Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

РАСЧЕТЫ ПРИ ОПРОБОВАНИИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Для опробования перспективных горизон­тов в процессе бурения, пока приствольная зона объекта еще существенно не загрязнена, применяют комплекты испытатель­ного инструмента, позволяющие проводить одноцикловое и мно­гоцикловое испытания скважин.

Техническая характеристика комплектов испытательного ин­струмента (КИИ), позволяющих производить одноцикловое ис­пытание скважин и многоциклового испытательного оборудо­вания (МИГ), приводится в табл. 17.1 [13]. Узлы, входящие в упомянутые комплекты, приведены в табл. 17.2 [26].

Для герметичного перекрытия кольцевого пространства ствола скважины и изоляции испытываемого пласта от осталь­ной части ствола предназначены иакеры с металлической опорой (табл. 17.3), резиновой опорой (табл. 17.4) и секционные универ­сальные (табл. 17.5).

Надежность пакеровки прежде всего определяется правиль­ным выбором диаметра пакерующего элемента.

Диаметр резинового элемента механического лакера [24]

^р. п = (0,85-0,9)4, (17Д)

где (1С — диаметр скважины в месте установки пакера, м.

Проходимость пакера по стволу скважины и надежность яа керовки при испытании характеризуется коэффициентом па керовки.

кп = 4Я. П — (17,2)

Минимальные значения коэффициента пакеровки. яри к°т° рых обеспечивается надежная па. керовка в зависимости от Ус навливаемых перепадов давления на пакер, приведены ни*6-

Цере^ ца£еР

Подпись: Цере^ ца£еР

давления на

МПа……………..

!ГэФФиШ! еНТ паке1ювкн

Характеристика работы

яа. кеРа ‘

Повышенная

устойчивость

Средняя ус­тойчивость, проходимость

Повышенная

проходи-

Вьібор диаметра пакера рекомендуется [13] производить в со — етствии с данными табл. 17.6, в которой приведены диаме — резиновых элементов в зависимости от диаметра необса — — рйНОЙ скважины в интервале установки пакера и численные значения коэффициента пакеровки.

Таблица 17.1

Техническая характеристика испытательного оборудования

Тип

КИИ2М-

КИИ2М-

оборудования

-146,

МИГ-146

МИГ-127

-95,

МИК-

МИГ-

МИГ-

КИИ-146

КИИ-95

95

80

65

Наружный ди­

146

146

127

95

95

80

67

аметр, мм

Максимальная

2,3

2,9

2,9

2,5

2,6

3,5

3,2

длина отдель­

ной сборочной

единицы, м

Общая длина

16,6

17,6-27,5

17,9-27,2

18,2

21,4

23,4

16,5

полного ком­

плекта, м

Допускаемая

нагрузка, кН

сжимающая

300

1500

1250

160

600

400

200

растягиваю­

600

700

600

250

450

200

150

щая

Крутящий мо­

8,0

10,0

7,5

6,0

4,9

3,9

3,1

мент, кН-м

Максимальный

35

45

45

35

45

45

40

перепад давле­

ния, МПа

Максимальная

170

200

200

170

200

200

200

температура,

С

Максимальная

Масса

200

235

163

110

120

92

78

0тДельной

С®°РОЧНОЙ еди-

®ЩЫ, кг

Максимальная

^асса комплек-

1200

5442

5682

910

1810

635

540

Па’*г

°бслу-

с”ВаеМЫх

190-295

190-295

161-243

118-165

118-165

97-112

76-102

П^ин, мм

>Со«иш.- ЛЬнЗД резьба

3-121

3-121

3-101

3-76

3-76

3-62

3-56

Состав комплектов трубных испытателей пластов

МИГ-146

МИГ-12

7

МИК-95

МИГ-80

МИГ-65

КИИ2М-

146

КИИ2М-95

Узлы

Чи­

сло

Шифр

Чи­

сло

Шифр

Чи­

сло

Шифр

Чи­

сло

Шифр

Чи­

сло

Шифр

Чи­

сло

Шифр

Чи­

сло

Шифр

Испытатель

ИПМ2-146

1

ИПМ2-127

1

ИПЦ-95

1

ИПМ1-80

1

ИПМ2-65

1

ИПГ-146

1

ИПГ-95-У

1

пластов

Раздвижной

УРВ2-146

1

УРВ2-127

1

К-95

1

УРВ-80

1

РМ2-65

1

механизм

МП-95

1

УРВ-1-65

1

(компенсатор)

и устройство

для вращения

труб

ЗП2-95

Клапан запор-

К32-146

1

КЗЗ-127

1

КЗ-95

1

ЗП2-80

1

ЗПЗ-65

1

ЗП2-146

1

1

но-поворот­

КЦМ-80

1

КЦ-65

1

КЦ-146

1

КЦ-95

1

ный

Клапан цирку-

КЦМЗ-146

1

КЦМ2-127

1

КЦ-95

1

(КЗЦ-80)

1

ЛЯЦИОІШЬІЙ

(клапан зали­

вочно-цирку­

ПЦ-178

2

ПЦ-95

2

ляционный)

ПЦР-146

Пакер

ПЦР2-146

2

ПЦР2-146

2

ПЦ2-95

2

ПЦ-80

2

ПЦЗ-65

2

2

Пробоотбор­

ПИГ2-146

1

ПИГ2-127

1

ПО-95

1

ПИГ-80

1

ПИГ-65

1

ник

Яс

ЯГЗЗ-146

1

ЯГ32-127

1

ЯМ-95

1

ягз-80

1

ЯГ2-65

1

ЯГ-146

1

ЯГ-95

1

Манометры

глубинные

Геликсные или поршневые на давление от 25 до

100 МПа с продолжительностью

регистрирую­

регистрации от

12 до

24 ч

щие

Штуцер гид­

III2

1

Ш2-127

1

Ш-80

1 |

— 1

— 1

равлический

1

1

Распредели­

РУ2

1

РУ2

1

РУ-95

1

РУ-80

1 1

РУ1-65

— /

~

тельное ус-

/

/

Vтройстъо

1

II

/

II

/

//

/

/

380

Подпись: 380

/ Уравнитель­

/ УУ2-146

/

1

1 УУ 2-146

1

УРП-95

1

ное устройст­

во

ЗА-95

Замок безопас­

ЗБ2-146

1

ЗБ2-127

1

1

ный

Фильтр и

Ф2-146

5

Ф2-127

3

Ф1-95

5

опорный баш­

Ф2-146

5

мак

Переводник.

ПП2

1

ПП2-146

1

ПП1-95

2

приборный

У1-95

Патрубок

П-146

5

П-127

5

3

подгонный

(удлинитель)

Переводник

ПЛ-146

2

ПЛ-146

2

ПЛ-95

1

левый

Переводники

Г1Х-146

1

ПХ-127

4

переходные

Клапан обрат-

ный

Переводник

выпускной

ПСГ-95

1

Приспособле­

ПСГ-2

1

ПСГ-2

1

ние для сжа­

тия ИИ

УО

Устройство

УО

1

УО

1

1

для опрессов­

ки

Комплект за­

1

1

1

пасных час­

тей инстру­

ментов и при­

способлений

для обслужи­

вания

РАСЧЕТЫ ПРИ ОПРОБОВАНИИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Пакеры с металлической опорой

Параметры

ПЦ-146

ПЦ-95

Наружный диаметр остова, мм

146

95

Диаметр сменного резинового элемента, мм

220

145

195

135

180

115

170

109

Диаметр обслуживаемых скважин, мм

190-243

118-161

Нагрузка при пакеровке, кН

100-150

60-80

Максимальный перепад давления, МПа

35

35

Диаметр штока, мм

72

40

Допустимая растягивающая нагрузка, кН

600

250

Максимальная температура, °С

170

170

Длина остова, мм

2300

1525

Средняя масса, кг

180

65

Концевая резьба

3-121

3-76

Таблица 17.4

Пакеры с раздвижной резиновой опорой

Параметры

ПЦР-178

ПЦР-146

ПНР-127

ПЦР-95

ПЦ-80

ПЦР-61

Наружный диаметр

178

146

127

95

80

67

остова, мм

Диаметр сменного

245

220

145

145

87

92

резинового элемен­

270

195

135

135

92

87

та, мм

180

170

115

108

98

78

67

Диаметр сменной

245

220

109

87

92

резиновой опоры,

92

мм

98

Максимальная про­

350

350

330

240

дольная деформа­

ция резинового

элемента, мм Диаметр обслужи­

76-ЮЗ

269-295

190-243

151-161

118-161

97-112

ваемых скважин, мм

15-40

Нагрузка при паке­

150-200

120-180

50-70

50-70

ровке, кН

45

Максимальный пе­

45

45

45

45

45

репад давления,

МПа

200

Допустимая растя­

1300

1300

790

700

200

гивающая нагруз­

ка, кН

34

31

1425

Диаметр штока, мм

90

73

52

52

40

Средняя масса, кг

200

150

66

41

Длина остова, мм

2373

1625

1420

1525

Концевая резьба

3-121

3-121

3-76

3-62

^аКеРы секционные универсальные

Параметры

ПСУ-146

ПСУ-109

ПСУ-82

"л^метр скважины, мм Ддяяа секции, мм

190-250

115-152

87-105

1250

1150

1100

Дружный диаметр, мм:

146

109

82

остова

уплотняющего элемента

175; 185;

109; 115; 120;

82; 90

я расширяющийся опоры

195; 205; 220

130; 135

Длина, мм:

320

250

250

уплотняющего элемента

расширяющейся опоры

110

80

80

НагрУзка пакеровки, кН

60-80

30-60

20-25

Диаметр проходного канала

32

20

14

щтока пакера, мм

60

60

Допустимый перепад давления

60

на пакере при 90°С, МПа

Допустимая нагрузка, кН:

при сжатии

600

400

200

при растяжении

400

280

150

Допустимый крутящий момент,

9

7

А

кН-м

При выборе интервала испытания следует стремиться к тому, чтобы вся эффективная мощность проницаемой части пласта, найденной по результатам геолого-геофизических исследований, находилась в пределах интервала между пакером и забоем сква­жины. Значения минимальной длины интервала для установки пакера приведены в табл. 17.7 Нагрузка, необходимая для пакеровки, определяется по формуле [13]

вя = ЗЕу50(кп-1)(1 + Щу (17.3)

где Еу — модуль упругости резины, Еу — 9,4 МПа; 50 — пло­щадь сечения резинового элемента пакера до деформации; кп — Коэффициент пакеровки.

Депрессия, создаваемая для получения притока пласто — ®°и Жидкости при первичном вскрытии перспективного гори­ста

V ^^(р6 рд, гпп — рпл), (17.4)

*°т°Рая во избежание разрушения объекта испытания должна °Влетворять условию

Нагрузка для установки пакера Єп (кН) и допустимого перепада давления на пакер Арп (МПа) в зависимости от диаметра пакера <іп (мм) и коэффициента пакеровки к„

Диаметр сква­жины, мм

Показатели

dn, мм

к п

G’n, кН

др«ГмйГ"

76,0

67

1,135

16,7

~20 ‘

93,0

87

1,070

12,9

30

78

1,190

28,7

15

97,0

87

1,115

21,7

25

98,4

87

1,131

24,2

20

92

1,070

14,8

35

112,0

98

1,140

37,9

20

118,0

108

1,092

25,9

30

120,6

108

1,117

33,0

25

132,0

115

1,147

46,5

15

139,7

126[7]

1,110

41,6

25

146,0

135

1,081

34,6

35

151,0

135

1,118

50.4

25

161,0

145

1,110

53,8

25

165,0

145

1,138

67,5

15

171,4

154*

1,110

70,8

25

187,3

170

1,102

73,3

25

190,5

170

1,121

86,6

20

200,0

180

1,111

88,4

20

212,7

195

1,091

83,8

25

215,9

195

1,107

98,5

25

222,3

195

1,140

128,7

15

242,9

220

1,104

119,0

25

244,5

220

1,111

128,7

20

250,8

220

1,140

160,9

15

269,9

240

1,240

198,7

20

295,3

270

1,094

168,5

25

* Индивидуальное изготовление резинового элемента.

Таблица 17.7

Минимальная длина интервала для установки пакера

Глубина установ­ки пакера, м

Минимальная длина интервала для установки паж (в м) при погрешности замеров

0,001

0,002

0,003

0,004

0,005

<500

2.5

3,0

3,5

4,0

4,5

1000

3.0

4,0

5,0

6,0

7.0

1500

3, о

5,0

6,0

8.0

9,5

2000

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

2500

4,5

7,0

9,5

12,0

14,0

3000

5,0

8,0

11,0

14,0

17,0

3500

5,5

9,0

12,5

16,0

19,5

4000

6,0

10,0

14,0

18,0

22,0

4500

6,5

11,0

15,5

20,0

24,5

5000

7,0

12,0

17,0

22,0

27,0

5500

7,5

13,0

18,5

24,0

29,5

6000

8,0

14,5

20,0

26,0

32Д1

ГТля создания необходимой депрессии бурильная колонна за­дается жидкостью плотностью рж < р& р. Глубина заполне­на

— ~~ (Рпл — Рдеп)/Рж9 ■ (1 ^ -6)

г*

Избыточное наружное давление, действующее на пластоис — {лтатеЛЬ и пакер, которое достигает максимума в начальный ^омект опробования,

„ = Рб. р9г« п ~~ Рж9 (~И. П — ^ж)) (17.7)

/’Й-Я

где^ип — глубина установки испытателя пластов.

Если один пакер не способен воспринимать такой перепад давлений, то устанавливают последовательно два пакера.

Необходимую величину осевой сжимающей нагрузки (?сп (кН) целесообразно создавать за счет веса секции УБТ, длина которого определяется по формуле (9.5) при к = 1,1.

Во время пакеровки и опробования объекта хвостовик, рас­положенный ниже пакера, испытывает осевое сжатие от дей­ствия трех сил: от осевой сжимающей нагрузки (?с. п, гидрав­

лической нагрузки Сс г, возникающей при открытии главного клапана пластоиспытателя, и силы трения ^тр пакера о стенки скважины.

Действующая на хвостовик в начальный момент сжимающая (статическая) Сст нагрузка, может быть определена по номо­грамме [13], приведенной на рис. 17.1 (на ней приведен при­мер пользования номограммой: о? с = 240 мм; йшт = 90 мм; Др = 20 МПа; = 780 кН).

РАСЧЕТЫ ПРИ ОПРОБОВАНИИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

*000 3000 2000 WOO 6ст, кН 100 200 300 400 dc, MM

Рис. 17.1. Номограмма для определения статиче­ской нагрузки на хвостовик

Расчет максимально допустимых сжимающих нагрузок н хвостовик осуществляется по формуле [13]

Скр = 5 [<гт — 5,04 (4 — <1т)УкП?/Ш], (17.8)

где аг — предел текучести материала труб, Па; 5 — нлощадь поперечного сечения хвостовика, м2; 4, 4 — соответственно диаметры скважины и хвостовика, м; д — вес 1 м хвостови^ Н; ¥ — момент сопротивления сечения хвостовика, м3. ’

В табл. 17.8 приведены значения критических нагрузок на хвостовики, составленные из бурильных труб различных типо­размеров.

Гидравлическая нагрузка приближенно рассчитывается до формуле

Рг ^ (5с. р*7^пак Рж9 (^пак ^ж)]: (17.9)

где $с, 5Х — соответственно площадь поперечного сечения сква­жины в месте пакеровки и площадь сечения хвостовика, м2; 2пак — глубина установки пакера, м.

Силу трения можно оценить по следующей формуле (П. С. Лап­шин, 1974)

Ртр ~ кгрргррпнжс1сЬрп(с1.рп 4и)/(°ч? 4и), (17.10)

где кгр — опытный коэффициент, /стр и 0,2; /хтр — коэффици­ент трения резинового элемента о стенки скважины, ртр — 0,1; Нр п — высота резинового элемента пакера, м; 4п — диаметр штока пакера, м.

Напряжения изгиба в хвостовике можно оценить по формуле

[13]

ан = 5,04(4 — йх)^Е1хд^( 1 — р6 р/рм)2/^х, (17.11)

где 4 — наружный диаметр хвостовика, м; /х — момент инер­ции сечения хвостовика, м4; ¥х — момент сопротивления того же сечения, м3; дх — масса 1 м хвостовика, кг.

Дополнительные сжимающие температурные напряжения в хвостовике на время опробования

<7Т = (17.12)

где — температурный коэффициент линейного расширения хвостовика, К-1.

Поправка, учитывающая влияние температуры на модулЬ упругости,

Е = Е2окЕ(и ~ 20) (17.13)

и предел текучести материала хвостовика

<гт = (<гт)20 — — 20), (17Л4)

Допустимая сжимающая нагрузка (в кН), при диаметре скважины ъ интервале установки

хвостовиков, мм

Диаметр

Предел теку­

98,4

112,0

120,6

139,7

165,1

190,5

215,9

139,7

165,1

190,5

215,9 і

244,51

295,31

98,4 1

112,0}

120,6

136,7 >

труб, мм

чести, МПа

Толщина стенки бурильных труб

мм

7

8

9

60

380

500

550

650

750

411

551

610

727

844

399

539

598

715

832

392

532

591

708

825

374

515

573

690

807

508

682

754

899

1044

492

666

738

883

1028

483

657

729

874

1019

460

634

706

851

996

73

380

500

550

650

750

512

686

759

904

1049

504

678

750

896

1040

484

658

731

876

1021

474

648

721

866

1011

638

855

946

1127

1308

629

845

936

1117

1298

603

820

911

1092

1273

89

380

500

550

650

750

648

864

954

1134

1314

625

841

931

1111

1291

596

812

901

1082

1262

598

784

874

1054

1234

814

1085

1198

1424

1649

785

1056

1169

1395

1621

114

380

500

550

650

750

861

1144

1262

1498

1734

826

1109

1228

1464

1699

79’2

1073

1193

1429

1665

757

1041

1159

1395

1631

974

1294

1427

1695

1961

934

1255

1388

1655

1922

895

1215

1349

1616

1833

856

1176

1310

1577

1843

140

380

500

550

650

750

1166

1563

1729

2059

2390

1120

1517

1683

2014

2345

1066

1462

1628

1959

2290

974

1371

1536

1867

2198

168

380

500

550

650

750

Диаметр труб, мм

Предел теку­чести, МПа

Допустимая сжимающая нагрузка (в кН), при диаметре скважины в интервале установки

хвостовиков, мм

151,0

165,0

190,5

215,9І244,5

295,3

139,7

165,1

190,5

215,9

244,5

295,3

139,7

165,1

190,5

215,9

244,5

295,3

Толщина стенки бурильных труб, мм

9

10

11

60

380

500

550

650

750

73

380

500

550

650

750

590

807

898

1070

1260

89

38Ь

500

550

650

750

748

1019

1132

1358

1584,

712

983

1096

1322

1548

114

380

500

550

650

750

1196

1589

1754

2082

2409

1148

1541

1705

2033

2361

1099

1493

1657

1985

2313

1051

1445

1609

1937

2265

1301

1729

1908

2265

2622

1248

1677

1855

2212

2569

1195

1624

1802

2159

2616

1142

1570

1749

2106

2463

140

380

500

550

650

750

1300

1743

1827

2296

2665

1249

1692

1876

2245

2614

1188

1631

1815

2184

2553

1086

1528

1713

2082

2450

1434

1923

2126

2533

2940

1378

1866

2069

2477

2884

1310

1799

2002

2409

2816

1198

2102

1890

2297

2704

1568

2102

2325

2770

3215

1507

2041

2264

2709

3154

1434

1668

2190

2635

3080

1311

1845

2068

2513

2058

68 1 3S0 500 550

1659 2199 2424 2S74 3324

1602 2142 2367 2817 і 3267

1538

2078

2303

2753

3203

1419

1959

2184

2634

3084

1833

2430

2678

3X75

ЗЄ72

1770 2360 2615 31 12 •зєоїз 1

1699 2296 2544 3041 3538 1

1568

2165

2413

2910 /

340-1 /

/

/

II/

Бзо И (Стт)20 — модуль упругости и предел текучести при тем — Г^яатуРе ^0 приводимые в справочной литературе; кЕ и кс — ,/пературные поправки, МПа/К, для стали кЕ и 70 МПа/К и ^ 0,47 МПа/К. условие прочности хвостовика при сжатии

> + сгп + ст(), (17.15)

(7т —’

е<Тг — напряжение осевого сжатия, Па, ах = (-Рс. п+-Рг+-РТр)/>5,х (собственным весом хвостовика за малостью обычно гренебре — гаК>т)’ — коэффициент запаса прочности.

Дополнительная ударная нагрузка, действующая в момент оТкрытия главного клапана пластоиспытателя из-за резкого снижения давления в подпакерной зоне [13],

Руд = (Рсп + Рг)ф. + 2£5х(гпак — Лпр)(4/4)4/Мш^Рг, (17.16)

где /1 пр — высота столба бурового раствора, эквивалентная по создаваемому давлению высоте столба жидкости в бурильных трубах, м,

/}пр = (^пак — ^ж) Рж/P6.pi (17.17)

(|0 —диаметр отверстия в штуцере пластоиспытателя, м; — коэффициент расхода штуцера, = 0,6 4-0,65; /х — длина хвостовика, м.

Условия прочности по ударной нагрузке

РУД<[Р]УД, (17.18)

где [Р]уд — допустимая ударная нагрузка, Н;

Иуд = ^6^уд5’х(с7’т — <7и — аг)5 (17.19)

^уд — коэффициент, учитывающий возрастание предела текуче­сти хвостовика при динамическом нагружении по сравнению со статическим, куд = 2 2,34,

^ = — Рсп/5х. (17.20)

На разных стадиях проведения операций с испытателем пла — СТ0В бурильные трубы испытывают различные нагрузки: рас­пивающие усилия при спуске и подъеме инструмента; сжима — Щие усилия при нагружении пакера и открытии испытателя асгов; внешние сминающие давления при испытании неглубо — скважин; дополнительные напряжения кручения при враще — ®®бурИльной колонны (при смене позиций запорного клапана), !цГй1чивающиес. я с глубиной; растягивающие осевые и сжимаю­сь6 Радиальные нагрузки при срыве пакера, которые могут до — опасных значений. Для оценки перечисленных нагрузок ^ 10 воспользоваться табличными данными (табл. 17.9-17.11), ^сТвованными из справочников [13, 26].

В табл. 17.12 приведены допустимые нагрузки при подвещ вании труб в клиньях. й’

Пример 17.1 [23]. Выбрать величину депрессии для опр0б вания песчаника, диаметр резинового элемента и число пакер0в комплект УБТ и рассчитать на прочность хвостовик для следу’ ющих условий: перспективный на нефть пласт песчаника расц0′ ложен в интервале 3000-3020 м; ожидаемое пластовое давлени в нем 40 МПа; до глубины 2000 м скважина обсажена колоц ной диаметром 245 мм; открытая часть ствола сложена в основ ном устойчивыми породами; песчаник должен быть опробован с помощью пластоиспытателя МИГ-146 длиной 28 м и массой

Таблица 17,9

Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести

Диаметр

трубы,

мм

Толщина

стенки,

мм

Масса 1 м трубы, кг

Растягивающие нагрузки (в кН) для труб с преде­лом текучести, МПа

гладкой

средней (8 м)

длиной (11,5 м)

380

500

550

650

750

пР

и отсутс

ГЕИИ СМИ

нающих

давлений

60

7

9,1

10,5

10,1

450

600

650

750

900

9

11,3

12,6

12,2

550

700

800

950

1100

73

7

11,4

13,2

12,7

550

700

800

950

1100

9

14,2

15,9

15,4

700

900

1000

1200

1350

11

16,8

18,5

17,9

800

1050

1200

1400

1600

89

7

14,2

16,5

15,8

700

900

1000

1150

1350

9

17,8

20,0

19,3

850

1150

1250

1450

1700

11

21,2

23,3

22,6

1000

1350

1500

1750

2000

102

7

16,4

20,8

19,5

800

1050

1150

1350

1550

8

18,5

22,9

21,6

900

1150

1300

1500

1750

9

20,4

24,7

23,4

1000

1300

1450

1700

1950

10

22,4

26,6

25,4

1100

1450

1600

1850

2150

114

7

18,5

23,1

21,7

900

1200

1300

1550

1800

8

20,9

25,4

24,1

1000

1350

1450

1750

2000

9

23,3

27,7

26,4

1150

1500

1650

1950

2250

10

25,7

30,1

28,9

1250

1650

1800

2150

2450

11

28,0

32,3

31,0

1350

1800

1950

2300

2650

127

7

20,7

25,3

23,9

1000

1300

1450

1700

2000

8

23,5

27,9

26,6

1150

1500

1650

1950

2250

9

26,2

30,5

29,3

1250

1650

1850

2150

2500

10

28,9

33.1

31,9

1400

1850

2000

2400

2750

140

8

26,0

33,1

31,0

1250

1650

1800

2150

2500

9

29,0

36,0

33,9

1400

1850

2050

2400

2750

10

32,0

38,8

36,8

1550

2050

2250

2650

3050

11

35,0

41,7

39,7

1700

2200

2450

2900

3300

168

9

35,3

43,6

41,1

1700

2250

2500

2900

3350

10

39,0

47,1

44,7

1900

2500

2750

3250

3700.

аметр бы, мм

Толщина

стенки,

мм

Перепад

давления,

МПа

Растягивающие нагрузки (в кН) для труб с пределом текучести МПа

380

500

550

650

750

С учетом действия

сминающих давлений

60

9

0

550

770

800

950

1100

10

522

697

769

915

1060

20

486

663

739

882

1029

30

448

627

698

849

994

40

402

585

661

810

958

50

352

541

618

769

919

73

9

0

700

900

1000

1200

1350

10

638

854

944

1124

1305

20

584

803

895

1076

1257

30

524

749

838

1025

1205

40

452

684

778

965

1150

50

370

614

711

902

1090

89

9

0

850

1150

1250

1450

1700

10

783

1054

1167

1392

1617

20

700

976

1090

1317

1544

30

604

890

1002

1237

1464

40

487

786

907

1144

1377

50

349

672

799

1043

1283

102

10

0

1100

1450

1600

1850

2150

10

1003

1350

1496

1785

2074

20

895

1250

1396

1687

1979

30

769

1136

1280

1583

1874

40

614

1001

1156

1460

1761

50

433

847

1014

1328

1636

114

10

0

1250

1650

1800

2150

2450

10

ИЗО

1526

1691

2020

2349

20

990

1394

1562

1894

2226

30

821

1245

1410

1758

2091

40

612

1066

1246

1600

1942

50

360

863

1055

1423

1779

127

10

0

1400

1850

2000

2400

2750

10

1250

1695

1879

2247

2617

20

1070

1528

1717

2091

2461

30

854

1335

1524

1917

2293

40

577

1106

1311

1711

2102

50

229

838

1062

1486

1891

140

10

0

1700

2200

2450

2900

3300

10

1515

2053

2275

2721

3069

20

1296

1851

2079

2532

2980

30

1034

1619

1846

2321

2776

40

609

1339

1588

2072

2545

50

277

1015

1285

1799

2289

168

10

0

1900

2500

2750

3250

3700

10

1627

2234

2485

2979

3486

20

1280

1918

2179

2693

3203

30

834

1541

1806

2357

2878

40

205

1062

1188

1951

2507

50

460

829

1484

2081

Сминающие давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести при отсутствии растягивающих нагрузок

Диаметр труб мм

Толщина стенок мм

Сминающие давления (в МПА) для труб с пределом текучести, МПа

380

500

550

650

750

60

7

88,0

116,0

127,5

151,0

174,0

9

113,0

149,0

164,0

193,5

233,5

73

7

73,0

96,0

105,5

124,5

143,5

9

93,5

123,0

135,5

160,0

184,5

11

114,0

150,0

165,0

195,0

225,0

89

7

59,0

78,0

86,0

101,5

117,0

9

77,0

101,0

111,0

131,5

151,5

11

94,0

123,5

136,0

160,5

185,0

102

7

52,0

69,0

75,5

89,5

103,0

8

60,0

79,0

86,5

102,5

118,0

9

67,0

88,5

97,5

115,0

132,5

10

75,0

98,5

108,5

.128,0

147,5

114

т

46,5

61,0

67,5

79,5

92,0

8

53,0

70,0

77,0

91,0

103,0

9

60,0

79,0

86,5

102,5

118,0

10

66,5

87,5

96,0

114,0

131,0

11

73,0

96,0

105,5

125,0

144,0

127

I

42,0

55,0

60,5

71,5

82,5

8

48,0

63,0

69,0

82,0

94,5

9

54,0

71,0

78,0

92,0

106,0

10

60,0

79,0

86,5

102,5

118,0

140

8

43,5

57,0

63,0

74,5

86,0

9

49,0

64,5

71,0

83,0

96,5

10

54,0

71,0

78,0

92,5

106,5

И

59,5

78,0

86,0

101,5

117,0

168

9

40,5

53,5

58,5

69,5

80,0

10

45,0

59,5

65,5

77,0

89,0 1

5440 кг при глубине забоя 3030 м; ствол скважины в интервале 2940-3030 м стабильный (по данным профилеметрии), не имеет желобных выработок, диаметр ствола 255 м; средняя объемная плотность вышележащей толщи пород 2300 кг/м3; прочность песчаника по данным испытания его образцов при одноосном сжатии равна 120 МПа; геостатическая температура па забое 115 °С; при бурении скважины использовался буровой раствор плотностью 1500 кг/м3; пластоиспытатель МИГ-146 с пакероМ ПЦ-146 для опробования песчаника планируют спускать в сква­жину на бурильных трубах диаметром 127 мм при толщине сте­нок 9 мм, а для хвостовика использовать трубы ТБПВ днаме — тром 146 мм при толщине стенок 11 мм; пакер должен быть уста­новлен на глубине 2995 м: для создания депрессии трубы должна

ацолнять водой плотностью 1050 кг/м3; за время опробования ^^цература может возрасти на 5 К; в нластоислытателе может бь1ть Устаиовлен штуцер с диаметром отверстия 8 мм. решение. Согласно выражению (17.4)

?„еп > 3(1500 -9,81- 3020 • 10~6 — 40) = 13,2 МПа.

