CC BY
25ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.279.76
М.В. Омельянюк1, e-mail: m.omeiyanyuk@maii.ru; И.А. Пахлян1; Е.Н. Зотов2
1 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кубанский государственный технологический университет» (Краснодар, Россия).
2 Филиал ООО «РН-Сервис» в г. Уфе (Уфа, Россия).
Разработка устройств и технологии для обеспечения проходимости эксплуатационных колонн и обработки призабойных зон добывающих скважин в целях повышения дебита
В статье представлена разработанная авторами технология нормализации забоя с одновременной обработкой призабойных зон скважины в целях повышения дебита с использованием гидроструйных устройств с вбрасываемыми шарами.
Эксплуатацию большей части месторождений Российской Федерации на поздней стадии разработки осложняют низкие дебиты добывающих скважин и интенсивное разрушение призабойных зон пласта, способствующее образованию пробок, перекрывающих интервал перфорации. Проходимость эксплуатационных колонн обеспечивается перед каждой скважинной операцией в рамках текущего и капитального ремонта скважин, а также после проведения гидравлического разрыва пласта. От технологии удаления песчаных пробок напрямую зависит дебит скважины после ремонта. Выбор технологии и скважинной компоновки для проведения определенных технологических операций обусловлен видом пробки и типом скважины. Однако стандартные методы прямой или обратной промывки пробки жидкостями или пенами не гарантируют полной очистки всего сечения эксплуатационной колонны и тем более не обеспечивают очистку перфорационных каналов.
Для обеспечения проходимости эксплуатационных колонн (разрушения плотной сцементированной пробки) авторами разработано устройство, оснащенное гидродинамическими насадками (верхний ярус) и насадками-кавитаторами (нижний ярус). При использовании устройства интенсивное вихреобразование, повышенная турбулизация потока с нарушением сплошности среды, эффективный массообмен между струями промывочной жидкости и окружающей жидкостью с взвешенными частицами пробки способствуют вовлечению последних в процесс разрушения пробки, обеспечивая гидроабразивный эффект. Частицы пробки при этом дробятся и диспергируются, что обусловливает их быстрый подъем на дневную поверхность. Для гидродинамической импульсной обработки призабойной зоны скважин используется верхний ярус насадков, истечение затопленных струй из которых приводит к возникновению колебательных эффектов низкой частоты и высокой амплитуды, распространяющихся в пласт по всему радиусу зоны дренирования. Конечной стадией очистки для интенсификации дебита может служить кислотная или ацетоно-кислотная обработка призабойной зоны пласта.
Опытно-промышленные испытания на скважинах месторождений Краснодарского края и Республики Башкортостан подтвердили высокую эффективность, работоспособность и надежность устройства.
Ключевые слова: гидроструйное устройство, кавитация, насадок, воздействие струи, перфорационный канал, дебит.
M.V. Omelyanyuk1, e-mail: m.omelyanyuk@mail.ru; I.A. Pakhlyan1; E.N. Zotov2
1 State Federal-Funded Educational Institution of Higher Professional Training "Kuban State Technological University" (Krasnodar, Russia).
2 Branch of the RN-Service LLC in Ufa (Ufa, Russia).
Development of Devices and Technologies for Ensuring the Casing String Drift and Treatment of Bottom-Hole Zones of Producing Wells in Order to Increase Flow Rate
The article presents the technology developed by the authors to normalize the bottom while simultaneously treating the bottom-hole zones of the well in order to increase the flow rate using hydro-jet devices with thrown balls.
26
№ 11 ноябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
The exploitation of most of the deposits of the Russian Federation at a late stage of development is complicated by the low production rates of production wells and the intensive destruction of the bottom-hole zones of the formation, which contributes to the formation of plugs that cover the perforation interval. Casing string drift is provided before each borehole operation as part of the current and overhaul of the wells, as well as after hydraulic fracturing. The well flow rate after repair directly depends on the technology of removing sand plugs. The choice of technology and well layout for certain technological operations is determined by the type of plug and the type of well. However, standard methods for direct or reverse washing of the sand plugs with liquids or foams do not guarantee complete cleaning of the entire cross section of the production casing and, moreover, do not provide cleaning of perforation channels.
To ensure the casing string drift (destruction of a dense cemented plug), the authors developed a device equipped with hydrodynamic nozzles (upper tier) and cavitational nozzles (lower tier). When using the device, intense vortex formation, increased turbulization of the flow with discontinuity of the medium, effective mass transfer between the jets of the washing liquid and the surrounding liquid with suspended particles of the plug contribute to the involvement of the suspended particles in the destruction of the plug, providing a hydroabrasive effect. The particles of the sand plug are crushed and dispersed, which causes them to quickly rise to the daylight surface. For hydrodynamic impulse treatment of the bottom-hole zone of the wells, the upper layer of nozzles is used, the outflow of the flooded jets from which leads to the occurrence of vibrational effects of low frequency and high amplitude propagating into the reservoir along the entire radius of the drainage zone. The final stage of treatment for the intensification of the flow rate can be acid or acetone-acid treatment of the bottom-hole formation zone.
Pilot tests at wells in the fields of the Krasnodar Territory and the Republic of Bashkortostan confirmed the high efficiency, operability and reliability of the device.
Keywords: hydraulic jet device, cavitation, nozzle, jet impact, perforating channel, flow rate.
ВВЕДЕНИЕ
К числу проблем эксплуатации большинства месторождений РФ на поздней стадии разработки относится интенсивное разрушение призабойных зон пласта, которое влечет за собой образование пробок, полностью или частично перекрывающих интервал перфорации. В результате суффозии происходит вынос с добываемыми флюидами частиц пласта, особенно при высоком уровне обводненности. При определенных условиях механические частицы накапливаются в стволе скважины, что приводит к снижению дебита при перекрытии пробкой перфорационных каналов. Процесс удаления пробки осложняется, если она является сцементированной (уплотненной) глинисто-песчаной. Аналогичная проблема имеет место в скважинах после проведения гидроразрыва пластов. Гидроразрыв проводится преимущественно с недопродав-кой проппанта в пласт, иными словами, с оставлением проппанта в интервале перфорации скважины и выше его. Пе-
ред пуском скважины в эксплуатацию требуется провести нормализацию забоя.
От выбора технологии очистки забоя нефтяных скважин и качественного ее исполнения во многом зависит эффект от проведенного гидроразрыва. В условиях низкого пластового давления кольматация созданной трещины разрыва в процессе разбуривания пробки или длительной циркуляции технологических жидкостей на водной основе недопустима, поскольку это приводит к нивелированию либо полной потере эффекта от гидравлического разрыва пласта [1] и порче внутрискважинного оборудования, в особенности электроцентробежных насосов. Для ликвидируемых скважин также требуется провести очистку ствола скважины перед установкой цементных мостов.
Выбор технологии очистки и скважин-ных компоновок для этих технологических операций зависит от вида пробки и типа скважин.
ТРАДИЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
К числу наиболее распространенных технологий относится промывка песча-но-глинистых и проппантовых пробок с использованием патрубка с косым срезом. Однако данный метод очистки характеризуется наличием таких недостатков, как:
• низкая эффективность промывки скважин с уплотненными сцементированными пробками на забое скважины;
• возможность прихвата инструмента плотными сцементированными загрязнениями на забое скважины;
• поглощение скважиной технологической жидкости и связанное с этим снижение дебита после операции восстановления забоя, уменьшающее эффект от ремонта. Соответственно, чем выше перепад давления и чем длительнее операции по очистке от пробок, тем выше степень кольматации пласта мелкодисперсными фракциями глинисто-песчаных пробок и технологическими жидкостями, в большинстве случаев на водной основе;
Ссылка для цитирования (for citation):
Омельянюк М.В., Пахлян И.А., Зотов Е.Н. Разработка устройств и технологии для обеспечения проходимости эксплуатационных колонн и обработки призабойных зон добывающих скважин в целях повышения дебита // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 11. С. 26-32.
Omelyanyuk M.V., Pakhlyan I.A., Zotov E.N. Development of Devices and Technologies for Ensuring the Casing String Drift and Treatment of Bottom-Hole Zones of Producing Wells in Order to Increase Flow Rate. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(11):26-32. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2019
27
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
1 2 3
Рис. 1. Устройство для размыва уплотненных песчано-глинистых пробок: 1 - корпус; 2 - насадок; 3 - вбрасываемый шар Fig. 1. Device for washing compacted sand-clay plugs: 1 - case; 2 - nozzle; 3 - throw-in ball
• невозможность очистки полного сечения эксплуатационной колонны, образование лишь канала для спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) с инструментом;
• удаление частиц пробки из ствола скважины, но не из перфорационных каналов и фильтров, что отрицательно влияет на дебит скважины после ремонта.
