Текст
А. Б. СУЛЕЙМАНОВ, К. А. КАРАПЕТОВ, А. С. ЯШИН
ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ТЕКУЩЕМ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
Допущено Управлением кадров и учебных заведений
Министерства нефтяной промышленности в качестве учебного пособия для техникумов
МОСКВА «НЕДРА» 1984
УДК 1622.276.7 + 622.279.7]001(075)
Сулейманов А. Б., Карапетов К. А., Яшин А. С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. Учебное пособие для техникумов. — М.: Недра, 1984, 224 с.
Приведены типовые задачи по технике, технологии и экономике текущего и капитального ремонта скважин, даны технические характеристики оборудования и инструмента и переводные таблицы, необходимые для их решения, а также примеры расчетов для производства ремонтно-изолявдонных и ловильных работ.
Для учащихся техникумов, обучающихся по специальности «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Табл. 92, ил. 46, Список лит. — 8 назв.
Рецензенты: Октябрьский нефтяной техникум, инж. Джавадян А. А. (МНП)
2504030300-141 _____,
С043(01 )-84 ,97'84
© Издательство «Недра», 1984
ГЛАВА I
НЕКОТОРЫЕ ЗАДАЧИ О ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ НЕФТЕГАЗОСОДЕРЖАЩИХ ПОРОД
Породы нефтяных и газовых залежей и содержащиеся в них флюиды обладают определенными физико-химическими свойствами. К наиболее важным физическим свойствам пород относятся: пористость, проницаемость, гранулометрический состав, удельная поверхность, нефте, водо-, газонасыщенность, коэффициент теплопроводности и др. Каждое из перечисленных свойств характеризуется определенным значением, которое необходимо знать для правильного выбора технологии различных видов текущего и капитального ремонта скважин, чтобы в процессе вскрытия пласта не допустит^ ухудшения фильтрационной способности призабойной зоны скважин. (Например, при выборе способа глушения, промывки скважин от песчаной пробки и вида промывочной жидкости, при выборе бурового раствора для зарезки и бурения второго ствола, изоляции посторонних вод и т. д.)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ ПОРОД
Задача 1.1. Определить коэффициент общей пористости образца породы, если его объем УО=3,56 см3, а объем зерен в образце Уэ=2,96 см3.
Решение. Определяем коэффициент пористости по соотношению
m=(V0-V8)/V0, (1.1)
где Vo, Уз — объемы соответственно образца породы и зерен в образце, см3.
Подставляя данные в формулу (1.1), имеем: m=(Vo— УЭ)/УО=(3,56—2,96)/3,56=0,17, или 17%.
Задача 1.2. Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы, пропуская воздух через образец длиной 0,03 м и диаметром 0,025 м. Давление перед и за образцом соответственно Pi=l,4-105 Па и рз——1,0'105 Па. Вязкость воздуха при 20°C (в условиях опыта) ц=0,018 мПа-с. За 180 с через образец переместилось 0,0036 м3 воздуха при атмосферном давлении.
Решение. Коэффициент абсолютной проницаемости определяют по формуле
где / — длина образца, м; F — площадь поперечного сечения образца, м2; ц — вязкость воздуха, мПа/с; Ув — объем воздуха, переме-
3
ставшегося через образец, м3; pit р?—давление соответственно перед и за образцом, Па; t—время продувки, с. ’
Подставив в формулу числовые значения величин, получим:
2 0,018-10-3 0,03-1,01050,00036 о 1П_12 2
0,00049(1,42 — 1,02)1010-180 —и’40У’м- »
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКОГО (МЕХАНИЧЕСКОГО) СОСТАВА ПОРОД
Задача 1.3. Определить коэффициент неоднородности и эффективный диаметр зерен песка по результатам механического анализа состава породы, который приведен в табл. 1.1.
Решение. На основании данных табл. 1.1 строим кривую суммарного состава зерен породы по размерам. Для этого по оси абсцисс (рис. 1) откладываем логарифмы диаметров частиц, а по оси ординат — массовую долю (в %) фракций, проходящих через сито.
Точка 1 соответствует размеру сита, на котором задерживается 10% крупных фракций, а 90% более мелких проходит через сито. Для данного песка dgo=0,17 мм. По этому диаметру можно ориентировочно определить размер щелей фильтра, служащего для ограничения количества песка, поступающего из пласта в скважину.
Точка 2 соответствует размеру сита, на котором задерживается 40% крупных фракций, а 60% более мелких проходит через него. По этим данным можно определить коэффициент неоднородности песка.
Ka=d6()/d]O=0,07/0,06=1,17. (I.3J
* Коэффициент неоднородности песка для нефтяных месторождений СССР колеблется в пределах 1,1—20,0.
Точка 3 соответствует размеру сита, на котором задерживается 90% крупных фракций. Эффективный диаметр песка в этом случае составит dio=O,O6 мм.
Рис. 1. Кривая суммарного состава зерен породы 4’
Таблица 1.1. Механический состав породы
ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ПОРОДЫ
Задача 1.4. Определить удельную поверхность породы с проницаемостью Аг=1,7-10~12 м2 и пористостью /и=0,21.
Решение. Приближенно удельную поверхность породы можно найти по формуле
Fylk = CmVmJk, (1.4)
где С — коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка (принимается равным 0,353).
Тогда
Fya = 0,353 • 0,21 /0,21/1,7-Ю-12 = 22809 м’/м’.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕРМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД
Термические исследования широко применяют для определения высоты цементного кольца за колонной, изучения технического состояния скважин и т. д.
Задача 1.5. По данным лабораторного исследования определить удельную теплоемкость, температуропроводность и теплопроводность образца породы.
Исходные данные.
1. Для определения коэффициента удельной теплоемкости: масса образца породы т=150 г; масса воды в калориметре mi=250 г; удельная теплоемкость материала калориметра С1=386Дж/(кг-°C); температура воды в калориметре до помещения образца 6=15 °C; температура образца до помещения его в калориметр /2=70°С; установившаяся температура воды после помещения образца в калориметр /=30°С; плотность породы рп—2,63 г/см3.
2. Для определения коэффициента температуропроводности: температура образца 25°С; температура воды 20°С; разность температуры 01=5°C (получена при ti=60 с); разность температуры 02=3°C (получена при т2=416 с); температура воды 22°C; длина образца 1=4 см; радиус образца /?=2 см.
Решение. Пользуясь уравнением теплового баланса
стЦц— k) =т{ (t—ti) 4-Ci (/—Л),
(is):
определим удельную теплоемкость образца
____(* — G) (»Ъ 4
С -- 6)
(зо7л1()о—5з?)386)=965’6 Дж/(кг-°с)-
Коэффициент температуропроводности определяем по формуле а=К<р, (I.6J
где К—коэффициент, зависящий от формы и размеров тела; <р — коэффициент темпа охлаждения.
Обычно после помещения нагретого образца породы в воду с помощью термостата фиксируются показания гальванометра и время (по секундомеру). Затем определяют разность температур
5
0 между температурами образца и воды t. Далее для периода охлаждения строят график зависимости In fl от времени т. По разности двух показаний на прямолинейном участке кривой находят значение <р.
Так, для цилиндра длиной I и радиусом R
(1-7)
Коэффициент темпа охлаждения определяем по формуле
In в, — In 9.
<р = -------;:
т Ч — *1
(1.8)
Подставив численные значения в формулы (1.7) и (1.8), получим:
ь-___________4 •________I оя.
А - /2,4048\* /3,14\а — |J ’
I 2 7 "Ч 4 )
1п5 — In 3 1,6094— 1,0986 пЛА1Ло
<₽= 416-60 '=----------------=°-°°143-
356
Тогда а=1,96-0,00143=0,0028 см3/с=0,28-10'5 м2/с.
Коэффициент температуропроводности связан с коэффициентом теплопроводности Ли удельной теплоемкостью следующей зависи-
те блица 1.2. Тепловые'свойства некоторых горных пород, нефти и воды
Наименование Коэффициент теплопроводности X, Вт/(м*С) Удельная теплоемкость г, кДж/(кг-°C) Коэффициент температуропроводности a, 1G* м’/с Коэффициент линейного расширения 4^, 10е 1/°С
Глина 0,99 0,755 0,97
Глинистый сланец 154—218 0,772 0,97 0,9
Доломит 1,1—4,98 0,93 0,86
Известняк кристаллический 2,18 1,1 0,5—1,2 0,5—0,89
Известняк доломитизиро-ванный 1,51 . .
Каменная соль 7,2 0,853 0,89 -
Кварц 2,49 0,692 1,36 1,37
Мергель 0,915—2,18 —
Песок (сухой) 0,347 0.8 0,2
Песок (влажность 20— 25 •/.) 3,42 -
Песчаник плотный 1,27—3,01 0,838 1,39 0,5
Нефть 0,139 2,1 0,039—0, 86 —
Вода 0,582 4,15 0,14 —
6
мостью:
а—Х/су, 1=асу. (1-9)'
Ь=0,0028-965,6-10-3-2,63=0,0071 Вт/ (м-°С).
В табл. 1.2 приведены тепловые свойства горных пород, нефти и воды. ।
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ
ПРИ ЦИРКУЛЯЦИИ РАБОЧЕЙ ЖИДКОСТИ ВО ВРЕМЯ РЕМОНТА
При глушении скважин, промывке их от песчаных пробок и других операциях в процессе циркуляции промывочной жидкости может произойти охлаждение призабойной зоны. Вследствие этого повышается вязкость нефти, происходит выделение и отвердение тяжелых ее компонентов. Это — одна из причин продолжительного освоения скважин после ремонта и снижения их дебита.
Задача 1.6. Определить температуру промывочной жидкости у забоя скважины при следующих условиях: глубина скважины Я=4000 м; температура пласта Т,г=70оС‘ расход рабочей жидкости Qo=O,OO42 м3/с; температура нейтрального слоя 7о=20°С; геотермический градиент Г=0,0175°С/м; удельная теплоемкость рабочей жидкости ср=418-104 Дж/(м3-°С); теплопроводность пород Х= =2,32 Вт/(м-°С); превышение температуры рабочей жидкости над температурой нейтрального слоя А7’=5°С; температуропроводность породы a=0,7-10_fi м2/с; радиус ствола скважины го=0,0635 м.
Решение. Температуру в стволе скважины можно определить по формуле Э. Б. Чекалюка (для упрощения расчетов пренебрегаем влиянием на температуру нисходящего потока):
г -—нт н
Т\Н, 0 = Г. + ГЯ-(М + Г)^ 1-е 4-ДТ.е '***
(1-Ю)
где Т(Н, t) —температура в стволе скважины на глубине Н в момент времени t после начала нагнетания (принимаем /=10 ч)'; М — постоянная, равная 0,003 °С/м; — функция времени, ко-
торую можно определить по формуле
2л
In 11 +
(1-П)
Для приведенных в условиях задачи величин имеем:
K(t) =
In 1 +
2.3,14
3,14.0,7-10-®-10-60-60 а 0,0635s
7
Подставив численные значения величин, входящих в формулу (1.10), будем иметь:
Т (4000,10) = 5 + 0,0175 • 4000 - (0,003 0,0175) X г 2,32-3,71-4000 - 2,32-3,71-4000
0,0042-418-10-4 418-10* 0,0042 ] 418-1О‘-0,0042
X 2,32-3,71 1 —е | 5е =37 °C.
Из приведенного примера видно, что в процессе циркуляции промывочной жидкости через Ючу забоя скважины образуется область с температурой на 33 °C ниже пластовой. Этот факт следует учитывать при ремонте и последующем освоении скважины.
ГЛАВА II
ОБСЛЕДОВАНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН
До и после текущего и капитального ремонта скважин, а иногда и в процессе ремонта, проводят их обследование и исследование.
При обследовании скважин определяют глубину забоя и уровня жидкости, проверяют состояние эксплуатационной колонны, надземного и подземного оборудования и др.
При исследовании скважин проводят работы с целью установления интенсивности притока жидкости из пласта в скважину через ее фильтр в зависимости от пластового и забойного давлений и притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне; определения характера пластов (по каротажной характеристике); определения профиля поглощения пластом жидкости и т. д.
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ
Задача II.1. Определить коэффициент продуктивности скважины Кпр, коэффициент проницаемости призабойной зоны k, параметр подвижности нефти k/ц и гидропроводность пласта если в результате исследования фонтанной скважины на приток
Таблица 11.1. Данные исследования фонтанной скважины при установившихся режимах ее работы
Режимы фонтанирования скважины Диаметр штуцера d, мм Дебит нефти Q, т/сут Забойнее давле-ние рзаб. МПа Ар—Рпл Рзаб’ МПа
1 3,6 40 24,0 1.0
II 4,0 100 22,5 2,5
III 5,5 160 21,0 4,0
IV 6,0 200 20,0 5,0
путем изменения режима работы сменой штуцеров и замеров дебита при каждом режиме получены следующие данные (табл. II. 1).
Геолого-эксплуатационные данные о скважине и свойствах пластовой жидкости: пласт представлен песчаником, эффективная мощность которого ЛЭф=20 м; условный радиус контура области питания Л!н=250 м; радиус забоя скважины (по долоту) гс= = 0,124 м; коэффициент С= 11,2,
учитывающий гидродинамическое
несовершенство скважины (определяют по кривым В. И. Щурова); пластовое давление рПл=25 МПа; относительная плотность нефти рн=0,82; динамическая вязкость нефти в пластовых условиях цн= = 1,2 мПа-c; объемный коэффициент нефти 6Н=1,2.
Решение. 1. По данным табл. II.1 строим индикаторную кривую в прямоугольной системе координат (рис. 2). Прямолинейность ее указывает на линейный характер притока жидкости из
пласта в скважину:
Q=KnpAp, (II.1J
где Q —дебит скважины, т/сут; /<Пр — коэффициент продуктивности скважины, т/(сут-МПа); Ар — перепад давления, МПа.
2. Определяем коэффициент продуктивности скважины. Для этого берем на индикаторной кривой любую точку с координатами (Q, Ар), например Q=160 т/сут, Др=4,0 МПа. Делим значение Q на Ар, тогда имеем
Knp=Q/Ap=160/4=40 т/(сут-МПа). (П.2)|
3. Определяем коэффициент проницаемости k призабойной зоны скважины. Зная коэффициент продуктивности скважины, k находим по формуле
4=ths42'3i«-v+c)' (lL3>
Подставляя численные значения величин в формулу (П.З), получим
40-10-М,2-1,2-10-’ Q1zv 250
R 86400-2-3,14-20-0,82 0,124
11,2 | =1,06-IO"12 M2.
4. Рассчитываем подвижность нефти k/\i и гидропроводность пласта е:
=0-88'10’’ м2/(Па-с);
! = -’Гр'-ш'-Г20 = 17.7• 10-’ м’/(Па• с).
(П.4)
(П.5)
9
Таблица П.2. Данные исследования фонтанной скважины при установившихся режимах работы
Режим фонтанирования Забойное давление Рзаб- МПа Др» МПа Дебит нефти Q/т/сут Ьр[<}, (кПа-сут)/т
1 2 3 4 5
1 16,98 0,60 20 40
2 16,23 1,35 30 45
3 15,58 2,00 40 50
= 90 ю со II alcy
4 14,83 2,75 50 55
5 13,98 . 3,60 60 60
6 43,07 4,55 70 65
SQu=180 Ж)..=1Ю
Задача П.2. Определить коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины, подвижность нефти и гидропроводность пласта, если в результате исследования фонтанной скважины при шести разных режимах ее работы путем установки штуцеров различного диаметра и замеров забойных давлений скважинным (глубинным) манометром получены данные, приведенные в табл. II.2.
Геолого-эксплуатационные данные о скважине и свойствах пластовой жидкости: эффективная мощность пласта ЛЭф=30 м; условный радиус контура питания /?к=250 м; радиус забоя скважины (по долоту) гс=0,124 м; пластовое давление рПл=17,58 МПа; относительная плотность нефти рн=0,85; вязкость нефти в пластовых условиях ц= 1,3 мПа-с; объемный коэффициент нефти Ь'Н= 1,2; общий коэффициент, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины С=11,0.
Решение. По данным исследования скважины (см. табл. II.2) строим индикаторную линию (рис. 3). Получилась кривая, выпуклая к оси дебитов. Это означает, что фильтрация жидкости из пла-• ста в скважину происходит по нелинейному закону. В этом случае уравнение притока выражается двухчленной формулой:
Ap=aQ + bQ2, (II.6)
где Ар—депрессия, МПа; Q— дебит скважины, т/сут; а и b—посто-* янные коэффициенты.
В формуле (II.6) первый член правой части aQ выражает потери напора за счет трения жидкости, пропорциональные ее вязкости и дебиту скважины в первой степени, второй член bQ2 — потери напора жидкости, обусловленные ее инерционными свойствами, пропорциональные плотности жидкости и дебиту скважины во второй степени.
10
Рис. 3. Индикаторная линия Q=/(Ap)
Рис. 4. Индикаторная линия Qsf(Ap/Q)
1. По данным исследования скважины (см. табл. II.2) строим индикаторную линию в координатах Q, &p/Q (рис. 4); получилась прямая, уравнение которой в прямоугольных координатах будет:
kp/Q=a-\-bQ.
(П.7)
Прямая, построенная по уравнению (II.7), отсекает на оси ординат отрезок а. Тангенс угла наклона прямой оси дебитов равен Ь. Как видно из рис. 4, а=30 (кПа-сут)/т, a tga=0,5.
Для более точного определения коэффициента b разобьем режимы исследования скважины на две группы (по три в каждой)’ и найдем суммарные значения Q и &p/Q для каждой (см. графы 4 и 5 табл. П.2). По сумме значений этих параметров находим коэффициент b из выражения:
2(Ap/Q)ii — S(Ap/Q)i _180 — 135_|
XQ„— SQi 180—90
(П.8)
Подставляя найденные значения коэффициентов а и & в уравнение (II.7), получаем следующее уравнение притока жидкости из пласта к забою скважины:
Др=30 000+500 Q2. (11.9)
2. Определяем коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины по формуле
Ьнр.^2,31g
k =--------оыг--------• t (П.Ю)
Подставив численные значения в формулу (П.Ю), получаем
/ 250 \
1,2.1,3-10-’^2,31gQj24+ll)
£ = 86400;30 000-2-3,14-30-0,85 ^О, 11-10 ” M2.
11
3? Определяем параметр подвижности нефти
А/ц=О,О11 • 10-12/1,3 • 10-3=8 • 10-12 м2/ (Па • с).
4. Определяем гидропроводность пласта
khl[i=8-Ю^12 - 30 = 2,4-10-10 м3/(Па-с).
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ РАБОТЫ
Для определения плотности и физико-химической характеристики жидкостей, применяемых для глушения скважин, при промывке их и проведении других технологических операций необходимо знать истинное значение давления в пласте и призабойной зоне. В этих целях важно знать характер кривой восстановления давления.
Задача II.3. В результате исследования скважины получены данные, приведенные в табл. II.3.
Геолого-эксплуатационные данные о скважине и свойствах пластовой жидкости следующие: эффективная мощность пласта АЭф= = 30 м; дебит нефти QH=75 т/сут; условный радиус контура питания 7?к=15О м; пластовое давление рПл=14,12 МПа; плотность нефти в пластовых условиях рн=723 кг/м3; вязкость нефти рн=2,5Х Х10-3 Па-с; коэффициент пористости т=0,2; коэффициент сжимаемости жидкости ipH=21-10-’0 Па-1; коэффициент сжимаемости породы рн—10-10 Па-1; коэффициент упругоемкости пласта
р* = тра+рп= (0,21 -21+ 1) 10-‘°=5,2-10~10 Па-1.
Требуется построить кривую восстановления давления в координатах Ар и 1g t и по прямолинейному участку полученной кривой определить угловой коэффициент прямой i. Определить: гидропроводность (проводимость) пласта АА/цн; коэффициент проницаемости пласта в радиусе области контура питания i/?K; коэффициент пьезопроводности пласта х; приведенный радиус скважины г0-
Таблица II.3. Данные о восстановлении давления после остановки скважины
Номера точек t, мин 1g t Др, МПа Номера точек /, мин Ig t Др, МПа
1 10 1,000 3,90 и 110 2,042 10,00
2 20 1,302 5,41 12 120 2,080 10,23
3 30 1,477 6,21 13 130 2,114 10,58
4 40 1,602 £,92 14 - 140 2,146 10,80
5 50 1,702 7,55 15 150 2,176 10,98
6 60 1,778 8,05 16 160 2,204 11,20
7 70 1,845 8,60 17 170 2,230 11,40
8 80 1,904 8,95 18 180 2,256 11,60
9 90 1,954 9,39 19 190 2,279 11,85
10 100 2,000 9,75 20 200 2,302 12,03
12
Решение. По приведенным данным исследования скважины строим кривую восстановления давления в координатах Ар, 1g/ (рис. 5). Угловой коэффициент £ определим, выбирая на прямолинейном участке кривой две достаточно удаленные друг от друга точки, пользуясь либо непосредственно графиком, приведенным на рис. 5, либо табл. II.3. При этом точки, значительно отклоняющиеся от прямой, не учитываем. Следует помнить следующее. При определении коэффициента i размерность времени зна
Рнс. 5. Дривая восстановления давления в координатах Др и 1g/ (пример первый)
чения не имеет, так как разность логарифмов времени в соотношении
; __ (Др) 2— (Др)1
lg*.—1g *1
(П.И)
можно представить логарифмом отношения аргументов t2 и t\ 1g Лг—lg/i=lg ('W/i).
Поэтому при построении кривой восстановления давления в координатах Др и 1g/ время можно принимать в любой удобной для построения размерности (в секундах, минутах и т. д.). Следует учитывать, что при определении параметра я/г20 или г20 время должно быть в.секундах, если х принимается в размерности см2/с.
Выбираем две точки с координатами Дрь lg/j -и Др2, lg/г. Так, для Л=60 мин и /2=180 мин получаем (см. табл. П.З) (lg/)i= =1,778; (1gt)2=2,256. Им соответствуют значения (Ap)i=8,05; (Ар) 2= 11,60. Тогда
: (И|6-—8,05) 10* 3,55-105 дп ins гд
2,256 — 1,778 — 0,478 —иа-
Определяем коэффициент гидропроводности пласта
—=0,183 (Q/Z), (11.12)
где Q — дебит нефти, м3/с.
Следовательно,
86400-0,723 4м/с.
Подставив в (II. 12) значения входящих величин, получим
-£-=0.183 4^- =0,28 -10-’ м’/(Па • с).
Подвижность А/цн составит
^ = 0,1834=-^|^^-=0,93.10-’ м’/(Па-с}. (11.13)
13
Определяем коэффициент проницаемости по формуле (11.13)
.fe = 0,183 = ^=°‘183'124з°~10~‘ =0.93 10-” м*. (П.14)
Коэффициент пьезопроводности пласта находим по формуле
V^-io-» ~0,165~ 10~а м^с> (11.15)
где 0*=т0ж-ЬРп (здесь /£* — коэффициент упругоемкости пласта в Па-1; т — коэффициент пористости в долях единицы; рж— коэффициент сжимаемости жидкости; рп — коэффициент сжимаемости породы).
Находим приведенный радиус1 скважины по формуле
1g (lg<),~(lg0, -0.352, (П.16)
ДрГ-1
Для определения параметра у./г2о по табл. II.4 найдем логарифмы времени в секундах: (1g/) !=lg 3600 с=3,56; (lgi)2= = lg 10800 с = 4,03. Соответствующие им значения Др определим по табл. П.З: Ap,i=0,805 МПа, р2= 11,6 МПа. Тогда по формуле (11.16):
1g ^-=(п°б/87о5)5-1 ~ 3|556 ~°-352 = ~2.882 = 3.178;
JL-1.51 • 10-’ с-1, откуда
J / 1,89-10= -л
1,51-10-» V 1,51-10-» d,MM’
Таблица II.4. Результаты исследования скважины после ее остановки
Время t, с 1g t Ар, 10\Па Время с 1g t Ар, 10’ Па
60 1,78 0,41 4800 3,68 5,95
• 120 2,08 0,82 5400 3,73 5,98
180 2,26 1.47 6000 3,78 6,05
300 2,48 2,31 6600 3,82 6,07
600 2,78 3,52 7200 3,83 6,08
1200 3,08 4,95 7800 3,89 6,10
1800 3,25 5,30 8400 3,92 6,12
2400 3,38 5,60 9000 3,95 6,15
3000 3,48 5,75 9300 3,98 6,18
. 3600 3,56 5,80 10 200 4,01 6,20
4200 3,62 5,90 10800 4,03 6,21
'Приведенным радиусом данной конкретной скважины называют фиктивный радиус аналогичной гидродинамически совершенной скважины, дебит которой равен дебиту данной скважины.
14
Ряс. 6. Кривая восстановления давления в координатах Др и Igf
Задача П.4. В результате исследования скважины после ее остановки получены данные, приведенные в табл. П.4.
Геолого-эксплуатационные данные о скважине и свойствах пластовой нефти следующие: дебит Q=70 т/сут; эффективная мощность пласта ЛЭф=8 м; пластовое давление рПл=9,7 МПа; вязкость нефти в пластовых условиях цн=4,5-10~3 Па-с; пористость пласта гм=0,2; относительная плотность нефти в поверхностных условиях рн= = 0,86; объемный коэффициент нефти Ьв= = 1,1; коэффициент сжимаемости породы ^п=3,6-10-10 Па-1; коэффициент сжимде-мости нефти рн=9,42 • 10-10 Па-1.
Требуется построить кривую восстановления давления в координатах Др, lg t и определить: угловой коэффициент прямой
кривой i, а значение отрезка, отсекаемого на оси ординат (Др= =f (1g О J проницаемость пласта в радиусе контура области питания; гидропроводность пласта e=kh/fiB; параметр х/г20; коэффициент пьезопроводности пласта х; приведенный радиус скважины Го.
Решение. Строим кривую восстановления давления в координатах Др, lg t (рис. 6). По этому графику определяем угловой коэффициент прямолинейного участка кривой (на прямолинейном участке кривой произвольно выбираем две точки)
£- __ АР1 _ (4,75 —4,03)10* 72. Ю3
1g *2~ tgti 2 — 1
Отрезок, отсекаемый на оси ординат (Др), равен а=3,31-105 Па=0,331 МПа.
Определяем проницаемость пласта в радиусе контура области питания по формуле
й = 0,183^^, (11.17)
1Йэф
где Q — дебит нефти, м3/с.
Подставляя в формулу (11.17) значения входящих величин, по-
-лучим
Гидропроводность пласта определим по формуле:
kh]^ =0,183-^- (11.18)
15
70-1,1
Подставляя значения величин, входящих в формулу (II.18J, получим
-£—=0,183. 0,86.86400-0,72- 10s =2’7'^ м*/(Па-с).
Для определения к и г0 находим параметр
„ <«3,31/0,72
* _ w______________— 172Qf) с -1
г». 2,25 2,25 .
Определяем коэффициент пьезопроводности пласта по формуле
Н-и(«Вн+М = 4,5-10-а(0,2-9,42 +3,6)10-*' =0,614 М^С‘ (И-19)
Определяем приведенный радиус скважины
2,25-0,614 _п Лсо
10з,з./0,72 =0-058 м-
Х =
(11.20)
7,
РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ . РАЗЛИЧНЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Задача II.5. Скважину глубиной /7=3600 м, имеющую эксплуатационную колонну диаметром 146 мм, заполнили буровым раствором плотностью рор=135О кг/м3 и статическим напряжением сдвига то=О,5-1О2 Па. Определить гидростатическое давление раствора на забой скважины.
Решение. Гидростатическое давление бурового раствора на забой скважины находим по формуле
P=Po+Pi±Pc> (Н-2Ц
где ро — давление на свободной поверхности бурового раствора (в затрубном пространстве, на устье скважины, возникающее в том случае, когда промывочная жидкость выходит из скважины через герметизирующие приспособления, если устье скважины не герметизировано ро=0); pi — гидростатическое давление столба жидкости в скважине, определяемое по формуле
Pi=/7P6pg=3600-1350-9,81=47,68 МПа; (П.22)1
рс — давление, которое может возникнуть на забое от проявления структурных свойств бурового раствора.
Если давление на забое скважины начинает медленно возрастать в результате слабого притока жидкости из пласта, то до начала движения раствора значение рс необходимо принимать со знаком плюс. Если происходит медленное отфильтровывание воды в пласт при неизменном положении уровня в скважине, то рс имеет знак минус. Если скважина заполнена водой, то рс=0.
Рс определяют по формуле
А = 4-^. (П-23)
16
где DB — средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны, равный 0,128 м.
^=4Щ,5ЛСР-36ОО =5 625,10, Па =5,62 МПа.
Принимая в нашем примере ро=О и р0 со знаком плюс, по формуле (11.21) получим
р=47,684-5,62=53,3 МПа.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ В СИСТЕМЕ СКВАЖИНА—ПЛАСТ
Под относительным давлением ротн понимают отношение давления в пласте рпл к гидростатическому давлению в скважине рст: Ротн—рпл/Рст- (11.24)
Значение относительного давления важно знать при промывке фонтанных скважин, при производстве других ремонтных работ» а также при восстановлении скважин методом зарезки и бурения второго ствола для того, чтобы правильно выбирать плотность бурового раствора.
Если в системе скважина — пласт плотность промывочной жидкости такова, что относительное давление рОтн<1, то может произойти поглощение раствора пластом, а при значительном его превышении— полная потеря циркуляции. При этом в связи со снижением уровня промывочной жидкости в стволе скважины могут возникнуть различные осложнения (сужение ствола, обвалы и осыпи вышезалегающих пород).
При ротн>1 может происходить разгазирование раствора, перелив нефти и воды, а при значительном превышении—газовые, нефтяные и водяные выбросы и фонтаны.
При ротн=1 создаются наиболее благоприятные условия для работы в скважине.
Задача II.6. Определить относительное давление в системе скважина — пласт, если на глубине //=4700 м рпл=59 МПа и скважина заполнена водой.
Решение. По формуле (11.22) для случая, когда в качестве промывочной жидкости используется вода (рв=1000 кг/м3), имеем: Рст=Ярв£=4700 • 1000 • 9,81 =46,1 МПа, тогда
ротн=Рпл/Рст=59/46,1=1,28.
Так как рОтн>1, то для предотвращения различных осложнений при ремонтных работах в скважине необходимо, чтобы плотность бурового раствора была не менее 1280 кг/м3. При этом ротн=1.
2—3344 17
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА, ПРИМЕНЯЕМОГО ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ВЫБРОСА
Задача П.7. На глубине 2700 м залегает продуктивный горизонт, давление в котором 32 МПа.
Определить плотность промывочной жидкости, необходимой для предупреждения выброса при вскрытии и прохождении продуктивного объекта.
Решение. Плотность промывочной жидкости определяют по формуле
= (1L25)
где К—коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной: для скважин глубиной до 1200 м /(=1,1—1,15; для скважин глубиной свыше 1200 м /(=1,05—1,1.
Принимая К=1,1, по формуле (11.25) будем иметь
, , 32-10* ,ооп , з
Рпж 9,81-2700— ^0 К17м '
При ремонте фонтанных скважин во избежание различных осложнений работу в них необходимо производить, применяя в качестве промывочной жидкости раствор соответствующей плотности.
При ремонтах в скважинах, эксплуатирующих пласты, на которых с самого начала разработки осуществляется поддержание пластового давления (пластовое давление выше гидростатического), и на новых месторождениях возможны проявления и выбросы.
За последние годы в некоторых нефтяных районах страны (Та-" тария, Башкирия, Украина и др.) и за рубежом перед проведением ремонтных работ для глушения скважин применяют гидрофобно-эмульсионные растворы, водонефтерастворимые эмульгаторы, рассолы и другие растворы, позволяющие изменять плотность промывочной жидкости в широких пределах и обладающие относительно низкой водоотдачей. При проникновении в призабойную зону скважин эти растворы не ухудшают гидропроводность пласта, а улучшают процесс освоения скважин после их ремонта.
Задача II.8. В фонтанной скважине запланирован капитальный ремонт, для чего перед остановкой необходимо заглушать скважину закачкой гидрофобно-эмульсионного раствора (ГЭР). Необходимые геолого-эксплуатационные данные о скважине: глубина 4200 м, пластовое давление 45 МПа, эксплуатационная колонна — двухсекционная с диаметром верхней секции 168 мм (ВВ|= =146 мм), спущенной до глубины 2100 м, и диаметром нижней секции 146 мм (lDB2=124 мм) с глубины 2100 до 4200 м.
Требуется определить плотность ГЭР, объем раствора и количество необходимых компонентов для его приготовления.
18
Таблица II.5. Состав и параметры ГЭР без твердого утяжелителя
Номер состава Состав 1 м* ГЭР Параметры ГЭР
нефть* плотностью 0,87 г/сма ЭС-2 плотностью 0,95 г/см1 водная фаза плотность, г/см8 вязкость по ВП-5, с статическое напряжение сдвига, сПа
плотность, г/см* количество черев 1 мин через 10 мин
1 0,392 0,008 1,00 0,600 0,95 500—650 30—40 40—50
2 0,397 0,003 1,10 0,600 1,00 550—600 25-30 30—35
3 • 0,397 0,003 1.18 0,600 1,05 450—600 20—25 25—30
4 0,393 0,004 1,25 0,600 1,09 400—600 25—28 28—35
5 0,393 0,004 1,30 0,600 1.12 350—500 18—25 20—30
6 0,395 0,006 1,36 0,600 1,16 300—450 12—18 18—23.
* Нефть Ромашкинского месторождения.
Примечание. Фильтратостдача ГЭР находится в пределах 0,5—2,0 сма/30 мни.
Решение. 1. По формуле (II.24) определяем относительное пластовое давление:
45-10* 1 07
Рот»— 4200-1000-9,81 —1,ил
Так как рОтн>1, то необходимо, чтобы плотность ГЭР была бы не менее 1,07 г/см3 * * * *.
Исходя из полученной плотности по табл. II.5 находим, что для рассматриваемого случая подходит состав ГЭР № 4, для приготовления 1 м3 которого необходимо 0,396 м3 нефти (с плотностью 0,87 г/см3), 0,004 м3 эмульгатора-стабилизатора (ЭС-2) и 0,6 мэ пластовой воды (с плотностью 1,25 г/см3). При этом плотность полученного ГЭР, согласно данным табл. II.5, будет 1,09 г/см3, вязкость по ВП-5 равна 400—600 с, статическое напряжение сдвига через 1 мин — 25—28 сПа, через 10 мин — 28—35 сПа.
2. Для глушения скважины необходим ГЭР в объеме, несколько превышающем объем скважины (для подлива в затрубное пространство при снижении уровня жидкости в скважине в процессе-подъема НКТ). Принимаем объем ГЭР равным 1,1 объема скважины.
Угэр= 1.1V. (11.25)
где V — объем скважины, м3.
V = ^-(D’BlL. + D’B2£t),
(П.26>
где Ап иОв2— соответственно внутренние диаметры верхней и нижней с,екций эксплуатационной колонны, м; Lt и Li — длины верхней и нижней секций эксплуатационной колонны, м.
Подставляя данные в формулу (11.26), будем иметь:
V=0,785 (0,1462 2100+0,1242 • 2100) =60,5 м3.
2* 19<
"Таблица II.6. Состав и параметры ГЭР, утяжеленных баритом
Номер состава Состав 1 м» ГЭР Параметры ГЭР
нефть* плотностью 0,87 г/см® ЭС-2 плотностью 0,9 г/см® пластовая вода плотностью 1,18 г/см» барит, плотност bi г/см* вязкость по ВП-5, с Статическое напряжение сдвига, сПа Фильтратоот-дача, см»/30 мин
через 1 мин через 10 мин
I 0,592 0,008 0,350 0,2 1,14 110—130 8—12 10—15 2,0
2 0,590 0,010 0,325 0,3 1,20 110—140 10—14 12—18 1,8
3 0,588 0,012 0,300 0,4 1,27 160—180 14—18 16—20 ‘1,5
4 0,560 0,015 0,300 0,5 1,35 300—400 16—20 18—25 1,0
5 0,532 0,018 0,300 0,6 1,43 400—450 18—25 20—28 0,5
6 0,505 0,020 0,300 0,7 1,51 420—450 20—30 25—35 0,5
7 0,477 0,023 0,300 0,8 1,59 420—450 25-30 28—35 о,з
8 0,450 0,025 0,300 0,9 1,66 400—450 28—32 30—35 0,2
9 0,425 0,025 0,300 1,0 1.74 400—450 30—34 32—36 0,2
* Нефть Ромашкинекого месторождения.
Следовательно, необходимый объем ГЭР, определяемый по формуле (11.25), составит
Угэр= 1,1.60,5= 66,6 м’,
Принимаем Угэр = 67 м’.
3. Определяем количество необходимых компонентов для приготовления всего рассчитанного количества ГЭР исходя из объемов, применяемых для изготовления 1 м* 3 раствора (см. табл. II.5); нефти 67-0,396=26,5 м3; эмульгатора-стабилизатора 67-0,004= =0,268 м3; пластовой воды 67-0,6=40,2 м3.
Если относительное давление в скважине рОтн>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. II.6, в которой приведены состав и параметры ГЭР, утяжеленного баритом.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА ПЛАСТ ПОСЛЕ ПОДЪЕМА ПРОМЫВОЧНЫХ ТРУБ
Задача II.9. Из скважины глубиной 3290 м, обсаженной эксплуатационной колонной диаметрами 168X146 мм (168 мм — 2450 м, 146 мм — 840 м), после промывки ее раствором плотностью Рбр=1320 кг/м3 произвели подъем двух секций колонны НКТ (диаметром 114 мм—1150 м и диаметром 73 мм — 2140 м), без подлива жидкости в скважину.
Определить снижение давления на продуктивный горизонт после подъема промывочных труб.
Решение. Определим массу поднятой из скважины колонны промывочных труб.
M=Mt+M2,
20
где Mi — масса колонны НКТ диаметром 114 м, длиной 1150 м; М2 — масса колонны НКТ диаметром 73 мм, длиной 2140 м. Значения Mi и М2 определяем по формулам:
MI=mI£1+ffiM(L1//)=18,47-1150+5,l (1150/8)=21 973,4 кг, M2=m2L2+m'M (LJI) =11,39 -2140+2,4 (2140/8) =25 016,6 кг, где trii и /«2 — масса 1 м НКТ (см. Приложения, табл. 6); /пм и т'м— масса муфты НКТ (из той же таблицы), М=М !+М2=21 973,4+25 016,6=46 990 кг.
Тогда объем колонны промывочных труб составит
Ук=М/рм=46 990/7850=6 м3. (11.27)
Понижение уровня бурового раствора в колонне диаметром 168 мм определим по формуле
h=VK/F, - (11.28)
где F— площадь внутреннего сечения колонны, м2.
F=nD\/4,
где DB — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, равный 0,148 м.
F=3,14- 0,1482/4=0,017 м2,
тогда
Л=6/0,017=353 м.
Снижение давления на забой скважины составит
Лр=Р1—Рг,
где pi и р2 — соответственно гидростатическое давление раствора на забой скважины перед подъемом колонны промывочных труб и в конце него, МПа.
Р1=//рбр^=3290-1320-9,81=42,60 МПа,
р2= (H—h) рбр£= (3290—353) 1320 • 9,81 =38,77 МПа.
Тогда Др=42,60—38,77=3,83 МПа.
Для стабилизации давления в скважине в процессе подъема труб необходимо иметь запасной чан емкостью не менее 6 м3, полностью заполненный буровым раствором плотностью Рбр= =1320 кг/м3.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ДЛИНЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ колонны
В некоторых технологических процессах по капитальному и текущему ремонту скважин необходимо знать изменение температуры по длине эксплуатационной колонны, так как от этого часто зависит качество проводимых операций.
Данны» о замерах температур в скважинах используют для выбора цемента и добавок к нему, реагентов для изготовления
21
нераспадающихся растворов при глушении скважин, определения темпов прокачки промывочной жидкости или бурового раствора и т. д.
В целях установления температуры на данной глубине скважины необходимо знать геотермический градиент района, где она пробурена.
Геотермический градиент — прирост температуры горных пород каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры (в среднем геотермический градиент равен 3°С)
(„.29)
где Т — температура на глубине, °C; t — средняя годовая температура воздуха в месте замера, °C; Я —глубина скважины, м; h— глубина слоя, имеющего постоянную температуру, м.
Чаще для характеристики увеличения температур с глубиной пользуются геотермической ступенью — величиной, обратной геотермическому градиенту.
Геотермическая ступень — расстояние по вертикали ' (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура
Таблица II.7. Среднее значение геотермической ступени
Нефтегазоносная область (район, площадь) Месторождение Среднее значение ступени. м/»С
Апшеронская Прикаспийско-Кубинская Азербайджанская ССР Бинагады Сураханы Балаханы-Сабунчи-Рама-нинское, Кала Лок-Батан, Биби-Эйбат Нефтяные Камни О. Жилой Чандагар-Зорат, Сиазань-Нардаран, Саадан Нефтечала 33 32,9 32 27 23 21 32
Прикуринская 29
Терско-Дагестанская Кюровдаг Дагестанская АССР Октябрьское (Новогрозненское) 30 Н,7
Туймазинская Башкирская АССР Туймазинское 104,1
Бугурусланская Оренбургская область Бугурусланское 92,6
Сызранская Куйбышевская область Сызранское 54,9
22
повышается на 1 °C составляет 33 м). .
горных пород (среднее значение
_\Н -h 1 ~~,Т —
Геотермическая мический градиент бой следующим соотношением:
Г=100//. (11.31)
Средние значения геотермической ступени по некоторым нефтяным месторождениям СССР приведены в табл. П.7.
Задача 11.10. Определить среднее изменение температуры по глубине скважины (эксплуатационной колонны) при следующих данных: глубина забоя 2900 м; расстояние от устья ментного раствора 2000 м (А=900 м).
Решение. Приближенное значение средней температуры нагрева (или охлаждения) можно определить из соотношения (рис. 7):
(И.ЗО)
ступень и геотер-связаны между со-
2900
** зо5.
Рис. 7. Эпюра распределения температуры по глубине скважины
скважины до уровня це-
2
(II .32)
(11.33)
где ti — температура обсадной колонны на устье скважины по геотермическому градиенту; tz — температура обсадной колонны на границе с цементным камнем по геотермическому градиенту:
где Н — глубина скважины, м; Н—h — длина незацементирован-. ной части колонны, м; /заб— температура на забое скважины
/заб= /ср+(0,01-*-0,025)) Н, (11.34)
где /Ср — среднегодовая температура воздуха (принимается 10°C). Принимая второе слагаемое за 0,025/7, будем иметь:
Лаб=10+0,025 • 2900 = 82,5 °C.
Принимаем /заб=83 °C.
Значение Л принимаем равным 15 °C. Тогда
. 15 + (83 — 15)—62 °C.
Температуру обсадной колонны на границе с цементным камнем при эксплуатации скважины определим из выражения
. . , „ ^H-h (Ц.35)
н
23
где t3 — температура обсадной колонны на устье скважины при ее эксплуатации, которая была измерена и составила 50 °C.
/4== 50 + (83-50)-§21=73 °C.
Тогда
Ы = (50- 15) + (73-62)= 23 ос
ГЛАВА III
НАЗЕМНЫЕ СООРУЖЕНИЯ, ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ
ВЫБОР ВЫШКИ, ОБОРУДОВАНИЯ И ОСНАСТКИ TAJJEBOH СИСТЕМЫ
ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ В СКВАЖИНЕ
Выбор необходимого наземного сооружения, оборудования и инструмента для ремонта скважины производят исходя из категории и разновидности предстоящего текущего и капитального ремонта. Для ремонта скважин используют вышки или мачты: оставшиеся после бурения, специально сооружаемые стационарные, передвижные и телескопические. Основным критерием для выбора вышки и оборудования является их грузоподъемность.
В процессе ремонтных работ на вышку (мачту) действуют вертикальные и горизонтальные нагрузки. Выбор вышки производят по вертикальным нагрузкам, для чего определяют максимальное значение, которое может испытывать вышка в процессе ремонта, скважины. •
Задача III.1. Выбрать вышку, оборудование и оснастку талевой системы для производства работ в скважине, восстанавливаемой методом зарезки и бурения второго ствола при следующих данных: проектная глубина скважины 1830 м; диаметр колонны, в которой будут производиться работы, 168 мм; интервал глубины вскрытия окна 1627—1630 м; диаметр бурильных труб 89 мм; толщина стенки бурильных труб 11 мм; диаметр УБТ 108 мм; длина УБТ 25 м; диаметр спускаемой эксплуатационной колонны (хвостовика) длиной 230 м-—114 мм, плотность бурового раствора 1260 кг/м3.
Решение. Определим максимальную, вертикальную нагрузку, действующую на вышку, по формуле
Ртах==Ркр_|~Рхк +Рнк + Ртс, (III. 1)
где Рк₽ — максимальная нагрузка, действующая на крюк, кН; Рхк, Рни — натяжения соответственно ходового и неподвижного концов талевого каната, кН; Ртс — вес талевой системы, кН.
24
Определим вес наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб, спускаемых в скважину. Вес бурильной колонны
= *7бт^ 4“ ?з (^7^) “Ь ^уБТ ^УБТ» (III.2)
где <7бт — вес 1 м гладкой бурильной трубы (см. Приложения, таблЗб); L — длина колонны бурильных труб, м; qa — вес замкового соединения бурильной трубы, Н; I — средняя длина трубы, м; ^убт —вес 1 м УБТ (см. Приложения, табл. 5); —длина
УБТ, м.
G6k=212 • 1805+44 (1805/6)+630-25=411650 Н=411,7 кН.
Вес эксплуатационной колонны (хвостовика)
<?9К=(<7^ + <7з-г-)+(9оЛ + «7и^-), (Ш.З)
где Li — длина бурильных труб, на которых спускается хвостовик (1830—230=1600 м); Ь2— длина спускаемого хвостовика, м; q0T — вес 1 м обсадных труб, Н; qu— вес муфты, Н.
G3K = (212• 1600 + 44 +/197 230 +-51 -400 000 Н=+00 кН.
Как видно из приведенного расчета, наиболее тяжелой является бурильная колонна, вес которой равен 411,7 кН.
Определим статическую нагрузку, действующую на крюк, с учетом облегчения веса бурильных труб в буровом растворе
(1II.4)
где К — коэффициент, учитывающий затяжки и прихват колонны (К=1,25—1,30), GK — вес наиболее тяжелой колонны, . кН; рвР и рм — плотность соответственно бурового раствора и материала труб, кг/м3.
Тогда
Р^ 1,3-411,7 (1 - =449,3 кН.
Исходя из максимальной нагрузки на крюке, которая составляет 449,3 кН, для производства ремонтных работ в данной скважине выбираем подъемник типа ЛПТ-8, смонтированный на тракторе Т-130, и оборудование для талевой системы массой 50 т.
Техническая характеристика подъемников приведена в приложении (см. Приложения, табл. 10), а оборудования для талевой системы — в табл. 11, 12). Тогда вес талевой системы будет равен
Рц с==<?кб + ?т б+<7кр, (III.5)
где qK5 — вес кронблока КБЭР-50 (равен 7,64 кН); <?т б — вес талевого блока БТЭ-50 (равен 5,17 кН); q!q)— вес крюка КрЭ-50 (равен 2,69 кН); Рт с=7,64+5,17+2,69= 15,5 кН.
25
Рис. 8. Схема распределения усилий в струнах талевого каната
и талевого блока.
к
Число рабочих струн оснастки талевой системы определим по формуле
Л = /3кр/^>1 Т кГ]т с, (III.6)
где Ph к — наибольшее тяговое усилие на набегающем конце талевого каната на I скорости, для подъемника ЛПТ-8 PiTK=85 кН (см. Приложения, табл. 10); т]тс — к. п. д. талевой системы, равный 0,85.
шкивов, кронблока
. п. д. талевой системы зависит от числа
Число шкивов ..1 2 3 .4 56 7 89 10
К. п. д. талевой
системы ..... 0,97 0,94 0,92 0,90 0,88 0,87 0,85 0,84 0,82 0,81
/2=449,3/85-0,85=6,2.
Согласно расчету принимаем оснастку 3X4 с креплением неподвижного конца талевого каната диаметром 26 мм к рамному брусу вышки (п=6).
Определим допустимую глубину бурения второго ствола с учетом выбранной оснастки
Г _ ^l-TK(3я ~ О ^УБТ^УБТ
ьдоп— q>_
(I1I.7)
где р — коэффициент, учитывающий трение в подшипниках шкивов и каната о шкивы (равен 1,03—1,04, принимаем 1,03); q'—вес 1 м бурильной трубы с учетом высадки концов и веса замков, Н.
. 85000(1,03’—I)1
гдоп— 221 -1,03’( 1,03 — 1)
У£2:5=2087- 71 = 2016 м.
Таким образом, при выбранной нами оснастке 3X4 можно проводить работы в скважине с бурильными трубами диаметром 89 мм до глубины 2016 м.
Определим натяжение ходового и неподвижного концов, а также натяжение рабочих струн талевого каната. При подъеме колонны труб наибольшее натяжение возникает в ходовом конце талевого каната, наименьшее — в неподвижном.
Схема распределения усилий в струнах талевого каната приведена на рис. 8. При подъеме колонны натяжение ходового конца талевого каната определяем по формуле
' (Ш-8)
26
где Ров —- вес поднимаемого оборудования (Роб=8,0 кН).
Лк- (449,34-8) ° =84,7 кН.
Определим натяжение неподвижного конца талевого каната по формуле
Л.К- (Лр+Лб)j(|EAr=(449-3 + 8) ХдаЖ^Т)-=68’9 кН- (1П-9)
Определим натяжение рабочих струн:
Л — Лк4-=84,7-0,97 = 82,2 кН; р
Р2 = Р, -|-=82,2- 0,97 = 79,9 кН;
Л — Л 4~=79,9 • 0,97 = 77,6 кН;
Л = Р, 4=77,6 • 0,97 = 75,3 кН;
Р, = Л-“75,3-0,97 = 73,1 кН;
Р, = Р6 _2__73,1.0,97 = 70,1 кН р
Подставляя полученные цифровые значения в формулу (III.1), получим:
Ртах=449,3+84,74-68,9+15,5=618,4 кН^620 кН.
Принимаем Ртах=620 кН.
На основании проведенного расчета выбираем вышку типа ЭС-28-80, номинальная грузоподъемная сила которой равна 800 кН (см. Приложения, табл. 8).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ ВЫШКИ
Задача Ш.2. Определить коэффициент запаса прочности вышки ЭС-28-80 при действующей на нее максимальной вертикальной нагрузке, равной 620 кН.
Решение. Определим усилие, действующее в нижнем сечении на одну ногу вышки.
рн=^-, (ШЛО)
н 4 cos л v '
где Рщах — максимальная нагрузка, действующая на вышку в вертикальном направлении, кН; а — угол наклона ноги вышки к вертикали.
Из прямоугольного треугольника АКА1 (рис. 9) имеем ctga=4iK/>l^,
27
АК= (11,32—2,83) /2=4,25 м, ctg а=28,07/4,25=6,6047 a=8W.
где А\К—НВ — высота вышки до подкронблочных балок (Нв= =28,07 м).
(ДС-Л1С1)/2,
где АС — диагональ нижнего осно« вания вышки, м; Л1С1—диагональ верхнего основания вышки, м.
АС-=У^АДг = /2ЛГ = 11,32 м;
Л,С, = /2ДД2, = ]/272г = 2,83 м.
Тогда
Подставляя полученные значения величин в формулу (ШЛО), получим:
Рн=0,62/ 4 cos 8°40'=0,62/4 • 0,9886=0,157 МН.
Для определения коэффициента запаса прочности вышки, который должен быть не менее 2, пользуемся формулой:
Х=Ркр/Ри, (Ш.11)
где Ркр — критическая нагрузка, действующая на стержень ноги вышки, кН.
Эту нагрузку можно определить по формуле Эйлера. Если гибкость стержня ноги вышки 100, то значение "ее определяем по формуле:
Ч=/с/г, (Ш.12)
где /с — длина стержня ноги вышки (/с=466 см); г — радиус инерции, см
r = (Ш.13)
где J — экваториальный момент инерции сечения трубы (ноги вышки),
J = -^-(D\-D\), (Ш.14)
где Da — наружный диаметр стержня ноги вышки (Z)H=16,8 см);
£>в — внутренний диаметр стержня ноги вышки (Ов= 14,8 см); F — площадь поперечного сечения ноги вышки, см2.
Р = Д-(Д’Н-Р2В). ‘ (Ш.15)
28
Подставляя данные в формулу (III.13), находим:
r = 1 У’£>2Н + £>2В =41/16,82+ 14,82 = 5,6 см.
Зная значения величин г и /с, определим Х=466/5,6=83,2.
Таким образом, расчет показывает, что формула Эйлера Bt данном случае неприменима. Поэтому коэффициент запаса прочности определим по формуле
АГ=СТкрГ/Р„, - (III.16)
где оКр — критическое напряжение, которое можно определить из выражения
0]ф=[-4326 + 312,26-^—3,803 0^+0,01335 (-у-)’] Ю'1-
(III.17).
Подставив числовые значения в формулу (III.17), получим: ^=[-4326 + 312,26-^1—3,803 ^J+0,01335X xf-S-Y] Ю-2 = 301,7 МПа, 0,0 J
К=0,785(0,1682—0,1482) =0,00496 м2.
Тогда
v 301,7-0,00496 о „
Л-------0J57------
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ НАГРУЗКИ ОТ МАССЫ СВЕЧЕЙ
Когда ремонт скважины проводится с помощью бурильных труб диаметром 114 мм, то поднимаемые трубы устанавливают за пальцы. В этих случаях вышка будет испытывать дополнительную горизонтальную нагрузку от массы бурильных труб.
Задача III.3. Определить горизонтальную составляющую нагрузки, действующей на вышку ВМ-41М от массы 85 свечей диаметром 114 мм с толщиной стенки 11 мм, установленных за пальцы и составляющих с горизонталью угол а=86°.
Решение. Горизонтальную составляющую нагрузки от массы бурильных труб, установленных за пальцы, определяем по формуле тг=0,5т6 т cos а, (III. 18)
где Шет — масса бурильных труб, установленных за пальцами.
/ г I L \ тбт—п( тб TL + тм—\,
(Ш.19>
29»
где п — число свечей; mT— масса 1 м трубы; тм — масса муфты; I — средняя длина одной трубы, м.
^ = 85(28-254-9 -^-^-62688 кг = 62,7 т.
Тогда
/?гг=0,5-62,7-0,0698=2,19 т.
ВЫБОР ДИАМЕТРА И ТИПА КАНАТА ДЛЯ ОСНАСТКИ ТАЛЕВОЙ СИСТЕМЫ
Основное требование, предъявляемое к применяемым в подъемных механизмах стальным канатам, — обеспечение заданного расчетного разрывного усилия при оптимально-минимальном диаметре, минимальных массе и жесткости.
Задача III.4. Выбрать диаметр и тип каната для оснастки талевой системы применительно к условиям задачи II 1.1.
Решение. Из выбранного оборудования для талевой системы (см. Приложения, табл. 11) видно, что оно рассчитано на канат диаметром 26 мм. Значит, для производства работ в данной скважине выбираем талевый канат диаметром 26 мм.
Выберем тип талевого каната. Натяжение ходового конца талевого каната, определенное по формуле (III.8), /\к=84,7 кН. Определим необходимое разрывное усилие Рр талевого каната с учетом коэффициента запаса прочности К=3—5. Для нашего случая принимаем /(=3,5.
Тогда
Рр=КР*„=3,5-84,7=296,45 кН.
Исходя из полученного значения разрывного усилия, которое равно 296,45 кН, по табл. 13 (см. Приложения), выбираем талевый канат диаметром 26 мм с органическим (пеньковым) сердечником линейного касания (ЛК-0), который при пределе прочности ар=1600 МПа имеет расчетное разрывное усилие Рр=331,5 кН.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА РЯДОВ ТАЛЕВОГО КАНАТА НА БАРАБАНЕ ЛЕБЕДКИ ПОДЪЕМНИКА
От правильной навивки талевого каната на барабан лебедки зависят равномерность и плавность спуско-подъемных операций, что очень важно во избежание непредвиденных динамических усилий в процессе ремонтных работ.
Задача III.5. Определить число рядов талевого каната, навиваемого на барабан лебедки подъемника ЛПТ-8, при следующих данных: диаметр бочки барабана /)д=420 мм; длина бочки барабана L6=800 мм; диаметр талевого каната dK=26 мм, оснастка талевой системы 3x4, высота подъема крюка /1кр=13 м.
Решение. Определим средние диаметры рядов навивки каната на барабан лебедки.