По формуле (17.5)

?деп < 0, 5[120 — 2(2300 -9,81- 10_6 — 40)] = 31,9 МПа.

Поскольку при первом опробовании гранулярных коллекто­ров обычно создают большие депрессии, принимаем рдеп =25 МПа.

Т абли ца 17.11

Безопасное число оборотов при закручивании колонны труб с минимальной толщиной стенок

Длина секции трубы, мм

Мп 7Г;Л! ПЛ труб

Диаметр трубы,

мм

140

127

114

102

89

73

1000

Д36Т

2

2

3

3

5

Д

2

3

3

4

5

6

К

4

5

6

7

8

9

Е

5

5

6

7

8

10

1500

Д16Т

4

4

5

6

7

8

Д

5

6

6

7

9

10

к

6

8

9

10

11

14

Е

7

8

9

10

11

15

2000

Д16Т

5

6

7

8

10

Д

6

7

8

9

10

11

К

8

10

12

13

15

17

Е

9

11

12

13

15

20

2500

Д16Т

6

6

7

9

10

д

7

8

8

9

11

13

к

10

12

13

15

17

20

Е

12

13

14

16

18

24

3000

Д16Т

7

7

7

9

10

Д

8

9

8

9

10

13

К

11

13

14

16

19

21

Е

13

15

17

18

21

26

3500

Д16Т

8

8

8

10

11

Д

9

9

8

9

9

11

К

12

13

14

16

19

23

Е

14

16

18

20

22

28

4000

Д16Т

п

9

9

10

11

12

Д

к

11

12

14

16

19

22

Е

15

16

18

20

22

27

5000

Д16Т

п

10

10

12

13

14

IX

к

12

13

14

16

18

20

Е

16

16

18

20

20

24

Допустимый вес труО при подвешивании и вращении их в клиньях, кН

Диаметр трубы, мм

"

Толщина стенки трубы, мм

Группа прочности сталі

Д

К

Е

Л

При длине

клиньев 400 мм

~~

89

7

600

790

870

1030

1190

9

760

1000

1100

1300

1500

11

910

1200

1320

1560

1800

102

7

680

900

990

1160

1340

8

770

1020

1120

1320

1520

9

860

1140

1250

1480

1700

10

950

1250

1380

1630

1880

114

7

760

1000

1100

1300

1500

8

870

1140

1250

1480

1710

9

970

1270

1400

1650

1900

10

1060

1400

1540

1820

2100

11

1160

1530

1680

1990

2290

127

7

830

1090

1200

1420

1640

8

940

1240

1370

1610

1860

9

1060

1390

1530

1810

2090

10

1170

1530

1690

1990

2300

140

8

1030

1360

1490

1760

2030

9

1150

1510

1660

1960

2260

10

1270

1670

1840

2160

2500

11

1400

1830

2020

2380

2750

168

9

1350

1780

1950

2310

2660

10

1490

1960

2160

2550

2940

При длине

клиньев 300 мм

89

7

580

760

840

990

1140

9

740

970

1060

1260

1450

11

880

1160

1280

1510

1740

102

7

650

870

950

П20

1290

8

740

970

1070

1270

1460

9

630

1090

1200

1410

1630

10

910

1200

1320

1560

1800

114

7

720

950

1050

1240

1430

8

820

1090

1190

1410

1630

9

920

1210

1330

1570

1810

10

1020

1340

1470

1710

2000

11

1130

1490

1640

1930

2230

127

7

790

1040

1140

1350

1560

8

900

1180

1300

1530

1770

9

1010

1320

1460

1720

1980

10

1110

1460

1610

1900

2190

140

8

970

1280

1410

1660

19Ю

9

1080

1430

1570

1860

2140

10

1230

1620

1780

2100

2420

11

1310

1720

1890

2240

2580

168

9

1260

1660

1820

2150

2490

10

1390

1830

2010

2380

2740

рлубина, до которой колонна должна быть заполнена, водой для создания депрессии по уравнению (17.6),

— 3020 — (40 — 25) 106/( 1050 • 9,81.) = 1560 м.

г*

До формуле (17.7) находим наибольшее избыточное наруж­ное давление на пластоиспытатель и пакер при опробовании

(гпак ~ г»-п )

Рия = 1500-9,81 -2995 — 1050-9,81(2995- 1500) = 29, 3 МПа.

Согласно [7], пластоиспытатель МИГ-146 может работать при Ри. н < 45 МПа.

Диаметр резинового элемента пакера по формуле (17.1)

п = (0,85 — г 0,9)225 = 190 Н — 203 мм.

Выбираем резиновый элемент диаметром 195 мм, на ко­торый можно создавать перепад давления до 35 МПа (см. табл. 17.3), поэтому достаточно одного пакера. Высота этого элемента 980 мм.

Нагрузка, необходимая для плотного прижатия резинового элемента пакера к стенкам скважины, составляет 128,6 кН (см. табл. 17.6). Длина секции УБТ для создания такой нагрузки по формуле (9.5) 1У — 120 м.

Гидравлическая нагрузка на пакер по формуле (17.9)

?г » (3,97 • 10“2 — 4,66 • 10~3)[1500 • 9,81 • 2995 — 1050 • 9,81(2995 — 1500)] = 974 кН,

3 14

где 5С = —0,2252 = 3, 97-10“ м2 — площадь сечения скважины

3 14

и 5Х = ——(0,1462 — 0, Г242) = 4,66 ■ 10_3 м2 — площадь сечения хвостовика.

Сила трения пакера о стенки скважины согласно формуле (17.10)

ртр « 0,2-0,1 ■ 29,3-106-3,14-0,225-0,98(0,1952-0,0732)/(0, 2252- °,0732) = 290 кН.

Напряжение изгиба в хвостовике по формуле (17.11) сти = 5,04(0,225 — 0, 146)3л/2, 1 — 1011 — 1,07- 10~5 • 422 • 9,812х Х(1 — 1500/7850)2/(1, 47 • 10“4) = 17 МПа, гДе момент инерции сечения хвостовика = 3,14(0,1464 — 0, 1244)/64 = 1,07 • 10“5 м4;

Момент сопротивления ^ = 2- 1,07- 10_5/0, 146 = 1,47-10“4 м3.

При расчете <ти поправка на. влияние температуры на Моду^ упругости стали не учитывается, поскольку при температур

115 °С она несущественна. Согласно формуле (17.13)

Е = 2,1 • 1011 • 7 • 107( 115 — 20) = 2,03• Ю11 Па.

Напряжение осевого сжатия в хвостовике (без учета сжатця за счет собственного веса его из-за малости последнего и без учета силы трения между пакером и стенками скважины)

аг = (130 + 974)103Д4,66 • 10-3) = 237 МПа,

а с учетом трения

аг = (130 + 974 — 290)103/(4,66 • 10"3) = 175 МПа.

Температурные напряжения в хвостовике по формуле (17.12)

а% = 12 • 10~6 • 2,1 • 1011 = 13 МПа.

Предел текучести материала хвостовика без учета силы тре­ния резинового элемента пакера о стенки скважины по формуле

(17.15) при забойной температуре

<гт > 1,3(237+17+13) = 347 МПа.

С учетом температурной поправки предел текучести при тем­пературе 20 0 С

(огт)20 = 347+0,47(115-20) = 404 МПа.

Следовательно, для хвостовика нужно исиользовать трубы группы прочности К, для которых (сгт)2о = 490 МПа.

С учетом силы трения необходимый предел текучести при забойной температуре

сгт > 1,3(175+17+13) = 267 МПа,

а с учетом температурной поправки

(огт)20 = 2 6 7 + 0,47(115-20) = 3 1 2 МПа,

т. е. могут быть использованы трубы группы прочности Д, ДЛЯ которых (сгх)2о = 373 МПа.

Ударная нагрузка на хвостовик при открытии главного кла­пана пластоиспытателя по формуле (17.16)

РУд = (130 + 974)0. + 2 • 2,1 • 1011 • 4, 66 • 10-3(2995- -1005)(0,008/0,225)4/(0,65 • 35 • 974 • 103) = 1245 кН,

где hnр = (2995-1560)1050/1500 = 1005 м — эквивалентная высо’ та столба бурового раствора, вычисленная по уравнению (17-1 <1‘ Предел текучести материала труб группы прочности Д ПРЙ забойной температуре 115 °С по формуле (17.14)

Напряжение начального сжатия по уравнению (17.20)

, — 130 ■ 103/(4,66 • 10“3) = 28 МПа. а,"

Следовательно, допустимая ударная нагрузка на хвостовик

поФ°РмУле (17Л9)

^уд = 1,3 • 2,4 • 4,66 ■ 10~3(328 — 28 — 17)106 = 3429 кН.

Поскольку условие (17.18) соблюдается и сила трения меж­ду резиновым элементом и стенками скважины после пакеровки существует, окончательно выбираются трубы группы прочно­сти Д-

Освоение скважины — это комплекс работ по вызову при­тока флюида из пласта.

Для вызова притока снижается давление столба жидкости в скважине (забойное давление р, аб, Па) ниже пластового, при ко­тором пластовая жидкость начинает поступать в скважину и по колонне НКТ на поверхность:

Рзаб = РжНg < Рпл, (1 1 -21)

где рж — плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3; Н — глубина залегания продуктивного пласта, м.

Интенсивное дренирование с одновременной очисткой приза­бойной зоны от загрязняющих материалов пласта должна обес­печить депрессия

А р — рпл Рз&б — ( 1 ^ .22)

Депрессия на пласт корректируется по мере накопления ин­формации по конкретному месторождению (залежи, объекты освоения) [4].

TOC o "1-5" h z П рон иц аемость, мкм2 ……………. 0,05 0,05-0,2 >0,2

Депрессия на пласт, МПа:

слабозагрязненный……………….. 10-20 5-10 5

загрязненный……………………….. 15-20 40-15 10

В скважинах, пробуренных на пласты, которые представлены ЗДабосцементированными породами, с близко напорными водо- и Газоносными горизонтами забойное давление снижают медленно (поэтапно, ступенчато): по скважинам глубиной до 3000 м р6ф СаИжается за каждый цикл промывки на 300-400 кг/м3, a. по Скважинам глубиной свыше 3000 м — на 200-400 кг/м3.

При выборе способа вызова притока пластового флюида мож-

0 Воспользоваться данными, приведенными в табл. 17.13 [4]. На °Сн°вании приведенных данных определяют один или несколько °собов вызова притока из пласта. В случае выбора несколь — х способов предпочтение отдается методам, удовлетворяющим ‘^Ующим требованиям (табл. 17.14): обеспечение промывки

Способ

Глубина скважины, м

вызова притока

<3000

3000-5000

из пласта (особенности

Коэффициент аномальности пластового давления

процесса, рабочий

<0,8

0,8

-1,0

1,0

-1,2

>1,2

<0,8

0,8

-1.0

агент)

Максимальная депрессия на пласт, МПа

5

10

15

20

5

10

15

20

-5

10

15

20

5

10

15

20

5

10

15

20

5

10

15

20

Замена на раствор

меньшей плотности:

облегченный буровой

X

X

X

X

раствор

вода

X

X

X

X

X

дегазированная нефть

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Замена на газированную

жидкость:

газирование азотом с

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

помощью АГУ-8К

аэрирование компрес­

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

сором высокого дав­

ления (р = 8 МПа)

аэрирование компрес­

X

X

X

X

X

X’

X

X

X

X

X

X

сором низкого давле­

ния и эжектором

Замена на пену:

приготовление пены

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

при помощи АГУ-8К

то же, компрессором

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

высокого давления

то же, компрессором

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

низкого давления и

эжектором

Снижение уровня жидко­

сти в скважине:

при помощи АГУ-8К

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

компрессором высо­

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

ч

х

V — 1

х

кого давления, тарта-

X

X

X

X

х,

X

/

/

кием, свабнрованием і

1

/

/

/

при помошн спеид —

,

/

/

/ /

/

/

/

ального подземного

/

/

/

/

/

/ /

1

/

/

/

ОЙСЮ’У П. ОВЭ. Н И я

X

X

* 1

/

1

* /

* /

X /

/ ./

* /

/

X /

г /

со

о

со

Подпись: со о со

/ Способ

Глубина скважины, м

‘ вызова притока

3000-5000

>5000

из пласта (особенности

Коэффипиент аномальности пластового давления

процесса, рабочий

1,0-і,2

>1,2

<0,8 | 0,8-1,0

1,0

-1,2

>1,2

агент)

Максимальная депрессия на пласт

МПа

5

10

15

20

5

10

15

20

5 | 10 [ 15 | 20 | 5 | 10 | 15

20

5

10

15

20

5

10

15

20

Замена на раствор

меньшей плотности:

облегченный буровой

X

X

X

X

х

X

X

X

раствор

вода

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

дегазированная нефть Замена на газированную жидкость:

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

газирование азотом с помощью АГУ-8К

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

аэрирование компрес­сором высокого дав­ления (р = 8 МПа) аэрирование компрес­сором низкого давле­

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

ния и эжектором Замена на пену:

приготовление пены при помощи АГУ-8К

X

X

X

X

X

X

X

X

то же, компрессором высокого давления

X

X

X

X

X

X

X

X

то же, компрессором низкого давления и

X

X

X

X

X

X

X

эжектором

Снижение уровня жидко­сти в скважине:

при помощи АГУ-8К

X

X

X

X

X

X

X

X

компрессором высо­кого давления, тарта­нием. свабированием при помощи специ­

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

ального подземного

оборудования

X

X

X

X

X

X

Примечание. Знак “х

1 свидетельствует о возможности применения, отсутствие знака означает недопустимость применения.

399

Подпись: 399

Правила выбора технических средств и технологических приемов для вызова притока из пласта

Способ вызова притока из пласта (особен­ности процес­са, рабочий агент)

Промыв­ка сква­жины

Темп сниже­ния забойного давления

Технические средства и

реагенты

Отсутствие опас­ности проведе­ния работ

Мед­

ленно

Быстро

Насос­

ные

агрега­

ты

Ком­прессо­ры вы­сокого давле­ния

АГУ-8К

Специ­

альные

емкости

Специ­

альное

под­

земное

обору­

дование

Специ­

альные

реагенты

Взрыво­

опас­

ность

Пожаро­

опас­

ность

Замена на раствор

X

X

X

X

X

меньшей плотно­

сти:

облегченный бу­

X

X

X

X

X

ровой раствор

вода

X

X

X

X

X

дегазированная

X

X

X

X

X

нефть

Замена на газиро­

ванную жидкость:

газирование азо­

X

X

X

X

X

X

X

X

том с помощью

Л ГУ-8 К

аэрирование ком-

X

X

X

X

х

/

прессором высо-

/

кого давления

1

1

/

/

/

(,& МПа.)

,

1

1

/

1

/

400

Подпись: 400

/ аэрирование ком-

/ . /

X

1 тгрессором низко­

го давления и

эжектором

Замена на пену:

приготовление пе­

ны при помощи

АГУ-8К

то же, компрессо­

X

X

X

X

ром высокого дав­

ления

то же, компрес­

X

X

сором низкого

давления и

эжектором

Снижение

уровня жидкости в

скважине:

при помощи

X

X

АГУ-8К

компрессором вы­

X

X

сокого давления

тартанием сваби-

X

X

рованием при по­

X

X

мощи специаль­

ного подземного

оборудования

401

Подпись: 401

скважины, возможность создавать депрессию па пласт меддей11 или быстро, обеспечение безопасности проведения работ.

Давление ру-к(Па) в межколонном пространстве у устья цр^ замене бурового раствора на облегченный способом обратц0| циркуляции достигает максимума в тот момент, когда облег­ченная жидкость подойдет к башмаку колонны НКТ

Ртах = Р1 + Р2 + Рз, О 7.23)

где ру — давление, уравновешивающее разность плотностей бу­рового раствора и воды, Па,

Р1 ~ -^нкт(Рб. р. — Ро. ж.)д (1 / .24)

Р2,Рз — потери давления при движении соответственно ВОДЫ в кольцевом пространстве и бурового раствора по колонне НКТ Па; £нкт — глубина спуска НКТ, м; рож — плотность облегчен­ной жидкости, кг/м3.

Для расчета гидравлических потерь р2 и р3 можно восполь­зоваться формулами, приведенными в гл. 11.

Так, максимальное давление ртах на устье скважины при за­мене глинистого раствора плотностью р6р = 1200 кг/м3 (струк­турная вязкость 1) = 20 МПа-с; динамическое напряжение сдвига т0 = 25 Па) водой при глубине погружения 73-мм НКТ, соста­вляющей 3000 м, путем нагнетания ее в затрубное пространство равно 11 МПа [1]. Этот пример свидетельствует о том, что в процессе замены глинистого раствора водой в пласт может про­никать значительное количество жидкости и твердой фазы. По­этому в большинстве случаев приходится снижать рзаб путем замены воды на углеводородные жидкости либо использовать газированную жидкость или пену.

Вызов притока из пласта с применением пен имеет ряд су­щественных преимуществ по сравнению с аэрированными рас­творами: достигается плавность запуска скважины в результа­те сравнительно легкого изменения средней плотности пены в широком диапазоне (снижение до 200 кг/м3); предотвращается проникновение бурового раствора (воды) в пласт за счет изоли­рующих свойств пены; достигается более эффективная очистка скважины от загрязняющих материалов (поскольку пена облада­ет высокой выносной способностью); дополнительно снижается забойное давление (на 25-30 %) в результате самоизлива пенЫ после прекращения циркуляции[8].

]3 табл. 17.15-17.27 приведены значения абсолютного давле — жЯ при прямой и обратной циркуляции пены на различных дубинах спуска колонны НКТ, полученных экспериментальным „«тем [1]> которые могут быть использованы в инженерных рас­четах. Расход газа (воздуха) принят равным б и 8 м3/мин (ком­прессор УКП-80), расход жидкости 1, 2, 3 и 4 л/с, что соответ — ствует степени аэрации от 130 до 25 при атмосферном давлении.

Плотность облегченной жидкости при заданной статической депрессии на пласт можно вычислить из следующего уравнения

/>0.ж = Опл — АР + Рты)/Нд — (17.25)

Пример 17.1. Найти плотность облегченной жидкости при замене ею глинистого раствора плотностью 1200 кг/м3 в скважи­не глубиной 2500 м, если пластовое давление составляет 24 МПа, ацо опыту освоения предыдущих скважин для получения интен­сивного притока требуется создать депрессию 8 МПа, причем максимальное давление на устье составляет 8 МПа.

Решение. По формуле (17.25)

/>о. ж = О24 — 8 + 8)107(2500 • 9,81) = 978 кг/м3.

Объем порции облегченной жидкости, необходимый для за­мены бурового раствора,

К.* = (<12 — 4 + (12в)1ттки (17.26)

где — средний внутренний диаметр эксплуатационной колон­ны; с2н, с2в — наружный и внутренний диаметры колонны НКТ; к/ — коэффициент длины.

Пример 17.2. Вычислить объем порции облегченной жид­кости, необходимый для замены утяжеленного бурового раство­ра в вертикальной скважине, если известно, что глубина спуска колонны НКТ 2980 м, средний внутренний диаметр эксплуата­ционной колонны 126 мм, наружный и внутренний диаметры колонны НКТ соответственно 73 и 62 мм.

Решение. По уравнению (17.26)

К. ж = 0, 785(0,1262 — 0,0 732 + 0, 0622)2980 = 15, 7 м3.

Продолжительность закачки определяют по формуле *о. ж, = К. ж/дн. п, (17.27)

Где 9н. п — подача насоса, закачивающего облегченную жидкость.

Число насосных агрегатов определяют из условия, что про­вес промывки (замены на облегченный раствор) не должен про­должаться свыше 2 ч [4]

гПа = К/2дн. п, (17.28)

гДе Ус — объем скважины, м3.

Значения абсолютного давления (в МПа) при прямой (в числителе) и обратной (в знаменателе) циркуляции пен^ на различной глубине спуска НКТ

РАСЧЕТЫ ПРИ ОПРОБОВАНИИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

Давление на выходе, МПа

 

Глубина скважины, м

 

1000

 

1500

 

2000

 

2500

 

3000

 

РАСЧЕТЫ ПРИ ОПРОБОВАНИИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

0,3

0,1

0,2

0,3

0,1

0,2

0,3

 

2,62

3,28

2,79

4,27

3,24

4,35

3,67

4,52

3,63

5,31 4,12

5,39

4.56

5.56

 

4.91

5,86

5,66

7,61

6.24

7,70

6,79

7.91 7,06

9, 15 7,65

9.25 8, 18

9,43

 

7,86

9,02 9,18

11.43

9,85

11,54

10,46

11,77

11,00

13,35

11,64

13.44 12,21

ТзТб5

 

11,29

12,62

13,09

15,56

13,81

15,67

14.47

15,91

15,21

17,76

15,89

17,85

16.48

18,07

 

15,06

16,50

17.24

19,87

18,00

19,98

18,69

20.24

19.60

20,29 20, 29

23,39

20,90

22.61

 

0,1

0,2

0,3

0,1

0,2

0,3

0,1

0,2

0,3

0,1

0,2

0,3

Подпись: 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3 Расход газа 6 м3/мин, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, диаметр НКТ 62 мм

1,27

2,27

3,68

5, 53

7,81

2.42

1.43

3,96

2,51

5,94

3,99

8,35

5,93

11, 15

8,29

2,43 1′ 64

3,97

2,80

5,95

4,39

8,36

6,42

11, 16

8,88

2,48 2,10

4,04 4, 18

6,03

6,96

8,46

10,27

11, 27 13,95

3,99

2,37

6,85

4,57

10,23

7,44

13,99

10,82

18,01

14,55

4,02

2,69

6,88

5,02

10,27

7,99

14,03

11,44

18,05

15,22

4,07

3,04

6,94

5,99

10,34

9,56

14,11 13,51

18, 14 17,69

5,45

3,38

9,13 6,43

13,20

10,06

17,51

14,05

21,98

18,25

5,49

3,76

9,17 6,91

13,25

10,61

17,56 14, 63

22,04

18,86

5,53

3,91

9,22

7,41

13,30

11,39

17,61

15,63

22,09 20, 03

6,66

4,28

10.85

7.85

15,32

11,87

19.95 1 е; 13

24,69 20, 55

6,72

4,67

10,91

8,31

15,38

12,37

20. 02 16; 65

24, 76 21,08

6,74

10,93

15,40

20, 04

24,78

Расход

жидкости,

л/с

 

