Решение. 1. Плотность бурового раствора определяется по формуле:

1. Плотность бурового раствора определяется по формуле:

Для скважины глубиной до 1200 м

r_бр = 100* Рпл * (1,05¸1,1)/ Нв, г/см³ (1)

Для скважины глубиной свыше 1200 м

r_бр = 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 * Н_в, м³ (3)

где Dскв = к * Ддэк, м (4)

к - коэффициент кавернозности - 1,2

Ддэк - диаметр долота под эксплуатационную колонну, м;

Н_в – 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 P_отн >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.

 

Р_заб= L*r_п*g*10^-6 £ Р_пл – ∆Р_min (9)

 

определяем необходимую плотность промывочной жидкости

r_п= , кг/м³, (10)

где L– глубина спуска промывочных труб (НКТ), м.

Принимаем L= Н_ф, если полученная плотность больше или равна плотности пресной воды

r­_п ³ r_в, то возможно освоение промывки водой, в зависимости от конкретного значения плотности выбирают пресную или соленую воду. Если r_н £ r_п < r_в– то возможно освоение заменой бурового раствора на нефть.

2. Определяем количество промывочной жидкости

 

V_п= y*0,785*Д_эк² * L, м³ (11)

где y– коэффициент запаса количества промывочной жидкости =1,1.

3. Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости

n_а= , (12)

где u – вместимость выбранного типа автоцистерн, м³.

4. Определяем максимальное давление в процессе промывки к моменту оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб.

 

Р_max= L*(r_бр - r_п)*g*10^-6+Р_тр+Р_у, МПа (13)

 

где r_бр – плотность бурового раствора,

Р_тр– потери давления на преодоление сил трения, МПа.

Принимаем условно Р_тр= (0,5-1,0), МПа,

Р_у– противодавление на устье, МПа.

При промывке в амбар Р_у= 0.

По максимальному давлению выбираем тип промывочного (насосного) агрегата и передачу работ агрегата (по характеристике его насоса). Необходимо, чтобы Р_max £ Р_у. 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 r_бр (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;

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 = t_зак + t_пр + t_о + t_в, 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].