Файл: 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 27.04.2024
Просмотров: 92
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
м3;
м3;
м3;
м3;
м3;
м3;
м3.
Далее рассчитываются значения
и 
для каждого объема закачиваемых жидкостей при различных режимах работы цементировочных агрегатов [16].
При объеме
перед закачкой тампонажного раствора скважина заполнена только промывочной жидкостью. Гидравлические составляющие давлений 
и отсутствуют. В скважине действуют только гидростатические составляющие этих давлений.
МПа;
МПа.
При объеме
, расчет гидродинамического давления в трубах 
для столба промывочной жидкости.
Определяется значение для закачанного объема буферной жидкости, при режиме работы цементировочного агрегата на второй передаче с производительностью 
кПа.
Определение значения
для объема промывочной жидкости в кольцевом пространстве при том же режиме работы цементировочного агрегата
Па.
Определяется значение
и 
по формулам
МПа;
МПа.
Далее расчеты производятся аналогично. Результаты расчетов заносим в таблицу 47. Расчеты давлений и производятся для цементировочного агрегата ЦА-320М при диаметре втулок 115 мм.
По результатам расчетов строятся графические зависимости для обоснования режима закачивания и продавливания тампонажного раствора (рисунок 9), а на рисунке 10 схема расстановки тампонажной техники при цементировании эксплуатационной колонны.
Анализируя полученные значения и графики, принимаем следующие решения по режимно-технологическим параметрам процесса цементирования:
Операция цементирования начинается ЦА-320М, который закачивает 10 м3 буферной жидкости на IV скорости с производительностью 10,7 л/с. При закачки облегченного тампонажного раствора в объеме 54,04 м3 давление на цементировочной головки снижается ниже нуля. Возникает разрыв сплошности потока. Максимальная величина отрицательного давления в этот момент составляет -2,0 МПа. Для предупреждения разрыва сплошности потока в кольцевом пространстве на устье необходимо создать противодавление равное 2,0 МПа. При этом давление на цементировочной головке на забое скважины возрастет на эту же величину, то есть на 2,0 МПа. Проверяем условия, чтобы давления на забое не превысило давления гидроразрыва. При создании противодавления равное 2,0 МПа, давление на забое возрастет до 41,2 МПа. Давления гидроразрыва составляет 44,24 МПа, условие выполняется. После того как облегченный тампонажный раствор будет закачан, цементировочные агрегаты ЦА-320М начинают качать бездобавочный тампонажный раствор в V=9,96 м3 приготовленный смесительной машиной УС6-30. При закачке бездобавочного тампонажного раствора давление на цементировочной головки снижается ниже нуля. Возникает разрыв сплошности потока. Максимальная величина отрицательного давления в этот момент составляет -3,2 МПа. Для предупреждения разрыва сплошности потока в кольцевом пространстве на устье необходимо создать противодавления равное 3,2 МПа. После закачки тампонажных растворов, цементировочные агрегаты ЦА-320М начинают продавку с общей производительностью 21,4 л/с. Закачку первой порции продавочной жидкости осуществляем на IV скорости. При закачке второй порции продавочной жидкости переходим на III скорость, а третьей порции на II скорость. Последние 1,5 м
3 продавочной жидкости в целях предупреждения гидравлического удара следует закачивать одним агрегатом ЦА-320М на II скорости с наименьшей производительностью.
Продолжительность процесса цементирования складывается из времени необходимого для приготовления начальной порции тампонажного раствора для заполнения его осреднительной емкости, освобождения разделительной пробки, на закачку тампонажного раствора в обсадную колонну продавочной жидкости [4].
Время цементирования
определяется по формуле
(117)
где 600…800 с – время на возможную остановку цементировочных агрегатов в процессе цементирования;
= 13,9 + 30,58+ +38,51+13,3 = 96,29 мин = 1,60 ч.
Время , как правило, не должно превышать 75 % от срока начала загустевания тампонажного раствора 
(118)
Для бездобавочного цемента время загустевания
, 
,
.
Таблица 47 – Давление
для всех видов объемов прокачиваемых жидкостей
A
B
C
Давления на цементировочной головке
- давление на II-ой скорости - давление на III-ей скорости
- давление на IV-ой скорости
Давления в кольцевом пространстве
- давление на II-ой скорости - давление на III-ей скорости
- давление на IV-ой скорости - давление гидроразрыва
Давления на цементировочной головке и в кольцевом пространстве для каждой скорости с учетом создания противодавления отмечены на графике пунктирной линией
Рисунок 9 – Зависимость давлений на цементировочной головке и в кольцевом пространстве на
забое от производительности цементировочных агрегатов и объема закачиваемых
жидкостей
Рисунок 10 – Схема расстановки тампонажной техники при цементировании эксплуатационной колонны
2.26 Обоснование способа вызова притока нефти и газа
В комплекс работ по освоению скважины входят: создание гидравлической связи скважины с пластами, очистка приствольной части продуктивных пластов и обеспечение притока пластового флюида.
