термины:   А   Б   В   Г   Д   Е   Ё   Ж   З   И   К   Л   М   Н   О   П   Р   С   Т   У   Ф   Х   Ц   Ч   Ш   Щ   Э   Я  

Вызов притока

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

рзабжНg<рпл                     (20.1)

где ρж - 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

Δр=рплзаб                 (20.2)

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

Проницаемость, мкм2

0,05

0,05-0,2

>0,2

Депрессия на пласт, МПа:
   слабозагрязненный
   загрязненный


10-20
15-20


5-10
40-15


5
10

В скважинах, пробуренных на пласты, которые представлены слабосцементированными породами, с близко напорными водо- и газоносными горизонтами забойное давление снижают медленно (поэтапно, ступенчато): по скважинами глубиной до 3000 м ρб.р снижается за каждый цикл промывки на 300-400 кг/м3, а по скважинам глубиной свыше 3000 м - на 200-400 кг/м3.

Давление ру.к (Па) в межколонном пространстве у устья при замене бурового раствора на облегченный способом обратной циркуляции достигает максимума в тот момент, когда облегченная жидкость подойдет к башмаку колонны НКТ

рmax=pl+p2+p3.              (20.3)

где р1 - давление, уравновешивающее разность плотностей бурового раствора и воды, Па,

р1=Lнкт( ρб.р — ρо.ж)g               (20.4)

р2, p3 - потери давления при движении соответственно воды в кольцевом пространстве и бурового раствора по колонне НКТ, Па; Lнкт - глубина спуска НКТ, м; ρо.ж - плотность облегченной жидкости, кг/м3.

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.

Основные принципы проектирования технологических процессов освоения скважин с применением пены разработаны СевкавНИИгазом.

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

ρо.ж=(рпл - Δp+pmax)/Hg.               (20.5)

Объем порции облегченной жидкости, необходимый для замены бурового раствора,

               (20.6)

где d - средний внутренний диаметр эксплуатационной колонны; dн, dв - наружный и внутренний диаметры колонны НКТ; k1 - коэффициент длины.

Продолжительность закачки определяют по формуле

to.ж.з=Vо.ж/qн.п                (20.7)

где qн.п - подача насоса, закачивающего облегченную жидкость.

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

nа=Vc/2qн.п              (20.8)

где Vc - объем скважины, м3.

При снижении уровня жидкости с помощью компрессора (если приток пластового флюида не начинается после замены утяжеленного бурового раствора облегченной жидкостью), предельное значение глубины статического уровня жидкости (zст)пред (в м), при котором слив оттесняемой воздухом воды станет невозможным.

               (20.9)

где ркомп - наибольшее давлении, создаваемое компрессором при подаче воздуха; Sk - площадь межколонного пространства; Sв - площадь поперечного сечения канала колонны НКТ; ρж - плотность воды в эксплуатационной колонне, кг/м3; ρг - плотность воздуха при атмосферном давлении, кг/м3; ρг= 1,29 кг/м3; рат - атмосферное давление. Па.

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

(zк)max=pкомп/[q(ρжгpкомп)]               (20.10)

Пример 20.1. Найти плотность облегченной жидкости при замене ею глинистого раствора плотностью 1200 кг/м3 в скважине глубиной 2500 м, если пластовое давление составляет 24 МПа, а по опыту освоения предыдущих скважин для получения интенсивного приток требуется создать депрессию 8 МПа, причем максимальное давление на устье составляет 8 МПа.

Решение. По формуле (20.5) ρо.ж=(24-8+8)106/(2500·9,81 )=978 кг/м3.

Пример 20.2. 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 (20.6)  Vо.ж =0,785(0,1262 - 0,0732+0,0622)2980=15,7 м3.

Пример 20.3. 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 УКП-80 pкомп=8 МПа.

Решение. Площади поперечного канала в НКТ и межколонном пространстве

По формуле (20.9)



 
Copyright © 2007-20011 Буровой портал
буровые установки
 
CMS SiteEdit Создание сайта Вебцентр Карта сайта
 


Яндекс цитирования
Check Page Rank