Случай: при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении

На рис. 1 представлена схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении (с учетом выхода буферной жидкости до поверхности) для эксплуатационной колонны.

Ниже приведен пример расчета наружных избыточных давлений при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении.

Точка 1 (устье скважины).

Р_н1 = 0;

Р_в1 = 0;

Р_ни1 = 0.

Точка 2 (граница изменения жидкости за колонной).

Р_н2 = ρ_буф∙ g ∙h₁;

Р_в2 = ρ_прод∙ g ∙h₁;

Р_ни2 = (ρ_буф – ρ_прод)∙ g ∙h₁.

Точка 3 (граница изменения жидкости за колонной).

Р_н3 = g ∙(ρ_буф·h₁ + ρ_{тр обл} ∙ ( Н – h₁ – h₂));

Р_в3 = ρ_прод∙ g ∙ ( Н –h₂);

Р_ни3 = Р_н3 – Р_в3.

Точка 4 (граница изменения жидкости в колонне).

Р_н4 = g ∙(ρ_буф·h₁ + ρ_{тр обл} ∙ ( Н – h₁ – h₂)+ ρ_{тр н} ·(h₂ – h_ст));  

Р_в4 = ρ_прод∙ g ∙( Н – h_ст);

Р_ни4 = Р_н4 – Р_в4.

Точка 5 (забой скважины).

Р_н5 = g ∙(ρ_буф·h₁ + ρ_{тр обл} ∙ ( Н – h₁ – h₂)+ ρ_{тр н} ·h₂);

Р_в5 = ρ_прод∙ g ∙( Н – h_ст) + ρ_{тр н}∙ g ∙ h_ст;

Р_ни5 = Р_{н 5} – Р_{в 5} .

 

Рис. 1. Схема расположения жидкостей в конце продавки тампонажного раствора при снятом устьевом давлении:

ρ _прод – плотность продавочной жидкости; ρ _буф – плотность буферной жидкости; ρ_{тр обл} – плотность облегченного тампонажного раствора;

 ρ_{тр н} – плотность тампонажного раствора нормальной плотности;

h ₁ – высота столба буферной жидкости; h ₂ – высота столба тампонажного раствора нормальной плотности; h _ст – высота цементного стакана

 

Далее рекомендуется провести анализ 2-го и 3-го случаев с целью выбора наиболее опасного.

Для этого рассчитывается давление столба нефти в конце эксплуатации P _кэн для нефтяных скважин по формуле:

P _кзн = ρ_н∙ g ∙( H _скв - h _д ),                                    (8)

где ρ_н – плотность нефти, кг/м³;

g – ускорение свободного падения – 9,81 м/с²;

Н_скв – глубина скважины, м;

h _д – динамический уровень в скважине в конце эксплуатации, м.  

Если значение динамического уровня в скважине в конце эксплуатации в исходных данных (табл. «Нефтеносность скважины») не приводится, то его значение необходимо рассчитать по формуле:

h _дин = (2∙ H _скв ) / 3,                                        (9)

где Н_скв – глубина скважины, м.

В случае если в разрезе скважины присутствует большое количество напорных горизонтов, аномально высокое пластовое давление и т.д. расчет колонны производится на полное опорожнение (h _д = H _скв ). Необходимость проведения данного расчета указывается в Техническом задании на проектирование.

Минимальное забойное давление P _{кэ г} для газовых скважин принимается равным 0,5 Мпа. Причем для газовой скважины на схеме расположения жидкостей необходимо указать заполненную газом колонну, а при расчете значений внутренних давлений в каждой точке необходимо брать значение 0,5 МПа.

Давление столба жидкости при испытании обсадных колонн на герметичность путем снижения уровня жидкости P _г (формула (10)).

P _г = ρ _г ∙ g ∙( H – h ),                                      (10)

где h – высота подъема жидкости при испытании, которая находится в соответствии с инструкцией по расчету обсадной колонны по табл. 1;

g – ускорение свободного падения, 9,81 м/с²;

ρ_г – плотность технической воды, кг/м³;

H – глубина скважины, м.

Таблица 1

Величина снижения уровня жидкости при испытании на герметичность

Глубина скважины, м	до 500	500-1000	1000-1500	1500-2000	более 2000
Величина снижения уровня, м, не менее	400	500	650	800	1000

В случае выполнения условия P _г > P _кэ, наиболее опасным является случай в конце эксплуатации, в случае невыполнения – при испытании на герметичность.

Причем плотность цементного камня определяется по формуле:

ρ _цк = ρ _тр ∙ (1 – K ),                            (11)

где K – коэффициент разгрузки, связанной с твердением цементного раствора (табл. 2).

Таблица 2

Значения коэффициента разгрузки в зависимости от диаметра обсадных труб

Диаметры обсадных труб, мм	Коэффициент разгрузки К
114-178	0,25
194-245	0,3
273-324	0,35
340 и более	0,4

Случай: конец эксплуатации скважины

На рис. 2 представлена схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины (с учетом выхода буферной жидкости до поверхности) для эксплуатационной колонны.

 

Рис. 2. Схема расположения жидкостей в конце эксплуатации нефтяной скважины:

ρ _н – плотность нефти; ρ _буф – плотность буферной жидкости;

ρ_{тк обл} – плотность облегченного тампонажного камня; ρ_{тк н} – плотность тампонажного камня нормальной плотности; h ₁ – высота столба буферной жидкости; h _д – динамический уровень скважины; h ₂ – высота столба тампонажного камня нормальной плотности

 

Расчет наружного избыточного давления производится аналогично расчету 1 случая с учетом рекомендаций по расчету давлений позиций 7­–9 (см. п. 1.1).

По данным расчета строится эпюра наружных избыточных давлений 2-ух самых опасных случаев в координатах «глубина–наружное избыточное давление». При построении следует учитывать, что изменение давления по глубине между расчётными точками принимается прямолинейным. Пример эпюры представлен на рис. 3.

Рис. 3. Эпюра наружных избыточных давлений

 

---

Дата добавления: 2019-07-17; просмотров: 401; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!