Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Разработка комплексной технологии для кумулятивной перфорации и последующей газодинамической обработки прискважинной зоны пласта с применением скважинных (комплексных) устройств 15
1.1. Анализ основных конструкций скважинных устройств и технологий их применения для кумулятивной перфорации и последующей газодинамической обработки прискважинной зоны пласта 15
1.2. Обоснование и выбор компоновки скважинного устройства для использования в комплексной технологии воздействия на ПЗП Описание схемы устройства и принципа его работы 25
1.3. Разработка и обоснование основных технических требований к комплексному устройству 28
1.4. Оценка работоспособности твердотопливных зарядов комплексного устройства 30
1.4.1. Воздействие на твердотопливные заряды ударной волны, распространяющейся во внутреннем объеме комплексного устройства 31
1.4.2. Воздействие на твердотопливные заряды продуктов детонации и осколков корпусов кумулятивных зарядов 40
Глава 2 Разработка физико-математической модели газодинамического воздействия на прискважинную зону пласта 49
2.1. Физические процессы при комплексном воздействии на прискважинную зону пласта 50
2.1.1. Процесс воспламенения твердотопливного заряда
газогенерирующей части комплексного устройства 51
2.1.2. Процесе газодинамического воздействия на прискважинную зону пласта 54
2.2. Физико-математическая модель газодинамического воздействия на прискважинную зону пласта 60
2.3. Выбор конструкции твердотопливного заряда газогенерирующей части комплексного устройства 79
2.4. Определение зависимости скорости горения твердых топлив от давления с учетом тепловых потерь 87
2.4.1. Обоснование необходимости определения скорости горения твердых топлив при давлениях до 100 МПа и более... 87
2.4.2. Способ определения скорости горения твердых топлив при давлениях до ЮОМПа и более с учетом тепловых потерь 92
2.4.3. Результаты определения зависимости скорости горения от давления для некоторых марок твердых топлив 104
Глава 3 Отработка комплексной технологии кумулятивной перфорации скважины и газодинамической обработки ПЗП. Внедрение технологий в практику нефтегазодобывающих предприятий 108
3.1. Отработка комплексной технологии и оценка научно-технических показателей эффективности ее применения 108
3.2. Скважины, рекомендуемые для применения комплексной технологии 116
3.3. Внедрение комплексной технологии в практику нефтегазодобывающих предприятий 117
Выводы 121
Список использованных источников
- Обоснование и выбор компоновки скважинного устройства для использования в комплексной технологии воздействия на ПЗП Описание схемы устройства и принципа его работы
- Оценка работоспособности твердотопливных зарядов комплексного устройства
- Физико-математическая модель газодинамического воздействия на прискважинную зону пласта
- Скважины, рекомендуемые для применения комплексной технологии
Введение к работе
Актуальность работы
Современный этап развития нефтегазодобывающей отрасли промышленности России характеризуется постоянным ростом требований к достижению высокой эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, что предполагает по возможности бесперебойную и соответствующую потенциалу месторождения работу добывающих и нагнетательных скважин с соблюдением темпов выработки запасов, текущих уровней добычи и полноты извлечения углеводородов.
Одним из важнейших элементов, определяющих потенциальные возможности скважины, является так называемая прискважинная зона пласта (ПЗП) - некоторый объем продуктивного пласта, вскрытый данной скважиной и примыкающий к ней, в котором потери энергии на движение флюида существенны. При эксплуатации скважин состояние ПЗП постоянно изменяется вследствие как различных природных явлений, так и целенаправленной деятельности человека, предусматривающей увеличение дебитов добывающих или приемистости нагнетательных скважин, что связано с решением сложных задач повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи [1].
В работах [2,3] установлено, что на изменение дебита скважин более сильное влияние оказывает снижение, а не увеличение проницаемости ПЗП по сравнению с проницаемостью невозмущенной (естественной) породы, причем снижение дебита скважины тем больше, чем больше степень снижения проницаемости ПЗП. Недавние исследования [4,5] показали, что снижение проницаемости в непосредственно прилегающей к скважине зоне пласта может достигать 100-кратной величины и более. Увеличение проницаемости ПЗП по сравнению с естественной проницаемостью пласта в несколько раз практически не приводит к заметному увеличению дебита. Поэтому при вскрытии продуктивного пласта, от качества которого в значительной степени зависит последующая эксплуатация скважины, и на всех стадиях разработки месторождения необходимо сохранять и восстанавливать естественную проницаемость ПЗП.
5 К основным причинам снижения проницаемости ПЗП необходимо
отнести следующие:
проникновение в ПЗП фильтрата глинистого раствора при вскрытии продуктивного пласта бурением;
проникновение в ПЗП жидкости глушения (пресной или соленой воды) или промывочной жидкости в процессе подземного ремонта;
проникновение в ПЗП пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках;
проникновение в ПЗП механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины;
набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой, образование водонефтяной эмульсии;
выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий, кольматация ПЗП твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других работ.
Отсюда следует, что все методы воздействия на продуктивный пласт в процессе строительства скважины ухудшают фильтрационные свойства ПЗП. Поэтому после окончания строительства скважины целесообразно проведение работ по улучшению гидродинамической связи скважины с пластом.
Различают два этапа вскрытия продуктивного горизонта - первичное и вторичное вскрытие. Под первичным вскрытием понимают вскрытие продуктивного горизонта бурением, под вторичным вскрытием — процесс связи внутренней полости обсаженной скважины с продуктивным горизонтом (перфорация скважины).
Образование на этапе первичного вскрытия продуктивных пластов слабопроницаемой глинистой корки и зоны кольматации является благоприятным фактором, предохраняющим пласт от дальнейшего в процессе строительства скважины загрязнения тампонажным цементным раствором. Лабораторные исследования показали, что в этом случае радиус зоны загрязнения не превышает 0,5..:1,Осм, а влияние зоны загрязнения на производительность скважины легко устраняется перфорацией. Радиус зоны
загрязнения пласта может значительно увеличиваться при цементаже
скважины в случае разрыва пласта цементным раствором [6].
На этапе вторичного вскрытия пластов перфорацией (кумулятивной, пулевой или гидропескоструйной) наряду с созданием надежной гидродинамической связи продуктивного пласта .со скважиной происходят изменения фильтрационных свойств ПЗП в области, прилегающей к перфорационному каналу. В случае проведения перфорации в среде промывочной жидкости при репрессии на пласт степень загрязнения ПЗП при вторичном вскрытии значительно увеличивается. При этом результаты промысловых исследований показывают, что проницаемость ПЗП может дополнительно снизиться на 20...30%, вплоть до полной закупорки ПЗП, в зависимости от типа применяемых промывочных жидкостей и значений репрессии [7].
Зона продуктивного пласта скважины состоит из двух основных зон:
околоскважинной зоны пласта с ухудшенной проницаемостью;
зоны пласта с естественной проницаемостью.
Околоскважинная зона пласта с ухудшенной проницаемостью непосредственно прилегает к скважине, а зона пласта с естественной проницаемостью - к околоскважинной зоне.
Так как ухудшение проницаемости околоскважинной зоны пласта ведет к резкому снижению продуктивности скважины, можно утверждать, что существенную роль для правильного обоснования технологий повышения продуктивности той или иной скважины играют следующие основные факторы:
радиус околоскважинной зоны продуктивного пласта с ухудшенной проницаемостью;
отсутствие в технологиях строительства, эксплуатации и ремонта скважин процессов, приводящих к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств околоскважинной зоны продуктивного пласта.
Принципиально важно, чтобы при проектировании различных обработок ПЗП была принята единая методология оценки радиуса ПЗП. В настоящее время отсутствие такой методологии не позволяет разработать рациональную технологию воздействия любым методом, особенно при многократных
7 обработках, а также сопоставлять результаты однотипных обработок
ПЗП в различных регионах или во времени.
В последнее время, как в России, так и за рубежом, предметом повышенного интереса при вторичном вскрытии продуктивного пласта стал параметр перфорационного канала — глубина пробития. В работе [8] отмечается, что, глубина перфорационного канала является очень важным фактором при оценке качества гидродинамической связи скважины с пластом. Это особенно справедливо для случаев, когда имеется загрязненная в процессе бурения зона породы вокруг ствола скважины (околоскважинная зона). Малейший выход перфорационного канала в зону естественной проницаемости породы дает скачок в приросте коэффициента гидродинамического совершенства. Для большинства скважин, пробуренных на глинистых растворах с репрессией на пласт, зона загрязнения составляет 0,4...0,6м и лишь в некоторых случаях достигает нескольких метров [9]. Поэтому для качественного вскрытия продуктивного пласта необходимо иметь кумулятивные заряды с пробивной способностью, превышающей радиус зоны проникновения фильтрата, то есть глубина перфорационного канала должна быть не менее 600...700мм. Большинство российских и иностранных перфорационных систем массового применения имеют именно такую или несколько большую пробивную способность [8].
Из вышеизложенного следует, что при наличии околоскважинной зоны продуктивного пласта с ухудшенной проницаемостью качество вторичного вскрытия будет определяться тем, насколько надежно удастся связать скважину с незагрязненной зоной пласта. В настоящее время в России получили распространение различные методы вторичного вскрытия пласта, применяемые на этапах заканчивания, эксплуатации и ремонта скважин, а также для интенсификации притока флюида.
Согласно мнению многих российских и зарубежных ученых и специалистов, одним из основных факторов, определяющих производительность скважины, является перфорация [10-13], в результате которой обеспечивается гидродинамическая связь скважины с незагрязненным пластом. Совершенствование и разработка передовых технологий,
8
позволяющих улучшить связь скважины через перфорационные
каналы с незагрязненным пластом, вследствие чего может быть увеличена
добыча нефти или газа при небольших затратах на различных этапах
жизненного цикла скважины, являются в настоящее время наиболее
актуальными задачами.
Одним из распространенных способов улучшения связи скважины с незагрязненной в процессе бурения частью коллектора является гидравлический разрыв пласта (ГРП), выполненный сразу после перфорации скважины [14-17]. Не оспаривая эффективность ГРП как технологии, решающей задачу повышения или реализации потенциала скважины, необходимо в этом случае отметить существенное возрастание затрат на ввод скважины в эксплуатацию.
