Оборудование, применяемое при щелевой разгрузке пласта

Основное наземное оборудование, применяемое для щелевого вскрытия пласта, включает блок манифольдов 1БМ-700, насосные агрегаты 4АН-700, ЦА-320, пескосмеситель УПС-50. Обвязка наземного

оборудования осуществляется по схеме (рис. 127) трубами манифольда высокого давления с помощью шарнирных колонн быстроразъемных соединений.

Щелевая гидропескоструйная перфорация проводится в следующей последовательности:

1. Исследование скважины и составление плана работ.

2. Подготовка скважины: промывка забоя и шаблонирование
эксплуатационной колонны.

3. Опрессовка двигателя гидропескоструйной перфорации (ГПП) и определение скорости
перемещения штока при расчетном рабочем переходе давления на насадках.

4. Спуск перфоратора в скважину, опрессовка и привязка перфоратора к верхней точке нижнего из
запланированных интервалов по РК. Спускаемая компоновка: перфоратор, двигатель, опрессовочный
клапан, свинцовый клапан, репер.

5. Скважина оборудуется устьевым сальником.

6. Производится обвязка и опрессовка поверхностного оборудования.

После проведения указанных работ проводят прямую промывку через перфоратор агрегатом 4АН-700. При установившемся стабильном режиме работы насосного агрегата в рабочую жидкость вводят песок. Регулировкой ввода песка пескосмесителем добиваются концентрации 70-100 г/л. С учетом гидравлических потерь в системе на устье скважины поддерживается давление на 5-7 МПа выше расчетного. По мере износа насадок и падения давления подключается в работу второй агрегат 4АН-700. Песчаножидкостная смесь забирается агрегатами 4АН-700 и подается через блок манифольда 1БМ-700 и фильтры в скважину. Из скважины песчано-жидкостная смесь проходит через фильтры на УСП-50. По мере поглощения жидкости пластом агрегатом ЦА-320 из амбара или емкости добавляют ее в бункер УСП-50. После окончания цикла щелевого вскрытия первого интервала переходят к следующему интервалу, для чего производят завод перфоратора в исходное положение обратной промывкой ЦА-320 и установку перфоратора в верхней точке второго интервала. Давление при обратной промывке составляет 5-7 МПа, время выдержки давления 3-4 мин. Затем производят переключение на прямую циркуляцию от 4АН-700. После окончания щелевого вскрытия пласта в последнем запланированном интервале или выработке ресурса насадок перфоратора, выражающейся в увеличении на 30-50% производительности агрегатов, необходимой для поддержания заданного давления на устье скважины, производят промывку агрегатом ЦА-320 до полного прекращения выноса песка.

Если щелевое вскрытие не закончено, то после подъема и смены насадок перфоратора продолжают работы в указанной выше последовательности. После окончания операции по вскрытию и подъему перфоратора производят спуск пера для выноса песка. Увеличение продуктивности пласта после щелевого вскрытия не исключает применения других методов воздействия После щелевой резки можно проводить соляно-кислотную обработку, обработку оксидатом и т.д. Оценка эффективности проводится сопоставлением результатов исследования скважины до и после проведения операции.

Для вертикального перемещения гидропескоструйного перфоратора в скважине используются забойные двигатели ДП, ГДП. В настоящее время применяется забойный двигатель перфоратора ДПм, предназначенный для непрерывного перемещения с заданной скоростью гидропескоструйного перфоратора, в вертикальном направлении при создании щелей в ПЗП. Направление перемещения сверху вниз. Усовершенствованная конструкция двигателя показана на рис. 128.

Двигатель перфоратора (рис. 128) представляет собой гидравлический поршневой привод, работа которого основана на использовании давления рабочей жидкости. Двигатель перфоратора состоит из герметичного цилиндра 1, внутри которого перемещается поршень 2, снабженный двумя полыми штоками 3 и 4. Цилиндр верхней частью крепится к колонне НКТ 5 патрубком 6. Верхний и нижний шток проходят через сальниковые уплотнения 7, которые обеспечивают герметичность цилиндра. Поршень 2 снабжен дозирующим устройством, представляющим собой калиброванный канал 8. Уплотнение поршня 9 играет роль обратного клапана и при движении поршня вверх свободно пропускает масло в нижнюю полость цилиндра. На нижнем штоке 4 крепится перфоратор 10. Перфоратор имеет две диаметрально расположенные насадки 11, верхнее и нижнее

d no w ~ седло шарикового клапана 12. Работает двигатель следующим образом.

гкс. 128. Устройство дви

При создании перепада давления на насадках давление рабочей жидкости через шток и поршень сжимает масло под поршнем, которое перетекает по каналу 8 из нижней части цилиндра в верхнюю. При этом

поршень вместе с перфоратором двигается вниз с заданной скоростью. Возврат поршня осуществляется обратной промывкой. При этом шариковый клапан перфоратора садится в верхнее седло, перекрывая канал. При повышении давления в затрубном пространстве перфоратор перемещается вверх, а масло из верхней полости перетекает в нижнюю.