30
Средний диаметр первого ряда
D1==D6-|-dK=420+26=446 мм. . (III20)
Средний диаметр любого другого ряда
Dz=D6+d„+a(2z—2)dK, (II 1.21)
где а — коэффициент, учитывающий расстояние между рядами навивки каната (обычно а=0,90—0,93, принимаем 0,93); г—число рядов каната на барабане. Диаметры второго и третьего рядов составят
D„=D6+dK+a2dK=4204-264-0,93-2-26=494 мм,
JDIII=D6+dK+a4dK=420+26+0,93-4-26=543 мм.
Для определения числа рядов каната находим число витков в ряду, длину каната, навиваемого на барабан, и длину каната, которая навивается на каждый ряд.
Число витков каната в одном ряду на барабане m=L6$jt, (III 22)
где 0 — коэффициент неравномерности навивки каната на барабан лебедки подъемника (обычно 0=0,92—0,95, принимаем 0,92); t — шаг навивки каната, мм.
«=800-0,92/26=28,3.
Принимаем « = 28 витков.
Необходимую длину каната, навиваемого на барабан при подъеме бурильных труб на высоту 13 м, определяем по формуле £к=АНрП-]-/о> (III.23)
где п — число рабочих струн оснастки талевой системы; 1о — длина нерабочих витков каната первого ряда, постоянно навитого на барабан, м:
/0=«onZ)i, (III.24)
где /По — число нерабочих витков каната в первом ряду навивки («0=12). .
/0=12-3,14-0,446= 16,8 м (принимаем 17 м). Тогда
LK= 13-6+17=95 м.
Длина каната, навиваемого на каждый ряд: на I ряд
Z.i = mnZ)i = 28-3,14-0,446=39 м,
на II ряд
7п = «лД11 = 28-3,14-0,494 = 43 м, на III ряд
Ьш = £к—(Li + Ln) =95—(39 + 43) = 13 м.
31
Таблица Ш.1. Частота вращения барабана и тяговое усилие на конце талевого каната подъемника ЛПТ-8
Скорость лебедки Частота вращения барабана, об/мин Скорость набегания каната на барабан» м/с Тяговое усилие каната (при навивке второго ряда), кН
I 44,6 0,98 85,0
II 75,8 1,67 49,4
III 124,2 2,73 30,3
IV 211,0 4,64 17,8
Обратный ход:
I 67,8 1,49 —-
II 188,8 4,15 —
Тогда число витков в третьем ряду будет
— О .л’п кич —8 ВИТКОВ.
• яОщ 3,14-0,543
Таким образом, при подъеме из скважины бурильной колонны на высоту /гкр= 13 м на барабан лебедки подъемника навиваются два полных ряда каната и 8 витков — на третий ряд.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ПОДЪЕМА КРЮКА /
Задача III.6. Определить скорость подъема крюка на каждой скорости вращения барабана лебедки подъемника ЛПТ-8 при -оснастке талевой системы 3X4, используя данные ранее решенных задач.
Решение. Определим средний диаметр навивки трех рядов талевого каната на барабан лебедки Dj + Ощ 446 + 543 Аал Dcf, =----f—=494 мм.
Скорость подъема крюка
«^ср«б = 60п ’ где Пб — частота вращения барабана подъемника, (табл. III.1); п — число рабочих струн оснастки талевой При оснастке 3X4 п=6.
Скорость подъема крюка на I скорости лебедки:
пОсрПбт 3,14-0,494-44,6_n ln г
^=-б(й—=-^-60+----------------°’19м/с-
Аналогично находим скорость подъема крюка на II, скоростях подъемника.
На II скорости
(III.25) об/мин системы.
III и IV
3,14-0,494-75,8 л , *крИ =--------60+------=°’33 М^С-
На III скорости
3,14-0,494-124,2 п г, , , ”КР in=---------бсГб—: =0’54 м^с-
32
На IV скорости
Vxp IV
3,14-0,494-211
601
= 0,91 м/с.
При обратном ходе (II скорость)
, 3,14-0,494-188,8
икр11— 60-6
=0,81 м/с.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ТРУБ,
ПОДНИМАЕМЫХ НА КАЖДОЙ СКОРОСТИ ПОДЪЕМНИКА
Рациональное использование мощности подъемника и ускорение процесса спуско-подъемных операций достигается правильной оснасткой талевой системы и использованием всех скоростей подъемника. Принятая оснастка 3X4 должна обеспечить подъем наибольшего груза на крюке на I скорости подъемника. В дальнейшем скорость подъема по мере уменьшения веса поднимаемого груза увеличивается путем переключения скоростей подъемника.
Задача III.7. Определить число бурильных труб диаметром 89 мм, поднимаемых на каждой скорости подъемника ЛПТ-8.
Решение. Число труб, которые следует поднимать на каждой скорости, определяем по формуле:
на 1 скорости
7 _//[_ р Роб ПП 26)
'I - q,l. • «I qtlt ’ )
где th — частота вращения барабана на I скорости, юб/мин; Ц— длина поднимаемой тфубы (двухтрубки), /1=12 м.
6-0,85 44,6 ос 8,0 л
~i ““0,211-12 44,6 85 ~ 0,221-12 6 двухтрубка.
На II скорости
~ П71тс "l р _____ Ррб
II —' qjt хкп ’
6-0,85 44,6 . 8,0 го „ ,
0,221-12' 75,8 0,221-12 —°8 Двухтру КИ.
На III скорости
7 __ "In _ 6-0.85 • 44,6 о
~Ш qll1 r»IH qll1 0,221-12 124,8 ° ’
~0ТИ1ЛТ=18 Двухтрубок.
На IV скорости
__ «Ус "i D роб — 6-0,85 .44,6.7 Q
iv— 4,1, '«iv xfeIV 0,221-12 211 ’
-галг=4 двухтрубки.
3—3344 33
Общее число двухтрубок в колонне бурильных труб
z = J_=JgO_ = 153. (Ш.27)
Число двухтрубок, которое следует поднимать на каждой скорости подъемника, составит:
на I скорости 2i=2—2ц=153—53= 100,
на II скорости 2ц=2ц—2щ = 53—18=35,
на III скорости 2ш=2Ш—2iv=18—4=14, на IV скорости Ziv поднимают остальные 4.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ НА СПУСК И ПОДЪЕМ ИНСТРУМЕНТА
Задача III.8. Учитывая данные предыдущих задач, определить время на спуск и подъем долота диаметром 140 мм с глубины 1830 м при диаметре бурильных труб 89 мм.
Решение. Время подъема колонны бурильных труб
Тц /п Р+^1/[+2о/о+23/3+24/4+6 р, (III.28)
где /Пр —норма времени на подготовительные работы перед подъемом инструмента (/пр=7 мин); /зр— норма времени на заключительные работы после подъема долота из скважины (/зр=13 мин); /i, ti, t3, h — норма времени для подъема одной трубы в зависимости от скорости подъема крюка, с:
/=+м+/Р, (III.29)
где /„— время машинных операций, с; /р— время ручных операций при подъеме (/р=73 с).
tM = Kh/vKp, - (III.30)
где К—коэффициент, учитывающий замедление подачи крюка при включении'и торможении лебедки. При подъеме на I, II и III скоростях лебедки /(=1,2, на IV скорости К= 1,3:
на I скорости
/„i=l,2-12/0,19=76 с,
на II скорости
/„п = 1,2-12/0,33 = 44 с,
на III скорости
^111=1,2-12/0,54=26 с;
на IV скорости
/Miv=l,3-12/0,91 = 17 с.
Тогда
/1 = 76 + 73= 149 с,
6 = 44+73=117 с,
/3=26+73=99 с,
/4= 17+73=90 с.
34
Таким образом, общее время на подъем инструмента с забоя скважины согласно формуле (III.28) будет:
Тп==420+96-149+36-117+14-99+7-90+780=6 ч 2 мин. Время спуска
Д —Ср + -2 (^м + /р)+С р, (III.31)
где z — число двухтрубок, спускаемых в скважину; /пр=И мин; /3 р=7 мин;
, К1Х 1,3-1,2
.' = .=S=Tr’19''
— время ручных операций, 67 с (значения /пр, i3p, ip определяют по справочнику «Единые нормы времени на капитальный ремонт скважин»).
Подставляя цифровые значения в формулу (III.31), получим: 7’с=660+153 (1'9+67) +420=14238 с = 3 ч 57 мин.
РАСЧЕТ ТАЛЕВОГО КАНАТА НА ПРОЧНОСТЬ
Задача III.9. Произвести расчет выбранного талевого каната диаметром 26 мм на прочность.
Р е ш е н и е. Допустимую рабочую нагрузку на талевый канат определяют исходя из сопротивления разрыва данного каната по его заводскому паспорту и коэффициента запаса прочности, принимаемого равным не менее 3.
Действительное усилие, развивающееся в канате во время подъема или спуска наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб, определяют по формуле:
РК=РСТ+РД1Ш, (III.32)
где Рст — статическая нагрузка на талевый канат, развивающаяся при натяжении инструмента, но без его движения, кН; Рдин— дополнительная динамическая нагрузка на канат, развивающаяся во время подъема или спуска колонны Труб, кН.
Статическую нагрузку на талевый канат при подъеме инструмента, равную натяжению ходового конца талевого каната, определяем по формуле (III.8). Она составляет 84,7 кН (см. задачу III.1).
Динамическую нагрузку в ходовом конце каната находим по формуле
(Ш.ЗЗ)
где v — скорость подъема или спуска крюка, м/с; g— ускорение свободного падения; м/с2; t — время разгона или торможения (i= = 1 — 1,2 с).
Р«» = 84'79Ж2-=1’3кН'
3*
35
Подставляя цифровые значения в формулу (III.32), получим Рк=84,7+1,3=86 кН.
Коэффициент запаса прочности каната определяем по формуле К=Рразр/Рк, • (III.34)
где Рразр — расчетное разрывное усилие каната, кН.
Для талевого каната диаметром 26 мм Рразр=331,5 кН, при <тв= 1600 МПа запас прочности составит
К = ^--3,85,
что находится в допустимых пределах.
ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ТАЛЕВОГО КАНАТА НА ПРОЧНОСТЬ
Задача III.10. По условию задачи Ш.9 произвести проверочный расчет 26-мм талевого каната на прочность.
Решение. Проверочный расчет каната на прочность производится по формуле
<Тсум=Ор+СТизг! (III.35)
где осум — суммарные напряжения, которые возникают в канате, МПа: 0р — напряжения при растяжении, МПа; оизг — напряжения при изгибе, МПа.
oP=PXK/F, (Ш.36)
где F— площадь поперечного сечения всех проволок в канате, мм2. По данным табл. 13 (см. Приложения), К=243,98 мм2. Тогда Стр=84700/243,98 • 10~в=347,2 МПа;
(Ш.37)
где Ек — модуль упругости каната, 1,25-105 МПа; dnp— диаметр проволок в канате, м.
Выбранный тип каната состоит из проволок различного диаметра. Для расчета берется диаметр внешнего слоя пряди, который, по данным табл. 13 (см. Приложения), равен: dnp = 1,6 мм; Dm — диаметр канатного шкива или диаметр барабана лебедки, м.
Для расчета необходимо брать меньший диаметр. Оизг=41,25.105^- = 178,6МПа.
Подставив полученные цифровые значения в формулу (III.35), получим
Осум=347,2+178,6=525,8 МПа.
Определим коэффициент запаса прочности
К =^=44=3.04. (III.38)
®сум d2,u , о
36
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОЙ ДЛИНЫ ТАЛЕВОГО КАНАТА
Задача III.11. Определить необходимую длину талевого каната для оснастки талевой системы 3X4 на вышке ЭС-28-80 высотой 28 м.
Решение. Потребную длину каната определяем по формуле LK =/7В (п+2)+/о+/, (III.39)
где п+2 — число рабочих струн оснастки, с учетом ходового и неподвижного концов талевого каната; /о — длина каната, постоянно навитого на барабан лебедки, определяемая по формуле (III.24), 10= 17 м; Г — длина каната, необходимого на замену сработанной части ходового конца (/' = 30 м).
Тогда:
LK=28(6+2) + 17+30=271 м.
Это в случае, когда передвижной подъемник установлен около рамного бруса вышки. Если ходовой конец талевого каната протянут через направляющий (оттяжной) ролик, к вычисленной длине каната необходимо добавить длину, равную высоте вышки плюс 10 м, т. е. (//в+Ю м).
Тогда
Тк=271+(28+10) =309 (принимаем 310 м).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗКИ НА КРЮКЕ ПРИ СПУСКЕ КОЛОННЫ В ИСКРИВЛЕННУЮ СКВАЖИНУ
Задача III.12. Определить нагрузку на крюке при спуске эксплуатационной колонны диаметром 146 мм с толщиной стенок труб (средней) 10 мм, в скважину на глубину 2900 м, если угол искривления ствола скважины равен 10°. '
Таблица III.2. Значения коэффициента ц трения металла о породу
Порода Состояние поверхности горной породы
сухая смоченная водой покрыта буровым раствором Рбр=1183—1320 кг/м» Т=25-30 “С
Глина жирная 0,14—0,18 0,08—0,12 0,08—0,09
Глина песчаная 0,25—0,28 0,20—0,25 0,18—0,22
Глинистый сланец 0,20—0,25 0,15—0,20 0,11—0,13
Мергель 0,20—0,27 0,18—0,25 0,20—0,24
Известняк 0,35—0,40 0,33—0,38 0,31—0,35
Доломит 0,38—0,42 0,36—0,40 0,34—0,38
Ангидрит Песчаник слабо сцементи- — 0,30—0,45 0,37—0,40
рованный 0,32—0,42 0,27—0,40 0,25—0,35
Зерна окатанные 0,22—0,34 0,20—0,30 0,17—0,25
Песчаник крепкий 0,43—0,48 0,43—0,45 0,40—0,43
Кварцит 0,45—0,48 0,48—0,50 0,42—0,44
Г ранит 0,47—0,55 0,46—0,53 0,45—0,50
Каменный уголь 0,38—0,42 0,33—0,36 0,30—0,33
37
Решение. Вес спускаемой колонны определяем по формуле (Ш.2)
Оэк = 335 • 2900 + 80 = 994700 Н = 994,7 кН.
Нагрузку на крюке при спуске колонны определим по формуле
Ркр—вз к cos ct (1 — ptga), (111.40)
где a — угол наклона ствола скважины к вертикали; ц — коэффициент трения металла труб о породу (табл. III.2).
Тогда
Ркр = 994,7 cos 10°(1—0,4 tg 10°) =994,7-0,9848(1—0,4-0,1763). = =910 кН.
ГЛАВА IV
РЕМОНТНО-ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
РЕМОНТ И ГЕРМЕТИЗАЦИЯ УСТЬЯ СКВАЖИН
Устьевое оборудование предназначено: для обвязки всех спущенных в скважину обсадных колонн с целью организации контроля за состоянием межтрубного пространства и при необходимости воздействия на возникающие в нем проявления; управления скважиной при возникновении осложнений; бурении второго ствола и промывки скважины от песчаной пробки газожидкостными смесями, пенами и продувкой воздухом; эксплуатации скважины существующими способами.
До начала работ по капитальному ремонту скважины необходимо обследовать ее устье и в случае неисправности отремонтировать его. Особенно это важно перед капитальным ремонтом газовой скважины, в которой давление в эксплуатационной колонне и на устье может быть значительным.
ИСПРАВЛЕНИЕ ДЕФЕКТОВ В КОЛОННЕ
Перед началом работ по исправлению дефекта колонны необходимо установить характер и причины, вызвавшие деформацию колонны (смятие, слом, трещина, пропуск в резьбовом соединении, отвод колонны), чтобы в дальнейшем предусмотреть проведение мероприятий по их устранению.
Смятия в обсадных колоннах после обследования и установления места и степени деформации исправляют с таким расчетом, чтобы спускаемые впоследствии в скважину инструменты проходили свободно.
Смятие колонны может быть различным и оценивается оно по изменению ее внутреннего диаметра. Если смятый участок колонны по длине равен одному — двум наружным ее диаметрам, а 38
Таблица IV. I. Осевая нагрузка на оправочный инструмент
Диаметр обсадной колонны, мм 114 127—146 168—191 219-299
Диаметр бурильных труб, мм 60 73 89 114
Осевая нагрузка на оправочный инструмент, кН 5—10 10—25 20—45 30—60
внутренний диаметр сузился до 0,85 его номинального значения, смятие считают Незначительным.
Смятия считают значительными, если длина смятого участка составляет три — двадцать диаметров колонны, а внутренний диаметр сузился до 0,8 и менее его номинального значения.
В зависимости от характера и длины смятой части применяют: оправочные долота, грушевидные и колонные конусные фрезеры. Исправление начинают инструментом, диаметр которого на 4— 5 мм больше минимального диаметра в смятой части колонны. После спуска инструмента до необходимой глубины начинают вращать его с помощью ротора при частоте 60—80 об/мин с одновременной промывкой скважины. Осевую нагрузку поддерживают согласно данным табл. IV. 1.
По мере расширения места смятия используют один за другим оправочный инструмент с последовательным увеличением диаметра на 5 мм. Выправленный участок изолируют от возможного проникновения посторонних вод и осыпания пород. Это достигается двумя способами:
1) нагнетанием под давлением через дефект в колонне тампонажного раствора;
2) установкой металлических гофрированных патрубков с помощью устройства «Дорн».
Если исправить дефект не удается, то при возможности спускают дополнительную колонну, или «летучку». •
Задача IV. 1. В скважину, имеющую эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, для установления места дефекта спустили конусную печать диаметром 140 мм. При ее спуске с глубины 1128 до 1130,5 м по индикатору веса были отмечены посадки инструмента. После подъема диаметр печати оказался равным 117 мм. Определить степень смятия колонны.
Решение. По технической документации находим толщину стенки эксплуатационной колонны на глубине 1128 м. Толщина стенки колонны б составила 10 мм. Из этого следует, что внутренний диаметр колонны равен 148 мм.
Степень смятия колонны определяем по формулам
n=l/D-, n = dnldb, 7 (IV. 1)
где I — длина деформированной части колонны, м (/=1130,5— —1128=2,5 м); D — наружный диаметр обсадной колонны, м;с/в— внутренний диаметр обсадной колонны, м; dn — диаметр печати после подъема, м.
39
Тогда
п=2,5/0,168= 14,9; zi=0,117/0,148=0,79, т. e. смятие значительное.
МЕТОД ОДНОВРЕМЕННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ И ЕЕ РЕМОНТА ЦИЛИНДРИЧЕСКИМИ ОБЕЧАЙКАМИ, ИЗГОТОВЛЕННЫМИ ИЗ ПОЛОСОВОЙ СТАЛИ И ДРУГИХ МАТЕРИАЛОВ
На рис. 10 показано устройство для ремонта обсадных колонн в период спуска в скважину при определении места негерметичности и установлении цилиндрической обечайки на внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны. Место негерметичности 14 определяют следующим образом. Устройство на НКТ спускают на глубину, примерно равную половине глубины скважины, и под давлением закачивают в нее жидкость. При перепаде внутреннего
Рис. 10. Устройство для ремонта обсадных колонн:
а — в период спуска в скважину, б — при определении места негерметичности обсадной колонны, в — при установке цилиндрической обечайки на внутренней поверхности негерметичной обсадной колонны; / —насосно-компрессорные. трубы (НКТ); 2— резиновые кольца; 3 — обечайка; 4 — резинометаллический уплотнительный элемент; 5 —обсадная колонна; 6 — посадочное седло; 7, 10 — резинотканевые уплотнительные элементы; 8, // — радиальные отверстия; 9— штуцер; 12— прямой клапан; 13—-металлический шар; 14— место негерметичности обсадной колонны
40
давления в НКТ, равном 1,5—2,0 МПа, элементы 7 и 10 уплотняются, перекрывая затрубное пространство. Если эксплуатацией ная колонна между уплотнительными элементами 7 и 10 герметична, тогда ее герметичность проверяют в интервале от устья до . уплотнительного элемента 7 путем закачивания жидкости в затрубное пространство. Если и этот интервал герметичен, то эксплуатационная колонна имеет дефект в интервале от уплотнительного элемента 10 до верхних отверстий фильтра. Методом последовательного исключения герметичных интервалов эксплуатационной колонны при осевых перемещениях колонны НКТ вниз или вверх определяют место негерметичности колонны. Если интервал негерметичности определен выше уплотнительного элемента 7, то определяют негерметичность между уплотнительными элементами 7 и 10, а затем с помощью уплотнительного элемента 7 находят точное его местонахождение.
Задача IV.2. После спуска НКТ в скважину место негерметичности эксплуатационной колонны оказалось между уплотнительными элементами 7 и 10, расстояние между которыми равно 1 — 37 м. Определить число осевых перемещений НКТ в скважине.
Решение. Точное место дефекта в колонне будет найдено после исключения герметичной части всего этого интервала, кроме участка, длина которого равна длине рабочей части уплотнительного элемента, где колонна герметична.
Число осевых перемещений НКТ в скважине определяем по формуле
1пТ~
п = (IV.2)
где /—расстояние между уплотнительными элементами, м-, /о— длина уплотнительного элемента, м (/0=1—5 м).
Т огда
ln(37/5) n ол / о.
п = — —2,89 (принимаем п = 3).
Задача IV.3. Для устранения негерметичности эксплуатационной колонны диаметром 146 мм и толщиной стенки 7 мм (dB = = 132 мм) применили устройство для установки цилиндрической обечайки на внутреннюю поверхность колонны.
Определить внутреннее давление в резинометаллическом уплотнительном элементе 4 (см. рис. 10), необходимое для определения конечного контактного давления между обечайкой и эксплуатационной колонной, равного р*к = 3 МПа.
Решение. После разгрузки обечайки (рвн—0) с учетом условия деформации обечайки и эксплуатационной колонны
|Доб| + |ЛПоб| = |Пт| —|АПТ| (IV.3)
определим необходимое внутреннее давление рвн в обечайке. Радиальное перемещение наружной ее поверхности при разгрузке
41
(рвн=0) выражается формулой
(IV-4)
а внутренней поверхности эксплуатационной колонны —
Ift I (Рт Рян|)(^/2) Г (D/2)5 + (rf'2)2 I 1 /rvr
1 I ~--------£-------- (D/2)’-(rfZ2)’ ' ' J ’ V
где (Ts — предел текучести материала обечайки, 70 Ila '-c-1; D— наружный диаметр эксплуатационной колонны (£>=146 мм); d— внутренний диаметр эксплуатационной колонны (с/=132 мм); Еов — модуль упругости материала обечайки, равный 1,2-10sМПа; Е— модуль упругости материала колонны, равный 2,1 -105 МПа; ц — коэффициент Пуассона, равный 0,3.
Разность между давлениями в обечайке рвн и pBHi равна контактному давлению р1( между обечайкой и эксплуатационной колонной. Если | Ut | > | Поб |, то контакт между обечайкой и эксплуатационной колонной сохранится после разгрузки обечайки. Под действием остаточного контактного давления рк между эксплуатационной колонной и обечайкой наружная поверхность последней получит дополнительное радиальное перемещение | А£70б| в предположении, что в процессе разгрузки текучесть материала обечайки не выходит за предел d / d \г к 2 ( 2 8*°б ]
hU°61 = е 17—V з* V] ’ (IV'6)
£°б 2 у у 2 8 об J |
где 6*об — толщина обечайки после деформации. (6*об=6,6 мм). При этом внутренняя поверхность эксплуатационной колонны не восстановится до первоначального состояния, которое она занимала до контакта с обечайкой, на величину радиального перемещения
Р • (IV.7)
Подставив численные значения в формулы (1V.4), (IV.6) и (IV.7), получим:
1^об| = -1?тиг-0’038 мм’
, . , 2-3.65(66 — 6,6) = п П1 ,
I Д^об|— 1,2- 10а[66® — (66 — 6,6)2] —О’®14 мм’
1 лг? । 3-66 /732 4- 662 , п о си
!Д^1 = -2ДТ(7зГТббг + 0.3^0,01 мм.
Подставляя полученные значения в выражение (IV.3), получим: 0,038+0,014=(/т—0,01, откуда (+ = 0,062 мм. Расчеты по-42
казывают, что радиального перемещения обечайки практически не происходит.
При деформации обечайки до контакта с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны максимальное внутреннее давление рВН1 несколько уменьшится по сравнению с максимальным внутренним давлением рвпо, при котором обечайка находится в предельном состоянии равновесия, когда дальнейшее увеличение давления невозможно до достижения ее контакта с эксплуатационной колонной и составит
п ____ °s (Фло/2)г + 2с ....
Ан. — 2 1П (аю/2)‘ + 2с ’
где 2<7 = (eZ/2)2 — (<О72)2;
dH о — наружный диаметр обечайки (</но=126 мм); dBQ— внутренний диаметр обечайки (dBQ = 112 мм).
70 , 63а + (66а —63а) ' и /’mu 2 In 56“ + (бба — 63a) —7,5 МПа.
Подставляя полученные данные в формулу (IV.5), определим внутреннее давление в резинометаллическом уплотнении:
Л лдо__ (Рнн — 7,5)66 /73а -|- об2 in о \
U,U02 — 2,1-Ю5 ^73а — 66а
рвн = 26,7 МПа.
Таким образом, при создании внутреннего давления в резинометаллическом уплотнительном элементе, равного или более 26,7 МПа, после разгрузки обечайки (рви = 0) контактное давление между обечайкой и эксплуатационной колонной составит р*к^3 МПа.
Задача IV.4. Определить конечное контактное давление рк между обечайкой и эксплуатационной колонной диаметром 168 мм с толщиной стенки 8 мм при внутреннем давлении в резинометаллическом уплотнении рвн=30 МПа. Наружный диаметр обечайки dHO=144 мм, внутренний 130 мм, толщина обечайки после деформации 6*об = 6,2 мм.
Решение. Радиальное перемещение наружной поверхности обечайки при ее разгрузке определим по формуле (IV.4) 1^1= тгт^=0'044 мм-
а на внутренней поверхности эксплуатационной колонны — по формуле (IV.5), для чего предварительно определим максимальное внутреннее давление рвп\ по формуле (IV.8):
70 . 72а + (76а — 72а) й л
Лн! — 2 I*1 65a + (76а — 72а) —6,4 МПа.
Тогда
,гг , (30 —6,4)76 /84а + 76s I п о \ OOQO
1^1= —27.:ioa + 0’3 >0’089 ММ-
43
Подставив численные значения в уравнение (IV.3), получим 0,044+1\Uo61 = 0,089— | Д(/т |, после чего определим конечное контактное давление р*к между обечайкой и эксплуатационной колонной. Для этого уравнение представим в явном виде: "
-0,045 = 0.
Подставив численные значения, получим: 2-р*к 76(76 — 6,2)2
1,2.106 [762 — (76 —6,2)2
0,007р*к+0,004р*к=0,045,
откуда р*к=4,1 МПа.
_ , Р**76 Г / 842 + 768 , о +1 - О 045 - 0
J + 2,1-10* s ( 842 — 762 U.U40—U,
РАСЧЕТ НАТЯЖЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
В процессе эксплуатации и ремонта скважин обсадная колонна перетерпевает разнохарактерные дополнительные напряжения от влияния температуры и давления, нередко колеблющиеся в значительных пределах.
На эксплуатационную колонну влияет усилие, с которым она была натянута при обвязке устья скважины. Натяжение колонны следует производить с таким расчетом, чтобы дополнительные напряжения, возникающие в результате изменения температуры и давления в колонне, не ухудшали условий работы обсадных труб.
С ростом глубин скважин повышается температура горных пород и увеличивается влияние температуры на обсадные колонны. При фонтанировании скважины жидкостью или газом с высокой температурой нагрев колонны распространяется по всей ее длине. В процессе эксплуатации это может привести к деформации колонны вследствие возникновения осевых сжимающих сил, особенно на участке, расположенном над зацементированной частью. При этом деформация колонны уменьшается в направлении к устью скважины.
Понижение температуры колонны вследствие нагнетания в пласт большого количества жидкости низкой температуры, а также при промывке, продолжительном глушении и освоении скважин может привести к противоположному явлению — эксплуатационная колонна будет подвергаться воздействию дополнительных растягивающих сил.
Другим фактором, влияющим на напряженное состояние колонны, является изменение давления, действующего на колонну в процессе цементирования, эксплуатации, гидроразрыва и др. Эти изменения создают дополнительные осевые, а при искривлении Труб — изгибающие напряжения. Следовательно, изменение усло-44
Таблица IV.2. Данные об эксплуатационной колонне
Номер секции Интервал спуска колонны, и Диаметр н толщина етеикн трубы, мм Длина секции, м Вес секций, кН
I 3400—2800 168X11 600 251,0
II 2800—2100 168ХЮ 700 279,3
ш 2100—750 168X9 1350 488,7
IV 750—0 168ХИ 750 32 5,3
вий работы обсадной колонны в зависимости от температуры и давления приводит к изменению напряженного состояния колонны.
Натяжение колонны должно быть таким, чтобы исключалась возможность искривления ее в результате потери устойчивости под влиянием температуры и давления.
Задача IV.5. В эксплуатационной колонне диаметром 168мм был обнаружен дефект на глубине 1720 м. Отвинчиванием извлекли колонну ниже дефекта, заменили негодную трубу и вновь соединили с оставшимся концом на глубине 1800 м.
Определить натяжение эксплуатационной колонны при оборудовании устья в фонтанирующей скважине при следующих условиях: глубина скважины L=3400 м; расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора /=2100 м; плотность бурового раствора рбР=1380 кг/м3; плотность жидкости в колонне рж= = 860 кг/м3; температура на забое /3аб = 85°С; температура жидкости /3=50°С; давление на устье скважины ру=25,5 МПа; эксплуатационная колонна состоит из четырех секций, трубы из стали группы прочности К.
Счет секций ведется снизу вверх. Интервал спуска, диаметр и толщина стенки колонны приведены в табл. IV.2.
Решение. Натяжение <2Н эксплуатационной колонны находят из условия: QH>Q. -
QH^+^+0,3 W2-0,0545/ (D2ps р—^2рж)Я. (IV.9)
где Q — вес незацементированной части эксплуатационной колонны, кН; Pt — осевое усилие, возникающее вследствие температурных изменений, кН; ру — внутреннее давление на устье скважины при эксплуатации, Па; / — длина незацементированной части эксплуатационной колонны, м; Dud — соответственно наружный и внутренний диаметр эксплуатационной колонны, см.
Вес незацементированной части эксплуатационной колонны (см. табл. IV.2)
Q==Q1V+QIII=326,3-t-488,7=81.5 кН.
Осевое усилие, возникающее вследствие температурных изменений, определим по формуле
Pt=aEFM, (IV. 10)
где а — коэффициент линейного расширения, 1/°C; // — модуль упругости материала труб, Па; F— средняя площадь сечения ко-
45
лоины, м2; — средняя температура нагрева (охлаждения) ко-
лонны, °C.
Так как эксплуатационная колонна состоит из отдельных четырех секций, различающихся толщиной стенки труб, то для F следует принимать среднее значение, определяемое из выражения
F,l, 4-Аг/п+ ... + F„!„
F= / 4. 1 "Л- (IV.П)
где Fi, Fn, ..Fn — площадь поперечного сечения труб каждой секции колонны, см2; Ц, 1ц, ..., 1п — длины секций незацементи-рованной части колонны, м.
г, 45-1350 + 54,2-750 ,Q 0 2
1350 + 750 " СМ -
Средний внутренний диаметр d, соответствующий площади F—48,3 см2, составит 14,8 см.
Среднюю температуру нагрева колонны определим из зависимости (11.32) и рис. 7. Примем /1=15°С.
+ (С- ^=-Л=15 + (85 - 15) g^=58 °C,
/IV = *ш +('заб -1ш) V=50 + (85 - 5°) ~ЖГ=72 °С-
Тогда
Д^= (50-15) + (72^5 8)=24 5ос .
Соответственно:
/’/ = 12 • 10-6-2,1 • 105-0,00483-24,5=0,2982 МН = 298,2 кН,
0,31pyd2 = 0,31-2550-14,82 = 173,2 кН,
0,0545/(02рб р-d2P)K}g=0,0545-2100(16,82-1,38—
—14,82-0,86)9,81 =225,7 кН.
Подставив численные значения в выражение (IV.9), получим: из первого условия QH=815 кН; из второго условия Qu= 1060,7 кН, что больше Q. Следовательно, принимаем натяжение эксплуатационной колонны равным 1060,7 кН.
Учитывая, что вновь спущенная эксплуатационная колонна была соединена с оставшимся концом на глубине 1800 м и при этом возможно неполное завинчивание резьбового соединения, необходимо уменьшить натяжение колонны на Д’:
Q'a=KQH, (IV.12)
где К — коэффициент, учитывающий неполноту завинчивания резьбы обсадных труб (7(=0,92—0,98).
Тогда
Q'H = 0,96-1060,7= 1018,2 кН.
46
Определив натяжение, необходимо проверить прочность колонны исходя из условия ее работы в процессе освоения и эксплуатации. В процессе эксплуатации скважины влияние температуры и давления приводит к изменению натяжения.
Колонна будет удовлетворять требованиям' прочности при соблюдении следующих условий:
о'н-<Эо<и
О2 —
р5]
(IV. 13)
где (рв)/0 — внутреннее избыточное давление на глубине 10, МПа; Qo — вес колонны в пределах от устья до рассматриваемого сечения, кН; 1й—расстояние от устья до рассматриваемого сечения, м; [Р] — допускаемая осевая нагрузка, кН; Рр — осевое растягивающее усилие, возникающее в колонне в результате воздействия внутреннего избыточного давления в процессе эксплуатации, кН; [о] —допускаемое напряжение, МПа.
Pp = 0,47Pd2, (IV.14)
где Рр — осевое усилие, возникающее в колонне в результате воздействия внешнего и внутреннего гидростатических давлений жидкости:
Рр = 0,0235/ (D2рб р-Л2рж) g. (IV. 15)
В некоторых случаях для увеличения запаса прочности колонны значение Р/ (при нагреве) в первом условии (IV.13) не учитывают. Подставив цифровые значения в формулы (IV.14) и (IV. 15), получим:
РР=0,47-2550- 14,82=262520Н=262,5 кН,
Рр = 0,0235-2100( 16,82-1,38—14,82-0,86)9,81=97,3 кН.
Проверим прочность колонны в процессе эксплуатации скважины, натянутой с усилием Q'H= 1018,2 кН. Для верхнего сечения трубы, расположенной у устья скважины, прочность определим из выражения (IV.13) при Q0 = 0. Для увеличения запаса прочности расчет произведем без учета влияния Р(.
. Из первого условия (IV.13) имеем:
Q'hH-Pp—Рр= 1018,24-262,5—97,3= 1183,4 кН.
Тогда коэффициент запаса прочности, учитывая, что P=QCTf/n, будет равен
что достаточно.
Из второго условия:
n==QCTP/Q'H= 1820/1018,2=1,79.
47
Из третьего условия:
(£>2 — d*)a (16,82 — 14,82 ) 50000 9(0
2Р£>2 — 2-2550-16,82 ~ ~’1У
Проверим условие прочности для верхней трубы третьей секции. Коэффициент запаса прочности из первого условия:
Сстр
п = Q'a~Qo + Pv~Pv ’
где
Оо=+Д=435-750=326,3 кН.
Тогда
1440 1440 .
П ~~ 1018,2 — 326,3 + 262,5 — 97,3 —857,1 —1’06-
Из второго условия:
<2егр _ 1440 _Т440 __9П8
— Qo 1018,2 — 326,3 691,9 2,U6
По приведенным выражениям можно определить натяжение и найти условие прочности для одноразмерной колонны.
Для двухразмерной колонны натяжение находят из условия
Q'h^Q.
Q'h^Q+Л—Pp+-Pp+0,78Pd2i—0,078/(П21рбр—^21Рж)^, (iv.16)
где
^i + W„
‘ + LiiFi
(IV.17)
р __ 0,0235 IW^p-dWWl + ^n) (РгпРбр - </цРж)]й
(IV.18)
где Di и Dh — соответственно наружный диаметр нижней и верхней секций колонны, см; di и du — внутренний диаметр секций колонны, см; Li и Lu— длина секций колонны, м; Fi и Fu— средняя площадь сечения труб двух секций, см2.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ НА РАБОТУ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Задача IV.6. Определить среднюю температуру нагрева эксплуатационной колонны диаметром 168 мм с толщиной стенки 11 мм, при которой произойдет ее искривление в результате потери устойчивости.
Решение. Наименьшую критическую нагрузку, при которой произойдет искривление эксплуатационной колонны, определяем по формуле
/^ = 3,41 J/W.
(IV.19)
48
(IV. 20)
где q — вес 1 см обсадной колонны с учетом веса муфты, Н.
Ркр = 3,41 J/2,1 • Ю7-1677-4,352 = 29 786Н= 29,8 кН.
Для эксплуатационной колонны, жестко закрепленной у устья скважины, из формулы (IV. 10) найдем:
д/ -- Ркр —_______29786_____—20 2 °C
12-10-6-2,1 1О’-54,3 ’
Тогда длину колонны, соответствующей этой нагрузке, определим по формуле 4р^ю,зуВД, /,^10,3/2,1 -107-1677/4,35 =200 м, т. е.
на участке 200 м эксплуатационная колонна будет подвергнута деформации.
Задача IV.7. Используя данные задачи IV.5, определить внутреннее давление, при котором произойдет потеря устойчивости эксплуатационной колонны диаметром 168 мм.
Решение, Критическое значение внутреннего давления (при Рп=0 и Д/=0) определяем по формуле
^V-бдЫ3’41 /W + 0,0545/ (П2рбр-г/2Рж)^. (IV.21)
Подставив численные значения задачи IV.5 в формулу (IV.21), получим:
(РВК = -о;з1-14,82 I3-41 ^2’1 Ю’-1552-3,99= + 0.0545-2100Х
X (16.82-1,38 - 14,82 • 0,86) 9,81] = 3722 Н/см2 = 37,2 МПа.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЛИНЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Задача IV.8. Определить удлинение эксплуатационной колонны диаметром 146 мм в результате растяжения под действием собственного веса, если толщина стенки труб равна 10 мм, глубина спуска колонны 2900 м.
Решение. Вес эксплуатационной колонны определяем по формуле (III.3)
Q = 335• 2900 -К- 80 = 994700 Н = 994,7 кН.
Определим площадь сечения трубы
F = -J- (О2Н - </2в) = 0,785 (14,62 - 12,62)= 42,7 см2.
Удлинение эксплуатационной колонны определяем по формуле
M=QL/EF. (IV.22)
Подставляя численные значения в формулу (IV.22), получим? 994700-290000 ооо о оо
Д/7=Г Xi-• Ю7-42/7 =322 см = 3,22 М.
4—3344
49
РАСЧЕТ УСТАНОВКИ ПАКЕРОВ И ЯКОРЕЙ
Пакеры — специальные устройства, предназначенные для разобщения отдельных интервалов колонны.
Пакеры широко применяют при различных ремонтных, изоляционных работах, осуществлении мероприятий по воздействию на призабойную зону скважин, а также при совместно-раздельной эксплуатации скважин.
По способу установки в колонне различают пакеры с опорой и без опоры на забой, а по способу создания давления (силы) на
Таблица IV.3. Техническая характеристика пакеров ПНМШ, ПНГК и ПНГС
Показатели а g Г1НМШ-168-50 ПНМШ-219-30 ПНГК-146-50 ПНГК-168-50 ПНГС-146-50 00 О X с
Условный диаметр обсадной колонны, мм 146 168 219 143 ' 168 146 168
Максимальный перепад давления, МПа 50 50 30 50 50 50 50
Способ управления работой пакера Механический, Гидравличе- Гидра в- Самоуп-
шлипсовый ский с кла- лический лотняю-
Диаметр пакера, мм: по манжетам 118 138 192 на? 118 ом 138 118 щийся 138
по пр\’жинам 142 166 250 — — 142 166
Присоединительная резьба под трубы диаметром, мм 73 89 114 73 89 73 89
Длина, мм 1370 1390 1650 980 1030 850 ' 900
Масса, кг 39 62 104 38 52 46 58
Таблица IV.4. Техническая характеристика пакеров ППГМ1
Показатели ППГ1М-П4-16 ППГМ1-122-16 ППГМ1 133-16 ППГМ1-142-16
Условный диаметр обсадной колонны, мм 146 146 168 168
Максимальный перепад давления, МПа 16 16 16 16
Максимальная температура рабочей среды, °C 150 150 150 150
Присоединительная резьба под трубы диаметром, мм 73 73 89 89
Габаритные размеры, мм: наружный диаметр 114 122 133 142
диаметр канала 62 62 76 76
длина канала 1655 1655 1880 1880
Масса, кг 43 47 63 70
50
Таблица IV.5. Техническая характеристика пакеров ПВ-М, ПВ-М-Г и якорей ЯГ и ЯГМ
Шифр пакеров и якорей Максимальная температура рабочей среды, •С Максимальный перепад давления, МПа Диаметр, мм Длина, мм Масса, кг
наружный проходного отаёрс тия
ПВ-М-118-50 118 48 790 24
ПВ-М-] 22-50 100 50 122
ПВ-М-13'5-50 136 59 840
ПВ-М-140-50 140 33
ПВ-М-К118-50 118 790 -24
ПВ-М-К112-50 122
ПВ-М-К-133-50 150 50 135
ПВ-М-К140-50 140 840 33
ПВ-М-Г-122-14 122 48 930 27
ПВ-М-Г-140-14 . 325 14 140 59 1030 35
ЯГ-118-50 118 . 52 32
ЯГ-138-50 150 5.0 138 70 оии 40
ЯГМ-118-35 118 48 26
ЯГМ-136-35 135 59 39
ЯГМ-К118-35 150 35 118 48 26
ЯГМ--К135-35 135 59 39
уплотнительный элемент — механического и гидравлического действия.
Я кори предназначены для удержания пакеров на месте установки от смещения вверх при ремонтных работах по воздействикэ на пласт. Технические характеристики наиболее часто применяемых типов пакеров и якорей приведены в табл. IV.3—IV.6.
Перед спуском пакера в скважину необходимо определить подпакерное давление. Если оно будет меньше ожидаемого давления при производстве ремонтных работ, тогда непосредственно над пакером необходимо установить якорь.
Задача IV. 9. Произвести расчет возможного давления при установке пакера на глубине 3000 м (рис. II), спускаемого на
Таблица IV,6. Техническая характеристика якорей
Показатели ЯПГ-146-50 ЯПГ-168-50 ЯПГ-219-30
Условный диаметр обсадной колонны, мм 146 168 219
Допустимый перепад давления (не более), МПа 50 50 30
Воспринимаемое усилие при допустимом перепаде давления, кН 900 1200 1200
Число плашек 12 16 18
Наибольший диаметр при опущенных плашках, мм 118 135 185
Длина, мм 810 904 1014
Масса, кг 33 43 90
4* 58
НКТ диаметром 89 мм при следующих условиях: диаметр эксплуатационной колонны £)н=146 мм; толщина стенок труб 6 = 10 мм; пластовое давление рпл = 20 МПа; высота столба жидкости над пакером Я2=2000 м, скважина заполнена водой.
Решение. Максимально возможное давление, при котором пакер будет находиться в равновесии, определяем по формуле
п _ 40G + Kg[//,p,(^H-rf%)-//ap2(g°„-^H)]
ЮлОав • ’ (IV.20)
где G — вес НКТ, Н; Hi — глубина спуска пакера (/Л = 3000 м); pi и ра — соответственно плотность жидкости в трубах и затрубном пространстве; так как скважина заполнена водой, то pi = р2 = = 1000 кг/м3; DB — внутренний диаметр эксплуатационной колонны (£)в = 0,126 м); dK = 0,089 м; dB=0,076 м (соответственно наружный и внутренний диаметры НКТ).
Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (IV-23), получаем:
40-4101 • 102 + 3,14-9,81 [3000-1000 ( 0,0892 — 0.0762) — — 2000-1000(0,1262 — 0,0892)]
1О’-3,14-0,1262
32,2 МПа.
Так как полученное значение давления больше, чем пластовое, то пакер следует спускать без якоря.
Задача IV. 10. Произвести расчет установки пакера, спускаемого на НКТ диаметром dH=73 мм на глубину Н\ —1800 м для проведения гидравлического разрыва пласта при следующих данных: диаметр эксплуатационной колонны Da= 146 мм; высота столба жидкости над пакером 772 = 1800 м; ожидаемое давление разрыва 30 МПа; плотность жидкости разрыва рг= = 900 кг/м3; скорость нисходящего потока жидкости в трубах оп=2,97 м/с (берется по графику, приведенному на рис. 26); коэффициент трения при движении жидкости в трубах Z=0,035 (см. данные, приведенные на стр. 96); внутренний диаметр НКТ dB = 0,062 м.
Решение. Давление, при котором пакер будет находиться в равновесии с учетом потери напора при движении жидкости в НКТ, определяем по
Рис. II. Схема установки пакера в скажине
52
формуле
___ 4G I Х^2Ьгн°1 ^.Р,ЯДОгн-^в) I ''Л°2Йтс(Огн — ^гн) /тv 94ч Р~~ r.D2a ' 2J„ “" 40 "Т" 40 ' UV.z^tj
Подставляя числовые значения величин, входящих в формулу (IV.24), получим:
__ 4-94,6 1800 .0,035-1800-2,972-1000
Р ~~ 3,14-0, 1262 "I- 2-0,062
1800-1000-9,81 3,14/0,073® — 0,0622) , 40 "Г"
+ IS0Q-900.9,81 3,14(0,156г~0,073а) =|82482|5н/м-18,25 мПа.
Полученное значение давления, при котором пакер должен находиться в равновесии, оказалось меньше, чем ожидаемое давление разрыва. Поэтому необходимо вместе с пакером спустить якорь. Для подбора якоря определим усилие бя, необходимое для удержания пакера в равновесии. Для этого воспользуемся уравнением (IV.23), преобразовав его и представив в следующем виде: Ся-РЛ^-^-(^-^в) + Рраз^ -ат + р2^ (IV.25)
где От — сила трения пакера о стенки обсадной колонны (принимается в пределах 13-103—17-103 Н).
Принимаем <гт= 15-103 Н.
Подставив численные значения величин, входящих в формулу (IV.25), будем иметь
• 1000-1800-9,813,14(0,1462— 0,Об2) . 30-10s-3,14-0,1462 ,
с?я— ' — т 4
+ 15-103 - 900 1800'3’14'(0’1462~ °’07эг) =559736 Н 0,56 МН.
Таким образом выбираем тип якоря, удерживающее усилие которого равно 0,56 МН.
ГЛАВА V
ИЗОЛЯЦИОННЫЕ И ВОЗВРАТНЫЕ РАБОТЫ
Работы, связанные с цементированием скважин, встречаются почти при всех видах капитального ремонта скважин. При этом применяют различные тампонажные материалы.
НЕКОТОРЫЕ ДАННЫЕ О ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛАХ
Тампонажные материалы предназначены для осуществления работ по изоляции притоков вод, креплению скважин (цементиро-53
ванкю колонн) и пород в призабойной зоне, созданию искусственных забоев, ремонту колонн и производству других операций. В зависимости от вяжущей основы они делятся на: тампонажные цементы на основе портландцемента; тампонажные цементы на основе доменных шлаков; известково-песчаные смеси; прочие цементы (гипсовые, белитовые, на основе природных минералов и горных пород и т. п.); тампонажные крепители на полимерной основе.
В зависимости от добавок (наполнителей), цементы подразделяются на: песчаные, волокнистые, пуццолановые, трепельные, гель-цементы, гематито-магнетитовые, шлаковые, перлитовые и др.
В зависимости от температурных условий скважины различают три класса цементов: для «холодных» скважин (ХЦ) с температурой испытания 22+2 °C; «горячих» скважин (ГЦ) с температурой испытания 75±3°С; глубоких высокотемпературных скважин (ВЦ), которые в свою очередь подразделяются на несколько групп с температурой испытания до 100, 120, 170 и 200 °C.
По роду жидкости затворения различают следующие тампонажные растворы: водные, водоэмульсионные (водонефтяные) и нефтецементные. По времени начала схватывания эти растворы делятся на: быстро схватывающиеся (менее 40 мин); ускоренно схватывающиеся (40 мин — 1 ч 20 мин); нормально схватывающиеся (Гч 20 мин—2 ч); медленно схватывающиеся (более 2 ч). По плотности (в г/см3) они подразделяются на легкие (до 1,30); облегченные (1,30—1,65); нормальные (1,65—1,90); утяжеленные (1,90—2,20); тяжелые (свыше 2,20).
Плотность некоторых видов тампонажных цементов и раствора приведена в табл. V.I.
Для цементирования скважин применяют следующие тампонажные материалы.
1. Облегченные цементы для получения раствора плотностью 1,40—1,60 г/см3 на базе тампонажного цемента для «холодных» и «горячих» скважин по ГОСТ 1581 — 78, а также на основе шлакопесчаной смеси (для температур 90—140 °C). В качестве облегчающего компонента рекомендуется использовать глины (глинопорошки) или активные гидравлические добавки (пемзу, диатомит, трепел, опоку и Др.).
Таблица V.I. Плотность тампонажных цементов и раствора
Цемент Плотность сухого цемента, г/см3 Жидкостно-цементное отношение Плотность тампонажного раствора, г/см*
ХЦ 3,10—3,15 0,5 1,80—1,86
ГЦ 3,10—3,15 0,5 1,80—1,90
УПГ-1 3,5 0,35 2,06—2,15
УПГ-2 3,7 0,32 2,16—2,30
УШЦ-1-120 3,4 0,35 2,06—2,15
УШЦ-2-120 3,6 0,32 2,16—2,30
ШПЦС-120 2,8 0,45 1,80—1,83
54
2. Утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2,15 г/см3 на базе тампонажного цемента по ГОСТ 1581—78 для «холодных» и «горячих» скважин. В качестве утяжеляющих добавок используют барит, магнетит и другие утяжелители.
3. Термостойкие шлакопесчаные цементы для цементирования скважин при температурах: а) 90—140 °C; б) 140—180 °C.
4. Низкогигроскопические цементы.
Назначение, способы цементирования и технологические процессы проведения операций весьма разнообразны, их следует выбирать в зависимости от результатов обследования колонн, исследования скважин, выявления причин обводнения, текущего технического состояния и геологических условий скважины, с учетом целей проведения мероприятия.
Технологические процессы цементирования скважин осуществляются под давлением и без давления.
РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Перед. началом цементирования скважины необходимо определить следующие данные: количество потребного сухого тампонажного материала, т; количество жидкости для приготовления тампонажного раствора, м3; объем жидкости для продавливания тампонажного раствора в' пласт или за колонну, м3; давление в конце продавливания тампонажного раствора, МПа; число и тип цементировочных агрегатов.
Для расчета процесса цементирования скважины необходимо иметь следующие данные: глубину скважины и интервал перфорации; диаметр эксплуатационной колонны и высоту подъема цемента за ней; технические данные об эксплуатационной колонне; пластовое давление разрабатываемой залежи или водоносного объекта; характер притока и место поступления воды в скважину; приемистость скважины; обратную отдачу; температуру на забое; диаметр колонны заливочных (цементировочных) труб; глубину их спуска.
В этой главе приведены расчеты, таблицы и номограммы, позволяющие сравнительно легко определить необходимые данные для проведения цементировочных работ.
Таблица V.2. Потребное количество цемента для приготовления 1 м3 раствора
Жидкостно-цементное отношение Плотность цементного раствора, г/см3 Количество цемента, потребное для приготовления 1 № цементного раствора, т Объем цементного раствора, приготовленного из 1 т цемента, м3
0,40 1,96 1,39 0,720
0,45 1,90 1,31 0,763
0,50 1,86 1,23 0,813
55
Таблица V.3. Высота заполнения йнутреннего пространства НКТ и обсадной колонны тампонажным раствором, м
Диаметр труб, мм 48 60 73 89 102 114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299
Высота подъёма 1 м* раствора в трубах 952 493 316 220 161 123 107 86 78 57 50 41 32 25 20 16
Таблица V.4. Расход сухого тампонажного цемента для заполнения тампонажным раствором 1 м внутреннего пространства обсадной колонны
Диаметр обсадной колонны, мм 114 127 140 146 168 178 194 219 245 273 299
Расход сухого тампонажного цемента, т 0,010 0,012 0,050 0,016 0,022 0,025 0,031 0,040 0,051 0,0G4 0,076
С помощью табл. V.2—V.7 можно определить потребное количество тампонажного материала для создания цементного стакана необходимой высоты в колоннах различных диаметров, рассчитать объемы колонн заливочных труб и затрубного пространства между обсадными и заливочными трубами различных диаметров и т. д.
Табл. V.3.—V.7. составлены при жидкостно-цементном отношении, равном 0,5.
Для облегчения подсчетов приведены номограммы, с помощью которых можно определить: объем внутреннего пространства обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб; высоту подъема 1 м3 тампонажной смеси и раствора, приготовленного из 1 т цемента, в заливочных трубах, в обсадной колонне и в затрубном пространстве; расход тампонажного цемента для заполнения тампонажным раствором 1 м внутреннего пространства колонн и объем продавочной жидкости.
Таблица V.5. Теоретический объем внутреннего пространства 1 м обсадных труб в зависимости от толщины их стенок, м3
Диаметр Толщин а стенки грубы, мм
обсадной трубы, мм 6 6,5 1 8 9 10 ч 12 14
114 0,0082 0,0078 0,0075 0,0072
127 0,0103 0,0101 0,0097 0,0093
140 0,0131 0,0127 0,0123 0,0119 0,0115 0,0112
146 0,0141 0,0137 0,0133 0,0129 0,0125 0,0121
168 0,0191 0,0186 0,0181 0,0177 0,0172 0,0167 0,0163 0,0154
178 0 0211 0,0206 0,0201 0,0196 0,0192 0,0185 0,0176
194 0,0254 0,0249 0,0243 0,0238 0,0227 0,0216
219 0,0332 0,0324 0,0317 0,0311 0,0305 0,0298
245 0,0419 0,0412 0,0405 0,0397 0,0389 0,0383 0,0368
273 0,0526 0,0518 0,0511 0 ,0502 0,0495
299 • 0,0628 0,0619 0,0612 0,0603 0,0594
56
Таблица V.6. Площадь кольцевого сечения между колоннами
Диаметры обсадных труб, мм Площадь кольцевого сечения, м> Диаметры обсадных труб, мм Площадь кольцевого сечения, м» Диаметры обсадных труб, мм Площадь коль-. цёвого сечения, м«
377—273 0,0412 273—194 0,0207 245—114 0,0295
377—219 0,0318 273—178 0,0254 219—168 0,0090
324—245 0,0258 273—168 0,0282 219—143 0,0142
324—219 0,0353 273—146 0,0336 219—140 0,0157
324—194 0,0446 273—140 0,0349 219—127 0,0186
324—168 0,0506 273—127 0,0375 219—114 0,0209
299—219 0,0235 273—114 0,0401 194—140 0,0079
299—194 0,0316 245—178 0,0149 194—127 0,0104
299-178 0,0362 245—168 0,0176 194—114 0,0131
299—168 0,0391 245—146 0,0231 178—127 0,0073
299—146 0,0444 245—140 0,0244 178—114 0,0099
273—219 0,0127 245—127 0,0268 168—114 0,0075
Пример пользования номограммой (рис. 12). В скважину спущена комбинированная колонна заливочных труб на глубину 1850 м (НКТ диаметром 73 мм, длиной 850 м; диаметром 89 мм, длиной 600 м; диаметром 114 мм, длиной 400 м).
Чтобы получить .объем всей колонны заливочных труб, необходимо раздельно определить объемы каждой секции труб, а затем суммировать их. Для определения объема 73-мм труб на шкале I находим точку с отметкой 73. Приложив к ней линейку и вращая, ее в плоскости чертежа, находим на шкале Ill точку с отметкой 850 м. По прямой, соединяющей точки, расположенные па шкалах I и III, в точке пересечения со шкалой // определяем объем колонны труб диаметром 73 мм, который равен 2,6 м3. Аналогичным образом определяем объем колонны 89-мм труб длиной 600 м. В нашем случае он равен 2,7 м3. Для труб диаметром 114 мм и длиной 400 м 1/=3,1 и3.
Таким образом, общий объем комбинированной колонны заливочных труб длиной 1850 м будет равен сумме всех объемов, т. е. К=2,6+2,7 + 3,1 =8,4 м3.
