Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 [ 108 ] 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182

стости скважин в типовых горно-геологических условиях показывает, что при разнице репрессий на пласт на верхнем и нижнем интервалах 0,3-0,4 МПа проникновения раствора в верхние участки зоны тампонирования не происходит и им можно пренебречь, а следовательно, отсутствует надежный контакт раствора с породой, и это не предотвратит заколонных перетоков и загрязнения окружающей среды.

2. Фильтрационная неоднородность интервала тампонирования. При наличии в разрезе более и менее проницаемых пород в процессе изоляционных работ наиболее приемистый участок может поглощать основную часть раствора, а следующий - остаток. Интервалы, расположенные выше одного-двух наиболее приемистых интервалов, как правило, не закрепляются тампонажным раствором. Поэтому рационально изолировать такие интервалы последовательной закачкой тампонажного раствора в зоны расчетной протяженности, ограниченной одним или двумя наиболее приемистыми пропластками.

3. Существование интервалов, характеризующихся катастрофическими поглощениями. В этом случае возможный расход поглощения раствора пластом может превышать реальный расход цементировочного агрегата и часть интервала изоляции не будет заполнена цементным или другим раствором. Задача поинтер-вальной изоляции в данном случае сводится к выбору и изоляции зоны, приемистость которой ниже возможного расхода закачки смеси.

4. Объемы закачки в наиболее проницаемые зоны ограничены. При поинтегральном тампонировании может быть получена существенная экономия из-за снижения потерь тампонажного раствора.

5. Дефицит труб. При поинтегральном нагнетании тампонажного раствора в пласт под большим давлением равномерно по всей длине ствола обеспечивается качественное закрепление пород в околоскважинной зоне, что в некоторых случаях исключит необходимость спуска обсадных труб и приведет к упрощению конструкции и удешевлению скважины.

Гидродинамические способы поинтервального тампонирования скважины основаны на создании в изолируемом интервале перепада давления на пласт существенно большего, чем на соседних (гидродинамический барьер). Предполагаются четыре схемы поинтегрального тампонирования скважины на основе различных способов интервала закачки раствора от соседних. Первый способ (рис. 6.14, а) - инерционный, заключается в спуске в интервал тампонирования специального инструмента, состоящего из нагнетательного узла, снабженного лопастями,

Рис. 6.14. Принципиальная схема поинтервального тампонирования скважин:

а - инерционный способ; б - струйный способ; в - шнековый (винтовой) способ; г - комбинированный способ

закрепленными по радиусу параллельно оси скважины. При вращении инструмента в интервале установки узла нагнетания под воздействием центробежных сил репрессия на пласт увеличивается, что приводит к преобладающему проникновению тампонажного раствора в заданном интервале. Центробежная сила

(6.1)

где m - масса тампонажного раствора, находящегося в центробежном поле; ю - угловая скорость вращения инструмента; r - радиус от оси скважины до середины лопасти узла нагнетания.

Массу тампонажного раствора в центробежном поле можно выразить через объем полости между лопастями узла нагнетания:

m = 0,785(Дн2 - dlнр,

где Вн - диаметр узла нагнетания; d - диаметр труб узла нагнетания; 1н - длина узла нагнетания; р - плотность тампонажного раствора.

Центробежная сила воздействия тампонажного раствора на пласт с учетом этого

= 0,785(Дн2 - d2)lнрю2r.

(6.2)

Дополнительный перепад давления на пласт в интервале работы инструмента

Др = 0,25 рю2г

Di - d2

(6.3)

где Вс - диаметр скважины.

Учитывая, что диаметр инструмента близок к диаметру скважины, упрощаем выражение (6.3):

Др = 0,25 рю2г

(6.4)

Дополнительная репрессия на пласт приводит к увеличению расхода поглощения на изолируемом интервале. При ламинарном режиме фильтрации тампонажного раствора в околоскважинной зоне величина избыточного поглощения на расчетном интервале

Д2 = 0,785Dc(D2 - d2) р2ю2гйg, (6.5)

где k - коэффициент проницаемости пород в интервале тампонирования; р - динамический коэффициент вязкости тампонажного раствора.

В случае турбулентного режима фильтрации раствора в околоскважинной зоне избыточный расход поглощения

п2р2ю2r2l2;

де=-

Dc -

(6.6)

Сопоставляя выражения (6.5) и (6.6), делаем вывод, что при ламинарном режиме фильтрации избыточный расход на заданном интервале тампонирования выше, чем при турбулентном, а следовательно, выше избирательная способность способа.

Важно оценить приемистость интервала тампонирования при инерционном способе в сопоставлении с соседними. Расход поглощения на соседних интервалах

(6.7)