Низкая эффективность разрушения пробки обусловливается тем, что энергия промывочной жидкости используется в большей степени для выноса частиц пробки на дневную поверхность. При большой подаче жидкости и малом перепаде давления гидродинамического воздействия струи недостаточно для эффективного разрушения уплотненных сцементированных пробок. В целях повышения силы воздействия струи жидкости разрабатываются различные штуцирующие устройства (насадки, размывочные головки и т. д.), обеспечивающие эффективное разрушение пробки. Однако их использование не позволяет производить смену прямой промывки на обратную для более быстрого извлечения частиц пробки на дневную поверхность, а также изменять параметры промывки без проведения спуско-подъемных операций. В результате сцементированные пробки зачастую не разрушаются промывкой с использованием патрубка с косым срезом, что приводит к необходимости проведения спуско-подъемных операций, спуску породоразрушающего инструмента и разбуриванию пробки. Разбуривание сцементированных пробок является эффективным методом нормализации забоя, однако также имеет значительные недостатки, в ряде случаев нивелирующие положительный эффект от применения. Так, помимо значительной трудоемкости и необходимости проведения дополнительных спуско-подъемных операций основными недостатками метода являются:
• частичное разрушение внутренней поверхности эксплуатационных колонн в результате механического воздействия режущих инструментов и абразивного износа частицами пробки;
• возможное растрескивание тампо-нажного камня за колонной, следствием
чего является негерметичность эксплуатационных колонн, особенно в условиях месторождений на поздней стадии разработки;
• значительная кольматация призабой-ной зоны пласта промывочными жидкостями и частицами пробки при длительной репрессии и нахождении частиц пробки, особенно глинистых, во взвешенном состоянии, что приводит к снижению потенциального дебита скважины после ремонта.
УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗМЫВА УПЛОТНЕННЫХ ГЛИНИСТО-ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ
Для повышения эффективности работ по нормализации забоев авторами данной статьи было разработано и внедрено в производственную практику сервисных компаний, осуществляющих капитальный ремонт скважин (филиалы ООО «РН-Сервис» в Краснодаре и Уфе) устройство с вбрасываемыми вставными штуцерами [2] с гидродинамическим или кавитационным профилем. Промысловая апробация устройства подтвердила его высокую эффективность для разрушения уплотненных сцементированных пробок, но выявила и недостатки. В частности, применение устройства не обеспечивает очистку всей периферии ствола скважины и перфорационных каналов, от состояния которых напрямую зависит дальнейший дебит скважины.
Для осуществления эффективной очистки ствола скважины с возможностью перевода прямой промывки на обратную было разработано устройство (рис. 1), использование которого обеспечивает высокую скорость размыва уплотненной сцементированной пробки и качество очистки всего сечения ствола скважины.
В нижней части корпуса 1 устройства выполнен косой срез. Устройство имеет одно коническое посадочное седло (под шар 3 диаметром, к примеру, 42 мм) и один ярус (ряд) насадков 2. Насадки расположены радиально и направлены вниз под углом 20-30° к оси устройства. В ярусе (ряде) может устанавливаться
3-6 насадков с внутренним диаметром
4-8 мм в зависимости от типоразмеров используемых агрегатов и интервала расположения пробки. Устройство спускают на колонне НКТ или колтюбинговой трубе в скважину на 2,0-2,5 м выше пробки, включают насосные агрегаты (при необходимости аэрирования жидкости - вместе с компрессорами) и обеспечивают промывку скважины. Возможно использование прямой и обратной промывки. Жидкость при этом истекает в ствол скважины через центральное отверстие большого диаметра, а также через насадки 2, через которые проходит меньшая часть жидкости. Насосы работают при малых давлениях.
Если пробка сцементированная (проп-пантовая или песчано-глинистая),
28
№ 11 ноябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Сменные насадки Interchangeable nozzles
Гидроструйное устройство Hydro-jet device
Вбрасываемые шары Throw in balls
Рис. 2. Гидроструйное устройство (0 94 мм) для размыва уплотненных глинисто-песчаных пробок и интенсификации добычи с комплектом сменных насадков
Fig. 2. Hydro-jet device (0 94 mm) for erosion of compacted clay-sand plugs and intensification of production with a set of interchangeable nozzles
не разрушается струей промывочной жидкости, что контролируется снижением веса НКТ при спуске, т. е. разгрузкой на текущий забой, промывку прекращают, в колонну НКТ бросают шар 3, далее обеспечивают минимальную подачу жидкости в колонну НКТ и следят за давлением. Резкое повышение давления свидетельствует о посадке шара 3 в коническое седло корпуса 1. При этом перекрывается центральный канал подачи жидкости - из отверстия большого диаметра, и вся промывочная жидкость или пена направляется в насадки. Далее увеличивают подачу насосных агрегатов до проектного значения (к примеру, 6,0-10,0 МПа) и осуществляют промывку пробки.
Усиление гидродинамического воздействия и сокращение времени разрушения твердых отложений достигается только за счет увеличения давления струи жидкости на песчаную или проппантовую пробку. Расход жидкости при этом остается неизменным или даже снижается (в сравнении с промывкой до сброса шара). Таким образом,потери на трение по колонне НКТ не возрастают, повышаются лишь скорость истечения и давление струи жидкости. При использовании кави-тационных насадков в их внутренних проточных каналах генерируется кавитация, сопровождающаяся колебаниями давления и вибрационными процессами, интенсифицирующими разрушение пробки. Ориентирование нижнего яруса насадков радиально под углом 20-30° к оси устройства обеспечивает гарантированную очистку всего сечения ствола скважины от уплотненных пробок, а также частичную очистку перфорационных каналов (фильтров) от песчано-глинистых или проппантовых частиц. Для повышения скорости и качества промывки скважины от пробки можно осуществлять вращение колонны НКТ. По достижении проектной глубины скважины, т. е. при полном разрушении пробки и приведении ее частиц в псев-доожиженное состояние, не дожидаясь полного извлечения механических частиц из скважины, останавливают промывку, переключают устье скважины на обратную промывку и осуществляют подачу жидкости в межтрубное
пространство, а отбор - по колонне НКТ. При этом шар снимается с седла и извлекается вместе с промывочной жидкостью и механическими примесями на дневную поверхность. Скорость восходящего потока жидкости внутри колонны НКТ резко возрастает по сравнению со скоростью в межтрубном пространстве, и частицы пробки извлекаются на дневную поверхность значительно быстрее. Конечной стадией очистки ствола скважины может служить кислотная или ацетоно-кислотная обработка при-забойной зоны пласта в целях интенсификации добычи нефти. Извлечение шаров обратной промывкой обеспечивается за счет их изготовления из материалов с низкой плотностью (к примеру, из сплава Д16Т, полимеров, полиуретана и т. п.). Насадки изготовляются сменными, с различными диаметрами критических сечений в диапазоне 4-8 мм для работы на различных насосных агрегатах и для скважин с дифференцированной глубиной. Различной может быть и конфигурация внутренних проточных каналов насадков - от внешних цилиндрических до более сложных, состоящих из 3-5 участков. Насадки являются гидродинамическими (цилиндрическими или коническими сходящимися) для создания высокой скорости истекающих струй и большой
гидродинамической силы воздействия струи либо кавитационными (с более сложным профилем), генерирующими колебания ввиду разрыва сплошности жидкости.
Устройство в данной компоновке было успешно опробовано на двух нефтяных скважинах месторождений Республики Башкортостан как альтернатива разбу-риванию и фрезерованию. В результате применения гидроструйного устройства на удаление сцементированной пробки общей длиной 36 м на скважине Ана-стасьинского месторождения глубиной 2160 м, которая в течение 7 ч не размывалась с применением патрубка с срезом, было затрачено 18 мин (без учета времени наращивания труб). На скважине Арланского месторождения глубиной 1326 м уплотненная пробка длиной 28 м, которая 5,5 ч не размывалась с применением патрубка с срезом, была пройдена за 8 мин.
