Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Проблемы промывки песчанных пробок на газовых скважинах в условиях низких пластовых давлений . 6
1.1. Условия образования песчаной пробки в скважине .
1.2. Технология ликвидации песчаных пробок из скважин в условиях низких пластовых давлений .
1.3. Пенные системы в промывке песчаных пробок на скважинах с низким пластовым давлением. 26
1.5. Анализ существующих гидравлических моделей промывки скважин пенными системами. 36
1.6. Цели и задачи диссертационной работы. 43
Глава 2 Экспериментальные исследования пенных систем . 44
2.1. Основные представления о пенных системах . 44
2.2. Способ получения пенных систем в лабораторных условиях, кратность и плотность. 46
2.3. Исследование устойчивости пенных систем в лабораторных условиях. 50
2.4. Описание ротационного вискозиметра «OFITE - 1000» и методики проведения реологических измерений пенных систем при стандартных условиях и при давлениях 0,25 и 0,3 МПа. 54
2.5. Зависимость касательных напряжений от градиента скорости. 60
Основные результаты и выводы экспериментальных исследований пенных систем. 78
Глава 3 Гидравлический расчет процесса промывки скважин от песчаных пробок пенными системами . 79
3.1. Гидравлическая модель процесса промывки песчаных пробок на газовых скважинах на основе методики Е.Г. Леонова . 80
3.2. Проверка достоверности гидравлической модели Е.Г. Леонова с использованием экспериментальных параметров консистентности к и нелинейности п пен по конкретным данным промывки песчаной пробки пеной на скважине № 140 ПХГ Газли. 85
3.3. Апробация параметров консистентности & и нелинейности и в гидравлической модели В.А. Амияна и А.В. Амияна. 103
3.4. Сопоставление результатов гидравлических расчетов на основе конкретных данных промывки скважины № 140 ПХГ Газли. ПО
3.5. Основные результаты и выводы. 117
Основные выводы диссертационной работы. 119
Список использов аной литературы. 120
- Условия образования песчаной пробки в скважине
- Технология ликвидации песчаных пробок из скважин в условиях низких пластовых давлений
- Основные представления о пенных системах
- Гидравлическая модель процесса промывки песчаных пробок на газовых скважинах на основе методики Е.Г. Леонова
Введение к работе
Промывка песчаных пробок в условиях низкого пластового давления представляет сложную техническую задачу из-за интенсивных поглощений промывочной жидкости пластом. В связи с этим возрастает потребность использования пенных систем и технологий, позволяющих осуществить промывку песчаных пробок без глушения скважин.
Проведенные исследования по изучению реологических свойств пенных систем [6, 18, 28, 33, 44, 50, 57, 60, 61, 64, 70, 72, 73, 74, 77, 87, 89, 91] показали, что пены относятся к псевдопластическим жидкостям, которые можно описать степенным законом с величиной консистенции к и нелинейности п.
Учет реологических свойств пенных систем в гидравлических расчетах, моделирующих процесс промывки скважин, является сложной задачей. Сложность учета реологических свойств пенных систем заключается в их нестабильности. Вследствие этого в существующих гидравлических моделях циркуляции пенных систем в скважине можно отметить два направления.
В первом направлении гидравлических моделей предполагается, что течение пены турбулентно; здесь коэффициент гидравлического сопротивления остается постоянной величиной.
Во втором направление гидравлических моделей пена рассматривается как псевдопластическая жидкость, где коэффициент гидравлического сопротивления определяется на основе учета параметров консистентности к и нелинейности пен п. Кроме того, в этом направлении учитываются переход от ламинарного режима к турбулентному. Для достоверного значений коэффициента гидравлического сопротивления по параметрам консистентности к и нелинейности пенных систем п следует определять по конкретным значениям, снятым на вискозиметре при каждом изменении газосодержания. Такой подход учета консистентности к и нелинейности параметров пенных систем п точен, однако весьма трудоемок и не всегда
возможен. В этой связи некоторыми исследователями предложены зависимости, учитывающие реологические свойства пен степенной моделью через параметры консистентно сти к и нелинейности пенных систем п, которые зависят от газосодержания [71]. Однако такой подход не универсален.
Вследствие чего актуальной задачей является разработка метода, позволяющего использовать конкретные параметры консистентности к и нелинейности пен п, которые будут способствовать более точному моделированию промывки.
Целью диссертационных исследований является разработка методики проведения гидравлических расчетов, необходимых для моделирования процесса промывки скважин пенами с учетом конкретных реологических свойств пен.
