Контрольная работа №1 3 страница

, МПа

где -плотность жидкости с песком, кг/м3

, кг/м3

где -плотность жидкости песконосителя, кг/м3

- объемная концентрация песка в смеси

-плотность песка, принимаем =2600 кг/м3

Ртр- потери давления на трение

где Сп-концентрация песка в смеси - зависит от вязкости жидкости-песконосителя и

темпа ее закачки, Сп=250...300 кг/м3

Потери давления на трение рассчитывают по формуле Дарси-Вейсбаха

, МПа

где λ -коэффициент гидравлического сопротивления, определяется в зависимости от

числа Рейнольдса (для облегчения расчета можно воспользоваться таблицей

VIII.1 [13, стр. 150]).

υ - скорость движения жидкости в трубах, м/с

При отсутствии необходимой литературы можно принять приближенно υ =5,5 м/с.

=0,035 при =50 мПа с

=0,05 при =250 мПа с

=0,1 при =500 мПа с

3. Объем жидкости разрыва устанавливают исходя из конкретных условий. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 4 до 6 м3на 10 м толщины пласта.

4. Определяют объем жидкости-песконосителя

, м

где Qп- количество песка, кг (считается целесообразным закачивать 6-10 т песка)

5. Определяем объем продавочной жидкости при закачке в НКТ

, м

6. Определяем необходимое число насосных агрегатов

где Q=0,015 м3/с - темп закачки

Рагр- рабочее давление агрегата, МПа [3, стр. 257]

q- подача агрегата при данном давлении, м3/с

k=0,5...0,8 - коэффициент технического состояния агрегата

К задаче 2

1. По данным таблицы 2 на бумаге размером не менее полной страницы тетрадного листа строим в масштабе индикаторную диаграмму в координатах h-Q или Р-Q, в зависимости от исходных данных. Для этого определяем депрессию давления Р или изменение уровня h для каждого режима работы скважины и заполняем таблицу 2.

Рисунок 3 - Индикаторная диаграмма в координатах ∆Р-Q или ∆h-Q

2. Находим коэффициент продуктивности скважины. Для этого берем произвольно одну точку на прямолинейном участке индикаторной линии, например точку 1 (рисунок 1) и определяем соответствующие ей значения ∆Рр(∆hр) и Qр. По уравнению притока определяем коэффициент продуктивности:

,

или

,

где К - коэффициент продуктивности, т/сут МПа;

Qр, Рри hр- соответственно дебит, депрессия давления и изменение уровней, определяемые по индикаторной диаграмме;

- плотность жидкости, кг/м3.

3. Зная коэффициент продуктивности, определяем гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из соотношения формул Дюпюи и уравнения притока:

,

, мкм2

где k - коэффициент проницаемости, мкм2;

h - эффективная мощность пласта, м;

b - объемный коэффициент нефти;

Rк- условный радиус контура питания, м;

rс- радиус скважины, м;

φ_c- коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.

К задаче 3

При капитальном ремонте скважин проводят ремонтно-изоляционные работы (РИР) с целью перекрытия движения в скважину верхних, нижних, подошвенных и пластовых вод. Почти все виды РИР связаны с цементированием скважин. При этом применяют различные тампонажных материалы, которые классифицируются в зависимости от температурных условий скважины, от времени схватывания в зависимости от вяжущий основы и т.д.

От правильно выбранного сорта цемента и соблюдения технологии цементирования скважин зависит прочность цементного камня.

Назначение, способы цементирования и технологические процессы проведения операций весьма разнообразны, их следует выбирать в зависимости от результатов обследования колонн, выявления причин обводнения скважин, текущего механического состояния и геологических условий скважины, с учетом целей проведения мероприятия.

Расчет цементирования скважин во всех случаях сводится в основном к определению количества сухого тампонажного материала, количества жидкости для приготовления тампонажного раствора, объема продавочной жидкости, давления в конце продавливания тампонажного раствора.

К решению задачи следует приступить осле техники и технологии цементирования скважин (9, с. 211...241) и решения типовых задач (8, с. 53...81).