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ПЕРФОРАЦИОННЫХ КАНАЛОВ ОТ КОЛЬМАТАНТОВ
Описанное устройство эффективно решает задачу разрушения сцементированной пробки, но не обеспечивает очистку перфорационных каналов от отложений (кольматантов). Для решения указанных задач было разработано устройство, представленное на рис. 2.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 November 2019
29
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
а) a) б) b) в) с)
Рис. 3. Принципиальная схема реализуемой технологии:
I - обсадная колонна; 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - гидроструйное устройство;
4 - рыхлая несцементированная пробка; 5 - продуктивный горизонт; 6 - интервал перфорации;
7 - верхний ярус гидродинамических насадков; 8 - шар № 1; 9 - нижний ярус насадков-кавитаторов; 10 - сцементированная плотная глинисто-песчаная или проппантовая пробка;
II - шар № 2
Fig. 3. Schematic diagram of the implemented technology:
I - boring casing; 2 - flow string; 3 - hydro-jet device; 4 - noncohesive non-cemented plug;
5 - productive horizon; 6 - perforation interval; 7 - upper tier of hydrodynamic nozzles;
8 - ball No. 1; 9 - lower tier of cavitation nozzles; 10 - cemented dense clay-sand or proppant cork;
II - ball No. 2
Данное устройство и технология его применения обеспечивают:
• повышение эффективности промывки уплотненной сцементированной пробки;
• качество очистки всего сечения ствола скважины;
• проведение работ по интенсификации добычи - очистке перфорационных каналов (фильтров) скважины от частиц пробки и иных кольматантов без проведения спуско-подъемных операций и смены инструмента;
• виброволновое воздействие на структуры пласта с флюидом.
Данное устройство с косым срезом в нижней части корпуса имеет два конических посадочных седла (под шары диаметром, к примеру, 42 и 55 мм) и два яруса насадков. Нижний ярус направлен вниз под углом 20-30° к оси устройства и аналогичен ярусу насадков в устройстве, рассмотренном ранее. Верхний
ярус насадков направлен под углом 90° к оси устройства. Все насадки расположены радиально. В каждом ярусе может устанавливаться 3-6 насадков. Вариант скважинной компоновки и принципиальная схема технологического решения представлены на рис. 3. Устройство 3 спускают на колонне НКТ 2 или колтюбинговой трубе в скважину на 2,0-2,5 м выше пробки 4, включают насосные агрегаты (при необходимости - компрессоры) и обеспечивают промывку скважины (рис. 3а). Возможно использование прямой и обратной промывки. Жидкость при этом истекает в ствол скважины через центральное профилированное отверстие, генерирующее кавитационное истечение, а также через насадки верхнего 7 и нижнего 9 ярусов. Через насадки протекает меньшая часть жидкости. Насосы работают при малых давлениях.
Возможны два варианта применения разработанной технологии.
Первый вариант применения устройства
Если пробка 10 сцементированная (проппантовая или песчано-глинистая), не разрушается струей промывочной жидкости, что контролируется снижением веса НКТ при спуске, т. е. разгрузкой на текущий забой, промывку прекращают, в колонну НКТ бросают шар № 1 (диаметром, к примеру, 42 мм при использовании НКТ диаметром 73 мм)
8. Далее обеспечивают минимальную подачу жидкости в колонну НКТ, следя за давлением. Резкое повышение давления свидетельствует о посадке шара 8 в нижнее коническое седло гидроструйного устройства 3, что сопровождается перекрытием центрального канала подачи жидкости (рис. 3б). Вся промывочная жидкость или пена направляется в насадки верхнего 7 и нижнего яруса
9, причем насадки нижнего яруса имеют внутренний кавитационный профиль. После этого давление насосных агрегатов повышают до проектного значения (например, 6,0-10,0 МПа) и осуществляют промывку пробки 10.
По достижении проектного забоя промывку прекращают и проводят работы по очистке перфорационных каналов и интенсификации добычи. Для этого в колонну НКТ бросают шар № 2 (диаметром, к примеру, 55 мм при использовании НКТ диаметром 73 мм) 11 и обеспечивают минимальную подачу жидкости в колонну НКТ, следя за величиной давления. Резкое повышение давления свидетельствует о посадке шара 11 в верхнее коническое седло гидроструйного устройства 3 (рис. 3в). При этом перекрывается центральный канал подачи жидкости, а также нижний ярус насадков 9. Вся промывочная жидкость или пена направляется в насадки верхнего яруса 7. После этого повышают подачу насосных агрегатов до проектного значения (к примеру, 6,0-10,0 МПа) и 7-10 раз осуществляют спуско-подъем колонны НКТс одновременным вращением (с минимальными скоростями подъема и высокой скоростью вращения) вдоль интервала перфорации. При этом гидромониторными струями
30
№ 11 ноябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
осуществляется гидродинамическая очистка внутренних стенок ствола скважины для полного удаления частиц пробки. При перемещении насадка и совпадении его оси (и оси струи жидкости) с осью перфорационного канала 6 возникает гидроудар (турбулентная струя, бьющая в перфорационный канал), интенсифицирующий разрушение кольматанта. При дальнейшем перемещении вверх-вниз и вращении колонны НКТ с насадками положительный гидроудар прекращается, давление в перфорационном канале резко снижается, и образуется отрицательный гидроудар (разрежение), обеспечивающий диспергирование и вынос кольматанта в ствол скважины. Указанные процессы повторяются многократно, обеспечивая качественную очистку перфорационных каналов и воздействие импульсами давления на структуры пласта с флюидом.
Второй вариант применения устройства
Если пробка несцементированная, сложена рыхлыми частицами и лег-
ко разрушается струей промывочной жидкости через центральное отверстие, что контролируется отсутствием снижения веса НКТ при спуске, скважину очищают с помощью прямой или обратной промывки. Жидкость или пена при этом перемещается через центральное отверстие большого диаметра и два яруса насадков.
При достижении проектного забоя промывку прекращают, в колонну НКТ бросают шар № 2 (большего диаметра, к примеру 55 мм) и повторяют действия, описанные для первого варианта применения устройства. Конечной стадией обоих вариантов может служить кислотная или ацетоно-кислотная обработка призабойной зоны пласта через гидромониторные насадки верхнего яруса.
После проведения работ по нормализации забоя, интенсификации добычи и очистке перфорационных каналов для облегчения работ по извлечению колонны НКТ следует обратной промывкой вымыть один или два шара на дневную поверхность.
РАСЧЕТ УДАРНЫХ ИМПУЛЬСОВ ДАВЛЕНИЯ
Основной эффект от обработки призабойной зоны скважины в целях повышения дебита обеспечивается за счет импульсов давления, возникающих при чередовании воздействия затопленными струями, бьющими в тупик перфорационного канала. Механизм формирования ударных импульсов давления связан с проявлением высоких энергий скоростных струй, совпадающих периодически по направлению с осями перфорационных каналов в интервале перфорации. Импульсы давления, формирующиеся в перфорационных каналах при различных расстояниях от устьев насадков до входных отверстий перфорационных каналов, оценивались в работе [3]. Избыточное давление ДР, МПа, возникающее в тупике канала, может быть найдено из уравнения импульсов давления по формуле:
ВЫСТАВКА «ГАЗ. НЕФТЬ НОВЫЕТЕХНОЛОГИИ-КРАЙНЕМУ СЕВЕРУ»
в рамках
ЯМАЛЬСКОГО
НЕФТЕГАЗОВОГО
ФОРУМА
г. Новый Уренгой 2020
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
где р - плотность жидкости, кг/м3; 0 -расход жидкости, истекающей через насадку, м3/с; г - радиус сечения перфорационного канала, мм; Ь0 - начальный радиус струи, мм.
Для промысловой практики представляет интерес зависимость генерируемых импульсов давления, вызываемых затопленной струей, бьющей в тупик, от технологических параметров промывки - радиуса струи Ь0 и канала г. При вращении устройства и совпадении оси струи и перфорационного канала имеет место гидравлический удар, значение давления которого можно определить по формуле Н.Е. Жуковского:
AP = pcv,
(2)
где V - начальная средняя скорость жидкости, м/с; с - скорость распространения ударной волны, м/с, рассчитываемая по формуле:
(К
с =
, Kd' £5
(3)
где К = 1/5, - модуль упругости жидкости (величина, обратная коэффициенту ее объемного сжатия), МПа; Е -модуль упругости пористой среды, МПа; d - внутренний диаметр канала, мм; 5 - толщина стенки пород вокруг канала, подвергшихся упругим деформациям, мм.