Основными задачами исследования, обеспечивающими достижение поставленной цели, являются:
Экспериментальное исследование реологических свойств пен с различным рецептурным составом при стандартных условиях (0,1 МПа, 293 К) и при давлении от 0,25 до 0,3 МПа.
Проверка достоверности известных зависимостей, определяющих реологические свойства пенных систем по экспериментальным данным.
Учет реологических свойств пенных систем при гидравлических расчетах.
Проверка достоверности гидравлических расчетов промывки скважин пенными системами по данным конкретной скважины.
Условия образования песчаной пробки в скважине
Коллекторы нефти и газа состоят из скелета, которые сложены различными минералами, соединенными между собой цементирующим веществом, и поровым пространством, заполненным водой, нефтью и газом.
Как известно коллекторы по вещественному составу делятся на терригенные и карбонатные.
К терригенным коллекторам относятся проницаемые емкие песчаники, гравелиты, гравийные песчаники, конгломераты, алевритистые песчаники гравелиты.
К карбонатным коллекторам относятся, проницаемые и емкие известняки, доломиты, доломитизированные известняки известковые доломиты.
Газоносные коллекторы обладают определенными прочностными характеристиками. Показатели устойчивости пород зависят от их структуры, пористости, проницаемости, глубины залегания, свойств и количества насыщающих жидкостей и газов.
Находясь на больших глубинах, коллекторы испытывают действие давления и температуры. Поэтому при изменении давления и температуры изменяются физические, емкостные и фильтрационные свойства горных пород. В ходе этих изменений разрушается продуктивный коллектор, вследствие чего проницаемость и пористость горных пород может изменяться очень сильно.
Деформация пласта при разработке газовых месторождений происходит повсеместно, а в призабойной зоне с момента пуска скважины в эксплуатацию. Причины, способные нарушить устойчивость призабойной зоны пласта (ПЗП) и в дальнейшем ее разрушение, можно разделить на две группы.
Первую группу составляют факторы, вызванные особенностями геологического строения пластов и физико-химическими свойствами горных пород (пластовое и горное давление, сцементированность, гранулометрический состав, пористость, проницаемость, состав пластового флюида, соотношение газа и воды).
Вторую группу составляют технические и технологические факторы, обусловленные техникой и технологией бурения и эксплуатации скважин: конструкция забоя, способ фильтрации, допустимое содержание песка в добываемой продукции и др.
Деформация пласта происходит за счет разности между горным и пластовым давлением. Так же разрушение призабойной зоны следует из того, что силы сцепления между частицами, слагающими пористую среду, разрушаются под действием больших градиентов давления, возникающих при движении газа к забою скважины.
Основные факторы, влияющие на предельные градиенты давления: горное давление; скорость фильтрации, определяющая градиент давления в пористой среде; эффективное давление, определяемое как разница между горным и пластовым давлением; пределы прочности породы, зависящие как от минералогического состава породы, так и от наличия в газе жидкости.
Известно, что с падением давления эффективное давление (Р — Рпл) увеличивается и это должно приводить к изменению предельных градиентов.
Если градиент давления превышает некоторое максимально допустимое значение, происходит разрушение призабойной зоны.
Предельно допустимые градиенты давления [3] в породах с различной устойчивостью приведены ниже: dP/dR 0,05 атм/см — в неустойчивых коллекторах, 0,05 dP/dR 0,1 атм/см — в слабоустойчивых коллекторах, 0,1 dP/dR 1,0 атм/см — в среднеустойчивых к разрушению коллекторах, 1,0 dP/dR 1,5 атм/см — в устойчивых к разрушению коллекторах, dP/dR 1,5 атм/см — в высокоустойчивых неразрушающихся коллекторах. В настоящее время существуют два способа определения допустимой депрессии для пробкообразующих пластов: 1) по технико-эксплуатационным данным скважин; 2) по величине градиентов давления или скоростей фильтрации. По первому способу допустимая депрессия устанавливается путем изучения эксплуатации скважин за достаточно продолжительный отрезок времени. При этом строится график добычи газа, отмечаются изменения содержания песка в добываемой жидкости при различных режимах эксплуатации, связанные с чисткой пробок и сменой подземного оборудования, а также суммарная добыча газа за каждый межремонтный период. На основе этих данных устанавливается режим работы, обеспечивающий максимальный суммарный отбор продукта.
