Lab rob 3 (1)

Лабораторна робота №3
Тема. Технологія вторинного розкриття продуктивних пластів гідропіскоструминною перфорацією.
Мета. Вивчити основні принципи проектування технологічних режимів проведення гідропіскоструминної перфорації в свердловині.

Основні теоретичні положення
Гідропіскоструминна перфорація (ГПП) – це метод утворення каналів, що проходять через колону труб, цементне кільце і заглиблюються в породу під дією сформованого в насадках апарату кінетичної енергії потоку рідини з піском.
Проектування ГПП проводять для забезпечення відповідної якості з’єднання свердловини з продуктивними пластами шляхом потрібної кількості каналів визначених розмірів. Під час проектування ГПП необхідно провести обґрунтування вибору свердловини; вибрати рецептуру рідини для ГПП, тип абразивного матеріалу, його фракційний склад і концентрацію в рідині; розрахувати основні параметри процесу, підібрати глибинне, гирлове і наземне обладнання; оцінити технологічну і економічну ефективність запроектованого процесу.
Обґрунтування вибору свердловини проводять на основі даних параметрів роботи, порівняння її продуктивності з сусідніми свердловинами цього ж пласта, результатів гідродинамічних досліджень, за якими визначають фактичне значення коефіцієнта гідродинамічної досконалості свердловини 13 EMBED Equation.3 1415. ГПП найбільш доцільно проводити в свердловинах, гідродинамічно-недосконалих за характером розкриття пласта. Якщо така недосконалість відсутня (наприклад, після проведення кумулятивної перфорації 13 EMBED Equation.3 1415), тоді приймають більше в порівнянні з ним значення коефіцієнта гідродинамічної досконалості свердловини після ГПП, яке необхідно досягнути.
Технологічні можливості проведення ГПП у видобуванні нафти можуть бути ефективно використані тільки в результаті раціонального планування цього процесу з врахуванням очікуваного додаткового видобутку продукції свердловин і витрат на проведення перфорації.
Для проведення ГПП в свердловину (див. рис. 3.1) на НКТ спускають гідропіскоструминний апарат, в корпусі якого розміщено 2 – 4 насадки діаметром 4,5 або 6 мм, які виготовлені з абразивно-стійкого матеріалу.

Рисунок 3.1 – Схема перфорації в свердловині гідропіскоструминним методом: 1 – експлуатаційна колона; 2 – колона НКТ; 3 – гідропіскоструминний апарат; 4 – насадка; 5 – продуктивний пласт; 6 – утворені канали ГПП; 7 – гирловий ущільнюючий сальник.

Для точного встановлення гідропіскоструминного апарата 3 навпроти перфорованих пластів над колоною НКТ 2 розміщують товстостінну муфту довжиною до 0,5 м з товщиною стінки 10 – 15 мм. В конструкції самого апарату передбачено два гнізда для клапанів. Верхній великий кульковий клапан вкидають тимчасово для опресування НКТ, пізніше його піднімають зворотнім промиванням. Нижній клапан, але меншого діаметру, вкидають на час утворення каналів. Герметизацію затрубного простору для відведення потоку проводять за допомогою гирлового самоущільнюючого сальника 7.
Перед процесом ГПП опресовують колону НКТ, після чого зворотною промивкою піднімають кульковий клапан і визначають гідравлічні втрати тиску в затрубному просторі 13 EMBED Equation.3 1415. Малогабаритним геофізичним приладом досліджують геологічний розріз свердловини ГК (НГК), щоб направити гідропіскоструминний апарат до продуктивних пластів, уточнюють довжину колони НКТ з врахуванням її власної ваги. Після цього вкидають нижній кульковий клапан і в НКТ подають рідину з абразивним матеріалом. У якості абразивного матеріалу використовують кварцовий пісок з невеликим вмістом глини (до 0,5 %), фракційний склад піску 0,5 – 1,2 мм. Найбільші частинки піску не повинні перевищувати 2 мм, так як вони можуть закривати отвори насадок гідропіскоструминного апарату. Оптимальна концентрація піску складає 30 – 50 кг/м3 (3 – 5 %).
Суміш рідини з піском поступає з витратою 8 – 16 л/с, при цьому тиск на насосних агрегатах складає 25 – 45 МПа. При таких умовах швидкість потоку рідини на виході з насадок гідропіскоструминного апарату складає 160 – 240 м/с. Схему витікання рідини і формування каналу під час проведення гідропіскоструминної перфорації показано на рис. 3 .2 і 3.3.