Авторами [3] проведена оценка величины давления гидравлического удара, учитывающего сжимаемость жидкости и пористой среды. Расчет проводился исходя из следующих параметров: диа-
метр перфорационного канала - 10 мм; диаметр насадка -3 мм; расход жидкости через один насадок - 3 л/с; толщина стенки пород вокруг канала, подвергающаяся упругим деформациям, -5 мм; плотность промывочной жидкости - 1000 кг/м3. В результате расчета получена величина давления гидравлического удара в перфорационном канале, составившая 58 МПа. Авторами при этом указывается, что к количественным результатам расчетов импульсов давления следует относиться как к максимально возможным, которые могут проявиться при особо удачном стечении обстоятельств, соответствующих условиям свободной струи. В реальных условиях следует учитывать фильтрацию жидкости через по-ровое пространство, несоосность осей насадка и перфорационного канала, различные расстояния от устья насадков до устья перфорационного канала при вращении устройства, степень затухания скорости по оси истечения и ее зависимость от противодавления (глубины скважины), наконец, время гидроудара, определяемое геометрией устройства, диаметром эксплуатационной колонны и частотой вращения колонны НКТ, а также иные факторы.
ВЫВОДЫ
Внедрение разработанных технологий и устройств позволяет добиться:
• эффективного разрушения уплотненных сцементированных глинисто-песчаных и проппантовых пробок;
• переключения прямой промывки на обратную без проведения спуско-подъемных операций и удаления шту-
цирующих устройств. При этом в конструкции отсутствуют обратные клапаны;
• варьирования параметров промывки сменой гидродинамических или кавита-ционных насадков (и, соответственно, давления и подачи промывочных агрегатов) для обеспечения эффективного разрушения пробки в оптимальных режимах исходя из имеющегося парка насосных агрегатов;
• получения гидроабразивного эффекта - за счет интенсивного вихреобра-зования, повышенной турбулизации потока с нарушением сплошности, эффективного массообмена между струями промывочной жидкости и окружающей жидкостью с взвешенными частицами пробки последние также участвуют в процессе разрушения пробки. Частицы пробки при этом дробятся и диспергируются, что обеспечивает быстрый вынос частиц пробки на дневную поверхность;
• снижения кольматации призабойной зоны пласта промывочными жидкостями и частицами пробки в результате малого времени на проведение операции по нормализации забоя;
• интенсификации добычи за счет виброволновой гидроударной обработки перфорационных каналов и призабойной зоны пласта, проводимой за одну спуско-подъемную операцию вместе с операцией нормализации забоя. Результаты опытно-промышленных испытаний на скважинах газонефтяных месторождений Краснодарского края и Республики Башкортостан подтвердили высокую эффективность, работоспособность и надежность разработанных гидроструйных устройств.
Литература:
1. Дмитрук В.В., Рахимов С.Н., Кустышев Д.А., Никифоров В.Н. Очистка забоев нефтяных скважин после гидроразрыва пласта от проппантовых пробок с использованием гибких труб // Время колтюбинга. Время ГРП. 2014. № 2 (048). С. 68-71.
2. Омельянюк М.В., Пахлян И.А., Зотов Е.Н. Разработка и апробация струйных технологий и устройств для повышения эффективности очистки забоев добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. 2019. № 1. С. 69-72.
3. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. 414 с.
References:
1. Dmitruk V.V., Rakhimov S.N., Kustyshev D.A., Nikiforov V.N. Post-Fracture Bottom Hole Cleaning from Proppant Plugs using Coiled Tubing. Vremya koltyubinga. Vremya GRP = Coiled Tubing Times. 2014;2(048):68-71. (In Russ.)
2. Omelyanyuk M.V., Pakhlyan I.A., Zotov E.N. Development and Testing of Fluidjet Technologies and Devices to Improve the Efficiency of Cleaning the Bottom of Wells. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry. 2019;(1):69-72. (In Russ.)
3. Ibragimov L.Kh., Mishchenko I.T., Cheloyants D.K. Intensification of Oil Production. Moscow: Nauka; 2000. (In Russ.)
32
№ 11 ноябрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
