Шаронов_КР1-1. Курсовой проект По дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
 Скачать 2.69 Mb.
|
3.2. Расчетная частьРассчитаем весь комплекс подготовительных и основных ремонтно-изоляционных работ в скважине №268, дающую высокообводненную продукцию с обводненностью 98,9%. Среди ремонтно-изоляционных работ будут рассчитаны закачки различных тампонажных материалов: цементный, пеноцементный и нефтецементный растворы. Поскольку источник воды в скважине – нижние отверстия фильтра (залежь водоплавающая), то тампонирование будет осуществляться именно нижних пропластков, что можно видеть на профиле рис. 3.2.1. На данном рисунке видно, что пласт сильно расчленен и имеет пропластки (интервалы), чередующиеся непроницаемыми прослоями. Обводнение наступает из нижних, обводняющихся отверстий фильтра. Поскольку рассчитываемая скважина №268 не попадает на участок профиля прямой, то рассматривается ее проекция на данный профиль и геологические строение в месте вскрытия пласта скважиной берется приближенно, что указано зеленым цветом на структурной карте рис. 3.2.1.  Рис. 3.2.1 – Положение рассчитываемой скважины №268 по отношению к профилю Основные этапы расчетной методики состоят из: 1) определения типа цемента и выбор соответствующего условиям работ цементного раствора или иного тампонажного материала. 2) определение глубины спуска заливочных труб 2) расчета подбора двухступенчатой колонны заливочных труб 3) расчет тампонирования скважины скважины под давлением через отверстия фильтра одним из перечисленных тампонажных материалов. Исходные данные для скважины №268 1. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Dв = 128 мм 2. Глубина верхних отверстий фильтра Hвдп = 2287 м 3. Глубина нижних отверстий фильтра Hндп = 2290 м 4. Дебит скважины Q = 95 м3/сут = 0,067 м3/мин 5. Обводненность жидкости f = 98,9 % 6. Плотность пластовой воды ρв = 1,175 т/м3 7. Плотность нефти ρн = 0,843 т/м3 8. Пластовое давление Pпл = 23,2 МПа 9. Давление на забое при работе Pзаб = 3,33 МПа 10. Температура на забое Tзаб = 51 ℃ 3.2.1 Расчет цементирования скважины под давлением через отверстия фильтраДля расчета цементирования скважины необходимо задаться типом цемента. Учитывая забойную температуру 51 ℃ выберем из таблицы 3.2.1.1 цемент для горячих скважин «ГЦ» с плотностью тампонажного раствора ρцр = 1,85 г/см3 при жидкостно-цементном отношении m = 0,5 и плотности цемента ρц = 3,15 г/см3 и временем затворения Tзат = 120 мин. Таблица 3.2.1.1 – Плотность тампонажных цементов и раствора
Глубину установки конца заливочных труб определяют по формуле:  где l1 = (Hндп – Hвдп) - интервал отверстий фильтра, м; ρцр — плотность цементного раствора, кг/м3; ρж — плотность буферной жидкости, находящейся в скважине, кг/м3. Примем плотность буферной жидкости равной плотности вытесняемой скважинной жидкости, рассчитав последнюю по следующей формуле:  Тогда глубина установки заливочных труб равна:  что на пять метров выше верхних отверстий фильтра. Расчет подбора двухступенчатой колонны заливочных труб Рассчитаем длины двухсекционной колонны заливочных труб с наружными диаметрами 73 и 89 мм (расчет секций колонны труб ведется снизу-вверх). Толщины стенок δ1 = 5,5 мм и δ2 = 6,5 мм соответственно. Для этого выберем сталь с группой прочности Д. Начнем расчет с первой (нижней) секции.  где Q’стр – предельная страгивающая нагрузка на резьбовые соединения для первой секции труб диаметром 73 мм, кН (из таблицы 3.2.1.2); K – запас прочности, принятый равным 1,5; q1 – масса одного погонного метра труб 73 мм с учетом муфты, кг/м (из таблицы 3.2.1.3), g – ускорение свободного падения м/с2. Таким образом из таблиц находим Q’стр = 294 кН, а q1 = 9,46 кг/м. Получаем:  Рассчитаем допустимую длину для второй секции труб диаметров 89 мм.  где Q’’стр – предельная страгивающая нагрузка на резьбовые соединения для второй секции труб диаметром 89 мм, кН (из таблицы 3.2.1.2); q2 – масса одного погонного метра труб 89 мм с учетом муфты, кг/м (из таблицы 3.2.1.3). Таблица 3.2.1.2 – Прочностная характеристика насосно-компрессорных труб
Таблица 3.2.1.3 – Характеристика насосно-компрессорных труб
Таким образом из таблиц находим Q’’стр = 446 кН, а q2 = 13,67 кг/м. Получаем:  Поскольку глубина спуска заливочных труб, найденная на предыдущем шаге составила 2282 м, то длина второй секции определится по выражению:  что меньше допустимой длины (210 < 756), а значит расчет колонны завершен. Расчет цементирования скважины под давлением через отверстия фильтра Рассчитаем допустимое время цементирования:  Определим объем колонны заливочных труб:   где dВ1 и dВ2 — соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром 73 и 89 мм, м; h1, h2 — соответственно длина секций колонны заливочных труб, м; Δ — коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01 — 1,10 (принимаем 1,02). Рассчитаем внутренние диаметры секций труб:   Дальнейшим этапом определяется приемистость скважины на различных режимах работы цементировочного насоса на воде. Данную величину также можно рассчитать, зная коэффициент продуктивности обводненной скважины и рассчитав репрессию на пласт, вычислив забойное давление Pзаб при условии заполнения всей колонны водой и создании избыточного давления насосом на устье Pуст. В таблице 3.2.1.4 представлена техническая характеристика насоса 9Т цементировочного агрегата ЦА-320М. Приемистость скважины:  где Q – известный дебит скважины м3/сут, Pпл – пластовое давление 23,2 МПа, Pзаб – забойное давление в режиме работы (все величины указаны в исходных данных). Рассчитаем гидростатическое давление водного столба в скважине:  Выберем насос на III передаче при диаметре втулок 100 мм. В таком случае оптимальная подача, развиваемая насосом, будет составлять qv = 5,2 дм3/с при развиваемом давлении Pv = 18 МПа. Приемистость пласта при данном режиме работы насоса определяется следующим образом: Забойное давление:  Создаваемая репрессия на пласт составит:  Поглощение пластом (приемистость) составит:  Таблица 3.2.1.4 – Техническая характеристика цементировочного насоса 9Т
Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320М.  Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320 М на той же передаче  Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт  где То — время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5—10 мин). Определим объем тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 26,45 мин:  Поскольку данная величина меньше расчетного объема раствора, то тампонирование будет осуществляться в три этапа. Поэтому принимаем Vтр = 2,272∙3 = 6,8 м3. Определим плотность тампонажного раствора по формуле:  где m — жидкостно-цементное отношение; ρц и ρж — плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м3. Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 6,8 м3 раствора, определяем по формуле:  Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:  где K1 — коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин K1 = l,01). Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяем по формуле:  где K2 — коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин K2 = l,05). | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||