По этой же номограмме можно определить 'высоту заполнения внутреннего пространства трубы тампонажным раствором. Для этого от шкалы /V, па которой указаны диаметры НКТ следует провести горизонтальную линию влево до пересечения со шкалой III. Так, 1 м3 тампонажного раствора заполнит колонну НКТ диаметром 73 мм, высотой 316 м; диаметром 89 мм, высотой
Т аблица V.7
Глуби- Диаметр обсадной колонны, мм
на, м 146 | 168 | 21J | 273
Диаметр заливочных труб, мм
| 60 | 73 | 73 | 89 | 114 | 73 | 89 | 114 | 73 | 89 | 114
Высота подъема 1 м3 тампонажного раствора в затрубном пространстве, м | 103,7| 120,2| 76,8 | 90,9 | 143,7| 37,1 | 40,2 | 48,0 | 21,9 | 22,9 | 25,2
Объем затрубного пространства, м3
50 0,482 0,413 0,651 0,550 0,347 1,345 1,229 1,042 2,286 2,185 1,982
100 0,964 0,832 1,302 1,100 0,695 2,622 2,490 2,085 4,572 4,370 3,965
500 4,820 4,160 6,510 5,500 3,475 13,460 12,290 10,425 22,860 21,850 19,820
1000 9,640 8,320 13,020 11,000 6,950 26,220 24,900 20,851 45,720 43,700 39,650
57
Рис. 12. Номограмма для определения объема продавочной жидкости и высоты подъема 1 м3 тампонажного раствора внутри И КТ
220 м и т. п. Проведя горизонтальную линию вправо от шкалы IV до пересечения со шкалой V, можно определить объем 1 м внутреннего пространства НКТ различных диаметров.
Внутренний объем колонн обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб можно определить по номограмме, приведенной на рис. 13. Для этого необходимо на осн абсцисс найти точку с отметкой, соответствующей длине спускаемой колонны труб, и восставить от нее перпендикуляр до пересечения с прямой соответствующего диаметра труб. Затем от точки пересечения провести горизонтальную линию до пересечения с осью ординат, на которой приведены соответствующие объемы продавочной жидкости.
Высоту подъема тампонажного раствора в колонне и в затрубном пространстве можно определить по номограмме, приведенной на рис. 14.
Пример пользования номограммой. Пусть в скважину, имеющую эксплуатационную колонну диаметром 146 мм, спущены НКТ диаметром 73 мм. Необходимо определить высоту подъема 1 м3 тампонажного раствора в затрубном пространстве. Для этого на шкале 7 (см. рис. 14) находим точку с отметкой 146. Приложив линейку к этой точке и проведя прямую через точку с отметкой 73, расположенной на прямой А до пересечения со шкалой II, находим 58
Рис. 13. Номограмма для определения объемов колонны обсадных, бурильных и насоснокомпрессорных труб
высоту подъема 1 м3 тампонажного раствора в затрубном пространстве. В данном случае высота подъема составляет 120 м. Аналогичным образом, проведя прямые через точки, расположенные на прямой Б, определяем высоту подъема тампонажного раствора в затрубном просцранстве, приготовленного из 1 т цемента или смеси. Так, если в 168-мм эксплуатационную колонну спущена колонна заливочных труб диаметром 89 мм, то при закачке 1 т тампонажного раствора высота подъема его в затрубном пространстве составит 76 м.
В ряде случаев при ремонтных и возвратных работах требуется определить количество цемента, необходимого для установки искусственного забоя (цементного стакана) заданной высоты в колоннах различного диаметра. С этой целью от шкалы III, на которой указаны диаметры обсадных труб, следует провести горизонтальную линию вправо до пересечения со шкалой IV, по которой определяют требуемый расход цемента (т) для заполнения 1 м внутреннего пространства трубы. Продолжив эту линию до пересечения со шкалой V, можно определить объем 1 м внутреннего пространства обсадных труб. Так, объем 1 м внутреннего пространства эксплуатационной колонны диаметром
59
220
270
200
/ВО
*
ла
273
оою-
пч -
00078
273
00033
00/2 ~
/27 -.
704
00
ВО
/68
70
- ВО
- so
40
745
- 30
740
-1го
0076 -
70
О
727
790
780
168 ->
778
00/73
00/33
730^
720 Ъ
7ЧО /ЧВ
5
5
00777
00207
ОО2ЧЗ
0037? 0040S 0,03/7 006/3
55 Л
0022 -0025-0037 - .
0073-
0076-<
Рис. 14. Номограмма для определения высоты подъема не и в затрубном пространстве
1
750
- 734 -
- 279 - О.Ч^О ' - 245 - 0,051 -- 273 - 0067 -
- 293 ~
„Д I §
/70
\7OOl Л
тампонажного раствора в колои-
146 мм при толщине стенки 9 мм составит 0,013 м3, а для заполнения 1 м внутреннего пространства колонны из труб того же диаметра потребуется 0,016 т цемента.
По этой номограмме можно также определить высоту подъема 1 м3 тампонажного раствора в колонне, для чего от точки, указывающей диаметр колонны на шкале III, необходимо провести горизонтальную линию влево до пересечения со шкалой II. Так, для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм высота подъема цемента будет 78 м, в колонне диаметром 168 мм — 57 м, колонне диаметром 114 м— 123 м и т. д.
РАСЧЕТ КОЛОННЫ ЗАЛИВОЧНЫХ ТРУБ
Задача V. 1. Определить наибольшую глубину спуска трехступенчатой колонны заливочных труб, составленной из НКТ диаметрами 73, 89 и 114 мм, изготовленных из стали марки Е.
60
Решение. Предельно допустимую длину трехразмерной колонны заливочных труб с учетом растяжения от сил собственного веса определяют по выражению (расчет секций колонны труб ведется снизу вверх)
L=l\ + /2 + 1з, где li, 12, 1-3—длина колонны труб соответственно нижней, средней и верхней секций, м
(V.1)
(V.2)
(V.3)
. Q'crp
. _ Q"ctp' Q'ctp
li = ’
, _O"'CTP-Q"crp .
3 ' K<h
Здесь QctP — страгивающая нагрузка на резьбовые соединения труб соответствующего диаметра, кН (см. Приложения, табл. 7). К — коэффициент запаса прочности (равен 1,5); ф, q2, q3 — вес 1 м труб диаметрами 73, 89 и - ~
жения табл. 6).
Длина нижней секции, будет
, 426000 опЛо
/. = Г F С-=ЗОО2 м. 1 1,5-94,6
Длина второй секции, будет
, 645000 — 426000 ,ЛЙ0
4 = —, —=1068 М.
114 мм с учетом муфт, Н (см.
состоящей
состоящей
Прило-
из НКТ диаметром
из НКТ диаметром
73
89
мм,
мм,
1,5-136,7
Длина верхней секции, будет
, 822000 — 645000
/3 =----пп"Д— =618 м.
состоящей
из НКТ диаметром 114
мм,
1,5-190,9
Тогда общая длина заливочных труб составит: £ = 3002 + 1068 + 618=4688 м.
Таблица V.8. Предельные глубины спуска одноразмерных колонн гладких НКТ, м
Условный диаметр НКТ, мм Толщина стенки, мм Марка стали
д , к Е л м
48 4,0 1783 2337 2569 3041 3505
60 5,0 1981 2309 2871 3390 3914
73 5,5 2072 2727 3002 3544 4087
73 7,0 1677 2207 2430 2839 5308
89 6,5 2174 2852 3145 3705 4275
102 6,5 1939 2543 2805 3303 3815
114 7,0 1980 2605 2870 3383 3903
61
Рис. 15. Гистограмма для определения предельных глубин спуска одноразмерных колонн гладких насосно-компрессорных труб
Рис. 16. Схема установки заливочных труб в скважине при ее цементировании
Предельно допустимые глубины спуска одноразмерных колонн гладких НКТ, подсчитанных по формуле (V.1) приведены в табл. V.8 и на рис. 15.
Так, из гистограммы, приведенной на рис. 15, видно, что НКТ диаметром 89 мм, изготовленные из стали группы прочности К, можно спустить на глубину 2852 м, а трубы диаметром 114 мм той же марки стали — на глубину 2605 м и т. д.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ УСТАНОВКИ КОНЦА ЗАЛИВОЧНЫХ ТРУБ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИНЫ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ЧЕРЕЗ ОТВЕРСТИЯ ФИЛЬТРА ИЛИ ДЕФЕКТ В КОЛОННЕ
Задача V.2. Определить глубину установки конца заливочных труб при цементировании скважины под давлением через отверстия фильтра, расположенные на глубине 1830—1841 м, если скважина (рис. 16) заполнена буровым раствором плотностью рбр=1240 кг/м3.
Решение. Глубину установки конца заливочных труб определяют по формуле
Н=Н2-1^. (V.4)
Нж
где Hi — расстояние от устья скважины до верхних отверстий фильтра, м; h = (Hi—Н2) — интервал отверстий фильтра, м;
62
рцр — плотность цементного раствора, кг/м3; рж — плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м3.
#3= 1830-11 (1840/1240) = 1830—16=1814 м.
На практике обычно конец заливочных труб устанавливают на 10—20 м выше верхних отверстий фильтра или дефекта в колонне.
РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН ПОД ДАВЛЕНИЕМ
Задача V.3. Произвести расчет цементирования скважины под давлением при следующих данных: глубина скважины 2450 м; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; приемистость скважины 0,3 м3/мин; в скважину спущена комбинированная колонна заливочных труб диаметром 73X89 мм на глубину 2400 м (73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м); среднегодовая температура воздуха 10 °C.
Решение. Определим температуру на забое скважины по формуле (11.34):
Лап = Ар+(0,01^-0,025)#.
Принимая второе слагаемое за 0,025 # и подставив численное значение, получим
/заб = 10 + 0,025 • 2450=71,3 °C.
Выбираем тампонажный цемент для «горячих» скважин (ГЦ), время начала схватывания с момента затворения у которого равно 105 мин. Тогда допустимое время цементирования 7\on= = 0,75Т3ат=0,75-105=79 мин.
Определим объем колонны заливочных труб
V = A-^(^A + d%A), (V.5)
где dai и dB2 — соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром 73 и 89 мм, м; /ц, й2 — соответственно длина секций колонны заливочных труб, м; А — коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01 — 1,10 (принимаем 1,02).
V= 1,02-0,785(0,0622-1600 + 0,0762-800) =4,9 + 3,7 = 8,6 м3.
Объем колонны заливочных труб можно также определить по номограммам, приведенным на рис. 12 и рис. 13. Так, для НКТ диаметром 73 мм и длиной 1600 м объем будет равен 4,9 м3 (для 1000 м — 3,1 м3 и для 600 м — 1,8 м3) и для НКТ диаметром 89 мм длиной 800 м — 3,7 м3. Всего 4,9 + 3,7 = 8,6 м3.
Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320 М. на V скорости при диаметре втулок 115 мм (см. табл. V.11).
„ 1000V 1000.8,6 n м
Тз=^7=-607ЖГ=9МИН- (V’6)
Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320 М на IV скорости
63
(см. табл. V.11)
Тв=1000-8,6/60-10,7= 14 мин.
Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт
Т=Тдоп_(Гз + Тв + То)=79-(9+14 + 7)=49 мин,
где То — время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5—10 мин).
Определим объем тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 49 мин:
VTP = 0,3-49= 14,7 м3.
Однако раствор, исходя из приемистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем Ктр = 7 м3.
Определим плотность тампонажного раствора по формуле
(1 +т)рцрж
Ртр_ Р.к + Wt ’ . V ' !
где т — жидкостно-цементное отношение (т = 0,4—0,5); рц и рж — плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м3.
Тогда
(1 + 0,5)3, 154,0__] 84 , з
Игр— 1 ПХПЯЛ 1.4 — ’ '
1,0 + 0,5.3,15
Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 7 м3 раствора, определяем по формуле
. (V.8)
Подставив численные значения, получим:
а=ТТ0Л 1.84.7 = 8,6т.
Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит
G^KiG, (V.9)
где Ki — коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин Ki = l,01, при затворении вручную Ki = 1,05—1,15). Тогда
<?!=!,01-8,6=8,7 т.
Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяем по формуле
(V.10)
64
где /^2 — коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (К2 = 1,05—1,10).
V — 1.О5-8,6Щ5 4 5 м»
В технических характеристиках цементировочных насосов (табл. V.11—V. 12) приведены показатели предельных режимов работы насосов. Однако на практике необходимо знать промежуточ-
Таблица V.9 Техническая характеристика цементировочных агрегатов
Наименование ЦА-320М ЗЦА-4ОО
Монтажная база (шасси автомобиля) КрАЗ-257 КрАЗ-257
Тип двигателя привода водоподающего ГАЗ-51 А —
насоса
Тип водоподающего насоса 1В —
Тип цементировочного насоса 9Т 11Т
Вместимость мерного бака, м3 6,4 6,0
Общая масса агрегата, т 17,5 22,5
Таблица V.10 Техническая характеристика водопадающего насоса IB
Показатели I скорость II скорость
Частота вращения вала ^двигателя, об/мин Частота вращения вала насоса, об/мин Мощность, кВт 1500 1700 1500 1700
60,5 68,5 125 140
10,3 11,8 21,3 24,3
Подача, дм3/с 5,6 6,4 11,6 13,0
Давление, МПа . 1.5 1,5 1.5 1,5
Таблица V.I1 Техническая характеристика цементировочного i асоса 9Т
Режим работы Частота вращения вала двигателя, об/мин Передача Частота вращения коренного вала насоса, об/мин Давление, МПа 1 Подача, дм8/с
при диаметр е втулок , им
100 115 127 100 115 127
Макси маль- 1700 II 28 30,5* 22,5* 18,2* 3,0 4,1 5,1
ная подача 1700 III 54 15,9 11,7 9,5 5,8 7,9 9,8
1700 IV 83 10,3 7,6 6,1 9,0 12,2 15,1
1700 V 125 6,9 5,0 4,0 13,5 18,3 23,0
Максималь- ' 1500 II 27 32,0* 23,0* 18,5* 2,9 4,0 4,9
ное давление 1500 III 48 18,0 13,4 10,7 5,2 7,0 8,7
1500 IV 73 11,7 8,7 7,0 7,9 10,7 13,4
1500 V 110 7,8 5,8 4,7 11,9 16,1 20,0
^Допустима кратковременная работа.
5—3344 65
Таблица V.I2 Техническая характеристика цементировочного яасосэ 11Т
Частота вра- Давление, МПа Подача, ди’/с
Скорость ще ня я коренного вала на- при диаметре втулок, мм
coca, об/мин по
125 140 110 125 140
I 43,2 40,0 30,0 23,5 6,6 8,8 11,2
II 62,0 27,5 21,0 16,2 9,5 12,6 16,1
III 91,8 18,5 14,0 11,0 14,1 18,6 23,8
IV 127,0 13,5 10,0 8,0 19,5 25,8 33,0
ные параметры работы насоса, на определение которых затрачивают много времени.
Номограмма (рис. 17) построена для определения характеристики поршневых насосов цементировочных агрегатов ЦА-320М, ЦА-300 и ЦА-150, а номограмма (рис. 18) —для цементировочного агрегата ЗЦА-400. С помощью этих номограмм с достаточной для практических целей точностью можно найти подачу и давление насоса при любом режиме его работы.
Пример пользования номограммой (см. рис. 18). Агрегат ЗЦА-400 работает на III скорости при коэффициенте наполнения насоса а=0,85 и диаметре цилиндровых втулок с/=110 мм. Требуется определить подачу насоса и развиваемое им давление при частоте вращения вала двигателя /1=1600 об/мин.
Рис. 17. Номограмма для определения подачи и давления поршневых насосов цементировочных агрегатов ЦА-150, ЦА-300, ЦА-320М:
с — скорость включения коробки перемены передач двигателя, а — коэффициент наполнения насоса; q — подача насоса; дм’/с и м’/мин; d — диаметр цилиндровой втулки насоса, мм, р,—давление на выкиде насоса агрегата ЦА-150, р2 — давление на выкиде насосов агрегата ЦА-300, р3 — давление на выкиде насосов агрегата ЦА-320М
Ключ: 1) c—a—d—q-, 2) c—a—d—Pi, pi, Ра
66
Рис. 18. Номограмма для определения подачи и давления поршневого насоса цементировочного агрегата ЗЦА-400:
с — скорость включения коробкн передач; d — диаметр цилиндровой втулки насоса; п —-частота вращения двигателя; а — коэффициент наполнения насоса; q — подача насоса, л/с и м’/мин., р — давление на выкиде
Ключ: 1) с—a—d—п—7;
2) c—a—d—n—p
Из точки пересечения заданной скорости и коэффициента наполнения насоса проводим горизонтальную линию до пересечения с прямой диаметра цилиндровой втулки d=110 мм. Из полученной точки проводим вертикаль до пересечения с прямой п=1600 об/мин н восставим перпендикуляр до пересечения со шкалами q и р, где находим искомые величины. В нашем примере ?= 13,5 дм3/с, р=18,5 МПа.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ
В процессе цементирования скважин важно знать возникающие гидравлические сопротивления, чтобы правильно выбрать тип и число цементировочных агрегатов.
Задача V.4. Определить давление на выкиде насоса цементировочного агрегата ЦА-320М при закачке и продавливании тампонажного раствора в пласт при следующих данных: глубина скважины 3850 м; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; толщина стенки колонны 9 мм; заливочные трубы диаметром 89 и 73 мм спущены на глубину 3815 м (диаметром 89 мм, длиной 1815 м, диаметром 73 мм, длиной 2000 м). Скважина заполнена водой. 5* 67
Подача цементировочного агрегата на III скорости при 127-мм цилиндровых втулках равна 9,8 дм3/с (см. табл. V.11).
Решение. Потери напора на преодоление сопротивлений при движении в начале закачки тампонажного раствора в заливочных трубах определяем по формуле
LJ _____ 2 ^1 ^Н1 I * ^2 ^2Н2
н - dHl 2g dB2 2g >
(V.ll)
где ЛТ1 и ХТ2 — коэффициенты трения при движении воды в трубах (см. стр. 96); h\ и й2— длина спущенных в скважину заливочных труб, м; dBt и dS2 — внутренние диаметры заливочных труб, м; t»Hi и. оН2 — скорость нисходящего потока жидкости, м/с; g — ускорение свободного падения, м/с2. Здесь и далее индексы 1 и 2 соответствуют трубам диаметрами 73 и 89 мм.
Скорость нисходящего потока жидкости в заливочных трубах определяем по формулам
_ Q 0,0098 0,0098 о „г ,
Пн1 — (л42в1/4) —0,785-0,062 =—0,003019 —м/с-
(V.12>
__ Q 0,0098 0,0098 „ ,
V“2 ~ (^г!;г/4) — 0,785.0,07622 - 0,004534 —м/с
Площадь поперечного сечения канала трубы находим по табл. 7 (см. Приложения).
. Скорость нисходящего потока жидкости в заливочных трубах при различной подаче агрегата можно определить по рис. 25 или путем интерполирования по табл. VI.2.
Подставив численные значения в формулу (V. 11), получим
^О’°35 о^Й^+0’062 2^1=607-9+ 193,1 = 801 м.
Потери напора на преодоление сопротивлений при движении воды в затрубном пространстве в начале закачки тампонажного раствора определяем по формуле
-—о ц!в1 -4—3 ^2 ц2иг
в — Лз1Ок_4н1 2g ^^2D*-d„ 2g
(V.13)
где Лз1 и Лз2 — коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве; DK — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; dHi и с/Н2 — наружные диаметры секций колонны заливочных труб, м; иВ1 и Пв2 — скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с.
Тогда
Q 0,0098_____0,0098 п -о ,
°bi — „ ~0,785(0,152— 0,0731) —0,0135— ’ У ’
(4Э°к — d2Hi)
(V.14)
а Q__________________________212222______212222=0,85 м/с.
гс —0,785(0,152 —0,08922)—0,0115 1
— (D2K-d2H2)
68
н
Рис. 19. Номограмма для определения гидравлических потерь при движении воды и цементного раствора в заливочных трубах:
1 и 2 — hw=f(q) в 73-мм трубах соответственно для цементного раствора н воды;
3 и 4 — hw—f(q) в 89-мм трубах соответственно для цементного раствора и воды;
5 и 6 — hw=f(q) в 114-мм трубах соответственно для цементного раствора н воды
Скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве можно определить по рис. 26 или путем интерполирования по табл. VI.3.
Подставив цифровые значения в формулу (V. 13), получим t_r _л по 2000 0,73а । q лоо 1815
в~и’ ° 0,150 — 0,073 '29,81' 0,150 — 0,089*
Х^=21 >3 + 30,7 = 52 м-
Полный напор на преодоление гидравлических сопротивлений от нисходящего и восходящего потоков жидкости
Я=Ян + Яв = 801+52=853 м.
Давление на выкиде насоса определяем по формуле
Рн=Ярж£(1/106), (V.15)
где рж — плотность жидкости, находящейся в колонне, кг/м3. Тогда рн = 853-1000-9,81-10-6 = 8,4 МПа. -
Для ускорения расчетов по определению напора, затрачиваемого на преодоление гидравлических сопротивлений при закачке, продавливании и вымывании тампонажного раствора, как при
69
р.МПа . . q.du3/c
Рис. 20. Номограмма для определения гидравлических потерь в затрубном пространстве ири движении промывочных вод между 168-мм эксплуатационной колонной я НКТ Диаметрами
/—114 мм; 2— 89 мм; 3 — 7$ мм.
прямом, так и при обратном способах промывки можно пользоваться номограммами.
Гидравлические сопротивления при движении воды и тампонажного раствора в заливочных трубах определяют по номограмме, приведенной на рис. 19. Из точки на шкале q, соответствующей подаче цементировочного агрегата, проводим вертикальную линию до пересечения с кривой d в точке, соответствующей диаметру заливочных труб. Затем из точки пересечения проводим горизонтальную линию до пересечения с линией Н, соответствующей длине спущенной колонны заливочных труб. Затем из этой точки восставляем перпендикуляр и по шкале р определяем гид-райлические сопротивления в трубах.
При двух- или трехсекционной колонне заливочных труб следует по номограмме определить гидравлические сопротивления для каждого диаметра труб и полученные результаты сложить.
Гидравлические потери в затрубном пространстве при движении жидкости можно определить по номограмме, представленной на рис. 20. По этой номограмме потери давления от гидравлических сопротивлений находят так же, как и по номограмме рис. 19.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ НЕФТЕЦЕМЕНТНЫМ РАСТВОРОМ
При этом способе цемент затворяют на углеводородной жидкости (нефти, дизельном топливе, керосине). Для улучшения смешивания тампонажного цемента с углеводородной жидкостью и .превращения их в однородную массу в нефтецементный раствор добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ), такие как крезол, асидол, ОП-Ю, фенол, нейтрализованный черный- контакт (НЧК), нафтанат кальция и др. Добавка ПАВ способствует сохранению подвижности раствора в течение длительного времени и
.10
облегчает замещение (вытеснение) углеводородной жидкости при контакте раствора с водой.
В скважинах, где применение нефтецементного раствора приводит к снижению дебита нефти после изоляционных работ, а также в скважинах, сильно поглощающих жидкость, применяют нефтецементнопесчаный или пеноцементный растворы,
Задача V.5., Произвести расчет цементирования скважины нефтецементным раствором при следующих данных: глубина искусственного забоя /.= 1440 м; диаметр эксплуатационной колонны /)=168 мм; средняя толщина стенки колонны 6 = 9 мм; глубина отверстия фильтра 1420—1426 м; диаметр заливочных труб dT—89 мм.
Скважина заполнена водой и испытана на поглощение. Количество тампонажного цемента (ГЦ) для заливки принимаем 4 т. Цемент затворяют на дизельном топливе плотностью р = 0,870 т/м3 с добавкой 1,5% НЧК.
Решение. Плотность тампонажного раствора определяем по формуле (V.7):
(1+0,5)3,15.0,870 РТР— 0,87 + 0,5-3,15
1,68 т/м3.
Количество дизельного топлива, необходимого для затворения 4 т тампонажного цемента, определяем по формуле (V.10): у _ 1,05-4-0,5 з
V)K — 0,870 ~ '
Объем нефтецементного раствора, приготовленного из 4 т тампонажного цемента и 2,4 м3 дизельного топлива, составит
VTP=G(l+m)/pTP. (V.16)
Подставляя численные значения, получим:
Объем нижней буферной пробки выбираем таким, чтобы после окончания прокачки ее внутри заливочных труб она заполнила бы затрубное пространство высотой 30—50 м. Этот объем можно определить по формуле
V^^D^-d’^, (V.17)
где DB — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; dr — наружный диаметр колонны заливочных труб, м; hi — высота подъема нижней буферной пробки в затрубном пространстве, м (на практике hi принимают равной 30—50 м).
Тогда Унп = 0,785(0,150й—0,0892)40 = 0,46 м3. ;
Глубину установки конца заливочных труб находим по формуле (V.4):
Н= 1420-6(1680/1000) = 1410 м,
71
а объем продавочной жидкости — по формуле (V.5): ИПР=1,02-0,785-0,0762-1410=6,5 м3 или по номограммам, приведенным на рис. 12 и 13.
Минимальный объем верхней буферной пробки, необходимый для предотвращения смешивания продавочной жидкости с нефтецементным раствором, определяем по формуле
vBn = 3Vc/dB//7, (V.18)
где dB— внутренний диаметр заливочных труб, м; Н — глубина установки конца заливочных труб, м; Vc — суммарный объем закачиваемых в скважину нефтецементного и продавочного раствора, м3.
Vc=]/TP4-Vnp=3,6+6,5= 10,1 м3.
Подставив цифровые значения в формулу (V.18), получим van= 3-10,1 /0,076/1410 = 0,24 м3, что соответствует высоте столба жидкости в заливочных трубах, равной 56 м. Таким образом, для приготовления раствора на нефтяной основе необходимо 4 т тампонажного цемента, 3,1 м3 дизельного топлива и 0,05 м3 НЧК.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ПЕНОЦЕМЕНТНЫМ РАСТВОРОМ
При этом способе в призабойную зону пласта закачивают пеноцементный раствор, заполняющий водопроводящие каналы и образующий после твердения пеноцементный камень небольшой проницаемости.
Технологически процессы цементирования осуществляют цементированием скважины под давлением с последующим вымывом излишков пеноцементного раствора из зоны фильтра или с последующим разбуриванием пеноцемента в колонне и зоне фильтра.
Задача V.6. Произвести расчет цементирования скважины пеноцементным раствором при следующих данных: глубина скважины 1860 м; глубина отверстий фильтра 1836—1851 м; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; диаметр заливочных труб 114X73 мм; пластовое давление 3,6 МПа.
Приемистость скважины проверена при закачке воды. В процессе работы цементировочного агрегата ЦА-320М на III скорости (д=7,0 дм3/с) давление на устье скважины составляло 1,5 МПа.
Решение. При определении приемистости пласта потребное количество цемента на одну скважино-операцию в зависимости от проницаемости пласта при расходе жидкости 5—7 дм3/с составит: Давление нагнетания, МПа... 0—2 2—4 4—6 6 8 Свыше 8,0
Количество цемента, т...... 8—15 6—7 4—5 2,5 3 2,0
Приведенные значения количества цемента необходимоуточнять применительно к условиям конкретных месторождений. Согласно условию задачи принимаем количество цемента G — 10 т.
72
Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, определяем по формуле (V.9):
01=1,01-10=10,1 т.
Концентрацию пенообразователя (по активному веществу) принимаем равной 0,5—1,0% от массы цемента. ПАВ добавляют в готовый раствор.
Плотность тампонажного раствора находим по формуле (V.7):
Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяем по формуле (V.10):
Кж= 1,05-10-0,5/1,0 = 5,3 м3.
Объем цементного раствора, приготовленного из 10 т тампонажного цемента, определяем по формуле (V.16):
Степень аэрации а выбирают с таким расчетом, чтобы в пластовых условиях она составляла (0,4—1,0) 10рПл- В нашем случае 0=0,5-10-3,6=18.
Плотность пеноцементного раствора составит
?тр + РвЛ
(V.19)
где рв— плотность воздуха при нормальных условиях; р0 = = 0,1 МПа и То = 2О°С; рср —среднее давление, под которым находится пеноцементный раствор в скважине.
Рср— (Рнаг + Рг ст)/2,
(V.20)
где Рнаг — давление на устье скважины при закачке цементного раствора, МПа; рг Ст — давление гидростатического столба жидкости на забой скважины, МПа.
Рг ет=ржёН = 1000 • 9,81 • 1860 • 10-6 = 18,3 МПа.
Тогда
рср=(1,5 + 18,3)/2 = 9,9 МПа;
температуру на забое скважины определяем по формуле (II.33):
Т =10 + 0,025 -I860 = 56 °C.
. Подставляя численные значения в формулу (V.19), получим
1 + 18 9,9 ’ 20
Таблица VJ3 Техническая характеристика передзижных компрессоров
Наименование Марка компрессора
: УКП-80 КПУ-16/100 КПУ-16/250 ДКС-Г/200
Монтажная база Максимальное давление, Тележка Прицеп Прицеп Сани
МПа Максимальная произво- 8,0 10,0 25,0 20,0
дительность, м3/мин 8,0 16,0 16,0 7,0 U
Масса, т 16,1 28,0 28,5 19,9
Глубину установки конца заливочных труб находим по формуле (V.4).
' Н = 1836-15 (1230/1000) = 1818 м.
Цементный раствор в заливочные трубы закачивают на III скорости цементировочного агрегата ЦА-320М при подаче <?₽= =7,0 дм3/с. Расход воздуха
qB—aq?, (V.21)
где а — степень аэрации; qp — подача цементировочного агрегата, м3/мин.
qB= 1,8 0,42 = 7,6 м3/мин.
На основании расчета выбираем передвижной компрессор марки УКП-80.
Техническая Характеристика передвижных компрессоров приведена в табл. V.13.
Объем пеноцементного раствора, закачиваемого в НКТ, у = у Ху — у _|________— = У fl-l_ ——\ (V.22)
Vgp— ’'в— к тр —1~ 10рср * тр ‘'тр^-Г Юрср/' V '
где Утр — объем тампонажного раствора, м3; Ув — объем воздуха нри среднем давлении, м3.
Подставляя численные значения в формулу (V.22), получим: Уцр = 8,2(1 + -та1|т-)=9,7м3.
Объем продавочной жидкости определяем по формуле (V.5) или по номограммам, приведенным на рис. 12 и 13. Принимаем длину НКТ диаметром 114 мм равной 1200 м, а диаметром 73 мм — 618 м. Тогда
Упр= 1,05[0,785 (0,10032 • 1200 + 0,0622 • 618) ] = 11,9 м3.
Как показывают расчеты, объем заливочных труб больше объема пеноцементного раствора. Поэтому кран затрубного пространства на цементировочной арматуре следует закрыть, когда весь пеноцементный раствор и часть продавочной жидкости (1,9 м3) будут закачаны в трубы, т. е. тогда, когда пеноцементный раствор достигнет глубины 100 м выше конца заливочных 14
труб (глубины 1718 м). Продавочный объем для заливочных труб длиной (/7—100) м
V =Д-^-d!B(/7 — 100), (V.23)
где Д— коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, зависящей от количества содержащегося в ней воздуха (газа), принимается равным 1,01 —1,10; Лв— внутренний диаметр заливочных труб, м; Н — глубина спуска заливочных труб, м. Подставляя . численные значения в формулу (V.23), получим
К= 1,05 {0,785 [0,10032-1200 + 0,0622 (618-100)]} = 11,6 м3.
Предельное давление рк в конце продавки пеноцементного раствора в пласт определяем из условия, что рзаб в конце продавки не должно превышать более чем в 1,5 раза гидростатическое давление рг ст, т. е. из условия предотвращения гидравлического разрыва пласта р3аб< 1,5 рг ст-
Полагая приближенно, что рззб —Рк+ргст, получим, что
рк<0,5 Рг ст- (V.24)
Давление на выкиде насоса цементировочного агрегата в конце заливки согласно условию (V.24) должно быть не более 5 МПа.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПАКЕРОВ “
Цементирование с извлекаемыми и неизвлекаемыми пакерами (расчет установки пакеров см. в гл. IV) применяют при изоляция посторонних вод, устранении дефектов в эксплуатационной колонне и установке цементных пробок (стаканов). Этот вид цементирования имеет следующие преимущества: высокое давление, создаваемое в заливочных трубах в процессе продавливания тампонажного раствора, не передается на эксплуатационную колонну на участке от пакера до устья; исключается проникновение цементного раствора в затрубное пространство, имеется возможность цементирования скважины под давлением при негерметичности верхней части эксплуатационной колонны.
Задача V.7. Определить глубину установки извлекаемого пакера, спускаемого на НКТ диаметром 73 мм, при проведении изоляционных работ заливкой под давлением через отверстия фильтра, расположенные на глубине 2342—2350 м, если скважина заполнена водой.
Решение. В начале скважину обследуют и промывают. Затем спускают колонну заливочных труб с извлекаемым пакером, который устанавливают и уплотняют на глубине, определяемой по формуле
L = H-h (V.25)
Рж
где Н — расстояние от устья скважины до. верхних отверстий фильтра, м; /гц — высота цементного стакана, оставляемого в ко-
75
лонне, м; рцр и рж — плотности соответственно цементного раствора и жидкости, находящейся в колонне, кг/м3. Тогда
£ = 2342—15 (1860/1030) =2342—27=2315 м.
Объем жидкости, необходимой для продавки цементйого раствора в пласт,
УПР = Д (н (V.26)
где А — коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (принимается 1,01 —1,10); hp — высота цементного раствора в трубах в момент окончания продавки, м; fTP — площадь поперечного сечения канала заливочных труб, м2 (см. Приложения, табл. 7). Тогда
Vnp=l,01 [2342—10—15 (1860/1030)]0,003019 = 7,0 м3. .
После окончания заливки пакер поднимают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора.
Цементирование с неизвлекаемыми пакерами применяют в тех же случаях, что и с извлекаемыми пакерами. Однако при этом полностью исключается разжижение тампонажного раствора жидкостью, находящейся в колонне или притекающей из призабойной зоны. Неизвлекаемый пакер спускают на глубину H—h^, устанавливают и уплотняют. После закачки тампонажного раствора в заливочные трубы бросают шарик, который садится на конусное седло й закрывает доступ жидкости под пакер. Затем отвинчивают переводник и вымывают излишки цементного раствора над пакером. При этом давление столба жидкости в колонне не передается в пространство, находящееся под пакером.
Задача V.8. В скважине необходимо провести работы по возврату ее на вышезалегающий горизонт, для чего в колонне диаметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм требуется установить искусственный цементный стакан высотой 16 м на глубине 850 м. Поглощение жидкости в скважине отсутствует. Определить необходимые расчетные данные.
Решение. В связи с тем что поглощение в скважине отсутствует, цементирование произведем без воздействия давления через НКТ диаметром 89 мм.
Определим объем тампонажного раствора, необходимый для установки в колонне искусственного цементного стакана высотой 16 м:
КТР = (зт/4) D\h=0,785 - 0,152 -16=0,28 м3,
где DB — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; h — высота искусственного цементного стакана в колонне, м. Значение Ктр можно также определить с помощью табл. V.5 или по номограмме, приведенной на рис. 14.
Утр=0,0177-16=0,28 м3.
те
Количество сухого тампонажного цемента, необходимого, для установки стакана, определяем по формуле (V.8)
G = [1/(1+0,5)] 1,86-0,28=0,35 т.
По табл. V.4 или по номограмме, приведенной на рис. 14, 6 = 0,022-16=0,35 т.
С учетом потерь при затворении по формуле (V.9) 61=1,05-0,35 = 0,38 т.
Количество жидкости, необходимое для затворения 0,35 т цемента, определяем по формуле (V.10)
v 1,05-0,35-0,5 п 17 а
=------Поз----=°’17м-
Количество продавочной жидкости определяем по формуле (V.5) или по номограммам, приведенным на рис. 12 и 13 КПр= 1,02-0,785-0,0762-866=4 м3.
Количество жидкости, необходимой для вымыва излишков цементного раствора обратной промывкой
= (V.27)
где dH — наружный диаметр НКТ, спущенных для заливки, м; Н — глубина вновь создаваемого искусственного забоя, м.
Ув=1,02-0,785 (0,152—0,0892) 850=10 м3.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ТАМПОНАЖНЫМИ СМЕСЯМИ
При цементировании скваЖин наряду с тампонажным цементом применяют различные тампонажные смеси, состоящие из цементирующего материала (цемент, шлак, гипс и др.) и наполнителя (песок, опока, бентонитовая глина и т. д.).
Задача V.9. Определить количество шлака, необходимого для приготовления 1 м3 шлакопесчаного раствора плотностью р= = 2,0 т/м3, при соотношении компонентов /< = 3:2= 1,5 (где К — отношение количества цементирующего материала 6ЦМ к количеству наполнителя 6Н). Исходные плотности: шлака рцм=2,8 т/м3, магнетитового песка рн = 3,3 т/м3. В качестве жидкости для затворения используют техническую воду.
Решение. Для решения данной задачи воспользуемся номограммой, приведенной на рис. 21. В первом квадранте номограммы на оси ординат находим точку, соответствующую рн = 3,3 т/м3 и от нее проводим горизонталь до пересечения с прямой коэффициента К=1,5. Из точки пересечения опускаем вертикаль во второй квадрант до пересечения с лучом рц м=2,8 т/м3. Затем перпендикулярно оси ординат проводим прямую до пересечения с кривой заданной плотности шлако-цементного раствора р = 2,0 т/м3, находящейся в третьем квадранте. Из полученной точки пересечения проводим вертикаль на шкалу значений 6Ц м и находим искомое
77
(песка) определяем по формуле:
G„ = GUM/K, G „=0,9/1,5 = 0,6 т/м3. (V.28)
Количество жидкости, потребное для затворения смеси,
G» = p-(GUM + G„), Сж = 2,0-(0,9+0,6)=0,5 т/м3. (V.29)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗКИ, ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
В процессе схватывания цементного раствора в заколонном пространстве наблюдается повышение внутреннего давления в колонне при ожидании затвердения цемента (ОЗЦ), вызванное нагревом жидкости и увеличением объема в трубах. Увеличение давления при одновременном схватывании нижнего конца колонны с цементным раствором приводит к возникновению дополнительных растягивающих осевых усилий. Для обеспечения качественного цементирования необходимо, чтобы прочность цементного камня, а также поверхностей сопряжения труба — цемент и цемент — порода позволила воспринимать указанные нагрузки.
Задача V.10. Определить осевое растягивающее усилие эксплуатационной колонны диаметром 146 мм с толщиной стенки 7 мм, если внутреннее давление при затвердении цементного раствора увеличилось на 4,5 МПа.
78
Решение. Для эксплуатационной колонны, жестко закрепленной на устье скважины, осевое растягивающее усилие определяем по формуле
РР==0,47 pd2, (V.30)
где р —увеличение внутреннего давления при ОЗЦ, МПа; d— внутренний диаметр эксплуатационной колонны, см.
Рр = 0,47 • 450 • 13,22 = 36850 Н=36,9 кН.
Устранить дополнительное осевое усилие на колонну можно путем ее подвески во время цементирования, регулирования нагрузки на колонну в процессе цементирования и ОЗЦ, а также с помощью регулировочного клапана в цементировочной головке.
РЕГУЛИРОВАНИЕ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА
Свойства тампонажного раствора и камня могут быть изменены введением в раствор наполнителей, активных добавок или обработкой их химическими реагентами.
Для увеличения сроков схватывания цементных растворов применяют реагенты — замедлители, а для сокращения — ускорители.
Задача V.11. Для замедления начала схватывания цементного раствора в него необходимо добавить 0,3% сухого реагента ССБ. Для добавки имеется жидкая ССБ плотностью 1,27 т/м3, концентрацией 0,6 (т. е. в 1 т жидкой ССБ содержится 0,6 т сухого вещества и 0,4 т воды). Определить, какое количество жидкой ССБ необходимо для обработки 8 т тампонажного цемента.
Решение. Потребное количество жидкой ССБ
V —_______—----- (V.31)
*ССБ 100рССБКс '
где G — масса цемента, кг; Р — массовая доля сухой ССБ, % от массы цемента; р ССБ — плотность жидкой ССБ, 1,25—1,30 т/м3; Кс — концентрация сухого вещества в жидкой ССБ.
Подставив цифровые значения в формулу (V.31), получим
8000-0,3 о, к
^ссб—к». 1,27-0,ДМ '
Задача V.12. Определить количество хлористого кальция, потребного для обработки 4 т цемента, с целью ускорения начала схватывания цементного раствора, если массовая доля СаС12 должна составлять 2% от массы сухого цемента. В техническом СаС12 содержится 65% безводного хлористого кальция.
Решение. Необходимое количество безводного хлористого кальция составит
Gr Г| = 4000-2/100 — 80 кг.
T9
(V.32) растворяет-
Тогда количество растворенного СаС12 составит х>а ______ 80*100
0 СаС1, =" -6§~= 123 КГ-
Определим количество пресной воды, потребной для растворения 123 кг водного раствора СаС12 при различных температурах, по формуле: Q — °ВСаС1,100 ----------т-----1
где т — число, показывающее, сколько частей СаС12 ся в 100 частях воды при различных температурах.
При температуре 10 °C
GHO = 123-100/10’* 39,4 = 0,31 м’.
При температуре 20 °C
GHO = 123-100/10’.42,7 = 0,29 м8.
При температуре 30 °C
GH>O= 123* 100/10’*50,1 =0,25 м8.
Количество воды, необходимой для затворения раствора, определяем по формуле (V.10):
цементного
Определим количество СаС12, содержащейся в 1 м3 воды, идущей на приготовление цементного раствора:
при температуре 10 °С
Gr,r. = 0,31:2,1 =0,148 м8;
при температуре 20 °C
Gc,,, =0,29:2,1 =0,138 м8;
Vakil 2
при температуре 30 °C
G__. = 0,25:2,1 =0,119 м8.
Определим количество воды, содержащейся в 1 м3 водного раствора СаС12, идущей на приготовление цементного раствора. При температуре 10 °C: VB= 1—0,148=0,852 м3; при температуре 20°C: Кв= 1—0,138 = 0,862 м3; при температуре 30°C: Кв=1 — 0,119=0,881 м3.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Методы оценки качества цементировочных работ и их надежность приобретают все большее значение в связи с ростом глубин скважин и удорожанием их стоимости.
Качество производимых работ зависит от большого числа факторов.
80
Все существующие методы контроля цементирования можно» разделить на две группы.
1. Характеризующие качество цементирования эксплуатационной колонны до возбуждения скважины.
2. Характеризующие качество цементирования эксплуатационной колонны в процессе освоения и эксплуатации скважины.
К первой группе относятся термометрический, радиоактивный методы, гамма-гамма каротаж (ГГК), испытание колонны на герметичность — опрессовкой или снижением уровня.
Методы, относящиеся ко второй группе, позволяют определить-пути движения посторонних вод и место (глубину) притока их в колонну через дефект. Определяют их с помощью радиоактивного каротажа, резистивиметра, электротермометра и дебитомера.
Результат опробования продуктивного горизонта после сдачи скважины в эксплуатацию из капитального ремонта является основным критерием качества цементировочных работ.
ГЛАВА VI
КРЕПЛЕНИЕ ПОРОД ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН И СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК
При эксплуатации пластов, сложенных слабосцементированны-ми песчаниками, возможны пескопроявления и, как следствие,, вынос большого количества песка из призабойной зоны скважины; обрушение кровли пласта; деформация колонны, пробкообразова-ние и другие осложнения. Для борьбы с осложнениями принимают меры по ограничению поступления песка из пласта в скважину — применение гравийных фильтров, крепление призабойной зоны скважин и другие мероприятия.
ОГРАНИЧЕНИЕ ПОСТУПЛЕНИЯ ПЕСКА В СКВАЖИНУ
Одним из эффективных способов борьбы с пескопроявлением является оборудование продуктивных интервалов скважин гравийным фильтром. Гравийные фильтры могут выполнять свое назначение только при правильном подборе размеров зерен гравия с учетом фракционного состава песка. Размер зерен гравия должен быть таким, чтобы через фильтр не выносились из пласта частицы, составляющие скелет породы, т. е. фильтр должен задерживать 70—80% (по массе) крупных частиц породы пласта, и пропускать мелких частиц не более 20—30%. При этом условии будет сохранена устойчивость скелета пласта. Для выноса мелких частиц необходимо одновременное соблюдение следующих двух условий.
1. Размеры пор, образованных крупными зернами песка (или гравия), должны быть больше мелких частиц, выносимых фильтрационным потоком. Соотношение между размерами крупных и 6—3344 81
•мелких частиц породы, при котором возможен вынос мелких частиц, называется структурным критерием.
2. Скорость фильтрационного потока должна быть достаточной, чтобы не только сдвинуть с места мелкие частицы, но и придать им на весьма малом участке пути скорость движения, равную средней скорости потока. Скорость потока, удовлетворяющая этим условиям, называется критической скоростью выноса (механическим критерием выноса).
Задача VI. 1. Определить размер частиц песка, которые могут быть вынесены из пласта без нарушения устойчивости его скелета, и критическую скорость выноса.
Исходные данные: внутренний диаметр скважины 1)в=150 мм; коэффициент пористости пластового Песка т = 0,32; коэффициент фильтрации /(ф = 0,0045 см/с; кинематическая вязкость нефти vH= = 0,24 см2/с; плотность нефти рн = 0,9 г/см3. Фракционный состав песка: d>0,25 мм — 35%; d = 0,25—0,1 —38%; d—0,1—0,01 мм— 23%; £/<0,01—4%.
Решение. Размер частиц песка, которые могут быть вынесены из пласта без нарушения устойчивости его скелета, определяем до формуле:
где £>о — диаметр шарообразной частицы, которая может свободно пройти через сечение порового канала породы, см; Кф — коэффициент фильтрации, равный 0,0045 см/с; vH — кинематическая вязкость нефти (vH = 0,24 см2/с); т — коэффициент пористости (m = 0,32); g — ускорение свободного падения, см/с2.
Подставляя числовые данные в формулу (VI. 1), получим:
л -J/32 0,24 0,0045
V 0,32-981
= 1,04-10_! см = 0,1 мм.
Таким образом, все частицы меньше 0,1 мм могут быть вынесены из пласта и без затруднения извлечены на дневную поверхность. Из приведенного фракционного состава песка видно, что частицы размером менее 0,1 мм в породе составляют всего 23%. Поэтому вынос этих частиц не нарушит устойчивость скелета пласта.
Допуская вынос из пласта частиц песка d<0,l мм, определим критическую скорость их выноса по формуле
1+/,+^н
(V1.2)
где икр — критическая скорость потока, см/с; d— диаметр выносимых фильтрационным потоком частиц (d<0,01 см); а —эмпирический коэффициент (для естественных пород а=0,1 — 1,7 с, для -фракционного состава песка рассматриваемой скважины а=0,6 с);
82
°КР ДК)
г) = р,и/ив — фактор вязкости — отношение абсолютных вязкостей нефти и воды при данной температуре;
К. —-777-(t sin р —cos р), (VI.3>
'ЭрВ
(здесь рп —плотность частиц породы, кг/м3; рв — плотность воды, кг/м3; т — коэффициент трения; р — угол между направлением силы тяжести выносимых частиц и‘скоростью); Кф— коэффициент фильтрации.
Допустим, что пласт залегает в горизонтальном направлении^ т. е. 0 = 90° и /<о=О,5. Для подстановки данных в формулу (VI.2> определим значение гр
П = Цн/Цв = 0,24 • 0,9/10~2 = 21,6. Тогда
0,01 Г. , 0,6.21,6-0,5-0,0045 _п лпоо ; о г
V*P = оГб-21,6 1 + V 1 + ------Toi—------- °10023 см/с=2м/сУт -
В результате получим, что при этой скорости фильтрационного» потока все частицы песка диаметром cf<0,01 см будут вынесены, из пласта, а частицы диаметром более 0,01 см, составляющие скелет пласта, удержатся в пласте.
Имея эти данные, определим критический дебит скважины.. При этом принимается, что на входе из пласта в скважину скорость фильтрационного потока критическая.
Задача VI.2. По условиям предыдущей задачи определить допустимый отбор жидкости из пласта (QKp), если толщина вскрытой при перфорации части пласта Л = 20 м.
Решение. Критический дебит (допустимый отбор жидкости, из пласта в скважину) определяем по формуле ^кр==Л^Л/КОкр» (VI.4)
где QKp — критический дебит скважины, м3/сут; D — внутренний диаметр скважины (Д = 0,15 м); h — толщина вскрытой части пласта (й = 20 м); т — пористость породы пласта (т = 0,32); икр — критическая скорость фильтрационного потока (оКр = 2 м/сут).
Подставляя числовые значения в формулу (VI.4), получим: QKP=3,14-0,15-20-0,32-2 = 5,03 м3/сут.
ВЫБОР ПЕСКА ДЛЯ ГРАВИЙНОГО ФИЛЬТРА
Задача VI.3. Подобрать гравийный фильтр для скважины,, эксплуатирующей пласт, сложенный из песка следующего фракционного состава.
Размер фракции песка, мм....>0,25 0,25—0,1 0,1—0,01 <0,01
Масса фракции, %............ 36,0 34,8 24,8 4,4
Пористость песка т = 0,37, коэффициент фильтрации нефти К= =0,0042 см/с. Примем, что коэффициент а в формуле (VI.2) равен 0,57 с. При горизонтальном залегании пласта (р = 90°) коэффициент Ка (см. формулу VI.3) равен 0,5, температура забоя 6* 83-
скважины /3=ЗО °C, кинематическая вязкость нефти при этой температуре vH = 0,125 см2/с, фактор вязкости т] в формуле (VI.2) для данного случая будет равен 15.
Решение. Принимаем, что не следует выносить из пласта частицы размером di = 0,2 мм и находим необходимый диаметр зерен гравия по формуле
-Оф/di = 10, (VI.5)
где Оф — диаметр зерен гравия (фильтра), мм; di — диаметр наиболее крупных частиц песка, мм.
Из формулы (VI.-5) видим, что для того чтобы не происходило выноса крупных частиц песка, составляющих пластовый скелет, необходимо, чтобы размеры зерен гравия превышали размеры наиболее крупных частиц пластового песка не более чем в 10 раз.
Подставляя данные в формулу (VI.5), находим
.Оф = 10di = 10-0,2=2 мм.
По формуле (VI. 1) устанавливаем размеры частиц, которые могут быть вынесены из пласта без нарушения, устойчивости его скелета:
г, ,/32 0,125 0,0042 Л
D° = V - 0-737.981--=0'067 ММ-
Допуская вынос из пласта в скважину частиц размером d-^. ^0,1 мм, определяем критическую скорость по формуле (VI.2):
• 0,1 Г, . . 0,57-15-0,5-0,0042 1_л niQtr ',
=-оТэтЛТ [1 + Г 1 + -J-----071------j =0,0132^ см/с-
Задача VI.4. Для создания гравийного фильтра в скважине ее ствол в интервале продуктивного объекта расширен до 240 мм. Рассчитать объем гравия, необходимого для образования гравийной набивки за проволочно-сварным фильтром (наружный диаметр г/ф=104 мм), спускаемым после расширения ствола и выполняющим роль опорного каркаса гравийной набивки.
Решение. Объем гравия, потребного для набивки, определяем по формуле
Vrp = ^-(D2p-^)/z, (VI.6)
где Z)p — диаметр расширенной части ствола скважины (£>Р= = 0,24 м); t/ф — наружный диаметр проволочного каркаса (^ф = = 0,104 м); h — высота гравийного фильтра, равная вскр’ытой мощности пласта (Л=10 м).
Подставляя цифровые значения в формулу (VI.6), имеем:
Vrp = 0,785 (0,242—0.1042) 10 = 0,37 м3.
Если учесть плотность гравия (1,9 т/м3), то масса гравия составит 0,37 - 1900 = 703 кг.
84
КРЕПЛЕНИЕ ПОРОД ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
Для крепления пород призабойной зоны применяют цементный раствор, цементнопесчаную смесь, фенолформальдегидные смолы, пеноцементные смеси и др.
Расчет крепления призабойной зоны скважин цементным и цементнопесчаным растворами
Задача VI.5. Для крепления призабойной зоны скважины цементным раствором требуется определить количество сухого цемента, объем воды для приготовления цемента и продавки цементного раствора в пласт, конечное давление и время закачки его в пласт.
Исходные данные: диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; глубина скважины 1420 м; глубина фильтра 1400—1412 м; диаметр заливочных труб 89 мм; пластовое давление 12 МПа; скважина заполнена водой.
Решение. Объем закрепляемой зоны подсчитывают по формуле
V = (/)’-/)%) hm, (VI.7)
где D — диаметр Закрепляемой зоны, м; DH — наружный диаметр эксплуатационной колонны, м; h — эффективная толщина пласта, м; т — условная пористость закрепляемой зоны, которая зависит от темпа поглощения жидкости и давления на устье скважины при проверке ее на поглощение.
Диаметром закрепляемой зоны задаются исходя из особенностей обрабатываемой скважины, длительности эксплуатации данного объекта, количества вынесенного песка, поглотительной способности скважины и т. д. Обычно диаметр закрепляемой зоны принимают равным 0,5—1,0 м. Для нашего случая примем D= =0,9 м.
Условную пористость принимают равной 0,5—1,0 исходя из тех же факторов. Условную пористость обычно принимают равной 1 при расходе жидкости 0,5 м3/мин при отсутствии давления на устье скважины и т=0,5 при том-же расходе жикости и давлении до 2,0 МПа. При более высоком давлении на устье скважины и расходе жидкости обработка призабойной зоны скважины цементным раствором не рекомендуется.
В процессе испытания скважины на поглощение при расходе жидкости 0,5 м3/мин давление на устье скважины оказалось равным 1,0 мПа, что примерно соответствует условной пористости лг=0,75.
Подставив численные значения в формулу (VI.7), получим V=0,785(0,92—0,1682)12-0,75=5,5 м3.
Все остальные необходимые данные для расчета по креплению призабойной зоны скважины цементным раствором определяют по формулам, таблицам и номограммам, приведенным в гл. V.
85
Задача VI.6. Рассчитать необходимое количество сухого цемента и песка, а также количество воды для приготовления цементного раствора и продавки его в пласт при креплении призабойной зоны скважины. Исходные данные: диаметр эксплуатационной колонны Дн=168 мм; глубина скважины Я=1620 м; глубина фильтра 1590—1600 м; эффективная толщина пласта Л=10 м; диаметр заливочных труб d=73 мм; диаметр зоны крепления принимаем 0=0,75 м; условная пористость закрепляемой зоны т=1; плотность песка рп=2,65 т/м3.
Процесс крепления призабойной зоны ведется в следующем порядке: после промывки скважины от песчаной пробки и установки конца заливочных труб на 10—15 м выше верхних отверстий фильтра в трубы сначала закачивают 0,5 м3 цементного раствора, а затем раствор из цементнопесчаной смеси (в соотношении цемент— песок 1:3), которую продавливают в пласт водой.
Решение. Определим объем цементнопесчаной смеси, необходимой для крепления зоны разрушения пород по формуле (VI.7). Уцп=0,785(0,752—0,1682) 10-1=4,2 м3.
Потребное количество сухого цемента (при использовании смеси цемента и песка в соотношении 1 :3 и водоцементном и водопесчаном факторе, равном 0,5) определяем по формууле
УцРцЧ- ^+ЗКцРц + 4- УцРц = 6УцРц = УРцп, (VI.8)
где рцп — плотность цементнопесчаной смеси.
Массу сухого цемента находим по формуле (VI.8):
<?ц = УцР;. = -4уРцп. (VI.9)
Плотность цементнопесчаной смеси при указанных весовых соотношениях цемента и песка, водоцементном и водопесчаном факторах составит
2/рц+1/рв+6/рп+3/рв=12/рцп, (VI.10)
откуда
D_________брцРпРв_____________6.3,15.2,65-1_______. уд т, а
Ицп — Зрцрв + рпРв + 2рцрп~3-3,15.1,0-Ь 2,65-1 + 2-3,15-2,65— ’ '
Следовательно, по формуле (VI.9) сухого цемента потребуется
С учетом потерь при затворении раствора имеем:
Q'4=1,1QU=1,1.1,2=1,32 т.
Дополнительное количество сухого цемента, необходимого для приготовления 0,5 м3 цементного раствора плотностью рцр= = 1,84 т/м3:
Q%= 4-P4pvup = 4-1'84-0,5 = 0,61 г
86
Общее количество потребного цемента:
Сц=3'ц-)-(2"ц=1,32+0,61=1,93 т.
Необходимое количество песка (при соотношении цемент — песок 1 :3) составит:
Qn=3Qu=3-l,2=3,6 т.
Количество воды, потребной для приготовления цементнопесчаного раствора,
QB=Qu/2+Qn/2=l,2/2+3,6/2=2,4 т.
Количество воды, потребной для приготовления 0,5 м3 цементного раствора, составит
0,5/2=0,25 м3.
Количество воды для продавки цементнопесчаного раствора в призабойную зону скважины определяют с учетом объема заливочных труб:
V,= ^d\L,
где — внутренний диаметр заливочных труб; L — длина спуска заливочных труб, равная 1580 м (на 10 м и выше верхних отверстий фильтра).
Следовательно,
Кв=0,785-0,0622-1580=4,8 м3.
Кв можно определить также по номограммам, приведенным на рис. 12 и 13.
Общее количество потребной воды составит
Vbo=Qb+Q'b+Vb=2,4+0,25+4,8=7,5 м3.
Продолжительность закачки цементного и цементнопесчаного растворов и продавки его в пласт определяем по формуле
/=(Уцп+Кв)/<7, (VI.11)
где q — подача цементировочного агрегата ЦА-320М (см. табл. V.12). '
Тогда
(4 2 + 4,8)10’ .пп q 1О t = v То’ -——492 с = 8 мин 12 с.
10, о
Давление в конце продавки цементнопесчаной смеси определяют исходя из поглотительной способности скважины и степени дре-нированности призабойной зоны. Обычно это давление принимают равным четырех- или пятикратному давлению поглощения жидкости при той же скорости нагнетания.
87
ления цементнонесчаной смесв.
Пример: дано Z) = l,2 м; Я=Ц м. Находим: 0ц=3,7 т, <Эп=П,0 т, QBe7,4 м3
В целях облегчения расчетов на рис. 22 приведена номограмма для определения количества цемента, песка и воды, необходимых для приготовления цементнопесчаной смеси.
Пример пользования номограммой (см. рис. 22). Пусть диаметр укрепляемой зоны £>=1,2 м, а эффективная толщина пласта h = = 11 м. Определим необходимое количество сухого цемента <2ц, песка Qn и воды QB. Для этого на шкале D находим точку с отметкой 1,2. Вращением линейки от этой отметки находим на шкале h отметку с цифрой 11. По прямой, соединяющей шкалы h a D, в точке пересечения со шкалой Qu определяем количество цемента. В данном примере Qr(—3,7 т. Правее этой цифры на шкале QB находим цифру, обозначающую количество потребной воды QB = 7,4 м3, а левее — количество песка Qn= 11 т. Номограмма построена для условной пористости т—\, но по ней можно сделать расчет крепления призабойной зоны скважины и для случая, когда условная пористость т = 0,5. В этом случае значения Qq, Qa и QB, полученные по номограмме, следует разделить на 2.
Расчет крепления призабойной зоны скважин фенолформальдегидной смолой
При этом способе в призабойную зону закачивается смола в количестве, достаточном для заполнения порового про
странства намеченной зоны крепления. Под воздействием температуры пласта смола переходит в твердое состояние и цементирует породу в прочную проницаемую массу при наличии в поровом пространстве как воды, так и нефти.
88
Перед обработкой призабойной зоны в скважине проводят следующие подготовительные работы: замеряют глубину забоя и статического уровня; температуру забоя; проверяют состояние эксплуатационной колонны; при наличии пробки скважину промывают; определяют поглотительную способность; спускают заливочные трубы с пакером и устанавливают его на 10—15 м выше верхних отверстий фильтра.
Применяют две разновидности технологии крепления фенолформальдегидной смолой: без применения соляной кислоты (при температуре забоя 70 °C и выше) и с применением соляной кислоты (при температуре ниже 70°C).
Задача VI.7. Рассчитать необходимое количество фенолформальдегидной смолы и продавочной нефти, потребных для крепления пород призабойной зоны при температуре 7=80 °C.
Исходные данные: интервал фильтра скважины 1810—1820 м; диаметр эксплуатационной колонны Ок=168 мм; глубина статического уровня Лет—1020 м; коэффициент пористости пород призабойной зоны т=0,4; эффективная толщина пласта Л=10 м; внешний диаметр зоны крепления £)к=1 м; внутренний диаметр заливочных труб dB=62 мм, глубина спуска колонны заливочных труб £=1800 м.
Решение. Определим количество смолы, заполняющей объем порового пространства зоны крепления:
V=^.(D\-D\)hm. (VI. 12)
Подставив численные значения, получим: ¥=0,785(1—0,1682) 10-0,4=3,05 м3.
Определим объем продавочной нефти по формуле
К =-- ~ [d\L + D\ (£ф - £)], (VI. 13)
где ¥н— объем нефти, необходимый для продавки смолы в пласт, м3; Ов — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, 0,15 м; £ф — глубина скважины до нижних отверстий фильтра (£ф= =1820 м).
Подставляя значения величин, входящих в формулу (VI. 13), будем иметь '
¥„=0,785 [0,0622-1800+ 0,152(1820—1800)] =5,79 м3.
Если в скважине перед ее обработкой воды не было, то объем продавочной нефти находят с учетом глубины статического уровня:
VH = -J- [d\ (£ - йст) + D\ (£ф - £)] = 0,785 [0,062s (1800 - 1020) +
-[ОДб2 (1820 — 1800)] = 2,707 м3 = 2,71 м3.
Процесс обработки состоит в последовательном проведении следующих операций:
I) при наличии в скважине воды в заливочную колонну труб нагнетают нефть для вытеснения из них воды (2,71 м3 нефти);
89
2) вслед за нефтью в трубы закачивают рассчитанный объем смолы (3,05 м3);
3) вытесняют в пласт из заливочной колонны смолу соответствующим объемом нефти (5,79 м3); время продавки в пласт смолы при температуре забоя 7'=80°С не должно превышать 6 ч;
4) освобождают пакер и из скважины поднимают примерно 100 м труб;
5) закачивают в колонну заливочных труб 0,25 м3 воды, чтобы смыть со стенок труб пленку смолы;
6) для затвердения смолы скважину оставляют в состоянии покоя на 5 сут (при Т=80°С), затем замеряют глубину забоя и уровень жидкости в скважине;
7) при наличии в скважине в интервале фильтра смоляного стакана его разбуривают;
8) определяют поглотительную способность скважины и осваивают ее методом плавного запуска.
Задача VI.8. Рассчитать количество фенолформальдегидной смолы, соляной кислоты и продавочной нефти, потребных для крепления пород призабойной зоны при температуре забоя скважины Т=32 °C.
Исходные данные: глубина фильтра скважины 980—1000 м; диаметр эксплуатационной колонны DH=168 мм; глубина статического уровня /iCT=500 м; эффективная толщина пласта йЭф==20 м; коэффициент пористости призабойной зоны /п=0,4; содержание в породе углекислого кальция С=8%; внешний диаметр зоны крепления DK=1 м. . .
Решение. Для ускорения схватывания смолы при температуре пласта 32 °C и содержании углекислого кальция сначала закачивают 15%-ный раствор соляной кислоты, а затем смолу, в которую перед закачкой добавляют небольшое количество 15%-ной НС1. После продавливания нефтью смолы в пласт в скважину закачивают 20%-ную соляную кислоту, которую продавливают в пласт водой. При этих условиях смола затвердевает в течение 2 сут.
Количество соляной кислоты, необходимой для растворения углекислого кальция, содержащегося в породе, принимают от 0,4 до 0,6 м3. Берем 0,5 м3. Тогда
17ц=0,5/1Эф=0,5-20=10 м3.
Этот раствор соляной кислоты закачивают в трубы отдельными порциями в 6—12 приемов через каждые 30—60 мин. Остаток кислоты из заливочных труб и эксплуатационной колонны продавливают в пласт легкой нефтью в объеме, подсчитываемом по формуле (VI.13).
Ун = ~[^ + Д2в(£ф-1)],
где dB — внутренний диаметр заливочных труб (dB=0,062 м); L — глубина спуска заливочных труб (£=970 м); DB — внутренний диа-90
метр эксплуатационной колонны (£)а=0,15 м); Лф— глубина скважины до нижних отверстий фильтра (Лф=1000 м).
Подставляя данные в формулу (VI. 13), получим: VH=0,785[0,0622 • 970+0,15^( 1000—970) ] =3,46 м3.
Количество смолы для обработки определяем по формуле
Ус==0,785(12—0,1682) 20-0,4=6,1 м3.
Через 10—16 ч после закачки 15%-ного раствора соляной кислоты закачивают смолу с 15 %-ной соляной кислотой (30—50 дм3 НС1 на 1 м3 смолы).
Если принять, что на 1 м3 нужно добавлять 50 дм3 15%-ной соляной кислоты, то общее количество этой кислоты составит V/1s=50Vc=50-6,1=305 дм3=0,305 м3.
Количество нефти, необходимой для продавливания смолы в пласт, вычисляем по фо'рмуле
V'h = (L - Лст) + D\ (£ф - L)]. (VI. 14)
Подставляя значения величин, входящих в формулу (VI. 14), получим:
VH=0,785[0.0622 (970—500)+0,152 (1000—970) ] = 1,163 м3.
Количество 20 %-ной соляной кислоты, служащей катализатором, берут вдвое больше, чем смолы:
V2O=2VC=2-6,1 = 12,2 м3.
Эту кислоту закачивают отдельными порциями в 3—4 приема через каждые 30 мин.
Для продавливания в пласт 20 %-ной соляной кислоты необходимо воды столько же, сколько нефти при продавливании 15 %-ной соляной кислоты: 3,46 м3.
Количество товарной соляной кислоты, которая необходима для обработки данной скважины, определяют по формуле
= (V,s + r15) 1,075-15 + Уао1,1-2О (VI.! 5)
где Vis; V'ls — объемы соляной кислоты 15%-ной концентрации, потребных соответственно для растворения карбонатов кальция в призабойной зоне скважины и для добавки к смоле, м3; V2o — объем соляной кислоты 20%-ной концентрации, используемой в качестве катализатора, м3; 1,075 — относительная плотность 15%-ного раствора; 1,1—то же, для 20%-ного раствора; г— содержание НС1 в товарной соляной кислоте (2=27%).
Подставляя данные в формулу (VI.15), получим:
„ (10 + 0,305)1,075.15 .12,2-1,1-20 . - .
27 + 27 —10,1 т.
ПРОМЫВКА СКВАЖИН ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК
Для более рациональной промывки скважин с целью удаления песчаных пробок рекомендуется промывочное устройство ПУ-1 (рис. 23), которое позволяет в определенной степени ликвидиро-
91
Рис. 23. Схема промывки скважины от песчаной пробки с применением промы-вочного устройства ПУ-1
Рис. 24. Схема эксплуатационной колон* ны скважины с забойной песчаной пробкой
вать недостатки прямого и обратного способов промывки и рациональнее использовать преимущества каждого из них. Технология промывки сводится к следующему.
В скважину опускают промывочные трубы, после чего к промывочным трубам наращивают промывочное устройство, затем в верхний конец промывочного устройства ввинчивают наращиваемую трубу и спускают в скважину. При этом башмак промывочных труб должен находиться выше уровня пробки на 15—20 м. Затем устье оборудуют головкой для обратной промывки. Чем ближе установлено промывочное устройство к уровню пробки, тем больше эффективность данного приспособления. Однако глубина установки промывочного устройства до начала промывки зависит от ряда факторов и, в частности, от способа эксплуатации, глубины подвески труб, конструкции и состояния эксплуатационной колонны. Ее можно определить расчетным путем.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ УСТАНОВКИ
ПРОМЫВОЧНОГО УСТРОЙСТВА В СКВАЖИНЕ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙСЯ КОМПРЕССОРНЫМ СПОСОБОМ
Задача VI.9. Определить глубину установки промывочного устройства в компрессорной скважине глубиной 2100 м, которая 92
выбыла из эксплуатации вследствие образования в ней пробок. Интервал перфорации 2085—2055 м. Глубина уровня пробки 2030 м. По окончании промывки промывочные трубы будут подняты.
Решение. Определим длину /3 промывочных труб, подлежащих спуску в скважину до присоединения к ним промывочного^ устройства, по формуле (рис. 24):
/3==Z2_|_znZ1, (VI.16>
где /а — расстояние от искусственного забоя скважины до нижних отверстий фильтра, т. е. глубин» зумпфа, м; т — коэффициент, предусматривающий безопасные условия работ при промывке скважины (берется в пределах 3—5, принимаем т=4); /[—длина фильтра, м. .
Тогда в формуле (VI.16) в правой части второе слагаемое будет представлять собой учетверенную длину фильтра (4/[)..Минимальное расстояние от ПУ-1 до верхних отверстий фильтра должно быть не менее 30 м.
\ (VI. 17)
где Hi, Н2— глубина соответственно нижних и верхних отверстий фильтра.
Подставляя данные в формулу (VI.17), имеем: /1=2085—2055=30 м.
Как видно из рис. 24, длина зумпфа скважины
l2=H—Hi, (VI.18)
где Н — глубина скважины, м.
Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (VI. 18), будем иметь:
/2=2100—2085=15 м.
Тогда по формуле (VI. 16) получим:
/3=154-4 (2085—2055) = 135 м.
После установки ПУ-1 на расчетной глубине продолжают-спуск промывочных труб, общую длину которых до начала промывки скважины определяют по формуле
/=//3—Io, (VI. 19)
где Нл— глубина верхнего уровня пробки, м; /о — минимальное-расстояние между башмаком промывочных труб и верхним уровнем пробки, необходимое, чтобы избежать посадки труб в пробку (ZQ= 15—20 м, принимаем /0=15 м). -
Тогда
/=2030—15=2015 м.
93.
Рис. 25. Схема эксплуатационной колонны скважины с дефектом
Задача VI. 10. По условиям предыдущей задачи определить глубину установки ПУ-1, если в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм выше отверстий фильтра имеется дефект на глубине 1805 м.
Решение. Определим длину промывочных труб, спускаемых в скважину до присоединения к ним промывочного устройства:
/3=(Я—Я4) +/'о, (VI.20)
где И4 — глубина местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне (рис. 25), м; Го— расстояние от ПУ-1 до дефекта колонны, обеспечивающее безопасное ведение работ по промывке скважины от пробки, м (Гй=20— 25 м, принимаем /'о=2О м). Тогда по формуле (VI.20) будем иметь:
/з= (2100-1805)4-20 = 315 м.
Определим общую длину труб, спускаемых в скважину перед началом промывки:
/з= (2100-1805)4-20=315 м.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ УСТАНОВКИ
ПРОМЫВОЧНОГО УСТРОЙСТВА В ГЛУБИННОНАСОСНЫХ СКВАЖИНАХ
В глубиннонасосных скважинах, в которых после промывки пробки предусматривается подъем труб, глубина установки промывочного устройства определяется так же, как и для компрессорных скважин при подъеме всех труб. В скважинах, в которых не предусмотрен подъем труб, вопрос о глубине установки ПУ-1 решается следующим образом.
Если глубина подвески насоса после промывки будет оставлена <без изменения или будет уменьшена, устройство ПУ-1 присоединяют к верхней трубе находящихся в скважине труб. После этого наращивают промывочные трубы из расчета установки их башмака на 15 м выше уровня пробки. Если же после промывки скважины предусматривается увеличение глубины подвески насоса, то необходимо добавить трубы соответствующих длин. Затем установить ПУ-1 и спустить трубы в скважину. Перед промывкой скважины башмак промывочных труб должен находиться выше пробки на 15 м. По окончании промывки из скважины поднимают наращенные промывочные трубы с ПУ-1.
«4
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ПЕСЧАНОЙ ПРОБКИ
Задача VI.11. Произвести гидравлический расчет промывки' 5 *. скважины для удаления песчаной пробки. Определить: давление на выкиде насоса; давление на забое скважины; необходимую мощность двигателя; время на промывку скважины для удаления пробки и разрушающее действие струи при промывке скважины.
Исходные данные: глубина скважины //=2400 м; диаметр эксплуатационной колонны 0=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок, составляющих пробку, I 6=1,0 мм; глубина фильтра скважины 2380—2388 м; уровень песчаной пробки равен 2200 м.
Для промывки используется насосная установка УН1Т=100Х 1 Х200.
В табл. VI.1 приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной установки УН 1Т-100X200 при частоте вращения вала двигателя, равном 1070 об/мин, общем коэффициенте полезного дей-v ствия т]=0,8 и диаметре плунжера, равном 125 мм.
Таблица VI.1 Подача и давление, развиваемые"насосом НП-100ХЛ1
Скорссть коробки передач Число ДВОЙНЫХ ХОДОВ плунжера в минуту Подача, дм’/с Давление,’ МПа
I 49,8 3,8 20,0
II 72,8 5,6 17,1
III 110,0 8,4 11,3
IV 168,0 12,9 7,4
Т а блица VI.2 Скорость нисходящего потока жидкости в промывочных трубах (м/с)
Расход жидкости, дм*/с Диаметр труб, мм
48 60 | 73 89 102 114
1 0,78 0,50 0,33 0,22 0,16 0,13
2 1,57 1,01 0,66 0,44 0,32 0,25
3 2,35 1,51 0,99 0,66 0,49 0,38
4 3,14 2,01 1,32 0,88 0,65 0,51
5 3,92 2,52 1,66 1,10 0,81 0,63
6 4,71 3,02 1,99 1,32 0,97 0,76
7 5,49 3,52 2,32 1,54 1,14 0,89
8 6,27 4,03 2,65 1,78 1,30 1,01
9 7,06 4,53 2,98 1,98 1,46 1,14
10 '7,84 5,03 3,31 2,21 1,62 1,27
12 9,41 6,04 3,97 2,65 1,95 1,52
15 11,76 7,55 4,97 3,31 2,43 1,90
17 13,33 8,56 5,63 3,75 2,76 2,15
20 15,69 10,01 6,62 4,41 3,25 2,53
Прямая промывка водой
Решение. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диа-
95
Тис. 26. Зависимость объемного расхода «оды q от линейной скорости движения «н в насосно-компрессорных трубах раз* личного диаметра
метром 73 мм по формуле
(VI.21)
1 dB 2g
где X — коэффициент трения при движении воды в трубах (данные приведены ниже); dB — внутренний диаметр промывочных труб, м; vH — скорость нисходящего потока жидкости, м/с (табл. VI.2 или график на рис. 26).
По графику, приведенному на рис. 26, или по табл. VI.2 путем интерполирования находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса (см. табл. VI.1) на I (3,8 дм3/с), II (5,6 дм3/с) III (8,4 дм3/с и IV (12,9 дм3/с) ско
ростях: Ohi=1,26 м/с; Онп = = 1,85 м/с; Онш=2,78 м/с; pbiv = = 4,27 м/с. Ниже приведены коэффициенты гидравлического сопротивления.
Диаметр труб, мм . . .
Л . . . ........ . .
48 , 60 73 89 102 114
0,040" 0,037 0,035 0,034 0,033 0,032
Подставив численные значения величин, входящих в формулу (VI.21), находим потери напора fti при работе установки: 1
на I скорости
п . = 0,035 л
2400 1,26г
0,062 2-9,81 —
109,6 м,
на II скорости
, плок 2400 1,85s подо
Ап — °'035 0,062 2 9 81_236,Зм,
на III скорости
,, п лоч 2400 2,78s -,эп _ A in — 0,035о,062 2-9,81—539.7 м,
на IV скорости
. л лоч 2'400 4,27s . .
hx iv —0,035Q Q62 2.9 si —1259,1 м.
Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины по формуле
<VI-22>
•96
Рис. 27. Зависимость между объемным расходом воды (q) и линейной скоростью ее движения (VB) в затрубном пространстве скважины при различных сочетаниях диаметров эксплуатационных колонн и НКТ
где ср — коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости (колеблется в пределах 1,1—1,2, принимаем <р=1,2); Я,— коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разности диаметров 168-мм (£)в=150 мм) и 73-мм (с/н— =73 мм) труб: 150—73 мм=77 мм, что почти соответствует внутреннему диаметру 89-мм труб, для которых Х=0,034; dH—наружный диаметр промывочных труб; vB — скорость восходящего потока жидгЛэсти в затрубном пространстве, м/с (определяем по графику
Таблица VI.3 Скорость движения жидкости в затрубном пространстве (м/с)
Расход Диаметр эксплуатационной колонны, мм
114 127 140
q, дм3/с Диаметр насосно-компрессорных труб, мм
48 60 48 60 73 60 73
1 0,16 0,20 0,13 0,15 0,19 0,11 0,14
2 0,33 0,40 0,27 0,31 0,39 0,23 0,27
3 0,49 0,60 0,40 0,46 0,59 0,34 0,41
4 0,66 0,80 0,53 0,62 0,78 0,45 0,54
5 0,82 1,00 0,67 0,77 0,98 0,57 0,68
6 0,98 1,20 0,80 0,92 1,18 0,68 0,81
7 1,15 1,40 0,93 1,08 1,37 0,79 0,95
8 1,31 1,60 1,07 1,23 1,57 0,91 1,08
9 1,48 1,80 1,20 1,38 1,76 1,02 1,22
10 1,64 2,00 1,33 1,54 1,96 1,14 1 ,35
12 1,97 2,40 1,60 1,85 2,35 1,36 1 ,62
15 2,46 3,00 2,00 2,31 2,94 1,70 2,03
17 2,79 3,40 2,27 2,62 3,33 1,93 2,30
20 3,28 4,00 2,67 3,08 3,92 2,27 2,70
7—3344 97
П родол женив табл. VI.3
Расход Диаметр эксплуатационной колонны, м
146 | 168
жидкости дм3/ с Диаметр насосно-компрессорных труб, мм
60 73 89 60 73 89 102 114
1 0,10 0,11 0,14 0,06 0,07 0,09 0,10 0,13
2 0,19 0,22 0,28 0,13 0,15 0,17 0,21 0,27
3 0,29 0,33 0,42 0,20 0,22 0,27 0,31 0,40
4 0,38 0,44 0,56 0,27 0,30 0,34 0,41 0,54
Г. 0,48 0,55 0,70 0,34 0,37 0,43 0,52 0,67
6 0,57 0,66 0,85 0,40 0,44 0,52 0,62 0,81
7 0,67 0,77 0,99 0,47 0,52 0,61 0,73 0,95
8 0,77 0,88 1,13 0,54 0,60 0,70 0,83 1,08
9 0,86 0,99 1,27 0,60 0,66 0,78 0,93 1,21
10 0,96 1,10 1,41 0,67 0,74 0,87 1 ,04 1,35
12 1,15 J ,32 1,69 0,81 0,88 1 ,04 1 ,25 1,62
15 1 ,44 1,65 2,11 1,01 1,11 1 ,36 1.56 2,02
17 1,63 1,87 2,39 1,15 1,25 1,48 1,77 2,30
20 •1,92 2,20 2,82 1,35 1,49 1,74 2,08 2,70
на рис. 27). Для этого на оси ординат находим точку, соответствующую заданному объемному расходу q (например, q— =8,0 дм3/с) и из нее проводим прямую, параллельную оси абсцисс до пересечения с прямой, соответствующей заданному сочетанию диаметров эксплуатационной колонны и промывочных труб (168Х Х73 мм). Из точки пересечения этих прямых восставляем перпендикуляр на ось абсцисс, где и находим значение линейной скорости (ив=0,6 м/с). По расходу скорость восходящего потока для заданного сочетания диаметров эксплуатационной колонны и промывочных труб можно найти также из данных табл. VI.3.
Для расходов жидкости на I, II, III и IV скоростях насосной установки УН1Т-100Х200, равных (см. табл. VI.1) соответственно 3,8; 5,6; 8,4 и 12,9 дм3/с, по графику (см. рис. 27) находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 73-мм промывочных труб, спущенных в 168-мм колонну; они равны Хв=0,28; Ов"=0,41; vBni=0,62; wBIV=0,96 м/с.
Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (VI.22), получим потери напора h2 при движении жидкости с песком в затрубном пространстве: на I скорости
/г21 — 1 о л лол 2400 0,28й г лп 1,2 0,034 015_0>073 2-9,81—5,0 ’
на II скорости
^211 ~ 1 о п 2400 0,41а о 1,2 0,034 015_0 073 2-9,81 —10,9 М’
на III скорости
^2111 ~ 1 п л г\пл 2400 0,62э оА -1,2 0,034 015_0 073 2-9,81— 24’92 и,
98
Таблица VI.4 Скорость свободного падения песчинок в воде цкр
Размер зерен, мм Скорость свободного падения, см/с Размер зерен, мм Скорость свободного падения, см/с Размер зерен, мм Скорость свободного падения, см/с
0,01 0,01 0,17 2,14 0,45 4,90
0,03 0,07 0,-19 2,39 0,50 5,35
0,05 0,19 0,21 2,60 0,60 6,25
0,07 0,33 0,23 2,80 0,70 7,07
0,09 0,60 0,25 3,00 0,80 7,89
0,11 0,90 0,30 3,50 0,90 8,70
0,13 1,26 0,35 3,97 1,00 9,50
0,15 1,67 0,40 4,44 1,20 11,02
на IV скорости
, 1 о л пол 2400 0,96*1 ко па
Л21У — 1.2-0,034 0,15 — 0,073 2-9,81 — 59,76м.
Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в затрубном пространстве по формуле К. А. Апресова:
__(1 —m)Fl Г fa Л _ чкр 'j J f L Рж \ Сц /
(VI.23)
где т — пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F — площадь проходного сечения 168-мм эксплуатационной колонны (f=177 см2); I — высота пробки промытой за один прием (длина двухтрубки равна 14 м); f—площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 168-мм и 73-мм трубами (/=135 см2); рп — плотность зерен песка (рп=2600 кг/м3) ; рж— плотность промывочной жидкости — воды (рж=1000 кг/м3); цкр — скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером с!=1,0мм равна 9,5 см/с (берется из данных табл. VI.4); vB — скорость восходящего потока жидкости, см/с.
Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (VI.23), находим потери напора h3 при работе установки: на I скорости
, (1-0,3)177-14 Г 2600 /. 9,5 \ ,] п £,
----135------[-ТооГ^1-^ - 1 J=9>2 М,
на II скорости
, (1-0,3)177-14 Г 2600 Л 9,5 \ ,] 1OQC-
h3 п = J---iW--------[ПОТО (l ~ —J - 1 J= 12’85 M'
на III скорости
, (1-0,3)177-14 Г 2600 /, 9,5 \ . 1 irrr
= ~-------Й5----[Тооо- - -62-j - 1] = 15,55m,
на IV скорости
, (1-0,3)177-14 Г 2600 /. 9,5 \
h™ = ---------ns-----[пшг!1 ^=17'22 м-
7* 99
Таблица VI.5 Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге
Расход воды, дм3/ с Потери напора, и Расход воды, дм1/с Потери напора, м
3 4 8 29
4 8 9 35
5 12 10 50
6 17 12 104 -
7 22 15 186
Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по данным табл. VI.5 путем интерполирования.
Потери напора, возникающие в шланге /ц и вертлюге /г5, составляют в сумме при работе: на I скорости (Й4+/15) 1=7,2 м;
на II скорости (/i4-j-/i5)ii=15 м;
на III скорости (/?4-|-/i5)ш=31,8 м;
на IV скорости (/14+/г5) iV=128 м.
Находим потери напора /г6 на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии /=50 м. Тогда по формуле (VI.21) находим потери напора: на I скорости
й6 ] = 0-О350 062 2.9 8i=2,28 м,
на II скорости
, л лпг- 50 1,82’ . пп
П — 2-9,81—^’^2 м’
на III скорости
, л пог: 50 2,78’ , , , ,
^0ш — 0.0350 062 2.9,81= 1 ’ * М’
на IV скорости
= 0,035^1^=26,23 м.
Определяем давление на выкиде насоса (в МПа):
Р« = ?xg (Л. + й2 + Ла + + й.)- (VI.24)
где Л1+/12+/гз++++++— сумма потерь, м.
Подставляя в формулу (VI.24) полученные значения потерь, будем иметь суммарные потери при работе насосной установки: на I скорости
Ач = -щг- Ю’-9,81 (109,6 + 5,08 + 9,24-7,2 + 2,28) = 1,31 МПа;
100
(VI.25)
на II скорости
рнп ;=_L_ Ю3.9,81 (236,3+ 10,9 +12,85+ 15 + 4,92) = 2,75 МПа;
на III скорости
рнш =JL Ю3-9,81 (533,7 + 24,92+15,55 + 31,8+ 11,11) =
= 6,17 МПа;
на IV скорости
+iv =TiF 10’'9'8!(1259J + 59,76 + 17,22 + 128 + 26,23) =
= 14,9 МПа.
Определяем давление на забое скважины при работе установки:
Рааб 10е ~^2 ~I-
где Н — глубина скважины, м.
Подставляя данные в формулу (VI.25), получим давление на забое скважины: на I скорости
^заб1 = _J_ 10’ • 9,81 ;(2400 + 5,08 + 9,2) = 23,7 МПа
на II скорости
/+6П-+Т 103'9’81 (2400+ 10,9 + 12,85) = 23,8 МПа;
на III скорости
Лаеш -=-^г Ю’-9,81 (2400 + 24,92+ 15,55) = 23,9 МПа;
на IV скорости
+a6iv-^-nF 1039,81 (2400+ 59,76+-17,22) = 24,3 МПа.
Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки, по формуле м _ PhQ ~ 10’v)a 1
где r|a—общий механический к, п. д. насосной установки (принимаем равным 0,8).
Подставляя в формулу (VI.26) полученные данные, будем иметь: на I скорости
Л7 1,31 - 10в-3,8-10-3 к оо п
=------HV+8------=6’22 КВГ;
(VI.26)
101
на II скорости
2,75 108-5,6 10~ ’ D
=-------ioro-------=19'25 кВт;
на III скорости
Л7 6,17-10’.8,4-10-3 _n D
Nm ---------ioTol------= 64'79 кВт;
на IV скорости
14,9-106-12,9-10-3 олпос о
N!V = юа.0,8----= 240'26 КВТ•
Из приведенного расчета видно, что так как насосная установка УН 1Т-100X200 имеет номинальную полезную мощность 83 кВт, то работа ее на IV скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.
Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:
К = 100. • (VI.27)
/vmax
Подставляя данные в формулу (VI.27), получим К установки: на I скорости
^ = ^-100=7,50/0;
на II скорости
^1 = т1ОО==23'2°/о;
на III скорости '
100 = 78,10/0.
Определим скорость подъема размытого песка, который находится как разность скоростей:
^п==ив—Укр. (VI.28)
Подставляя фактические данные в формулу (VI.28), получим значения скоростей подъема: на I скорости
Уп1=0,26—0,095=0,185 м/с;
на II скорости
Упп=0,41—0,095=0,315 м/с;
на III скорости
Оп1и=0,62—0,095=0,525 м/с.
Определим продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины на длину колена (двухтрубки) до появле-102
ния чистой воды по формуле:
t=H/va. (VI.29)
Подставляя данные в формулу (VI.29), получим необходимую продолжительность подъема песка:
на I скорости
/i=2400/0,185—12973 с=3 ч 36 мин;
на II скорости
fn=2400/0,315=7619 с=2 ч 7 мин;
на III скорости
/[п=2400/0,525=4571 с=1 ч 16 мин.
Определяем размывающую силу (силу удара) жидкости по формуле:
Р=2-102-^-, (VI.30)
где Q — подача агрегата, дм3/с; f—площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т. е. площадь поперечного сечения промывочных труб (для 73-мм колонны /=30,19 см2); F — площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168-мм колонны равна 177 см2).
Подставляя эти данные в формулу (VI.30), получим значения Р:
на I скорости
Р, = 2 • 102 30 19.177 = 0,541 кПа;
на II скорости
Р.,=2-Ю’ "зоТПИг?-—Г'74кПа;
на III скорости
=2,641 кПа.
Обратная промывка водой
Определим- потери напбра на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве между 168-мм и 73-мм трубами по формуле
А' = 1-вЛг^- <VL31>
Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (VI.31), будем иметь для работы агрегата: на I скорости . ппол 2400 °’282 лол
/1] ! 0,034 015_0 073 2 9,81 ~4,24 М’
103
на II скорости
и _ллол 2400 °.412 апо
Л1И 0,034 ()>15_0)073 2-9,81—9,°8 м’
на III скорости
. п пол 2400 °.622 ОЛ -7Г
Л1 III —0.034 015 —0>073 2-9,81—"°’76 М’
на IV скорости
л ____гч лл.| 2400 0,93а .р. —q
Л1 IV — 0.034 015_0 073 2-9,81 = 49’7® м-
Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах по формуле
(VL32>
где vB — скорость восходящего потока (равна скорости нисходящего потока ин при прямой промывке). Поэтому в расчетах воспользуемся значениями скоростей, определенных ранее по табл. VI.2 и по рис. 26. Подставляя данные в формулу (VI.32), получим значение h2 при работе агрегата:
на I скорости
, 1 а л лок 2400 J-262 <91 й
Л21— 1,2-0,035 0 062 2-9,81— 131.6 м,
на II скорости
, 1 о ппоп 2400 1,852 с
/г2 п 1,2-0,0350,062 г.9,8] = 283’6 м;
на III скорости
h2 П[ = 1,2 0.035 21“ 640.4 м;
на IV скорости
/.,„=1.2 0,035 2" 1510.9 м.
Определяем потери напора на уравновешивание разности плотности жидкостей в промывочных трубах и в кольцевом пространстве ио формуле (VI.23), в которую вместо площади сечения кольцевого пространства подставляют площадь внутреннего сечения 73-мм труб, равную 30,19 см2. Следовательно, по формуле (VI.23) имеем следующие значения Лз при работе агрегата:
на I скорости
, (1-0,3)177-14 Г 2600 /, 9,5 X ,1 ел
^31— 30,19 [ 1000 126 J
104
на II скорости
, (1 — 0,3)177-14 Г 2600 /, 9,5 \ ол Ас
п =-----жТ9-----[low11 “ -Йг) - Ч^4-46 м;
на III скорости
__ (1-0,3)177-14 Г 2600 9,5 \ .1 .
3III 30,19 [ 1000 ( 278 ) 1J—о7,4м,
на IV скорости
, _ (1 — 0,3) 177-14 Г 2600 / 9,5 \ , оо ад „
3IV 30,19 [ 1000 [ 427 j ] — оо,94м.
Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствуют: h^-f-hs—O.
Определяем потери напора /г6 на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии. Они будут такими же, как и при прямой промывке: на I скорости /г61=2,28 м; на II скорости /г6ц= =4,92 м; на III скорости Лбш=11,11 м; на IV скорости /i6iv= =26,23 м.
Определяем давление на выкиде насоса по формуле (VI.24): на I скорости
/^ = 2- Ю3-9,81 (4,24+131,64-80,73+ 2,28) =2,15 МПа;
на II скорости
pali = 1 О’ -9,81 (9,08 + 233,6 + 84,46 + 4,92)'= 3,75 МПа •,
на III скорости
=ТоН°3'9’81 (2°,76+ 640,4+ 87,4+ 11,11) = 7,45 МПа;
на IV скорости
Лiv = -fF 1 °3 •9’81 (49.78 + 151,09 + 88,94 + 26,23) = 16,44 МПа.
Определяем давление на забое скважины по формуле (VI.25). Будем иметь при работе агрегата: на I скорости
Т’заб! 10’’9,81 (2400+131,6 + 80,73)= 27,2 МПа;
на II скорости
^забп __L_ Ю’• 9,81 (2400 + 283,6 + 84,46) = 27,7 МПа;
на III скорости
Лаб ш = “ПК 10’•9’81 (240° + 640,4+ 87,4) = 30,7 МПа;
105
на IV скорости
Ааб IV = 70^ 1 °3 9'81 (240° + 151 ° ’9 + 88 04) = 39,24 М Па.
Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки по формуле (VI.26): на I скорости
Л7 _ 2,15-10^.3,8.10-3 9
— 103-0,8 — Ш-КЬТ,
на II скорости
,, 3,75- 10s-5,G 10-3 од о п
—Гомо—=26-3 кВт;
на III скорости
.т 7,45-10s-8,4 • 10-3
103'0,8 —78,2 кВт,
на IV скорости
16,44-10s• 12,9• 10-3 oct- . D
^iv --------ioTo^------=265’1 kBt-
Как видно из приведенных расчетов, работа на IV скорости насосной установки невозможна.
Сравнивая мощности, необходимые для промывки скважины от пробки при прямой и обратной промывках (на одной и той же скорости установки), нетрудно убедиться, что соответствующие мощности при обратной промывке больше, чем при прямой.
Определяем коэффициент использования максимальной мощности насосной установки по формуле (VI.27): на I скорости
^=-^-=100 = 12,Зв/0;
на II скорости
юо = 31,7’/о;
на III скорости
Кш = -^~ 1ОО = 94,2»/о.
Определяем скорость подъема размытого песка по формуле (VI.28) при работе агрегата: на I скорости
uni= 1,26—0,095=1,165 м/с;
на II скорости
Опп=1,85—0,095=1,755 м/с;
на III скорости
unIn=2,78—0,095=2,685 м/с.
106
. Определяем продолжительность подъема размытого песка по формуле (VI.29): на I скорости
t, ~ ,2Z = 2060 с = 34 мин 20 с;
*1,100
на II скорости
£..=-^^ = 1368 м —22 мин 48 с;
11 ' 1 , / 00
на III скорости
t„т = = 894 с = 14 мин 54 с.
111 2,Ьоо
Определяем размывающую силу струи жидкости по формуле (VI.30), в которую вместо f подставляем значение площади кольцевого пространства между 168-мм эксплуатационной колонной и 73-мм промывочными трубами (f=135 см2): на I скорости
/?-=2-102 3|8^=-==О,12 кПа;
гI 135-111
на II скорости
“Па:
на III скорости
Т’ш = 2-102 135 177 =0,59 кПа.
ЧИСТКА ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В СКВАЖИНАХ
С ПОМОЩЬЮ ГИДРОБУРА
Задача VI.12.. Определить необходимую мощность двигателя и время на чистку песчаной пробки гидробуром.
Исходные данные: глубина скважины 1150 м; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; мощность песчаной пробки 20 м; плотность песчаной пробки рп=2000 кг/м3; плотность жидкости в скважине рж=850 кг/м3. Чистка скважины проводится гидробуром БГ-100М с подъемниками ЛПТ-8 на канате диаметром dK=15 мм.
Решение. Вес поднимаемого груза определяем по формуле
Q=qH+G, (VI.33)
где q — вес 1 м стального каната диаметром 15 мм (7—804 Н)\ Н — глубина скважины, м; G — вес гидробура, заполненного жидкостью с песком:
G=G1+G2, (VI.34)
где Gi — вес гидробура (Gi = 1960 Н); G2— вес песка и жидкости в гидробуре:
Gi— (Ужрп-|- УиРж) g, (VI.35)
107
где Уж — рабочий объем желонки (УЖ=О,ОЗЗ м3); Ун — объем жидкости в цилиндре насоса (Ун=0,0045 м3). Подставляя численные данные в формулу (VI.35), получим:
G2= (0,033 2000+0,0045 • 850) 9,81 =685 Н.
Таким образом, по формуле (VI.34) получим:
G= 1960+685—-2645 Н.
Подставляя полученные цифровые данные в формулу (VI.33), будем иметь:
<2=8,04-1150+2645=11891 Н=11,9 кН.
Определим диаметр навивки каната на барабан лебедки. Диаметр навивки каната колеблется от Отш до Отах, где Отах — максимальный диаметр навивки каната при полностью поднятом гидробуре (по замеру канат навивается на барабан лебедки в 14 рядов).
Максимальный диаметр, равный диаметру 14 ряда навивки каната на барабан лебедки подъемника, определяем по формуле (III.21):
Отах=О14=420+15+0,93-26-15=798 мм=0,798 м.
Минимальный диаметр навивки каната на барабан лебедки при положении гидробура на забое определяем по формуле:
О . =1/о2 - (VI.36)
min max L6 — dK v '
где L& — длина бочки барабана лебедки. Для подъемника ЛПТ-8 £б=800 мм. '
Подставляя числовые данные в формулу (VI.36), будем иметь: °min= /79,82--^^2-= 0,522 м.
Необходимую мощность двигателя для подъема гидробура с забоя на IV скорости определяем по формуле
= (VI.37)
+б v ’
где Р — натяжение ходового конца каната, равное весу поднимаемого груза Q, так как спуск и подъем гидробура в скважину осуществляются без оснастки талевой системы; v .—скорость подъема гидробура из скважины, м/с;
и=лОср/гб/60, (VI.38)
где ДСр — средний диаметр навивки каната на барабан лебедки, равный
0,522 + 0,798
Dmin ’ max ________ » 1 ’ n er?
ср =------2-------------2-----= 0,66 м;
Пв — частота вращения барабана подъемника, об/мин (см. табл. III. 1); г]Об — общий механический к. п. д. передачи от двигателя до барабана лебедки (г|Об=0,82).
108
Подставив в формулу (VI.37) значение и=лДсрПб/60, получим: кт
N = 19,П)об
Подставив численные значения в формулу (VI.39), получим:
(VI .39)
11891 -0,66-211 D
N = —, п , „ — = 105,7 кВт.
19,1-0,82
Так как мощность двигателя подъемника ЛПТ-8 равна 118 кВт (см. Приложение, табл. 10), то работа гидробуром на IV скорости вполне возможна.
Определим скорость подъема гидробура на IV скорости подъемника по формуле (VI.38):
vn=3,14 -0,66 -211/60=7,3 м/с.
Спуск гидробура в скважину проводят на II скорости обратного хода подъемника.
Тогда
ос=3,14-0,66-188,8/60=6,5 м/с.
Определим время спуска гидробура:
, И 1150 оп
Г, = .. СП — с г сп — 2,9 МИН.
-JC6O —6,5-60
Время на заполнение песком желонки гидробура /2 = 3 мин (по опытным данным). Определим время на подъем гидробура:
, И 1150 о с
С = ---КП~ = 7 Q СП == 2,6 МИН-
3 ?п60 7,3-60
Время на разгрузку желонки гидробура с отвинчиванием долота (по опытным данным) /4=6 мин.
Определяем продолжительность одного рейса гидробура (спуск — заполнение — подъем — разгрузка):
^р=^14-^2+^з+^4=2,9+3-|-2,6+6=14,5 мин.
Определяем общую затрату времени на очистку скважины от пробки высотой 20 м.
За один рейс желонки гидробура БГ-100М выносит 33 л песчаной смеси, в результате чего высота пробки в 168-мм колонне понижается на 1,8 м.
Для очистки скважины от 20-м песчаной пробки потребуется: пР=20 : 1,8=11 рейсов.
Общая затрата времени на очистку 20-м песчаной пробки в 168-мм колонне (без подготовительных работ) составит:
7’=/р/гр=14,5-11 = 160 мин=2 ч 40 мин.
109
ГЛАВ A VII
ЛОВИЛЬНЫЕ РАБОТЫ
К наиболее сложным и трудоемким видам работ, выполняемых при капитальном ремонте скважин, относятся ловильные работы.
Из всех видов ловильных инструментов широко применяют освобождающиеся инструменты с плашечно-клиновидными и резьбо-нарезными захватными устройствами. При использовании инструментов с плашечно-клиновидным захватным механизмом необходимо правильно выбрать растягивающие усилия для обеспечения надежного сцепления плашек с поверхностью тела трубы для успешного ее отвинчивания (табл. VII. 1).
При отвинчивании аварийных НКТ с усилиями меньшими, чем указаны в табл. VII.1, может произойти скольжение плашек труболовки, и процесс отвинчивания труб окажется безуспешным. !
В случае невозможности отвинчивания аварийных труб ловильный инструмент необходимо освободить: Освобождение осуществляется резким его спуском (страгиванием), в результате чего плашки утапливаются, а затем фиксируются в указанном положении для исключения перемещения их вниз по. корпусу ловильного инструмента. Из заклиненного состояния плашки выводятся путем передачи части веса бурильной колонны (страгивающей нагрузки Рстр) на ловильный инструмент.
Соотношение страгивающей Рстр и растягивающей Рраст нагрузок характеризует коэффициент освобождения ловильного инструмента:
т==Рстр/Рраст< 1. (VII.1)
При ловильных работах с помощью освобождающихся труболовок с плашечно-клиновидными захватами необходимо учитывать коэффициент освобождения применяемого инструмента для определения максимально допускаемого растягивающего усилия, передаваемого непосредственно на ловильный инструмент. При этом допускаемая растягивающая нагрузка, определяемая по коэффициенту т, не должна превышать допускаемую грузоподъемную силу ловильного инструмента.
Учитывая возможные погрешности при определении величины и соотношения страгивающих (сжимающих) и растягивающих нагрузок при ловильных работах, а также во избежание неосвобожде'
Таблица VII. 1 Оптимальные растягиваю дие нагрузки на ловильный инструмент
Показатель Условный диаметр НКТ, мм
48 60 73 89 102 114
Оптимальная растягивающая нагрузка на ловильный инструмент, кН 15—20 20—30 50—60 70—80 100 100—120
НО
ния ловильного инструмента от захвата для практического пользования рекомендован /л=0,25.
Исследованиями установлено, что в наклонных скважинах сложного профиля сила трения достигает 40% от общей нагрузки на крюке талевой системы. Поэтому в процессе ловильных работ мастер прежде всего должен холостым расхаживанием бурильной колонны определить силу трения и учесть ее значение при создании нагрузки в процессе отвинчивания аварийных труб и при освобождении ловильного инструмента от захвата.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ РАСТЯГИВАЮЩЕЙ НАГРУЗКИ НА ЛОВИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ
Задача VII.1. Для ликвидации аварии с НКТ диаметром 73 мм, конец которых находится на глубине 230 м, на бурильных трубах диаметром 89 мм с толщиной стенок 11 мм спущена внутренняя освобождающаяся труболовка механического действия ТВМ73-2-108 грузоподъемной силой, равной 400 кН.
Определить максимально допускаемую нагрузку на труболовку.
Решение. Определим вес колонны бурильных труб из выражения:
G6k=#<7=230 233=53590 Н=53,6 кН,
где q — вес 1 м бурильной трубы с учетом замковых соединений, Н (табл. VII.2); // — глубина спуска колонны бурильных труб, м.
Максимально допускаемую растягивающую нагрузку на ловильный инструмент определяем по формуле (VII. 1):
PCTD 53,6
Роаст = —2Д = —= 214 кН.
Раст т 0,25
Из приведенного расчета следует, что при максимально допускаемой растягивающей нагрузке на ловильный инструмент, равной 214 кН, можно расхаживать аварийные трубы после их захвата ловильным инструментом. Для отвинчивания заловленных аварийных труб диаметром 73 мм к ловильному инструменту потребуется приложить растягивающую нагрузку 50—60 кН (см. табл. VII.1). При этом последующее его освобождение от захвата возможно без особых затруднений.
Допустим, что при очередной ловле из скважины было извлечено 430 м аварийных НКТ и конец их находится на глубине 660 м. В скважину вновь спустили эту же труболовку.
Вес колонны бурильных труб составит:
Сбк=660-233= 153780 Н=153,8 кН.
Тогда допускаемая растягивающая нагрузка на ловильный инструмент с обеспечением необходимых условий для дальнейшего его освобождения от захвата составит
Рраст=153,8/0,25=615,2 кН.
111
Таблица VII.2 Характеристика бурильных труб
Условный диаметр бурильной трубы, мм Наружные диаметры элементов трубы, мм Толщина стенок труб, мм Площадь поперечного сечения тела гладкой части трубы, см2 Площадь сечення но внутреннему диаметру трубы, С VI2 Масса 1 м гладкой части трубы, кг
гладкой трубы замков соединительных муфт
зн зш
60 60,3 80 80 7 9 11,7 14,5 16,8 14,0 9,15 11,3
73 73 95 108 95 7 9 11 14,5 18,1 21,4 27,3 23,7 20,4 11,4 14,2 16,8
89 89 108—113 118 108 7 9 11 18,0 22,6 26,9 44,2 39,6 35,2 14,2 17,8 21,2
Дать такую нагрузку на ловильный инструмент нельзя, так как труболовка имеет грузоподъемную силу 400 кН. Поэтому следует ограничиться приложением к ловильному инструменту растягивающей нагрузки, равной 400 кН. При расчетах необходимо также учитывать грузоподъемную силу вышки и подъемной установки.
Если в процессе работ к ловильному инструменту будет приложена максимальная растягивающая нагрузка 400 кН, то для стра-гивания плашек и освобождения инструмента от захвата потребуется к ловильному инструменту приложить осевую сжимающую нагрузку, равную 400-0,25=100 кН, т. е. часть веса бурильной колонны, на которой ловильный инструмент спущен в скважину.
Как показала практика, при ловильных работах с отвинчиванием и извлечением колонны аварийных труб по частям не всегда приходится прилагать к ловильному инструменту большую растягивающую нагрузку. Тем не менее, до начала ловильных работ эту нагрузку необходимо определить по приведенному методу.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМЫХ УСИЛИЙ ПРИ РАСХАЖИВАНИИ ПРИХВАЧЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ ИЛИ НКТ
Задача VII.2. Определить допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной колонны бурильных труб диаметром 89 мм с толщиной 11 мм из стали группы прочности Д.
Решение. Допустимое натяжение при расхаживании прихваченной колонны бурильных труб определяем по формуле 0ДОП=(ТТЕ/К, (VII.2)
где <гт — предел текучести материала труб, Па (см. Приложения, табл. 7); F—площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы, см2 (см. табл. VII.2); К — коэффициент запаса прочности (К=1,15—1,3).
Тогда
<2ДОп = 380-0,00269/1,25=818 кН.
112
Приведенная масса 1 м трубы, кг Растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести в зависимости от группы прочности стали, кН
короткой вредней ДЛИННОЙ д К Е Л м
10,4 10,5 10,1 450 600 650 750 900
12,5 12,6 12,2 550 700 800 950 1100
13,1 13,2 12,7 550 700 800 950 1100
15,8 15,9 15,4 700 900 1000 1200 1350
18,4 18,5 17,9 800 1050 1200 ' 1400 1600
16,4 16,5 15,8 700 950 1000 1150 1350
19,9 20,0 19,3 850 1150 1250 -1450 1700
23,2 23,3 22,6 1000 1350 1500 1750 2000
Задача VII.3. Определить допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченных НКТ диаметром 114 мм с толщиной стенки 7 мм, из стали группы прочности К.
Решение. Допустимое натяжение при расхаживании прихваченных НКТ определяем по формуле (VII.2):
„ 500-0,00236 „
<2доп =--------------= 908 кН.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ ПО УСКОРЕННОЙ ТЕХНОЛОГИИ
При проведении ловильных работ по ускоренной технологии (рис. 28) большой интерес представляет максимальная глубина ввода труболовки в ловимые трубы, т. е. максимальная длина нижней секции комбинированной колонны. При этом внутреннюю труболовку рекомендуется вводить в ловимую колонну труб диаметром 114 мм не менее чем на 150—200 м от верхнего ее конца. Для вертикальных скважин (с кривизной не более 5°) усилие натяжения, приложенное к труболовке, по опытным данным, должно превышать вес ловимых труб, находящихся выше труболовки на 30-80 кН.
Натяжение на верхнем конце бурильных труб диаметром 73 мм будет:
P=^i+Qi)^+P', откуда р_______pf
(VH.-3)
где Р' — дополнительное усилие натяжения, Н: q\ — вес 1 м НКТ диаметром 114 мм, Н; — вес 1 м бурильных труб диаметром 73 мм, Н; Li — глубина ввода труболовки в ловимые трубы, м.
8—3344 113
Рис. 26. Схема ликвидации аварий по ускоренной технологии.
Ловильная система: a — при отвинчивании аварийных труб в скважине; б — при посадке верхнего конца выловленных труб на эл> ватор; в—с глубинным автоматическим центратором ЦГА в процессе ловли аварийных труб’ 1— труболовю тип а ТВМ 114 3 95 2— нижняя секция комбинированной колонны бурильных труб диаметром 73 мм; 3 — верхняя секция комбинированной колонны бурильных труб диаметром 89 мм; 4— колонна насоснокомпрессорных труб диаметром 114 мм; 5 — центратор глубинный автоматический
Задача VI 1.4. Верхний конец ловимых НКТ диаметром 114 мм находится на глубине 1500 м. Для ликвидации аварии по ускоренной технологии используют бурильные трубы диаметром 89 мм с толщиной стенки 9 мм из стали группы прочности К и Трубы той же марки стади диаметром 73 мм с толщиной стенок 7 мм
Определить допускаемую глубину ввода в ловимые трубы труболовки с бурильными трубами диаметром 73 мм.
Решение. Воспользуемся номограммой для расчета параметров ловильных работ ускоренной технологии ликвидации аварий (рис. 29). В правой части оси абсцисс из точки, соответствующей 1500 м, восставим перпендикуляр до пересечения его со сплошной линией, обозначенной К 6 = 9 мм. В полученной точке С по оси ординат находим допускаемое усилие натяжения на нижнем конце верхнего яруса бурильных труб, т. е. усилие натяжения на верхнем конце бурильных труб диаметром 73 мм не должно превышать это значение (366 кН).
Из указанной точки пересечения проводим прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения с наклонной линией, расположенной в левой стороне номограммы с обозначением 6=7 мм. Из точки £), восстановив перпендикуляр на ось абсцисс, получим значение допустимой глубины ввода труб диаметром 73 мм в ловимые трубы (950 м).
114
Рис. 29. Номограмма для расчета параметров ускоренной технологии ликвидации аварий
Кроме того, необходимо знать, с каким запасом прочности будет работать нижняя секция комбинированной колонны в заданных условиях. Для этого следует обратить внимание на местоположение точки пересечения D на наклонной линии с обозначением 6 = 7 мм.
В данной задаче эта точка D находится между точками п= = 1,2 К и /г=1,5К, значит, запас прочности нижней секции труб в данном случае будет ргщен «=1,3.
Если бы нижняя секция была составлена из труб стали марки прочности Л с такой же толщиной стенок, то она имела бы запас прочности н=1,6.
Для определения общего усилия на верхнем конце 89-мм бурильных труб необходимо определить точку пересечения наклонной линии К 6 = 9 мм от точки С вверх до пересечения с осью ординат. Нагрузка, соответствующая упомянутой точке пересечения, будет искомой, т. е. для данной задачи будет равной 665 кН.
Задача VII.5. Для производства ловильных работ по ускоренной технологии применяют комбинированную' бурильную колонну. Верхняя секция длиной L\ = 1600 м составлена из бурильных труб диаметром 89 мм с толщиной стенок 6 = 11 мм из стали группы прочности К, нижняя секция из бурильных труб диаметром 73 мм с 6=9 мм той же марки стали длиной Е2 = 800 м. Верхний конец 8* 115
ловимых НКТ диаметром 114 мм находится на гл-убине 1600 м.
Определить допустимость такого соотношения длин комбинированной колонны.
Решение. На левой стороне оси абсцисс номограммы (см. рис. 29) из точки, соответствующей 800 м, проводим перпендикуляр до пересечения с наклонной линией, где 6=9 мм. Затем из точки пересечения Di проводим прямую, параллельную осп абсцисс, до пересечения с осью ординат, где получим необходимое усилие натяжение на верхнем конце нижней секции бурильной колонны. Оно составит 330 кН. Далее эту линию продолжим до пересечения со сплошной наклонной линией на правой стороне, где 6 = К И мм. Восставив из точки пересечения Ci перпендикуляр на ось абсцисс, получим значение предельной длины секции для бурильных труб диаметром 89 мм. При запасе прочности, равном /1=1,5, эта длина составит 2140 м.
Из условия задачи длина верхнего яруса составляет 1600 м. Поэтому в данном случае бурильные трубы будут иметь запас прочности более 1,5, так как на указанной глубине трубы верхней секции недогружены. Это позволит приложить к их нижнему концу усилие более 330 кН, т. е. больше того, которое действует на верхнем конце нижней секции труб.
Затем для определения общего натяжения, действующего на верхнем конце верхней секции бурильных труб, из точки 1600 м восставляем перпендикуляр до пересечения с наклонной, где 6= = К 11 мм. Из точки пересечения С2 проводим линию, параллельную оси абсцисс до пересечения с осью ординат. Расстояние, полученное между точкой А и точкой пересечения наклонной (для заданной бурильной трубы диаметром 89 мм) с осью ординат Вь будет соответствовать весу бурильной колонны диаметром 89 мм, т. е. 370 кН. Общее усилие на верхнем конце данной комбинированной колонны будет равно сумме этих двух величин, т. е. 370 + + 330 = 700 кН.
Рассчитав, согласно третьей теории прочности, при заданном значении крутящего момента для отвинчивания НКТ диаметром 114 мм и различных значениях прочности п бурильных труб допускаемое растягивающее усилие Р, по формуле (VII.3) находим
Таблица VII.3 Длина секций ступенчатой колонны бурильных труб при^различных значениях Р
L2, М Р, кН La, М Р, кН L л । м Л кН
Группа прочности ста ли стенки бурильных труб, мм при м —1,5 при л=1,2 при ат (предел текучести)
д 7 9 190 130 400 890 185 365 905 1310 350 520
к 7 9 580 975 245 400 1140 1570 440 600 1630 2039 590 780
л 7 9 1240 1630 470 640 1810 2280 660 880 2380 2790 840 1080
116
глубину ввода или длину нижней секции ступенчатой колонны диаметром 73 мм. Результаты расчетов сведены в табл. VII.3.
Как было отмечено, величины определены только исходя из прочности бурильных труб нижней секции и могут быть использованы при определении параметров всей комбинированной колонны.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СИЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ
ДЛЯ РАСХАЖИВАНИЯ ТРУБ ПРИ ЛОВИЛЬНЫХ РАБОТАХ ПО УСКОРЕННОЙ ТЕХНОЛОГИИ
После захвата труб труболовкой для их расхаживания необходимо знать максимальное значение допускаемой растягивающей нагрузки на труболовку. Для определения этой нагрузки исходным аргументом является прочность комбинированной колонны, которая зависит от длины нижней секции L2. Длиной верхней секции Li задаются, и для каждого конкретного случая она соответствует глубине нахождения верхнего конца колонны оставшихся в скважине НКТ диаметром 114 мм.
Задача VII.6. Применительно к условию задачи VII.4 определить допускаемую максимальную нагрузку на труболовку ТВМ-114-3-95 в процессе расхаживания труб, усилие натяжения на крюке талевой системы и страгивающую нагрузку для освобождения труболовки.
Решение. Определим допускаемую максимальную нагрузку на труболовку ТВМ-114-3-95 в процессе расхаживания прихваченных труб по формуле
Q = F2o-q2L2, (VII.4)
где F2 — площадь поперечного сечения тела трубы нижней секции, см2 (см. табл. VII. 2): о — допускаемое напряжение материала трубы нижней секции, МПа.
Допускаемое напряжение материала трубы при запасе прочности /г=1,5 составляет 33,3 МПа
<2 = 0,00145-333,3—132-950-10-6 = 0,3579 МН = 357,9 кН.
Тогда суммарное усилие натяжения на крюке талевой системы будет:
P=qlLl + q2L2 + Q = Q,2-1500 + 0,132-950 + 357,9 = 783,3 кН.
Фактическое напряжение верхней секции бурильных труб диаметром 89 мм и запас прочности этих труб определяем по формулам:
О1 = Р/Л, (VII.5)
n—as/oi = <ysFi/P, (VII.6)
117
где Fi — площадь поперечного сечения тела трубы верхнего яруса, м2; — предел текучести материала труб, МПа.
"1=тйг = ж6“:
500-0,00226 ,
П = —0J83--= 1-44-
Найденная допускаемая растягивающая нагрузка, приложенная к труболовке, и заданные параметры обеих секций комбинированной колонны должны удовлетворять следующему условию:
Q<P-rp^G/m^q3L3, (VII.7)
где РТр — грузоподъемная сила труболовки (Ртр = 900 кН); G — вес комбинированной колонны бурильных труб, кН:
G = qiLi + q2L2 = 0,2• 1500 + 132-950 = 425,4 кН;
т — коэффициент освобождаемости труболовки (m=0,25); q3 — вес ловимых НКТ диаметром 114 мм, Н; L3 — длина НКТ, находящихся выше труболовки, м.
Если расчетные величины будут удовлетворять условию (VII.7), то после приложения к труболовке максимальной растягивающей нагрузки в процессе расхаживания труб при необходимости можно будет стронуть плашки труболовки и освободить ее от захвата. В противном случае освободить труболовку от захвата невозможно. Подставив цифровые значения, получим:
357,9<900< 1701,6> 182,4 кН.
Как видно, расчетные данные удовлетворяют условию (VII.7), и вес комбинированной колонны вполне достаточен для страгива-ния плашек труболовки и освобождения ее от захвата.
Определим, какую часть веса бурильной колонны следует приложить к труболовке для страгивания плашек.
Страгивающую нагрузку, передаваемую труболовке весом бурильной колонны, определяем по формуле:
рстр= Qtn = 357,9 -0,25=89,5 кН.
что составляет 21% от веса бурильной колонны.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ОБОРОТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ЛОВИЛЬНЫХ РАБОТАХ
Задача VII.7. Ловильным инструментом соединились с оставшимися в скважине аварийными трубами на глубине 1620 м. В процессе вращения бурильной колонны обнаружили, что аварийные трубы не отвинчиваются. Определить допустимое безопасное число оборотов бурильной колонны диаметром 89 мм с высаженными внутрь концами при вращении ее ротором. Материал Труб —сталь группы прочности Д, толщина стенки бурильных труб 11 мм; натяжение бурильной колонны <2ДОП = 200 кН = 0,2 МН.
118
Рис. 30. Допустимое число оборотов при закручивании колонны бурильных труб из стали группы прочности Д (на кри-'вых даны диаметры НКТ в мм)
Число оборотов
Рис. 31. Допустимое число оборотов при закручивании колонны бурильных труб из стали группы прочности К
Решение. Допустимое безопасное число оборотов бурильной колонны определяем по формуле
Яр = 0.204.|0-‘4|/
(VII.8)
где L — длина колонны спускаемых ловильных бурильных труб, м; D — наружный диаметр ловильных бурильных труб (£> = 0,089 м); <Тт — предел текучести материала труб (см. Приложения, табл. 4), МПа; /( — коэффициент запаса прочности (/(=1,5): ор —напряжение растяжения, МПа
п __ Фдоп______Q’2 _74 Ч МПа
Р F — 0,00269 — /4,d М а’
где F — площадь поперечного сечения тела бурильной трубы, м2.
Подставляя цифровые значения в формулу (VII.8), получим:
яр = 0,204-JO-
1620 0Тб89
|/ (та)’“7«’=9-
На рис. 30—32 приведены допустимые числа оборотов закручивания одноразмерных бурильных колонн для групп прочности стали Д, К и Е при коэффициенте запаса прочности /(=1,5 и нагрузке на крюке, равной весу свободной части колонны.
Задача VII.8. Для отвинчивания прихваченных труб ловильный инструмент спущен на колонне бурильных труб диаметром
119
Рис. 32. Допустимое число оборотов при закручивании колонны бурильных труб из стали Группы прочности Е
89 мм с толщиной стенки 11 мм из стали группы прочности Д на глубину 1200 м. Аварийные трубы не поддаются отвинчиванию. Определить допустимое безопасное число оборотов бурильной колонны.
Решение. От оси ординат (см. рис. 30) из точки, соответствующей глубине 1200 м, проводим линию, параллельную оси абсцисс, до пересечения с кривой для бурильных труб диаметром 89 мм. Из точки пересечения восставляем перпендикуляр к линии числа оборотов, на которой и находим ответ — 8 оборотов.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЛИНЫ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Определение места прихвата зависит от точности измерения удлинения. Поэтому практический способ определения места прихвата, с помощью которого получают наилучшие результаты, состоит в следующем.
1. Прихваченная колонна бурильных труб растягивается под действием силы P)t которая по индикатору веса должна быть на пять делений больше нормального веса колонны в свободно подвешенном состоянии. На бурильной трубе делается отметка на уровне стола ротора.
2. Колонна растягивается с силой, которая по индикатору веса на пять делений больше предыдущей нагрузки, а затем разгружается до положения стрелки индикатора, равного предыдущему. Снова делается отметка на бурильной трубе, которая вследствие трения в талевой системе, возможно, и не будет совпадать с первой.
3. Расстояние между этими двумя отметками делится на две равные части и делается отметка на трубе, соответствующая нагрузке Pi.
4. Прихваченная колонна вновь растягивается под действием силы Р2, большей Pi на 10—20 делений по индикатору веса.
Сила Р2 должна быть соизмерима с площадью поперечного сечения тела труб и маркой стали, из которой они изготовлены, с тем чтобы деформации, вызванные этой силой, были упругими. Полученное при этом удлинение отмечается на трубе.
5. Колонна снова растягивается * под действием силы, на пять делений большей Р2, а затем нагрузка снимается до первоначального значения Р2. Новое положение также отмечается. Средняя
120
Таблица VII,4 Показатели прибора ГИВ-2
Показания в делениях Усилие на один конец талевого канала, кН Отклонение от показаний, гН Показания в делениях Усилие на одни конец талевого канала, кН Отклонение от показаний, кН
10 5,0 0,00 60 71,5 1,00
20 18,5 0,50 70 83,5 0,56
30 33,5 0,54 80 98,5 0,50
40 47,0 0,57 90 111,5 0,50
50 59,0 0,82 100 125,0 0,00
И р п м е ч а ни е. Проверка прибора проводилась на талевом канате диаметром 26 мм.
отметка между ними характеризует удлинение, соответствующее силе Р2.
6. Измеряют расстояние между верхней и нижней отметками, по которому находят искомое удлинение неирихваченной части бурильных труб, т. е. А/.
Задача VII.9. В скважине с оснасткой талевой системы 4x5 глубиной 2100 м произошел прихват бурильных труб диаметром 89 мм, имеющих толщину стенки 9 мм. Вес колонны бурильных труб в подвешенном состоянии перед прихватом по показаниям ГИВ-2, был равен 45 делений. Растягивание при нагрузке Pi проводилось до 50 делений, а при Ра —до 60 делений. Полученное удлинение бурильной колонны составило А/=35 см.
Определить длину неирихваченной части бурильной колонны.
Ре шение. Определим цену одного деления прибора ГИВ-2 между показателями 50 и 60 делений по табл. VII.4.
Цена деления
а = 71,5-59,о= 125 кН== о,ОО125 МН.
Длину неприхваченной части бурильной колонны определяем по формуле
L=l,05-gj-AZ, (VII.9)
где L — глубина'места прихвата .бурильных труб, м; Е — модуль упругости стали колонны бурильных труб, Па; F — площадь поперечного сечения тела бурильных труб, м2; AZ — полученное удлинение бурильной колонны, м; ДР — создаваемая нагрузка при растяжении колонны бурильной трубы, МН.
ДР = а(Р2-Р1)/г, (VII.10)
где п— число рабочих струн оснастки талевой системы (п = 8).
Тогда
т . г,-2,1 10»-0,00226 ,
L—1,0о 0,00125-10-8 35 1751 м-
121
Таблица VII.5 Значения коэффициента К при различных нагрузках
Наружный диаметр бурильной трубы, мм Толщина стенки, мм Площадь поперечного сечения тела трубы, см* Значения коэффициента К при разности натяжений н
50 000 | 100 000 | 150 000 | 200 000| 250 ООо| 300 000
60,3 7 11,72 5168 2584 1723 1292 1034 861
9 14,50 6394 3197 2131 1598 1279 1065
7 14,51 6399 3199 2133 1600 1280 1066
73,0 9 18,09 7976 3988 2659 1994 1595 1329
11 21,41 9444 4722 3148 2361 1889 1574.
7 18,02 7948 3974 2649 1987 1590 1325
89,0 9 22,69 10 005 5002 3335 2501 2001 1667
11 26,94 11 881 5940 3960 2970 2376 1980
7 20,79 9170 4585 3056 2292 1834 1528
101,6 8 23,51 10 359 5184 3456 2592 2074 1728
9 26,17 11 540 5770 3847 2885 2308- 1923
- 10 28,76 12 684 6342 4228 3171 2537 2114
7 23,58 10401 5200 3467 26С0 2080 1733
8 25,70 11 776 5888 3925 2944 2355 1962
114,3 9 29,76 13 123 6532 4374 3281 2625 2187
10 32,71 14 428 7214 4809 3607 2885 2404
11 35,68 15 735 7867 5245 3933 3147 2322
Таким образом, прихват бурильной колонны произошел на глу-
бине 1751 м.
В производственных условиях в целях ускорения подсчета глу-
бины прихвата можно пользоваться данными табл. VII.5.
Тогда формулу (VII.9) можно записать в следующем виде:
Ь = Ш, (VII.11)
где
К- 1.05#.
Значение коэффициента К для бурильных труб приведено в табл. VI 1.5. Как видно из таблицы, для нашего случая К=5002, тогда
£ = 5002-35=175070 см=1751 м.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В НАСОСЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО ДОМКРАТА
Задача VII.10. В задаче VII.2 определено допустимое натяжение при расхаживании колонны бурильных труб диаметром 89 мм из стали группы прочности Д, которое оказалось равным 817760 Н.
Какое давление должно быть на манометре насоса домкрата, установленного на скважине, имеющего цилиндры диаметром 20,32 см, при приложении этой нагрузки?
122
Таблица V1I.5 Подъемные усилии двух 20,3’-см гидравлических домкратов (площадь двух цилиндров 648 см2)
Показание манометра, МПа Подъемное усилие двух домкратов, Н Показание манометра, МПа Подъемное усилие двух домкратов, Н
0,1 6480 3,о 194 400
0,2 12 960 4,0 259 200
0,3 19 440 5,0 324 400
0,4 25 920 6,0 388 800
0,5 32 400 7,0 453 600
0,6 38 880 8,0 518 400
0,7 45 360 9,0 583 200
0,8 51 840 10,0 648 000
0,9 58 320 15,0 972 000
1,0 64 800 20,0 1 293 000
2,0 129 600 25,0 1 620 000
Продолжении табл. VII.6 Подъемные усилия двух 25,4-см гидравлических домкратов (площадь двух цилиндров 1013 см2)
Показание манометра, МПа Подъемное усилие двух домкратов, Н Показания манометра, МПа Подъемное усилие двух домкратов, Н
о,1 10130 3,0 303 900
0,2 20 260 4,0 . 405 200
0,3 30 390 5,0 506 500
0,4 40 520 6,0 607 800
0,5 50 650 7,0 709 100
0,6 60 780 8,0 . 811 700
0,7 70 910 9,0 910 400
0,8 81 040 10,0 1 013 000
0,9 91 170 15,0 1 519 500
1,0 101 300 20,0 2 026 000
2,0 202 600 25,0 2 532 500
Решение. Давление на манометре при достижении заданной нагрузки определяем по формуле
4Q
Р —--------
яоп 2~О2
(VII. 12)
Подставив цифровые значения, получим
п 4-817760 ,од ,лгт
^доп 2-3,14-20,322 2’6 МПа.
Подъемные усилия гидравлических домкратов приведены в табл. VII.6.
Задача VII.11. При бурении второго ствола на глубине 1960 м произошел прихват 114-мм колонны бурильных труб, имеющих толщину стенки 10 мм. Для освобождения их установили гидравлический домкрат с цилиндрами диаметром 25,4 см. Для освобождения прихваченных труб необходимо, чтобы подъемная сила домкрата превышала на 40% собственный вес колонны бурильных труб. Определить при этом условии давление на манометре насоса домкрата.
123
Решение. Определим вес колонны бурильных труб по формуле (III.2):
Gfi К=1960-257+.(1960/6) 90 = 533120 Н.
Заданная подъемная сила домкрата составит
<Эпод=1,40бК=.1,4-533120 = 746370 Н=746,4 кН.
Давление на манометре насоса при достижении заданной подъемной силы домкрата согласно формуле (VII.12) будет:
_ 4-746730 „ . ,.п
/’доп 2-3,14-25,4® МПа.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПОЛОМКИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ
Задача VII.12. После спуска бурильной колонны диаметром 89 мм с толщиной стенки 9 мм на глубину 1980 м показание на индикаторе веса было равно 40 делениям. В процессе бурения второго ствола произошел слом бурильной колонны, в результате чего показания прибора составили 32 деления. Скважина заполнена буровым раствором плотностью 1260 кг/м3. Оснастка талевой системы 4x5.
Определить глубину слома бурильных труб.
Решение. После слома вес бурильной колонны уменьшился на 40—31=9 делений. Согласно данным табл. VII.4, сорока делениям указывающего прибора соответствует усилие на один конец талевого каната, равное 47 000 Н, а 30 делениям — 33 500 Н.
Таким образом, цена одного деления индикатора веса в этом интервале будет 47 000—33 500/10 = 1350 Н. Уменьшение веса колонны бурильных труб в Н, соответствующее 9 делениям, составит Q=1350-8-9 = 97 200 Н, где 8 — число рабочих струн оснастки талевой системы.
Определим, какой длине бурильной колонны соответствует вес, равный 97 200 Н:
Q
(VII. 13)
Z= — q
где q — вес 1 м бурильных труб с учетом замкового соединения, Н; рб р и рст — плотности соответственно бурового раствора и материала труб, кг/м3.
Подставив цифровые значения в формулу (VII.13), получим
, 97200 ГЛГ1
1 = о /, 1260 \ =°40 М‘
200 ( * 1 7850 )
Таким образом, слом бурильной колонны произошел на глубине 1980—540—1440 м.
124
РАСЧЕТ НЕФТЯНОЙ (ВОДЯНОЙ, КИСЛОТНОЙ) ВАННЫ
В случае прихвата бурильной или обсадной колонны при бурении второго ствола наиболее распространенным способом их освобождения является применение жидкостных ванн.
Для ванн используют воду, нефть или смеси различных кислот. Количество нефти для производства ванн рассчитывают исходя из диаметров долота и бурильных труб, а также длины прихваченного инструмента с соблюдением следующих условий:
а) нефть в затрубном пространстве должна перекрыть интервал прихвата не менее чем на 75 м; обычно принимают 75—100 м;
б) в трубах необходимо оставить некоторый объем нефти, чтобы на устье скважины после установки ванны избыточное давление находилось в пределах 1,50—2,0 МПа.
Задача VII. 13. В скважине, имеющей эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, окно вскрыто на глубине 1100—1103 м. Бурение проводили на буровом растворе плотностью 1,25 г/см3, 140-мм долотом на 89-мм
бурильных Трубах С ТОЛЩИНОЙ Стенки 9 ММ. Рис. за. Схема установ-
В процессе бурения на глубине 1550 м про- ки ванны
изошел прихват инструмента. Длина прихваченной части составляет 270 м.
Определить количество нефти, необходимое для производства нефтяной ванны.
Решение. Согласно рис. 33, потребное количество нефти для производства нефтяной ванны будет:
гн = -=-[(к/)2-^н)Я+^л].
(VII. 14)
Здесь К — коэффициент кавернозности (/<=1,2—1,8); D — диаметр долота, м; dH — наружный диаметр бурильных труб, м; Н — высота подъема нефти в затрубном пространстве, м (// = f/i+/z), где Н\ — расстояние от долота до нижней границы прихвата, м; Л —высота подъема нефти выше нижней границы прихвата, м (// = Я1 + h = 270 + 80 = 350 м); dR — внутренний диаметр бурильных труб, м; — высота столба нефти в бурильных трубах, м:
ht=H + h2 = H + —, Pop Рн
где h2 — высота избыточного столба жидкости в бурильных трубах, необходимая для того, чтобы периодически, через 1—2 ч под-
125
качивать нефть в затрубное пространство (+ = 300—400 м); ри— избыточное давление в конце операции, Па; ре Р — плотность бурового раствора, г/см3; рн— плотность нефти, г/см3.
+ = 350+170/(1,25—0,83) =755 м.
Подставляя значения величин, входящих в формулу (VII.14), получим:
1+ = 0,785(1,3-0,1402—0,0892)350+0,785-0,0712-755 = 4,82 +2,99 = = 7,81 м3.
Для удобства подсчета количества нефти в промысловых условиях формулу (VII. 14) можно упростить, если считать, что для создания необходимого давления в конце операции достаточен столб нефти в бурильных трубах высотой + = 400 м. Тогда VH = Him+n, ' (VII.15)
где
m=0,785[(£)2—d2H)+d2B],
п = 62,8(О2—+„)+376,8+в.
Упрощенная формула’(VII.15) позволяет быстро и с достаточной тонкостью определять объем нефти, необходимой для производства ванны.
Значения тип для различных размеров долот и диаметров бурильных труб приведены в табл. VII.7.
Так, согласно формуле (VII.15), имеем:
V„ = 270-0,01774+ 3,00 = 4,79+ 3,00=7,79 м3.
Полученное значение незначительно (на 0,02 м3) отличается от расчетного по формуле (VII.14).
Объем бурового раствора, необходимого для продавки нефти, определяют по формуле:
Убр = Д Д^(Л-/г), (VII.16)
где L — глубина скважины, м.
р=1,05-0,785-0,072 (1550-400) =4,7 м3.
Определим максимальное давление при закачке нефти (когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а внутри труб — нефть) :
pmax = Pi + P2, (VII.17)
где pi — максимальная разность гидростатических давлений в трубах и в затрубном пространстве, Па; р2—давление на преодоление гидравлических сопротивлений, Па, pi=Lg(pa р—рн), (VII.18)
р, = 1550-9,81 (1250—830)=6,51 МПа.
С достаточной для практических целей точностью значение р2 можно определить по эмпирической формуле:
p2=(0,lL+80) 10-2= (0,1-1550 + 80) 10-2 = 2,35 МПа. (VII.19) 126
Таблица VII.7 Значения т и п
Диаметр долота, мм Размеры бурильной трубы, мм т, м3 п, м«
наружный диаметр толщина стенки внутренний . диаметр
73,0 7 59,0 0,00815 1,75
97 9 55,0 0,00779 1,57
И 51,0 0,00746 1,41
73,0 7 59,0 0,01276 2,11
9 55,0 0,01240 1 ,94
118 И 51,0 0,01207 1,78
89,0 7 75,0 0,01241 2,76
9 71,0 0,01195 2,54
И 67,0 0,01157. 2,33
7 75,0 0,01820 3,22
140 89,0 9 71,0 0,01774 3,00
И 67,0 0,01734 2,79
89,0 7 75,0 0,02465' 3,74
9 71,0 0,02419 3,52
161 И 67,0 0,02376 3,31
7 87,6 0.С2437 5,01
101,6 8 85,6 0,02410 4,88
9 ' 83,6 0,02384 4,75
10 81 ,6 0,02358 4,62
7 87,6 0,03476 5,19
101,6 8 85,6 0,03449 5,06
9 83,6 0,03422 4,93
190 10 81,6 0,03395 4,81
114,3 7 100,3 0,03448 5,92
8 98,3 0,03417 5,77
9 96,3 0,03383 5,62
10 94,3 0,03355 5,48
11 92,3 0,03347 5,34
7 87,6 0,04465 5,98
8 85,6 0,04438 5,85
101,6 9 83,6 0,04412 5,72
10 81,6 0,04385 5,60
214 7 100,3 0,04437 6,71
8 98,3 0,04407 6,56
114,3 9 96,3 0,04376 6,41
10 94,3 0,04346 6,27
И 92,3 0,04316 6,13
7 100,3 0,05790 7,79
8 98,3 0,05759 7,64
243 114,3 9 96,3 0,05728 7,49 .
10 94,3 0,05698 7,35
11 92,3 0,05659 7,21
127
Тогда
Pmax = 6,51+2,35 = 8,86 МПа.
Продавку нефти в скважину обычно проводят при помощи цементировочного агрегата ЦА-320М. Определим его подачу по формуле .
Q=Nr\/p, (VII.20)
где N — мощность двигателя агрегата (Лг-=176,47 кВт); ц—общий к. п. д. передачи к насосу (ц = 0,655).
п 176,47- 103-0,655 ПП1О а; 19 а;
Q =-----88 6-Ю5---- = 0,013 м /с =13 дм’/с.
Расчет водяной и кислотной ванн производится аналогично приведенному.
Задача VII. 14. Для производства нефтяной ванны в скважине глубиной 1250 м, пробуренной долотом диаметром 190 мм, закачали 4,5 м3 нефти. Определить высоту поднятия нефти в затрубном пространстве, если прихваченной оказалась нижняя (долотная) часть бурильной колонны диаметром 114 мм.
Решение. Высоту подъема нефти в затрубном пространстве определяют по формуле:
, (VII.21)
/\-Озатр
где Уи — количество нефти, закачиваемой в скважину, м3; К — коэффициент кавернозности, учитывающий увеличение объема нефти, расходуемой на заполнение каверн, трещин, увеличение диаметра скважины против расчетного и частичное поглощение (принимается в пределах 1,2—1,8); S3aTp— площадь поперечного сечения затрубного пространства, м2.
Значение 5затр определяем по формуле:
5затр_Д. (£р_^н)== 0,785 (0,1902 - 0,1142) = 0,0181 м2.
Тогда
Н=4,5/1,2-0,0181=207 м.
Определим объем бурового раствора, необходимого для продавливания нефти из 114-мм бурильных труб с толщиной стенки 9 мм:
V,= Д — d\L=\,05-0,785-0,09632-1250 = 9,5 м3.
ор 4 в
Для облегчения подсчетов значения площадей сечения трубного и затрубного пространств берут из табл. VII.8, a У.е р— по номограмме, приведенной на рис. 13.
Одно из основных мероприятий по предупреждению прихвата инструмента — профилактическая добавка нефти в буровой раствор, в результате чего уменьшается плотность раствора, снижается липкость корки, что способствует ее гидрофобизации. При бу-128
Таблица VII.8 Данные для расчета нефтяной (водяной, кислотной) ванны
Размеры бурильной трубы, мм Площадь по* перечного сечения внутреннего пространства бурильной трубы, м* Площадь поперечного сечения затрубного пространства (м«) при диаметре долот (мм)
наружный диаметр толщина стенки 1 внутрен-। ний диаметр । 97 118 140 161 190 214 243
73 .7 9 11 59,0 55,0 51,0 0.00273 0,00237 0,00204 0,0032 0,0067 — — — — —
89 7 9 11 75,0 71,0' 67,0 0,00442 0,00395 0,00352 0,0047 0,0092 0,0141 — — —
101,6 7 8 9 10 87,6 85,6 83,6 81.6 0,00541 0,00575 0,00549 0,00523 — — — 0,0122 0,0202 0,0278 —
114,3 7 8 9 10 11 100,3 98,3 96,3 94,3 92,3 0,00789 0,00759 0,00728 0,00698 0,00669 — — — — 0,0181 0,0257 0,0362
рении второго ствола в буровой раствор добавляют до 10% нефти от объема циркулирующего раствора.
Задача VII.15. Окно.в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм вскрыто на глубине 867—870 м. Для забуривания второго ствола используют долото диаметром 140 мм при забое скважины 1550 м. Содержание нефти в буровом растворе составляет 3%.
Требуется определить количество нефти, которое необходимо добавить в буровой раствор в качестве профилактической добавки, чтобы содержание ее было 8%.
Решение. Количество нефти, необходимое для добавки в раствор, определяют исходя из общего объема циркулирующего раствора:
QH= Vpn/100, (VII.22)
где УР — объем циркулирующего в скважине раствора, м3, Ур=Ук£ + КУс/+Упр; (VII.23)
п — объем добавки, %; Ук — объем 1 м эксплуатационной колонны, в которой вскрыто окно, м3; L — глубина вскрытия окна, м; Ус —объем 1 м второго ствола, м3; К — коэффициент кавернозно-сти (К= 1,2—1,8); / — длина второго ствола, м; Упр —объем приемной емкости насоса и желобов, м3.
Значение Ук можно найти по табл. V.5 или по номограмме на рис. 14.
При толщине стенки трубы 10 мм Ук = 0,0172 м3.
9—3344 129
Тогда
VP=0,0172• 870 +1,3 • 0,0154 • 680 + 30 = 58,6 м3.
Количество нефти, необходимое для добавки в буровой раствор, /г = 8—3 = 5%.
Подставив полученные цифровые значения в формулу (VII.22), получим:
м’-
Таким образом, для профилактической добавки в буровой раствор необходимо подать примерно 3 м3 нефти.
ГЛАВА VIII
МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОД ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН
К методам увеличения проницаемости призабойной зоны скважин, осуществляемых силами бригад по текущему и капитальному ремонту скважин, относятся: гидравлический разрыв пласта; гидропескоструйная перфорация; кислотные обработки скважин; виброобработка призабойной зоны скважин; тепловое воздействие на призабойную зону скважин; обработка призабойной зоны скважин ПАВ и др.
В настоящей главе излагаются только первые три из перечисленных методов увеличения проницаемости призабойной зоны скважин, так как в осуществлении этих процессов роль операторов и мастеров капитального и текущего ремонта скважин особенно велика.
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — процесс обработки призабойной зоны скважин с целью расширения и углубления естественных и образования новых трещин в породах призабойной зоны, в результате чего увеличивается средняя проницаемость пласта в зоне распространения трещин и значительно улучшаются условия притока жидкости.
При ГРП расчет сводится к определению следующих данных: основных технологических показателей процесса гидроразрыва пласта; увеличения проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва за счет образования трещин в этой зоне; ожидаемого прироста дебита скважины после ГРП при различной глубине и ширине распространения трещин; экономической эффективности грп.
Задача VIII.1. Рассчитать основные технологические показатели ГРП для скважин, геолого-эксплуатационные данные по которым приведены в табл. VIII.1.
130
Таблица VIII.1 Геолого-эксплуатационные данные по скважинам, диаметр эксплуатационной колонны которых равен 168 мм, месторождения Умбаки (Азербайджанская ССР)
Номер скважины Эксплуатаци нный объект Глубина скважины, м Глубина интервалов фильтра скважины, м Дебит скважин, т/сут Пластовое давление, МПа
нефти ВОДЫ ЖИД- КОСТИ
66 ПТ, горизонт майкопской свиты 1481 1400—1448 0,4 0,5 0,9 3,0
71 Горизонт Ш+IV майкопской свиты 1600 1492—1530 1554—1590 0,5 1,6 2,1 3,0
80 ПТ, горизонт майкопской свиты 1557 1520—1528 1530—1550 0,1 0,4 0,5 3,0
Необходимо определить следующие показатели: давление разрыва; допустимое давление на устье скважины (при проведении процесса без пакера); объем жидкости разрыва; количество песка, концентрация песка в жидкости-песконосителе; объем жидкр-сти-песконосителя; объем продавочной жидкости; общую продолжительность процесса ГРП; тип и число необходимых насосных агрегатов.
Решение. Определяем давление разрыва по формуле
Рразр = Рвг — Рпл + Ор, (VIII.1)
где рвг — вертикальное горное давление, МПа; рпл — пластовое давление, равное 3,0 МПа (см. табл. VIII.1); стр — давление рас-слояния пород (принимаем равным 1,5, МПа).
Вертикальное горное давление определяем по формуле
pBr = Hpng, (VIII.2)
где Н — глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра), м; рп — средняя плотность вышележащих пород, кг/м3 (рп= = 2500 кг/м3).
Таким образом имеем:
для скв. 66 рвг—1448-9,8Г-2500 = 35,5 МПа;
для скв. 71 рвг= 1590-9,81 -2500 = 39,0 МПа;
для скв. 80 рвг = 1550-9,81-2500 = 38,0 МПа.
Принимая ор=1,5 МПа и подставляя полученные данные в формулу (VIII.1), будем иметь:
для скв. 66 рра3р = 35,5—3,0+1,5=34,0 МПа;
для скв. 71 рразр——39,0—3,0+1,5 = 37,5 МПа;
для скв. 80 рРазр=38,0—3,0-4-1,5=36,5 МПа.
ГРП можно проводить как через эксплуатационную колонну, так и через колонну НКТ. Для выяснения возможности проведения ГРП через обсадную колонну следует определить допускаемое давление на устье скважины из условий прочности колонны на разрыв от внутреннего давления и прочности резьбового соединения.
й* 131
Определим допустимое давление на устье скважины (в случае проведения процесса непосредственно через эксплуатационную колонну без установки пакера) по формуле
г П2 _па „
ру - -тг+р™+’
(VI11.3)
Pi р, мПа
/ООО 2ODD Q,M3/cyr
Рнс. 34. Зависимость приемистости скважины от забойного давления при гидроразрыве
где Da — наружный диаметр обсадных труб, равный 16,8 см (см. Приложения, табл. 1); DB — внутренний диаметр обсадных труб, равный 14,3 см; атек— предел текучести для труб из стали группы прочности С, равный 320 МПа; К— запас прочности (принимаем К= 1,5); h — потери напора на трение в обсадной колонне, м; ржр— плотность жидкости разрыва (принимаем ржр = =950 кг/м3); рЛл — пластовое давление, МПа; L — глубина скважины, м.
Для определения потерь напора на трение в обсадной колонне необходимо знать расход жидкости через колонну (трубы) в процессе разрыва. Этот расход определяем на основе зависимости p3a6 = f(Q), которую строят по фактическим данным испытания (Q) при различных давлениях на за
бое (рис. 34). Эта зависимость позволяет определить давление разрыва пласта. Как видно из графика, при давлении 35 МПа приемистость скважины составила 1300 м3/сут и в дальнейшем она растет почти без увеличения давления. Это означает, что при давлении 35 МПа произошел разрыв пласта. Примем расход Q = = 20 дм3/с. Для этого расхода при вязкости жидкости ц=0,25 Па-с и глубине скважины 1750 м с диаметром колонны 168 мм потери напора составят 75 м (табл. VIII.2), а для рассматриваемых скважин будут:
для скв. 66 /1 = 75-1481/1750=64 м; для скв. 71 /1 = 75-1600/1750 = 68 м; для скв. 80 Л=75-1557/1750=66 м. Допустимое давление на устье ру определим по формуле (VIII.3). Оно составит:
для скв. 66
скважины на приемистость
yyg4-3.° +950 9,81 (64- 1481) = 22,4 МПа:, для скв. 71
Р,= ^ + 3,0+950.9.81 (68 - 160О) = 21,3 МПа-
132
Г аблии । VIII.2 Потери напора в трудах для скважин глубиной 1759 м
Расход ЖИДКОСТИ' лесконоси-теля Скорость потока Вязкость жидкости
р.=0,5 Па- с ц=0,25 Па-с р.= 0,5 Па-с
дм’/С ь-о S V, см/С /8 Р о Re X /г. м Re X /1, м Re X ht м
Условный диаметр НКТ d=89 мм
5 432 111 1,23 1275 0,050 72 255 0,250 360 128 0,500 715
10 864 221 4,90 2550 0,044 252 510 0,125 720 255 0,250 1430
15 1296 332 11,10 3825 0,040 514 765 0,084 1080 384 0,167 2015
20 1728 443 19,7 5100 0,037 850 1020 0,063 1445 512 0,125 2880
25 2160 551 30,70 6375 0,035 1275 1275 0,050 1800 640 0,100 3560
Условный диаметр обсадных труб 0=168 мм
5 432 27,5 0,0755 760 0,083 3,64 152 0,422 18,6 76 0,833 33,5
10 864 55,0 0,3030 1520 0,042 7,45 304 0,211 33,0 152 0,422 74,7
15 1296 83,0 0,6900 2280 0,028 11,30 456 0,141 56,0 228 0,281 113,0
20 1728 110,0 1,2300 3040 0,043 30,90 608 0,105 75,0 305 0,211 152,0
25 2160 137,0 1,8800 3800 0,040 44 ,00 760 0,083 91,0 380 0,160 186,0
Прим е ч а и и е. Re- —число Рейноль дса; X— коэффиц 1ент гид равличе СКОГО С' противле нпя; /1—
напор.
для скв. 80
Ру = Ж8Т+ (МлГ8 ^ + 3.0 + 950-9,81 (66 - 1557) = 21,7 МПа.
Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонн труб на страгивающие усилия, определяем по формуле
_ (Pctp+)-G
Ру ~~ лД%/4
(VIII.4)
где Рстр — страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности С, равная 1,25 МН; К — запас прочности, равный 1,5; 6? —усилие натяжки при обвязке обсадной колонны, принимаем 0,5 МН. Подставляя данные в формулу (VIII.4), получим
(+5--0.5) 1°-
Ру = 3,14(14,4)= =20 МПа.
- A--L -ю-
Из полученных значений ру для всех трех скважин принимаем наименьшее 20 МПа. Соответствующее забойное давление при давлении на устье скважин 20 МПа составит:
для скв. 66
рзаб = ру + Нр§—hpg=20-106 4-1481 -950-9,81 —
-64-950-9,81=33,2 МПа«,
133
для скв. 71
рзаб = Ру + Hpg—hpg = 20 • 106 + 1600 • 950 -9,81 —
—68-950-9,81 =34,3 МПа;
для скв. 80
рзаб = ру + /ipg=20 • 106 +1557 950 -9,81 —
-66-950-9,81=33,9 МПа.
Полученные значения забойных давлений оказались меньше, чем необходимые давления разрыва, подсчитанное по формуле (VIII. 1), которые составили: для скв. 66 рраз = 34 МПа, для скв. 71 рРаз = 37,5 МПа, для скв. 80 рраз = 36,5 МПа.
Поэтому давление на устье должно быть:
для скв. 66
Ру = рРаз-/7р^+Лрг = 34,0-106—950-9,81 (1481-64) =
= 21,3-106=20,8 МПа;
для скв. 71
py = pPa3-pg(H—h) =37,5-106-950-9,81 (1600-68) =
=23,2 МПа;
для скв. 80
ру = 36,5-106 —950-9,81 (1557-67) =22,6 МПа.
Из подсчитанных значений устьевых давлений видно, что они превышают допустимые значения для эксплуатационной колонны. Поэтому гидравлический разрыв пласта необходимо проводить с установкой пакера для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия избыточных давлений.
Объем жидкости разрыва не поддается точному расчету. По опытным данным, значение его колеблется в пределах 5—10 м3. Принимаем для каждой из рассматриваемых скважин средний объем жидкости разрыва КР=8 м3 нефти.
Количество песка Gn, потребное для гидроразрыва, также нельзя рассчитать. По данным отечественной практики количество песка обычно принимают равным 10—30 т на один гидроразрыв. Принимаем для каждой из рассматриваемых скважин Gn= = 15 т = 15 000 кг.
Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки. Обычно для нефти вязкостью 5-10—2 Па-с значение ее колеблется в пределах 150—300 кг/м3. Принимаем С = 250 кг/м3.
Объем жидкости-песконосителя при принятых количестве песка и его концентрации в жидкости составит: уж1, = Сп/С = 15000/250=60 м3. (VIII.5)
Объем продавочной жидкости принимают на 20— 30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с песком
V„v=Knd\H/4, (VIII.6)
134 . .
где dB — внутренний диаметр труб, на которых спущен пакер, т. е. труб, по которым закачивают жидкость с песком (для 73-мм труб dB = 0,06 м); К — коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб (принимаем 1,3); Н — глубина спуска труб, м; она составляет (см. табл. VIII.1) для скв. 66— 1390 м; для скв. 71 — 1482 м; для скв. 80— 1510 м (так как трубы допущены на 10 м выше верхних отверстий фильтра).
Объем продавочной жидкости будет:
для скв. 66
Упр= 1,3 • 3,14 • 0,Об2 • 1390/4^5,1 м3;
для скв. 71
Упр = 1,3 • 3,14 • 0,Об2 • 1482/4^=5,4 м3;
для скв. 80
Упр= 1,3-3,14-0,Об2-1510/4^5,5 м3.
Принимаем объем продавочной жидкости для всех трех скважин по 5,5 м3.
Общую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения
/=(Ур+Ужп+УПр)/(2, (VIII.7)
где Q — расход рабочих жидкостей, равный согласно принятой скорости их нагнетания 0,03 м3/с; УР — объем жидкости разрыва (УР=8 м3); Уж п — объем жидкости песконосителя (Ужп=60 м3); Упр — объем продавочной жидкости (Упр=5,5 м3).
Подставив эти данные в формулу (VIII.7), получим:
t= (8 + 60 + 5,5)/0,03 = 2450 с^41 мин.
Число насосных агрегатов. Если принять агрегаты 4АН-700, то с учетом их подачи, равной 0,0123 м3/с (см. табл. VIII.6) при давлении 36,6 МПа и требуемом расходе жидкости, равном 0,03 м3/с, число агрегатов (при одном резервном) составит:
п= (0,03/0,0123) + 1^3+1 =4.
' Задача VIII.2. Для условий предыдущей задачи определить увеличение проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва (допускается, что образовалась одна горизонтальная трещина в этой зоне).
Решение. Для определения увеличения проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва в случае образования одной горизонтальной трещины необходимо знать ширину трещины, радиус ее распространения и проницаемость пласта. Радиус горизонтальной трещины определяем приближенно по формуле
гт —5,08- 1О‘с(<Э 1/^)' ’ - (VIII.8)
135
гДе С — эмпирический коэффициент, зависящий от давления и характеристики горных пород, равный 0,02; Q — расход жидкости разрыва м3/мин; ц— вязкость жидкости разрыва, Па-с; /Р— время закачки жидкости разрыва, мин; k — коэффициент проницаемости, мкм2.
Для рассматриваемой задачи имеем следующие данные: С — 0,02; Q — расход жидкости разрыва (Q = 0,03 м3/с); ц —вязкость жидкости разрыва (р=0,25 Па-с); /р— время закачки жидкости разрыва 4,4 мин = 264 с; k — проницаемость пород (А= = 0,02-1012 м2).
Подставляя приведенные данные в формулу (VIII.8), будем иметь:
гт = 5,08-105-0,02 (0,03]/-^^-р=13 м. (VIII.9)
Проницаемость созданной горизонтальной трещины определяем по формуле
Ат=-^-10-1г, * (VIII.10)
где Ат — проницаемость трещины, м2; со —ширина трещины, см. Принимая со равной 0,1 см, получим:
feT = .-10.:.4^0’01 — 83,3-10-° м’.
Проницаемость призабойной зоны определяем по формуле
, ' (VIII.11)
h + <о ’ ' '
где kn — проницаемость пласта (Ап = 0,02-10-12 м2); h — эффективная мощность пласта, м (в скв. 66 Л=48 м, в скв. 71 Л=74 м, в скв. 80 й = 28 м); со — ширина трещины (<о=0,001 м). Подставляя эти данные в формулу (VIII.11), будем иметь:
для скв. 66
0,02.10-»М8^+83,3-10-»-0,001 = t 76.10-« м2; (VIII.12)
для скв. 71
, 0,02- 10-,г-74 + 83,3-10-»-0,001 i i с i
Апз =---------74 + 0,001 -------= 1,1Ь-1U М ,
для скв. 80
. 0,02-Ю-,!-28 + 83,3-10-’-0,001 9 QQ ]П_12 ,
-----------28 + 0,001 -------= ‘ Ш М •
Если считать, что значение проницаемости призабойной зоны указанных скважин до осуществления в них гидроразрыва было равно среднему значению проницаемости пласта (Ап= = 0,02-10~12 м2), то проницаемость призабойной зоны скважин в радиусе распространения трещины увеличится в:
136
ДЛЯ СКВ. 66
kn 3/&n= 1,76-10"12/0,02-10-12 = 88 раз;
для скв. 71
k„ 3/kn= 1,15-10-12/0,02-10-12 = 57 раз;
для скв. 80
kn 3/йп=2,99-10~|2/0,02-10~12 = 149 раз.
Таким образом, в результате создания одной единственной трещины в призабойной зоне проницаемость ее увеличивается в десятки и более раз.
Проницаемость всей дренажной .системы скважины вычисляют по формуле
Лк ^11^113 1g г
------%—5. <мшлз)
' *n3lg — 4-Anlg —
где RK — радиус контура области питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами (принимаем равным 100 м); гс — радиус забоя скважины (гс= 0,075 м); гт — радиус трещины (гт=13 м).
Подставляя значения величин, входящих в формулу. (VIII.13), получим:
для скв. 66
ь 0,02-Ю-|2-1,76. IQ-11 1g (100/0 ,075)___n ,п_12 .
1,76-10-,г 1g (100/13) 4-0,02.10-,2lg (13/0,075) э J м’
для скв. 71
Ь - 0»02-10~1г-1,15-10~121g (100 0,075) _ П QfiQ 1 Г)~12 м2-
дс — 1,15-10-121g (100/13) + 0,02 10-12 Ig (13/0,075) —
для скв. 80
Ь 0,02.10-^.2,99-10-»21g (100/0,075) QfV7. .
дс~"2,99-10-121й (100/13) 4-0,02-IO-12 lg (13/0,075) ’
Задача VIH.3. Определить ожидаемый прирост дебита скважины после гидравлического разрыва пласта.
Решение. Дебит скважины найдем по формуле Дюпюи:
Q = - _ (VIII. 14)
г с
где Q — дебит скважины, м3/сут; k„ — проницаемость пласта (kn= =0,02-1,02-10~12 м2; h—эффективная мощность пласта, м; Ар — депрессия на забое (Ар = рпл—рзаб = 3,0—1,0=2 МПа); ц—длина-мическая вязкость нефти (принимаем равной 0,8 Па-с).
137
Таблица VIII.3 Подсчитанные и фактические дебиты скважин
Номер скважины Дебит скважины, подсчитанный по формуле (VIII.14). м3/сут Фактический дебит, м3/сут
66 0,91 0,9
71 1,41 1,6
80 0,53 0,5
При принятых данных получим следующие значения дебитов: для скв. 66
2nkh\p 2-3,14- 0,02-1,02-10-15 48-10’-86400
'*~~2,3p.lg (RK/rc) — 0,8-2,31g (100/0,075) ~~
— 0,91 м’/сут;
для скв. 71
п 2-3,14-0,02-1,02-10-*«-74-107-86400 . .. ,,
Q =-------------0,8-2,3-3,125-----------= 1,41 м’/сут;
’ для скв. 80
~ 2-3,14-0,02-l,0210-1J-28.Ю’-86400 п ,,
Q- -------------0Л2.3.3Д25--------------- = 0’53 м’/сут.
Сравним подсчитанные по формуле (VIII.14) значения дебитов с фактическими (табл. VIII.3).
Из сравнения видно хорошее совпадение дебитов, подсчитанных по формуле Дюпюи (VIII.14) с фактическими дебитами по замерам.
Максимальный дебит скважины после гидравлического разрыва пласта определяем по формуле Дюпюи, принимая радиус скважины, равным радиусу трещины (гс—гт):
q = . (VIII. 15)
р. 2,3 lg (Rk/гт)
где kn — проницаемость пласта, м2; гт — радиус трещины (гт= = 13 м). Подставляя имеющиеся данные в формулу (VIII.15), получим следующие значения максимального дебита:
для скв. 66
_ 2-3.14-0.02-1,02-10-*а-48-10’ 86400 _9Qm./pvt.
Чпах — 2,3.0,81g (100/13) ,У М ' У ’
ДЛЯ СКВ. 71
п 2-3,14-0,02-1,02-10-“.74.10’-86400 _44м./г„_.
Qmax =-------------2,30,8-0,89--------------4,4 М/Сут’
для скв. 80
„ 2-3,14.0,02.1,02-10-1г-28.10’.86400 _ . fiR „./rvT
Qmax =-------------2.3-0,8.0^9----------= 1,68 М /сут.
Из приведенных данных о возможных максимальных дебитах скважин видно, что после гидравлического разрыва пласта деби-138
ты скважин могут увеличиваться в: для скв. 66 *
Чпах___о „
Q 0,91 — Раза!
для скв. 71
Чих _ 4'4 о ,
—Q-------мГ"3’1 Раза;
для скв. 80
Стах _ ’ .68
Q 0,53 3’ раза,
т. е. в среднем более чем в 3 раза.
Ожидаемый эффект от гидроразрыва можно определить также по приближенной формуле Г. К. Максимовича, в которой радиус скважины после ГРП принимается равным радиусу трещины: а___ 1g (7?к/гс) хг/тп
Э- lg(/?K/rT) ’ V(1ILl6)
Подставляя данные, получим для всех трех скважин:
3 = 1g (100/0,075)/lg (100/13) = = 3,5.
Таким образом, после гидроразрыва пласта можно ожидать более чем трехкратное увеличение дебитов скважин.
Полученные расчетные значения показателей гидроразрыва приведены в табл. VIII.4.
Таблица VIII.4 Результаты расчета показателей процесса гидроразрыва пласта по скважинам месторождения Умбаки
Номер скважины Давление раз-Р“ва Рраз’ М1,а i Допустимое ; давление на устье скважины р , МПа Объем жидкости разрыва °р- м> Количество песка Оп» т Концентрация песка в жид-кости-песконо-сителе С, кг/м’ Объем жид-кости-песконо-сителя V , м’ Объем продавочной жидкости V , м> Общая продол- жительность процесса t, МВД
66 34,0 20 8 15 250 60 5,1 41
71 37,5 20 8 15 250 60 5,4 41
80 36,5 20 8 15 250 60 5,5 41
Продолжение табл. VII 1.4
Номер скважины Радиус горизонтальной трещины г , и Проницаемость горизонтальной Трещины, kT, № Проницаемость призабойной зоны Л м» пр’ Проницаемость дренажной системы fe - м» д с* Максимальный дебит скважины после ГРП flmax' М’/СУТ
66 13 0,833-10-7 1,76-10- 12 0,069-Ю-12 2,90
71 13 0,833-10-’ 1,15-10-12 0,063-Ю-12 4,90
80 13 0,833-10-’ 2,99-10-12 0,071-Ю-12 1,68
Примечание. При ГРП использовали четыре агрегата типа 4АН-7СЮ.
139
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПОРА В ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЯХ
В процессе гидравлического разрыва пласта обычно расходуются большие количества вязких жидкостей, за счет чего возникают значительные потери напора в перфорационных отверстиях. Эти потери можно определить по следующей формуле:
<2= n^gM, (VIIJ.17)
откуда
RO2
Дй= ' • <V1II.18)
где Дй— потери напора, м; Q — расход жидкости-песконосителя, м3/с; d — диаметр отверстий при пулевой перфорации, м; п — общее число перфорационных отверстий; <р — коэффициент расхода, зависящий от характера истечения жидкости; g — ускорение свободного падения, м/с2.
Задача VIII.4. Определить потери напора в перфорационных отверстиях в процессе ГРП, если Q = 0,03 м3/с; d=0,011 м; п = 20; 10; 1; <р = 0,82; g = 9,81 м/с2.
Определим потери напора по формуле (VIII. 18) при числе перфорационных отверстий п = 20.
А,„ 8-0,03’ 1С „
~' 3,142-0,0114-20а-01822-9181 10 м-
Перепад давления при этом составит:
&p=bhpg= 18-1000-9,81 = 176,6-103 Па.
При п=10 потери напора будут:
8-0,ОЗ2
Дй ~ 3,142-0,0114-102-0,0822-9,81 — ' м-
Перепад давления для этого случая составит Др=ДЛр£=74-1000-9,81=0,74 МПа.
С уменьшением п потери напора резко возрастают и при п=1 они составят
л 1 8*0,032 7яПй
ДЙ = 3,142-0,0114-1= 0,82я-9,81 ~
Перепад давления при этом будет
Др=7400 • 1000 • 9,81=74 МПа.
Результаты расчета данных по определению перепада давления Др при разных значениях расхода жидкости-песконосителя и числа перфорационных отверстий и приведены в табл. VIII.5. Из данных табл. VIII.5 видно, что с ростом расхода в два раза перепад давления увеличивается примерно в четыре раза.
140
Таблица VIII.5 Расчетные данные по определению перепада давления в перфорационных отверстиях обсадной колонны скважины, МПа
Число перфорационных отверстий в колонне п
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1015
20 25 30
0,01 10,3 2,6 1,1 0,6 '»1 0,4 0,3 0,2 0,2 0,1 0,1
0,02 41,4 10,3 4,6 2,6 1 ,-7 1,3 0,8 0,6 0,5 0,4 0,2
0,03 93,1 23,3 10,3 5,8 3,8 2,8 1,9 1,4 1,1 0,9 0,4
0,04 165,6 41,4 18,4 10,3 6,6 5,0 3,4 2,6 2,0 1,6 0,7
0,05 258,7 64,7 28,7 16,1 10,3 7,8 5,3 4,0 3,2 2,6 1,0
0,06 372,6 93,1 41,6 23,2 14,9 10,3 7,6 5,8 4,6 3,8 1,6
0,07 507,0 126,7 56,3 31,6 20,3 15,3 10,3 7,9 6,2 5,0 2,2
0,08 662,5 165,5 73,6 41,3 26,5 23,2 13,5 10,3 8,1 6,6 2,9
0,09 838,3 209,5 93,1 52,3 33,5 25,3 17,1 12,0 10,3 8,3 3,7
0,10 1035,0 258,7 115,0 64,6 41,4 31,3 21,1 16,1 12,3 10,3 4,6
—
0,1
0,2 0,2 о. 1
0,4 0,3 0,2
0,7 0,4 0,3
1,0 0,6 0,4
1.3 0,8 0,6
1,7 1 ,о 0,7
2,2 1,3 0,9
2,7 1,6 1.1
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
Задача VIII.5. Подсчитать прирост добычи нефти'по скважине после гидроразрыва пласта и себестоимость тонны нефти, полученной за счет гидроразрыва. Допустим, что прирост добычи нефти определяется через 8 мес после проведения ГРП, когда скважина продолжает еще эксплуатироваться на увеличенном дебите.
Работа скважины до гидроразрыва и на восьмом месяце после гидроразрыва характеризуется следующими показателями: дебит скважины до гидроразрыва ?н = 3 м3/сут; дебит на восьмом месяце после гидроразрыва <?ф = 3 м3/сут; коэффициент эксплуатации до гидроразрыва т]=0,93; коэффициент эксплуатации после гидроразрыва r]i = 0,94; коэффициент падения дебита до гидроразрыва а = 0,98; коэффициент падения дебита после гидроразрыва щ = = 0,95; фактическая (календарная) продолжительность эксплуатации скважины после гидроразрыва «ф=8 мес; фактическая суммарная добыча нефти из скважины за 8 мес <2ф = 1090 м3; экономический предел рентабельности дебита скважины <7эК = 0,3 м3/сут; затраты времени на подготовку скважины к гидроразрыву и освоение скважины после гидроразрыва /ПОД=48 ч; продолжительность подземного ремонта скважины до гидроразрыва /Р = 38 ч/мес; то же после ГРП /1=33 ч/мес; стоимость проведения гидроразрыва пласта Сгрп =1050 руб; стоимость подземного ремонта скважины Ср = 3 руб/ч.
Решение. Определяем теоретический дебит скважины через восемь месяцев после гидроразрыва по формуле:
qT= днаПф = 3-0,988 = 2,55 м’/сут. (VIII.19)
141
Определяем продолжительность эксплуатации скважины после гидроразрыва до предела рентабельности дебита.
п __ 1g _ lg (0,3/2,55) _ 0
lga — 1gо,98 - мес- (VIII.2U)
Подсчитываем теоретическую добычу нефти за восемь месяцев работы скважины после гидроразрыва по формуле:
0т^30т] tt • (VHI.21)
Подставив значение величин в формулу (VIII.21), получим: QT=30-0,93 (371’o5J,8°'98 = 615 м1.
Определяем прирост добычи нефти за восемь месяцев по формуле
ДОф^Оф—QT= 1090—615=475 м3. (VIII.22)
Подсчитываем ожидаемую продолжительность работы скважины на повышенном дебите по формуле:
1g (4^/^,) _ lg (2,55-0,93)/4-0,94
1ё(«!Л) 1g (0,95,0,98) — 14,8 мес.
(VIII. 23)
Определяем среднесуточный дебит скважины на 15-ом месяце
ее эксплуатации после гидроразрыва.
qox = q^ = 4-0,9514’*—1,87 м’/сут. (VI1I.24)
Подсчитываем возможный среднесуточный дебит скважины на 15-ом месяце ее эксплуатации без гидроразрыва по формуле:
9'ож = <7таИ°ж = 2-55-0,98,4’8 = 1,89 м’/сут. (VI1I.25)
Подсчитываем возможную добычу нефти за ожидаемый период работы скважины на повышенном дебите (14.8 мес) по формуле:
(?d> —?оя)“1 (4—1,89)0,95
] = 30 0,94 1 t_o,95 = 1141 м3. (VI1I.26)
Подсчитываем теоретическую добычу нефти за ожидаемый период работы скважины на повышенном дебите (14,8 мес) по формуле:
QfT=-307) (?т7_?'аож) а = 30-0,98 (2,5517_1о898 °’98 "=889 м3. (V1II.27)
Определяем ожидаемый прирост добычи нефти:
А<2Ож = <2ож —<Э'т=П41—889 = 252 м3. (VIII.28)
Находим дополнительную добычу нефти за все время эксплуатации скважины с повышенным дебитом:
Д<2 = Д<2ф + А<2ож=475 + 252 = 727 м3. (VIII.29)
142
Подсчитываем затраты на подготовку скважины к гидравлическому разрыву и освоение скважины после разрыва:
Ср/под=3-48= 144 руб. (VIII.30)
Определяем экономию за счет уменьшения продолжительности подземного ремонта скважины (повышения коэффициента ее эксплуатации) после гидравлического разрыва пласта:
ЭР=(/р-//р)(пф+Лож)Ср=(38-33) (8+14,8) 3 = 342 руб. (VIII.31)
Подсчитываем общую сумму затрат на осуществление гидроразрыва пласта:
В = 1050+144—342=852 руб.
Себестоимость 1 т нефти, полученной за счет гидроразрыва пласта, определяем по формуле
Ci = B/AQ. (VIII.32)
Экономический эффект, полученный от применения гидравлического разрыва пласта в данной скважине, находим по формуле:
9 = QC—B, (VIII.33)
где С — себестоимость 1 т нефти.
ГИДРОПЕСКОСТРУЙННАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
Гидропескоструйная перфорация — высокоэффективное средство сообщения ствола скважины с продуктивным объектом, так как при этом, по сравнению с другими видами перфорации, улучшается характер вскрытия пласта.
При гидропескоструйной перфорации применяют гидропеско-струйный перфоратор — аппарат или снаряд, в котором используются кинетическая энергия и абразивное воздействие Струи жидкости с песком, исходящей с большой скоростью из насадок снаряда через сопла в направлении стенки скважины под действием давления, равного 15—30 МПа. Струя жидкости с песком интенсивно разрушает (просверливает) металл обсадной колонны, глубоко проникает в находящиеся за ней цементное кольцо и породу, создавая канал, по которому происходит сообщение скважины с пластом.
При гидропескоструйной перфорации основными расчетными параметрами являются: темп закачки жидкости (расход) в процессе перфорации; количество жидкости (воды) и песка; число насосных агрегатов, необходимых для проведения перфорации; предельно допустимая глубина спуска насосно-компрессорных труб; гидравлические потери; удлинение труб; плотность перфорации и др.
Задача VIII.6. Определить параметры проведения гидропескоструйной перфорации эксплуатационной колонны диаметром 146 мм на глубине 1650—1660 м.
143
Решение. Необходимый темп закачки жидкости (расход) определяют по формуле:
(VIII.34)
где п — число насадок диаметром 4,5 мм (л = 4); <р — коэффициент скорости, принимаемый равным коэффициенту расхода (ф = =0,82) для конусоидальной насадки; / — площадь сечения отверстия насадки,
f = nd2/4=0,785-0,452 = 0,159 см2,
g — ускорение свободного падения, равное 981 см/с2; ДР — перепад давления в насадке (принимаем равным 15 МПа); рсм —плотность смеси воды с песком, которую определяем по формуле:
РсМ=С(рп Рв)рв, (VIII.35)
где С —объемная доля песка, %; рп — плотность песка, равная '2,7 г/см3; рв — плотность воды, равная 1,0 г/см3
С = С„ + 1000рп = 100+ 1000-2,7 = 0,0357 ’ (VIII.36)
Здесь Со — массовая доля песка, равная 100 кг/м3.
Тогда значение рсм будет:
Рсм=0,0357 (2,7—1,0)+ 1,0= 1,06 г/см3.
Подставив найденные цифровые значения в формулу (VIII.34), получим
<Q= 10-4-6,82-0,159 8709,4 см’/с=-
= 8,71-10’ см’/с.
Полученный расход соответствует подаче агрегата 2АН-500 на IV скорости (табл. VIII.6).
Помимо насосных агрегатов при гидропескоструйной перфорации необходимы пескосмесительные агрегаты, характеристика которых приведена в табл. VIII.7.
Определим количество жидкости (воды), песка и насосных агрегатов, необходимых для проведения процесса перфорации.
При гидропескоструйной перфорации могут быть использованы вода (морская, пластовая, речная, обработанная ПАВ) и углеводородные жидкости. Для обработки подбирают такую жидкость, которая по своим качествам подходит к данному пласту и пластовой жидкости. Нагнетательные скважины перфорируют с помощью воды, применяемой для нагнетания. Для скважин, подающих чистую нефть, используют углеводородную жидкость, а скважины, содержащие в продукции воду, можно перфорировать с помощью собственной пластовой или технической воды, обработанной ПАВ. Скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое, перфорируют буровым раствором соответствующей плот-144
ности. Во всех случаях предпочтение отдают жидкости с минимальной вязкостью, так как при этом гидравлические потери будут наименьшими. Потребное количество жидкости устанавливают из-расчета объема скважины плюс 0,3 объема на потерю фильтрации в пласт (поглощение пластом) и одного объема для промывки: скважины по окончании процесса перфорации, т. е.
Q.^=2,3VH, (VIII.37}:
где V — объем 1 м колонны, равный 0,0129 м3; Я —глубина перфорации, м.
Объем скважины будет
Ускв=0,0129-1660=21,4 м3.
Тогда
<2ж=2,3-21,4=49,2 м3.
Количество кварцевого песка зависит от объема жидкости-песконосителя и установленной весовой концентрации песка и? определяется из следующей зависимости:
Qn= 1,ЗУсквСо= 1,3-21,4-100=2782 кг^2,8-103 кг.
Потребное количество насосных агрегатов определяют исходя из подачи одного агрегата (как видно из табл. VIII.6, агрегат 2АН-500 на IV скорости имеет подачу 8,92 дм3/с) и необходимого* расхода жидкости для процесса гидропескоструйной перфорации, с учетом одного резервного:
Q 8,74 । , 1 АО
П== 1 = “8^2“+1= ,98-
Принимаем два агрегата 2АН-500 и один пескосмесительный агрегат ЗПА.
Определим предельно безопасную глубину спуска колонны насосно-компрессорных труб.
Таблица VIII.6 Подача и давление насосных агрегатов
Шифр насосного а грегата
2АН-500 ЗАН-500 | 4АН-700
Скорость при диаметре сменных плунжеров, мм
100 115 100 120
подача. давление, подача, давление, подача, 10» см8/с давление, подач а, давление,.
10’ см®/с МПа 103 см8/ с МПа МПа 103 см3/с МПа
I 5,1 50,3 8,8 50,0 6,3 71,9 9,0 50,0
II 5,92 43,7 12,0 37,0 8,5 52,9 12,3 36,6
III 7,33 35,3 15,8 29,0 12,0 37,4 17,3 26,0
IV 8,92 29,0 20,0 23,0 15,0 29,8 22,0 20,7
V 11,55 22,4 — — .— — — .—
VI 14,95 17,3 — • — — — — —
10—3344 145".
Таблица VIII.7 Техническая характеристика пескосмесительных агрегатов ЗПА и 4ПА
Показатели Шифр пескосмесительных агрегатов
ЗЛА 4 ПА
Монтажная база шасси автомобиля КрАЗ-257
Двигатель автомобиля ЯМЗ-238 ЯМЗ-238
Насос Подача насоса (песчаножидкостной смеси), м3/ч: 4 ПС-9 4 ПС-9
минимальная 60 60
средняя 130 130
максимальная Давление, развиваемое насосом при по- 200 200
даче песка, МПа:
максимальное 0,22 0,22
среднее 0,275 0,275
минимальное 0,300 0,300
Полезная' емкость бункера, м3 6,5
Полезная емкость аккумулятора, м3 —. 1,0
Масса транспортируемого песка, кг Подача шнеков, кг/ч: 10 000 9000
минимальная 2000 2000
максимальная Условный диаметр манифольда, мм: 40 000 50 000
наливных труб 50 50
раздающего коллектора Габаритные размеры, мм: ,100 100
длина 9200 8700
ширина 2915 2625
высота Масса агрегата, кг: 3550 3650
без груза 13 460 14 000
с грузом 24 000 28 000
При перфорации колонна НКТ подвергается действию следующих сил: собственного веса, избыточного давления, создаваемого на устье скважины при прокачке жидкости с песком через колонну НКТ, весу столба жидкости при сильном поглощении жидкости пластом и перепаду давления в насадке.
Для проведения работ при гидропескоструйной перфорации в данной скважине выбираем НКТ диаметром 73 мм. Предельно безопасную глубину спуска колонн труб при наличии циркуляции в скважине определяем по формуле:
QcTp
I= (VIII.38)
где Qctp — страгивающая нагрузка для резьбового соединения гладких НКТ из стали с группой прочности Е, равной 426 (см. приложения, табл. 7); К — коэффициент запаса прочности, изменяющийся в пределах 1,3—1,5, принимаем К=1,4; /вн — площадь проходного сечения труб диаметром 73 мм, см2 (/вн= = 30,19 см2); (см. Приложения, табл. 7); ру — давление на устье 146
скважины при работе насосного агрегата 2АН-500 на IV скорости при подаче, равной 8,92-103 см3/с и давлении 29 МПа (см. табл. VIII.6); — вес 1 м труб диаметром 73 мм с муфтами без
учета потери веса в жидкости, так как в затрубном пространстве жидкость отсутствует (^Т = 94,6Н); fT — площадь поперечного сечения тела трубы, 11,66 см2 (см. Приложения, табл. 7).
Подставляя данные в формулу (VIII.38), получим:
(426-10’/1,4) — 30,19-10~*-29-10е
L = -----------—йтт--------------= 2290 м.
Максимально возможная глубина спуска тех же труб при отсутствии циркуляции жидкости (в случае ее полного поглощения) будет:
U_____ (<?стр/*) fmPy
4т + (внРсмй
(VIII. 39)
Подставив данные в формулу (VIII.39), получим
L^=
(426 -10’/1,4) — 30,19-10-*-29-10 = 94,6 + 3G; 19-10-1-1060-9,81
=1025 м.
При гидропескоструйной перфорации предельно безопасную глубину спуска одноразмерной колонны НКТ из стали группы прочности Д можно определить по графику, изображенному на рис. 35. На этом графике приведены две группы линий, соответствующих трубам разного диаметра: группа L соответствует случаю циркуляции жидкости в скважине и L' — при отсутствии цир
куляции.
Приведем пример пользования этим графиком. Допустим, что
необходимо провести гидропескоструйную перфорацию в скважине
глубиной 1400 м при наличии циркуляции и при избыточном дав-
лении в трубах 21,5 МПа. Требуется определить, какого диаметра трубы нужно использовать для этой цели. Из точки на оси орди-нат, соответствующей глубине 1400 м, проводим прямую, параллельную оси абсцисс, которая пересекает линии труб различного диаметра в точках а, б, в, г. Каждая из этих точек соответствует .определенному диаметру труб и определенному избыточному давлению. Восставив перпендикуляр из точки на оси абсцисс, соответствующей заданному избыточному давлению 21,5 МПа, в точке ее пересечения б с горизонталью, проведенной из точки 1400 м, на-
Рис. 35. Зависимость допустимой глубины спуска труб от избыточного давления в них при гидропескоструйной перфорации
10*
147
ходим, что необходимы трубы диаметром 89 мм. С большим запасом прочности подойдут и трубы с диаметром 73 и 60 мм, однако при этом увеличатся гидравлические потери.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ
Если при выборе колонны НКТ не учитывать гидравлические потери, то давление жидкости перед входом в насадки может оказаться недостаточным для перфорации колонны.
Общие потери давления слагаются из потерь давления в каждом элементе системы кругового движения жидкости с песком (вниз по колонне НКТ и вверх по кольцевому пространству) при гидропескоструйной перфорации. Их можно определить* по формуле
Р=Рт+Рн+Рп-|-рк, (VIII.40)
где Рт — потери давления в трубах; ра — потери давления в насадках; ра — потери давления в полости, образованной абразивной струей; рк — потери давления в кольцевом пространстве.
Определим значения’слагаемых, входящих в формулу (VIII.40). Потери давления в трубах находим по формуле Дарси — Вейсбаха:
А=8,Ы0‘^см-^, (VIII.41)
где Хт — коэффициент трения при движении воды в трубах, равный 0,035 (берется по данным, приведенным на стр. 96); dB—• внутренний диаметр НКТ, см.
Тогда
Ар = 8,1 1 О’ • 0,035 1,06 - 4,4 МПа.
Потери давления в кольцевом пространстве определяем по формуле
_ 8,05 -10 ~ aXKpCMQ8// fVIIT 491
где Хк — коэффициент трения при движении воды в кольцевом пространстве; Q = 8920 см3/с (8,9 дм3/с); Н — глубина скважины, равная 1,66-105 см; £)в — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, равный 12,8 см; de — наружный диаметр НКТ, равный 7,3 см.
Для определения Хк найдем число Рейнольдса Re по формуле Д. М. Минца:
Re = р7г5—г-, (VIII.43)
Л 60р.см(1-т) ’ V !
где w — скорость движения песчаножидкостной смеси в кольцевом пространстве между колоннами труб диаметром 12,8 и 7,3 см, см/с, 148
Q 8920 <лп o ,
—_л_ 2 s — 0,785 (12,82 —7,32) — Ю2>8 см/с;
4(^8 d h)
6 — средний размер зерен песка, равный 0,05 см; т — условная пористость твердой фазы в трубах,
т = 1 - рсм~Рж - ^-%~1,00 =0,98; (VIII.44)
рп 4,1 ' '
реи — вязкость песчаножидкостной смеси
1\м = рьве3'18С, (VIII.45)
где С —объемная доля песка, равная 0,0357; е — основание натуральных логарифмов; цв — вязкость воды, равная 0,1 мПа-с.
рсм = 0,1.2.7183'18'0-0357 = 1,12 мПа - с.
По формуле (VIII.43) имеем:
р _ 1,06-102.0,05 _ 4. „
1,12-10-’.60 (1 —0,98) — °’
т. е. режим турбулентный.
Тогда
0^164 = 0.3164 . __0 04
уТе -^4153
Подставляя полученные цифровые значения в формулу (VIII.42), получим
_ 8,05-10-2-0,04-1,06-89202-166000 мП
Рк~ (12,82 — 7,32)2 (12,8 — 7,3) 9,81 ~U'DMlla-
Потери давления в полости рп, образованной абразивной струей, зависят от целого ряда факторов (диаметра отверстия в колонне, степени поглощения пластом жидкости, концентрации смеси выходящей жидкости,, скорости эрозии и т. д.), которые изменяются во времени и пространстве и по опытным данным составляют от 2 до 5 МПа. Принимаем рп = 3,5 МПа.
Потери давления в насадке принимаем рн=15 МПа, тогда общие потери давления составят:
/7=4,4+0,64-154-3,5=23,5 МПа.
.Определим давление жидкости с.песком на выходе из насадки: Р —Ру+Рст—р, где ру — давление на устье скважины при работе одного насосного агрегата 2АН-500 на IV скорости при подаче 8,92 л/с, равное 29 МПа (см. табл. VIII.6); рст — давление столба жидкости, находящейся в трубах
рст=рсм^=Ю60-9,81.1660=17,3 МПа,. ’
тогда
//=29+17,3—23,5=22,8 МПа.
149
Определим удлинение НКТ под действием нагрузки, возникающей от избыточного давления при перфорации, в результате чего изменяется место установки гидропескоструйного аппарата, закрепленного в конце колонны НКТ.
В качестве исходной для определения удлинения колонны используем формулу закона Гука:
AL = GLlEfr, (VIII.46)
где G —сумма усилий, действующих на колонну НКТ, МН; L— глубина спуска колонны НКТ (L=1660 м); Е — модуль упругости стали (Е=20,6 Па); /т —площадь поперечного сечения тела трубы диаметром 73 мм (/т—1 ],66 см2).
При циркуляции жидкости в скважине в процессе перфорации
a = (vm.47)
где <?T(L/2) — нагрузка от собственного веса труб с муфтами (<7т=82,3 Н); f„ — площадь поперечного сечения трубы по наружному диаметру (/н — 41,84 см2); ртр — потери давления в трубах (Ртр=4,4-106 Па); fBH — площадь проходного сечения НКТ (/Ен= = 30,19 см2).
Следовательно, по формуле (VIII.47) имеем:
G = 82,3 -0,6-10*. 41,84- 10-44-30,19Х
X 10-4 (29 10* = 148-10’ Н.
При отсутствии циркуляции жидкости
а-= ?+ + +»«*.+/>,-+) (VI1L48)
где q'r — вес в воздухе 1 м труб диаметром 73 мм с муфтами (/т=94,6 Н).
По формуле (VIII.48) получим
G'=^94,6-^2--|-30,19-10-4 (1060-9,81-1660 + 29-10’ -
—М2108 ) =361,8-10* Н.
Удлинение труб по формуле (VIII.46) при циркуляции жидкости .. 148-10’-1660 , пс
20,6-10е-11,66 — !’08 м-
при отсутствии циркуляции: 361’IO3-1660 Q Д AL = 20,б-ю*:-ц,бб =2’6 м-
Как видно из полученных данных, удлинение труб нужно учитывать при определении глубины интервала перфорации, особенно если толщина продуктивного горизонта незначительна. Если ин-150
Рис. 36. Удлинения колонны насосно-компрессорных труб при различных устьевых давлениях н полном поглощении жидкости
тервал перфорации намного превышает найденные значения удлинений, то поправки при определении глубины спуска перфоратора можно не делать.
На рис. 36 и 37 приведены графические зависимости удлинения труб от устьевого давления AL=f(py) и &L'=f(py) для НКТ различного диаметра. В каждом квадранте даны зависимости для труб одного диаметра: 60, 73, 89 и 114 мм. По оси абсцисс отложена глубина скважины, по оси ординат — удлинения труб ДА в зависимости от устьевых давлений: 10, 20, 30 и 40 МПа.
Приведем пример пользования этими графическими зависимостями. Пусть в скважину на глубину 2750 м (см. рис. 36) спущены трубы диаметром 73 мм для гидропескоструйной перфорации. Требуется определить удлинение труб ДА. Для этого во втором квад-
Рнс. 37. Удлинения колонны насосно-компрессорных труб при различных перепадах и циркуляции жидкости
151
ранте (73-мм трубы) из точки на оси абсцисс, соответствующей глубине 2750 м, восставляем перпендикуляр до пересечения с кривой, соответствующей давлению ру=10 МПа. Из полученной точки пересечения проводим прямую, параллельную оси абсцисс до пересечения с осью ординат в точке, которая и указывает удлинение труб Д£—1,25 м.
Определим необходимую плотность перфорации (число отверстий на 1 м толщины пласта) по формуле:
/ 2Л /?к \
Мт~+т
й = (0,8 - 1,0) — , (VIII.49)
f 1
где h— толщина продуктивного пласта (й=10 м); RK — радиус контура области питания (7?К=5ОО м); гс — радиус забоя скважины (гс=0,064 м); гпк — радиус перфорационного канала (гПк= =0,006 м); /пк — длина перфорационного канала (/пк=0,35 м).
Рис. 38. Схема колонны НКТ, спущенной в скважину для гидропескоструйной перфорации: di=73 мм; d2s89 мм: 43=102 мм; DB= — 150 мм
и = (ОД- 1,0)
500
0,351g 0 064
= (2,2-2,8).
В приводимом ниже примере рассматривается расчет одной из сложных операций гидропескоструйной перфорации в сверхглубокой скважине.
Задача VIII.7. Для проведения гидропеско-струйной перфорации скважины глубиной 4500 м требуется определить предельную безопасную длину спуска НКТ, расход рабочей жидкости и песка, гидравлические потерй напора, давление жидкости на выходе из насадок, удлинение НКТ.
Условия обработки: глубина залегания продуктивного пласта 4490—4500 м; пласт представлен песчаником толщиной 10 м; диаметр эксплуатационной колонны 168 мм; насосные агрегаты типа 4АН-700; вскрытие пласта — точечное при плотности отверстий 3/1 м.
Решение. Выбор колонны НКТ для прове-дейия гидропескоструйной перфорации проводим по методике определения предельной безопасности спуска труб для эксплуатации скважин, описанной в гл. V (см. задачу V.2). Для рассматриваемого случая гидропескоструйной перфорации на глубине 4500 м необходима колонна из трех размеров труб (рис. 38) из стали группы прочности- К.
Л=/1 + /2+/3, (VIII.50)
152
где L — общая длина трехразмерной колонны труб, равная глубине скважины 4500 м; 1\ — длина первой (нижней) секции труб диаметром 73 мм, равная 1500 м; /2 — длина второй (средней) секции труб диаметром 89 мм, равная 1000 м; Z3 — длина третьей (верхней) секции труб диаметром 102 мм, равная 2000 м.
Необходимый расход жидкости (воды) в процессе гидропеско-струйной перфорации определяем по формуле (VIII.34), в которой принимаем число насадок диаметром 6 мм равным 4; коэффициент скорости <р принимаем равным коэффициенту расхода 0,82 (для конусоидальной насадки); площадь поперечного сечения отверстия насадки f=nd2/4=0,785-0,62=0,283 см2;
£=981 см/с2 — ускорение свободного падения; перепад давления в насадке Дрн принимаем равным 20 МПа; плотность смеси воды с песком определяем по формуле
Рсм = С (рп—рв) +рв, где рп — плотность зерен песка, равная 2,65 г/см3; рв — плотность воды, равная I г/см3; С — объемная доля песка, %.
______б*о__________100_____ __q 04(34
Со + 1000 — 100+ 1000 2,65 °
Здесь Со — массовая доля песка, равная 100 кг/м3.
Найдем значение рсм.
рсм=0,0364 (2,65—1 )-f-1=1,06 г/см3.
Подставляя данные в формулу (VIII.34), получим
Qa = 10-4-0,82-0,283 ]/ = 17854 сма/с = 17,9 дм‘/с.
Найдем общее количество жидкости и песка, необходимое для проведения перфорации. Необходимое количество жидкости устанавливают из расчета двух объемов скважины (один объем для транспортировки песка на забой скважины и один объем для промывки скважины по окончании процесса) плюс 0,3 объема на потерю циркуляции (поглощения пластом).
Таким образом,
<2ж=2,37=2,3-0,0177-4500 =183,2 м3,
где 7=(nD2a/4)L=0,0177-4500 = 79,6 м3 — объем скважины (см. табл. V.5).
Необходимое количество кварцевого песка составит:
Qn = l,37C0 = 1,3-79,6-100= 10348 кг= 10,35 т.
Гидравлические потери давления при гидропескоструйной перфорации складываются из следующих потерь: р=Дрг+Дрк+Дрн+Дрп, (VI 11.51)
где Дрт — потери в трубах; Дрк — потери в кольцевом пространстве; Дрн — потери в насадках; Дрп — потери в полости, образованной абразивной струей.
153
Определим значения составляющих, входящих в формулу (VIII.51).
Потери давления в трубах будут различными на разных участках (см. рис. 38) трехразмерной колонны труб:
Д.Рт = Рт1~\-РТ2-}-РтЗ, (VIII.52)
где pTi, рт2, ртз — соответственно потери давления в НКТ первой, второй и третьей секций. Вычисляем потери давления по формуле (VIII.41):
ДА1 = 8,1.10%Рсм-§Ь-,
где Xi — коэффициент трения при движении воды в 73-мм трубах; Q — объемный расход жидкости, равный 17,9 дм3/с; 1\— длина нижней (первой) секции НКТ диаметром 73 мм, равная 1500 м; d\ — внутренний диаметр НКТ, равный 62 мм.
Для определения 1 воспользуемся формулами: для ламинарного режима
X=64/Re, (VIII.53)
для турбулентного режима
2 = 0,3164/^/Ri. (VIII.54)
Определим значение числа Re по формуле
Re = ЛЁД, (V1II.55)
где w — линейная скорость движения жидкости в трубах, м/с; dB — внутренний диаметр труб, м; v — кинематическая вязкость воды, равная 10-4 м2/с;
Линейная скорость движения воды в первой секции колонны труб будет w — Q/S, (VIII.56)
где Q — объемная скорость движения жидкости по колонне, рав-
ная 0,0179 м3/с; S — площадь проходного сечения трубы, м2 (см. Приложения, табл. 6).
Подставляя данные в формулу (VIII.56), получим: для первой 73-мм секции колонны труб:
Wi = 0,0179/0,0032 = 5,6 м/с,
для второй 89-мм секции колонны труб
^ = 0,0179/0,0045=4,0 м/с,
для третьей 102-мм секции колонны труб
w3 = 0,0179/0,0061=2,9 м/с.
Соответствующие значения чисел Re будут:
Г?ei = 5,6 • 0,062/10-«=347200; Re2=4 0,076/10"«=304000;
Re3=2,9-0,0886/ 10~в=256940.
154
Из полученных данных видно, что во всех трех колоннах режим будет турбулентным, т. е. коэффициенты трения при движении воды следует определять по формуле (VIII.54). имеем
= 0,3164/ у/3472(Х) = 0,3164/24,3^0,013;
Л2 = 0,3164/ ^/304000 = 0,3164/23.4 = 0,0135;
Л3 = 0,3164/^/256940 = 0,3164/22,6 =0,014.
Подсчитаем потери давления по формуле (VIII.41). Для первой секции колонны труб
Л1 = 8,1 10* 0,013• 1,06 17|g 215500 = 5,86 -10е Па.
Потери давления во второй и третьей секциях колонны труб соответственно будут
Дпт2 = 8,1-106-0,0135-1,06 17,972'к15000 = 1,48-10* Па,
7,о5
Дртз = 8,1 • Ю’-0,014-1,06 17,Гог°° =1.39-10* Па.
1 тз о,У®
Общие потери давления в трубах при движении жидкости сверху вниз по формуле (VIII.52) будут:
Дд. = Дрт1-|-Д/7Т8-]-Д/\.3 = (5,86-/ 1,484-1,39) 10* Па —
= 8,73-10* Па = 8,73 МПа.
Потери напора в кольцевом пространстве также слагаются из потерь на трех различных участках колонны труб:
ДЛ-= ДЛ. + Д Аз + Д^к,-
где ДрК1, ДРк2, соответственно лонпы труб.
На каждом формуле:
8,05-10-aXKpCMQa// ал— (D\-d\Y(D,-dB)& ’ где %к — коэффициент трения при движении воды в кольцевом пространстве; Q = 17,9 дм3/с (или 17900 см3/с); Н=1 — длина соответствующей секции колонны НКТ; DB — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, равный 15 см; dH — наружный диаметр соответствующей секции колонны труб.
Для определения Х« найдем Re по формуле:
R6 = ------«Реи®------
( VIII .57
Дркз — потери давления в кольцевом пространстве на участках первой, второй и третьей секций ко-
из этих участков потери давления определяем по
(VIII.58)
р.см 60 (1 — т)
155
где 6 — средний диаметр зерен песка, равный 0,05 см; w — скорость движения смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве между колоннами труб диаметром 15 и 7,3 см; цСм— вязкость смеси; т — условная пористость твердой фазы в трубах.
Скорость движения смеси составит:
для первой секции
Q 17900 . , * о ,
0,785 (D2a — d2„) — 0,785 (152 — 7,32) — 130 СМ/С — 1,3 м/с.
для второй секции
17900 1 ГР у 4 ГА t
®2 = 0,785 (15* —8,92) = 156 СМ/С = 1 '5б М/С;
для третьей секции
w ___________17900 ;_____р—184 см/с = 1 84 м/с
3~~ 0,785 (152— 10,22) > 104 Л — 1 м/е-
Условная пористость твердой фазы в трубах
т = 1 - -р-с-^~Р» J _ 1’06-1 0,98.
,Рп 2,65
Вязкость смеси
if — 11 аЗ,18С
Цсм— »
где цв — вязкость воды, равная 0,1 Па-с; С — объемная доля песка, равная 0,0357%; е — основание натуральных логарифмов.
Следовательно,
рСм=0,1 -2,7183’18'°-357= 1,12 мПа-с.
Определяем Re по формуле (VIII.43) на участках: первой секции
р„_____ 1,06-130-0,05 ____ 5190-
Л > ~ 1,12-10-а-60 (1 — 0,98) —
второй секции
Р _ 1,06-156 0,05 _долп-
Ке2 — 1,12.10-3-60 (1 — 0,98)
третьей секции
ре 1,06-184.0,05 _ 25Q
“ 1,12-10~э-60 (1 — 0,98)
Как видно из приведенных расчетов, в кольцевом пространстве по всей длине трехразмерной эксплуатационной колонны режим будет турбулентным. Поэтому значение Хк находим по формуле (VIII.54). Будем иметь:
для первой секции
0,3164
—* 4 г---
у 5120
= 0,037;
156
для второй секции
, 0,3164 А Аог-
1™= 0.035;
^6 зоо
для третьей секции
Лк,= °;3164 =0.034.
у 7250
Определяем потери давления в кольцевом пространстве по формуле (VIII.58): на участке первой секции
. 8,05-10~2-0,037-1,06-179002-!,5-Ю5 п сс 1ПЗ п
Дрк1=-------(152 — 7,32)2 (15 — 7,3) 981-= 0)66 ’10 Па;
на участке второй секции
. 8,05-Ю-’-0,035-1,06-179002- 10s 7 ЭД 1Оа П •
ЛАг — (1й2 —8.93 *)2 (15 — 8,9) 981 — /.ОУ • 1U 11а, на участке третьей секции
. 8,05-10-2-0,034-1,06-179002-2-10® ОСг1Л3гт
(152— 10,22)2(15—10,2) 981 -26-5'10 Па.
Суммарные потери давления в кольцевом пространстве по формуле (VIII.57) будут:’
Дрк= (0,66+7,39+26,5) 103 Па = 34,55-103 Па=0,035 МПа.
Потери давления в насадках перфоратора Дрн принимаем равными 20 МПа. Потери давления Дрп в полости, образованной абразивной струей, по опытным данным, изменяются от 2 до
5 МПа. Принимаем среднее значение Д/7П=3,5 МПа.
Общие гидравлические потери по формуле (VIII.52) с учетом потерь давления в насадках перфоратора Дрн=20 МПа будут: р=8,73+0,35+20+3,5=32,58- 10е Па.
Давление жидкости с песком на выходе из насадки составит ро=рУ+рс„ёН-р=2О,7- 10в+1060 • 9,81 • 4500 —32,58Х
-ХЮ6 * * *=35,37 МПа,
где ру — давление на устье скважины при работе насосного агрегата 4АН-700 на IV скорости (см. табл. VIII.6). При подаче, равной 22 дм3/с, ру=20,7 МПа.
Определим удлинение НКТ под действием общей нагрузки. Учитывая, что колонна НКТ (см. рис. 38) состоит из трех секций труб различного диаметра, удлинение их нужно определять на каждом участке, а затем суммировать. По закону Гука удлинение ДА составит по формуле (VIII.46):
AL — GL/Eft,
где G — общая нагрузка на трубы, МН; L — длина колонны труб; Е — модуль упругости стали, равная 20,6 МПа; — площадь поперечного сечения тела трубы.
157
По формуле (VIII.50):
z = /,44+',
/1 — 1500 м, /2 = 1000 м, /3=2000 м.
Очевидно
ЛЬ=Ы1+М2+М3, (VIII.59)
где Д/1( Д/2, Д/3 — удлинения труб соответственно первой, второй и третьей секций колонны.
По формуле (VIII.46) для первой секции колонны НКТ
д/, =_££•_, (VIII.60)
Pfri
где G — общая нагрузка на трубы первой колонны; h — длина первой секции колонны труб диаметром 73 мм, равная 1500 м; fTi — площадь поперечного сечения тела труб диаметром 73 мм, равная 11,66 см2.
При наличии циркуляции
= (VIII.61)
где </т1 — вес в жидкости 1 м трубы диаметром 73 мм с муфтой, равный 82 Н; qTl — нагрузка от собственного веса труб с муфтами, Н; fHi — площадь поперечного сечения 73-мм труб по наружному диаметру, равная 41,84 см2; fKi — площадь проходного сечения трубы диаметром 73 мм с муфтой, равная 30,2 см2.
Следовательно, по формуле (VIII.61) имеем:
<7. = 82 — - 0,66- 1О’-41,84-10-44-30,2• 10~4/20,7- 108 =
2 1 \ 2 .)
= 123,1-10* Н.
При отсутствии циркуляции
G', = <7'Т1 + L (рсм£/ , 4~ Ру - , (VIII.62)
где q'rl — вес в воздухе 1 м труб диаметром 73 мм с муфтой, равный 94,6 Н.
По формуле (VIII.62) получим:
G\ =94,6^-4-30,2-10-* (1060-9,81-1500 4-20,7-10’^- 10‘) -= 171,6-10* Н.
Удлинение труб первой секции колонны НКТ по формуле (VIII.60) при наличии циркуляции жидкости составит
223Л10М 500 =0764м1
20,б-10М1,66
158
(VIII .63),
(VIII.64).
а при отсутствии циркуляции
171,6-10«-1500 ,
Д/, =--------------=1,071 м.
20,6-10е-11,66
По формуле (VIII.46) для второй секции колонны НКТ
£fT2
где G? — общая нагрузка на трубы второй секции колонны труб; /2 — длина второй секции диаметром 89 мм, равная 1000 м; fT2— площадь поперечного сечения тела трубы диаметром 89 мм, равная 16,82 см2.
При наличии циркуляции
G, = + /к2 (рУ -
где /?т2 — вес в жидкости 1 м трубы диаметром 89 мм с муфтой, равный 118,8 Н; qT1~^-----нагрузка от собственного веса труб с
муфтами, Н; fH2 — поперечное сечение 89-мм трубы по наружному диаметру, равное 61,87 см2; fK2— площадь проходного сечения трубы диаметром 89 мм, равная 45,2 см2.
Следовательно, по формуле (VIII.64) имеем
Gs = 118,8 -7,39 • 10а - 61,87 - Ю;4 + 45,2 10-4 (20,7— 1,48/2)10’=
= 149,8-10* Н, а при отсутствии циркуляции
, ^Рт1 у 2
где q'T2 — вес в воздухе 1 м трубы диаметром 89 мм с муфтой, равный 136,7 Н.
По формуле (VIII.65) получим:
G'a = 136,74-45,2-10-4( 1060-9,81-1000-р20,7-10'-
- 1^9 1О.\ = 205,8-10’ Н.
2 )
Удлинение труб второй секции колонны НКТ по формуле (VIII.63) при наличии циркуляции составит:
О2/2 149,8-10»-1000 п
Д/2 — —— 1-----------= 0,432 м;
* Efri 20,6-10s -16,82
(VIII.65)
G 2 q ts
при отсутствии циркуляции
205,8-10’-1000 neo, Д/ . —---------------= 0,594 м.
* - 20,6-10е-16,82
159
По формуле (VIII.46) для третьей секции колонны НКТ д/—
тде Ga — общая нагрузка на трубы третьей секции колонны труб; -1з — длина третьей секции колонны труб диаметром 102 мм, равная 2000 м; fT3 — площадь поперечного сечения тела трубы диаметром 102 мм, равная 19,41 см2. При наличий циркуляции
’С, = <7т.-^-4-ДАЛ.+и (ру 4-^-). (VHI.66)
тде 7тз — вес в жидкости 1 м трубы диаметром 102 мм с муфтой, равный 137,3 Н;7та-^---нагрузка от собственного веса труб с муф-
тами, Н; /+— площадь поперечного сечения 102-мм трубы по наружному диаметру, равная 83,2 см2; /кз— площадь проходного сечения 102-мм трубы с муфтой.
Следовательно, по формуле (VIII.66) 'имеем:
_ 137,3-^ -26,5- 10я-83,2-10-4 +
а 2 ~
(VIII.67)
+ 61,62-10-4 (20,7--^J 10е = 260,3-10’ Н.
При отсутствии циркуляции
G' = q' — + fK (+ pv — —
3 < 13 2 I M у * 3 в * у 2 1 ’
где 7тз — вес в воздухе 1 м трубы диаметром 102 мм с муфтой, равный 157,8 Н;7„-^-----нагрузка от собственного веса этих труб
с муфтами, Н.
По формуле (VIII.67) получим
157,8-^+61,62-10-4 (1060-9,81-2000 +
+ 20,7- 10е10s = 418,6- 10s Н. - 2 /
Удлинение труб третьей секции колонны труб по формуле (VIII.46) составит:
Д/, -
Следовательно, при наличии циркуляции
. , 260-103-2000 , о
А1. =-------------= 1,3 м,
а 20,6 - 10s-19,41
при отсутствии циркуляции . „ 418,6-103-2000 о ,
Л Г. =----------------= 2,1 м.
а 20,6•10s-19,41
160
Общее удлинение всей трехразмерной колонны НКТ при наличии циркуляции жидкости в скважине по формуле (VIII.59) составит
АЛ=0,764 0,432+1,3=2,496 м,
при отсутствии циркуляции
AL'= 1,071+0,594+2,1=3,765 м.
Как видно из приведенных расчетов, в рассмотренном случае гидропескоструйной перфорации скважины глубиной 4500 м удлинение насосно-компрессорных труб довольно существенное и его следует учитывать при определении глубины установки перфоратора.
ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН
СОЛЯНОЙ КИСЛОТОЙ
Скважины, эксплуатирующие слабопроницаемые пласты (песчаники, сцементированные глинистой фацией, плотные известняки), нередко оказываются малодебитными. Для увеличения их производительности проводят солянокислотную обработку. Этот процесс основан на способности соляной кислоты растворять известковистые породы. При этом происходят следующие реакции: а) в известняках
2НС1+СаСО3 = СаС12+Н2О+СО2, б) в доломитах
4HCl+CaMg (СОз) 2=CaCl2+MgCl2+2H2O+2CO2.
Полученные в результате воздействия соляной кислоты СаС12 и MgCl2 хорошо растворимы в воде и при пуске скважины выносятся из их призабойной зоны. Углекислота, находящаяся в газообразном виде или растворенная в воде (в зависимости от давления), легко удаляется.
Расчет кислотной обработки призабойной зоны скважины сводится к определению объема рабочего раствора соляной кислоты выбранной концентрации, количества воды, необходимой для его приготовления, количества различных добавок к рабочему раствору: ингибиторов коррозии, стабилизаторов или замедлителей скорости реакции между соляной кислотой и породой, интенсификаторов или ПАВ.
При наличии в скважине зумпфа следует рассчитать также количество хлористого кальция, необходимого для приготовления раствора с целью заполнения зумпфа и изоляции его от кислотного раствора.
Задача VIII.8. Определить необходимое количество соляной кислоты и других химреагентов для обработки нефтяной скважины, имеющей следующую характеристику: глубина 1645 м; пласт представлен песчаником с контактным и глинистым цементом; эффективная толщина пласта 20 м; проницаемость пород 0,0бХ ХЮ-12 м2; пластовое давление 10 МПа; ниже вскрытой части 11—3344 161
Таблица VIII.8 Количество кислоты и воды, потребных для приготовления солянокислотного раствора
Объем разведенной кислоты, м* Концентрация разведенной кислоты, %
8 10 12 14
1840 2330 2830 3320
О 4,38 3,96 3,52 3,40
Q 2460 3110 3770 4400
о 5,84 5,28 4,64 4,16
3080 3890 4720 5560
Ю 7,30 6,60 5,87 5,14
Примечание. В числителе — количество концентрированной кислоты, кг; в знаменателе — количество воды, м>.
пласта в эксплуатационной колонне имеется зумпф глубиной 15 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,15 м; внутренний диаметр' НКТ 0,062 м.
Решение. Для заданных условий концентрацию кислоты для первичных обработок принимают 8—10%. Примем 10%.
Количество кислоты, расходуемой на 1 м толщины пласта, для песчаников составляет 0,4—0,6 м3, принимаем 0,5 м3. В этом случае общий объем рабочего кислотного раствора составит 0,5-20= = 10 м3.
На приготовление 10 м3'10%-ного рабочего солянокислотного раствора, согласно данным табл. VIII.8, требуется 3890 кг 27,5%-ной НС1 и 6,6 м3 воды.
Количество концентрированной товарной соляной кислоты для приготовления 10%-ного рабочего солянокислотного раствора можно найти по формуле
= , (VIII.68)
Bz(A— х)
где А и В — числовые коэффициенты, значения которых приведены ниже; х и г — концентрации соответственно рабочего солянокислотного раствора и товарной соляной кислоты; W — объем рабочего кислотного раствора, равный 10 м3.
А, В............... 214 218 221,5
z, х............... 5,15—12,19 13,19—18,11 19,06—24,78
П родолжение
А, В ......... 226 227,5 229,5 232
z, х............... 25,75—29,57 29,95—31,52 32,1—33,4 34,42—37,22
В нашем случае для 10 %-ной соляной кислоты числовой коэффициент Л=214, а для 27%-ной коэффициент В = 226; х—10%-ная концентрация солянокислотного раствора; z—27,5%-ная концентрация товарной кислоты; U7=10 м3 — объем рабочего кислотного раствора.
162
Следовательно, по формуле (VIII.68) имеем:
214.10-10(226 — 27,5) Q 3 w к — г — 0,000 М .
к 226-27,5(214— 10)
После приготовления рабочего раствора соляной кислоты проверяют полученную' концентрацию раствора НС1, и если она не соответствует выбранной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту.
Количество добавляемой воды при концентрации НС1>10% _ _ (Pa —Pi)^ р— 1 количество добавляемой соляной кислоты, если концентрация НС1< 10 %
<7к = . (Р.-Р,)^ , (VIII.70)
Ра — Р -
где qB и </к — объемы добавляемой воды и концентрированной кислоты, м3; р — плотность раствора выбранной концентрации; pi и р2 — плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации; р3 — плотность концентрированной соляной кислоты; W— объем солянокислотного раствора 10 %-ной концентрации.
В качестве ингибитора коррозии принимаем катионоактивный реагент — катион А в количестве 0,01 % объема рабочего кислотного раствора
<?и = 10-0,01 -0,01 =0,001 м3.
Против выпадения' из солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляют в рабочий раствор уксусную кислоту.в количестве
<2ук= 1000ду (VIII.71)
су
где Ьу — количество уксусной кислоты, % от рабочего раствора соляной кислоты (йу=/+0,8, где f — содержание в соляной кислоте железа, равное /=0,5%, тогда 6у=0,54-0,8= 1,3 %); W— объем рабочего солянокислотного раствора, равный 10 м3; Су —концентрация уксусной кислоты (принимаем Су = 80 %).
Подставляя числовые значения величин в формулу (VIII.71), имеем: Л
<?ук=1000-1,3(10/80) = 162,5 дм3.
Для растворения цементирующего породу силикатного и глинистого материалов, а также для очистки поверхности забоя от глинистой или цементной корки в рабочий раствор соляной кислоты добавляют плавиковую кислоту в количестве /?ш;=1000йп(^/Сп), " (VIII.72)
где Ьп — количество добавляемой плавиковой кислоты, % от объема рабочего солянокислотного раствора (обычно равный 1—2%, И* 163
принимаем 2%); Сп — концентрация плавиковой кислоты (обычна составляет 40 %).
Подставляя численные значения величин в формулу (VIII72), будем иметь:
QnK= 1000-2 (10/40) =500 дм3.
В качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения применяют препарат ДС (детергент «Советский»), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.
Необходимое количество ДС для 10 м3 раствора принимают из расчета 1 —1,5% рабочего солянокислотного раствора, принимаем 1 %, т. е. 10-0,01=0,1 м3 или 100 дм3.
Уточняем количество воды, необходимой для приготовления принятого объема рабочего солянокислотного раствора с учетом: всех добавок:
V=U7-U7K-2Q, ' (VIII.73)
где W — объем рабочего солянокислотного раствора, равный Юм3; Ц7К — объем концентрированной товарной кислоты, равный 3,333 м3; 2Q— суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная и плавиковая кислоты, ДС).
2Q= 163+500+100=763 дм3=0,763 м3.
Следовательно, по формуле (VIII.73):
10-3,333—0,763=5,904 м3.
Для изоляции зумпфа (кармана) применяют раствор хлористого кальция относительной плотности' 1,2.
Объем 1 м ствола скважины с внутренним, диаметром DB= = 0,15" м составляет 0,785-0,152^0,018 м3, а объем 15 м зумпфа будет 0,018-15=^0,27 м3.
Для получения 1 м3 хлористого кальция относительной плотностью 1,2 требуется 540 кг СаС12 и 0,66 м3 воды. Для изоляции всего зумпфа количество СаС12 составит 540-0,27=146 кг и воды • 0,66-0,27=0,18 м3.
Перед обработкой скважины зумпф ее заполняют раствором хлористого кальция. Для этого трубы спускают на 1—2 м выше забоя, восстанавливают в скважине циркуляцию и при открытом затрубном пространстве закачивают раствор хлористого кальция и продавливают его в зумпф закачкой в трубы нефти в объеме выкидной линии (объем труб диаметром 0,062 м, длиной 100 м от насосного агрегата до устья скважины составит 0,00302-100= = 0,3 м3) плюс объем промывочных труб (nd2B/4) Д=0,00302Х Х1630=4,96 м3. Затем приподнимают трубы и устанавливают башмак промывочных труб у нижних отверстий фильтра, после чего в скважину закачивают кислоту.
164
При закачке кислота заполняет выкидную линию диаметром 0,062 м, длиной 100 м от насосного агрегата (объем ее составит 0,00302-100=0,3 м3), промывочные трубы диаметром 0,062 м, длиной 1630 м (объем их равен 0,00302-1630=4,96 м3) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (объем ее составит 0,018-20=0,36 м3), всего 5,58 м3. После этого устье герметизируют (закрывают затрубное пространство) и остаток рабочего солянокислотного раствора продавливают в призабойную зону скважины. Для вытеснения соляной кислоты из труб требуется 5,58 м* нефти.
ТЕРМОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА
С целью повышения производительности скважин путем очистки призабойной зоны от отложения парафина и смол проводят термокислотную обработку, состоящую из двух фаз: 1) термохимическая обработка, при которой солянокислотный раствор и поверхность забоя нагреваются до температуры 75—90 °C; 2) обычная солянокислотная обработка призабойной зоны, но более эффективная вследствие высокой температуры нагретой соляной кислоты.
Задача VIII.9. Определить необходимое количество товарной соляной кислоты и химических реагентов, потребных для термокислотной обработки скважины, эксплуатирующейся штанговым насосом, имеющей следующую характеристику: глубина скважины 1000 м, эффективная толщина пласта 10 м, внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,15 м; диаметр НКТ 60 мм, температура на забое скважины 35 °C, текущий дебит нефти Q=5 т/сут.
Вода в продукции отсутствует, коллектор представлен рыхлыми песчаниками (содержание карбонатов 12%), в призабойной зоне происходит отложение парафина и смол.
Решение. Определим количество и концентрацию соляной кислоты, необходимой для обработки.
В качестве химического реагента для экзотермической реакции и повышения температуры забоя скважины принимаем металлический магний. Для первой фазы обработки рекомендуется 15%-ный раствор соляной кислоты в количестве 0,1 м3 на 1 кг магния, который в результате реакции его с НС1 выделяет 4520 Дж тепла.
При первичной обработке принимаем 0,8 м3 солянокислотного раствора на 1 м эффективной толщины пласта. В данном случае для толщины пласта в 10 м потребуется 8,0 м3 соляной кислоты, из которых 4 м3 примем для первой фазы обработки и 4 м3 — для второй фазы.
Определим необходимое- количество металлического магния. При температуре плавления парафина 7’ПЛ = 55°С совершенно достаточно подогреть солянокислотный раствор и поверхность забоя скважины до температуры Т'к = 80°С.
Пусть начальная температура солянокислотного раствора Тн= =20 °C. Тогда необходимое количество магния (QM) для повышения температуры кислотного раствора объемом Й7=4 м3 от 20
165
до 80°С можно определить по формуле:
= Wk —Л,) _ 4(80 — 60) =40 кг (VIII.74)
6:,.03 6,03
где 6,03=4520/1000-0,75 — числовой коэффициент (4520 Дж— количество тепла, выделяемое 1 кг металлического магния; 0,75-теплоемкость водного раствора хлористого магния, Дж/°С; 1000-коэффициент перевода размерности).
Найденное количество магния вполне соответствует указанной выше практической норме — 1 кг на 0,1 м3 15%-ного солянокислотного раствора. Для принятых в первой фазе обработки 4 м3 раствора следует взять 40 кг магния.
Определим изменение концентрации 4 м3 15 %-ного солянокислотного раствора после растворения в нем QM—40 кг магния. Уменьшение концентрации кислотного раствора, полностью нейтрализующегося, найдем по формуле
3, ЗЗЛ W + QM ’
(VIII.75)
где Л — числовой-коэффициент, который при концентрации кислоты до 18% равен 218, а при концентрации до- 12%—214;
218-40
3,33-218-4-1-40
= 3«/0.
Следовательно, концентрация 15 %-ного раствора соляной кислоты уменьшится на 3 % и составит 12 %.
Металлический магний при термохимических обработках применяют в виде стружек или прутиков (стержней), которыми заполняют реакционный наконечник и спускают его на трубах до глубины обрабатываемого интервала скважины. При использовании стружек трудно рассчитать и выдержать определенный режим закачки соляной кислоты, так как они имеют различную толщину и плотность упаковки. Легче, поддается расчету применение магния в прутиках.
Допустим, что имеется реакционный наконечник с контактным стволом диаметром 114 мм, длиной 6 м; объем 1 м такого наконечника равен 0,00785 м3, а всего наконечника — 0,0471 м3. Стержни (прутики) магния диаметром dn=0,04 м, длиной по /=0,6 м помещают в наконечник пачками по 3 стержня. Всего в наконечник длиной 6 м войдет 10 таких пачек, т, е. 30 стержней.
Определим интервалы закачки (объемов и скоростей), т. е. режимы закачки соляной кислоты.
При расчете режима необходимо располагать данными о том, за какое время контакта кислоты с магнием реакция пройдет до намеченного снижения начальной концентрации раствора, т. е. за какое время концентрация НС1 понизится с 15 до 11,5% (для нагрева до 90°С) или с 15 до 12,2 % (для нагрева до 75°С).
Эти данные приведены в табл. VIII.9.
166
Таблица VIII.9 Данные о продолжительности реакции до заданного остаточного содержания НС1
Объем закачиваемого 15%-ного раствора (см3) на 1 сма поверхности магния Продолжительность реакции (с) до сста-. точного содерж ания НС1
11,5% 12,2%
1,1 10 7
1,7 13 10
2,0 15 11
-2,7 18 13
3,7 22 18
4,2 25 20
5,3 30 25
По мере закачки соляной кислоты через реакционный наконечник количество магния в нем будет непрерывно и неравномерно уменьшаться. Для равномерности процесса (достижения одинаковой температуры нагрева кислоты) скорость закачки его следует непрерывно уменьшать.
Поэтому процесс растворения стержней разбивают на пять интервалов с постепенным уменьшением диаметра, а следовательно, объема и массы стержней.
Примем уменьшение диаметра стержней для I интервала с 4 до 3,5 см; цля II интервала — с 3,5 до 3,0 см; для III интервала — с 3 до 2 см; для IV и V интервалов — соответственно, с 2 до 1 см и с 1 до 0 см.
Для каждого из этих интервалов можно, принять процесс равномерным, соответствующим некоторым средним для интервала показателям.
Порядок расчета на этом этапе следующий.
1. Подсчитывают поверхность всех стержней1 (10 пачек по 3 стержня в каждой пачке, итого 30 стержней) в начальный и конечный момент интервала закачки соляной кислоты, а затем как среднеарифметическое из крайних значений — среднее значение поверхности для каждого интервала.
2. Вычисляют объем пустот в наконечнике, заполненном раствором при закачке, как разность между объемом реакционного наконечника и объемом. всех стержней в начале и конце каждого интервала. Как среднеарифметическое из крайних значений получают средний для каждого интервала объем пустот (т. е. раствора) во всем наконечнике.
3. Делением среднего для каждого интервала объема пустот на поверхность магния узнают, сколько кубических сантиметров, раствора приходится в среднем на 1 см2 поверхности магния за каждый интервал.
4. Результаты этих, вычислений приведены в табл. VIII.10.
На следующем этапе расчета проводят такие операции.
1. Определяют количество магния (в килограммах), которое растворится в кислоте в течение каждого интервала процесса.
167
Таблица VIII.10 Результаты вычислений поверхности магниевых стержней л объемов кислотного раствора в заполненном наконечнике
Конечные диаметра стержней, дм Поверхность всех стержней (10 пачек), ма Объем кислотного раствора а заполненном наконечнике, м3 Объем раствора на 1 см2 поверхности магния, см3
конечна! средняя конечный средний
0,40 2,34 2,18 0,0245 0,0271 1,2
0,35 е,зо 2,03 1,74 1,89 0,0298 0,0349 0,0323 1,7
1,44 0,0382 2,7
0,20 1,15 0,04145
0,85 0,0372 4,3
0,10 0,57 0,28 0,0330 12,5
0,0350
0„0 0,00 0,0471
Определяют количество магния, которое растворится в кислоте в течение первого интервала процесса. За этот интервал объем магния в реакционном наконечнике уменьшится на
AV^V.-V', (VIII.76)
где Vi и V'i — объемы магния в наконечнике соответственно в начале и в конце интервала, дм3; rini и d'ni — диаметр стержней магния соответственно в начале и конце интервала (dni=0,4 дм, </'ni=0,35 дм); / — длина одного стержня, 6 дм; п — число стержней в наконечнике (п = 30).
Подставляя данные в формулу (VIII.76), получим
ДУ]=0,785(0,42—0,352)6-30=5,3 дм3.
Масса этого объема магния при плотности металлического магния Pm^I.77 кг/дм3 составит:
ДЛ11 = ДУ1рм=5,3-1,77=9,4 кг.
По приведенной схеме -подсчитывают количество магния, которое растворится в кислоте за каждый из последующих интервалов.
2. Вычисляют объем 15%-ного кислотного раствора, который должен быть прокачан через наконечник, если считать, что на каждый килограмм магния расходуется 0,1 м3 15%-ного раствора при понижении концентрации кислоты до 12,2 % остаточного в растворе. Для первого интервала это составит:
(VIII.77)
где Wi—объем 15%-ного кислотного раствора, м3; 0,1—объем раствора, расходуемого для растворения 1 кг магния, м3; ДЛД — масса растворенного магния, кг. Подставляя данные в формулу (VIII.77), получим:
^1=0,1 -9,4=0,94 м3.
168
6—2»
Аналогично определяют объем 15 %-ного кислотного раствора для каждого из последующих интервалов.
3. Делением 15 %-ного объема кислотного раствора на средний для каждого интервала объем пустоты находят число емен кислотного раствора в течение каждого интервала. Для первого интервала это составит
М=и7;)/и7ср1, (VIII.78)
где Ni — число смен кислотного раствора в наконечнике в течение первого интервала; l^cpi — средний объем кислотного раствора, прокачиваемого за первый интервал (U7cpl = 0,0271, см. табл. VIII. 10). Подставляя данные в формулу (VIII.78), будем иметь: d
V1=0,94/0,0271=34,7.
4. Подбирают по табл. VIII.119 или приблизительно подсчитывают время контакта (в секундах) каждой порции раствора с магнием, в течение которого концентрация НС1 уменьшается до 12,2%'. Для первого интервала по табл. VIII.119 для объема раствора, равного 1,2 см3 (1,1 см3), время Д = 7 с. Точно так же по этой же таблице определяют время контакта каждой порции раствора с магнием, когда концентрация HCI понизится до 12,2% для всех остальных интервалов.
5. Определяют время 6, требующееся для прокачки через наконечник всего объема 15%-ного раствора, вычисленного для каждого интервала. Для первого интервала
?1 = Л6/К=34,7-7=243 с.
6. Определяют скорость закачки для каждого интервала
u3aK1 = IVi 3600/6. (VIII.79)
Таблица VIII.11 Результаты вычислений скорости для намеченных интервалов закачки солянокислотного раствора
Интервал Изменение диаметров• стержней, см Количество магния, растворенного за интервал, кг Объем раствора, прокачиваемого за интервал, мз Число смен раствора ' за интервал Время реакции, необходимое , для снижения концентрации раствора До 12,2%, с Время прокачки всего раствора за интервал, с Скорость закачки, м’/ч
I 4-3,5 9,4 0,94 34,7 7 243 13,9
II 3,5—3,0 8,1 0,81 25 10 250 11,7
III . 3,0—2,0 12,5 1,25 33 13 429 10,9
IV 2,0—1,0 7,5 0,75 20 20 400 6,.7
V 1,0—0,0 2,5 0,25 7,1 30 213 4,2
Всего — 40,0 4,00 — — 1537. —
Таблица VHI.12 Параметры закачки кислотного раствора для термохимической фазы процесса
Интерзал Рремя закачки, мин Объем закачиваемого раствора, ма Скорость закачки, м’/ч
I 4,0 0,94 13,9
II 4,1 0,81 11.7
III 7,0 1,25 10,5
IV 6,6 0,75 6,7
V 3,6 0,25 4,2
Всего 25,3 4,00 —
Для первого интервала
«зак.=0,94-3600/243=13,9 м3/час.
Результаты вычислений для рассматриваемого примера приведены в табл. VIII.11.
В окончательном виде параметры режима закачки кислотного раствора для термохимической фазы процесса при указанных выше условиях могут быть представлены следующими данными (табл. VIII.12).
Общее количество 15%-ного раствора, м3............................... 4
Полное время закачки, мин............................................25,3
Объем закачки, м’:
за первые 4 мИн со скоростью 13,9 м3/ч......................... 0,94
за последующие 4,1 мин со скоростью 11,7 м3/ч.................... 0,81
за последующие 7 мин со скоростью 10,5 м3/ч.................... 1,25
За последующие 6,6 мин со скоростью 6,7 м’/ч......................... 0,75
за последние 3,6 мин со скоростью 4,2 м’/ч..................... 0,25
В процессе закачки при указанных параметрах, как показывают практические термограммы, в действительности на забое скважины процесс протекает примерно на 20% быстрее, чем по расчету (табл. VIII.12). Поэтому температура раствора получается выше расчетной, а содержание остаточной НС1 в кислотном растворе ниже 12%.
Для снижения температуры раствора следует повысить скорость закачки на 20% против расчетной. Тогда параметры режима закачки будут соответствовать приведенным в табл. VIII. 13.