На стадии промышленных испытаний метода щелевой разгрузки, проведенных на скважинах «Удмуртнефти», была существенно изменена конструкция двигателя и перфоратора. За счет этого глубина щелевых каналов увеличилась в 1,5-2 раза. Наиболее эффективной формой, обеспечивающей снижение гидравлических сопротивлений в перфорационных отверстиях, способствующих увеличению глубины проникновения абразивной жидкости в пласт, являются вертикальные щели. При расчете ширины щели учитываются не только требования по снижению сопротивления гидравлической струи, но и необходимая ее величина для разгрузки горных пород, с учетом этого требования ширина щели определяется по выражению:

(П5),

где р - плотность горных пород; Н - глубина залегания продуктивного пласта скважины; Е - модуль упругости горных пород а = 21-d; l - глубина щели; d - диаметр скважины.

Вычисленная по данной формуле ширина щели составляет 15 мм. При этом не происходит полного смыкания щели после разгрузки горных пород. Увеличение ширины щели не увеличивает эффективность щелевой разгрузки пласта.

Расчет технологических параметров.Технология проведения вертикальных щелей в ПЗП аналогична технологии, применяемой при точечной гидропескоструйной перфорации, компоновка, состоящая из пескоструйного перфоратора с центратором забойного двигателя перфоратора, спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах. Допустимое устьевое давление определяется из соотношения:

ж

т

где Р - страгивающая нагрузка резьбовых соединений; Н - глубина подвески перфоратора; q_ж - вес трубы с муфтами в жидкости; К - коэффициент безопасности; F_t - площадь проходного сечения труб.

Концентрация песка выбирается в пределах 50-100 г/л. Перепад давления на насадках для эффективного разрушения обсадной колонны, цементного камня и породы должен составлять 10-15 МПа (для насадок диаметром 6 мм) и 15-20 МПа (для насадок диаметром 4,5 мм). Учитывая износ насадок в процессе работы, рекомендуется перепад давления 20 и 25 МПа для насадок 6 и 4,5 мм соответственно. По выбранной весовой концентрации песка рассчитывается его объемная концентрация С и удельный вес песчаножидкостной смеси у_см:

с=

С₀+100-у„' |

С₀ - весовая концентрация песка в рабочей смеси; у_п - удельный вес песка:

где у_ж - удельный вес рабочей жидкости.

Затем рассчитывается расход песчано-жидкостной смеси через насадки:

(Н8)

где п - число насадок; Аф = 0,82 - коэффициент скорости (для насадок равный коэффициенту расхода Ад> = 0,82); f_н - площадь сечения отверстия насадок; АР - перепад давления на насадках; g - ускорение свободного падения.

Расчет рабочего давления на устье скважины производится по формуле:

где Р - перепад давления на насадках; Р_х - потери давления в НКТ и затрубном пространстве; Рп -потери давления в перфорированной полости; P_ф - потери давления на фильтрах; Р₀ - потери давления в обвязке оборудования.

Полученное по формуле (119) рабочее давление нагнетания не должно превышать допустимого

(120)

устьевого давления, рассчитанного по формуле (116). Число рабочих агрегатов рассчитывается по формуле:

где Q - расход песчано-жидкостной смеси; Р_уст - рабочее давление на устье; ц = 0,7-0,9 - коэффициент технического состояния насосных агрегатов; q_a - производительность насосного агрегата P_a - давление насосного агрегата.

Рассчитанное по формуле (120) число рабочих насосных агрегатов округляется до целого числа в большую сторону. Число резервных агрегатов принимается, исходя из технического состояния, в количестве 50-100% от числа рабочих агрегатов.

К подземному оборудованию относят гидропескоструйный перфоратор, двигатель перфоратора и колонну НКТ. При проведении щелевой разгрузки применяются гидропескоструйные (абразивные) перфораторы АП-бм; ПЗК; БГПМД. При создании одиночных щелей применяется перфоратор АП-бм, в котором устанавливают четыре насадки, причем одна пара насадок расположена диаметрально противоположно другой. Расстояние между насадками в паре 10 сантиметров, что обеспечивает наиболее высокий к. п.д. щелевой перфорации.

Для вертикального перемещения гидропескоструйного перфоратора в скважине используются забойные двигатели ДП, ГДЦ или гидроподъемные конструкции ВПИГНИ.

В качестве абразивного материала при создании щелей в ПЗП используется кварцевый песок с размерами зерен 0,2-1 мм и содержанием кварца не менее 50%. При выборе жидкости-песконосителя учитываются физико-химические свойства пласта и насыщающих его флюидов, а также технологические параметры процессов. Жидкость должна удовлетворять следующим основным требованиям: абразивная жидкость не должна ухудшать коллекторских свойств пласта; проведение операции не должно вызывать выброс нефти и газа (открытое фонтанирование); жидкость не должна быть дефицитной и дорогой. Состав жидкости-песконосителя для конкретных условий подбирают в лаборатории. При щелевой разгрузке пласта в терригенных коллекторах в качестве рабочей жидкости используют дегазированную нефть, водные растворы хлористого натрия, хлористого кальция и хлористого магния с добавлением 0,3-0,5% поверхностно-активных веществ (сульфанол, дисольван) и 3,5-5% карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ).

При проведении щелевой разгрузки в карбонатных коллекторах рабочую жидкость готовят на пластовой воде. Данный метод был осуществлен на 49 добывающих и нагнетательных скважинах различных месторождений в Удмуртии. Удельный эффект на одну обработку по добывающим скважинам составил 1365 тонн, по нагнетательным - в пересчете на нефть - 706 тонн, средний по всем скважинам - 1002 тонны. Срок продолжительности эффекта превышает 4 года. Средний дебит скважин по нефти увеличивается в 3-5 раз.

Поиск по сайту: