Расчет объема жидкости и количества циклов глушения скважины.
· Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.
· Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:
Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:
— внутренний диаметр э/к d-127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7мм);
— внутренний диаметр э/к d-146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);
— внутренний диаметр э/к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).
 |
Формула определяющая объем жидкости вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):
где : dнкт-dнктВ— соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ,
Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:
 |
Средневзвешенный диаметр штанг определяется:
· Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле:
 |
· Количество циклов определяется:
Кц=VэкО/V1ц
Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.
При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:
V2ц=VэкО-V1ц+3, м 3
При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:
V3ц=V1ц+3, м 3
объем второго цикла
V2ц=VэкО=V1ц-V3ц,м 3 ;
При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:
V4ц=V1ц+3; V2ц=V1ц,
объем третьего цикла вычисляется по формуле:
Особенности методов расчета глушения скважины
Глушением скважины называется процесс, который направлен на создание обратного давления на горные пласты и прекращение появления флюида породы. Расчет глушения скважины, цели и задачи которого состоят в обеспечении особых условий при ее бурении, производится на стадии до текущих ремонтных работ либо до капремонта скважины. Главным требованием считается соблюдение правил безопасности производства, а также предупреждение выбросов энергоресурсов (нефти и газа) в процессе работы.
Основные особенности процесса
Глушение скважины может производиться несколькими методами: чаще всего для этого используют специальные жидкости или пену. Благодаря этим веществам можно создать нужный уровень давления в забое, который превысит показатель пластового. Растворы могут быть на водной основе с содержанием солей или элементов для придания определенной густоты, а в качестве пены применяются двух- и трехфазные составы.
Замена жидкости в забое приводит к промыванию всей скважины, при этом обязательно нужно учесть в расчетах показатели насосно-компрессионных труб до максимально допустимого уровня. Требуется принять во внимание при расчете и замену жидкости на участке устья, которая осуществляется по очереди; при этой работе применяется раствор, которым заполняется вся скважина. Необходимо внимательно отнестись к качеству раствора, его физиологическим характеристикам (плотность, состав и т.д.), равно как и при использовании пены.
Ключевые требования к растворам для глушения скважин
Среди основных требований, которые выдвигаются к жидкостям, используемым в глушении скважин, можно назвать следующие:
Если в ходе метода расчета глушения скважины нужно улучшить либо воссоздать необходимые свойства ствола, жидкость может иметь в составе добавки, которые могут снизить натяжение на пограничной полосе с нефтяным продуктом, усилить водоотталкивающую функцию, снизить процент водного насыщения и т.д. Это могут быть различные реагенты или поверхностно-активные вещества, а также ингибиторы. Благодаря использованию таких растворов можно уменьшить время вывода скважины в режим готовности, увеличить полезный объем добываемого продукта, во многом по причине снижения процента содержания воды.
Цели расчетов и задачи процесса
При осуществлении работы по расчетам и глушению нефтяной скважины необходимо определить ряд целей и задач, которые актуальны при работе с жидкостями:
При повышенном температурном режиме раствор с качественным составом имеет свойства устойчивости к перепадам температур, а также морозостойкости, что актуально в осенне-зимний период. Кроме того, жидкость не должна иметь токсичных элементов в составе, она должна быть огнестойкой и безопасной с точки зрения подверженности взрывам.
Вычисление объема растворов
Чтобы произвести методы расчета глушения скважин для горных пластов под нефтяную скважину, необходимо провести несколько действий; важно также соблюсти требования правил по безопасности. Для правильного вычисления объема жидкости, которая нужна для глушения, нужно узнать объем самого столба. При этом берется во внимание не только объем НКТ, но и толщина трубочных стенок, а также глубина, на которую их предстоит опустить.
При вычислении объема жидкости необходимо произвести нижеописанные методы расчетов.
V жг = (V эк – V нкт – V шт)*Кз
измеряется в кубометрах.
V нкт = (пх(d – d 1)/ 4) х Hсп
Эффекты отклонений при изменениях в плотности раствора
При чрезмерном впитывании жидкости, которая используется при глушении нефтяной скважины, требуется использовать специальные средства для блокировки данного эффекта. При этом нужно вычислять плотность раствора, для чего берется метод расчета по формуле выявления давления, которое находится в прямой зависимости от уровня жидкости, превышающего давление горного пласта. Отклонения по показателям растворной плотности не должны превышать 20 кг на кубометр в любую сторону.