Следует учитывать, что скорость растворения магния в солянокислотном растворе быстро уменьшается с повышением давления. Если скорость растворения при атмосферном давлении принять за 100%, то скорость растворения магния в 15%-ной соляной кислоте с повышением давления будет иметь следующие значения. Давление, МПа................ 0,5 1,0 1,5 2,0 3,0 6,0
Скорость реакции '(15%-ной НС1), % от ее значения при атмосферном давлении.... 80 62 47 36 21 6
Поэтому при термохимической фазе обработки надо следить за давлением нагнетания кислоты. Если давление увеличивается, то надо соответственно уменьшать скорость закачки. Так, например, W0
Таблица VIII. 13 Параметры закачки кислотного раствора с повышенной скоростью
Интервал закачки Время закачки, мин Объем закачиваемого раствора, м8 Скорость закачки, м3/ч
I 3,2 0,94 16,7
II 3,3 0,81 14,0
III 5,6 1,25 12,6
IV 5,3 0,75 8,0
V . 2,9 0,25 5,0
Всего 20,3 4,00 __
пусть при замере уровня жидкости в затрубном пространстве установлено, что он соответствует 1 МПа давления на глубине реакционного наконечника. Тогда параметры рассмотренного режима (см. табл. VIII. 13) изменяется следующим образом (табл. VIII. 14).
Чтобы избежать во время термохимической обработки возникновения высоких давлений в затрубном пространстве, уменьшающих скорость реакции, следует держать открытым затрубное пространство и исключить предварительную подкачку нефти.
На второй фазе обработки вслед за нагретой кислотой закачивают 4 м3 кислоты 12% ной концентрации. Растворяющая способность нагретого раствора в 3—4 раза выше, чем раствора, закачиваемого в скважину при нормальной температуре’ Т—20 °C. Поэтому закачку кислоты в скважину как на первой термохимической фазе, так и на последующей обычной фазе кислотной обработки надо вести без перерыва. Осваивать скважину после обработки необходимо также возможно быстрее, пока не снизилась температура жидкости'на забое.
Количество продавочной нефти берут в объеме промывочных труб (d=0,05 м) плюс объем забоя скважины (считая по диаметру долота £/дол=0,25 м) в пределах обрабатываемого интервала (10 м):
уп = JL (0,052 • 1 000 0,25г • 10) = 2,5 м3.
4
Таблица VIII.14 Изкегенгые параметры режима закачки с учетом овышения давления на 1 МПа
Интервал закачки Продол жительность закачки, мин Объем раствора, м3 Скорость закачки, ма/ч
I 3,2:0,62 = 5,3 0,94 16, 7,-0,62 = 10,3
11 3 ,3:0,62 = 5,3 0,81 14,0-0,62 = 8,7
III 5,6:0,62 = 9,0 .. 1,25 12,6-0,62 = 7,8
IV 5,3:0,62 = 8,5 0,75 8,0-0,62= 5,в
V 2,9:0,62 = 4,7 0,25 5,0-0,62 = 3,3
Всего 32,8 4,0
171
Таблица VIII. 15 Значения коэффициента а
Концентрация Концентрация товарной кислоты, %
разбавленной кислоты, % 31 30 2Э 28 27 23 25
8 4,325 4,160 4,000 • 3,847 3,690 3,357 3,392
9 3,820 3,680 3,540 3,400 3,230 3,130 3,000
10 3,420 3,295 3,173 3,047 2,920 2,800 2,686
11 3,100 2,980 2,870 2,755 2,645 2,535 2,430
12 2,825 2,720 2,615 2,514 2,412 2,310 2,217
13 2,600 2,500 2,408 2,312 2,217 2,125 2,038
14 2,400 2,310 2,227 2,135 2,048 1,964 1,883
15 2,230 2,145 2,067 1,983 1,903 1,824 1,750
Количество концентрированной товарной соляной кислоты, содержащей 27,5% НС1, необходмой для приготовления 4 м3 15%-ной и 4 м3 12%-ной кислоты, найдем из соотношения:
Гк=1Г/а, (VIII.80)
где W—количество солянокислотного раствора, м3; а — переводной коэффициент (табл. VIII.15).
Для 15%-ного раствора находим путем интерполяции а—1,943, а для 12%-ного — а=2,463.
Следовательно, по формуле (VIII.80) получим
= — + — - = 3,28 м*.
к 1,943 2,463
Для предупреждения выпадения солей железа при нейтрализации соляной кислоты в породе добавляют к солянокислотному раствору техническую уксусную кислоту, методика расчета количества которой приведена в предыдущей задаче.
В качестве интенсификатора, понижающего поверхностное натяжение отреагировавшего солянокислотного раствора и способствующего лучшему удалению его из призабойной зоны,. применяют 1%-ный препарат ДС (детергент «Советский»),
В качестве ингибитора для термохимической обработки применяют ингибитор И-1-А с добавкой 0,05% уротропина.
ГЛАВА IX
ЗАРЕЗКА И БУРЕНИЕ ВТОРОГО СТВОЛА
Зарезка и бурение второго ствола — метод восстановления скважин, которые известными способами отремонтировать технически невозможно или экономически нецелесообразно. Этот метод позволяет восстанавливать скважины на тех участках, где по условиям н состоянию разработки пласта бурение новых сложно или нерентабельно, а также восстанавливать сетку скважин для пластов, подверженных методам искусственного воздействия с целью создания 172
равномерной сетки в пределах разрабатываемого объекта (за счет скважин, возвращаемых из вышележащих пластов), что имеет •большое значение для повышения эффективности разработки залежи.
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ скважины, ВОССТАНАВЛИВАЕМОЙ МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ И БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА
Максимальный диаметр спускаемой эксплуатационной колонны или хвостовика определяем в зависимости от диаметра колонны, а которой будут проводиться работы по вскрытию окна.
Проектирование следует начинать с выбора долота для бурения второго ствола. При этом учитывают следующее:
1) диаметр колонны, в которой будут проводиться работы по зарезке и бурению второго ствола;
2) зазор между колонной и долотом, обеспечивающий свободное прохождение долота внутри колонны.
Диаметр долота, которым предстоит бурить второй ствол под эксплуатационную колонну или хвостовик, определяют по формуле:
Dn=DH—26, (IX.1)
где £)н — наружный диаметр колонны, в которой будут проводиться работы, мм; 6 — зазор между наружным диаметром колонны и долотом с учетом возможной максимальной толщины стенки обсадных труб (принимается равным 14—15 мм). После выбора долота определяют диаметр колонны, спускаемой в пробуренный ствол, по формуле
dK=D^—26i, (IX.2)
где 6, — зазор между стенкой скважины (диаметр которой условно принят равным диаметру долота) и наружным диаметром спускаемой колонны, размеры которого приведены ниже. Диаметр долота, мм.......... 97 118 140 190 214 243 269
Зазор 3,. мм............... 12 14,5- 13 22 34. 37,5 50,5
Проектирование конструкции скважины заканчивается сравнением наружного диаметра спускаемой эксплуатационной колонны и колонны, в которой проводились работы. При этом необходимо соблюдение следующего условия: —d^i^.
Рекомендуемые зазоры 62 приведены ниже.
Диаметр колонны, в которой проводятся работы, Он, мм . .... 114 146 168 219 273 299 325 и
выше
Наружный диаметр спускаемой эксплуатационной колонны dK мм . . . . 73 89 114 146 168 168 168
Зазор 92, мм............... 20,5 28,5 27 35,5 52,5 65,5 78,5
После выбора и уточнения конструкции скважины необходимо подобрать режущий инструмент для вскрытия окна в колонне, раз-
, 173
Т аблица IX.1 Техническая характеристика фрезеров-райберов типа ФРС
Шифр Фрезера-райбера Условный диаметр обсадной КОЛОННЫ, МИ Основные размеры, мм Масса, кг
наибольший диаметр наименьший диаметр длина
ФРС 146-1 по 47 340 12,0
ФРС 146-2 146 120 62 425 20,5
ФРС 146-3 ' 120 95 431 25,5
ФРС 168-1 130 50 380 26,0
ФРС 168-2 168 142 70 496 40,0
ФРС 168-3 142 ПО 500 46,0
ФРС 219-1 160 62 452 44, 0
ФРС 219.2 219 174 76 640 73,5
ФРС 219-3 192 148 580 100,0
ФРС 273-1 273 192 74 545 70,0
ФРС 273-2 225 111 740 147,0
ФРС 273-3 245 190 672 180,0
меры которого должны быть такими, чтобы спускаемые долота, колонна, аппаратура для геофизических исследований и т. п., свободно проходили через окно в процессе работы.
Максимальный диаметр райбера определяют по формуле
Др=Дд4-(24-3) мм.
(IX.3)
Техническая характеристика применяемых райберов для вскрытия окна приведена в табл. IX.1 и IX.2.
Далее выбирают тип отклонителя. Перед спуском отклонителя колонна, в которой производятся работы по зарезке- и бурению второго ствола, обследуется специальным шаблоном (направлением), диаметр и длину которого определяют по формулам: ^ш=До+(3-н-4) мм (IX.4)
Аш=Л04-(2^3) мм, (IX.5)
где Do — наибольший диаметр спускаемого отклонителя, мм; £0 — длина спускаемого отклонителя, м.
Основные размеры отклонителей приведены в табл. IX.3.
Задача IX.1. Выбрать конструкцию скважины, восстанавливаемой методом зарезки и бурения второго ствола, диаметр экс-Та блица IX.2 Техническая характеристика райберов-фрезеров РПМ
Шифр райбера-фрезера ’ Условный диаметр обсадной колонны, мм Основные размеры, мм Масса, кг
присоединительная резьба наибольший диаметр длина
РПМ-146 146 3-88 121 486 25,2
РПМ-168 168 3-88 143 543 38,5
РПМ-219 219 3-121 193 626 79,3
РПМ-273 273 3-121 246 726 152,3
174
таблица IX.3 Основные размеры отклонителей
Тип отклонителя Наружный диаметр, мм Длина отклонителя (без спускового клина), мм Длина желоба или конической части, мм Угол скоса клина
ОЗС-146 108 4500 2500 2’30'
ОЗС-1-168 136 4900 2600 2’30'
ОТ-219 168 4600 2800 3’00'
ОТ-273 225 4800 3000 3’30'
плуатационной колонны которой равен 168 мм. Зарезку и бурение второго ствола намечено произвести с глубины 1860 м.
Решение. Определим диаметр долота, которым будут бурить второй ствол по формуле (IX. 1):
£)д=168—2-14=140 мм.
Определим диаметр спускаемой колонны (хвостовика). Размеры приведены выще:
г/к=Од—261=140—2-13=114 мм.
Значение зазора 62 составит:
262=168—114=54 мм; б2=27 мм,
что находится в допустимых пределах (см. выше).
Определим диаметр райбера по формуле (IX.3):
Dp—140+2=142 мм,
он соответствует технической характеристике райберов, применяемых для вскрытия окна в колонне диаметром 168 мм.
На основании расчетных данных по табл. IX.3 выбираем отклонитель типа O3G 1-168, максимальный диаметр которого равен 136 мм, а длина 4,9 м'.
Определим диаметр шаблона:
£)ш=136+3=139 мм
и его длину:
£,ш=4,9+3=7,9 м (принимаем 8 м).
Таким образом, после завершения работ по зарезке и бурению второго ствола скважина будет иметь двухсекционную 168X114-мм эксплуатационную колонну с воронкой, установленной на глубине 1830 м, и подъемом цементного раствора до воронки.
Если выбранный диаметр двухсекционной эксплуатационной колонны 168ХИ4 мм не удовлетворяет условиям эксплуатации, то в этом случае там, где это возможно, необходимо извлечь эксплуатационную колонну до максимально возможной глубины, и работы по зарезке и бурению второго ствола проводить в технической колонне.
Задача IX.2. Определить конструкцию скважины, восстанавливаемую методом зарезки и бурения второго ствола, с предварительным извлечением 146-мм эксплуатационной колонны до ма
175
ксимально возможной глубины. Спустить эксплуатационную колонну такого же диаметра во вновь пробуренный ртвол на глубину 1200 м.
Решение. С помощью различных ловильных инструментов 146-мм эксплуатационная колонна извлечена с максимально возможной глубины. Работы по зарезке и бурению второго ствола проведены в технической колонне диаметром 219 мм.
Определим диаметр долота, которым будет забурен второй ствол по формуле (IX.1):
£)д=219—2 15=189 мм.
По табл. 14 (см. Приложения) находим, что ближайший диаметр долота равен 190 мм.
Диаметр колонны, спускаемой во вновь пробуренный ствол, определим по формуле (IX.2):
JK=190—2-22=146 мм.
Зазор 62 составит:
260=219—146=73 мм, 62=36,5 мм,
что находится в допустимых пределах.
Диаметр райбера определим по формуле (IX.3):
Dp=190-f 2=192 мм,
который соответствует технической характеристике райберов, применяемых для вскрытия окна в колонне диаметром 219 мм.
По табл. IX.3 выбираем отклонитель типа ОТ-219, максимальный диаметр которого равен 168 мм, а длина 4,6 м.
Определим диаметр шаблона по формуле (IX.4):
£ш=168+4=172 мм
и его длину по формуле (IX.5):
Тш=4,6+2,4=7,0 м.
ВСКРЫТИЕ ОКНА В КОЛОННЕ
Для вскрытия окна в колонне, через которое в последующем ведется бурение второго ствола, применяют комплект трех фрезеров-райберов типа ФРС. В целях ускорения процесса вскрытия окна в колонне вместо этих фрезеров-райберов применяют комбинированный райбер типа РПМ конструкции АзИНМАШа, универсальный райбер типа РУ и другие, обеспечивающие за один рейс полное вскрытие окна в колонне.
Окно в колонне можно вскрывать с помощью универсального вырезающего устройства конструкции ВНИИБТ, которое исключает применение отклонителя и райберов. Вырезается участок обсадной колонны длиной 5—6 м в намеченном интервале зарезки, а затем с помощью двухшарнирного турбинного отклонителя и винтового забойного двигателя забуривают второй ствол, согласно проектному профилю с заданным отклонением..
176
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЛИНЫ ОКНА
Длина окна зависит от диаметра прорезаемой колонны, угла скоса клина отклонителя, диаметра и рабочей длины райбера.
Задача IX.3. Определить длину окна вскрываемого комбинированным райбером в 168-мм эксплуатационной колонне с толщиной стенки, равной 11 мм. В скважину спущен желобообразный, отклонитель марки ОЗС1-168.
Решение. Длину окна (рис. 39) определяем по формуле:
= Двн ctg а - + —, (IX,6>
где DBB — внутренний диаметр прорезаемой колонны, мм; а — угол скоса клина отклонителя, равный 2°30'; d\— наибольший диаметр райбера, равный 142 мм; d<z— наименьший диаметр райбера, равный 50 мм; h — рабочая длина райбера, равная 420 мм.
Подставив численные значения величин, входящих в формулу (IX.6), получим
, нс о.- пол 142 — 50 I 420
I - 146-22,904----------4-------- 2500 мм.
2-0,0436 2
Таким образом, длина вскрытого окна равна 2,5 м.
12—3344
Рис. 40. Профиль окна при различных типах отклонителей: а —с плоским клином; б —с желеобразным клином; е — с углом сноса клина 1,5*; г — отклонитель МОД
177
Профили окна при различных типах отклонителя показаны на рис. 40. При уменьшении угла скоса клина отклонителя минимальная длина увеличивается. Так, при угле скоса а=1,5° (рис. 40,в) минимальная длина окна достигает 1950 мм и по всей длине оно получается примерно одной ширины.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ОТКЛОНЕНИЯ НОВОГО ЗАБОЯ ОТ СТАРОГО
ПРИ ЗАРЕЗКЕ И БУРЕНИИ ВТОРОГО СТВОЛА
Отклонение нового забоя от старого должно быть больше радиуса зоны выработки, т. е. второй ствол в интервале ее фильтровой части должен пройти за пределами этой зоны. В противном случае возможны различные осложнения в процессе бурения и, кроме того, будет затруднен нормальный приток жидкости в скважину после зарезки и бурения второго ствола.
В настоящее время промысловая практика не располагает методами определения размеров зоны выработки, поэтому на практике принимают оптимальным отклонение нового забоя от старого в пределах 13—15 м.
Задача IX.4. В скважине глубиной 1820 м, отверстия фильтра 1803—1809 м, необходимо произвести зарезку и бурение второго ствола с глубины 1700 м на прежний горизонт. Каким должен быть минимальный угол наклона нового ствола от старого, чтобы не попасть в зону выработки?
Рис. 41. Вертикальный разрез скважины, в которой проведена зарезка н бурение второго ствола:
АС — старый ствол; В— глубина зарезки второ* го ствола; ВД — новый ствол; а —угол отклонения нового ствола от старого; СД — отклонение нового забоя от старого
Рис. 42. Зависимость угла отклонения а от H—Ht (см. рже. 41)
478
Решение. Из треугольника BCD (рис. 41) имеем:
tg a—CD/BC.
Отклонение CD принимаем равным 15 м, тогда минимальный угол наклона составит
tg« =150/(1820- 1700) = -^ = 0,1250, т. е. а = 7°.
Для облегчения подсчетов на рис. 42 приведена кривая зависимости Н—Но от угла а, рассчитанная для оптимального значения отклонения, равного 15 м. Пользуясь этой кривой, можно по заданной глубине зарезки Н—Но (см. рис. 41) определить необходимый угод а, при котором будет достигнуто оптимальное отклонение нового забоя скважины от старого.
РЕЖИМ БУРЕНИЯ
Под режимом бурения понимают определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения, таких как: осевая нагрузка на долото, частота его вращения; подача промывочной жидкости и ее качество; время пребывания долота на забое.
Различают оптимальный и специальный режимы бурения.
Оптимальным называют режим, установленный с учетом геологического разреза и максимального использования имеющихся технологических средств для получения высоких количественных и качественных показателей при минимальной стоимости 1 м проходки.
Специальным называют режим, установленный для забуривания второго ствола и последующего бурения в осложненных условиях, при обвалах, высоком пластовом давлении, поглощениях жидкости, изменении направления оси скважины, отборе-керна и др.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО
Осевая нагрузка на долото создается за счет веса нижней части бурильной колонны. -При увеличении нагрузки на долото механическая скорость проходки вначале интенсивно растет до возможного максимального значения, а затем уменьшается. Таким образом, существует критическое значение осевой нагрузки на долото,, превышение которой нерационально.
Задача 1Х.5. Определить осевую нагрузку на долото диаметром 140 мм при бурении второго ствола в породе средней твердости.
Решение. Осевую нагрузку на долото с учетом показателей механических свойств горных пород и конструктивных данных о площади контакта рабочих элементов долота с забоем определим по формуле:
Рд=арЛ, (IX.7)
12*
17»
Таблица IX.4 Характеристика вооружения серийных шарошечных долот для сплошного бурения при нулевом погружении зубцов в породу (по Ю. Ф. Алексееву)
Тип долота J, мм 1 Тип долота 5, мм 1
1В-93С; 1В-93Т 1,0 1,04 1В-190СТ 1,5 0,86
2В-97С 1,0 1,12 ЗВ-190СТ 1,0—1,8 1,56
2В-97Т 1,0 1,43 1В-190Т 1,0—4,0 0,94
2B-1I8C 1,0 1,05 ОМ21-190Т 1,5—1,8 1,04
2В-118Т 1,0 1,80 K-2t4CT; К-214Т 1,5 0,90
4В-140С; 4В-140Т 1,0 0,95 4К-214ТК 1,5 0,94
1В-161С 1,0 1,15 Б-243С 1,5 1,36
1B-I61T 1,0 0,92 АСГ25-243С 1,25 1,20
2В-190С 2,0—2,5 0,99 АСГ15-243СТ 1,25 0,88
О М-576-1 ЭОС 1,5 1,02 АСГ14-243СТ 1,25 0,93
ЗВ-1 ЭОС 1,0—2,5 1,17 АСГ22-243ТК 1,25 0,82
где а — эмпирический коэффициент, учитывающий влияние забойных условий на изменение твердости (а=0,3—1,59); р — твердость породы, определяемая по методике Л. А. Шрейнера, Па; FK — площадь контакта зубьев долота с забоем в мм2, определяемая по формуле В. С. Федорова:
(IX.8)
где D—диаметр долота, мм; г) — коэффициент перекрытия; 6 — притупление зубьев долота, мм.
Значения т, и 6 в зависимости от размера и типа долота находят по табл. IX.4.
г, 140-1-0,95 г 2
г =-----------= 66 ,5 мм .
ь 2
Для обеспечения объемного разрушения породы твердостью до 1,1 мПа расчетная осевая нагрузка по формуле (IX.7) будет равна: Рд=0,8-1,1-66,5=58,5 кН^бО кН.
По существующим нормам максимальная допустимая нагрузка на трехшарошечное долото диаметром 140 мм равна 100 кН (см. Приложения, табл. 14).
Из сравнения вычисленной нагрузки на долото с рекомендуемой (см. табл. IX.5) видно, что она находится в рекомендуемых пределах.
Задача IX.6. Определить осевую нагрузку на трехшарошечное долото диаметром 140 мм, если показания индикатора веса перед началом бурения, когда долото не касается »абоя, было равно 67 делений, а когда создали нагрузку на долото —61 деление. Оснастка талевой системы 4X5, диаметр талевого каната 26 мм.
Решение. Разгрузка долота на забой составляет 67—61=6 делений. По данным прибора ГИВ-2 (см. табл. VII.4), 60 делениям индикатора веса соответствует нагрузка 71,5 кН, а 70 делениям — 83,5 кН.
180
Таблица IX.5 Параметры режима работы долот
Диаметр, мм Оптимальная нагрузка нз долото, кН Рекомендуемая частота вращения долота, об/мин Подача насоса, ДМ*/С
бурильных труб долота лопастное шарошечное лопастного шарошечного
73 97 20,0 30,0 60 80 4—6
73 118 30,0 40,0 60 80 7—9
89 118—140 40,0—45,0 50,0—60,0 80 120 8—10
89 161 55 70 80 120 12—18
102 161 60,0 80,0 80 120 1-6—20
102 190—214 70,0—90,0 90,0—100,0 80 120 20—25
114 190—214 80,0—90,0 90,0—110,0 ЮО 160 20—25
114 243 100,0 150,0 100 160 30—40
Тогда цена одного деления индикатора веса между 60 и 70 делениями при оснастке 4X5 составит
а=(83,5—71,5)/10=1,2 кН.
Нагрузка на долото при 6 делениях по индикатору веса:
Рд=1200-6-8=57600 Н=58 кН.
Задача IX.7. Перед началом бурения, когда трехшарошечное долото диаметром 190 мм не касалось забоя, показания индикатора веса составили 78 делений. На сколько делений бурильщик должен разгрузить талевую систему (оснастка 4X5), чтобы нагрузка на долото составила 90 кН?
Решение. Определим цену одного деления между 70 и 80 делениями прибора:
zi= (98,5—83,5)/10=1,5 кН.
Заданная осевая нагрузка на долото 90 кН в делениях:
Рд=90/1,5-8=7,5 делений.
Таким образом, чтобы создать нагрузку на долото 90 кН бурильщик должен держать по индикатору веса 78—7,5=70,5 делений.
Задача IX.8. Задаваясь осевой нагрузкой на 140-мм долото 60 кН, определить длину УБТ, необходимую Для создания этой нагрузки при следующих Данных: диаметр УБТ равен 108 мм, плотность бурового раствора 1260 кг/м3.
Решение. Нагрузка на долото должна создаваться за счет 75% веса УБТ с учетом облегчения их при погружении в жидкость. Исходя из этого длина УБТ составит
/увт .=
(IX.9)
181
УБТ над
где К — коэффициент, учитывающий превышение веса нагрузкой на долото (/£=1,25):
, 1,25-60000 ...
‘УБТ 141м.
1260X
630 1 —----
I, 7850/
Задача IX.9. Определить вес бурильной колонны, ной на крюке при оснастке талевой системы 4X5, если
подвешен-показание на указывающем приборе равно 66 делениям.
Решение. Вес колонны, подвешенной на крюке, определяем по выражению
G=G'+G", ' (IX.10)
где G — суммарный вес бурильной колонны на крюке, равный 66 делениям, Н; G', G" — вес бурильной колонны соответственно при 60 и 6 делениях, кН; так как усилие на конец талевого каната диаметром 26 мм при 60 делениях составляет 71,5 Н (см. табл. VII.4), вес на крюке при 60 делениях будет G'=71,5-8=572 кН.
Цена одного деления а при данных условиях была определена в задаче IX.6 и равна 1,2 кН.
Тогда
G"=nma, (IX.11)
где п — число рабочих струн оснастки, равное 8; т — число делений (в нашем примере т = 66—60 = 6 делений). Тогда
G"=8-6-1,2 = 57,6 кН.
Подставляя полученные значения в выражение (IX. 10), получим G=572+57,6=629,6 кН^бЗО кН.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОДАЧИ НАСОСА
Расход промывочной жидкости определяют с учетом условия полной очистки забоя скважины от выбуренной породы и выноса ее на поверхность. Это в значительной степени зависит от скорости восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, которую рекомендуется поддерживать в пределах 0,8—1,2 м/с.
Исследованиями установлено, что пределы изменений удельного расхода жидкости (отнесенного к площади забоя скважины) колеблются в пределах </=0,050—0,067 дм3/с на 1 см2 площади забоя. Причем меньшие значения соответствуют при бурении твердых пород роторным способом, а большие — бурению забойными двигателями в мягких породах.
Задача IX.10. Определить необходимую подачу насоса для эффективной очистки забоя при бурении второго ствола в породах средней твердости 140-мм долотом при диаметре бурильных труб, равном 89 мм.
Решение. Необходимую подачу насоса определяют по формулам
<?=/'+ (IX.12)
182
Таблица IX.6 Характеристика насоса 15Гр
Число • двойных ходов в минуту Диаметр втулки, мм Подача, дм’/с Давление, МПа ‘ Число двойных ходов в минуту Диаметр втулки, мм Подача, дм3/с Давление, МПа
50 Q=Fv, где F — q — удел щадь по 100 по 125 140 площад ьный ра перечног . 4,58 5,67 7,85 9,27 ь забоя сход бур о сеченг 40,0 32,0 23,0 18,5 CM2 ювого р< 1я затру 90 ’ = -^б?с 4 icTBopa, / бного пр( 100 110 125 140 м=0,785 гм3/с на эстранст 8,24 10,80 14,00 16,68 •142=15' 1 СМ2; ва, см2: 20,0 16,0 13,0 10,0 (IX.13) i см2); г — пло-
F = -J-(£)2СК — d2Tp) = 0,785(0,1403 -0,089’) = 0,0092 м2;
V — скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве, м/с.
Тогда
<2=0,058-154=8,9 дм3/с,
<2=0,0092-1,1=10,1 дм3/с.
Из значений расходов, определенных по формулам (IX.12) и (IX. 13), необходимо взять большее. Выбираем <2=10,1 дм3/с.
Этот расход обеспечит буровой насос 15Гр при диаметре втулок 110 мм и числе двойных ходов поршня 90 в минуту (табл. IX.6).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОДАЧИ ПОРШНЕВОГО НАСОСА
Задача IX.11. Определить подачу горизонтального двухпорщ-невого насоса 15Гр двустороннего действия при. следующих данных: D— диаметр втулки, равный НО мм; d—диаметр штока, равный 50 мм; 3— длина хода поршня, равная 200 мм; п—число двойных ходов в минуту (/1=90); коэффициент подачи а=1.
Решение. Подачу насоса определяют по формуле:
(2F— f)S/> _ n(2D«=rf»)SW
4 30 120 V '
где f — площадь сечения штока, дм2.
Q = 1 3,14(2-1,P O,52)2.9O^1Q юп '
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИАМЕТРА ВТУЛКИ НАСОСА
Задача IX.12. Определить диаметр втулки насоса 15 Гр при подаче <2=14 дм3/с и числе двойных ходов 90 в минуту.
183
Решение. Диаметр втулки насоса определяем по формуле
D = + (IX.15)
где К — коэффициент, зависящий от числа цилиндров насоса. Для двухцилиндрового насоса двойного действия К=19,1, для трехцилиндрового насоса двойного действия К —12,73.
Подставив цифровые значения в формулу (IX.15), получим:
п -./"19,1.14 , 0,5а .
Д — J/ 2.90.1 + 2 — 1.22 дм.
Согласно технической характеристике насоса 15Гр (см. табл. IX.6) принимаем диаметр втулки, равным 125 мм.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ И ВРЕМЕНИ ПОДЪЕМА ЧАСТИЦ " ВЫБУРЕННОЙ ПОРОДЫ
Задача IX.13. В скважине на глубине 1860 м второй ствол забуривают с помощью 89-мм труб и 140-мм долота. Подача насоса Q = 10,3 дм3/с; плотность бурового раствора рбР = 1,26 г/ем3; наибольший диаметр выносимых частиц 6ч=10 мм. Определить скорость и время подъема частиц выбуренной породы на поверхность.
Решение. Скорость подъема частиц породы в затрубном пространстве определяем по формуле
ош, (IX. 16)
где v — скорость восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве, м/с; а — коэффициент, зависящий от площади поперечного сечения затрубного пространства, вращения бурильных труб и других факторов (принимается 1,13—1,14); и—скорость осаждения частиц в буровом растворе, находящемся в покое, м/с.
Скорость восходящего потока в затрубном пространстве определяем по формуле
4Q v =---------------.
.10' (£>2СКВ — D26t)
Подставив цифровые значения в формулу (IX.17), получим:
(IX.17)
4-10,3
v — -------- -----------=1.11 м/с.
3,11 -103 (0,142 — 0.0892) '
Скорость осаждения частиц в буровом растворе
и = К Т/Ч ——, (IX. 18)
’ Рбр
где К — коэффициент, зависящий от формы частиц (табл. IX.7); 6Ч — диаметр частиц, мм; рч и рер — плотность соответственно частиц и бурового раствора, г/см3. Тогда
и = 0,15910 (2’-f~6',26)- = 0,52 м/с.
184
Таблица IX.7 Значения коэффициента К
Форма частицы Коэффициент К Форма частицы Коэффициент К
Шарообразная Кубик: 0,159 Призматическая Продолговатая 0,095 0,984
сильноокатанный малоокатанный 0,125 0,101 Пластинчатая 0,074
Подставляя полученные значения в формулу (IX.16), получим: с=1,11—1,13-0,52=0,52 м/с.
Время подъема частиц на поверхность определяем по формуле Т=7//60с, (IX. 19)
где Н — глубина скважины, м.
Т—1860/60 -0,52=60 мин=1 ч.
Расчеты показывают, что при данных условиях после прекращения работ по бурению второго ствола для выноса частиц выбуренной породы на поверхность скважину необходимо промыть в течение часа.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ИСТЕЧЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА ИЗ НАСАДОК ДОЛОТА
Задача IX.14. Определить скорость истечения бурового раствора из насадок долота диаметром 214 мм при подаче насоса 14 дм3/с. Долото имеет три насадки диаметром выходного сечения 18 мм.
Решение. Скорость истечения бурового раствора из насадок долота определяем по формуле
o=4W (IX.20)
nnd1 . '
где Q — подача насоса, дм3/с; п — число насадок; d— диаметр выходного сечения насадки, мм. ' -
Подставив численные значения в формулу (IX.20), получим:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИИ В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЕ ПРИ БУРЕНИИ ВТОРОГО СТВОЛА
После установления оптимального расхода жидкости необходимо определить гидравлические сопротивления в зависимости от плотности бурового раствора, диаметра и толщины стенки бурильных труб, размеров компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и типов применяемых дрлот.
185
Таблица IX.8 Значения коэффициента сопротивления в бурильных трубах и замках типа ЗН
Диаметр бурильных труб, мм Толщина стенки, мм Значения коэффициента aRp при подаче насоса, дмз/с
S 6-10 П-15 16-Й0 21—25
7 11,44-10-* 11,35-10-* 11,33-10-*
73 9 24,33-10-* 24,26-10-* 24,24-10-*
11 52,02 10-* 51,93-10-* 51,90-10-* — —
7 5,02-10-* 4,92-10-* 4,90-10-* 4,83-10-*
89 . 8 5,94-10-.* 5,91.10-* 5,89-10-* 5,88-10-* —
11 6,35-10-* 6,31-10-* 6,29-10-* 6,28-10-*
7 2,53-10- = 2,49-10-’ 2,47-10-’ 2,42-10-’
8 — 3,18-10-5 3,14-10-’ 3,10-10-’ 3,08-10-’
114 9 —. 4,02-10-s 3,98-10-’ 3,93-10-’ 3,91-10-’
10 — 5,19-10-’ 5,16-10-5 5,11-10-’ 5,09-10-5
И — 6,70-10-5 6,68-10-’ 6,63-10-’ 6,61-10-’
Задача IX.15. Определить гидравлические сопротивления, в циркуляционной системе при бурении второго ствола при следующих условиях: проектная глубина скважины 1850 м, диаметр колонны 168 мм; окно вскрыто в интервале 1400—J403 м; второй ствол бурят роторным способом долотом диаметром 140 мм с помощью 89-мм бурильных труб с толщиной стенки 11 мм, 108-мм УБТ длиной 24 м; плотность бурового раствора 1,14 т/м3.
Решение. Общие потери давления (в Па) (сумма гидравлических сопротивлений) слагаются из потерь в каждом элементе системы кругового движения бурового раствора в процессе бурения и могут быть выражены формулой:
Р— РбтН~ РуБТ ~1~ Ри~\~ Рзп~\~ Рал’ (IX.21)
где рбт — потери давления в бурильных трубах и замковых соединениях, МПа; /?УБТ — потери давления в УБТ, МПа; рд —потери давления в отверстиях долота, МПа; Рзп—потери давления в затрубном пространстве, МПа; рНл — потери давления в напорной линии, МПа.
Задаваясь скоростью восходящего потока бурового раствора в затрубном пространстве у3п=1,1 м/с по формуле (IX.13), определим подачу жидкости:
<2=0,785 (0,142—0,0892) 1,1=10,1 дм3/с.
Для нашего случая принимаем <2=10 дм3/с. Эту подачу может обеспечить насос 15Гр при диаметре втулок ПО мм и 90 двойных ходов в минуту.
Наиболее простой и достаточно точной для определения общих потерь в производственных условиях является методика, предложенная Б. И. Мительманом. По этой методике потери давления 186
Таблица IX.9 Значения коэффициента сопротивления в утяжеленных бурильных трубах Таблица IX. 10 Значения коэффициента сопротивления в отверстиях долота
Диаметр УБТ, мм Значения коэффициента « у Бу Диаметр долота, мм Значения коэффициента а.д
наружный внутренний
95 32 7,51-10-* 118 92,65-10-’
108 38 2,19-10-’ 140 56,75-10-’
146 75. 5,17-10-’ 161 37,62-10-’
190 31,52-10-’
в бурильных трубах и замковых соединениях определяют по формуле
рбт:=(1бтрф2^'бт^104, (IX.22)
где авт — коэффициент, пропорциональный коэффициенту сопротивления (табл. IX.8); р — плотность бурового раствора, т/м3; Q — подача насоса, дм3/с; Дбт — длина бурильных труб, м.
Подставив численные значения величин, входящих в формулу (IX.22), получим:
рбт=6,31 • 10-4-1,14 • 102 -1826-9,81 - 104=12,88 МПа.
Потери давления в утяжеленных бурильных трубах определяем по формуле
/^г=*убтР(Аът£101’ (IX.23)
где /увт —длина УБТ, м.
Значения яубт приведены в табл. IX.11.
рУБТ =2,19-10-’-1,14-10’-24-9,81 -104 = 0,59 МПа.
Потери давления в отверстиях долота можно определить по формуле
рд=адрф2£104. . (IX.24)
Значения ад приведены в табл. IX. 10.
рд=56,75-10-3-1,14• 102-9,81 • 104=0,63 МПа.
Потери давления в затрубном пространстве определим по формуле
Лп = Р<2!^Ю4(^зп^т + а2зп^т). (IX.25)
где aian и И2зп — коэффициенты сопротивления для определения потерь давления при течении бурового раствора в затрубном пространстве между стенками скважины и бурильными трубами (табл.
IX. 11) и между стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами (табл. IX. 12).
Рзп=1,14 • 102 • 9,81 • 104 (4,51 • 105 • 1826+12,82 • 10-5 • 24) =0,93 МПа.
187
Таблица IX. 11 Значения коэффициента сопротивления в затрубном пространстве между стенками скважины и бурильными трубами
Диаметр долота, мм Диаметр бурильных труб, мм Значения коэффициента aJ3n при-подаче насоса, дм’/с
5 6—10 11—15 16-20 21—25
118 73 12,3-10-’ 8,05-10-’ 6,85-ю-6
140 89 10,4-Ю-6 4,51 -10-6 3,53-10-6 3,25-10-’
1Й1 on 1 , v • 1 V ~ - Z. , UU • I и 1 > ‘IV 1,08-10-’ —
190 114 — 2,07-10-’ 1,06.10-' 0,66-10-’ 0,62-10-’
Таблица IX. 12 Значения коэффициента сопротивления в затрубном пространстве между стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами
Диаметр долота, мм Диаметр УБТ, мм Значения коэффициента ®23П прн подаче насоса, дм8/с
5 6—10 11—15 16—20 21—25
118 95 46,8-10-’ 42,41-10-' 38,32-10-'
140 108 18,83-10-' 12,82-10-' 1'1,4-10-’ 10,61-10-'
161 108 9,63-10-' 3,71-10-' 2,34-10-’ 2,21-10-' —
190 146 .- — 5,82-10-' 2,77-10-’ 2,52-10-’ 2,37-10-'
Потери давления в напорной линии
Рнл=анлР<22£104, (IX.26)'
где аНл — коэффициент сопротивления для определения потерь давления элементов обвязки насоса:
аил—аСт+абш+ ав+авт,
(IX.27)
где аст — коэффициент сопротивления стояка диаметром 114 мм («ст=0,00355); абш — коэффициент сопротивления бурового шланга (абш=0,00293); ав — коэффициент сопротивления вертлюга (ав=0,009); авт—коэффициент сопротивления ведущей трубы (для 65-мм трубы авт=0,0165; для 80-мм авт=0,0102; для 115-мм авт= =0,0018).
анл=0,00355+0,00293+0,009+0,0018=0,01728/
Тогда
рнл=0,01728 • 1,14 • 102 • 9,81 • 104=0,19 МПа.
Подставив найденные численные значения величин, входящих в формулу (IX.21), получим давление на выкиде насоса:
рн=12,88+0,59+0,63+0,93+0,19=15,22 МПа.
188
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГЛИНЫ И ВОДЫ, ПОТРЕБНЫХ т
ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ГЛИНИСТОГО РАСТВОРА
ЗАДАННОЙ ПЛОТНОСТИ
Задача IX.16. Определить количество бентонитовой глины и морской воды, потребных для приготовления 1 м3 раствора плотностью ргр=1,16 т/м3.
Рещение. Количество глины, расходуемой на приготовление 1 м3 раствора заданной плотности, определим по формуле
Ог= ~^_~аРв) (IX.28)
где рг — плотность глины, т/м3 (рг=2,2=2,7 т/м3); рв — плотность воды, т/м3;
G =0,215 т/м3.
2,6 — 1,03 '
Объем глины в 1 м3 раствора составит:
PV= 6^=0,215/2,6=0,083 м3/м3. (IX.29)
Объем воды будет равен
Ув=1—Уг=1—0,083=0,917 м3/м3. (IX.30)
Количество глины, потребной для приготовления 1 м3 раствора с учетом влажности глины, определяют по формуле
Г Рг (Ргр ~ Рв) ZTYQ1V
Gr Рг —Рв(1_—п + прг) ’ (IX.31)
где га— влажность глины, доли единицы. Для практических расчетов принимают га=0,05—0,1.
Количество глины, расходуемой на приготовление 1 м3 глинистого раствора заданной плотности, подсчитанной по формуле (IX.28), приведено в табл. IX. 13.
Таблица IX. 13 Расход глины (в т), необходимой для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности
Заданная плотность глинистого раствора, т/м> Плотность глины, т/м8
2,20 2,30 2,40 2,50 2,60 2,70
1,08 0,094 0,091 0,С88 0,085 0,083 0,081
1,10 0,131 0,127 0,122 0,119 0,116 . 0,113
1,12 0,169 0,163 0,158 0,153 0,149 0,146
1,14 0,206 0,199 0,193 0,187 0,182 0,178
1,16 0,244 0,235 0,228 0,221 0,215 0,210
1,18 0,282 ' 0,272 0,263 0,255 0,248 0,243
1,20 0,319 0,308 0,298 0,289 0,281 0,275
1,22 0,357 0,344 0,333 0,323 0,314 0,307
1,24 0,394 0,380 0,368 0,357 0,347 0,339
1,26 0,432 0,417 0,403 0,391 0,380 0,372
18&
Фис. 43. Номограмма для определения количества глины и воды, потребных для приготовления 1 м’ глинистого раствора заданной плотности
На рис. 43 приведена номограмма, с помощью которой можно определить необходимое количество глины, расходуемой на приготовление 1 м3 глинистого раствора заданной плотности.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА УТЯЖЕЛИТЕЛЯ, РАСХОДУЕМОГО ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА
Задача IX.17. Определить количество утяжелителя (барита) плотностью ру=4,50 т/м3, влажностью п=10°/о для утяжеления 1 м3 бурового раствора с целью повышения его плотности от рбр= =1,16 т/м3 до рур=1,50 т/м3.
Решение. Количество утяжелителя, необходимое для повышения плотности 1 м3 бурового раствора.до заданной плотности определяют по формуле:
г Ру(Рур —Рбр) (1 — «)
ут— Ру~Рур(1-А + «Ру) ‘
Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (IX.32), получим:
4,5(1,50-1,16)(1-0,1) .. = 0>556 т/м3.
' ут 4,5—1,50(1—0,1 + 0,1-4,5) '
Объем утяжелителя в 1 м3 утяжеленного раствора
Vyt=GyT/pyT=0,556/4,5=0,124 м3/м3. (IX.33)
190
Таблица IX. 14 Расход утяжелителя (в т), необходимого для повышения плотности 1 м3 бурового раствора (платность утяжелителя 4,50 т/м’, влажность 10%)
Плотность исходного бурового растЕора, т/м* Плотность утяжеленного бурового раствора, т/м3
2,20 2,10 2,00 1,90 1,80 1,70 1,60 1,50 1,40 1,30 1,20
1,10 2,91 2,43 2,03 1,67 1,37 1 ,10 0,87 0,65 0,47 0,30 0,14
1,20 2,65 2,19 1,80 1,47 1,17 0,92 0,69 0,49 0,31 0,15
1,30 2,38 1,95 1,58 1,26 0,98 0,73 0,52 0,33 0,16
1,40 2,12 1,70 1,35 1,05 0,78 0,55 0,35 0,16
1,50 1 ,85 1,46 1,13 0,84 0,59 0,37 0,17
1,60 1,59 1,22 0,90 0,63 0,39 0,18
1,70 1,32 0,97 0,67 0,42 0,20
1,80 1,06 0,73 0,45 0,21
1,90 0,80 0,49 0,23
2,00 0,53 0,24
2,10 0,26 — — — — • •—4 —. — — — —
Таблица IX. 15 Расход утяжелителя (в т), необходимого для повышения плотности 1 м3 бурового раствора (плотность утяжелителя 5,10 т/м3, влажность 10%)
Плотность исходного бурового раствора, т/м* Плотность утяжеленного бурового раствора, т/м3
2,20 2,10 2,00 1,90 1,80 1,70 1,60 1,50 1,40 1,30 1,20
1,10 2,53 2,15 1,81 1,52 1,25 1,02 0,81 0,62 0,44 0,28 0,13
1,20 2,30 1,93 1,61 1,33 1,07 0,85 0,65 0,46 0,29 0,14
1,30 2,07 1,72 1,41 1,14 0,89 0,68 0,48 0,31 0,15
1,40 1,84 1,50 1.21 0,95 0,72 0,51 0,32 0,15
1,50 1,61 1,29 1,01 0,76 0,54 0,34 0,16 .
1,60 1,38 1,07 0,81 0,57 0,36 0,17
1,70 1,15 0,86 0,59 0,38 0,18
1,80 0,92 0,64 0,40 0,19
1,90 0,69 0,43 0,20 — — -
2,00 0,46 0,21
2,10 0,23
Расход утяжелителя, необходимого для повышения плотности 1 м3 бурового раствора до заданной плотности, подсчитанный по формуле (IX.32) при плотности утяжелителя, равной 4,50 т/м3, приведен в табл. IX. 14, а при плотности утяжелителя, равной 5,10 т/м3, — в табл. IX. 15.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВ БЕНТОНИТОВОЙ ГЛИНЫ, УТЯЖЕЛИТЕЛЯ И ВОДЫ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ УТЯЖЕЛЕННОГО РАСТВОРА ЗАДАННОЙ ПЛОТНОСТИ
Задача IX. 18. Определить количество бентонитовой глины плотностью рг=2,6 т/м3, утяжелителя плотностью ру=4,5 т/м3 и воды, чтобы получить буровой раствор объемом КбР=45 м3 плотностью рур=1,50 т/м3.
191
Решение. Используя данные, полученные в задаче IX.16, имеем: количество глины для приготовления 1 м3 "раствора плотностью ргр==1,16 т/м3 Gr=0,215 т/м3 и объем глины в 1 м3 раствора
Vi=0,083 м3. / '
Количество утяжелителя (см. задачу IX. 17), необходимого для утяжеления 1 м3 раствора от плотности 1,16 т/м3 до 1,50 т/м3, составляет GyT=0,556 т/м3, а объем его в 1 м3 утяжеленного раствора VyT=0,124 м3/м3. Определим суммарный объем глины и утяжелителя в 1 м3 раствора:
V=Vr+VyT=0,083+0,124=0,207 м3/м3.
Объем воды в 1 м3 утяжеленного раствора будет
VB=1—¥=1—0,207=0,793 м3/м3.
Для приготовления 45 м3 раствора необходимо: глины
¥'г=Убр¥г=45-0,083=3,74 м3,
утяжелителя
У/в=УбрУут —45-0,124 = 5,58 м3,
воды
V\=¥бр¥в=45-0,793=35,68 м3.
Тогда общий объем раствора составит:
Уобщ=3,74+5,58+35,68=45 м3.
Количество сухой глины, необходимой для приготовления 45 м3 раствора, будет:
<?г=¥'грг=3,74-2,6=9,72 т.
Количество утяжелителя, необходимого для приготовления 45 м3 раствора, составит: *
GyT=VyTpyT=5,58 • 4,5=25,11 т.
Таким образом, для приготовления 45 м3 утяжеленного раствора плотностью 1,50 т/м3 необходимо 35,68 м3 воды, 9,72 т бентонитовой глины плотностью 2,6 т/м3 и 25,11 т утяжелителя плотностью 4,5 т/м3.
ВЫБОР ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА, ПРИМЕНЯЕМОГО ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПОГЛОЩЕНИЯ ЖИДКОСТИ
При бурении второго ствола зачастую встречаются зоны поглощений различной интенсивности. При появлении поглощения определяют приблизительно его интенсивность, для чего замеряют статический уровень и по нему находят требуемую плотность бурового раствора.
Задача IX.19. В скважине на глубине 1853 м началось поглощение бурового раствора плотностью 1,24 т/м3, и уровень снизился 492
на 180 м. Определить требуемую плотность бурового раствора для дальнейшего нормального бурения скважины.
Решение. Плотность бурового раствора, применяемого для предотвращения дальнейшего поглощения, определяют по формуле:
= (IX.34)
п
где Н — фактическая глубина скважины, м; Л —глубина снижения уровня, м; pi — исходная плотность бурового раствора, т/м3.
Тогда:
Рг = 1,24 (1В53~^= 1,12 т/м3.
Г2 ' 1853 '
РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Задача IX.20. Рассчитать эксплуатационную колонну на прочность при следующих условиях: глубина скважины £=2000 м; диаметр обсадных труб £)=146 мм; расстояние от устья скважины до уровня тампонажного раствора А=900 м: высота подъема тампо-важного раствора в заколонном пространстве //тр=1100 м; расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне Я= =1500 м; плотность бурового раствора рйР=1240 кг/м3; плотность тампонажного раствора ртр=1400 кг/м3; плотность опрессовочной жидкости рж=1000 кг/м3; плотность жидкости в колонне рп= =840 кг/м3; коэффициент разгрузки цементного кольца /<=0,25; интервал опробования ЯОп~2000—1500=500 м; пластовое давление на глубине 2000 м рпл=22 МПа; коэффициент запаса прочности для обсадных труб: на избыточное наружное давление «1= = 1,0—1,15; избыточное внутреннее давление «2=1,15; растяжение «3=1,15; клиновой захват «4=1,15—1,20; овальность труб е=0,01.
Решение. Избыточное наружное давление на различных глубинах ствола скважины будет следующим.
На устье скважины (рн)у=0; на уровне тампонажного раствора за колонной, т. е. на глубине /г=900 м , , 1240.900-9,81
(А)л = РбР^ =------------= 10’95 МПа
На забое скважины
, (рн S [(Ртр Ро) L ' (ртр Рбр) “Ь Р.Н\ (1 Ю
9,81 (1400 — 840) 2000 —(1400—1240) 909 + 840 • 1500 (1 — 0,25) _ — 10е —
= 16,45 МПа.
Избыточное наружное давление с учетом пластового давления определяем по формуле
(Рн)£ = Рпл-5Ро(^-//)> (1Х;35)
{pH)L = 22 - 9.81-810.&-!.50£) = 17,88 МПа. хгнгь 10е
1 3—3344 193
Таблица IX.16 Результаты расчета эксплуатационной колонны на проч
Диаметр колонны, мм Толщина стенки, мм Группа прочности стали Интервал установки, м Длина секции, м Масса -1 м трубы, кг Масса секции, т Масса секции с нарастающим итогом, т
146 8 ,д 2000—1200 800 28,0 22,40 22,40
146 7 д 1200—0 1200 24,8 29,76 52,16
За расчетное принимаем максимальное значение давления, равное 17,88 МПа.
Избыточное внутреннее давление определяют как разность между внутренним и наружным давлениями. Внутреннее давление на устье скважины возникает в эксплуатационной колонне в процессе эксплуатации фонтанирующих скважин. Но наибольшим это давление бывает при опрессовке эксплуатационной колонны на герметичность.
Внутреннее давление на устье скважины в процессе ее эксплуатации или различных проявлениях при закрытом устье определяют по формуле
(Рв) у=а (Рпл—'PogL), (IX.36)
где а—коэффициент, учитывающий увеличение опрессовочного давления на устье скважины по отношению к наибольшему рабочему устьевому давлению (принимается 1,10—1,12).
Подставив численные значения величин, входящих в формулу (IX.36), получим:
, 1 1 /оо 9,81-840-2000 \ г , длГГ
(А)у= /22-------------1 = 6,1 МПа.
Так как полученные значения внутреннего давления меньше минимального опрессовочного давления на устье скважины, значение которого равно 10 МПа, то принимаем (рв)у=Роп=Ю МПа.
Избыточное внутреннее давление: на глубине /г=900 м
(Рв) а=рОп— [gh (рер-рж) ] =10- [9,81 • 900 (1240-1000) 106=
=7,9 МПа;
на глубине £=2000 м
(Рв)ь=Роп-{g [ (рТР рж)£--(Ртр-Рбр)Л]} (1
=10—{9,81 [(1400—1000)2000—(1400—1240)900] 106} (1—0,25) = =5,16 МПа.
Результаты расчета приведены в табл. IX.16. По полученным данным строят эпюру избыточных наружных и внутренних давлений (рис. 44).
194
ность
Давление, МПа
5
3
Коэффициент запаса прочности, на:
17,8 26,2
10,4 20,5
7,2
10,0
35,4
31,9
840
710
Задача IX.21. Низ спускаемой эксплуатационной колонны диаметром 146 мм оборудован башмачным патрубком, имеющим отверстия диаметром 25 мм. Суммарная подача цементировочных агрегатов равна 23,3 м3/с, или 1,4 м3/мин.
Определить число отверстий, расстояние между ними и длину башмачного патрубка.
Решение. Число отверстий в патрубке, размещенных по винтовой линии, определяем по формуле:
n = Q/vF + (1-*—2), (IX.37)
где Q — суммарная подача цементировочных агрегатов,
м3/мин; v — скорость струи це-
4,81
1 ,83
1020
900
1.47
1,97
5,05
3,19
3,75
1,35
IfliO tp ер 80 /О 12 14 IS (р„)а^а.
Рис. 44. Эпюра распределения избыточных наружных и внутренних давлений для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм
ментного раствора на выходе из башмачного патрубка (изменяется в пределах 20—25 м/с); F — площадь сечения одного отверстия, м2.
Тогда
я й я R я « х
2 я
¥ й
а
s
S и
____________________1—9 — 5 20-60.0,785-0,0252 '
Определим длину башмачного патрубка по формуле
h=(n—1)&, (IX.38)
где b — расстояние между центрами этих отверстий по вертикали, мм:
(5—1) 60=240 мм.
Определим расстояние между центрами отверстий по горизонтали:
/=л<//и, (IX.39)
где d. — диаметр башмачного патрубка, мм.
Подставив численные значения величин, входящих в формулу (IX.39), получим:
/=3,14-146/5=92 мм.
195
СПУСК ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ колонны
Для обеспечения-успешного спуска и цементирования эксплуатационной колонны нижнюю ее часть оснащают следующими элементами: башмачной направляющей пробкой, башмаком колонны, башмачным патрубком, обратным клапаном, упорным кольцом, скребками и турбулизаторами.
Соединение обсадных труб в колонну над устьем скважины производят на резьбе. Резьбовое соединение считают нормально свинченным, если торец муфты будет совпадать с последней риской на трубе. Допустимые при этом отклонения составляют ±1 нитка резьбы.
Рекомендуемые АзНИПИнефтью вращающие моменты, воздействующие на 'обсадные трубы при креплении резьбовых соединений, приведены ниже.
Диаметр обсадной
трубы, мм ... . 114 127 140 146 168 178
Допустимые пределы вращающего момента, Н-м . . 180—200 260—300 360—420 420—480 630—700 730—800
Диаметр обсадной
трубы, мм ... . 194 219 245 273 299
Допустимые пределы вращающего момента, Н-м . . 900—1000 1100—1200 1350—1450 1550—1700 1800—2000
Если при максимальном вращающем моменте над торцом муфты остается более трех ниток резьбы или при свинчивании вручную резьба полностью скрылась под торец муфты, то такое соединение трубы бракуют.
При спуске обсадных труб следует применять клиновые захваты и спайдер-элеваторы, грузоподъемная сила которых должна превышать максимально возможную нагрузку на крюке при креплении скважины. Данные о предельных нагрузках при спуске обсадных труб приведены в табл. IX. 17.
Оптимальной скоростью спуска эксплуатационной колонны считают ту наибольшую скорость спуска, при которой исключается возможность гидроразрыва пластов или смятия труб под действием возникающих в заколонном пространстве гидродинамических давлений.
При спуске Эксплуатационной колонны средняя скорость спуска каждой трубы должна быть в пределах от 0,17 м/с до 1,0 м/с. Под средней скоростью следует понимать отношение длины обсадной трубы к полному времени ее спуска в скважину.
Допустимая высота незаполнения обсадной колонны в процессе спуска при четырехкратном запасе прочности может быть определена по формуле
h = 2,5 -g*~, (IX.40)
196
Таблица IX. 17 Предельные нагрузки (в кН), возникающие при спуске обсадных труб
У слов- Тол- Длина клина, /=300 мм | Длина клина, /=400 мм
ный дна- щнна Группа прочности стали
метр, мм мм д К 1 Е 1 л | М д к Е л м.
6,5 850 1100 1220 1450 1660 910 1170 1300 1520 1750
7 900 1180 1300 1540 1780 960 1260 1380 1630 1880
146 8 1020 1350 1480 1750 2020 1080 1430 1570 1860 2140
9 1150 1510 1660. 1960 2260 1210 1600 1760 2070 2390
10 1270 1670 1830 2170 2500 1340 1760 1940 2290 2640
11 - 1390 1820 2000 2370 2730 1460 1930 2120 2500 2890
6,5 940 1220 1350 1600 4850 1000 1320 1460 1710 1980
7 1010 1330 1460 1720 1990 1080 1420 1560 1840 2120
8 1150 1510 1660 1960 2260 1220 1610 1770 2090 2410
168 9 1280 1690 1860 2200 2530 1370 1800 1980 2340 2700
10 1420 1870 2050 2430 2800 1510 1990 2190 2590 2990
11 1550 2050 2250 2660 3070 1660 2180 2400 2830 3270
12 1690 2220 2440 2890 3330 1800 2360 260Q 3070 3550
14 1950 2570 2820 3330 3850 2080 2730 3000 3550 4090
Примечание. Коэффициент запаса прочности равен 1,15—1,2. Расстояние между смежными клиньями в клиновом захвате должно быть не менее 8—10 мм.
где рем — меньшее из двух значений давления смятия обсадных труб или давления опрессовки обратного клапана, МПа; рбр — плотность бурового раствора в скважине, г/см3.
По окончании спуска эксплуатационной колонны скважину про. мывают до выравнивания параметров и температуры бурового раствора. При этом определяют окончательную длину спущенной эксплуатационной колонны и проводят подготовку к ее цементированию.