Давление на выходе, МПа

 

1000

 

1500

 

2000

 

2500

 

3000

 

Расход газа 8 м3/мин, диаметр эксплуатационной колонны 368 мм диаметр НКТ 62 мм

ОД

0,2

0,3

ОД

0,2

0,3

од

0,2

0,3

ОД

0,2

0,3

 

1,04

2~44

1,20

М7

1,39

МЭ

1,00

3.80

1.81

3^84 2,10

3,89 2, 19

5,15

2,54

5Д9

2,91

5.27 2,86

Мб

3.28

МО

3,70

6Д51

 

1,78

3,77

2,00

3,81

2,26

3.83 3, 03

6.29 3,43

6,34

3,85

6,40

4,45

8,51

4,96

8,56

5,47

8,66

5,75

10,31

6.30

10,36

6.83

10,48

 

2,80

5,44

3,09

5^ 48 3,43

5,51 5,14

9, 30 5,65

Мб

6,20

 

4^3

7, 46 4, 51

7,51

4,94

7,55

7,80

12,72 ^8,43

Г2Т78

9,08

12, 86 10,93

16,42

11,62

16,47

12,29

16,58

13,23

19,09

13,88

19,14 14,52

19,27

 

5,81

Мз

6,28

М9

6,80

9.94

10,93

7м?

11,64

16,51

12.37

ТбТбО

14.76

20,71"

15,50

20.77 16,22

20789

17.38

23ТТ2

18,08

23.77 18, 75

23,90

 

12,32

8,05

12,37

8,66

12748

9,29

14,60

9,91

14,64

10,51

14,77

 

1

0 1

1,06

1, 82

2,84

4, 19

5,

Т~82

2,90

4,29

бТ04

0 9

1,21

2,03

3, 12

4,54

6,

)

1,84

2, 92

4,32

6,07

8,

0,3

1,40

2,28

3,45

4,96

6,

1,90

3, 01

4,43

6,21

87

2

0 1

1,59

3, 09

5,22

7,90

11

2,82

4,92

7, 59

10, 72

14

о •?

1,84

3,46

5, 70

8,48

И

и1~-

2784

4,95

7, 62

10,76

14

Расход газа 8 м3/мин, диаметр эксплуатационной колонны 168 мм, диаметр НКТ 76 мм

Л®

‘Л

Тз4

Подпись: Л® 'Л Тз4

Давление на выходе, МПа

 

Глубина скважины, м

 

2000

 

1000

 

1500

 

2500

 

3000

 

РАСЧЕТЫ ПРИ ОПРОБОВАНИИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

0,3

0,1

0,2

0,3

0,1

0,2

0,3

 

2,12

2,94

2,24

3.89 2,57

3,91

2.93

4,03

2.93

4.89 3,32

4, 90 3,72

5,02

 

3,87

5,08

4,53

6,83

5.00

6,86

5,50

7.01

5,85

8.41 6,35

8.42 6, 86

8, 56

 

6,23

7,78

7,54

10,32

8,11

10.35 8,70

10,51

9,40

12.36 9,97

12,38

10,55

12,53

 

9, И

10.95 11,04

14, 16 11,68

14,20

12.33

14,37

13.33

16, 58

13.95

16,60 14, 57

16, 76

 

12,41

14.47 14,89

18,26

15,57

18,29

16,26

18.48 17,50

20,97 18,15

20,99

18,79

21, 16

 

0,1

0,2

0,3

ОД

0,2

0,3

0,1

0,2

0,3

0,1

0,2

0,3

Подпись: 0,1 0,2 0,3 ОД 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3 Расход газа 8 м3/мин, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, диаметр НКТ 62 мм

1, 19

2,00

3,09

4,51

6,27

2,44 1, 30

3,77 2, 15

5,44 3, 28

7,46

4,75

9, 83 6, 58

2,47

1,45

3. 81

236

5,48

3,56

7,51 5, 11

9,89 7, 01

2,49

1.80

3,83

3,41

5,51

5,64

7,55

8,42

9, 94 11,63

3,80

1,97

6,29 3, 67

9, 30 5,97

12,72

8,81

16,44

12,08

3, 84 2,21

6,34

4,01

9,36

6,42

12,78

9,34

16,51

12,66

3,89

2,53

6,40

4,95

9,43

8,05

12,86

11,62

16,60

15,51

5, 15 2; 76

8,51 5, 27

12,32

8,43

16,42

12,04

20,71 15, 96

.5, 19 3,06

8,56

5,68

12,37

8,92

16,47

12,58

20,77

16,53

5.27

3.27

8,66

6.31

12,48

9,94

16,58

13,92

20,89 18,12

6, 36 3,54

10,31 С, 65

14,60

10,32

19,09

14,33

23, 72 18,55

6,40

3,88

10,36

7,07

11,64 10,79

19,14 14,83

23,77

19,07

6,51

10,48

14,77

19,27

23, 90

При замене на пену после определения необходимой стещ? аэрации могут быть использованы данные, приведенные в т-ж11 17.15. ‘

Число технических средств для газонасыщения раство (АГУ-8К или компрессор высокого давления)

пг _ цж а/дг. (17-29)

где дж — расход жидкости, м3/с; а — необходимая степень аэра ции; цг — расход воздуха при использовании одного компрессора м3/мин. ’

При снижении уровня ЖИДКОСТИ С ПОМОЩЬЮ компрес­сора (если приток пластового флюида не начинается после за_ мены утяжеленного бурового раствора облегченной жидкостью) предельное значение глубины статического уровня жидкости (•гст)пред (в м), при котором СЛИВ ОТТвСНЯвМОЙ ВОЗДУХОМ ВОДЫ

станет невозможным [23],

(2 — Ркомп^к____________

"ст;пред — , о. а { / ’

5,(‘-)к "Ь Зв)рж — РгРкомп / Рът где ркомп — наибольшее давление, создаваемое компрессором при подаче воздуха; 5К — площадь межколонного простран­ства; 5В — площадь поперечного сечения канала колонны НКТ: рж — плотность воды в эксплуатационной колонне, кг/м3; рг — плотность воздуха при атмосферном давлении, кг/м’3; рг = 1,29 кг/м3; рат — атмосферное давление, Па.

В случае, если гст < (2ст)пред, то максимальная глубина, до которой может быть оттеснен уровень жидкости в межколонном пространстве,

(■^Отах — Ркомп/[<?(/2ж — РгРкоип /Рат)] — (17.31)

Пример 17.3. Рассчитать предельную глубину статического уровня воды для следующих условий: эксплуатационная колон­на наружным диаметром 146 мм и средним внутренним 126 мм заполнена водой плотностью 1000 кг/м3; наружный диаметр ко­лонны НКТ составляет 60 мм, давление на компрессоре У К11-80

Ркомп

8 МПа.

Решение. Площади поперечного канала в НКТ и межколон­ном пространстве

5В = ^-^0,05032 = 1,99 • Ю“3 м2:

4

5К = ^(0,1262 — 0, Об2) = 9,64 • 1(Г3 м2.

По формуле (17.30)

8 • Ю6 • 9,64 • 10“3 в

(*ст)прад — 9; 81(9, 64 + 1, 99)Ю-3[1000 — 1,29 • 8 — 106/0, ьТо®]

= 870 м.

Оставить комментарий