Студопедия Главная Случайная страница Обратная связь

Разделы: Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

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

п 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*10-6тру, 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.

Вариант L, м D, мм dн, мм l, м D1, мм Нц,м
01, 02
03, 04
05, 06
07, 08
09, 10
11, 12
13, 14
15, 16
17, 18
19, 20
21, 22
23, 24
25, 26
27, 28
29, 30

 

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)

 

Рис.1 – Схема к расчету цементирования хвостовика после зарезки и бурения бокового ствола.
где D1 внутренний диаметр обсадной колонны, в которой вскры­то окно, м;

h1высота подъема тампонажного раство­ра за колонной от башмака до окна, м;

h2 — высота подъема тампонажного раствора от окна воронки (h2=20 м);

hвысота 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].

 







Дата добавления: 2015-08-12; просмотров: 5626. Нарушение авторских прав; Мы поможем в написании вашей работы!


Рекомендуемые страницы:


Studopedia.info - Студопедия - 2014-2021 год . (0.006 сек.) русская версия | украинская версия