Желательно, чтобы спущенная колонна находилась в подвешенном состоянии и имелась бы возможность расхаживания ее при цементировании.
Задача IX.22. Определить, через какой интервал необходимо доливать буровой раствор в эксплуатационную колонну при ее спуске. Рассчитать на прочность обратный клапан, устанавливаемый в эксплуатационной колонне диаметром 146 мм, если толщина стенки труб 11 мм (в месте установки клапана); плотность бурового раствора 1240 кг/м3.
Решение. Определим допустимую глубину спуска колонны, не заполненную буровым раствором:
Л = Лм/лрбр^> (IX.41)
где Рем допустимое сминающее давление для самых слабые труб в колонне, Па; п — коэффициент запаса прочности (п=2—3).
. 24,9.10е CQO
3,1240,9,81 —682 м-
Таким образом, эксплуатационную колонну необходимо заполнять через каждые 682 м спуска колонны.
197
Определим давление бурового раствора на клапан: p=/zp6pg=682-1240-9,81=8,3 МПа.
Определим толщину тарелки клапана:
= ' (IX.42)
' °изг
где У? — внутренний радиус трубы, см; <р— коэффициент, зависящий от способа крепления клапана; <р=0,8—1,2; стизг — допустимое напряжение изгиба, Па.
Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (IX.42), получим
Задача IX.23. Определить, какое количество бурового раствора следует долить в эксплуатационную колонну диаметром 146 мм с толщиной стенок труб (средней) 10 мм, спускаемую с обратным клапаном на глубину 2900 м в скважину, заполненную буровым раствором плотностью 1,26 т/м3, чтобы облегчить ее вес до 500 кН.
Решение. Определим вес эксплуатационной колонны:
G, = 335 2900 + 80 = 994700Н = 994,7 кН.
Определим вытесняемый объем бурового раствора:
У1 = ^1 = 0,785-0,1462-2900 = 47,8 м’.
Определим вес вытесняемого объема бурового раствора:
G2= У1рбр£=47,8 • 1,26 • 9,81=589,7 кН.
Определим, насколько облегчился вес колонны:
G\—G2=994,7—589,7=405 кН.
Чтобы облегчить вес эксплуатационной колонны до 500 кН, необходимо долить в нее определенное количество бурового раствора, которое можно найти из следующего равенства:
(Gi—GBOn)—G2 = 500,
откуда
^Гдоп = 500 -f-(j2 — G1,
где Сдоп — вес доливаемого в колонну бурового раствора, кН.
G„on = 500+589,7-994,7=95 кН.
Определим, какому объему соответствует этот вес (95 кН).
Уя=вд22.- = 7,66 м*.
5 рбрё 1,26-9,81
198
Таблица IX. 18. Объем жидкости (в м’)« необходимый для долива в скважину при подъеме бурильной колонны
Длина бурильной колонны, м Диаметр бурильных труб, мм Длина бурильной колонны, м Диаметр бурильных труб, ММ
но | 114 | 89 | 73 140 | 114 89 73
50 0,28 0,18 0,14 0,10 1600 8,80 5,90 4,30 3,40
100 0,55 0,37 0,27 0,21 1700 9,30 6,30 4,60 3,60
200 1,10 0,74 0,54 0,42 1800 9,90 6,70 4,90 3,80
300 1,16 1,10 0,81 0,63 1900 10,50 7,00 5,10 4,00
400 2,20 1,50 1,10 0,84 2000 11,00 7,40 5,40 4,20
500 2,80 1,80 1,40 1,10 2200 12,10 8,10 5,90 4,60
600 3,30 2,20 1,60 1,30 2400 13,20 8,90 6,50 5,00
700 3,80 2,60 1,90 1,50 2600 14,30 9,60 7,00 5,50
800 4,40 3,00 2,20 1,70 2800 15,40 10,40 7,60 5,90
900 4,90 3,30 2,40 1,90 3000 16,50 11,10 8,10 6,30
1000 5,50 3,70 2,70 2,10 3200 17,60 11,80 8,60 6,70
1100 6,00 4,10 3,00 2,30 3400 18,70 12,50 9,20 7,10
1200 6,60 4,40 3,20 2,50 3600 19,80 13,30 9,70 7,60
1300 7,20 4,70 3,50 2,70 3800 20,90 14,00 10,30 8,00
1400 7,70- 5,20 3,80, 2,90 4000 22,00 14,80 10,80 8,40
1500 8,20 5,60 4,10 3,10 5000 27,50 18,50 13,50 10,50
Определим высоту столба бурового раствора объемом 7,66 м3 в колонне:
— 3,14-0,1262 ~ м- (IX.43)
где dBH — внутренний диаметр обсадной колонны, м.
При подъеме бурильной колонны скважину необходимо заполнять буровым раствором. Объем жидкости, необходимый для долива в скважину при подъеме бурильной колонны приведен в табл. IX. 18.
Задача IX.24. Определить максимальные местные напряжения при спуске эксплуатационной колонны диаметром 146 мм во второй ствол, изогнутый по дуге радиусом 85 м.
Решение. Максимальные местные напряжения определяем по формуле
DE
(IX.44)
где ак — коэффициент концентрации напряжений (ак=1,7—3,0); D — наружный диаметр обсадных труб, м; R— радиус искривления ствола скважины, м.
Тогда
о t-0,146-2,1-10-' -ел
ам = 2,5 -2-27^5---- = 450 МПа •
Коэффициент запаса прочности определяем по формуле (п изменяется в пределах 1,2—1,5).
п = ств/ом, (IX.45)
где Ов — временное сопротивление (см. Приложения, табл. 2).
199
Рис. 45. Схема одноступенчатого цементирования двухсекционной колонны, спущенной в скважину после зарезки и бурения второго ствола
Для обсадных труб группы прочности стали D <тв = 650 МПа, тогда п=65/45=1,44.
РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Основной целью цементирования скважин, восстанавливаемых методом зарезки и бурения второго ствола, является получение в заколонном пространстве прочного, водогазонефтенепроницаемо-го камня, который по всей высоте обеспечивал бы разобщение и надежную изоляцию вскрытых продуктивных горизонтов и зон осложнений.
Вид тампонажных цементов, используемых для крепления эксплуатационной колонны, выбирают в зависимости от забойной температуры, плотности бурового раствора, давления гидравлического разрыва пласта и необходимости обеспечения Высоты подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве.
Задача IX.25. Провести расчет одноступенчатого цементирования двухсекционной 146Х168-мм эксплуатационной колонны, спущенной на глубину £=1830 м (диаметром 168 мм, длиной /1 = 1400 м и диаметром 146 мм, /2=430 мм), если диаметр долота, которым бурили второй ствол, D = = 190 мм; окно вскрыто в колонне диаметром Di = 273 мм на глубине 1430—1433 м; высота подъема тампонажного раствора за колонной до окна Нц= 400 м; высота Цементного стакана, оставляемого в колонне ниже упорного кольца, h= 10 м; плотность бурового раствора рбР= = 1,26 т/м3 (рис. 45).
Решение. Объем тампонажного раствора, применяемого для цементирования эксплуатационной колонны, определяем по формуле
V, + V2=l(O2 - d\) £/ц+
+ d\h\, (IX.46)
где Vi — объем раствора, необходимого для заполнения заколонного пространства в стволе скважины, м3; 14— объем раствора, оставляемого в колонне ниже упорного кольца, м3; К — коэффициент кавернозности, учитывающий увеличение объема тампонажного раствора, расходуемого на заполнение каверн, трещин, увеличение диаметра скважины против расчетного и частичное погло-
200
Таблица IX. 19. Объем заколонного пространства (в м3) в зависимости от диаметра долота и спускаемой колонны
Диаметр долота, мм Диаметр обсадной колонны, мм Коэффициент кавернозностн К
1,0 1,2 | 1,3 | 1.4 | 1.5 | 1,6 1,7 1.8
118 89 0,60471 0,0069 0,0079 0,0091 0,0101 0,0112 0,0123 0,0134
140 114 0,00518 0,0083 0,0098 0,0113 0,0129 0,0145 0,0160 0,0175
161 114 0,01019 0,0142 0,0163 0,0183 0,0203 0,0223 0,0244 0,0264
161 127 0,00769 0,0117 0,0138 0,0158 0,0178 0,0198 0,0219 0,0239
190 127 0,01538 0,0213 0,0241 0,0270 0,0299 0,0327 0,0355 0,0383
190 140 0,01295 0,0186 0,0214 0,0242 0,0271 0,0299 0,0328 0,0356
190 146 0,01163 0,0172 0,0200 0,0229 0,0258 0,0286 0,0314 0,0343
214 140 0,02048 0,0276 0,0312 0,0348 0,0384 0,0419 0,0456 0,0494
214 146 0,01913 0,0232 0,0299 0,0335 0,0371 0,0406 0,0442 0,0478
243 168 0,02420 0,0334 0,0380 0,0427 0,0473 0,0519 0,0565 0,0612
269 138 0,03464 0,0459 0,0516 0,0573 0,0330 0,0683 0,0743 0,0799
щение тампонажного раствора при цементировании колонны (принимается 1,2—1,8); Яц— высота подъема тампонажного раствора за колонной, м; h — высота цементного стакана, оставляемого в колонне ниже упорного кольца (кольца «стоп»), м; du и dB— соответственно наружный и внутренний диаметры спускаемой эксплуатационной колонны, м.
Подставив численные значения в формулу (IX.46), получим:
VT р=0,785 [(1,3-0,192—0,1462) 400+0,1282-10] =
= 8,04 + 0,12=8,16 м3.
Объем заколонного пространства Vi в зависимости от диаметров долота и спускаемой колонны можно определить по табл. IX. 19. Принимая £=1,3, будем иметь:
71 = 0,02-400=8 м3.
Если цементный раствор за колонной требуется поднять на большую высоту в кольцевое пространство (пространство между
Таблица IX.20. Расход сухого цемента (в т) для заполнения тампонажным раствором 1 м заколонного пространства
Диаметр долота, мм Диаметр обсадной колснны, мм Коэффициент кавернозностн
1.0 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8
118 89 0,00584 0,0085 0,0097 0,0112 0,0125 0,0138 0,0152 0,0166
140 114 0,00642 0,0102 0,0121 0,0140 0,0159 0,0179 0,0198 0,0217
161 114 0,01263 0,0176 0,0202 0,0226 0,0251 0,0276 0,0302 0,0327
161 127 0,00953 0,0145 0,0171 0,0195 0,0220 0,0245 0,0271 0,0296
190 127 0,01944 0,0264 0,0298 0,0334 0,0370 0,0405 0,0440 0,0474
190 140 0,01606 0,0230 0,0265 0,0301 0,0336 0,0370 0,0406 0,0441
190 146 0,01442 0,0213 0,0249 0,0283 0,0319 0,0354 0,0389 0,0425
214 140 0,02540 0,0342 0,0386 0,0431 0,0476 0,0519. 0,0565 0,0612
214 146 0,02376 0,0324 0,0370 0,0415 0,0450 0,0503 0,0548 0,0592
243 168 0,03001 0,0414 0,0471 0,0529 0,0585 0,0643 0,0700 0,0758
269 168 0,04295 0,0569 0,0639 0,0710 0,0781 0,0850 0,0921 0,0990
Примечание. Таблица составлена для тампонажного цемента, применяемого при цементировании „горячих* скважин.
201
спущенной эксплуатационной колонной и колонной, в которой вскрыто окно), объем его можно определить с помощью табл. V.6.
Величину С3 можно определить по табл. V.5 (У2=0,0125Х ХЮ=0,125 м3).
После выбора тампонажного материала (смеси) и жидкости затворения, которые будут использованы при цементировании колонны, лабораторным путем подбирают жидкостно-цементное отношение и определяют плотность тампонажного раствора по формуле (V.7):
(1 + 0,5) 3,15.1,03 . ,
Рл>=-—63 + 0,5.3,15 = *'86 Т/М ‘
Количество сухого тампонажного материала, необходимое для приготовления требуемого объема тампонажного раствора, определяют по формуле (V.8):
G = —l— 1,86-8,16= 10,1 т.
1+0,5
Количество тампонажного материала без учета оставляемого в колонне цементного стакана ниже упорного кольца (что составляет незначительную величину) с достаточной для практических целей точностью можно определить по табл. IX.20. Для нашего случая при К=1,3
6 = 0,0249-400=10 т.
Таблица IX.2J. Техническая характеристика цементосмесительных машин
Показатели Тип цементосмесительной машины
GM-4M СМ-10 СМП-20 . 2СМН-20
Монтажная база (шасси автомобиля) ЗИЛ-131А ЯАЗ-219 прицеп КрАЗ-257
Масса перевозимого груза, т 3—4 10 3-111—20 20 8—10
Объем бункера, № 3,2 ' 7,5 14,5 14,5
Вместимость бункера (по цементу), т 4 10 20 20
Способ получения растворов Вакуумно- Механико- Вакуумно- Механике-
гидравличе- гидравличе- гидравличе- гидравличе-
ский ский ский ский
Производительность в м3/мин при приготовлении: цементного раствора 0,4—0,6 0,6—1,0 0,8—1,6 0,6—1,2
цементнобентонитового раствора — 0,5—1,0
бурового раствора — .— — 1,0—2,0
Плотность приготовляемого тампонажного раствора, т/м3 1,7—2,0 1.7—2,0 1,75—2,0 1,75—2,0
Давление жидкости затворения, МПа Масса ненагруженной машины, т 0,6—1,0 0,7—1,0 0,7—1,5 0,8—2,0
6,8 11,8 8,5* 13,8
* Масса машины СПМ-20 указана без учета массы автотягача.
202
Общее количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, определяем по формуле (V.9):
Gj=l,01-10,1 = 10,2 т.
Количество жидкости, необходимое для затворения тампонажного материала, определяем по формуле (V.10):
1,05-10,1 -0,5/1,03=5,2 м3.
Объем жидкости для продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство составит
кпр=д ^-[(^/;+d72+, ...,d\in)-d\h\, (ix.47)
где А — коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, зависит от количества содержащегося в ней воздуха (газа), Д= =1,01 —1,1; d и I — соответственно внутренний диаметр и длина каждой секции обсадной колонны, м.
Спускаемая колонна (сверху — вниз) состоит из двух секций 168-мм обсадных труб с толщиной стенки 10 мм, длиной 500 м и толщиной 9 мм, длиной 900 м и одной секции 146-мм труб с толщиной стенки 9 мм, длиной 430 м.
Тогда
Упр= 1,03-0,785(0,1482-500+0,152-900+0,1282-420) =30 м3.
Для ускорения расчета по определению объема продавочной жидкости можно пользоваться номограммой, приведенной на рис. 13.
При спуске комбинированной колонны необходимо по номограмме определить объемы каждой секции труб и сложить полученные результаты. В этих целях на осц абсцисс находим точку с отметкой 420 м и от нее проводим вертикальную линию до пересечения с прямой, соответствующей обсадной колонне диаметром 146 мм. Затем из точки пересечения проводим горизонтальную линию до оси ординат, на которой определяем объем продавочной жидкости. В нашем случае V'np=5,4 м3. Аналогичным образом определяем объем продавочной жидкости для обсадной колонны диаметром 168 мм длиной 1400 м. В нашем случае 17"пР=17,7+ +7,0=24,7 м3 (/=1000 м, У=17,7 м? и 1=400 м и V=7,0 м3).
Таким образом, общий объем продавочной жидкости, определенный по номограмме, будет равен 5,4+24,7=30,1 м3.
Исходя из конкретных геолого-технических условий и практики цементирования скважин в данном районе, применяется максимально возможная скорость восходящего потока бурового и тампонажного растворов v в заколонном пространстве к моменту окончания продавливания, когда возникают наиболее опасные условия для гидравлического разрыва пород.
Согласно выбранной скорости v, при которой достигается наиболее полное вытеснение бурового раствора тампонажным, подачу 203
цементировочных агрегатов определим по формуле
Q = -^(Z)2-rf2H)V, (IX.48)
Q=0,785(0,1902—0,1462)2,0=0,0232 м3/с=23,2 дм3/с.
Максимальное давление на цементировочной головке в соответствии с принятым значением v, развиваемое в момент посадки цементировочной пробки на упорное кольцо, т. е. при получении гидравлического удара, будет:
Ртах — Рг с~\~Рт~^-Рк~[~Ру, (IX.49)
где рГс — максимальная разность гидростатических давлений в трубах и заколонном пространстве в конце процесса цементирования, МПа; рт и рк — гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в заколонном пространстве; ру — давление при гидравлическом ударе (принимается 2—3 МПа).
Согласно рис. 45 получим:
Ргc—g[(L—Нц) (pgp—Рпр)4~(^ц—h) (рТр—Рдр)]. (IX.50)
В тех случаях, когда в качестве продавочной жидкости применяют буровой раствор той же плотности что и в скважине, формула (IX.50) имеет вид:
Prc—g[(Hu.—h) (ртр—рпр)]. (IX.51)
В нашем случае
ргс=9,81 [(400—10) (1860—1260)] 10~6=2,3 МПа.
Гидравлические сопротивления в трубах определяют по формуле
где X — коэффициент гидравлических сопротивлений (для практических расчетов принимается равным 0,035); Q — подача-цементировочных агрегатов, м3/с.
Для колонны диаметром 168 мм
//,=8-0.035-1860.0,0232-(3 +
+ 3..”;i5r) Ю-‘=0.54 МПа.
Для колонны диаметром 146 мм
„ 8-0,035-430-0,02322-1860-10-’ п МПо
р -----------3,i42-o,W---------= о-35 МПа-
Тогда
рт=р'т4-р"т=0,544-0,35=0,89 МПа.
Гидравлические сопротивления в заколонном пространстве определяют по формуле
р =________________ (1Х.53)
Л я=(0 — <0’(£>4-4)2' v
204
Для колонны диаметром 168 мм
8.0.035-1400-538,24-10-*.1860.10-* „ q . мп
Р 3,142 (0,255 — 0,168)3 (0,255 + 0,168)а —U-d4 МПа.
Для колонны диаметром 146 мм
8-0,035-430-0,0232=. I860 10-6 , 97 мП
Р к 3,14г(0,19 — 0,146)? (0,19 + 0,146)=“ МПа.
Тогда
рк=0,34+1,27=1,61 МПа.
Подставляя найденные значения величин, входящих в формулу (IX.49), получим:
Ртах=2,34-0,89+1,614-2=6,7 МПа.
Максимальное давление на забое скважины р3 составит:
Рз=р'гс + Рк, (IX.54)
где
p'rc=g[(L—7/ц) рер+Дцртр], (IX.55)
р'т с=9,81 [ (1830—400) 1260 +400-1860] 10~в=24,9 МП а. Тогда
р3=24,9+1,61=26,51 МПа.
Проверяем соответствие расчетных значений ртах и р3 следующим граничным условиям:
Ртах^Ру/1,5, (IX.56)
рз=ргп/(1,2-1,5), (IX.57)
где ру — допустимое давление на устьевое цементировочное оборудование (цементировочная головка, обвязка, насосы и др.), МПа; Ргп — давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа.
В соответствии с условием (IX.56) 32,0: 1,5=21,33 МПа — максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке, определенное по формуле (IX.49), должно равняться или быть меньше полученного значения, т. е. 21,33 МПа, по условию (IX.57) 46,0: 1,3=35,38 МПа.
Как видно из приведенного расчета, граничные условия соблюдены.
В случае невыполнения одного из неравенств следует скорректировать значение v и провести повторный расчет до выполнения заданных ограничений.
В соответствии с полученными значениями Q и />Шах выбираем цементировочный агрегат ЦА-320М.
Тампонажный раствор закачивают на пятой скорости при подаче цементировочного агрегата, равной 13,5 дм3/с, диаметре втулок 100 мм, давлении 6,9 МПа и скорости восходящего потока 2,0 м/с.
205
Тогда число работающих агрегатов будет
(IX.58)
где q — подача одного цементировочного агрегата при давлении >Ртах, ДМ3/с.
Для цементирования эксплуатационной колонны принимаем три агрегата ЦА-320М.
Потребное число цементосмесительных машин определяют в зависимости от общей массы сухой твердой фазы и вместимости бункера смесителя:
ni=Gi/G6, (IX.59)
где Ge — вместимость бункера цементосмесительной машины, т. Для цементирования данной колонны достаточно одной цементосмесительной машины 2СМН-20, вместимость бункера которой равна 20 т (табл. IX.21): и _ 10.2_ п г,
+ ™ — 0,51.
Принимаем 1 цементосмесительную машину.
Продолжительность цементирования определяется в соответствии с условием:
7’=/зак+/пр-|-^0,757’3аг. (IX.60)
. Время закачивания тампонажного раствора определяем по формуле
^зак— 1000Vip/602<7,
(IX.61)
где —суммарная подача одновременно работающих цементиро-
вочных агрегатов при закачивании тампонажного раствора: /зак=1000-8,2/60-2-13,5=5 мин.
Закачивание приготовляемого раствора и продавливание его в эксплуатационную колонну осуществляется на максимальной скорости работы цементировочного агрегата. По мере увеличения высоты подъема тампонажного раствора за колонной давление на головке возрастает, и в определенный момент времени возникает необходимость последовательного снижения скорости продавливания. В этом случае определяют количество продавочной жидкости, которую необходимо закачать на соответствующих скоростях. Время закачивания продавочной жидкости определяем по формуле:
^пр
ЮООЦф 1000-30,0 _lq ~60Х?---60,2-13,5^ 1У
МИН.
(IX.62)
Время, необходимое для установки цементировочной пробки и производства подготовительных и заключительных работ, /= = 10 мин. Продолжительность цементирования составит:
Т=5+19+10=34 мин.
Рецептуру тампонажного раствора выбирают с учетом необходимости обеспечения значения Тааг согласно условию (IX.60). Для
206
цементирования данной скважины следует применять цемент, предназначенный для «горячих» скважин. При этом время начала загустевания или схватывания с момента затворения составит 105 мин.
Т^0,757’заг=0,75-105=79 мин.
Следовательно, 34 <79 мин, что допустимо.
РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ХВОСТОВИКА
Задача IX.26. В скважину, пробуренную вторым стволом на глубину L= 1550 м долотом диаметром £>=140 мм, спущен хвостовик диаметром + =114 мм, длиной 700 м на бурильных трубах диаметром 89 мм длиной /=850 м; окно вскрыто в колонне диаметром £>,= 168 мм на глубине 867—870 м; высота подъема тампонажного раствора за колонной до воронки Яц= =700 м; плотность бурового раствора Рбр=1,26 т/м3 (рис. 46). Провести расчет цементирования хвостовика.
Решение. Объем тампонажного раствора (в м3), подлежащего закачиванию в скважину, определяем по формуле
Рис. 48. Схема цементирования хвостовика после зарезки и бурения второго ствола
= -т - d2") ~ d^+d'*h I- (’x-63)
где D\ — внутренний диаметр обсадной колонны, в которой вскрыто окно (£>1=0,148 м); hi — высота подъема тампонажного раствора за колонной от башмака до окна (/ii=680 м); h2 — высота подъема тампонажного раствора от окна воронки (й2=20 м); Л — высота цементного стакана, оставляемого в колонне ниже упорного кольца (Л=5 м).
Подставив численные значения в формулу (IX.63), будем иметь:
VT р = 0,785(1,4-0,1402—0,1142)680+ (0,1482 —0,1142)20+
+0,12-5) =0,785(9,52+0,18+0,05) =9,75 м3.
Объем тампонажного раствора VT р можно определить с помощью табл. V.5; V.6 и IX. 19, а количество сухого цемента — по табл. IX.20.
Объем жидкости для продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство определяем по формуле:
Vnp = Д [d\l + d\ (Яц - й)], (IX. 64)
где I — длина колонны бурильных труб или расстояние от цементировочной головки до воронки, м; di — внутренний диаметр бурильных труб (di=0,067 м).
207
Подставив численные значения, будем иметь:
1/пр= 1,03 • 0,785 [ (0,0672 • 8504-0,12 (700—5) ] = 3,04-5,6=8,6 м3.
Необходимый объем продавочной жидкости при цементирова* нии хвостовика можно определить по номограмме (см. рис. 13) описанным выше способом. В нашем случае он равен 8,5 м3 (для обсадных труб диаметром 114 мм равен 5,5 м3 и бурильных труб диаметром 89 мм — 3 м3).
Общее время цементирования хвостовика
7'=/аак4_^пр4-^о4*^в, (IX.65)
где /Зак — время закачивания тампонажного раствора, определяемое по формуле (IX.61),
/зак=Ю00-9,75/60-13,5=12 мин;
tnp — время закачивания продавочной жидкости, определяемое по формуле'‘(1Х.62),
/пр=1000-8,6/60-13,5=11 мин;
to — время, необходимое на отвинчивание колонны бурильных труб от хвостовика (/0=3-г-5 мин); tB — время, необходимое для вымывания излишка тампонажного раствора из колонны при прямой промывке,
0,785 (0,148s — 0,089») 850 _fi2qn _ _ . , ми„
'»--------4Q---------------О^ТзГ----------b29U C — 11 МИН-
(1X.66)
Подставив численные значения в выражение (IX.65), получим: 7=124-114-54-11 = 39 мин.
Остальные величины, необходимые для расчета цементирования колонны (хвостовика), определяют по соответствующим формулам, приведенным в задаче IX.25.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА БУФЕРНОЙ ЖИДКОСТИ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Буферную жидкость закачивают в скважину перед тампонажным раствором для предотвращения его смешивания с буровым раствором внутри и за колонной, а также для более полного вытеснения бурового раствора из заколонного пространства.
Буферная жидкость должна обладать малой водоотдачей и быть нейтральной к химическому составу буровых и тампонажных растворов, так как замещает собой в затрубном пространстве буровые растворы и приходит в соприкосновение с флюидами объектов эксплуатации.
Она может быть, например, подготовлена из водного раствора агримуса или лигнина в количестве 11% (по массе), 0,85NaOH и 0,15% КМЦ-600.
208
Задача IX.27. Определить объем низковязкой буферной жидкости, необходимой для цементирования эксплуатационной колонны диаметром 146 мм, без применения нижней разделительной пробки при следующих данных: глубина скважины //=2400 м; диаметр долота /)д=190 мм; высота подъема цементного раствора за колонной /i=1000 м; толщина стенки обсадных* труб 6= =10 мм; плотность бурового раствора рдр=1,20 г/см3. Пласт залегает на глубине £пл=2100 м при давлении рпл=23 МПа.
Решение. Объем низковязкой буферной жидкости, необходимой для разделения тампонажного и бурового растворов, определяем по формуле
1/бж=18УсУ5^7Г, (IX.67)
где Ус — суммарный объем тампонажного и продавочного растворов' закачиваемых в скважину, м3; dcp — средневзвешенное по длине значение условного диаметра канала (трубы, заколонного пространства), по которому движется поток буферной жидкости, м; L — суммарная длина колонны труб, внутри которых прокачивают буферную жидкость, и интервала цементирования, м.
^ЯН и , /^с + ,
~2'//+----4--Я
dcp=----------7------ (IX.68)
Здесь t/Cp — средневзвешенное значение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, м; Dc — диаметр скважины в интервале цементирования, м; + — наружный диаметр эксплуатационной колонны, м.
Суммарная длина колонны труб
Л = //-(-/1=24004-1000=3400 м.
Тогда
^ср
0,126-2400 ,(0,190— 0,146) 1000
2 "1 Г
= 0,048 м.
2400+ 1000
Суммарный объем закачиваемых в скважину растворов Ус=Утр+Упрр»
где Ут р, Упр р — объем соответственно тампонажного и продавочного растворов, м3.
Объем тампонажного раствора, необходимого для закачки в скважину, определяем по формуле (IX.46) или по табл. IX. 19. При /<=1,3 объем тампонажного раствора, необходимого для заполнения заколонного пространства .высотой /i=1000 м, будет У1 = 0,02-1000=20 м3.
Объем тампонажного раствора, оставляемого в колонне (ниже упорного кольца) высотой, равной 10 м, определяем по табл. V.5 или по номограмме, приведенной на рис. 14.
У2=0,0125-10=0,125 м3.
14—3344 209
Тогда
Ут р=20+0,1=20,1 м3.
Объем продавочного раствора определяем по формуле (IX.47), табл. V.5 или по номограмме, приведенной на рис. 13. Для нашего случая Vnpp=30 м3 (см. задачу IX.26).
Тогда суммарный объем Ус=20,1+30=50,1 м3. Подставив полученные численные значения в формулу (IX.67), будем иметь:
Убж= 18-50,1 /^ = 3,4 м*.
Дополнительный объем низковязкой буферной жидкости, необходимой для вымыва остатков бурового раствора из заколонного пространства в интервале 2400—1950 м, определим из соотношения:
’ __ 2УСК 1^бж бд— 0,65
(IX.69)
У с к—У пр р+ У Т Pl
где Гт р — объем тампонажной смеси в интервале от башмака эксплуатационной колонны до кровли высоконапорных или продуктивных горизонтов плюс 150 м.
Подставив численные значения в формулу (IX.69), получим:
V 0,2 [30 + 0,785 (0,19s — 0,146s) (2400 — 2100 + 150)] — 3,4 е R ,
- -------------бТб5—:м •
Тогда общий объем буферной жидкости, необходимой для цементирования,
У=Уб.ж+Убд= 3,4+5,6=9 м3.
Полученный объем (V=9 м3) не должен превышать критический объем, который определяем по формуле
« / , Юа'Рпл \ ,, ,
4 1рб+пл— cosa )(£> с~ н)
Укр =-------------------------------, (IX .70)
кр Рбр — Рбж ' '
где рб р, рб ж — плотности соответственно бурового раствора и буферной жидкости, г/см3; Тпл— глубина залегания высоконапорного или продуктивного горизонта, м; рпл— пластовое давление, Па; а' — коэффициент (а'=1,03—1,05).
(1Х.71)
где а — фактическое относительное превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением:
Я—Рб р^-плйУРпЛ!
а=1,20-2100Х (9,81/23000) = 1,08.
(IX.72)
Тогда
-210
Если по расчетным данным Vi>VKp, то следует принять V= = VKp или применить утяжеленную буферную жидкость. Подставив численные значения в формулу (IX.70), определим критический объем буферной жидкости:
/ 10-1,04-2300\
0,785 I 1,20-2100 —------- (0,190= — 0,146’)
= 1,2 —1,0 =7,5 м;
Как показывают расчеты, закачать буферную жидкость (воду) в объеме 9 м3 нельзя вследствие опасности возникновения выброса. Закачать можно всего лишь 7,5 м3. Если же по технологии работ требуется закачать весь расчетный объем буферной жидкости (У=9 м3), необходимо определить ее плотность по формуле л >л (п 1 Юа'РплА71 (Оас—^гн) ZIY
РбжРбр (Рбр^пл cos a J 4V ’ (1л./о)
рбж= 1,20- (1,20-2100- 10-1-0^2300 -) 0J85 (0,190’-0,146)» = = 1,04 г/сма.
Задачи по определению удлинения колонны в результате растяжения под действием собственного веса и расчет натяжения эксплуатационной колонны после ее цементирования приведены в гл. IV.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Таблица 1 Размеры и масса обсадных труб (по ГОСТ 632—80)
Условный диаметр, мм Наружный диаметр, мм Толщина стенки труб, мм Внутренний диаметр Масса 1 м трубы, кг
с короткой и нормаль* ной длиной резьбы с удлиненной резьбой с короткой и нормальной длиной резьбы с удлиненной резьбой
6 102,3 ‘ 16,4
114 114,3 7 7 1С0.3 18,9 19,1
8 8 98,3 21,4 21,6
9 96,3 24,0
6 115,0 18,5
127 . 127,0 7 7 113,0 21,3 21,4
8 8 111,9 24,1 24,2
- 9 9 •109,0 26,8 26,9
140 6 127,7 20,5
139,7 7 7 125,7 23,6 23,7
8 8 123,7 26,7 26,8
9 9 121,7 29,8 29,8
10 10 119,7 32,8 32,8
11 11 117,7 35,6 35,7
143 6,5- 133,0 23,2
146,0 7 7 132,0 24,8 25,0
8 8 130,0 28,0 28,2
9 9 128,0 31,2 31,4
10 10 126,0 34,3 34,5
И 11 124,0 37,4 37,6
168 6,5 155,3 26,8
168,3 7 154,3 28,7
8 8 152,3 32,5 32,7
9 9 150,3 36,2 36,4
10 10 148,3 39,9 40,1
11 11 146,3 43,5 43,7
12 12 144,3 47,1 47,3
14 140,3 54,3
7 163,8 30,5
178 8 8 161,8 34,5 34,6
177,8 9 9 159,8 38,4 38,5
10 10 157,8 42,4 42,5
И 11 155,8 43,2 46,3
12 12 153,8 50,0 50,1
14 149,8 57,6
212
Продолжение табл. 1
Условный диаметр, мм Наружный диаметр, мм Толщина стенки труб, мм Внутренний диаметр Масса 1 м трубы, кг
с короткой и нормальной длиной резьбы с удлиненной резьбой с короткой н нормальной длиной резьбы с удлиненной резьбой
7 179,7 33,4
8 8 177,7 37,8 38,1
194 193,7 9 9 175,7 42,2 42,5
10 10 173,7 46,5 46,8
12 12 169,7 55,0 55,2
14 165,7 63,5
7 205,1 38,2
8 203,1 43,2
219 219,1 9 9 201,1 48,2 48,7
10 10 199,1 53,1 53,6
11 197,1 58,5
12 12 195,1 62,8 63,3
7 230,5 42,7
8 228,5 48,2
245 244,5 9 9 225,5 53,9 54,7
10 10 224,5 59,5 60,3
11 222,5 65,8
12 12 220,5 70,5 71,3
14 216,5 82,0
7 259,1 48,0
273 273,1 8 257,1 54,4
9 255,1 60,7
10 253,1 66,9
12 249,1 79,3
8 282,5 59,5
299 298,5 9 280,5 66,4
10 278,5 73,3
11 276,5 80,2
12 274,5 .86,9
Таблица 2 Механические свойства обсадных труб
Показатели Группа прочности стали
с д к Е л м р_
Временное сопротивление разрыву, МПа 550 650 700 750 800 900 1100
Предел текучести, МПа Относительное удлинение, %: 320 380 500 550 650 750 12 950
при г6 18 16 12 12 12 12
при а10 14 12 10 1.0 10 10 10
213
Таблица 3 Размеры бурильных труб с высаженными внутрь концами и муфт к ним
Труба Муфта Масса, кг
Условный диаметр трубы, мм наружный диаметр, мм z толщина стенки, мм внутренний диаметр, мм наружный диаметр, мм длина, мм 1 м гладкой трубы двух высаженных концов (для одной трубы) муфты
60 60,3 7 9 4^,3 42,3 80 140 9,15 п,з 1,2 1,4 2,7
73 73,0 7 9 11 59,0 55,0 51,0 95 166 11,4 14,2 16,8 1,6 2,4 2,2 4,2
89 89,0 7 9 И 75,0 71,0 67,0 108 166 14,2 17,8 21,2 2,4 3,4 3,2 4,4
102 101,6 7 8 9 10 87,6 85,6 83,6 81,6 127 184 16,4 18,5 20,4 22,4 3,0 3,4 3,8 4,0 7,0
114 114,3 7 8 9 10 11 100,3 98,3 9э,3 94,3 92,3 140 204 18,5 20,9 23,3 25,7 28,0 4,6 5,8 6,0 6,6 6,4 9,0
Таблица 4 Группы прочности стали для бурильных труб и муфт к ним
Показатели Группа прочности стали
д Е Л М р т
Временное сопротивление аа, МПа, не менее 650 760 750 800 900 1000 1100
Предел текучести ат, МПа, не мен£е 380 500 550 650 750 900 1000
Относительное удлинение, %, не менее: 16 12 12 12 12 12 12
12 10 10 10 10 10 10
Относительное сужение после разрыва <р, %, не менее 40 40 40 40 40 40 40
Ударная вязкость ак, 105 Па, не менее 4 4 4 4 4 3 . 3
214
Таблица 5 Размеры и масса утяжеленных бурильных труб
Показатели Условный диаметр УБТ, мм
73 | 89 114 140
Диаметр, мм: наружный 95 108 146 . 178
проходного канала 32 38 75 80
Площадь поперечного сечения, см2: тела трубы 63 80 123 198
проходного канала 8,05 11,35 44,2 50,3
Масса 1 м трубы, кг 49 63 97 156
Таблица б Характеристика насосно-компрессорных труб
Условный диаметр, мм Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм 4 Внутренний диаметр, мм Высаженная часть, мм Муфта, мм Масса, кг
наружный диаметр длина до переходной части наружный диаметр длина 1 м гладкой трубы 3 -& Г 1 м трубы с муфтой (яри длине трубы 8 м)
Трубы гладкие
48 48,3 4,0 40,3 56,0 96 4,39 0,5 4,45
60 60,3 5,0 50,3 73,0 ПО 6,84 1,3 7,00
73 73,0 5,5 62,0 89,0- 132 9,16 2,4 9,46
7.0 59,0 11,39 11,69
89 88,9 6,5 76,0 - 107,0 146 13,22 3,6 13,67
102 101,6 6,5 88,6 121,0 150 15,22 4,5 15,76
114 114,3 7,0 100,3 132,5 156 18,47 5,1 19,09
Трубы с высаженными наружу концами
33 33,4 3/5 26,4 37,30 45 48,3 89 2,58 0,5 2,67
42 42,2 3,5 35,2 46,00 51 56,0 95 3,34 0,7 3,48
48 48,3 4,0 40,3 53,20 57 63,5 100 4,39 0,8 4,59
60 60,3 5,0 50,3 65,90 89 78,0 126 6,84 1,5 7,20
73 73,0 5,5 62,0 78,60 95 93,0 134 9,16 2,8 9,73
7,0 59,0 11,39 11,96
89 88,9 6,5 76,0 95,25 102 114,3 146 13,22 4,2 14,07
8,0 73,0 15,98 16,83
102 101,6 6,5 88,6 107,95 102 127,0 154 15,22 5,0 16,14
114 114,3 7,0 100,3 120,65 108 141,3 160 18,47 | 6,3 19,66
215
Таблица 7 Прочностная характеристика насоснб-компрессорных труб
Показатели Группа прочности стали Предел текучести, МПа Условный диаметр труб, мм
48 60 73 89 102 114
Страгивающая нагрузка д 380 119 208 294 446 459 567
резьбового соединения не- к 500 156 274 387 585 602 746
равнопрочных труб, кН Е 550 171,5 301,5 426 645 664 822
Л 650 203 356 503 760 782 969
М 750 234 411 580 877 903 1118
Растягивающая нагрузка, Д 380 211 330 443 639 737 896
при которой напряжение в К 500 278 435 583 840 970 1180
теле трубы достигает пре- Е. 550 306 447 641 925 1068 1297
дела текучести, кН Л 650 361 565 758 1092 1261 1534
м 750 412 652 874 1260 1455 1779
Внутреннее давление, при д 380 63,1 63,1 59,2 55,5 48,5 46,5-
котором напряжение в те- к 500 83,0 83,0 75,3 73,0 63,8 61,2
ле трубы достигает пре- Е 550 91,3 91,3 82,9 80,3 70,3 67,3
дела текучести, МПа Л 650 107,9 107,9 97,9 94,9 82,9 79,5.
м 750 124,5 124,5 113,0 109,5 95,7 91,8
Сминающее давление, д 380 40,8 43,2 39,5 39,5 31,3 29,7
МПа к 500 49,7 53,0 47,8 47,3 37,3 35,3
Е 550 56,7 60,4 54,7 54,1 42,0 39,8
Л 650 64,6 68,9 62,1 61,5 48,5 45,9
М 750 74,5 79,5 71,7 71,0 56,0 53,0
Площадь поперечного сечения трубы, см2 — — 5,56 8,68 11,66 16,70 19,41 23,6
Площадь поперечного сечения канала, см2 — — 12,75 19,87 30,19 45,36 61,62 79,0
Таблица 8 Техническая характеристика вышек башенного типа
Показатели В1-300-53 ВМ-41М. ВМ-28 ЭС-28-1С0 ЗС-28-80
Номинальная грузоподъемность на крюке, т 300 150 по 100 80
Высота, м 53 41 28 28 28
Размеры оснований, м: верхнего 2X2 2X2 2X2 2X2 2X2
нижнего 10X10 8X8 8X8 юхю 8X8
Высота проема ворот, м 10,5 8,0 8,0 12,0 12,0
Грузоподъемность козел, т 6 3 3 3 3
Масса, т 50,5 14,5 14,0 17,7 17,1 '
216
Т‘а блица 9 Основные параметры эксплуатационных мачт
Тип мачты Грузоподъемность, т Высота, м Расстояние между осями кос, м
МЭСН 15X15 15 15 4
МЭСН 17X25 25 17 4
МЭСН 22X25 25 22 4
Таблица 10 Техническая характеристика подъемников
Показатели Подъемник
АзИНМаш-43П 1 ЛПТ-8 | ЛПР-10Э
Наибольшее тяговое усилие на набегающем конце каната, кН 75,0 85,0 100,0
Скорость набегающего конца каната, м/с 0,9—4,0 1,12—5,36 1,5—7,2
Привод лебедки от двигателя Т-100МЗ Т-130 Два электродвигателя
Мощность привода, кВт 79,4 118 150
Емкость барабана лебедки (при навивке каната диаметром 15 мм), м 2000 2000 2000
Число тормозных шкивов 1 2 2
Диаметр тормозного шкива, мм 1000 1000 1120
Тормозные ленты:
ЧИСЛО 2 2 2
ширина, мм 120 160 160
Фрикционный материал Медноасбестовая плетенка Ретинакс Ретинакс
Габаритные размеры, мм:
длина 5950 6440 7000
ширина 2680 2750 2850
высота 3100 3000 2180
масса, кг 16 400 18 600 12 500
217
Таблица 11 Техническая характеристика унифицированных кронблоков и
Показатели Крон
КБЭ-1.25 КБЭ-20 ' КБЭ-32 КБЭУ-50 КБЭР-50
Грузоподъемность, т 12,5 20,0 32,0 50,0
Исполнение II
Число кацатных шкивов 2 а 4
Диаметр канатных шкивов по дну желоба, мм 400 450 560 670
Диаметр талевого каната, мм 16,0 18,5 22,5 26,0
Габаритные размеры, мм: длина ширина высота Масса, кг 342 540 498 102 420 600 558 162 484 720 688 390 642 850 800 529 2225 672 967 764
Таблица 12 Техническая характеристика унифицированных крюков и крю
Показатели Крюк
КрЭ-1,25 КрЭ-20 КрЭ-32 КрЭ-50
Грузоподъемность, т 12,5 20,0 32,0 50,0
Тип Однорогий Трех
Диаметр зева основного рога, мм 70 100 h 1
Радиус зева боковых рогов, мм — — 70 . 76
Расстояние между осями боковых рогов,' мм — — 155 170
Просвет серьги, мм 255 253 283
Усилие подъема амортизационной пружины, кН 2,0 3,0
Рабочий ход амортизационной пружины, мм 90 100
Число канатных шкивов — — — —
Диаметр канатных шкивов по дну желоба, мм — — — —
Диаметр талевого каната, мм — — — —
Габаритные размеры, мм: длина ширина высота Масса, кг 218 286 1008 61,2 300 1053 89,51 422 294 1353 72,4 516 326 1443 269,3
талевых блоков
блок Талевый фюк
КБЭ-80 К БЭР-80 КБЭ-125 К БЭР" 125 БТЭ-12.5 БТЭ-20 БТЭ-32 БТЭ-50 БТЭ-80 БГЭ-12,5
80,0 125,0 12,5 20,0 32,0 50,0 80,0 125,0
I II I II I II
6 1 2 3 5
800 400 450 560 670 800
28,0 16,0 18,5 22,5 26,0 28,0
780 840 895 1055 184 262 314 452 520 680
1020 2225 1020 2225 500 556 680 800 860 930
940 1045 940 1070 995 990 1255 1405 1740 1800
700 1000 1120 1520 105 181 288 517 950 1375
коблоков
Крюкоблок
КрЭ-80 КрЭ-125 КрБЭ-125 КрБЭ-20 КрБЭ-32 КрБЭ-50 КрБЭ-80 КрБЭ-125
80,0 125,0 12,5 20,0 32,0 50,0 80,0 125,0
рогий Однорогий Трехрогий
170 70 100 170
105 — — 70 76 105
230 — — 155 170 230
380 — — — — — —
15,0 — — — — — —
135 — — — — — —
— — 1 2 3 5
— — 400 450 560 670 800
— — 16,0 18,5 22,5 26,0 28,0
650 350 1800 400 750 400 2000 675 266 540 1343 159 306 556 1438 247 422 680 1848 430 474 800 2008 737 710 960 2800 1450 830 960 2900 2400
219
Таблица 13 Стальные канаты
Диаметр, мм
Каната центрального слоя первого слоя (внутреннего) втсрэго слоя седьмого слоя (наружного) Расчетная площадь сечения всех про- Расчетная масса 1000 м смазанного И оо
6 проволок 36 проволок 72 проволоки 72 проволоки волок, мм* каната, кг сумманное всех проволок в канате каната в целом
10,0 11,5 12,5 13,5 15,0 16,0 17,5 18,5 19,5 21,0 22,5 26,0 28,5 30,0 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 . 0,75 0,80 0,85 0,90 0,95 1,10 1,20 1,30 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 1,05 1,15 1,20 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 1,05 1,15 1,20 0,60 0,70 0,75 0,85 0,95 1,00 1,Ю 1,15 1,20 1,30 1,40 1,60 1,80 1,90 34,88 46,05 54,44 68,21 83,55 94,69 112,63 125,51 139,12 160,67 183,79 243,98 302,18 334,25 335,6 443,0 524,0 656,5 804,0 911,0 1085,0 1201,0 1340,0 1546,0 1745,0 2350,0 2910,0 3216,0 157,50 175,50 194,50 224,50 257,00 341,50 423,00 467,50 134,00 149,00 165,50 191,00 218,00 290,00 395,50 397,50
Таблица 14 Основные параметры шарошечных долот] для сплошного буре
Диаметр долота, мм Предельное отклонение диаметра долота, мм Высота долота, и Диаметр корпуса, долота, мм Тип резьбовой головки
двух- и трех-• шарошечного одношарошечного
46 ±0,75 90 43 и
59 120 56
76 120 72
93 160 90
97 175 94
112 175 109
118 205 115
132 ±1,0 200 128
140 235 266 . 136 п
145 235 141
' 151 245 147
161 245 320 157
172 ±1,25 250 168 Е
190 275 350 175
214 300 360 208 Л
243 320 237
220
Маркировочная группа по временному сопротивлению разрыва, МПа
160Э 1700 1800 2000
Расчетное разрывное усилие, кН (не менее)
суммарное всех проволок в канате каната в целом суммарное всех проволок в канате каната в целсм суммарное всех проволок в канате каната в целом суммарное всех проволок в канате каната в целом
55,80 73,65 87,10 109,00 133,50 151,50 180,00 200,50 222,50 257,00 294,00 390,00 483,00 534,50 47,40 62,60 74,00 92,75 113,50 128,50 153,00 170,50 189,00 218,50 249,50 331,50 410,50 454,50 59,25 78,25 92,50 115,50 142,00 160,50 191,00 213,00 236,50 273,00 312,00 514,50 513,50 568,00 50,35 66,50 78,65 98,55 120,50 136,50 152,50 181,00 201,00 232,00 265,00 352,50 436,50 482,50 62,75 82,85 97,95 122,50 150,00 170,00 202,50 225,50 250,00 290,00 330,50 439,00 543,50 601,50 51,95 68,55 81,05 101,50 124,00 141,00 167,50 186,50 207,00 239,00 272,50 363,00 450,00 497,50 69,75 92,10 108,50 136,00 167,00 189,00 225,00 251,00 278,00 321,00 367,50 487,50 604,00 668,50 56,65 74,80 88,45 110,50 135,50 153,50 183,00 203,50 226,00 261,00 298,50 396,00 491,00 543,00
НИЯ
Присоединительная резьба Длина резьбового ниппеля, мм Суммарное сечение промывочных каналов, см1 Допустимая осевая, на гр узка, кН Масса, кг
3-33; ГОСТ 8482—57 40 1,7 15,0 1,0
3-41; ГОСТ 8467—57 - 45 1,7 20,0 1,5
3-42; ГОСТ 7918—75 50 1,7 35,0 2,0
3-50; ГОСТ 7918—75 60 2,5 40,0 3,5
3-62; ГОСТ 5286—75 70 2,5 50,0 4,2
3-63,5; ГОСТ 7918—75 70 2,5 60,0 5,0
3-76; ГОСТ 5286—75 88 4,0 60,0 6,5 '
3-63,5; ГОСТ 7918—75 70 . 70,0 8,0
3-88; ГОСТ 5286-75 96 100,0 11,8
6,0 120,0 12,9
150,0 13,9
16,0
3-121; ГОСТ 5286—75 102 9,0 180,0 18,0
10,0 220,0 21,8
13,5 260,0 37,8
17,0 300,0 48,3
221
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Амиров А. Д„ Овнатанов С. Т., Яшин С. А. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1975.
2. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Куйбышев, Изд. ВНИИТнефть, 1976.
3. Инструкция по ремонтно-изоляционным работам с применением пеноцементных растворов. Изд. ВНИИ, 1980.
4. Муравьев В. М. Справочник мастера по добыче нефти, М., Недра, 1975.
5. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1979.
6. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. 2-е изд., перераб. и доп. Под ред. проф. А. И. Булатова, М., Недра, 1981.
7. Элияшевский И. В., Орсуляк Я. М., Сторонский М. И. Типовые задачи и расчеты в бурении. М., Недра, 1974.
8. Юрчук А. М., Истомин А. 3. Расчеты в добыче нефти. М., Недра, 1979.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Глава I. Некоторые задачи о физических свойствах нефтегазосодержащих пород 3
Определение пористости и проницаемости нефтесодержащих пород . . 3.
Определение гранулометрического (механического) состава пород . . 4
Определение удельной поверхности породы ............................ 5
Определение термических свойств горных пород....................... 5
Определение температуры на забое скважины при циркуляции рабочей жидкости во время ремонта.......................................... 7
Глава II. Обследование и исследование скважин - 8
Исследование скважин методом установившихся режимов работы . . 8
Исследование скважин при неустановившихся режимах работы ... 12
Расчет давления в сКважинё при использовании различных промывочных жидкостей......................................................... 16
Определение относительного давления в системе скважина — пласт . . 17
Определние плотности бурового раствора, применяемого для предупреждения выброса.................................................. 18
Определение снижения давления на пласт после подъема промывочных труб........................................'....................... 20
Определение изменения температуры по длине эксплуатационной колонны 21
Глава III. Наземные сооружения, оборудование и инструмент 24
Выбор вышки, оборудования и оснастки талевой системы для производства работ в скважине ....... ...................24
Определение коэффициента запаса прочности вышки......................27
Определение горизонтальной составляющей нагрузки от массы свечей 29
Выбор диаметра и типа каната для оснастки талевой системы . . . 30
Определение числа рядов талевого каната на барабане лебедки подъемника ..............................................................30
Определение скорости подъема крюка...................................32
Определение числа труб, поднимаемых на каждой скорости подъемника 33
Определение времени на спуск и подъем инструмента....................34
Расчет талевого каната на прочность..................................35
Проверочный расчет талевого каната на прочность ....... 36
Определение потребной длины талевого каната ....................... 37
Определение нагрузки на крюке при спуке колонны в искривленную скважину........................................................... 37
Глава IV. Ремонтно-исправительные работы 38
Ремонт и герметизация устья скважин .................................38
Исправление дефектов в колонне .................................... 38
Метод одновременного определения места негерметичности эксплуатационной колонны и ее ремонта цилиндрическими обечайками, изготовленными из полосовой стали и других материалов ........................ 40
Расчет натяжения обсадных колонн................................... 44
Определение влияния температуры и давления на работу эксплуатационной колонны......................................................... 48
Определение удлинения эксплуатационной колонны ....... 49
Расчет установки пакеров и якорей .......................... ..... 50
223
Глава V. Изоляционные и возвратные работы 53
Некоторые данные о тампонажных материалах.............................53
Расчет цементирования скважин . ....................................55
Расчет колонны заливочных труб . .......................60
Определение глубины установки конца заливочных труб при цементировании скважины под давлением через отверстия фильтра или дефект в колонне...............................................................62
Расчет цементирования скважины под давлением...........................63 '
Определение гидравлических сопротивлений ............................ 67
Цементирование нефтецементным раствором...............................70
Цементирование пеноцементным раствором................................72
Цементирование с применением пакеров................................ 75
Цементирование тампонажными смесями...................................77
Определение нагрузки, действующей при цементировании эксплуатационной колонны.......................................................... 78
Регулирование свойств тампонажного раствора 79
Определение качества цементирования скважин ..........................80
Глава VI. Крепление пород призабойной зоны скважин и способы ликвидации песчаных пробок 81
Ограничение поступления песка в скважину .............................81
Выбор песка для гравийного фильтра.................................. 83
Крепление пород призабойной зоны......................................85
Промывка скважин для удаления песчаных пробок.........................91
Определение глубины установки промывочного устройства в скважине, эксплуатирующейся компрессорным способом.............................92
Определение глубины установки промывочного устройства в глубиннонасосных скважинах..................................................... 94
Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки 95
Чистка песчаных пробок в скважинах с помощью гидробура .... 107
Глава VII. Ловильные работы 110
Определение допустимой растягивающей нагрузки на ловильный инструмент .............................................................: 111
Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченных бурильных или НКТ.................................................... 112
Определение основных показателей при ликвидации аварий по ускоренной технологии.......................................................113
Определение силовых параметров для расхаживания труб при ловильных работах по ускоренной технологии ............................... 117
Определение числа оборотов бурильной колонны при ловильных работах 118
Определение длины неприхваченной части бурильной колонны . 120
Определение' давления в насосе гидравлического домкрата .... 122
Определение глубины поломки бурильных труб..........................124
Расчет нефтяной (водяной, кислотной) ванны.......................125
Глава VIII. Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин 130 >
Гидравлический разрыв пласта.........................................130
Определение потерь напора в перфорационных отверстиях .... 140
Определение экономической эффективности гидравлического разрыва у
пласта ............................................................14 Г
Гидропескоструйная перфорация .....................................143 ‘
Определение гидравлических потерь..................................148
Обработка призабойной зоны скважин соляной кислотой................161
Термокислотная обработка .......................................... 165
Глава IX. Зарезка и бурение второго ствола 172
Выбор конструкции скважины, восстанавливаемой методом зарезки и бурения второго ствола ................. 173
224
Определение длины окна..............................................
Определение оптимального отклонения нового забоя от старого при зарезке и бурении второго ствола......................................1 'В
Режим бурения.........................................................1~9
Определение осевой нагрузки на долото ............................... 279
Определение подачи насоса ........................................... 182
Определение подачи поршневого насоса..................................183
Определение диаметра втулки насоса .................................. 183
Определение скорости и времени подъема частиц выбуренной породы 184
Определение скорости истечения бурового раствора из насадок долота 185
Определение гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе при бурении второго ствола .......................................... 1'5
Определение количества глины и воды, потребных для приготовления глинистого раствора заданной плотности..............................189
Определение количества утяжелителя, расходуемого для повышения плотности бурового раствора ......................................... 190
Определение количеств бентонитовой глины, утяжелителя и воды, необходимых для приготовления утяжеленного раствора заданной плотности 191 Выбор плотности бурового раствора, применяемого для предотвращения поглощения жидкости...................................................192
Расчет эксплуатационной колонны ..................................... 193
Спуск эксплуатационной колонны........................................196
Расчет цементирования эксплуатационной колонны ...................... 200
Расчет цементирования хвостовика .................................... 207
Определение объема буферной жидкости, необходимой для цементирования эксплуатационной колонны ........................................ 208
Приложения ...........................................................212
Список литературы................................................... 222
Алекпер Багирович Сулейманов Каро Амбарцумович Карапетов Александр Степанович Яшин
Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин
Редактор издательства Е. Л. Петрова
Обложка художника К- В. Голикова
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор Е. С. Сычева
Корректор Т. Ю. Шаманова
ИБ № 4367
Сдано в набор 21.12.53. Подписано в печать 06.03.84.
Формат 60X901/ 1в. Бумага типографская № 3. Гарнитура .Литературная" • Усл. печ. л. 14,0. Усл. кр.-отт. 14,37. Уч.-над. л. 14,82.
Заказ 3344/8931--5. Цена 45 коп.
Т-06853.
Печать высокая.
Тираж 6503 ькз-
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12,Третьяковский проезд.
Ордена Октябрьской Революции п ордена Трудового Красного Знамени Первая Образцовая типография имени А. А. Жданова Союэнолиграфпрома при Государственном комитете СССР но делам издательств, полиграфии и книжной торговли. Москва, М-54, Валовая, 28
45 коп.
Недра