Кроме ГРП, для улучшения гидродинамической связи перфорированной скважины с продуктивным пластом получили достаточно широкое распространение методы силового импульсного воздействия на пласт различными газогенерирующими устройствами - генераторами давления на твердых ракетных топливах, создающими в скважине достаточные для разрыва пласта амплитуду и импульс давления продолжительностью О,Г... 1с, при которых образуются дополнительные пути фильтрации флюида к скважине за счет создания в пласте одной или нескольких трещин с остаточными длиной 2... 15м и раскрытием от нескольких миллиметров. В отечественной практике для реализации этих методов применяются бескорпусные генераторы давления, например, твердотопливные генераторы давления типа ПГД.БК, защищенные авторскими свидетельствами [18-21] и используемые для разрыва пласта различными способами [22-25], а также пороховой генератор с регулируемым импульсом давления ПГРИ-100 [26], пороховой генератор давления ПГД-100 [27] и другие. Основным недостатком методов силового импульсного воздействия на пласт является то, что создаваемый при работе генератора в скважинной жидкости импульс давления распространяется по стволу скважины на значительные расстояния от места установки генератора. Воздействие импульса давления на ствол скважины при определенных условиях может приводить к деформации обсадных труб и образованию перетоков жидкости,
9 вследствие чего к скважине предъявляются достаточно жесткие
требования по качеству сцепления цементного камня с колонной обсадных
труб.
Для вторичного вскрытия и стимуляции притока из продуктивных пластов нефтяных скважин на месторождениях России успешно применяют перфорацию, а также технологию газодинамического разрыва пласта (ГДРП), предполагающую совместное использование в перфорированных скважинах бескорпусных твердотопливных генераторов давления и жидких термогазообразующих композиций, например, горюче-окислительных составов (ГОС) [28-33]. Стимуляция притока из продуктивного пласта при реализации указанной технологии является результатом воздействия продуктов горения зарядов твердотопливного генератора давления, установленного в зоне обработки пласта, и продуктов горения воспламеняющейся от. твердотопливного генератора давления жидкой термогазообразующей композиции, заполняющей зону обработки. Эффективность такой комплексной технологии обеспечивается уровнем термобарического воздействия на продуктивный пласт и длительностью термобарического воздействия, которая составляет 5... 15с, что существенно больше времени работы твердотопливных-генераторов давления, которое, как правило, не превышает 1с. К основным недостаткам технологии ГДРП следует отнести недостатки методов воздействия на пласт генераторами давления, а также необходимость подогрева термогазообразующей композиции при ее приготовлении на устье скважины, что затрудняет работы в зимний период.
В настоящее время все более широкий интерес проявляется к разработкам так называемых комплексных, сочетающих в себе перфораторный и генераторный модули, аппаратов [34], технологии применения которых, в отличие от предыдущих технологий, позволяют обеспечить за одну спуско-подъемную операцию совместно или последовательно кумулятивную перфорацию скважины и воздействие на пласт продуктами сгорания зарядов твердого топлива. Эффективность гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, которая может быть получена с помощью таких комплексных аппаратов и технологий, существенно превышает эффективность
10 гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом, обеспечиваемую при применении как существующих, так и перспективных кумулятивных перфораторов. Комплексные технологии, осуществляемые с применением аппаратов, сочетающих в себе перфораторный и генераторный модули, позволят гарантированно, за счет газодинамического воздействия через перфорационные каналы на продуктивный пласт с образованием в пласте сетки трещин, обеспечить гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом при больших зонах загрязнения ПЗП. Время проведения геофизических работ, затрачиваемое на каждую комплексную обработку скважины, не превысит времени, затрачиваемого на проведение кумулятивной перфорации, а стоимость работ увеличится незначительно.
В связи с изложенным очевидно, что для достижения высокой эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений России, разработка и совершенствование комплексных аппаратов, сочетающих в себе перфораторный и генераторный модули, а также технологии их применения в различных геолого-технических и геолого-физических условиях, является актуальной задачей как с теоретической, так и с практической точки зрения.
Цель работы
Разработка и внедрение комплексной технологии, обеспечивающей проведение за одну спуско-подъемную операцию кумулятивной перфорации скважины и последующей газодинамической обработки ПЗП.
Основные задачи исследований
1. Патентные и литературные исследования, анализ известных
конструктивных схем комплексных устройств и технологий для кумулятивной
перфорации и газодинамического воздействия на продуктивный пласт.
2. Выбор принципиальной схемы комплексного устройства,
позволяющего за одну спуско-подъемную операцию выполнить
последовательно кумулятивную перфорацию скважины и газодинамическое
воздействие на продуктивный пласт продуктами сгорания твердотопливных
зарядов.
3. Обоснование работоспособности твердотопливных зарядов при
действии на них ударных нагрузок, возникающих вследствие детонации
кумулятивных зарядов, и возможности воспламенения твердотопливных
зарядов продуктами детонации.
4. Разработка физико-математической модели газодинамического воздействия на ПЗП как элемента комплексной технологии и совокупности взаимозависимых физических процессов, протекающих в устройстве, скважине и продуктивном пласте, позволяющей рассчитать изменение давления в скважине и размеры образующихся трещин в зависимости от геолого-технических, гео лого-физических условий сквалшны и характеристик твердотопливных зарядов.
5. Экспериментальное определение скорости горения твердых топлив при высоких давлениях с учетом тепловых потерь.
6. Отработка конструкции комплексного устройства и технологии его применения при скважинных испытаниях, оценка эффективности работы комплексной технологии в различных геолого-технических и геолого-физических условиях скважин.
Методы решения поставленных задач
Применение теории ударных волн и теории состояния реальных газов, физико-математическое моделирование, экспериментальные исследования в скважинах, анализ и обобщение промысловых данных.
Научная новизна
1. На основании выполненных расчетов и оценки действующих на
твердотопливные заряды ударных нагрузок, образующихся во внутренней
полости комплексного устройства, доказано отсутствие детонации
твердотопливных зарядов и их надежное воспламенение при детонации
кумулятивных зарядов, что обеспечивает возможность применения этого
устройства как основы комплексной технологии воздействия на ПЗП.
2. Разработана физико-математическая модель газодинамического
воздействия продуктами сгорания твердотопливных зарядов на ПЗП как
совокупность взаимозависимых физических процессов, возникающих в
устройстве, скважине и продуктивном пласте, позволяющая до проведения
обработки скважин обосновать комплексную технологию путем выбора
конструкции, размеров и количества твердотопливных зарядов, расчета
12 изменения давления в скважине и размеров образующихся трещин в
зависимости от скважинных условий и характеристик твердотопливных
зарядов.
3. Получены, с учетом тепловых потерь в сосуде постоянного объема,
зависимости скорости горения от давления для баллиститных ракетных и
смесевых твердых топлив, применяемых в скважинных газогенерирующих
устройствах, что позволяет до проведения обработки скважин выбрать
конструктивно-технологические параметры комплексной технологии в
зависимости от конкретных скважинных условий.
Основные защищаемые положения
Комплексная технология воздействия на пласт с применением устройства, состоящего из газосвязанных перфораторной с кумулятивными зарядами и газогенерирующей с твердотопливными зарядами частей, внутренние объемы которых представляют собой единую герметичную полость, что обеспечивает за одну спуско-подъемную операцию последовательное выполнение кумулятивной перфорации скважины и газодинамического воздействия на продуктивный пласт продуктами сгорания твердотопливных зарядов через образованные перфорационные каналы для создания эффективной гидродинамической связи с продуктивным пластом при вторичном его вскрытии.
Физико-математическая модель газодинамического воздействия на продуктивный пласт продуктами сгорания твердотопливных зарядов через образованные перфорационные каналы, как элемента комплексной технологии, которая учитывает взаимозависимые физические процессы, протекающие в комплексном устройстве, скважине и продуктивном пласте.
Конструкции твердотопливных зарядов, обеспечивающие возможность выбора компоновки снаряжения газогенерирующей части комплексного устройства с целью достижения оптимальных параметров газодинамического воздействия на продуктивный пласт для конкретных геолого-технических и геолого-физических условий скважины, и зависимости скорости горения твердых топлив от давления при высоких его значениях, характерных для условий нефтяных и газовых скважин.
13 Практическая ценность и реализация работы
Полученные научные результаты использованы предприятиями ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» и ООО «Пермский ИТЦ «Геофизика» для разработки и внедрения при непосредственном участии автора комплексной технологии применения устройства ГП105 («Перфоген»), обеспечивающего за одну спуско-подъемную операцию последовательное выполнение кумулятивной перфорации скважины и газодинамического воздействия через перфорационные каналы на продуктивный пласт продуктами сгорания твердотопливных зарядов.
Промышленное производство неснаряженного устройства ГП105, кумулятивных зарядов и твердотопливных зарядов освоено Нефтекамским машиностроительным заводом, ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика» и пороховыми предприятиями России соответственно.
Промышленное применение технологии воздействия на пласт с применением устройства ГП105 «Перфоген» успешно освоено на предприятиях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (ранее ООО «ЛУКОИЛ-ПЕРМНЕФТЬ», ООО СП «Кама-нефть», ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»), ЗАО «Уральская нефтяная компания», ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (ТПП «Когалымнефтегаз»), ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Апробация работы
Основное содержание диссертации докладывалось и обсуждалось на научно-технических конференциях, советах и семинарах предприятий ОАО «ВНИПИвзрывгеофизика», ООО «Пермский ИТЦ «Геофизика» и ООО «Лукойл-Пермь» в 2000-2006 г.г.
Публикации
На основе выполненных исследований по теме диссертации опубликовано: 7 научно-технических статей (в научно-техническом журнале «Нефтепромысловое дело», в научно-техническом и производственном журнале «Нефтяное хозяйство», в научно-техническом вестнике «Каротажник» [8,53,61,64,70,90,97] ), 3 патента России на изобретения [73,91,93] и 2 патента России на полезные модели [94,95].
14 Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов и списка
использованных источников из 97 наименований, содержит 129 страниц
текста, в том числе 20 рисунков и 11 таблиц.
Автор выражает особую благодарность своему научному руководителю действительному члену РАЕН, д.т.н., проф. Гайворонскому И.Н., который был идейным вдохновителем и постоянным наставником данной работы. Автор благодарит ведущих инженеров-конструкторов ООО «ПИТЦ «Геофизика» Рябова С.С. и Сухорукова Г.И. за помощь в выполнении работы, к.т.н. Дуванова A.M. за ценные замечания на этапе апробации работы.
Обоснование и выбор компоновки скважинного устройства для использования в комплексной технологии воздействия на ПЗП Описание схемы устройства и принципа его работы
В результате анализа основных известных конструкций скважинных устройств, используемых в комплексных технологиях воздействия на ПЗП путем кумулятивной перфорации и последующей газодинамической обработки прискважинной зоны пласта, выбор конструктивной схемы более совершенного комплексного устройства, позволяющего гарантированно обеспечить связь скважины с продуктивным пластом при больших зонах загрязнения ПЗП, проведен с учетом следующих основных требований: устройство должно обеспечивать за одну спуско-подъемную операцию выполнение кумулятивной перфорации скважины и. последующую газодинамическую обработку продуктивного пласта через перфорационные каналы; устройство должно представлять собой единую конструкцию — простой корпусной аппарат, удобный, надежный и максимально безопасный в обращении; конструкция устройства должна обеспечивать возможность сборки1 аппарата вблизи устья скважины непосредственно перед применением; устройство должно иметь низкую себестоимость и не содержать дорогостоящих деталей и сложных узлов; устройство должно допускать многократное использование; для выполнения кумулятивной перфорации и последующей газодинамической обработки прискважинной зоны пласта за одну спуско подъемную операцию устройство должно содержать: а) элементы крепления, обеспечивающие возможность осуществления спуска подъема устройства в скважину на геофизическом кабеле; б) узел инициирования, обеспечивающий возможность запуска устройства в скважине электрическим импульсом; в) перфораторную часть с кумулятивными зарядами, позволяющую выполнить кумулятивную перфорацию в обрабатываемом интервале скважины; г) газогенерирующую часть с твердотопливными зарядами, позволяющую выполнить после кумулятивной перфорации последующее газодинамическое воздействие на продуктивный пласт продуктами сгорания твердотопливных зарядов через образованные перфорационные каналы; д) внутренние объемы перфораторной и газогенерирующей частей должны быть газосвязанными между собой и составлять единую герметичную полость.
Комплексное устройство позволяет за одну спуско-подъемную операцию выполнить кумулятивную перфорацию скважины и последующее газодинамическое воздействие на продуктивный пласт продуктами сгорания твердотопливных зарядов через образованные перфорационные каналы для создания эффективной гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом при вторичном его вскрытии и при различных размерах зоны загрязнения ПЗП. Экономический и технический эффекты обработки скважины по комплексной технологии с использованием данного устройства достигаются большие, чем при раздельном проведении кумулятивной перфорации и импульсного газодинамического воздействия. Время проведения геофизических работ, затраченное на каждую обработку скважины комплексным устройством, не превышает времени проведения обычной кумулятивной перфорации, а стоимость работ увеличивается незначительно.
Само комплексное устройство состоит из газосвязанных перфораторной и газогенерирующей частей, внутренние объемы которых представляют собой единую герметичную полость.
Перфораторная часть комплексного устройства содержит: металлический корпус 1 с выполненными в нем с заданным шагом и осевым смещением заглушёнными отверстиями 2 и размещенными напротив отверстий 2 кумулятивными зарядами 3; детонирующий шнур 4 с присоединенным к нему средством инициирования 5; верхний наконечник 6 с кабельной головкой 7, в которой установлен электроввод 8; электропровод 9, обеспечивающий передачу электрического тока от электроввода 8 к средству инициирования 5. Рис. 1.1. Принципиальная схема комплексного устройства, обеспечивающего за одну спуско-подъемную операцию осуществление кумулятивной перфорации скважины и последующей газодинамической обработки продуктивного пласта продуктами сгорания твердотопливных зарядов. Газогенерирующая часть комлексного устройства содержит: металлический корпус 10, герметично соединенный с металлическим корпусом 1 перфораторной части; нижний наконечник 11; твердотопливные заряды 12, размещенные в металлическом корпусе 10. Сущность комплексной технологии обработки пласта заключается в следующем. Устройство собирают на дневной поверхности вблизи устья скважины и спускают в скважину на геофизическом кабеле в интервал продуктивного пласта. Оно работает в скважине следующим образом. От взрывной машинки подают импульс электрического тока, который по геофизическому кабелю поступает на электроввод 8 и по электропроводу 9 передается на средство инициирования 5 для его запуска. После запуска средства инициирования 5 срабатывает детонирующий шнур 4, а от него кумулятивные заряды 3. Образующиеся при работе кумулятивных зарядов кумулятивные струи вскрывают заглушённые отверстия 2, пробивают эксплуатационную колонну скважины, цементный камень и внедряются в породу пласта, образуя перфорационные каналы. Продукты детонации детонирующего шнура и кумулятивных зарядов, проникая во внутренний объем комплексного устройства, создают в нем давление и температуру, достаточные для воспламенения твердотопливных зарядов 12. Твердотопливные заряды 12 воспламеняются и образуют продукты сгорания, которые через вскрытые отверстия 2 вслед за кумулятивной струей поступают в перфорационные каналы, создавая в них давление, достаточное для разрыва продуктивного пласта и образования в нем сетки трещин.
Оценка работоспособности твердотопливных зарядов комплексного устройства
Согласно выбранной схеме комплексного устройства в его внутренней полости, представляющей собой единый, герметичный, заполненный атмосферным воздухом объем, сначала срабатывают кумулятивные заряды в перфораторной части, а затем твердотопливные в газогенерирующей части. Вследствие детонации детонирующего шнура и кумулятивных зарядов в перфораторной части устройства твердотопливные заряды газогенерирующей части устройства подвергаются [46]: воздействию ударной волны, распространяющейся в заполненном атмосферным воздухом внутреннем объеме комплексного устройства; воздействию потока продуктов детонации, поступающих во внутренний объем комплексного устройства; воздействию твердых частиц (осколков корпусов кумулятивных зарядов), метаемых взрывом кумулятивных зарядов во внутренний объем комплексного устройства.
Указанные воздействия оказывают непосредственное влияние на работоспособность твердотопливных зарядов устройства в условиях скважины. Установленные в перфораторной части комплексного устройства кумулятивные заряды детонируют от подрыва детонирующего шнура и образуют кумулятивные струи, которые, вскрыв гнездовые отверстия в перфораторной части, пробивают эксплуатационную колонну скважины, цементный камень и образуют в продуктивном пласте перфорационные каналы определенной длины и диаметра. По данным работы [47], в создании кумулятивной струи участвует так называемая активная часть кумулятивного заряда, т.е. часть взрывчатого вещества, непосредственно прилегающая к кумулятивной выемке и характеризующаяся распространением продуктов детонации в направлении кумулятивной струи. Продукты детонации остальной части кумулятивного заряда - пассивной - разлетаются в стороны, полезной работы не производят и, как правило, оказывают вредное воздействие на окружающие элементы конструкции. Масса активной части взрывчатого вещества кумулятивного заряда рассчитывается, например, по методу, разработанному Л.П. Орленко [48], зависит от конструкции кумулятивного заряда и может быть увеличена за счет применения в кумулятивном заряде оболочки из плотного и прочного материала.
Работоспособность твердотопливных зарядов, установленных в газогенерирующеи части комплексного устройства, может быть обеспечена лишь в случае отсутствия их детонации и разрушения, приводящих к разрыву или недопустимому увеличению наружного диаметра корпуса устройства.
Для отсутствия детонации твердотопливного заряда достаточно, чтобы давление на его поверхности не превышало критического давления возбуждения детонации твердого топлива.
Для отсутствия разрушения твердотопливного заряда достаточно, чтобы ударные нагрузки, действующие во внутренней полости комплексного устройства, не превышали допустимых величин. Оценка ударных нагрузок, действующих на твердотопливный заряд в корпусе комплексного устройства, возможна, если известны значения давления во фронте ударной волны, распространяющейся в осевом направлении в сторону твердотопливного заряда, в зависимости от расстояния от места детонации кумулятивных зарядов.
Для оценки воздействия на твердотопливные заряды ударных волн, распространяющихся во внутренней полости комплексного устройства от мест детонации кумулятивных зарядов, примем, что во внутренней полости комплексного устройства детонирует один эквивалентный сферический заряд без оболочки, масса которого равна суммарной массе взрывчатого вещества всех кумулятивных зарядов и детонирующего шнура, установленных в перфораторной части комплексного устройства. При этом будем считать, что эквивалентный заряд установлен в центре перфораторной части устройства и что от места взрыва эквивалентного заряда в обе стороны в направлении к верхнему и нижнему наконечникам устройства движется плоская прямая ударная волна.
Принятые упрощения приведут к завышению значений параметров ударной волны и нагрузок, воздействующих на твердотопливный заряд. Такой подход при оценке работоспособности элементов техники является вполне допустимым и широко применяется на практике.
Физико-математическая модель газодинамического воздействия на прискважинную зону пласта
В соответствии с изложенной выше качественной картиной физических процессов, протекающих в комплексном устройстве, скважине и пласте, разработана физико-математическая модель газодинамического воздействия комплексным устройством на прискважинную зону пласта, как элемента комплексной технологии.
Физико-математическая модель определяет взаимосвязь параметров рабочего процесса в комплексном устройстве с параметрами скважины и пласта и содержит основные уравнения, описывающие газодинамическое воздействие продуктов сгорания твердотопливного заряда на продуктивный пласт. Физико-математическая модель газодинамического воздействия позволяет определить давление и температуру в обрабатываемой зоне скважины не только в любой момент времени работы газогенерирующей части комплексного устройства, но также в течение некоторого времени после окончания его работы.
В работе [58] получена система алгебраических и дифференциальных уравнений, описывающих процесс горения порохового заряда простой геометрической формы (одноканальная цилиндрическая шашка) в скважине, заполненной жидкостью, и разработана методика расчета зависимости развиваемого генератором давления от времени с учетом процесса трещинообразования в обрабатываемом пласте. Однако указанная методика применительно к расчету параметров газодинамического воздействия продуктов сгорания твердотопливного заряда газогенерирующей части комплексного устройства на продуктивный пласт имеет тот существенный недостаток, что в ней заложен механизм горения твердотопливного заряда, представленный соотношениями относительных величин [59], не позволяющий провести расчет параметров процесса горения твердотопливного заряда комбинированного типа, т.е. заряда, составленного из шашек различной конструкции, изготовленных из разных марок твердого топлива, включая шашки с более сложной формой канала, например, шашки со щелевыми каналами [60]. Для описания физико-математической модели газодинамического воздействия на прискважинную зону пласта использованы результаты, представленные автором в работе [61].
Уравнения (2.1) и (2.2) могут быть использованы для определения параметров газодинамического воздействия на прискважинную зону пласта со следующими дополнительными допущениями: твердотопливный заряд, размещенный в газогенерирующей части комплексного устройства, в момент времени окончания работы кумулятивных зарядов перфораторной части воспламеняется мгновенно по всей поверхности горения, т.е. время процесса воспламенения твердотопливного заряда не учитывается; газодинамическое воздействие на прискважинную зону пласта начинается непосредственно в момент времени окончания работы кумулятивных зарядов перфораторной части комплексного устройства, т.е. продукты сгорания твердотопливного заряда газогенерирующей части устройства начинают поступать в скважину непосредственно за кумулятивными струями. Уравнения (2.1) и (2.2) позволяют определить давление и температуру в газовом пузыре в любой момент времени процесса газодинамического воздействия на прискважинную зону пласта с использованием любого численного метода интегрирования дифференциальных уравнений первого порядка, если для каждого малого участка времени At, равного шагу интегрирования уравнений, будут определены входящие в них параметры, а способ определения этих параметров будет отражать физические процессы, протекающие при воздействии на прискважинную зону пласта.
Для того чтобы при газодинамическом воздействии на прискважинную зону пласта учесть сжимаемость и движение скважинной жидкости при воздействии давления газового пузыря, необходимо для каждого момента времени t определять величину деформации подвергшегося барическому изменению верхнего столба скважинной жидкости и силы, действующие на жидкость.
Для учета сжимаемости и движения скважинной жидкости приняты следующие технологические допущения [64]: в качестве скважинной жидкости рассматривается техническая вода; гидродинамическая связь скважины с продуктивным пластом осуществляется через перфорационные каналы, образованные кумулятивными зарядами перфораторной части комплексного устройства; эксплуатационная колонна скважины не имеет повреждений, нарушающих ее герметичность; физические характеристики скважинной жидкости — вязкость, плотность, температура и другие принимаются постоянными и осредненными по всему объему верхнего столба скважинной жидкости; скорость звука в скважинной жидкости принимается постоянной, соответствующей физическим характеристикам жидкости; скважинная жидкость представляет собой однородное, сплошное (без разрывов и пустот), сжимаемое тело; сжимаемость скважинной жидкости рассматривается при постоянной, средней по всему объему жидкости, температуре; нестационарные процессы на поверхности жидкости в скважине, образующиеся вследствие выравнивания давления, пришедшего из газового пузыря на поверхность жидкости, с атмосферным давлением, существенного влияния на барическое состояние верхнего столба скважинной жидкости не оказывают.
За период времени At, равный шагу интегрирования уравнений (2.1) и (2.2), с момента начала газодинамического воздействия на прискважинную зону пласта комплексным устройством (t = 0) барическому изменению подвергается часть верхнего столба скважинной жидкости, представляющая собой единичный объем W0 . Высота единичного объема равна произведению скорости звука в скважинной жидкости С0 и шага интегрирования At. На единичный объем Wo снизу действует давление газового пузыря, соответствующее моменту времени t = 0,.а сверху — гидростатическое давление скважинной жидкости, находящейся выше единичного объема Wo . В случае наличия перепада между указанными давлениями единичный объем жидкости изменится (сожмется или расширится) вследствие ее сжимаемости.
В следующий период времени At барическому изменению будет уже подвержена часть верхнего столба скважинной жидкости, состоящая из изменившегося первого единичного объема жидкости Wo шм. и находящегося выше него следующего подвергшегося барическому изменению единичного объема жидкости Wo . Причем изменение объема W0 ю.м. будет происходить вследствие действия на него снизу давления газового пузыря, соответствующего моменту времени t = At и сверху - давления, образовавшегося на верхней границе единичного объема Wo Изм. в момент времени t = At. Изменение объема W0 , расположенного выше объема W0 ,,зм.» будет происходить вследствие действия-на него снизу давления, действующего на объем Wo изм. сверху, и сверху - равного гидростатическому давлению скважинной жидкости, находящейся выше единичного объема Wo . Аналогично, в каждый следующий участок времени At будет происходить и дальнейшее барическое изменение верхнего столба скважинной жидкости.
Скважины, рекомендуемые для применения комплексной технологии
Для осуществления кумулятивной перфорации и последующего газодинамического воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта разработаны и внедрены комплексное устройство - газогенератор перфораторный ГШ05 «Перфоген» и технология его применения в нефтяных и газовых скважинах.
Эта разработка потребовала создания новых твердотопливных зарядов и новых кумулятивных зарядов, пробивающих большие отверстия в обсадной колонне и продуктивном пласте. Эффективность импульсных технологий интенсификации притоков нефти, основанных на использовании комплексных аппаратов, существенно повышается при постоянном контроле параметров протекающих в скважине процессов, который позволяет своевременно корректировать состав аппарата, число и расположение твердотопливных зарядов. Для расчетов параметров нагружения породы в оптимальном режиме разработан математический аппарат, что позволяет на основе расчетов подбирать конструкцию комплексного аппарата индивидуально для обрабатываемого объекта. Технология газодинамического, воздействия на продуктивный пласт реализуется с помощью аппаратов, состоящих из перфораторной и газогенерирующей частей. Процесс воздействия на пласт продуктами горения твердотопливных зарядов управляется с помощью рационального сочетания различных типов кумулятивных зарядов перфораторной части и угла сдвига осей соседних кумулятивных зарядов (фазировки).
В настоящее время для перфораторов разработаны и применяются кумулятивные заряды с возможностью вскрытия прискважинной зоны пласта каналами глубиной 500...800мм и диаметром входного отверстия 8... 13мм, а также кумулятивные заряды, обеспечивающие диаметр входного отверстия 13...30мм и более с глубиной каналов 100...200мм. Кумулятивные заряды, обеспечивающие большую глубину пробития каналов, позволяют улучшить гидродинамическую связь участков пласта, расположенных за зоной кольматации, со скважиной, если глубина перфорационных каналов больше радиуса зоны кольматации. Кумулятивные заряды, обеспечивающие пробитие канала с большим диаметром входного отверстия, дают возможность увеличить суммарную площадь отверстий в обсадной колонне при малой плотности перфорации и обеспечить необходимый расход жидкости и газов через отверстия для развития трещин при срабатывании твердотопливных зарядов. Применение таких кумулятивных зарядов более целесообразно, чем увеличение плотности перфорации, так как суммарная площадь отверстий пропорциональна диаметру отверстий в квадрате, а плотности перфорации - в первой степени.
Эффективность трещинообразования в прискважинной зоне пласта существенно зависит от фазировки перфорации, которая при кратковременном импульсном воздействии продуктами сгорания твердотопливного заряда, характерном для аппаратов комплексного воздействия, имеет такую же значимость, как и диаметр перфорационного канала. Практикой установлено, что трещина в пласте может образоваться в направлении, не совпадающем с направлением перфорационных каналов, а оптимальный угол фазировки перфорации должен быть не более 60. При этом достигается максимальное сообщение жидкости и газов между перфорационными отверстиями в обсадной колонне и трещинами. В результате при срабатывании твердотопливных зарядов обеспечивается эффективное нагнетание жидкости и газов в трещины с увеличением протяженности трещин.
Разработанные аппараты и технологии комбинированного воздействия можно использовать как для перфорации обсаженной скважины с одновременной очисткой перфорационных каналов и зоны, загрязненной во время бурения, так и для реперфорации скважины и интенсификации притока из пласта.
В результате многочисленных промысловых испытаний и опытно-промышленного применения комплексной технологии с использованием устройства ГП105 на нефтедобывающих предприятиях России показана ее высокая технико-экономическая эффективность и надежность работы аппарата. Основные технические характеристики комплексного устройства ГП105 приведены в таблице 3.2.
Комплексная технология обработки ПЗП с применением устройства ГП105 «Перфоген» вписывается в традиционные схемы вызова притока на этапе заканчивания скважин и стимуляции притока на этапе капитального ремонта скважин, не требует дополнительного нефтепромыслового и геофизического оборудования, при этом время проведения геофизических работ, затрачиваемое на каждую обработку скважины, не превышает времени, затрачиваемого на обычную кумулятивную перфорацию скважины, а стоимость работ увеличивается незначительно.
В результате отработки комплексной технологии с использованием устройства ГП105 на скважинах и с учетом полученных в настоящей диссертационной работе научно-технических результатов при непосредственном участии автора предложены и защищены новые технические решения, позволяющие разработать следующие скважинные аппараты и технологии их применения: корпусной многокамерный комплексный аппарат [93], позволяющий выполнить в скважине за одну спуско-подъемную операцию кумулятивную перфорацию и последующие газодинамический или импульсный газодинамический разрыв пласта через образованные кумулятивными зарядами перфорационные каналы и/или термогазохимическое воздействие на прискважинную зону пласта и завершающее работу аппарата имплозионное воздействие; корпусные комплексные аппараты [94,95], спускаемые в зону обработки скважины на трубах, для вскрытия и обработки прискважинной зоны пласта в сильно наклонных или горизонтальных скважинах и позволяющие выполнить за одну спуско-подъемную операцию кумулятивную перфорацию и последующее газодинамическое воздействие на продуктивный пласт.