Уровень коррозийного давления должен быть как можно ниже. Используемый раствор не должен кристаллизоваться при наступлении холодов, т.е. ему необходимо иметь термоустойчивые свойства. Требуется также контролировать уровень плотности раствора, степень его вязкости. В случаях, если разработка и последующее глушение нефтяной скважины производится в пластах, содержащих сероводородные месторождения, раствор должен нейтрализовать его воздействие на шахту.
Для того, чтобы замена раствора на свежий при глушении скважины уложилась в один цикл, необходимо вычислить при расчетах удельный вес по следующей формуле:
pж = P пл х (1 + П) / Н х 0,098
Особенности глушения скважины за единичный цикл
Проводить глушение в таких условиях становится возможным при соблюдении ряда аспектов:
Также методы глушения скважин могут производиться при использовании минимального объема раствора с крупным удельным весом. Суть метода расчета в данной ситуации заключается в том, что жидкость в пластах и сама нефть начинают расслаиваться, когда флюид, который расположен в шахте, неподвижен. Изначально считается, что при закрытой скважине происходит распад воды в стволе на различные фракции, а расположенная под насосным оборудованием жидкость считается водой в горных пластах.
Заглушка может проводиться в течение цикла, а раствор, используемый при этом, должен иметь повышенный показатель плотности. Подобные методы глушения скважин могут быть применены при соблюдении следующих правил:
Потребуется узнать плотность жидкости, используемой для глушения скважины, на объем столба при спуске, при котором давление воды будет иметь нужный показатель.
В процессе будет происходить смешение тяжелого раствора с водой в пластах породы, когда первый будет оседать. Сама вода при этом залегает ниже точки приема насосного оборудования. Долив жидкости при методике глушении нужно проводить посредством удельного веса самого раствора, который имеет средний арифметический показатель по всему стволу. Формула метода расчета для глушения:
pж = (P пл х (1 + П) – Р н ) / Н х 9.8 х 10.6
Особенности метода глушения скважин с применением пены
Перелив пены из ствола может происходить по следующим причинам:
Данные процессы при глушении случаются единовременно, и если вся энергия, которая приводит к расширению пены, равна росту ее объема, а также затратам на трение, перелив заканчивается.
Таким образом, чтобы перелива субстанции из ствола не произошло, глушение должно производиться с учетом закачивания некоторого количества раствора не только между трубой и пластами, но и в саму трубу. Давление раствора в этом случае уравновешивает давление, которое образуется от самой пены, поскольку происходит ее расширение от перепада температур, наличия дополнительного тепла и упругости.
Общая формула зависимости:
Ргр = Ртр п + Ртра + Pv
Показатель ргр уточняется по промысловой информации в ходе глушения.
Расчет объема жидкости и количества циклов глушения скважины.
· Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.
· Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:
Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:
— внутренний диаметр э/к d-127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7мм);
— внутренний диаметр э/к d-146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);
— внутренний диаметр э/к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).
 |
Формула определяющая объем жидкости вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):
где : dнкт-dнктВ- соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ,
Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:
 |
Средневзвешенный диаметр штанг определяется:
dштСр=((dшт1 х h1) + (dшт2 х h2) + (dшт3 х h3)/Hсп
· Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска насоса.
 |
· Количество циклов определяется:
Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.
При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:
При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:
объем второго цикла
При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:
объем третьего цикла вычисляется по формуле:
Расчет необходимого объема жидкости глушения
Для определения необходимого объема жидкости глушения необходимо рассчитать внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО. Необходимый объем жидкости глушения для проведения ремонтных работ можно определить по следующее формуле:
Vвн.э.к. — объем эксплуатационной колонны, м 3
Нскв — длина скважины, м.
Dвн.э.к. — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.
Kзап — коэффициент запаса учитывающий объем поглощения жидкости глушения
Vнкт — объем жидкости, вытесняемый телом НКТ, м 3
dвнеш.нкт — внешний диаметр НКТ, м;
dвнутр.нкт —внутренний диаметр НКТ, м;
Нсп — глубина спуска ГНО, м.
Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ) до искусственного забоя.
Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). Т.е. он должен обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме.
Дата добавления: 2015-04-20 ; просмотров: 33 | Нарушение авторских прав
крс. крс практ 4. Практическая работа 2 Глушение скважин
Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ) до искусственного забоя.
Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). Т.е. он должен обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме.
Величина запаса жидкости глушения составляет 10% от объема.
4.3 Регулирование свойств жидкости глушения
Количество воды в литрах, необходимой для добавления в 1м3 исходного раствора
с целью снижения плотности раствора до заданной, можно определить по формуле:
Где pв – плотность воды кг/м3
pисх – плотность исходного раствора кг/м3
pзад – плотность заданного раствора кг/м3.
