Капитальный ремонт скважин: Методические указания и контрольные задания к практическим занятиям и самостоятельной работе. Часть 1

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ и контрольные задания к практическим занятиям и самостоятельной работе по дисциплине «Капитальный ремонт скважин» для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и специализации 090803«Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения (Часть 1)

Тюмень 2002

1

Утверждено редакционно-издательским советом Тюменского государственного нефтегазового университета

Составители:

Зозуля Г.П., д.т.н., профессор Герасимов Г.Т., к.т.н., доцент Шенбергер В.М., к.т.н., доцент Листак М.В., ассистент

© Тюменский государственный нефтегазовый университет 2002 2

ВВЕДЕНИЕ Методические указания и контрольные задания к практическим занятиям предназначены для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и специализации 090803 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения. Они составляют основу практических расчетов по курсу дисциплины «Капитальный ремонт скважин», которые необходимо усвоить в рамках рабочих программ и в дальнейшем применять при курсовом и дипломном проектировании. Методические указания содержат варианты контрольных заданий по темам лекций, а исходные данные для них даны в приложениях. Варианты заданий для студентов очной и заочной форм обучения определяются преподавателем. 1 ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ 1.1 Методика выбора типа и свойств жидкости глушения (ЖГ). Применяемые ЖГ на основе водных растворов минеральных солей, как правило, оказывают негативное воздействие на призабойную зону скважин, особенно, вскрывающих низкопроницаемые пласты, что приводит к увеличению сроков освоения и выхода скважин на расчетный режим эксплуатации после проведения ремонтных работ. Основное назначение ЖГ заключается в обеспечении необходимой репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гарантирующей сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважины. Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием ЖГ в пласт необходимая ее плотность рассчитывается по формуле: ρж =

Рпл ⋅ (1 + П ) , кг/м3 −6 hиз ⋅ cosα ⋅ 9,8 ⋅ 10

(1)

где П - коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; Р пл - пластовое давление, МПа; h ис - отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; а - средний зенитный угол ствола скважины, град. Для глушения скважин механического фонда при 100%-й обводненности поднасосной жидкости в условиях отстоя необходима (частичная 3

замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса). В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле: ρж =

где

Рпл ⋅ (1 + П ) − Рн , кг/м3 −6 hтр ⋅ cosα1 ⋅ 9,8 ⋅ 10

(2)

Рн = 9,8 ⋅ P⋅(hиз – hтр) ⋅ cos a2 - давление столба пластовой жидкости от насоса до забоя, МПа; hтр - отметка глубины спуска НКТ или насоса, м; α1 и α2 - соответственно, средние зенитные углы ствола скважины в интервале от устья до окончания НКТ (насоса), и от подвески насоса до забоя, град.

При многоцикличном глушении скважин механического фонда (рисунок 1) при отсутствии достаточной приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью: менее 0,05 мкм2 = 50 мД) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность ЖГ при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле: [Рпл − ρ в ⋅ (hиз − hтр )⋅ cos α ⋅ g ]⋅ (1 + П ) (3) ρ ж1 = hтр ⋅ cos α ⋅ g Величина П выбирается по данным, приведенным в таблице 1. Таблица 1 – Выбор величины коэффициента безопасности работ (ОП) Градиент Коэффиципластового ент продукдавления, тивности, атм./10 м м3/сут. атм. 1 2 до 0,5 до 0,9

0,5 - 2,0 свыше 2,0

Газосодержание продукции м3/м3 3 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100-400 свыше 400 4

Коэффициент безопасности в зависимости от глубины 1200-2400 Свыше до 1200 м м 2400 м 4 5 6 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05

1 – эксплуатационная колонна; 2 – НКТ; 3 - насос;

4 – пластовая вода; 5 – нефть; 6 – газ.

Рисунок 1 – Схема расположения оборудования в ремонтируемой скважине мехфонда (после остановки насоса)

5

Продолжение таблицы 1 1

2 до 0,5

0,9 - 1,2

0,5 - 2,0 свыше 2,0 до 0,5

свыше 1,2

0,5 - 2,0

свыше 2,0

3 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400 свыше 400 до 100 100 - 400

4 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10

5 0,05 0,08 0,08 0,05 0,08 0,08 0,05 0,08 0,10 0,08 0,08 0,10 0,08 0,10 0,10 0,08 0,10

6 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,05 0,08 0,05 0,08

свыше 400

0,10

0,10

0,08

1.2 Выбор необходимой вязкости ЖГ Определение необходимости обработки ЖГ ингибиторами коррозии и реагентами для предупреждения солеотложений. 1.2.1. С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны скважины необходимо обеспечить минимально возможное проникновение ЖГ в пласт под действием репрессии. Это чаще всего достигается увеличением вязкости ЖГ путем введения растворимых в ней полимеров. Выбор типа используемого для загущения ЖГ полимера необходимо производить исходя из сведений о солевой основе жидкости, температурных условий применения и продолжительности ведения ремонтных работ. В качестве универсального загустителя рекомендуется использовать модифицированный крахмал МК-3, термостабильность которого ограничивается 100°С. При более высоких значениях пластовой температуры (до 150 °С) следует использовать реагент ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза). Для определения необходимой концентрации добавки загустителя необходимо выбрать требуемую величину вязкости ЖГ с учетом температурных условий применения. 1.2.2. Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемыми продуктивными пластах (> 0,3 мкм2), а также при глуше6

нии скважин с большим газовым фактором (> 400 м3/м3) следует применять буферную жидкость максимально возможной вязкости. При наличии в скважине спущенных до забоя НКТ и интенсивном поглощении ЖГ в состав загущенной буферной жидкости необходимо ввести водо-, кислоторастворимые наполнители (молотый мел, известняк, сидерит, поваренная соль и др.). Ориентировочная дозировка загустителя - до 2 %, наполнителя - до 4 %. 1.2.3. Учитывая требование коррозионной инертности ЖГ по отношению к металлу труб и погружного оборудования, промышленному использованию жидкости для глушения скважины должны предшествовать лабораторные испытания на коррозионную активность. 1.2.4. Коррозионная активность водных растворов неорганических солей увеличивается с уменьшением водородного показателя рН, повышением температуры (особенно выше 90°С), при разбавлении ЖГ пластовыми водами. Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной коррозии, является отложение на поверхности металлов водонерастворимых солей (CaS04, СаСО3), происходящее при смешивании жидкостей на основе кальциейсодержащих солей с пластовыми водами сульфатного и гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровождается кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложением солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых трубах, нефтесборном коллекторе. 1.2.5. С целью предотвращения солеобразования и снижения коррозионной активности при использовании ЖГ на основе кальциевых солей (CaCl2, Са(NО3)2) для глушения скважин, имеющих в продукции пластовую воду указанных типов, необходимо использовать один из следующих реагентов: - амифол (ТУ 6-09-20-195-910) - смесь аммонийных солей следующих кислот: нитрилтриметилфосфоновой, фосфористой и соляной - хорошо растворимая в воде композиция желто-зеленого цвета пастообразной консистенции, взрыво-пожаробезопасное, малотоксичное соединение. - ОЭДФ (ТУ 6-09-20-54-79) - оксиэтилендифосфоновая кислота - порошкообразное вещество белого цвета, малотоксичное соединение. - НТФ (ТУ 6-09-5283-86) - нитрилотриметилфосфоновая кислота порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах; малотоксичное соединение. Указанные реагенты используются в виде 10 - 20 % - ных водных растворов и эффективны до температуры 130 °С. Рабочие концентрации ингибиторов коррозии и осадкообразования должны составлять 0,02 % - 0,06 % масс., где нижнее значение соответствует меньшей, а верхнее - большей концентрации осадкообразующих ионов в интервале 200 – 2000 мг/л.

7

1.2.6. При использовании для глушения тяжелых рассолов на основе хлоридов и бромидов кальция и цинка необходимо использовать ингибиторы коррозии типа Нефтехим - 3, Тарин, СНПХ - 6014М, представляющие собой маслянистые жидкости темного цвета. Рекомендуемая концентрация введения реагентов от 0,10 г/л до 2 г/л в зависимости от температуры и агрессивности среды. 1.2.7. Рабочие концентрации используемых ингибиторов должны быть уточнены в лабораторных условиях по соответствующей методике. 1.3 Необходимость ввода ПАВ в состав ЖГ. 1.3.1. С целью предотвращения отрицательного влияния капиллярных сил, возникающих на границе раздела фаз при контакте ЖГ на водной основе с пластовой углеводородной жидкостью необходима обработка ЖГ соответствующими ПАВ. Обработке следует подвергать жидкости при глушении скважин с низкой проницаемостью продуктивных пластов (менее 50 мД). 1.3.2. При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим: - межфазное натяжение на границе раздела фаз ЖГ - пластовый флюид должно быть минимальным и не превышать 7 - 10 мН/м; - ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта; - в рассолах следует использовать неионогенные и (или) катионные ПАВ или их композиции. 1.3.3. Выбор ПАВ для ЖГ с содержанием твердой фазы следует производить в соответствии с разделом 6 РД 39-0147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов". Выбор ПАВ для ЖГ без твердой фазы на основе рассолов следует производить в соответствии в РД 39-14/02-005-90 "Инструкция по технологии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регулируемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей". 1.3.4. Для ЖГ без твердой фазы на водной основе рекомендуется добавление композиции неионогенного и катионоактивного ПАВ при их соотношении 1:10 и содержании последнего 0,1 - 0,2% масс. Рабочие концентрации ПАВ должны уточняться в лабораторных условиях. 1.4 Прогнозирование влияния ЖГ на потенциальную продуктивность скважин после проведения ремонтных работ. 1.4.1. Критерием оценки влияния ЖГ на продуктивность скважин при проведении ремонтных работ является величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений S (скин - эффект), определяемого по формуле: 8

S = S1 + S 2 где

(4)

S1 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений, создаваемых мелкодисперсными частицами твердой фазы; S2 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений, создаваемых фильтратом жидкости глушения.

1.4.2. Определение величин коэффициентов S1 и S2 основано на результатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или модельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава и производится по формулам: ⎞ ⎛ 1 S 1 = ⎜⎜ − 1 ⎟⎟ ⋅ ln ⋅ ⎠ ⎝ β1cc

rc +

⎛ 1 ⎞ S 2 = ⎜⎜ − 1 ⎟⎟ ⋅ ln ⋅ ⎝ β 2cc ⎠

где

1 n

(5)

rc rc +

1 n

(6)

rc

δ и β1 – соответственно, глубина и коэффициент восстановления

проницаемости зоны кольматации проницаемый среды вокруг перфорационных каналов; rс - радиус скважины по долоту, м; n - плотность перфорации, отв/м; r0 - радиус перфорационного канала, м. β1cc =

где

ln ⋅ n ⋅ rc ⎛ 1 δ ln ⋅ (n ⋅ (r0 + δ )) − ⋅ ln ⋅ ⎜⎜ 1 + β1 r0 ⎝

(7)

Rф - радиус проникновения фильтрата ЖГ, м (от оси скважины); β2ср = k2ср/k - средний коэффициент восстановления проницаемости пористой среды по нефти после воздействия фильтрата жидкости перфорации. n

β 2cc = ∑

i =1

где

⎞ ⎟⎟ ⎠

β 2i n

(8)

β2i - коэффициент восстановления проницаемости керна в i-той кольцевой зоне размером Δr (рекомендуется принимать равной 0,2 м) от стенки скважины до радиуса Rф проникновения фильтрата ЖГ. 9

1.4.3. Определение величин β1 и δ необходимо проводить в соответствии с методикой экспериментальной оценки закупоривающего действия твердой фазы, изложенной в разделе 4 РД 39-147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов". Указанные величины определяются для жидкостей, содержание твердой фазы в которых обусловлено рецептурой (наполнители, кольматанты). Остальные жидкости перед использованием на скважине необходимо подвергать очистке от мелкодисперсных частиц твердой фазы до значений концентрации последних не более 0,1% масс. 1.4.4. Для получения величин β2i и β2ср необходимо определить зависимость коэффициента восстановления проницаемости керна от перепада давления после воздействия фильтрата ЖГ на керне длиной 5 см, полученную в результате экспериментальных исследований по методике, изложенной в разделе 2 РД 39-0147001-742-92 "Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов". 1.4.5. Определение величин β2i и β2cр производится на основе полученной согласно п. 1.4.4. зависимости β2 от величины перепада давления. При этом необходимо учитывать значения перепада давления на керне длиной 5 см в зависимости от удаленности пористой среды от оси скважины и планируемой депрессии при освоении (таблица 2). Таблица 2 - Зависимость перепада давления на керне длиной 5 см (атм.) от расстояния до оси скважины и величины депрессии при освоении Депрессия при освоении скважины, МПа 4,0 6,0 8,0 10,0

Расстояние до оси скважины, м (rc = 0.11 м) 0,11- 0,31- 0,51- 0,71- 0,91- 1,311,710,31 0,51 0,71 0,91 0,31 0,71 2,11 1,34 0,64 0,43 0,32 0,21 0,16 0,13 2,00 0,97 0,64 0,48 0,32 0,24 0,19 2,68 1,29 0,86 0,64 0,43 0,32 0,26 3,35 1,61 1,07 0,80 0,54 0,40 0,32

1.4.5. Радиус проникновения фильтрата незагущенной ЖГ следует определять по формуле: Rф =

где

rc2

ΔP ⋅ d э2 Vд + + 4 ⋅ ρж ⋅ q ⋅ m ⋅ h π ⋅ m ⋅ h

ΔР - репрессия на пласт после глушения, МПа;

Vд - объем долива ЖГ во время ремонта, м3; ρж - плотность ЖГ, кг/м3. т - пористость, доли ед; 10

(9)

q – ускорение свободного падения, м/сек2. 1.4.6. Радиус проникновения загущенной (коркообразующей и некоркообразующей) ЖГ следует определить по формуле: Rф = rc2 +

где

V0 + C ⋅ S k ⋅ t 0 ,5 π ⋅m⋅h

(10)

С - коэффициент инфильтрации ЖГ, 1/мин0,5; Vo - мгновенная утечка (объем ушедший в пласт жидкости до образования корки), м3/м2; Sк- площадь поверхности контакта ЖГ с пластом (площадь перфорационных отверстий), м2; t - время действия репрессии на пласт (время ремонта), мин.

1.4.7. Величину С для загущенной некоркообразующей жидкости определяют по формуле: C=

где

60 ⋅ k ⋅ ΔP ⋅ m ηэф

(11)

ηэф - эффективная вязкость фильтрующейся жидкости (определяется для градиента сдвига 9 с –1, Па ⋅ с)

1.4.8. Величины Vo и С для коркообразующей жидкости (с твердой фазой) определяются экспериментальным путем по методике. Для ЖГ при капитальном ремонте рекомендуется обеспечивать значения указанных величин в пределах: для Vo = 5 ÷ 15 л/м2, для С = 0,005 ÷ 0,0005 м/мин0,5. 1.4.9. Величина Sк для скважин, законченных открытым забоем, определяется по формуле: S к = 2 ⋅ π ⋅ rc ⋅ h1

(12)

Для обсаженной и перфорированной скважины площадь поверхности контакта ЖГ с пластом Sк определяется по формуле: S к = 2 ⋅ π ⋅ r0 ⋅ n ⋅ hперф . ⋅ (l0 − rc )

(13)

В таблице 3 даны сведения о размерах перфорационных каналов, получаемых с использованием отечественных высокопробивных кумулятивных перфораторов.

11

1.4.10. Выбор ЖГ необходимо производить, исходя их минимальных значений коэффициента инфильтрации С. Таблица 3 - Технические характеристики отечественных высокопробивных перфораторов. макс. № Тип пермакс. давлеп/п форатора диаметр, ние, мм МПа 1 ПКО 89С 89 138 2 ПРК 42С 43 103 3 ПК 105С 105 138

Параметры n плотдиам. δ глуб. макс. ность вход. канала, темпер, перфора0 отв, мм С мм ции, отв/м 165 20 11,4 660 165 20 6,7 311 165 12 9,7 655

1.5 Приведем пример оценки влияния жидкости глушения на продуктивность скважин при проведении ремонтных работ. 1.5.1. Необходимая геолого-промысловая информация о продуктивном пласте, конструкции скважины и виде ремонтных работ. Из геолого-технической документации по скважине выбрать следующие данные (таблица 4): Информация о виде ремонтных работ используется для оценки необходимой продолжительности ведения работ на скважине Т, сут. 1.5.2. Необходимо оценить влияние на продуктивность скважины ЖГ при проведении ремонтных работ в течение 30 сут. I.6 Расчет плотности жидкости глушения: 1.6.1 Определяем плотность жидкости глушения: Rф =

rc2

V0 + C ⋅ S k ⋅ t 0 ,5 31,5 ⋅ (1 + 0 ,05 ) 3 + = = 1277 кг/м −6 π ⋅m⋅h 3228 ⋅ cos 35 ⋅ 9 ,8 ⋅ 10

1.6.2. Определяем радиус проникновения фильтрата незагущенной жидкости глушения: Rф = rc2 +

ΔP ⋅ d э2 Vд 1,5 ⋅ 10 5 ⋅ 0 ,146 2 10 + = 0 ,09512 + + 4 ⋅ ρж ⋅ q ⋅ m ⋅ h π ⋅ m ⋅ h 4 ⋅ 1277 ⋅ 9 ,8 ⋅ 0 ,15 ⋅ 18 3 ,14 ⋅ 0 ,15 ⋅ 18

12

Таблица 4 - Расчет плотности и выбор компонентного состава жидкости глушения при производстве ремонтных работ № Данные по скважине №1905 п/п на Западно-Талинском месторождении. 1. • радиус скважины по долоту 2. • диаметр эксплуатационной колонны 3. • отметка искусственного забоя по стволу скважины 4. • средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины 5. • отметка спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) или насоса 6. • диаметр НКТ • средняя проницаемость пласта 7. • пористость пласта 8. • коэффициент продуктивности скважины 9. • интервал перфорации 10. • тип перфоратора 11. • радиус перфорационного канала, 12. • длина перфорационного канала от центра скважины, 13. • плотность перфорации, 14. • газосодержание продукции, 15. • обводненность продукции (доля воды в нефтегазовой смеси) 16. • плотность пластовой воды 17. • альтитуда скважины 18. • пластовое давление и дата его замера 19. • коэффициент безопасности 20. • температура на поверхности при производстве работ 21. • температура на забое 22. • среднегодовая температура на устье

Показатели, ед. изм. rс = 0,0951 м dэ = 0,146 м hиз= 3228 м

α = 35 град hтр = 3210 м dтр = 0,102 м k = 160 мД m = 0,10-0,15 до 0,5 м3/сут/атм; hперф= 3210-3228 м ПКО - 89С rо = 0,0057 м lо = 0,66 м n = 20 отв/м; до 100 м3/м3; b = 30% ρв = 1100 кг/м3; А = 100 м Рпл = 31,51 МПа. П = 0,05 t = 20 С0 t = 76 С0 t = 0 C0

1.6.3. Определяем коэффициент инфильтрации жидкости глушения для загущенной некоркообразующей жидкости C=

60 ⋅ k ⋅ ΔP ⋅ m = 0 ,005 м/мин ηэф

13

Величины V и С для коркообразующей жидкости (с твердой фазой) определяются экспериментальным путем. Для ЖГ при капитальном ремонте рекомендуется обеспечивать значения указанных величин в пределах: для V() =5 ÷15 л/м, для С = 0,005 - 0,0005 = 0,5 м/мин. 1.6.4. Определяем площадь контакта (поверхность) жидкости с пластом S = 2 ⋅ π ⋅ r0 ⋅ n ⋅ h ⋅ (l0 − rc ) = 2 ⋅ 3 ,14 ⋅ 0 ,00579 ⋅ 20 ⋅ 18 ⋅ (0 ,66 − 0 ,0951) = 7 ,39 м2

1.6.5. Принимаем:

ΔР - репрессия на пласт после глушения = 1,5 * 105 МПа; Vд - объем долива ЖГ во время ремонта мгновенная утечка (объем ушедший в пласт жидкости до образования корки) = 10 м3/м2; С - коэффициент инфильтрации ЖГ = 0,005 м/мин0,5; t - время действия репрессии на пласт (время ремонта) = 30 суток или (30 * 24 * 60) мин. 1.6.6. Определяем радиус проникновения загущенной (коркообразующей и некоркообразующей) ЖГ V0 + C ⋅ S к ⋅ t 0 ,5 10 + 0 ,005 ⋅ 7 ,39 ⋅ (30 ⋅ 24 ⋅ 60 )0 ,5 2 Rф = rc + = 0 ,0951 + = 0 ,79 м π ⋅m⋅h 3 ,14 ⋅ 0 ,15 ⋅ 18

1.6.7. Определяем величину коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений S (скин - эффект): S = S1 + S 2 Rф ⎞ ⎛ 1 S 2 = ⎜⎜ − 1⎟⎟ ⋅ ln⋅ rc ⎠ ⎝ β 2 cc ⎞ ⎛ 1 S 1 = ⎜⎜ − 1 ⎟⎟ ⋅ ln⋅ ⎠ ⎝ β 1cc

1 1 0.095 + n = ⎛⎜ 1 − 1 ⎞⎟ ⋅ ln⋅ 20 = 0 ,71 rc 0 , 29 0 . 0951 ⎝ ⎠

rc +

1.6.8. Определяем величины коэффициентов S1 и S2 основанные на результатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или модельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава 14

β 1cc =

ln⋅ n ⋅ rc ⎛ δ ln⋅ (n ⋅ (r0 + δ )) − ⋅ ln⋅ ⎜⎜ 1 + β1 r0 ⎝ 1

⎞ ⎟⎟ ⎠

=

ln 20 ⋅ 0.0951 1 ln⋅ (20 ⋅ (0 ,0057 )) − ⋅ ln 1 0 ,5

= 0 ,29

Rф ⎛ 1 ⎛ 1 ⎞ 0 ,95 ⎞ − 1 ⎟⎟ ⋅ ln⋅ =⎜ − 1 ⎟ ⋅ ln⋅ S 2 = ⎜⎜ = 2 ,2 rc ⎝ 0 ,43 ⎠ 0 ,19 ⎝ β 2 cc ⎠ n

β 2cc = ∑

i =1

β 2i = 0 ,43 n

Тогда коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений, S = S1 + S2 = 0,71 + 2,2 = 2,91 Заключение: Для глушения рассматриваемой скважины с целью снижения отрицательного влияния жидкости глушения на продуктивность предпочтительно использование данной жидкости глушения с добавкой МК-3 и НТФ. 1.7 Выбор компонентного состава жидкости глушения С целью сохранения коллекторских свойств высоконапорных продуктивных горизонтов за счет исключения необратимой кольматации пор частицами твердой фазы и предотвращения гидратации глинистых минералов в качестве ЖГ используется в основном, водный раствор хлорида кальция (СаСl2) и нитрата кальция (кальциевой селитры) плотностью до 1600 кг/м3. Минимальной температурой кристаллизации обладают растворы с соотношением солей 1 : 1, с небольшим преобладанием Ca(NO3)2. Неочищенные рассолы плотностью 1600 кг/м3, содержащие до 1% примесей из технических солей, имеют температуру кристаллизации в пределах от - 8 до - 16 °С. Та кие же рассолы плотностью 1500 кг/м3 кристаллизуются при температуре - 33°С, а плотностью 1400 кг/м3 - при -58°С. Достаточная коррозионная инертность рассола обеспечивается введением едкого натра (Na2СО3) до значений рН=7 - 8. Если длительность ремонтных работ превышает 30 суток, то необходимо в жидкость глушения ввести 0,2 % ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза) или добавить ингибитор коррозии (0,2 %) КПИ-3. Пример 2. Требуется провести расчет компонентного состава ЖГ на основе смеси CаCl2 и Са(NO3)2 полученной плотностью 1277 кг/м3, если темпера15

тура на поверхности минус 20°С, на забое 76°С, среднегодовая температура на поверхности земли (устье) равна 0 градусов С . 1. Определяем среднюю температуру в скважине и необходимую плотность ЖГ на поверхности при 20°С:

(

)

t ср = 0 ,5 ⋅ t з + t у = 0 ,5 ⋅ (76 + (0 )) = 38 С

где

0

(14)

tз - статическая температура на забое скважины, °С; ty - температура на устье скважины, °С.

2. Определяем плотность ЖГ для условий ее приготовления на поверхности: ρ n = ρ + (t ср − t n )⋅ k = 1277 + (38 − 20 ) ⋅ 0 ,68 = 1289 кг/м3

где

(15)

ρп - плотность ЖГ на поверхности при температуре tп, кг/м3;

tп - температура на поверхности земли, °С; tcp - средняя температура в скважине, °С; К - температурный поправочный коэффициент, определяется по со ответствующей методике 1.1. ориентировочно можно принять К = 0,68. 3. Определяем процентное содержание компонентов, обеспечивающее минимальную температуру кристаллизации жидкости: СаС12 - 26,5 % Ca(N03)2 - 28,0 % Н20 - 45,5 %. 4. Определяем расход материалов для определения 1 м3 жидкости глушения (рассола): 1289 ⋅ 26 ,5 = 341,6 кг 100 1289 ⋅ 28 ,0 Ca ( NO3 )2 = = 360 кг 100 1289 ⋅ 45 ,5 H 2O = = 586 ,5 кг 100

СaCl 2 =

по соответствующей методике определяем содержание влаги в применяемых солях /1/. Находим, например, что содержание влаги в CaCl2 - 20 %, в Са(NО3)2 – 14%. 16

5. Определяем расход солей для приготовления 1 м3 ЖГ с учетом содержания влаги в солях: 341,6 ⋅ 100 = 427 кг 100 − 20 360 ,9 ⋅ 100 Ca ( NO3 )2 = = 419 ,6 кг 100 − 14 H 2 O = 1289 − (427 + 419 ,6 ) = 442 ,4 кг СaCl 2 =

6. Определяем объем скважины из условия, что средняя толщина стенки эксплуатационной колонны равна 8 мм Vскв =

2 π ⋅ d эк

4

⋅ hтр = 0 ,785 ⋅ 0 ,130 2 ⋅ 3 ,210 = 42 ,6 м3

7. Определяем необходимый объем жидкости глушения с учетом условия: • приготовление жидкости глушения равному двойному объему скважины; • коэффициента потерь К= 1,1 Vжг = 2 ⋅ Vскв ⋅ К = 2 ⋅ 42 ,6 ⋅ 1,1 = 93 ,72

8. Находим потребное количество материалов для приготовления 93,7 м ЖГ. СaCl 2 = 427 ⋅ 93,7 = 40009 ,9 кг; Ca ( NO3 )2 = 419 ,6 ⋅ 93 ,7 = 39316 ,5 кг; H 2 O = 442 ,4 ⋅ 93,7 = 41452 ,9 м3 3

Результаты расчета приводим в таблице 5. Таблица 5 - Результаты расчета. Расход материалов Материал на 1 м3рассола, кг CaCl2 Ca(NO3)2 H2O

341,6 360,9 586,5

Расход солей для приготовления 1 м3 на кг 427,0 419,6 442,4

17

Потребное кол-во материалов для приготовления 93,7 м3 ЖГ, кг 40009,9 39316,5 41452,9

2 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА Все более распространенной технологией интенсификации нефтедобычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения для малодебитных скважин, низкообводненных скважин, эксплуатирующих неоднородные продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, стала технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Технология ГРП опробована почти во всех отложениях Западной Сибири, начиная от верхнемеловых до юрских. Одним из недостатков ГРП является то, что при распространении трещины по пласту ориентация и направление ее распространения обусловлены напряженным состоянием пород и не контролируется технологически. В результате этого трещина уходит за пределы продуктивного пласта, что снижает эффективность ГРП, а в случае наличия вблизи продуктивного водоносного пласта способствует быстрому обводнению скважины. В связи с этим перед проведением ГРП рекомендуется провести глубокую кислотную обработку пласта. В настоящее время скважины для проведения ГРП выбирают по следующим основным критериям: • Дебит жидкости – до 10 м3/сут; • Перфорированная мощность – не менее 3 м.; • Обводненность – менее 30%; • Остаточные извлекаемые запасы – не менее 70% начальных. Произведем расчет процесса ГРП (Желтов С.А., Беренблат В.М.) используя исходные данные (таблица 6). Определим вертикальную составляющую горного давления Ргв Ргв = ρ п ⋅ g ⋅ L

где

(16) 3

ρ п − средняя плотность вышележащих пород, кг/м .

Горизонтальную составляющую горного давления рассчитываем по следующей формуле: Рг =

где

Ргв ⋅ν (1 − ν )

(17)

ν = 0,3 - коэффициент Пуассона;

18

Таблица 6 - Исходные данные для расчета ГРП.

Глубина скважины

Обозначение 2 L

Диаметр скважины

D

0,2159

м

Вскрытая толщина пласта

h

20

м

Показатель 1

3 2835

Ед.из м. 4 м

Величина

м2

Средняя проницаемость

K

2,8×10

Модуль упругости пласта

E

Па

Коэффициент Пуассона Средняя плотность пород над продуктивным пластом Ускорение свободного падения

ν

2×106 0,25

ρп

2070

кг/м3

g

9,81

м/с2

1000

кг/м3

Вязкость жидкости разрыва

ρр η

0,038

Пористость трещины после закрытия

mт

40

Па×с %

Концентрация песка в жидкости разрыва

c

800

кг/м3

Внутренний диаметр НКТ

dв

0,059

м

Плотность проппанта

ρпп

2,6

кг/м3

Плотность жидкости разрыва

-11

Давление ГРП на забое скважины: Р з = Рг + Б р

где

(18)

Б р = 6 - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв

(определяется по графику /2/), МПа. Давление на устье скважины при ГРП определяется Р у = Рг + Ртр + Б р − Рпл

где

(19)

Ртр - потери давления в системе обвязки и трубах (ориентировочно

можно принять Рнкт=0,2 МПа на 100м НКТ), МПа; Pпл = 27 ,0 МПа - пластовое давление. Общий объем жидкости для проведения процесса ГРП определяется по формуле: 19

V = Vпр + Vжр + Vп

где

(20) 3

Vжр − объем жидкости разрыва,м ; 3

Vпр − объем продавочной жидкости ,м ; 3

Vп − объем жидкости песконосителя ,м .

Объем жидкости разрыва определяется из условия Vжр = 2 м3 на 1 м эффективной толщи продуктивного пласта. Общий объем продавочной жидкости Vпр =

к ⋅ π ⋅ d вн ⋅ H нкт 4

(21)

где к = 1,3 - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб; d вн − внутренний диаметр НКТ, м; Н нкт − глубина спуска НКТ, м. Объем жидкости песконосителя МП КП

VП =

где

(22)

М П = 12 т – масса песка закрепителя; К П = 0 . 56 т/м3 – концентрация песка в 1м3 жидкости песконосителе.

Рассчитаем число насосных агрегатов по формуле: Qтр

N1 =

где

Q АГР

+1

(23)

Qтр ≥ 0 ,05 м3/с - требуемый расход;

Q АГР = 0 ,0225 м3/с - производительность насосной установки

«Кардвелл». Число пескосмесительных агрегатов определяет N2 =

MП V БУНК

(24)

20

где

3

VБУНК = 9 м объем бункера пескосмесительного агрегата.

Продолжительность процесса ГРП выражается уравнением: t=

где

V q

(25)

q = 0 ,0225 м3/с - темп закачки жидкостей ГРП.

Используя формулы (16-25) произведем расчет процесса ГРП. Определим вертикальную составляющую горного давления: Pгв = 2070 ⋅ 9 ,81 ⋅ 2725 = 55 ,33 МПа

Горизонтальная составляющая горного давления: Pг =

55 ,33 ⋅ 0 ,3 = 23 ,71 МПа ( 1 − 0 ,3 )

Давление ГРП на забое скважины: Р з = 23,71 + 6 = 29 ,71 МПа

Давление на устье при проведении ГРП: Pу = 23 ,71 + 5 ,41 + 6 − 27 = 8 ,12 МПа

Объем жидкости разрыва: 3

Vжр = 2 ⋅ 20 = 40 м

Объем продавочной жидкости: Vпр =

1,3 ⋅ 3 ,14 ⋅ 0 ,059 2 ⋅ 2705 3 = 9 ,61 м 4

Объем жидкости песконосителя VП =

:

12 3 = 21,4 м 0 ,56

Общий объем жидкости для проведения процесса

21

V = 9 ,61 + 40 + 21,4 = 73,71 м3

Число насосных агрегатов: N1 =

0 ,08 + 1 = 4 ,55 0 ,0225

Принимаем число насосных агрегатов = 5. Число пескосмесительных агрегатов: N2 =

12 = 1,33 9

Принимаем число пескосмесителей равным 2. Продолжительность процесса ГРП: t=

73 ,71 = 3276 c = 54 ,6 мин 0 ,0225

2.1 Выбор вида и состава жидкости для ремонта скважин Основные жидкости, используемые для капитального ремонта и заканчивания скважин обычно подвергают обработке для придания им стабильности и способности не загрязнять продуктивный пласт (вводят KCl, реагенты стабилизаторы). Их загущяют биополимерами или гидроксиэтил целлюлозой, которые очень мало загрязняют продуктивный пласт. Вводят ПАВ для регулирования характера смачиваемости поверхности породы. Жидкости для капитального ремонта должны быть тщательно отфильтрованы для того, чтобы они не загрязняли продуктивный пласт. Ниже перечислены факторы, которые нужно учитывать при выборе жидкости для КРС: а) Поддержание нормального состояния ствола скважины; - величина пластового давления; - фильтратоотдача; - размещение в заданном интервале; - вынос твёрдых частиц при циркуляции; б) Загрязнение продуктивного пласта. - проникновение в пласт твёрдых частиц или перемещение твёрдых частиц в поровых каналах; - взаимодействие с частицами глинистых минералов; - изменение относительной проницаемости; 22

- изменение характера смачиваемости породы; - выпадение твёрдых продуктов; - растворение в) Стабильность, поддержание заданных свойств. - влияние химического и бактериологического факторов; - механические свойства; г) Наличие (доступность) - количество или качество; - транспортировка, хранение, способы работы с жидкостью; - стоимость. д) Утилизация - обработка и хранение для повторного использования; - влияние на окружающую среду, токсичность. Приведем пример расчёта 1 Определяем массу воздушной фазы. Производительность компрессора УКП-80 равна 8м3/мин или 0,133 м3/с. Плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,29 кг/м3. Тогда: М 2 = ρ 2V2 (26) М2 = 0,133·1,29 = 0,172 кг/с 2. Определяем отношение масс: M2 M1 0 ,172 δ= = 0 ,03 5 ,5

δ=

(27)

3 Определяем массу жидкой фазы Принимаем расход воды для аэрации 3 м3/10 мин = 0,005 м3/с; плотность жидкой фазы с твёрдыми добавками – p = 1100 кг/м3 Тогда: M 1 = ρ 1V1 (28) М1=1100·0,005=5,5 кг/с 4 Предельная величина растворимости воздуха в воде находится приближённо. Известно, что максимальная растворимость природного газа в 1 м3 воды при забойном давлении Р = 350 кгс/см2 и температуре t = 1200С составляет 4 м3/м3. Эту величину и следует принять, хотя раствори23

мость воздуха значительно ниже. Объём воды плотностью 1000 кг/м3 берётся при температуре t = 15ºС и давлении 1 кгс/см2. Масса данного киломоля воздуха равна 29 кг/кмоль. Следовательно M r ⋅G ⋅ P ρ1 ⋅ R ⋅ T 29 ⋅ 4 ⋅ 1 = 0 ,005 С= 1000 ⋅ 289 ⋅ 0 ,082 С=

(29)

5. Находим мольную долю водяного пара в забойных условиях. По формуле Осборна-Майерса давление насыщенных паров принято 1 кгс/см2 имеем Pн Pз 1 ϕ= = 0 ,03 350

ϕ=

(30)

6 Рассчитываем концентрацию воды в газовой фазе. 1

K=

1−ϕ M 2 1+ ⋅ ϕ M3 1 К= = 0 ,002 1 − 0 ,003 29 1+ ⋅ 0 ,003 18

(31)

7 Плотность газовой фазы в забойных условиях определяется приближённо как отношение массы одного киломоля воздуха к мольному объёму воздуха, равному 0,2 м3/кмоль. M2 V 29 ρ2 = = 145 кг/м3 0 ,2

ρ2 =

8 Определяем величину β ρ δ ⋅( 1 − C ) − C β= 1⋅ ρ2 ( 1 − K )⋅( 1 + δ ) β=

1100 0 ,03( 1 − 0 ,005 ) − 0 ,005 ⋅ = 0 ,18 145 ( 1 − 0 ,002 ) ⋅ ( 1 + 0 ,03 )

24

(32)

(33)

9 Рассчитываем плотность аэрированной суспензии при давлении 350 кгс/см2 и температуре 120ºС. ρ=

ρ=

ρ1 + β ⋅ ρ 2 1+ β

(34)

1100 + 0 ,18 ⋅ 145 = 954 кг/м3 = 0,954 г/см3 1 + 0 ,18

2.2 Гидропескоскоструйная перфорация скважин Наиболее эффективным способом вскрытия продуктивных отложений является гидропескоструйная перфорация (ГПП). Имея максимальную среди известных способов, глубину проникновения в пласт, ГПП позволяет увеличить приведенный радиус скважины. Однако в производственных условиях в условиях геологоразведочных работ провести гидропескоструйную перфорацию в полном объеме с подготовкой специальных жидкостей носителя и расклинивающего агента, пескосмесительного агрегата, нескольких насосных агрегатов и т.д. чрезвычайно сложно. Поэтому чаще всего ГПП проводят по следующей схеме. В скважину спускают стандартный гидроперфоратор, оставив в нем незаглушенными лишь два отверстия, и проводят резку колонны с использованием глинистого раствора, утяжеленного баритом. Так как абразивность барита ниже, чем у песка, продолжительность резки увеличивают в два раза. Существенным недостатком этого способа является ухудшение естественной проницаемости породы вблизи стенок образующегося канала перфорации вследствие проникновения в пласт фильтрата глинистого или любого другого раствора. Перед проведением ГПП определяется темп закачки (расход) в процессе перфорации 20 g ⋅ ΔP (35) Q = 100 ⋅ n ⋅ ϕ ⋅ f 10 3 ⋅ ρ см где n − число насадок, шт; ϕ = 0 ,82 − коэффициент скорости закачки; f − площадь сечения насадки, см2; ΔP = 15 МПа - перепад давления в насадке; ρ см − плотность смеси, кг/м3. ρ см = с ⋅ ( ρ п − ρ в ) ⋅ ρ в

где

с − объемная доля смеси воды с песком, %;

25

(36)

3

ρ п − плотность песка, кг/м ;

ρ в = 1000 кг/м3- плотность воды. С=

где

С0 С0 + 100 ρ в

(37)

С0 = 100 кг/м3 - массовая доля песка.

Определяется необходимое количество жидкости для ГПП, которое равно суммарному объему скважины Vcкв , объему жидкости с учетом фильтрации ее в пласт ( 0 ,3 ⋅ Vcкк ) , объему жидкости равному объему скважины для промывки после ГПП. Qж = 2 ,3V ⋅ H

где

(38) 3

V − объем 1 м погонного эксплуатационной колонны, м ; H − глубина перфорации, м.

Определяется количество песка Qп . Qп = 1,3 ⋅ Vcкк ⋅ С0

(39)

Определяется количество агрегатов n=

Q +1 Qагр

(40)

Определяется предельно допустимая (безопасная) глубина спуска НКТ при циркуляции в скважине Gстр L=

где

к

− Fвн ⋅ Р у qТ

(41)

Gстр = 387 ⋅ 10 3 - страгивающая нагрузка в резьбовых соединениях

НКТ 73 марки стали К; к = 1,3-1,5 Н - коэффициент запаса прочности; Fвн = 0 ,00273 м2 - площадь внутреннего сечения НКТ 73 × 7мм; Pу − давление на устье скважины при работе агрегатов, МПа; qТ − вес 1 м труб с муфтами без учета потери веса в жидкости, Н/м.

26

Определяется максимально возможная глубина спуска НКТ при отсутствии циркуляции (при поглощении) Gcтт

− Fвн ⋅ Р у к L = qТ + Fвн ⋅ ρ см ⋅ g '

(42)

Определяются гидравлические потери Р: P = Pг + Рн + Р П + Рк

где

(43)

Рк − потери давления в трубах, МПа; Рн − потери давления в насадках, МПа; Р П = 3 ,5 МПа - потери давления в полости, образованной абразивной

струей жидкости, МПа; Рк − в кольцевом пространстве, МПа. Перепад давления в трубах определяется из выражения: РТ = 8 ,1 ⋅ 10 6 ⋅ λТ ⋅ ρ см ⋅

где

d 5 вн

(44)

λТ = 0 ,035 − коэффициент трения при движении воды в НКТ 73 мм; d вн = 0 ,052 м - внутренний диаметр НКТ. Рк =

где

Q2 ⋅ H

8 ,05 ⋅ 10 6 ⋅ λк ⋅ ρ см ⋅ Q 2 ⋅ H ( D 2 в − d н 2 )2 ( Dв − d н )

(45)

λк = 0 ,04 − коэффициент трения в кольцевом пространстве; Dв = 0 ,152 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d н = 0 ,073 м - наружный диаметр НКТ.

Допустимое устьевое давление Ру определяют из выражения Ру = где

QСТР (QТ ) − qT ⋅ L ⋅ g ; n ⋅ FB

qт =11,39 кг/м - масса 1 метра НКТ 73 × 7,0; L - длина колонны НКТ, м; n - коэффициент запаса прочности (n = 1,32); 27

(46)

Fв - площадь проходного канала труб, м2. Для определения удлинения колонны используем формулу Гука: ΔL =

где

G⋅L E ⋅ fТ

(47)

G − сумма усилий, действующих на колонну НКТ, мм.

G = qТ

Ртр L − Pk f н + f вн ( Р у − ) 2 2

(48)

При отсутствии циркуляции жидкости: G' = q'Т

где

Ртр L + f вн ( ρ см gL + Pу − ) 2 2

(49)

q'Т − вес в воздухе 1 м труб с муфтами, Н; f н − площадь поперечного сечения трубы по наружному диаметру, м2; Ртр − потери давления в трубах, Па;

L − глубина спуска колонны НКТ, м; f вн − площадь проходного сечения НКТ, м2; Е = 20 ,6 МПа - модуль упругости стали

2

fТ − площадь поперечного сечения тела трубы, м .

Произведем расчет процесса ГПП для наших условий. Определим необходимый для проведения процесса ГПП расход рабочей жидкости: Q = 10 ⋅ 6 ⋅ 0 ,82 ⋅ 0 ,785 ⋅ 0 ,005 2

20 ⋅ 9 ,81 ⋅ 15 ⋅ 10 6 3

10 ⋅ 1070

= 0 ,041 м3/с

Определим плотность смеси: ρ см = 0 ,001 ⋅ ( 2700 − 1000 ) ⋅ 1000 = 1700 кг/м3

Определим объемную долю смеси воды с песком: С=

100 = 0 ,001 % 100 + 100 ⋅ 1000

28

Объем 1 метра погонного эксплуатационной колонны: V = 0 ,785 ⋅ 0 ,152 2 ⋅ 1 = 0 ,018 м3

Объем жидкости для проведения ГПП: Qж = 2 ,3 ⋅ 0 ,018 ⋅ 2835 = 117 ,37

Количество кварцевого песка: Qп = 1,3 ⋅ 51,03 ⋅ 100 = 6 ,63 т.

Количество насосных агрегатов: n=

0 ,041 + 1 = 2 ,64 агр. 0 ,025

Принимаем 3 агрегата. Определяется предельно допустимая (безопасная) глубина спуска НКТ при циркуляции жидкости в скважине: 387 ⋅ 10 3 − 0 ,00273 ⋅ 19 ,5 ⋅ 10 6 1,5 = 17977 м L= 11,39

Определяется максимально возможная глубина спуска НКТ при отсутствии циркуляции (поглощении): 387 ⋅ 10 3 − 0.00273 ⋅ 19 ,5 ⋅ 10 6 1,5 = 3597 м L' = 11,39 + 0 ,00273 ⋅ 1700 ⋅ 9 ,81

Определяются потери давления в трубах: 4 ,12 ⋅ 2835 РТ = 8 ,1 ⋅ 10 ⋅ 0 ,035 ⋅ 1,7 ⋅ = 6 ,04 МПа 5 ,2 5 6

Определяются потери давления в кольцевом пространстве: Рк =

8 ,05 ⋅ 10 6 ⋅ 0 ,04 ⋅ 1,7 ⋅ 4 ,12 ⋅ 2835 = 0 ,105 МПа ( 15 ,2 2 − 7 ,3 2 )2 ( 15 ,2 − 7 ,3 )

29

Определяются гидравлические потери в системе: P = 6 ,04 + 2 ,0 + 3 ,5 + 0 ,105 = 11,645 МПа

Максимально возможное устьевое давление: 387 ⋅ 10 3 − 11,39 ⋅ 2835 ⋅ 9 ,81 Ру = = 19 ,5 МПа; 1,32 ⋅ 0 ,00273

Сумма усилий, действующих на НКТ, при циркуляции жидкости в скважине: G = 11,39

2835 6 ,04 ⋅ 10 6 − 0 ,105 ⋅ 10 6 ⋅ 0 ,0042 + 0 ,00273 ⋅ ( 19 ,5 ⋅ 10 6 − ) = 60 ,7 кН 2 2

Сумма усилий на НКТ при отсутствии циркуляции: G' = 11,69

2835 6 ,04 ⋅ 10 6 + 0 ,00273( 1700 ⋅ 9 ,81 ⋅ 2835 + 19 ,5 ⋅ 10 6 − ) = 190 ,6 кН 2 2

Удлинение колонны НКТ при проведении ГПП: 1. При циркуляции жидкости в скважине: ΔL =

60 ,7 ⋅ 10 3 ⋅ 2835 = 0 ,56 м 2 ,1 ⋅ 10 11 ⋅ 0 ,00147

2. При отсутствии циркуляции: 190 ,6 ⋅ 10 3 ⋅ 2835 ΔL = = 1,75 м 2 ,1 ⋅ 10 11 ⋅ 0 ,00147 '

Список использованной литературы 1. РД 08-200-98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Гостехнадзор РФ, 1998. -160 с. 2. Регламент по заканчиванию нефтяных и газовых скважин. -Краснодар, НПО «Бурение», -1996. -400 с. 3. Спутник нефтяника и буровика. Справочник. /Н.Г. Середа, В.А. 30

Сахаров, А.Н. Тимашев /, -М.: Недра, -1986. -326 с. 4. РД 00158758-199-98. Технологический регламент на технологию капитального ремонта скважин на Ямбургском ГКМ. - Тюмень, ТюменНИИГипрогаз, 1998. -59 с. 5. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1985. 6. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1984. -225 с. 7. РД 575 3490-010-98. Технологический регламент на проектирование и строительство скважин (освоение и испытание скважин на продуктивность). - Сургут, СургутНИПИнефть, 1998. -93 с. 8. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. - -Краснодар, НПО «Бурение», 1997. -85 с. 9.. Новые технологии капитального ремонта скважин. -М.: Tacis, 1996.-400 с. 10. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Техника и технология капитального ремонта скважин. - М.: Недра, 1987. -316 с. 11. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т., Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. – М.: Недра, 1988. – 263 с. СОДЕРЖАНИЕ 1. 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 2. 2.1 2.2

Введение …………………..………………………………………. Глушение скважин при капитальном ремонте …………………. Методика выбора типа и свойств жидкости глушения (ЖГ) ….. Выбор необходимой вязкости ЖГ ………………………………. Необходимость ввода ПАВ в состав ЖГ ……………………….. Прогнозирование влияния ЖГ на потенциальную продуктивность скважин после проведения ремонтных работ …………… Приведем пример оценки влияния жидкости глушения на продуктивность скважин при проведении ремонтных работ ……... Расчет плотности жидкости глушения ………………………….. Выбор компонентного состава жидкости глушения …………... Гидравлический разрыв пласта ………………………………….. Выбор вида и состава жидкости для ремонта скважин ………... Гидропескоструйная перфорация скважин ……………………... Список использованной литературы …………………………….

31

3 3 3 6 8 8 12 12 15 18 22 25 31

Методические указания и контрольные задания к практическим занятиями самостоятельной работе по дисциплине «Капитальный ремонт скважин» для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и специализации 090803 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения. Часть 1.

Составители:

Зозуля Г.П., д.т.н., профессор Герасимов Г.Т., к.т.н., доцент Шенбергер В.М., к.т.н., доцент Листак М.В., ассистент

ЛР № 020520 от 23.04.92 г. Подписано к печати Заказ № Формат 60×84 1/16 Отпечатано на RISO GR 3750

Бум. писч. № 1 Уч. изд. л. Усл. печ. л. Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, Володарского, 38 32