Файл: Нефтегазовое дело направленности (профиля) программы Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти всех форм обучения Альметьевск 2019.docx

Из скважины глубиной 3000м обсаженной эксплуатационной колонной 168мм и средней толщиной стенки 10мм, заполненной жидкостью плотностью 1300кг/м³ произведен подъем колонны НКТ диаметром 89мм и толщиной стенки 8мм без доливания скважины. Определить снижение давления на забой после подъема НКТ.

Дано:

Глубина скважины Н=3000 м

Диаметр эксплуатационной колонны колонны D=168 х 10 мм Плотность жидкости глушения ρ= 1300 кг/м³

Диаметр лифтовой колонны d= 89×8 мм

Определяем массу колонны НКТ, поднятой из скважины:

М q H

где:

q– масса 1 м. трубы с учетом муфт и высаженных концов определяем по таблице

(3.2)

q= 16,83 кг

М=16,83·3000=50490 кг

Объем колонны НКТ:

М


^НКТ^

M
M

^⁵⁰⁴⁹⁰^^6,4м³

7850

где:

 =7850 кг/м³ - плотность металла труб

Понижение уровня жидкости в колонне определяется по формуле:

_Z_^НКТ

F

F– площадь внутреннего сечения колонны

D²

F⁰ ;

4

D₀ = 148мм

F=0,785·0,148²=0,017 м² тогда

_Z_6,4

0,017

 378 м

Снижение давления на забой:

P gz 1300  9.81 378  4.8
МПа

Давление на забой после подъема НКТ составит:

Р_з=Р₁–P

Р₁= gН=1300·9,81·300=38,2МПаР_з=38,2-4,8=33,4МПа

Для стабилизации давления в процессе подъема НКТ необходимо доливать скважину жидкостью плотностью 1300 кг/м³ общим объемом 6,4м³

Формулы для определения давлений, создаваемых столбом жидкости на пласт, расположенный на глубине Ндействительный длявертикальных скважин (зенитный угол равен 0, глубина Н равна длинескважинеL).

В наклонно – направленных скважинах, в которых горизонты с Р_плуказаны в расстояниях от устья (L), необходимо учитывать величину отклонения оси скважины от вертикали (зенитный угол) H L cos .

Используя примеры решения задач 7.1-7.5 произвести полный расчет технологических параметров глушения скважин по вариантам.

Пример – 7.6

На глубине Н (расстояние от устья скважины) залегает продуктивный пласт, средний зенитный угол оси скважины α, Пластовое давление Р_пл, плотность скважинной жидкости ρ_скв, плотность исходной жидкости для приготовления жидкости глушения ρ_сточ. Диаметр эксплуатационной колонны D_э/к с толщиной стенки δ₁, диаметр технологической колонны d_нкт с толщиной стенки δ_2. НКТ до глушения спущены на глубину L

Определить плотности жидкости глушения ρ_жглпри полной замене скважинной жидкости и частичной замене скважинной жидкости,необходимое количество утяжелителя М для жидкости глушения, объемы технологической жидкости при глушении полной заменой жидкости V₁, V₂и частичной заменой V₁, объем жидкости долива после подъема НКТ V_нкт, снижение давления на забой после подъема НКТ Р. По условиямзадачинарисоватьсхемускважины.

Исходные данные для самостоятельного решения представлены в таблице

7.1
Исходные данные для расчета глушения скважины Таблица 7.1.

Варианты заданий	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Глубина скважины, м	2600	1800	1520	2500	2100	1950	1850	2101	2510	2692
Пластовое давление, МПа	31	24	18	31	29	28	24	26	32	32
Глубина спуска НКТ,м	1400	1200	1000	1400	1450	1350	1450	1400	1350	1500
Диаметр эксплуатационной колонны × толщина стенки, мм	146× 7	146× 8	168× 8	168× 9	146× 7,5	146× 8	168× 9,5	146× 7,5	146× 7	168× 8,5
Диаметр НКТ × толщина стенки, мм	60× 5	60× 5	73× 5,5	73× 5,5	60× 5	60× 5	73× 5,5	60× 5	60× 5	73× 5,5
Плотность скважинной жидкости, кг/м³	965	996	965	966	987	879	901	892	865	875
Плотность исходной жидкости, кг/м³	1000	1050	1000	1102	1050	1030	1000	1050	1100	1100
Плотность утяжелителя, кг/м³	2500	2500	2500	2500	2500	2500	2600	2600	2600	2500
Влажность утяжелителя, %	10	11	15	10	12	10	10	12	11	12