В случае недостаточной плотности жидкости глушения следует дорастворить в ней дополнительный объем солей или утяжелителя.
Расход утяжелителя G, необходимого для повышения плотности 1 м 3 раствора, определяют по формуле:
где 1 – плотность жидкости глушения до утяжеления, кг/м 3 ;
2 – плотность утяжеленного раствора, кг/м 3 ;
n – влажность утяжелителя.
Пример Расчета требуемой плотности жидкости глушения
1. Расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации Н=2500м
Пластовое давление Р = 270 атм. (27 Мпа)
Коэффициент безопасности работ 0,05
2. Пластовое давление 28,5 МПа
Запас безопасности 0,05
Глубина спуска насоса 2300м
Расстояние от устья до верхних отверстий перфорации 2600м
Под насосом находится пластовая вода pж=1030кг/м3
Давление, создаваемое поднасосной жидкостью:
Рн = 1030*9,8*(2600-2300)=3028200 Па = 3,03 Мпа
Плотность жидкости глушения:
Диаметр эксплуатационной колонны скважины D н=146мм.
внутренний D =126мм.
Диаметр спущенных НКТ d =73мм.
Внутренний диаметр d 1 =62мм.
Глубина спуска Н сп =2435м
Глубина скважины H =2604м.
V эк =2604*3,14*0,126 2 / 4 = 32,45 м 3
Рассчитаем объем жидкости глушения :
Задача – снизить плотность раствора до 1100кг/м3
Количество добавляемой воды в литрах
G = 1010*(1180 – 1100)/(1100-1010) = 1010*0,89 = 899 литров
Произвести расчет плотности и необходимого объема жидкости для глушения скважины, отрегулировать плотность раствора до 1050 кг/м3. Сделать вывод на основе изученного теоретического материала и расчетных данных работы, выбрать ЖГ. Дать характеристику выбранному оборудованию для процесса глушения. Исходные данные по вариантам в табл. 7 и 8.
Варианты в таблице 7 и 8. Из табл. 7 берутся данные по последней цифре зачетной книжки, а из табл. 8 – по предпоследней цифре зачетной книжки.
Таблица 7
| № задания | Проектная эксплуатационной колонны, мм | Пластовое давление, МПа | Интервал продуктивного пласта, м | |
| 0 | 2400 | 127 | 24,4 | 2325-2350 |
| 1 | 2800 | 146 | 28,4 | 2720-2750 |
| 2 | 2300 | 114 | 23,4 | 2230-2250 |
| 3 | 2500 | 114 | 25,4 | 2435-2450 |
| 4 | 3000 | 168 | 30,5 | 2938-2950 |
| 5 | 2700 | 140 | 27,4 | 2640-2650 |
| 6 | 2350 | 127 | 23,7 | 2280-2300 |
| 7 | 2600 | 146 | 26,4 | 2536-2550 |
| 8 | 3100 | 168 | 31,5 | 3030-3060 |
| 9 | 2550 | 168 | 25,8 | 2480-2500 |
Таблица 8
| № задания | Диаметр эксплуатационной колонны, мм | Дополнительное условие | Δ – толщина стенки эксплуатационной колонны, мм | Диаметр НКТ, мм |
| 0 | 127 | 100% обводненность поднасосной жидкости в условиях отстоя | 7 | 73 |
| 1 | 146 | На буфере скважины отмечено избыточное давление (1030 кг/м3) | 7 | 73 |
| 2 | 114 | На буфере скважины отмечено избыточное давление (1030 кг/м3) | 7 | 73 |
| 3 | 114 | Полная замена скважинной жидкости жидкостью глушения | 7 | 73 |
| 4 | 168 | 100% обводненность поднасосной жидкости в условиях отстоя | 7 | 73 |
| 5 | 140 | Полной замене скважинной жидкости жидкостью глушения | 7 | 73 |
| 6 | 127 | На буфере скважины отмечено избыточное давление (1030 кг/м3) | 7 | 73 |
| 7 | 146 | 100% обводненность поднасосной жидкости в условиях отстоя | 7 | 73 |
| 8 | 168 | На буфере скважины отмечено избыточное давление (1030 кг/м3) | 7 | 73 |
| 9 | 168 | 100% обводненность поднасосной жидкости в условиях отстоя | 7 | 73 |
Требования к отчету
Общие требования к оформлению отчета.
Отчет выполняется на листе формата А; шрифт размером 12, отступ 1.5
В структуре отчета должны быть следующие пункты.