Второй способ исходит из зависимости допустимой депрессии от устойчивости пород призабойной зоны. Экспериментальными исследованиями работ [10, 24] показано, что размыв коллекторских пород при фильтрации жидкости происходит при определенных для каждой породы градиентах давления или скоростях фильтрации. Зная величину размывающего породу градиента давления или скорости фильтрации, можно по формулам подземной гидравлики подсчитать, допустимую депрессию на пласт.
Естественно то, что чем меньше градиент давления, тем меньше дебит и тем больше число скважин для добычи заданного отбора газа из месторождения. Поэтому при проектировании допускается возможность разрушения ПЗП из-за необходимости установления приемлемого дебита проектных скважин [3, 24, 56, 65, 67]. Твердые частицы, попадая на забой скважины, постепенно начинают скапливаться из-за недостаточной скорости потока газа, не обеспечивающий их вынос на поверхность, вследствие этого образуется песчаная пробка, по мере уплотнения этой пробіш снижается или прекращается работа газовых и газоконденсатных скважин.
Если слой зернистого материала для проведения какого-либо технологического процесса необходимо привести во взвешенное состаение, то при определении скорости газового потока следует учесть, что в зависимости от величины скорости v существует три режима, характеризующие взаимодействие газового потока и зернистого материала: 1) фильтрация (D vKpI); 2) взвешенный слой (v vKpi); 3) унос (v vKpII);
Если же условия не удовлетворяют выноса песка из скважины в процессе отбора газа, то в скважине образуется песчаная пробка.
Образование песчаной пробки даже с высокой проницаемостью существенно снижает дебит скважины. Такое сильное влияние пробки на производительность скважины связано с тем, что поступающий в ствол скважины газ должен двигаться вдоль образовавшейся пробки. Это означает, что поток газа вместо движения по колонне двигается по сечению намного меньшему, чем сечение колонны.
Технология ликвидации песчаных пробок из скважин в условиях низких пластовых давлений
Существует несколько видов промывки: прямая, обратная, комбинированная и непрерывная. Наиболее простой и широко применяемой является прямая и обратная промывка.
Перед промывкой следует определить метод промывки, обратная или прямая. Выбор прямой или обратной промывки скважин связан с мощностью и плотностью песчаной пробки (во внутренней части НКТ и между НКТ и обсадной колонны в кольцевом пространстве) и конструкцией скважины.
При прямой промывке промывочную жидкость нагнетают в промывочные трубы спущенную до пробки, при этом размытая порода выносится по кольцевому пространству. По мере размывания пробки промывочные трубы наращивают.
При обратной промывке жидкость закачивают в затрубное пространство, а водопесчаная смесь выносится по трубному пространству.
Процесс промывки пробки происходит со скоростью примерно 0,1—0,2 м/мин, [17]. Для промывки песчаных пробок плотность промывочной жидкости и ее качество выбирают в зависимости от величины пластового давления и состояния призабойной зоны [20, 21, 22, 23, 25, 27]. Это может быть и буровой (глинистый) раствор с низкой водоотдачей, следовательно, с высокой стабильностью, и меловая суспензия на водном растворе карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), плотность которой может быть от 1050 до 1300 кг/м , а также гидрофобные эмульсии с эмульгатором. Плотность последних может колебаться от 850 до 1300 кг/м .
Промывка песчаных пробок в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой проницаемости призабойной зоны пласта, что свойственно истощенным газовым месторождениям и подземному хранилищу газа (ПХГ), представляет сложную техническую задачу из-за интенсивных поглощений.
Одним из существенных недостатков промывки с использованием несжимающихся жидкостей является то, что во время промывки в пласт нагнетается большое количество промывочной воды, которая обводняет его и оттесняет нефть или газ. Эксплуатация скважины после промывки, как правило, первое время дает одну воду, или воду с небольшим количеством нефти или газа, причем этот период — период освоения скважины — длится несколько суток, а в некоторых случаях он доходит до двух недель.
В последние время в качестве промывочных жидкостей используются пенные системы [5, 6, 11, 17, 30, 34, 44, 49, 52, 57, 59, 68, 70, 84, 86, 87, 89]. Пенные системы в отличие от несжимаемых жидкостей обладают меньшей плотностью и высокой несущей (удерживающей) способностью, которая позволяет промыть скважину без негативного воздействия на пласт, в сравнении с другими промывочными жидкостями.
Пенные системы, требуют более сложных режимов работы оборудования [6, 7, 8, 37, 38, 39, 45, 47, 48, 49, 54, 58, 68, 71, 79, 84, 91]. При их использовании, как правило, необходимо обеспечивать очистку поднимающегося потока пены на выходе из скважины от шлама, для чего необходим процесс разрушения пен на поверхности [51].
В качестве промывочного агента используют так же и газ, в подавляющем большинстве случаев - это азот. К положительным его свойствам следует отнести отсутствие токсичности, инертность, плохое растворение в воде и углеводородных жидкостях. Использование азота позволяет резко снизить величину гидростатического давления на забой скважины. Однако в сравнении с пенными системами использование азота для удаления песчаных пробок требует применение компрессора большой мощности.
Внедрение колтюбинговых установок для промывки песчаных пробок дало возможность совершенствовать организацию работ по ремонту скважин, а в частности промывку песчаных пробок. Одним из плюсов применения колтюбинговой техники является промывка скважины без ее глушения, что является благоприятным в условиях низких пластовых давлениях.
Тем не менее, бывают ситуации, когда не всегда удается промыть скважину без глушения даже при использовании колтюбинговой техники. К таким условиям, можно отнести прихват насосно-компрессорных труб (НКТ) при образовании песчаной пробки, как в трубном, так и в кольцевом пространстве скважины. Такую скважину промывают дважды первый раз для освобождения внутренней части НКТ, второй для промывки кольцевой части скважины от песка. В этом случае колтюбинговая технология может ускорить процесс промывки скважины.
К основным преимуществам колтюбинга можно отнести [17]: обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного оборудования, и вплоть до его свертывания; возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения; безопасность проведения спускоподъемных операций, так как в данном случае не нужно осуществлять свинчивание - развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы (НКТ) на мостки; значительное улучшение условий труда работников, бригад подземного ремонта при выполнении всего комплекса операций; сокращение времени. Оборудование позволяющее выполнять технологические операции подземного ремонта скважин с применением колоннами гибких труб. При работе с колтюбингом одним из основных узлов является оборудование устья скважины [17]. Оборудование устья скважины при проведении работ с использованием колонны гибких труб (КГТ) содержит (рис. 1.2.1) эксплуатационную арматуру, используемую на данной скважине. которую спущена гибкая труба, либо удерживает последнюю в подвешенном состоянии, либо перерезает ее и перекрывает поперечное сечение скважины.
В рассматриваемых комплексах оборудования используют плашечные превенторы с механическим или гидравлическим приводом. При этом конструкции исполнительной части превенторов - корпуса и плашки -практически идентичны.
Предпочтительнее применять превенторы с гидравлическим приводом, поскольку ручное управление штурвалами бывает затруднено при высокой эксплуатационной устьевой арматуре.
На верхнем фланце превентора монтируют герметизатор. Над герметизатором устанавливают устройство обеспечивающее принудительное перемещение колонны гибких труб вверх или вниз.
Преимущество подобной системы заключается в практически полной разгрузке устья скважины от поперечных усилий, возникающих при операциях монтажа-демонтажа оборудования агрегата. Это особенно важно при работе с "высокими" устьями, на которых даже незначительные поперечные усилия приводят к появлению больших изгибающих моментов, воздействующих на элементы устьевого оборудования.
Использование опоры транспортера позволяет разгрузить устье от вертикальных сил, обусловленных собственным весом оборудования, и нагрузки от веса колонны гибких труб, спущенных в скважину.
Одним из наиболее ответственных узлов агрегата является транспортер. Он должен обеспечивать перемещение колонны гибких труб в заданном диапазоне без проскальзывания рабочих элементов и повреждений наружной поверхности трубы и ее геометрии. Необходимо, чтобы транспортер при перемещении КГТ и вверх, и вниз работал одинаково надежно.
Основные представления о пенных системах
Пены представляют собой высококонцентрированную низкодисперсную систему, состоящую из ячеек - пузырьков газа, разделенных пленками жидкости. Для данного применения жидкость может быть на водной или нефтяной основе, в качестве же газа всегда используется азот (N2).
Пена состоит из трех компонентов: жидкости, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и газов. Такое сочетание создает систему, обладающую вязкопластичными упругими свойствами.
Основным компонентом, придающим пене такие свойства, является ПАВ (пенообразователь). Адсорбируясь на оболочках газовых пузырьков, поверхностно-активное вещество оказывает глубокое влияние на свойства пузырьков, а вместе, с этим и на все процессы, осуществляемые с применением пенных систем.