13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415
Форма і довжина насадок також значно впливають на довжину каналу гідропіскоструминної перфорації. Найбільш ефективними є насадки з коноїдальним входом і конусною проточною частиною, діаметр яких вибирають, виходячи з гідравлічної потужності насосних агрегатів, що використовуються для даного процесу. Збільшення діаметру насадки в 2 рази при інших рівних умовах забезпечує збільшення довжини каналу перфорації майже вдвоє.
Час утворення каналу ГПП є контролюючим параметром процесу, який не залежить від сторонніх факторів. Канал утворюється інтенсивно в перші хвилини різання потоком суміші рідини з піском, після 30 хвилин ріст глибини каналу значно зменшується. Тут слід розрізняти умови різання із зафіксованими і незафіксованими НКТ з гідропіскоструминними апаратами. В першому випадку маємо так звані закриті умови утворення каналу, а в другому – відкриті. В закритих умовах розширення каналу ускладнюється, так як багато енергії витрачається у зустрічних потоках круглого отвору, що утворюються в експлуатаційній колоні і мають розмір 13 EMBED Equation.3 1415 діаметра насадки. У відкритих умовах, коли отвір в колоні овальної форми і велика вісь його є близька до 13 EMBED Equation.3 1415, потік рідини, витікаючи з каналу не зустрічає опору і глибина каналу в цьому випадку збільшується. Відкриті умови є властиві для ГПП в зоні розміщення фільтру або в не обсадженому колоною стовбурі свердловини.

Методика розрахунку основних параметрів гідропіскоструминної перфорації
1) Визначаємо значення густини перфорації для певної глибини каналу ГПП, які повинні забезпечувати наступну умову 13 EMBED Equation.3 1415. Чисельні значення параметрів перфорації для заданого 13 EMBED Equation.3 1415 знаходимо з рис. 3. 4 і зводимо в табл. 3.1. Наприклад значення густини перфорації при певній глибині каналу ГПП для 13 EMBED Equation.3 1415 становитимуть:

Таблиця 3.1 – Значення густини перфорації при визначеній глибині каналу ГПП
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415, мм
13 EMBED Equation.3 1415, отв/м
13 EMBED Equation.3 1415, мм

0,8
300
1
337

0,8
200
3
237

0,8
150
4
187

0,8
125
5
162

0,8
100
6
137




Рисунок 3.4 – Зміна коефіцієнта гідродинамічної досконалості свердловин за характером розкриття пласта в залежності від розмірів каналів і густини перфорації (перша цифра – номер кривої; друга – довжина каналів, мм; третя – радіус каналів, мм): ГПП: 1 – 300, 45; 2 – 200, 38; 3 – 150, 75; 4 – 125, 22; 5 – 100, 19; КП: 13 EMBED Equation.3 1415 МПа; 6 – ПКС 105 (120, 8); 8 – ПКС 80 (80, 35); 9 – ПКС 103 (67, 3); 13 EMBED Equation.3 1415 МПа; 7 – ПКС 105 (90, 5). Ймовірність утворення каналу КП – 50%; 13 EMBED Equation.3 1415 - 100 м; 13 EMBED Equation.3 1415м.

2) Розраховуємо глибину каналу ГПП - 13 EMBED Equation.3 1415, щоб отримати потрібну довжину каналу в пласті 13 EMBED Equation.3 1415, яка розраховується за формулою
13 EMBED Equation.3 1415 , (3.1)
де 13 EMBED Equation.3 1415 радіус свердловини, який визначається за показами каверноміра в інтервалі формування отворів ГПП, мм;
13 EMBED Equation.3 1415 - довжина каналу ГПП, мм (див табл. 3.1);
13 EMBED Equation.3 1415 - радіус гідро піскоструминного апарата, мм. Приймати 13 EMBED Equation.3 1415 мм;
13 EMBED Equation.3 1415 - віддаль від торця насадки апарата до стінки експлуатаційної колони, мм, яка розраховується за формулою
13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415, (3.2)
де 13 EMBED Equation.3 1415 - зовнішній діаметр експлуатаційної колони, мм;
13 EMBED Equation.3 1415 - товщина стінки експлуатаційної колони, мм.
3) Оцінюємо міцність гірських порід за їх пористістю (див. лаб. роб. №2 формула (2.4)).
4) Згідно даних приведених в табл. 3.1 – 3.2 і вибраного нами діаметру насадки перфоратора вибираємо необхідні параметри різання.

Таблиця 3.2 – Зміна довжини каналу в залежності від режимів їх різання і діаметру насадки, мм

Час, хв.
Міцність гірської породи на стиск, МПа


20
50
100
150


Перепад тиску в насадці, МПа


30
20
30
40
20
30
40
30
40

20
219
295
112
150
136
182
173
230
76
103
93
127
112
149
67
88
79
106

30
240
320
123
164
149
199
189
251
82
113
102
139
122
163
73
97
86
115

60
264
352
135
180
164
219
208
276
92
124
113
152
134
179
80
106
94
126

100
276
367
141
188
172
228
217
288
96
130
119
159
140
187
84
111
99
132

Примітка: в чисельнику для насадки діаметром 4,5 мм, в знаменнику – діаметром 6 мм



5) Розраховуємо необхідну витрату рідини для вибраної нами кількості насадок 13 EMBED Equation.3 1415 за залежністю
13 EMBED Equation.3 1415, (3.3)
де 13 EMBED Equation.3 1415 - витрата рідини, м3/с;
13 EMBED Equation.3 1415 - діаметр насадки, м;
13 EMBED Equation.3 1415 - кількість насадок в гідро піскоструминному апараті, яка залежить від їхнього діаметра, діаметра НКТ і глибини свердловини. Для середніх глибин 13 EMBED Equation.3 1415 м, 13 EMBED Equation.3 1415 мм і 13 EMBED Equation.3 1415 мм - 13 EMBED Equation.3 1415, а для 13 EMBED Equation.3 1415 мм - 13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415 для насадок апарата АП – 6М і водопіщаної суміші;
13 EMBED Equation.3 1415 - перепад тиску в насадках, МПа;
13 EMBED Equation.3 1415 - густина водопіщаної суміші, кг/м3. Наприклад, для суміші води з піском при концентрації піску 50 кг/м3, густина суміші 13 EMBED Equation.3 1415 кг/м3.
6) Розраховуємо очікувані втрати тиску під час проведення ГПП в свердловині в залежності від витрати водопіщаної суміші на основі експериментальних даних, значення яких приводяться в табл. 3.3.

Таблиця 3.3 – Втрати тиску під час циркуляції водопіщаної суміші для ГПП в свердловині

