Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (599 руб.)

Расчетная часть-Расчет Гидродинамики промывки скважин ПМД-придельно малого диаметра-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Дата закачки: 26 Сентября 2016
Продавец: Preventer777
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Расчетная часть-Расчет Гидродинамики промывки скважин ПМД-придельно малого диаметра-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
5.3 Гидродинамика промывки скважин ПМД



В условиях стесненного кольцевого пространства в скважинах ПМД и значительных репрессиях на забой, необходимо избежать проблем, связанных с гидроразрывом пласта. Для этого был выполнен гидродинамический расчет промывки типовой скважины, приведенный ниже. Основное условие- предотвращение гидроразрыва пласта. А также был выполнен расчет необходимой подачи и давления на различных этапах строительства скважины и определена необходимая гидравлическая мощность насоса.
Найдем значения подачи и давления на насосе на различных этапах строительства скважины.
Подача насоса определяется по выбранной скорости восходящего потока промывочного раствора. Согласно рекомендациям /7/ для эффективной очистки скважины и выноса шлама скорость потока должна соответствовать значению 0,6-0,8 м/с.
1. Направление диаметром 245 мм, диаметр скважины 295 мм, глубина 20 м.
Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с, диаметр скважины D=0.295 м, диаметр бурильных труб d=0.127 м, внутренний диаметр бурильных труб dв=0.108 м;
Площадь кольцевого сечения скважины
(5.1)
0.05625 м2;
необходимая подача промывочной жидкости равна
(5.2)
=0.045 м3/с;
Давление на насосе равно
(5.3)
где рм- потери давления в манифольде, рбт- потери давления в бурильных трубах, рд- потери давления на долоте, ркп- потери давления в кольцевом пространстве;
Потери давления в манифольде = 0.1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:
(5.4)
где - скорость жидкости в бурильных трубах
(5.5)
=4.86 м/с;
- коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-глубина скважины, Н=20 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1100 кг/м3;
отсюда рбт=4.81·104 Па;
Перепад давления на долоте рд=0.5 МПа;
Потери давления в кольцевом пространстве
(5.6)
где - внешний радиус бурильной трубы, =0.0635;
=d/D, =0.43;
(5.7)
=15.16;
Отсюда 840 Па ;
Найдем необходимое давление на насосе:

0.65 МПа;

2. Кондуктор диаметром 168 мм, диаметр скважины 215 мм, глубина 900 м.
Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с, диаметр скважины D=0.215 м, диаметр бурильных труб d=0.127 м, внутренний диаметр бурильных труб dв=0.108 м;
Площадь кольцевого сечения скважины

0.02375 м2;
необходимая подача промывочной жидкости равна

=0.019 м3/с;
Давление на насосе равно

где рм- потери давления в манифольде, рбт- потери давления в бурильных трубах, рд- потери давления на долоте, ркп- потери давления в кольцевом пространстве;
Потери давления в манифольде = 0.1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:

где - скорость жидкости в бурильных трубах

=2.06 м/с;
- коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-глубина скважины, Н=900 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1100 кг/м3;
отсюда рбт=3.9·105 Па;
Перепад давления на долоте рд=0.5 МПа;
Потери давления в кольцевом пространстве

где - внешний радиус бурильной трубы, =0.0635;
=d/D, =0.59;

=33.52;
Отсюда 3.52·104 Па ;
Найдем необходимое давление на насосе:

1.02 МПа;

3. Промежуточная колонна диаметром 114 мм, диаметр скважины 140 мм, глубина 2200 м.


Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с, диаметр скважины D=0.140 м, диаметр бурильных труб d=0.073 м, внутренний диаметр бурильных труб dв=0.066 м;
Площадь кольцевого сечения скважины

0.011 м2;
необходимая подача промывочной жидкости равна

=0.009 м3/с;
Полученное значение подачи (Q=9 л/c) удовлетворяет условию нормальной работы забойного двигателя ДР-95 (5-10 л/с).
Давление на насосе равно

где рм- потери давления в манифольде, рбт- потери давления в бурильных трубах, рд- потери давления на долоте, ркп- потери давления в кольцевом пространстве; рзд- потери давления на забойном двигателе;
Потери давления в манифольде = 0.1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:

где - скорость жидкости в бурильных трубах

=2.62 м/с;
- коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-глубина скважины, Н=2200 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1100 кг/м3;
отсюда рбт=2.52·106 Па;
Перепад давления на долоте рд=1 МПа;
Из условия работы забойного двигателя ДР-95 рзд=12 МПа;
Потери давления в кольцевом пространстве

где - внешний радиус бурильной трубы, =0.035;
=d/D, =0.5;

=50.3;
Отсюда 2·105 Па ;
Найдем необходимое давление на насосе:

15.8 МПа;

4. Эксплуатационная колонна диаметром 80 мм, диаметр скважины 95 мм, глубина 3000 м.
Исходные данные:
скорость восходящего потока промывочной жидкости V=0,8 м/с, диаметр скважины D=0.095 м, диаметр бурильных труб d=0.0603 м, внутренний диаметр бурильных труб dв=0.0533 м;
Площадь кольцевого сечения скважины