Превращение газовой эмульсии в сферическую или многогранную (полиэдрическую) пену начинается при концентрации газа в пене более 50 75%. Установлено [33, 50, 61, 64], что образование устойчивой (долгоживущей) пены в чистой жидкости невозможно.
Устойчивые полиэдрические пены получаются только при присутствии подходящих ПАВ (или композиции ПАВ). Введение ПАВ в жидкость существенно изменяет свойства газовых дисперсий и жидких пленок: снижается поверхностное натяжение на поверхностях раздела жидкость - газ, облегчается диспергирование газа и уменьшается размер пузырьков, изменяется и режим их всплывания.
В пенной системе с момента ее возникновения протекают различные процессы, приводящие к ее разрушению. Наиболее важные из них — это утончение пленок и вытекание жидкости из пены под действием гравитационного поля, диффузия газа из мелких пузырьков через жидкие пленки в более крупные и прорыв пленок, вызывающий слияние смежных пузырьков. В открытой пене, кроме этих процессов, происходит испарение жидкости, а также разрушение пенного столба в целом.
К наиболее важным параметрам, характеризующим пенную систему, относятся кратность, дисперсность и устойчивость пены.
Кратность пены Fn представляет собой отношение объема пены Vn к объему содержащейся в ней жидкости Уж- РП=УП1УЖ=\ + У01УЖ, (2.1.1) где VG — объем газа в пене.
Дисперсность пены характеризуется средним размером пузырьков газа или распределением пузырьков по размерам.
Под устойчивостью пены в общем случае понимают ее способность сохранять неизменными во времени основные параметры: дисперсность пузырьков, содержание жидкости (кратность) и объем пены в целом.
Конденсационный способ получения пен основан на изменении параметров физического состояния системы, приводящем к пересыщению раствора (рабочей среды) газом. К этому же способу относится образование пен в результате химических реакций.
При диспергационном способе пена образуется в результате интенсивного совместного диспергирования пенообразующего раствора и воздуха. Различные варианты обоих способов широко распространены. Аппаратура, используемая для генерации пены в лабораторных и промышленных условиях.
Для проведения экспериментов пенные системы получены на водной основе с использованием наиболее универсального ПАВ (сульфанола сухого). Продление неизменности структурных свойств пенных систем достигалось путем добавления стабилизирующего компонента сухого КМЦ-9Н[1].
Изучены пенные системы со следующей рецептурой сульфанол 0,5 % и 1 % при добавлении КМЦ-9Н концентрацией 0,5 %, 1 % и 1,5 %.
Пенные системы получали путем перемешивания пенообразующего раствора, двух пропеллерной мешалке, объемом стакана 1300 см при частотах вращения от 800 до 2500 оборотов в минуту. Так же при перемешивании пенообразующий раствор насыщался азотом, азот подавался от баллона через шланг с сетчатым наконечником, который был опушен в стакан мешалки.
От способа получения пен зависят такие свойства как кратность (газосодержание), дисперсность и плотность. Поэтому способ пенообразования протекал следующим образом: 1. без добавления КМЦ-9Н: перемешивание сульфанола в воде в течение 7 мин при 800 об/мин и 2000 - 2500 об/мин в течение 3 мин, (общее время перемешивания 10 мин.). 2. С добавлением КМЦ-9Н: 5 минут происходило перемешивание КМЦ-9Н при 800 об/мин и 10 мин при оборотах 1500-2000 об/мин до полного растворения КМЦ-9Н в воде; перемешивание сульфанола в растворе КМЦ-9Н + вода в течение 7 мин при 800 об/мин общее и 2000 - 2500 об/мин в течение 3 мин, (общее время перемешивания 10 мин.).
Гидравлическая модель процесса промывки песчаных пробок на газовых скважинах на основе методики Е.Г. Леонова
При равных расходах жидкой и газовой фазы пена, как правило, оказывает меньшее давление на забой по сравнению с аэрированной жидкостью [47]. Это обусловлено тем, что при ламинарном режиме течения в пене отсутствует проскальзывание между жидкой и газовой фазой [46].
Учитывая отличие пенных систем от аэрированных, в гидродинамической модели [44] расчетная схема движения пены в скважине при ламинарном режиме описывается исходя из реологических свойств пенных систем. В [46 и 71] отмечено, что пена при промывке скважины может течь как при ламинарном, так и турбулентном режиме.