13 EMBED Equation.3 1415, л/с
Втрати тиску 13 EMBED Equation.3 1415 на 100 м глибини для конструкції колони, мм при


13 EMBED Equation.3 1415мм і 13 EMBED Equation.3 1415, мм
13 EMBED Equation.3 1415мм і 13 EMBED Equation.3 1415, мм


60,0
73,0
88,9
60,0
73,0
88,9

5
0,030
0,025
0,020
0,020
0,018
0,015

10
0,130
0,115
0,100
0,120
0,100
0,080

15
0,310
0,270
0,230
0,270
0,230
0,190

20
0,520
0,440
0,370
0,420
0,360
0,310

25
0,720
0,620
0,520
0,560
0,490
0,430



Загальні втрати тиску становлять
13 EMBED Equation.3 1415, (3.4)
де 13 EMBED Equation.3 1415 - глибина спуску колони НКТ разом з перфоратором, м;
13 EMBED Equation.3 1415 - втрати тиску, які припадають на 100 м НКТ; визначають з табл. 3.3 в залежності від витрати рідини 13 EMBED Equation.3 1415 і розмірів експлуатаційної колони та НКТ, МПа.
Очікуваний тиск на гирлі свердловини під час ГПП розраховується за формулою
13 EMBED Equation.3 1415. (3.5)
Час, необхідний для утворення каналу, орієнтовно приймають 13 EMBED Equation.3 1415 хв.
Вибираємо режим, для якого тиск на гирлі в 1,5 раза менший, ніж тиск опресування насосних агрегатів. Тиск опресування не повинен перевищувати максимальний тиск приймальних агрегатів. Таким чином повинна виконуватися наступна умова:
13 EMBED Equation.3 1415, (3.6)
де 13 EMBED Equation.3 1415. (3.7)
Якщо для встановленого значення параметра 13 EMBED Equation.3 1415 режимні параметри неможливо прийняти, тоді потрібно знизити рівень 13 EMBED Equation.3 1415. Після знаходження нових режимних параметрів гідропіскоструминної перфорації розрахунки за вище приведеною методикою повторяють.
Розрахунок режимів роботи насосних агрегатів і кількість спеціальної техніки для проведення ГПП проводять, виходячи з необхідного перепаду тиску на насадках перфоратора з врахуванням їх діаметру і кількості, причому враховують першу знизу від вибою свердловини глибину отвору ГПП, а також діаметр і товщину стінок експлуатаційної колони та НКТ.
7) Спочатку розраховуємо витрату рідини (м3/c) під час різання через насадки апарату за формулою (3.3). Переважно приймають кількість насадок, при якій витрати рідини не перевищували 0,025 м3/с з метою обмеження можливих гідравлічних втрат. Приймають 13 EMBED Equation.3 1415 для насадок з 13 EMBED Equation.3 1415 мм і 13 EMBED Equation.3 1415 для 13 EMBED Equation.3 1415. Для коноїдальних насадок 13 EMBED Equation.3 1415
8) Визначаємо густину водопіщаної суміші за формулою
13 EMBED Equation.3 1415, (3.8)
де 13 EMBED Equation.3 1415 - густина абразивного матеріалу, для зерен кварцового піску 13 EMBED Equation.3 1415 кг/м3;
13 EMBED Equation.3 1415 - густина рідини, кг/м3. Використовують воду: 13 EMBED Equation.3 1415 кг/м3, 13 EMBED Equation.3 1415 мПа
· с.
Звідси
13 EMBED Equation.3 1415, (3.9)
де 13 EMBED Equation.3 1415 - концентрація піску в рідині, кг/м3.
9) Розраховуємо значення 13 EMBED Equation.3 1415 з перетвореної формули Дарсі-Вейсбаха як суму гідравлічних втрат в колоні НКТ і міжтрубному просторі:
13 EMBED Equation.3 1415, (3.10)
де 13 EMBED Equation.3 1415 - глибина нижнього отвору перфорації, м;
13 EMBED Equation.3 1415 - зовнішній діаметр експлуатаційної колони, мм;
13 EMBED Equation.3 1415 - зовнішній діаметр НКТ, мм;
13 EMBED Equation.3 1415 - товщина стінки труб експлуатаційної колони, мм;
13 EMBED Equation.3 1415 - товщина стінки НКТ, мм.
13 EMBED Equation.3 1415, (3.11)
де 13 EMBED Equation.3 1415 - в’язкість рідини без піску, мПа·с.
Розрахований за формулою (3.5) тиск на гирлі свердловини порівнюємо з характеристикою насосних агрегатів і допустимим тиском, вирахуваним за формулами (3.6) і (3.7), коли приймаємо рішення про режим їх роботи.
Розраховуємо необхідний тиск опресування напірних ліній
13 EMBED Equation.3 1415 (3.12)
Розраховуємо кількість насосних агрегатів за формулою
13 EMBED Equation.3 1415, (3.13)
де 13 EMBED Equation.3 1415 - витрати рідини насосного агрегату під час нагнітання на такій швидкості, при якій робочий тиск є меншим за розрахунковий.
Для проведення гідропіскоструминної перфорації використовують насосний агрегат типу 4АН-700.

Таблиця 3.4 – Характеристика насосного агрегату 4АН-700
Швидкість
13 EMBED Equation.3 1415, МПа
13 EMBED Equation.3 1415, л/с

I
70
4,1

II
54
5,5

III
39
7,8

Частота обертання колінчатого вала насосного агрегату для 4АН-700 становить 1300 об/хв. Кількість обслуговуючих агрегатів, які подають рідину з низьким тиском на піскозмішувальну машину (цементувальний агрегат) 13 EMBED Equation.3 1415 визначають за формулою
13 EMBED Equation.3 1415 (3.14)
Обв’язку наземного обладнання з гирлом свердловини і кількість спеціальної техніки для реалізації гідропіскоструминної перфорації на основі проведених розрахунків слід подати у вигляді схеми, як це показано на рис. 3.4.