1. Зная толщину стенок эксплуатационной колонны и НКТ и формулу по определению площади руга определяют объем одного погонного метра (1 п. м.):

- эксплуатационной колонны Vэк.к;

- кольцевого пространства Vк.п;

- насосно-омпресорных труб VНКТ.

2. Объем цементного раствора для установки цементного моста определяется по формуле:

, м3

где h - высота цементного моста.

3. Количество сухого цемента:

, т

где m - водоцементное отношение (m = 0,4...0,5);

ρ ц.р.- плотность цементного раствора, т/м3.

4. Определяют объем пресной воды:

.К, м3

где Vзат- объем воды для затворения цемента, м3;

Vр- разделительная жидкость («подушка» пресной воды) перед цементным

раствором, Vр= 0,5 1 м3;

VРэ- разделительная «подушка» после цементного раствора;

К - коэффициент запаса учитывающий потери жидкости при затворения, К = 1,5.

Vзат= Ц.m, т/м3

Объем разделительной «подушки» после цементного раствора определяют из условия равновесия объема в кольцевом и трубном пространстве, то есть

следовательно

5. Объем продавочной жидкости

где Hм-нижняя граница интервала установленного моста, м

6. Общий объем глинистого раствора

Vг.р.= Vпр- Vр+ vцир., м3

где Vцир- объем глинистого раствора для восстановления циркуляции перед

цементированием, м3. В случае когда наблюдается частичное поглощение

промывочной жидкости принимается Vцр= 2 3 м3.

7. Время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320 М на III скорости при диаметре втулок 100 мм

где q _III - подача цементировочного насоса 9Т на скорости, q_III = 5,2 дм3/с (8, с. 65).

V3= Vпр- объем колонны заливочных труб, м3.

8. Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе агрегатом ЦА-320М на IV скорости:

, мин

где qIV= 7,9 дм3/с (8, с. 65).

9. Время на затворения и продувку тампонажного раствора в пласт

Т = Тдоп- (Тз+ Тв+ То), мин

где Тдоп- время начала схватывания (см таблицу 8)

То= 5 10 мин - время на подготовительные и заключительные работы при

затворения цемента.

10. Используя справочную литературу (, с. 257...273) или исходя из условий своих месторождений выбирают необходимое количество оборудования и агрегатов и составляют схему размещения оборудования на устье скважины с указанием размеров удаленности в соответствии с правилами техники безопасности.

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА №3

Задания для контрольной работы

1. Причины ухудшения состояния призабойной зоны пласта.

2. Классификация методов увеличения проницаемости призабойной зоны скважин. Факторы,

влияющие на выбор метода.

3. Виды обработки скважин соляной кислотой.

4. Концентрация, объем р = 0,5аствора соляной кислоты. Порядок приготовления раствора

соляной кислоты. -

5. Назначение, характеристика реагентов, применяемых при солянокислотной обработки (СКО)

скважин.

6. Технология простой СКО.

7. Техника, применяемая для кислотных обработок, их краткая техническая характеристика.

8. Техника и технология пенокислотной обработки скважин.

9. Глинокислотная обработка скважин, область применения.

10. Область применения термокислотной обработки скважин, применяемые реагенты, выбор их

объема и концентрации.

11. Технология проведения термокислотной обработки.

12. Сущность, область применения гидравлического разрыва пласта (гРП). Механизм

образования трещин.

13. Характеристика жидкостей и материалов, применяемых при ГРП.

14. Схема проведения ГРП.

15. Оборудование, применяемое при ГРП.

16. Гидропескоструйная перфорация, применяемое оборудование и схема процесса.

17. Область применения, технология виброобработки скважин.

18. Тепловые методы воздействия на призабойную зону скважины с использованием

теплоносителей.

19. Техника и технология электропрогрев скважин.

20. Технология закачки в скважину поверхностно-активных веществ.

21. Техника и технология термогазохимического воздействия (ТГХЗ) на призабойную зону

скважины.

22. Техника безопасности, противопожарные мероприятия при кислотных обработок.

23. Техника безопасности, противопожарные мероприятия при ГРП.

24. Виды подземных ремонтов скважин (ПРС). Показатели, характеризующие эффективность

ПРС.

25. Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин.

26. Состав и организация работ по подземному ремонту скважин.

27. Классификация оборудования, используемого при ПРС.

28. Основная характеристика, выбор установок для проведения ПРС.

29. Назначение, характеристика элементов талевой системы.

30. Выбор оснастки талевой системы. Отборка каната.

31. Механические ключи для свинчивания труб.

32. Механические ключи для свинчивания труб.

33. Инструменты, применяемые при спускоподъемных операциях (СПЛ).

34. Комплекс подготовительных работ при ремонте скважин передвижными подъемным

агрегатами.

35. Технология СПО труб.

36. Технология СПО на скважинах, оборудованных ШСНУ.

37. Ликвидация обрывов насосных штанг.

38. Причины заклинивания плунжера. Рассаживание заклиненного плунжера.

39. Монтаж, спуск, подъем погружного центробежного насоса.

40. Разновидности, характеристика жидкости глушения.

41. Способы глушения скважин, их выбор.

42. Техника, применяемая при глушении скважин.

43. Особенности ремонта фонтанных и газлифтных скважин.

44. Особенности ремонта нагнетательных скважин.

45 Ликвидация песчаных пробок желонками.

46. Чистка песчаных пробок гидробурами.

47. Способы промывки песчаных пробок, их преимущества и недостатки. Требования к

промывочным жидкостям.

48. Техника и технология, прямой промывки песчаной пробки.

49. Техника и технология обратной промывки песчаной пробки.

50. Техника безопасности при СПО.

51. Проверка состояния эксплуатационной колонны. Определение места течи в колонне.

52. Определение состояния эксплуатационной колонны и местонахождение аварийного предмета

с помощью печати.

53. Ловильные работы по извлечению труб, применяемый инструмент.

54. Ловильные работы по извлечению штанг и штанговых насосов, применяемый инструмент.

55. Извлечение из скважины погружного электронасоса с кабелем или без него.

56. Извлечение из скважины тартального каната, каротажного кабеля, посторонних предметов.

57. Техника безопасности при ловильных работах.

58. Виды сломов колонны и технология их исправления.

59. Пути и причины обводнения скважин. Виды изоляционных работ.

60. Отключение обводненных интервалы пласта. Применяемые композиционные составы.

61. Методы отключения обводненных пластов.

62. Виды цементажа.

63. Характеристика, выбор тампонажных материалов, применяемые при изоляционных работах.

64. Оборудование, используемое при цементировании.

65. Причины ликвидации скважин.

66. Порядок ликвидации скважин.

67. Проверка качества цементирования.

68. Техника безопасности при установке цементного моста.

69. Задачи охраны недр.

70. Опасные процессы приэксплуатации скважин, при ПРС. Мероприятия по охране окружающей

среды, проводимые на нефтяных и газовых промыслах.

Задачи к контрольной работе №3

Задача 1

Произвести расчет основных показателей процесса гидравлического разрыва пласта, осуществляемого в скважине. Исходные данные приведены в таблице 7.

Задача 2

Определить давление на выкидке насоса при прямой промывке забоя.

Задача 3

Провести выбор необходимого количества материалов и оборудования для установки цементного моста ниже центробежного нарушения. Исходные данные приведены в таблице 8.

Наименование исходных данных

Варианты

Глубина скважины Н, м

Толщина пласта h, м

Пластовое давление Рпл, МПа

Плотность жидкости песконосителя, r ж.п, кг/м^3

Вязкость жидкости песконосителя, m ж.п, мПа с

Наименование исходных данных

Варианты

Глубина скважины Н, м

Толщина пласта h, м

Пластовое давление Рпл, МПа

Плотность жидкости песконосителя, r ж.п, кг/м^3

Вязкость жидкости песконосителя, m ж.п, мПа с

Примечание: 1. В качестве жидкости-песконосителя используется промысловая нефть.

2. Диаметр эксплуатационной колонны Dэ=168 мм

3. Диаметр НКТ d=89 мм, толщина стенок d=6 мм

4. Тип насосных агрегатов выбирается по справочной литературе или на основе опытных данных

5. Нефтяной пласт сложен мелкозернистым, хорошо сцементированным песчаником.

Таблица - Исходные данные к решению задачи 2

Режимы работы скважин	Номера вариантов 1-5
Статический уровень hст, м	Динамический уровень hд, м	Изменение уровня ∆h = hд - hст, м	Дебит жидкости Q, т/сут
				4,5
				6,3
				8,4
				11,8

Продолжение таблицы

Режимы работы скважин	Номера вариантов 6-10
Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа	Депрессия ∆Р = Pпл -Рз, МПа	Дебит жидкости Q, т/сут
		23,1		65,4
		23,95
		25,7
				12,5

Продолжение таблицы

Режимы работы скважин	Номера вариантов 11-15
Статический уровень hст, м	Динамический уровень hд, м	Изменение уровня h h= hд - hст, м	Дебит жидкости Q, т/сут
				3,5
				5,6
				8,8
				11,2

Продолжение таблицы

Режимы работы скважин	Номера вариантов 16-20
Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа	Депрессия ∆Р = Pпл -Рз, МПа	Дебит жидкости Q, т/сут
		15,6
		13,8
		11,6
		8,9

Продолжение таблицы

Режимы работы скважин	Номера вариантов 21-25
Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа	Депрессия ∆Р = Рпл -Рз, МПа	Дебит жидкости Q, т/сут
		14,8		50,2
		13,5		105,4
		11,8		176,1
		9,1		289,8

Таблица – Исходные данные к решению задачи 2

Наименование исходных данных	Варианты
Эффективная мощность пласта h, м
Условный радиус контура R, м
Диаметр скважины по долоту D, мм
Плотность жидкости P ρ, кг/м^3
Динамическая вязкость нефти mн	1,4	1,3	1,2	1,1	1,2
Объемный коэффициент нефти b	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φ с	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8

Продолжение таблицы

Наименование исходных данных	Варианты
Эффективная мощность пласта h, м
Условный радиус контура R, м
Диаметр скважины по долоту D, мм
Плотность жидкости P ρ, кг/м^3
Динамическая вязкость нефти	1,3	1,5	1,1	1,1	1,1
Объемный коэффициент нефти b	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φ с	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8

Продолжение таблицы

Наименование исходных данных	Варианты
Эффективная мощность пласта h, м
Условный радиус контура R, м
Диаметр скважины по долоту D, мм
Плотность жидкости P ρ, кг/м^3
Динамическая вязкость нефти mн	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5
Объемный коэффициент нефти b	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φ с	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8

Продолжение таблицы

Наименование исходных данных	Варианты
Эффективная мощность пласта h, м
Условный радиус контура R, м
Диаметр скважины по долоту D, мм
Плотность жидкости P ρ, кг/м^3
Динамическая вязкость нефти mн	1,4	1,5	1,6	1,9	1,3
Объемный коэффициент нефти b	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φ с	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8

Продолжение таблицы

Наименование исходных данных	Варианты
Эффективная мощность пласта h, м
Условный радиус контура R, м
Диаметр скважины по долоту D, мм
Плотность жидкости P ρ, кг/м^3
Динамическая вязкость нефти mн	1,4	1,6	1,7	1,7
Объемный коэффициент нефти b	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φ с	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8

Исходные данные	Варианты
1. Диаметр эксплуатационной колонны Д, мм
2. Толщина стенки эксплуатационной колонны δэ.к.
3. Диаметр НКТ d, мм
4. Толщина стенки НКТ dНКТ, мм			5,5	7,5	5,5			5,5		5,5
5. Интервал устанавливаемого моста Нм, м
6. Высота цементного моста h, м
7. Дефект в эксплуатационной колонне на глубине Нg, м
8. Водоцементное отношение m	0,4	0,45	0,5	0,4	0,45	0,5	0,4	0,45	0,5	0,4	0,45	0,5
9. Плотность цементного раствора, ρц.р, г/м3.	1,96	1,9	1,86	1,96	1,9	1,86	1,96	1,9	1,86	1,96	1,9	1,86
10 Температура в скважине t, ^0С

Дата добавления: 2015-07-13