Как показывают эксперименты из работы [31, 46] при турбулентном релшме связь между газосодержаниями ср и /? совпадает с зависимостью для аэрированной жидкости. В связи с этим будем считать, что движение пены при турбулентном режиме описывается теми же уравнениями, что и для аэрированной жидкости. При ламинарном режиме пена ведет себя, как сжимаемая псевдопластическая жидкость, которую можно аппроксимировать степенной моделью с величиной консистенции к и показателем нелинейности п, от газосодержания р, формула (1.3.5).
В гидродинамической модели [44] для учета реологических параметров пенных систем предлагается использовать расчетные зависимости (1.3.5) определяющие параметры консистенции к и нелинейности п, в зависимости от газосодержания р. Однако зависимости (1.3.5) не универсальны. Поэтому для более точного учета реологических свойств пенных систем предлагается использовать конкретные значения, которые можно получить, снимая при каждом значении р реологическую кривую пены на вискозиметре. Пену с различным газосодержанием ср можно получить, меняя режимы ее приготовления. Однако при более высоких давлениях (т.е. при низких газосодержаниях) данный способ не всегда возможен.
Согласно исследованиям, проведённым Леоновым Е.Г.и Исаевым В.И. при турбулентном режиме течения коэффициент гидравлического можно принять, что 2 = 0,05. При ламинарном режиме течения считаем, связь между истинным и расходным газосодержанием# = /? и, следовательно, скорость газовой и жидкой фазы равно, иг=ож=ип где ип— скорость движения пены.
Выражение коэффициента гидравлического сопротивления X в восходящем потоке при движении степенной жидкости в кольцевом пространстве в явном виде отсутствует. Поэтому для его нахождения в работе предлагается использовать численные расчеты или использование номограмм.
Таким образом, в гидравлическом расчете [44] переход режимов течения возможен только при изменении параметров консистенции к и нелинейности п. Для чего требуется использование расчетных зависимостей (1.3.5) для определения параметров консистенции к и нелинейности п. Как показали результаты исследование пенных систем в главе 2 зависимости (1.3.5) не являются универсальными. При использовании конкретных значений используемой пены снятых под воздействием давления отсутствуют переходные режимы, за счет использования в расчетах постоянных параметров консистенции к и нелинейности п. Однако в данном случае будут учтены рецептурные свойства и газосодержание.
Для промывки скважины пенная система выбрана по экспериментально исследованной в ООО «ВНИИГАЗ» рецептуре, на основе водного раствора с концентрацией сульфанола 0,5 % и КМЦ-9Н 1 %, которая получена при давлении 0,3 МПа. Значение параметров консистентности k=0,955 и нелинейности п=0.46.
Плотность приготовленной пенной системы для промывки скважины составила р =320 кг/м . Опытные значения давлений определяли по устьевым показаниям, при помощи манометров, на входе и на выходе из скважины. Для получения большей информации о процессе промывки входное и выходное давление определялось на четырех различных уровнях спуска колонны гибких труб (200 м, 500 м, 600 м и 700 м). После спуска колонны гибких труб на расчетный уровень песчаных пробок (начала песчаных пробок), скорость спуска гибкой трубы, зависела от размыва песчаной пробки. Размыв песчаной пробки (расход песка) определялся по плотности промывочного раствора на выходе из скважины. Расчет таких параметров как: давление нагнетания и расход пены (азота и пенообразующей жидкости) производился на гидравлическом расчете при учете двух вариантов определения реологических свойств: 1. по расчетным зависимостям (1.3.5), предложенным в работе [71]; 2. по разработанной методике учета реологических свойств основанной на результатах лабораторных исследований пенной системы при давлении 0,3 МПа. При использовании предлагаемого метода учета реологических свойств в гидравлических расчетах промывки песчаных пробок пенными системами, переходные режимы течения пены отсутствуют. Однако в данном случае учитываются рецептурные свойства и газосодержание пенных систем.
Учет газосодержания исходит из того, что реологические свойства пенных систем получены под воздействием давления, которые приближенны к условиям происходящих в скважине.
Следует отметить, что учет реологических свойств пенных систем касается ламинарного режима, так как при турбулентном режиме течения реологические свойства вырождаются. По опытным значениям давлениям на входе и выходе, а так же по плотности пены на выходе смоделированы характеры распределения давлений по стволу скважины на основе гидродинамической модели. На основе полученных данных в процессе промывки песчаных пробок в скважине № 140 проверена применимость гидродинамической модели.
Результаты, апробирующие пригодность гидродинамической модели [49] при двух методах учета реологических свойств пенных систем получены в процессе промывки песчаных пробок на скважине № 140.