Рисунок 3.5 – Схема обв’язки обладнання при проведенні гідропіскоструминної перфорації в свердловині: 1 – гідропіскоструминний перфоратор; 2 – муфта-репер; 3 – обсадна колона; 4 – колона НКТ; 5 – сальник для ущільнення гирлової частини свердловини; 6 – зворотній клапан; 7 – фільтр для піску; 8 – високонапірні насосні агрегати; 9 – блок маніфольда; 10 – піскозмішувач; 11 – насосні агрегати низького тиску; 12 – викидна лінія в ємність; 13 – сито для уловлювання шламу; 14 – ємність для рідини.





Завдання
Оцінити основні режимні параметри та розрахувати режими роботи насосних агрегатів і кількість спеціальної техніки для проведення гідропіскоструминної перфорації в свердловині. Вихідні дані для проведення обрахунків подано в табл. 3.5.

Таблиця 3.5 - Вихідні дані для обрахунків
№ варіанта
Коефіцієнт гідродинамічної
досконалості
свердловини
·с13 EMBED Equation.3 1415

Інтервал
перфорації Hп , м
Радіус
свердловини rс, м
Коефіцієнт пористості m0, %
Зовнішній діаметр
експлуатаційної
колони dз.Е.К, 10-3 м
Товщина стінки
труб експлуатаційної
колони
·сЕ,К, 10-3 м
Зовнішній діаметр НКТ dз.НКТ, 10-3 м
Товщина стінки
колони НКТ

·сНКТ, 10-3 м

1



0,7
2510 - 2524



0,10
7,2



146,0



10,7



60,0



5,0

2

2400 - 2417

8,0





3

2520 - 2542

9,1





4

2342 - 2378

10,0





5

2200 - 2236

8,7





6

2600 - 2635

9,5





7

2440 - 2460

10,6





8



0,6
2550 - 2581



0,20
17,0



168,3



12,1



88,9



6,5

9

2500 - 2519

15,4





10

2462 - 2490

16,8





11

2643 - 2665

14,4





12

2596 - 2611

12,3





13

2224 - 2240

12,0





14

2300 - 2321

11,7





15



0,8
2000 - 2018



0,08
11,0



146,0



9,5



73,0



5,5

16

2700 - 2720

14,2





17

2689 - 2698

15,8





18

1980 - 1997

16,0





19

1915 - 1934

16,6





20

2478 - 2493

11,4





21

2400 - 2423

13,7





22

0,7
2389 - 2400

0,18
14,1

168,3

10,6

88,9
88,9

6,5

23

2321 - 2339

9,3





24

2456 - 2483

10,2





25

2513 - 2529

11,3






Питання для контролю
1. В чому полягає суть проведення гідропіскоструминної перфорації в свердловині?
2. Як проводиться обґрунтування вибору свердловини для проведення гідропіскоструминної перфорації?
3. Порядок виконання робіт і технологія проведення ГПП.
4. Що використовують у якості абразивного матеріалу для проведення ГПП?
5. Поясніть схему формування каналу під час ГПП?
6. Що являє собою гідропіскоструминний апарат?
7. Які основні параметри оцінюють під час проведення гідропіскоструминної перфорації в свердловині?
8. Як проводиться обв’язка наземного обладнання і кількість спеціальної техніки з гирлом свердловини під час проведення ГПП?
9. Поясніть методику розрахунку основних параметрів різання під час ГПП?
10. Обґрунтуйте розраховані вами параметри реалізації гідропіскоструминної перфорації в свердловині?








13PAGE 15


13PAGE 144315





Рисунок 3.3 – Схема формування каналу ГПП в свердловині: 1 – гідропіскостру-
минний апарат; 2 – насадка; 3 – колона НКТ; 4 – цементне кільце; 5 - пласт




Рисунок 3.2 – Схема витікання потоку рідини в канал




Root EntryEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation Native

Приложенные файлы

  • doc 19094713
    Размер файла: 354 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий