлических осколков, засоряющих скважину.

Заряд в фугасных торпедах состоит из сплава тротила и гексогена. Взрыватель срабатывает от действия тока, подаваемого с устья скважины по кабелю.

Все большее распространение в промысловой практике находят негерметичные торпеды, в которых взрывчатое вещество соприкасается со скважинной жидкостью. Такие торпеды либо совсем не имеют оболочки (типа ТШБ), либо имеют оболочку из малопрочного материала (торпеды шашечные ТШ).

Вес заряда торпед определяют, исходя из диаметра скважи­ны, назначения взрыва, свойств взрывчатых веществ (ВВ), а также свойств пород.

В плотных породах применяют торпеды с большими зарядами ВВ, а в мягких — с меньшими. Все работы по торпедиро­ванию скважин проводят специальные промысловые партии.

Важно при взрывных работах с целью их безопасного и безаварийного проведения четко знать и соблюдать все правила обращения со взрывчатыми веществами. Многие ВВ вредно действуют на организм человека, накапливаются в нем и отравляют.

 

ТЕПЛОВЫЕ ОБРАБОТКИ ПЗП

 

Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и запарафинивания колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержа­щихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению прони­цаемости пород ПЗП.

Многие факторы, ухудшающие проницаемость коллекторов, вызывают большую трудность и при освоении нагнетательных скважин, расположенных в нефтяной зоне пласта. Вода, нагнетаемая при температуре ниже температуры пласта, вызывает охлаждение пород призабойной зоны, способствует более интенсивному выпадению тяжелых компонентов нефти, в результате чего наиболее мелкие поры пласта оказываются закупоренными. Поэтому для предупреждения снижения проницаемости в целях увеличения дебита эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин и для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти, проводят тепловую обработку призабойной зоны скважин.

При прогреве тем или иным способом скважины и ее призабойной зоны отложившиеся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.

В промысловой практике широко распространены следующие методы прогрева призабойной зоны скважин:

1) закачка в скважины нагретой нефти, нефтепродуктов иливоды, обработанной поверхностно-активными веществами;

2) закачка пара в эксплуатационные скважины, подаваемого с передвижных парогенераторов или стационарных паровых установок;

3) электротепловая обработка скважин при помощи специальных самоходных установок;

4) термохимическая обработка призабойной зоны путем закачки в скважины соляной кислоты с магнием;

5) внутрипластовое горение (при эксплуатации).

Перед тепловой обработкой необходимо обследовать скважину и определить: содержание в нефти парафиновых и ас-фальтосмолистых компонентов; пластовую температуру и давление; содержание механических примесей, количество и состав воды в продукции скважин; глубину залегания и мощно­сти нефтеносного пласта; текущий дебит скважины и другие параметры. С помощью этих показателей определяют продолжительность и температуру прогрева; расход тепла, требуемого для обработки; глубину установки нагревателя и др.

 

14.5.1. ЗАКАЧКА В СКВАЖИНУ НАГРЕТОЙ НЕФТИ, НЕФ­ТЕПРОДУКТОВ ИЛИ ВОДЫ, ОБРАБОТАННОЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ

 

Этот метод широко внедрен на многих нефтя­ных промыслах благодаря простоте технологии и применяемого оборудования. Обычно для закачки в скважину используют нагретую сырую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо.

Практически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны скважины требуется от 15 до 30 м³ горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90—95°С в паропередвижных установках или электронагревателях. Нагретую жидкость насосами закачивают в скважину.

Применяют два варианта прогрева: 1) создание циркуляции (горячая промывка) и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При горячей промывке глубинный насос спускают до середины интервала прогрева. Горячую нефть (газолин) закачивают через затрубное пространство. Горячий нефтепродукт (нефть) вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство до приема глубинного насоса. При этом частично растворяется парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, а также вымываются АСПО в ПЗП. Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако недостатком его является незначительное тепловое воздействие на ПЗП.

При втором варианте закачки горячего нефтепродукта из скважины извлекают подземное оборудование и спускают насосно-компрессорные трубы с пакерами. Горячий нефтепродукт или нефть под давлением через насосно-компрессорные трубы продавливают в пласт. После этого поднимают трубы с пакерами, спускают глубинный насос и вводят скважину в эксплуатацию. Горячий нефтепродукт в призабойной зоне растворяет парафино-смолистые вещества, которые при откачке выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Недостатком этого способа является необходимость оста­новки скважины для подъема, спуска насоса и установки пакера. Однако закачка горячих нефтепродуктов по этому варианту более эффективна, чем по первому.

Применяют также комбинированный метод интенсифика­ции; обработка призабойной зоны горячей нефтью с добавкой различных ПАВ. В скважине, намеченной к обработке, вначале производят депарафинизацию (очистку) насосно-компрес-сорныхтруб путем закачки горячей нефти в затрубное пространство (при работающей скважине). После этого скважину останавливают и извлекают насосные штанги с корпусом насоса. Через насосно-компрессорные трубы закачивают 10—12 м³ горячей нефти (t = 85—95° С) с добавкой 80—100 кг ПАВ. По истечении 6—7 ч после обработки спускают штанги с корпусом и вводят скважину в эксплуатацию.

Практика показала, что обработка скважин горячей нефтью с ПАВ дает большую эффективность.

В некоторых нефтяных районах для прогрева призабойной зоны используют пластовую воду. Воду в объеме 70—80 м³ на­гревают до 90—95° С, добавляют в нее поверхностно-активные вещества (0,5—1,0% объема воды) и под давлением закачивают в пласт. Технология закачки такой воды аналогична техноло­гии закачки нефтепродуктов.