Расчетная часть. 
Ремонт нефтяной скважины

Расчет крепления призабойной зонный скважин цементно-песчаным раствором на скв. 1281 Елгинского месторождения.

Для крепления призабойной зоны скважины цементным раствором требуется определить количество сухого цемента, количество воды для затворения цемента и продавки цементного раствора в пласт, а также давление и время его закачки в пласт.

Исходные данные для скважины:

Наружный диаметр эксплуатационной колонны Dн = 146 мм Глубина скважины H=1620м Внутренний диаметр заливочных труб d=76мм Эффективная мощность пласта h=12,2 м Плотность сухого цемента с_ц=3,15 кг/м³

Плотность воды с_в=1Мг/м³

Внутренний диаметр эксплутационной колонныD_в=131мм Объем закрепляемой зоны:

V=0,785(D²кD²н)hm.

Dк — диаметр зоны крепления, зависящий от радиуса возможного разрушения породы, м.

m-условная пористость закрепляемой зоны, которая зависит от темпа поглощения воды при промывке скважины и устьевого давления. Значение D_к задаются, исходя из особенностей обрабатываемой скважины, длительности ее предшествующей эксплуатации, количества вынесенного песка, поглотительной способности и др. Принимаем D_к=1м.Условную пористость обычно принимают равной 1 при темпе поглощения воды 0,5 м³/мин при отсутствии давления на устье; m=0,5 при том же расходе воды и давлении до 2 МПа.

При более высоком давлении на устье скважины и расходе поглощаемой воды обработка призабойной зоны цементным раствором не рекомендуется.

Примем давление на устье равным 1МПа при поглощении 0,5 м³/мин воды, что примерно соответствует условной пористости m=0,75.

Считаем объем закрепляемой зоны, который определяет количество цементного раствора, по формуле.

V=0,785(D²кD²н)hm.

V=0,785(1²-0,146²)· 12,2·0,75=7,03 м³

Принимая водоцементный фактор равным 0,5, определим массу сухого цемента из следующего уравнения:

1,5V_цс_ц= Vс_ц.р.

V_ц— объем сухого цемента, м³

V-объем цементного раствора, м³

с_ц.р.— плотность цементного раствора с_ц.р.=3с_ц с_в/2 с_в+ с_ц=3· 3,15·½·1+3,15=1,84Мг/м³

Находим массу сухого цемента по формуле:

Учитывая возможные потери в процессе цементажа, количество сухого цемента увеличивают на 5−10%, т. е.

Q_ц==7,0+0,7=7,7 мг Количество воды для затворения цемента при водоцементном факторе 0,5.

Q_в=Q_ц/2=7,7/2=3,85 мг или 3,85 м³

Количество воды, необходимое для продавки цементного раствора в пласт:

V_в=0,785 [d²L+D²в (H-L)]=0,785[0,076²· 1600+0,131²(1620−1600)]=7,5 м³

Общее количество потребной воды составит.

Q'_в= Q_в+V_в=3,85+7,5=11,35 м³

Давление продавки цементного раствора ориентировочно определяют, исходя из поглотительной способности скважины и степени дренированности призабойной зоны. Обычно давление продавки для подбора насосного агрегата и определения его подачи принимают равным четырехи пятикратному давлению поглощения воды при той же скорости нагнетания.

Продолжительность закачки цементного раствора в скважину и продавки его в пласт.

t=(V+V_в)/q.

qподача агрегата, равная 14,8 дм³/с.

t=(5,7+7,5)· 10³/14,8=900с=15мин.

Расчет крепления призабойной зоны фенолформальдегидной смолой на скв.1281 Елгинского месторождения.

Рассчитать крепление пород призабойной зоны фенолформальдегидной смолой в условиях забойной температуры T=353 К.

Исходные данные:

Глубина нижних отверстий фильтра L_ф=1213м Наружный диаметр эксплуатационной колонны D_н=146мм Коэффициент пористости породы призабойной зоны m=0,225.

Эффективная мощность пласта h=12,2 м Внешний диаметр зоны крепления D_к=1м Внутренний диаметр заливочных труб d=62мм Длина заливочных труб колонны L=1183м Глубина статического уровня H_ст=500 м Внутренний диаметр э. колонны D_в=0,131 м После проведения подготовительных работ (очистка забоя, замер глубины забоя, статического уровня и температуры, определение поглотительной способности скважины, проверка состояния эксплуатационной колонны, спуск заливочных труб с пакером и герметизация устья) процесс обработки состоит в последовательном выполнении следующих операций:

• 1)при наличии в скважине воды в заливочную колонну нагнетают нефть для вытеснения из скважины воды
• 2)вслед за нефтью в эти трубы закачивают требуемый объем смолы
• 3)вытесняют в пласт из заливочной колонны смолу соответствующим объемом нефти; срок продавки в пласт смолы при температуре забоя T=353К не должен превышать 6ч.
• 4) после продавки в пласт смолы освобождают пакер и из скважины поднимают примерно 100 м 62 мм труб
• 5) закачивают в заливочную колонну 0,25 м³ воды, чтобы смыть со стенок труб пленку смолы
• 6) для затвердевания смолы скважину оставляют в состоянии покоя на 5 сут (при Т=353К)
• 7) по истечению этого срока замеряют глубину забоя и уровень жидкости в скважине
• 8)определяют поглотительную способность скважины и осваивают е методом плавного запуска. При этом отбор жидкости в первые дни освоения скважины снижают на 20−30% от среднего отбора до обработки. Через 10−15 дней работы режим откачки усиливают, постепенно доводя его до установленной нормы отбора жидкости.

Определим объемное количество смолы, которое равно объему порового пространства зоны крепления.

V=0,785(D²к-D²н)hm=0,785(1²-0,146²)· 12,2·0,225=2,11 м³

Объем продавочной нефти найдем найдем по формуле.

V_н=0,785[d²(L+D²_в(L_ф-L)]=0,785[0,062²· 1183+0,131²(1213−1183)]=5,01 м³

Если в скважине перед её обработкой воды не было, то объем продавочной нефти находят с учетом глубины статического уровня.

V_н=0,785[d²(L-h_ст)+D²_в(L_ф-L)]=0,785[0,062²· (1183−500)+0,131²(1213−1183)]= м³