Приток флюида из пласта рекомендуется вызывать путем замены скважинной жидкости на более легкую и использование метода свабирования. В проекте предусматривается вызов притока из скважины заменой бурового раствора на техническую воду, а затем на нефть с последующим снижением уровня свабированием [18].
Сущность технологии вызова притока нефти из пласта свабированием состоит в замене бурового или солевого раствора на воду с последующим снижением уровня свабом с целью создания необходимой величины депрессии на пласт. Методы освоения представлены в таблице 48.
Свабирование производится со стандартного подъемника, применяемого для освоения, подземного и капитального ремонта скважин А-50 и с использованием геофизического подъемника, оснащенного стальным каротажным кабелем.
Снижение уровня жидкости Н, м рассчитывается по формуле
, (119)
где Lкр - глубина кровли продуктивного пласта, м;
Рпл - пластовое давление, МПа;
Рдеп - давление депрессии, МПа (для БС22 принимается 14 МПа);
нефть - плотность нефти, кг/м3.
м.
Глубину снижения уровня нефти в скважине для вызова притока принимаем 950 м.
Свабирование скважины производится до получения фонтанного притока жидкости из пласта, а при отсутствии фонтанного притока - до снижения уровня в колонне до проектной глубины и извлечения из пласта жидкости, объем которой равен объему пор прискважинной зоны пласта в радиусе 0,5 м.
По окончании работ по вызову притока и очистки призабойной зоны в скважине производятся гидродинамические исследования, глушение и перевод скважины на насосный способ эксплуатации.
м3; м3; м3; м3; м3; м3.Далее рассчитываются значения
и для каждого объема закачиваемых жидкостей при различных режимах работы цементировочных агрегатов [16].При объеме
перед закачкой тампонажного раствора скважина заполнена только промывочной жидкостью. Гидравлические составляющие давлений и отсутствуют. В скважине действуют только гидростатические составляющие этих давлений. МПа; МПа.При объеме
, расчет гидродинамического давления в трубах для столба промывочной жидкости.Определяется значение
для закачанного объема буферной жидкости, при режиме работы цементировочного агрегата на второй передаче с производительностью кПа.Определение значения
для объема промывочной жидкости в кольцевом пространстве при том же режиме работы цементировочного агрегата
Па.Определяется значение
и по формулам МПа; МПа.Далее расчеты производятся аналогично. Результаты расчетов заносим в таблицу 47. Расчеты давлений
и производятся для цементировочного агрегата ЦА-320М при диаметре втулок 115 мм.По результатам расчетов строятся графические зависимости для обоснования режима закачивания и продавливания тампонажного раствора (рисунок 9), а на рисунке 10 схема расстановки тампонажной техники при цементировании эксплуатационной колонны.
Анализируя полученные значения и графики, принимаем следующие решения по режимно-технологическим параметрам процесса цементирования:
Операция цементирования начинается ЦА-320М, который закачивает 10 м3 буферной жидкости на IV скорости с производительностью 10,7 л/с. При закачки облегченного тампонажного раствора в объеме 54,04 м3 давление на цементировочной головки снижается ниже нуля. Возникает разрыв сплошности потока. Максимальная величина отрицательного давления в этот момент составляет -2,0 МПа. Для предупреждения разрыва сплошности потока в кольцевом пространстве на устье необходимо создать противодавление равное 2,0 МПа. При этом давление на цементировочной головке на забое скважины возрастет на эту же величину, то есть на 2,0 МПа. Проверяем условия, чтобы давления на забое не превысило давления гидроразрыва. При создании противодавления равное 2,0 МПа, давление на забое возрастет до 41,2 МПа. Давления гидроразрыва составляет 44,24 МПа, условие выполняется. После того как облегченный тампонажный раствор будет закачан, цементировочные агрегаты ЦА-320М начинают качать бездобавочный тампонажный раствор в V=9,96 м3 приготовленный смесительной машиной УС6-30. При закачке бездобавочного тампонажного раствора давление на цементировочной головки снижается ниже нуля. Возникает разрыв сплошности потока. Максимальная величина отрицательного давления в этот момент составляет -3,2 МПа. Для предупреждения разрыва сплошности потока в кольцевом пространстве на устье необходимо создать противодавления равное 3,2 МПа. После закачки тампонажных растворов, цементировочные агрегаты ЦА-320М начинают продавку с общей производительностью 21,4 л/с. Закачку первой порции продавочной жидкости осуществляем на IV скорости. При закачке второй порции продавочной жидкости переходим на III скорость, а третьей порции на II скорость. Последние 1,5 м
3 продавочной жидкости в целях предупреждения гидравлического удара следует закачивать одним агрегатом ЦА-320М на II скорости с наименьшей производительностью.
Продолжительность процесса цементирования складывается из времени необходимого для приготовления начальной порции тампонажного раствора для заполнения его осреднительной емкости, освобождения разделительной пробки, на закачку тампонажного раствора в обсадную колонну продавочной жидкости [4].
