где Н – глубина скважины
также определяем на четырех скоростях.
8. Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, определяется по формуле:
N=
, кВт (8)где ηа- общий механический КПД агрегата ηа=0,65
Подсчитываем для каждой скорости агрегата Азинмаш-35 имеет максимальную мощность двигателя 110 кВт.
9. Коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата k определяем из соотношения
k=
% (9)Определяем (kI; kII; kIII; kIV)
10. Скорость размытого песка Vn определяется как разность скоростей
Vn =Vв - Vкр;
где Vкр- скорость свободного падения песчанок Vкр=0,095 м/с,
Vn также определяем на четырех скоростях.
11. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:
t=
; (10)Подсчитываем для каждой скорости агрегата (I, II, III, IV).
12. Размывающая сила струи жидкости. Силу удара струи промывочной жидкости можно определить по следующей формуле:
Р=2·102·
, кПА; (11)где Q- подача агрегата берется из таблицы 1,
Р – определяется для каждой скорости.
ЗАДАЧА 2
Выберите способ, жидкость глушения, необходимое оборудование, материалы, их количество для глушения скважины. Составьте схему размещения и обвязки наземного оборудования и план работ. Исходные данные приведены в таблице.
Таблица №4
Наименование исходных данных | Варианты | |||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф,м | 1750 | 1875 | 1880 | 1898 | 1910 | 1830 | 1790 | 1920 |
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм | 168 | 146 | 168 | 146 | 146 | 146 | 168 | 168 |
Диаметр НКТ dнкт, мм | 73 | 60 | 73 | 60 | 60 | 60 | 73 | 73 |
Пластовое давление Рпл, МПа | 19,5 | 21 | 22,6 | 18,3 | 23 | 24,2 | 20 | 28 |
Обводненность nв% | 50 | 25 | - | 23 | 10 | 5 | 40 | 30 |
Глубина спуска колонны труб (насоса) L(Lн),м | 1350 | 1100 | 1853 | 1170 | 1890 | 1812 | 1170 | 1300 |
Способ эксплуатации | насосный | Фонтан ный | насос ный | фонтанный | насосный | |||
Плотность скважинной жидкости В,кг/м3 | 950 | 900 | 850 | 900 | 860 | 860 | 940 | 930 |
Продолжение таблицы № 4
Наименование исходных данных | Варианты | ||||||
9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | |
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф,м | 178 0 | 1840 | 1900 | 1820 | 1840 | 1860 | 2000 |
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм | 168 | 146 | 168 | 146 | 168 | 146 | 146 |
Диаметр НКТ dнкт, мм | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 60 |
Пластовое давление Рпл, МПа | 17 | 23 | 23 | 19 | 18,3 | 18,9 | 21,8 |
Обводненность nв% | 35 | - | - | 60 | 20 | 50 | 20 |
Глубина спуска колонны труб (насоса) L(Lн),м | 1100 | 1817 | 1870 | 1400 | 1810 | 1480 | 1980 |
Способ эксплуатации | насосный | фонтанный | насосный | фонтанный | насосный | фонтанный | |
Плотность скважинной жидкости В,кг/м3 | 930 | 850 | 850 | 980 | 900 | 950 | 920 |
Методические указания к решению задачи.
К решению задачи приступают после изучения техники и технологии глушения скважин.
1. Выбирают способ глушения в зависимости от пластового давления, приемистости и литологии пласта, вида спущенного в скважину оборудования, вида применяемой жидкости.
Глушение может производиться следующими способами:
а) полной заменой скважинной жидкости, если колонна НКТ или хвостовик спущены до продуктивного пласта: башмак колонны НКТ или насос находятся выше пласта, но пласт имеет хорошую проницаемость; при значительной величине пластового давления; поднасосная жидкость может быть продавлена без опасности ухудшения проницаемости ПЗП.
б) Частичной заменой скважинной жидкости (без задавки в пласт), если проницаемость ПЗП низкая и есть опасность загрязнения пласта продавочной жидкостью при небольшой величине пластового давления, при насосном способе эксплуатации.
1.Определяют плотность жидкости глушения из условия создания противодавления на пласт по формуле
при полной замене жидкости
гл= , кг/м3где, (0,1…0,25) Рпл- величина противодавления на пласт согласно требованиям правил безопасности ведения работ, Па.
+ ρсм, кг/м3 при частичной замене жидкости
3.Выбирают жидкость глушения в соответствии с рассчитанной плотностью и особенностью пласта.
Для глушения применяют жидкости:
а) техническую воду, обработанную ПАВ или пластовую – для пород с проницаемостью более 0,16 мкм2 и пористостью более 16%, плотностью до 1120…1190 кг/м3;
б) водный раствор хлористого кальция (плотностью до 1396 кг/м3) хлористого натрия (плотностью до 1175 кг/м3), обработанные ПАВ;
в) глинистый раствор (плотностью до 1700 кг/м3) – для песчаных коллекторов с проницаемостью более 0,2 мкм2;
г) гидрофобно – эмульсионные растворы (ГЭР) – стабилизированные полиамидами и содержащие при необходимости утяжелители (барий, гематит и др.), плотностью от 950 до 2000 кг/м3 – для любого типа коллекторов.
4. Определяют объем жидкости глушения
при полной замене скважинной жидкости:
Vгл = 0,785·D2вн·L·φ, м3
где Dвн – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
φ – коэффициент запаса количества жидкости глушения, φ= 1,1,05…1,1
при частичной замене скважинной жидкости:
Vгл = 0,785·D2вн·Lн·φ, м3