Расчет необходимого количества жидкости для ванн

Для эффективного действия ванны необходимо, чтобы жидкость перекрывала зону прихвата на 50-100 м. Причем, необходимо учитывать кавернозность стенок скважины. При прихвате турбобура и УБТ на забое количество жидкости для ванны определится по формуле (110):

Q = 0,785[(D²_скв*k – D²_тр)(H+h) + d²_внh₁],(110)

где D_скв – диаметр скважины

k – коэффициент кавернозности

D_тр – наружный диаметр труб

H – высота подъема жидкости от забоя до верхней части прихвата, м

h –высота подъема жидкости выше зоны прихвата, м

h₁ –высота столба жидкости в бурильных трубах, м

d_вн – внутренний диаметр труб

Если бурильная колонна спущена до забоя, но прихвачена значительно выше, то активная жидкость должна перекрывать зону прихвата не менее, чем на 50 м и ее количество определится по формуле (111):

Q = 0,785(D²_скв*k – D²_тр)(H₁+2h), (111)

где H₁ – высота прихваченного участка колонны, м

Объем продавочной жидкости определится по формуле:

а) при ликвидации прихвата у забоя

V_п= 0,785d²_вн (L-h₁) + V_н.п., (112)

где L – длина бурильной колонны, м

V_н.п. – объем жидкости для заполнения нагнетательной линии и подвода к прихваченной колонне, м³

б) при ликвидации прихвата над забоем

V_п= 0,785[d²_вн L+(D²_скв*k – D²_тр)h₃)] + V_н.п., (113)

где h₃ – высота столба продавочной жидкости в затрубном пространстве от забоя до рабочего агента, м.

Задача. Рассчитать нефтяную ванну для освобождения прихваченных 140-мм бурильных труб с толщиной стенки δ = 8 мм, если глубина скважины Н = 2300 м, диаметр долота D_д = 295,3 мм, длина неприхваченной части колонны L_н.п = 2000м, плотность бурового раствора ρ_б.р = 1,25 г/см³, плотность нефти ρ_н = 0,8 г/см³.

Решение. Определим необходимое количество нефти для ванны

V_н = 0,785 (D²_скв – D²) H₁ + 0,785d²H₂, (114)

где D_скв – диаметр скважины, м.

D_скв = κD_д = 1,2*295,3 = 354 мм = 0,354 м,

где κ – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины за счет образования коверн, трещин и пр. (величина его колеблется в пределах 1,05 – 1,3);

D = 0,140 м – наружный диаметр бурильных труб, м;

Н₁ – высота подъема нефти в затрубном пространстве. Нефть поднимают на 50 -100 м выше места прихвата

Н₁ = Н – L_н.п + (50÷100);

Н₁ = 2300 – 2000 + 100 = 400 м;

d – Внутренний диаметр бурильных труб, м

d = D - 2δ = 140 – 2*8 = 124 мм = 0,124 м;

δ = 8 мм – толщина стенки бурильных труб; Н₂ – высота столба нефти в трубах, необходимая для периодического (через 1–2 ч) подкачивания нефти в затрубное пространство. Принимая Н₂ = 200 м, находим

V_н = 0,785 (0,354² – 0,140²) 400 + 0,785*0,124²*200 = 35,8 м³.

Количество бурового раствора для продавки нефти

Определим максимальное давление при закачке нефти, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а сами трубы заполнены нефтью

Р = Р₁ + Р₂, (115)

где Р₁ – давление, возникающее при разности плотностей столбов жидкости в скважине (в трубах и за трубами)

(116)

Р₂ – давление, идущие на преодоление гидравлических потерь. С достаточной для практических расчетов точностью

Р₂ = 0,001Н + 8 = 0,001*2300 + 8 = 3,1 МПа. (117)

Тогда

Р = 10,3 + 3,1 = 13,4 МПа

Считая, что нефтяная ванна будет проводиться при помощи агрегата ЦА-300, мощность двигателя которого N = 120 кВт, можем определить возможную подачу насоса

, (118)

где η – кпд насоса агрегата ЦА-300, η= 0,635.

Дата добавления: 2014-01-05