1) Визначаємо значення густини перфорації для певної глибини каналу ГПП, які повинні забезпечувати наступну умову . Чисельні значення параметрів перфорації для заданого знаходимо з рис. 3. 4 і зводимо в табл. 3.1. Наприклад значення густини перфорації при певній глибині каналу ГПП для становитимуть:
Таблиця 3.1 – Значення густини перфорації при визначеній глибині каналу ГПП
, мм | , отв/м | , мм | |
0,8 | |||
0,8 | |||
0,8 | |||
0,8 | |||
0,8 |
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: МПа; 6 – ПКС 105 (120, 8); 8 – ПКС 80 (80, 35); 9 – ПКС 103 (67, 3); МПа; 7 – ПКС 105 (90, 5). Ймовірність утворення каналу КП – 50%; - 100 м; м.
2) Розраховуємо глибину каналу ГПП - , щоб отримати потрібну довжину каналу в пласті , яка розраховується за формулою
, (3.1)
де радіус свердловини, який визначається за показами каверноміра в інтервалі формування отворів ГПП, мм;
- довжина каналу ГПП, мм (див табл. 3.1);
- радіус гідро піскоструминного апарата, мм. Приймати мм;
- віддаль від торця насадки апарата до стінки експлуатаційної колони, мм, яка розраховується за формулою
, (3.2)
де - зовнішній діаметр експлуатаційної колони, мм;
- 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 | |
219 | 112 | 136 | 173 | 76 | 93 | 112 | 67 | 79 | |
240 | 123 | 149 | 189 | 82 | 102 | 122 | 73 | 86 | |
264 | 135 | 164 | 208 | 92 | 113 | 134 | 80 | 94 | |
276 | 141 | 172 | 217 | 96 | 119 | 140 | 84 | 99 | |
Примітка: в чисельнику для насадки діаметром 4,5 мм, в знаменнику – діаметром 6 мм |
5) Розраховуємо необхідну витрату рідини для вибраної нами кількості насадок за залежністю
, (3.3)
де - витрата рідини, м3/с;
- діаметр насадки, м;
- кількість насадок в гідро піскоструминному апараті, яка залежить від їхнього діаметра, діаметра НКТ і глибини свердловини. Для середніх глибин м, мм і мм - , а для мм - ;
для насадок апарата АП – 6М і водопіщаної суміші;
- перепад тиску в насадках, МПа;
- густина водопіщаної суміші, кг/м3. Наприклад, для суміші води з піском при концентрації піску 50 кг/м3, густина суміші 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
, л/с | Втрати тиску на 100 м глибини для конструкції колони, мм при | |||||
мм і , мм | мм і , мм | |||||
60,0 | 73,0 | 88,9 | 60,0 | 73,0 | 88,9 | |
0,030 | 0,025 | 0,020 | 0,020 | 0,018 | 0,015 | |
0,130 | 0,115 | 0,100 | 0,120 | 0,100 | 0,080 | |
0,310 | 0,270 | 0,230 | 0,270 | 0,230 | 0,190 | |
0,520 | 0,440 | 0,370 | 0,420 | 0,360 | 0,310 | |
0,720 | 0,620 | 0,520 | 0,560 | 0,490 | 0,430 |
Загальні втрати тиску становлять
, (3.4)
де - глибина спуску колони НКТ разом з перфоратором, м;
- втрати тиску, які припадають на 100 м НКТ; визначають з табл. 3.3 в залежності від витрати рідини і розмірів експлуатаційної колони та НКТ, МПа.
Очікуваний тиск на гирлі свердловини під час ГПП розраховується за формулою
. (3.5)
Час, необхідний для утворення каналу, орієнтовно приймають 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:
, (3.6)
де . (3.7)
Якщо для встановленого значення параметра режимні параметри неможливо прийняти, тоді потрібно знизити рівень . 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 для насадок з мм і для . Для коноїдальних насадок
8) Визначаємо густину водопіщаної суміші за формулою
, (3.8)
де - густина абразивного матеріалу, для зерен кварцового піску кг/м3;
- густина рідини, кг/м3. Використовують воду: кг/м3, мПа ∙ с.
Звідси
, (3.9)
де - концентрація піску в рідині, кг/м3.
9) Розраховуємо значення з перетвореної формули Дарсі-Вейсбаха як суму гідравлічних втрат в колоні НКТ і міжтрубному просторі:
, (3.10)
де - глибина нижнього отвору перфорації, м;
- зовнішній діаметр експлуатаційної колони, мм;
- зовнішній діаметр НКТ, мм;
- товщина стінки труб експлуатаційної колони, мм;
- товщина стінки НКТ, мм.
, (3.11)
де - 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.
10) Розраховуємо необхідний тиск опресування напірних ліній
(3.12)
11) Розраховуємо кількість насосних агрегатів за формулою
, (3.13)
де - 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 | , МПа | , л/с |
I | 4,1 | |
II | 5,5 | |
III | 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) визначають за формулою
(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 φс | 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 δсЕ,К, 10-3 м | Зовнішній діаметр НКТ dз.НКТ, 10-3 м | Товщина стінки колони НКТ δсНКТ, 10-3 м |
0,7 | 2510 - 2524 | 0,10 | 7,2 | 146,0 | 10,7 | 60,0 | 5,0 | |
2400 - 2417 | 8,0 | |||||||
2520 - 2542 | 9,1 | |||||||
2342 - 2378 | 10,0 | |||||||
2200 - 2236 | 8,7 | |||||||
2600 - 2635 | 9,5 | |||||||
2440 - 2460 | 10,6 | |||||||
0,6 | 2550 - 2581 | 0,20 | 17,0 | 168,3 | 12,1 | 88,9 | 6,5 | |
2500 - 2519 | 15,4 | |||||||
2462 - 2490 | 16,8 | |||||||
2643 - 2665 | 14,4 | |||||||
2596 - 2611 | 12,3 | |||||||
2224 - 2240 | 12,0 | |||||||
2300 - 2321 | 11,7 | |||||||
0,8 | 2000 - 2018 | 0,08 | 11,0 | 146,0 | 9,5 | 73,0 | 5,5 | |
2700 - 2720 | 14,2 | |||||||
2689 - 2698 | 15,8 | |||||||
1980 - 1997 | 16,0 | |||||||
1915 - 1934 | 16,6 | |||||||
2478 - 2493 | 11,4 | |||||||
2400 - 2423 | 13,7 | |||||||
0,7 | 2389 - 2400 | 0,18 | 14,1 | 168,3 | 10,6 | 88,9 88,9 | 6,5 | |
2321 - 2339 | 9,3 | |||||||
2456 - 2483 | 10,2 | |||||||
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?