Решение. 1. Плотность бурового раствора определяется по формуле:1. Плотность бурового раствора определяется по формуле: Для скважины глубиной до 1200 м rбр = 100* Рпл * (1,05¸1,1)/ Нв, г/см3 (1) Для скважины глубиной свыше 1200 м rбр = 100* Рпл * (1,1¸1,15)/ Нв, г/см3 (2) где Нв – глубина скважины по вертикали, м 2. Объем скважины рассчитать по формуле:
Vскв = p * D2скв * Нв, м3 (3) где Dскв = к * Ддэк, м (4) к - коэффициент кавернозности - 1,2 Ддэк - диаметр долота под эксплуатационную колонну, м; Нв – длина эксплуатационной колонны, м
3. Для капитального ремонта скважины, перед её остановкой необходимо заглушить скважину закачкой гидрофобно-эмульсионного раствора (ГЭР). Требуется определить плотность ГЭР, объём раствора и количество необходимых компонентов для его приготовления. 3.1. По формуле 5 [5, формула 11.24] определяем относительное пластовое давление:
Pотн = Рпл *106/(Нв*1000*9.81) (5)
Так как Pотн >1, то необходимо, чтобы плотность ГЭР была бы не менее Ротн (г/ см3.) Исходя из полученной плотности по таблице 11.5[5] находим, что для рассматриваемого случая подходит состав ГЭР №4, для приготовления 1м3 которого необходимо 0,396 м3 нефти (с плотностью 0,87 г/см3), 0,004м3 эмульгатора-стабилизатора (ЭС-2) и 0.6 м3 пластовой воды (с плотностью 1,25 г/см3). При этом плотность полученного ГЭР, согласно данным таблицы 11,5, будет 1,09 г/см3 вязкость по ВП-5 равна 400-600 с, статическое напряжение сдвига через 1мин-25-28 сПа, через 10 мин - 28-35 сПа. 3.2. Для глушения скважины необходимо ГЭР в объёме, несколько превышающем объём скважины (для подлива затрубное пространство при снижении уровня жидкости в скважине в процессе подъёма НКТ). Принимаем объём ГЭР равным 1,1 объёма скважины.
Vгэр= 1.1 *V, м3 (6)
где V-объём скважины, м3.
V= p /4 *(D2в1L1+D2в2*L2), м3 (7)
где Dв1 и Dв2 - соответственно внутренние диаметры верхней и нижней секции эксплуатационной колоны, м; L1 и L2-длины верхней и нижней секции эксплуатационной колоны, м. При наличии одной секции L = Hв (м)
Следовательно необходимый объём ГЭР, определяемый по формуле (11.25) [5], составит
Vгэр=1.1* V, м3. (8)
3.3. Определяем количество необходимых компонентов для приготовления всего рассчитанного количества ГЭР исходя из объёмов, применяемых для изготовления 1м3 раствора (см.табл.11.5) [5]: нефти 5м3; эмульгатора-стабилизатора, м3; пластовой воды, м3. Если относительное давление в скважине Pотн>1 и необходим ГЭР значительной плотности (например, 1,2-1,7 г/см3), то для определения количества необходимых компонентов для его приготовления пользуются данными табл.11.6 [5], в которой приведены состав и параметры ГЭР, утяжеленного баритом.
Задача 2. Расчет освоения скважины после ремонта [8]. Установить возможность вызова притока (освоения) промывки, выбрать промывочную жидкость и необходимое оборудование, их количество, дать схему оборудования скважины и размещения наземного оборудования. 1. Выяснить возможность вызова притока промывкой, выбираем вид и плотность промывочной жидкости. Для этого из условия притока нефти в скважину.
Рзаб= L*rп*g*10-6 £ Рпл – ∆Рmin (9)
определяем необходимую плотность промывочной жидкости rп= , кг/м3, (10) где L– глубина спуска промывочных труб (НКТ), м. Принимаем L= Нф, если полученная плотность больше или равна плотности пресной воды rп ³ rв, то возможно освоение промывки водой, в зависимости от конкретного значения плотности выбирают пресную или соленую воду. Если rн £ rп < rв– то возможно освоение заменой бурового раствора на нефть. 2. Определяем количество промывочной жидкости
Vп= y*0,785*Дэк2 * L, м3 (11) где y– коэффициент запаса количества промывочной жидкости =1,1. 3. Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости nа= , (12) где u – вместимость выбранного типа автоцистерн, м3. 4. Определяем максимальное давление в процессе промывки к моменту оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб.
Рmax= L*(rбр - rп)*g*10-6+Ртр+Ру, МПа (13)
где rбр – плотность бурового раствора, Ртр– потери давления на преодоление сил трения, МПа. Принимаем условно Ртр= (0,5-1,0), МПа, Ру– противодавление на устье, МПа. При промывке в амбар Ру= 0. По максимальному давлению выбираем тип промывочного (насосного) агрегата и передачу работ агрегата (по характеристике его насоса). Необходимо, чтобы Рmax £ Ру. Для промывки обычно достаточно одного агрегата. 5. Составляем схему оборудования скважины и расположения наземного оборудования.
Задача 3. Расчет цементирования "хвостовика" для крепления бокового ствола Таблица 5 – Дополнительные данные для задачи 3.
В скважину, пробуренную вторым стволом на глубину L, м долотом диаметром D (мм), спущен хвостовик диаметром dн (мм), длиной равной длине интервала Нц (м) на бурильных трубах диаметром 89 мм длиной l = 850 м; окно вскрыто в колонне диаметром; D1 (мм) на глубине 867—870 м; высота подъема тампонажного раствора за колонной до воронки Нц (м); плотность бурового раствора rбр (т/м3) из задачи 1, фоhмулы 1, 2 (рис.1.). Провести расчет цементирования хвостовика. Решение. Объем тампонажного раствора (в м3), подлежащего закачиванию в скважину, определяем по формуле
(14)
h1 — высота подъема тампонажного раствора за колонной от башмака до окна, м; h2 — высота подъема тампонажного раствора от окна воронки (h2=20 м); h — высота цементного стакана, оставляемого в колонне ниже упорного кольца, м. Объем тампонажного раствора Vтр можно определить с помощью табл. V.5; V.6 и IX. 19, а количество сухого цемента — по табл. IX.20 [5]. Объем жидкости для продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство определяем по формуле:
Vпр = D. p/4 *[ d1 2 * l + d2 d *(Hц – h)], м3 (15)
где l — длина колонны бурильных труб или расстояние от цементировочной головки до воронки, м; d1 — внутренний диаметр бурильных труб, м. Необходимый объем продавочной жидкости можно определить по номограмме (см.рис.13 [5]. Общее время цементрования хвостовика Т = tзак + tпр + tо + tв, мин (16) Где время закачивания тампонажного раствора, определяемое по формуле IX.61 [5] tзак = 1000*Vтр/ 60* S q, мин (17) tпр – время закачивания продавочной жидлкости, определяемое по формуле (IX.62 [5], мин. tпр = 1000*Vпр/ 60* S q, мин (18) tо – время, необходимое на отвинчивание колонны бурильных труб от хвостовика (tо = 3 – 5 мин); tв – время необходимое для вымывания излишка тампонажного раствора из колонны при прямой промывке tв = [p (D21 – d2 1) *l ]/ 4Q, мин (19) Остальные величины, необходимые для расчета цементирования хвостовика, определяют по формулам задачи IX.25 [5, стр.200].
|