Время цементирования
определяется по формуле (117)где 600…800 с – время на возможную остановку цементировочных агрегатов в процессе цементирования;
= 13,9 + 30,58+ +38,51+13,3 = 96,29 мин = 1,60 ч.Время
, как правило, не должно превышать 75 % от срока начала загустевания тампонажного раствора (118)Для бездобавочного цемента время загустевания
, , .Таблица 47 – Давление
для всех видов объемов прокачиваемых жидкостей| Передача цементиро-вочного агрегата | Производи- тельность цементировочного агрегата, м3/с | Давление, МПа | Объемы продавливаемых жидкостей  | |||||||
| 0 | 10 | 54,04 | 64,0 | 91,73 | 100,97 | 117,96 | 119,46 | |||
| II | 3,2·10-3 |  | 0 | 1,3 | -4,2 | -6,0 | 2,3 | 6,3 | 14,1 | 13,4 |
| | 35,4 | 36,5 | 36,7 | 37,3 | 37,7 | 39,1 | 43,0 | 42,3 | ||
| III | 6,0·10-3 | | 0 | 2,8 | -2,9 | -4,5 | 3,9 | 8,1 | 16,7 | 15,2 |
| | 35,4 | 36,7 | 38,0 | 38,9 | 39,3 | 40,6 | 43,9 | 43,1 | ||
| IV | 10,7·10-3 | | 0 | 4,5 | -2,0 | -3,2 | 5,9 | 10,2 | 18,9 | 17,6 |
| | 35,4 | 38,3 | 39,2 | 39,9 | 41,1 | 42,3 | 44,1 | 43,7 | ||
A
B
C
Давления на цементировочной головке
- давление на II-ой скорости - давление на III-ей скорости
- давление на IV-ой скорости
Давления в кольцевом пространстве
- давление на II-ой скорости - давление на III-ей скорости
- давление на IV-ой скорости - давление гидроразрыва
Давления на цементировочной головке и в кольцевом пространстве для каждой скорости с учетом создания противодавления отмечены на графике пунктирной линией
Рисунок 9 – Зависимость давлений на цементировочной головке и в кольцевом пространстве на
забое от производительности цементировочных агрегатов и объема закачиваемых
жидкостей
| 1 – цементировочная головка; 2 – блок манифольдов; 3 – осреднительная емкость; | 8 – цементировочный агрегат для откачки тампонажных растворов из осреднительной емкости; |
| 4 – смесительная машина для приготовления бездобавочного тампонажного раствора; | 9 - цементировочный агрегат для подачи воды; 10 – линия подачи воды и продавочной; |
| 5 - цементировочный агрегат для приготовления бездобавочного тампонажного раствора; | жидкости; 11 – цементировочный агрегат для начала продавки; |
| 6 – смесительная машина для приготовления облегченного тампонажного раствора; | 12 – станция контроля цементирования |
| 7 – цементировочный агрегат для приготовления облегченного тампонажного раствора; | |
Рисунок 10 – Схема расстановки тампонажной техники при цементировании эксплуатационной колонны
2.26 Обоснование способа вызова притока нефти и газа
В комплекс работ по освоению скважины входят: создание гидравлической связи скважины с пластами, очистка приствольной части продуктивных пластов и обеспечение притока пластового флюида.
Приток флюида из пласта рекомендуется вызывать путем замены скважинной жидкости на более легкую и использование метода свабирования. В проекте предусматривается вызов притока из скважины заменой бурового раствора на техническую воду, а затем на нефть с последующим снижением уровня свабированием [18].
Сущность технологии вызова притока нефти из пласта свабированием состоит в замене бурового или солевого раствора на воду с последующим снижением уровня свабом с целью создания необходимой величины депрессии на пласт. Методы освоения представлены в таблице 48.
Свабирование производится со стандартного подъемника, применяемого для освоения, подземного и капитального ремонта скважин А-50 и с использованием геофизического подъемника, оснащенного стальным каротажным кабелем.
Снижение уровня жидкости Н, м рассчитывается по формуле
, (119)где Lкр - глубина кровли продуктивного пласта, м;
Рпл - пластовое давление, МПа;
Рдеп - давление депрессии, МПа (для БС22 принимается 14 МПа);
нефть - плотность нефти, кг/м3.
м.Глубину снижения уровня нефти в скважине для вызова притока принимаем 950 м.
Свабирование скважины производится до получения фонтанного притока жидкости из пласта, а при отсутствии фонтанного притока - до снижения уровня в колонне до проектной глубины и извлечения из пласта жидкости, объем которой равен объему пор прискважинной зоны пласта в радиусе 0,5 м.
По окончании работ по вызову притока и очистки призабойной зоны в скважине производятся гидродинамические исследования, глушение и перевод скважины на насосный способ эксплуатации.
| Интервал испытания (по вертикали), м | Вызов притока | Газодинамические исследования | |||||
| от (верх) | до (низ) | метод | депрессия на пласт, МПа | тип флюида | ожидаемый средний дебит, м3/сут. | проницаемость, мкм2 | количество режимов исследований |
| 2810 | 2870 | Замена раствора на воду, свабирование | 14 | Нефть | 150-170 | 0,06 | 1 |
| | | | | | | ||