0.0042 м2;
необходимая подача промывочной жидкости равна

=0.00339 м3/с;
Полученное значение подачи (Q=3.3 л/с) удовлетворяет условию нормальной работы забойного двигателя Д-76 (3-5 л/с).
Давление на насосе равно

где рм- потери давления в манифольде, рбт- потери давления в бурильных трубах, рд- потери давления на долоте, ркп- потери давления в кольцевом пространстве; рзд- потери давления на забойном двигателе;
Потери давления в манифольде = 1 МПа;
Потери давления в бурильных трубах рассчитаем по формуле Дарси- Вейсбаха:

где - скорость жидкости в бурильных трубах

=1.5 м/с;
- коэффициент гидравлических сопротивлений, согласно /7/ =0.02;
Н-длина скважины, Н=3000 м;
-удельный вес промывочной жидкости, =1100 кг/м3;
отсюда рбт=1.42·106 Па;
Перепад давления на долоте рд=10 МПа;
Из условия работы забойного двигателя Д-76 рзд=10 МПа;
Потери давления в кольцевом пространстве

где - внешний радиус бурильной трубы, =0.03;
=d/D, =0.63;

=47.8;
Отсюда 0.59 МПа ;
Найдем необходимое давление на насосе:

22.9 МПа;
Найдем необходимую гидравлическую мощность насоса

88 кВт;
Методика расчета из /7/ и /9/.

Гидродинамика промывки скважины ПМД.
Исходные данные:
плотность бурового раствора ρ=1100 кг/м3;
динамическое напряжение сдвига τ=3 Па;
структурная вязкость η=0.015 Па·с;
динамический коэффициент μ=0.001 Па·с;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0.0533 м;
наружный диаметр бурильных труб d=0.0603 м;
диаметр скважины D=0.095 м;
глубина забоя скважины H=3000 м;
Основным условием, которое необходимо соблюдать при промывке скважины- предотвращение гидроразрыва пласта.
Гидродинамическое давление на забой при прямой циркуляции
(5.8)
где -потери давления в кольцевом пространстве, при Q=0.0039 м3/с
(5.9)
(5.10)
отсюда =15.13, т.к. , то режим ламинарный, отсюда потери давления в кольцевом пространстве равны


отсюда 47.84, и 0.6 МПа;
Противодавление на устье в кольцевом пространстве =1 МПа;
Отсюда давление на забой равно 33.9 МПа;
Найдем градиент гидроразрыва пласта
(5.11)
где - давление пластовой воды,
(5.12)
отсюда =29.4 МПа;
- горное давление,

(5.13)
плотность горных пород =3500 кг/м3; отсюда =102.9 МПа;
градиент гидроразрыва равен =16170 Па/м;
Условие предупреждения гидроразрыва пород на забое
(5.14)
=48.5 МПа;
Условие предупреждения гидроразрыва пород на забое выполнено, т.к.
48.5 МПа>33.9 МПа.
Для выполнения расчетов использовалось ПО фирмы MathSoft, программа MathCAD 2000 Proffesional.
По результатам расчетов была составлена сводная таблица 5.3.1, из которой видно изменение требуемой подачи и давления по этапам строительства скважины, а также построен график зависимости давления и расхода от глубины скважины / см. лист 2 графической части/.

Таблица 5.3.1-Гидродинамика промывки скважины ПМД

Глубина, м 

dcкв, м 
Бурильные трубы 
Обсадная колонна Буровой раствор ρ=1100 кг/м3, τ0=3 Па,
η=0,015 Па·с,
При vкп=0,8 м/с
  
dнар,м 
dвн, м 
dнар,м 
dвн, м 
Q, л/с 
Pн, МПа


5.4 Сортамент гибких труб

Отечественной промышленностью выпускаются гибкие трубы различных диаметров из малоуглеродистых, легированных и нержавеющих сталей. АО “Уральский научно-исследовательский институт трубной промышленности (“УралНИТИ”) совместно с ОАО “УралЛукТрубМаш” разработали и освоили технологию изготовления сварных длинномерных труб в бунтах (ТУ 14-3-1470-86) из сталей с характеристиками, приведенными в таблице 5.4.1. Технические характеристики труб приведены в табл. 5.4.2. Габаритные размеры бунта труб диаметром от 25 до 73 мм: диаметр наружный- до 3500 мм, внутренний- 2000 мм, высота- 2500 мм. Испытательное давление- 35 МПа.

Показатель Марка стали
 10 20 Ст. 2 08Г20Ф 08Г20Ф6 10ГМФ
Предел текучести, МПа
Предел прочности, МПа
Относительное удлинение, % 

Таблица 5.4.1-Технические характеристики стали для изготовления труб в бунтах


Таблица 5.4.2-Технические характеристики гибких стальных труб в бунтах


Показатель
 Условный диаметр трубы, мм
 20 25 26 33 42 48 60 73
Наружный диаметр трубы, мм
Толщина стенки, мм


Испытательное давление для мин. толщины стенки из стали:
20
10ГМФ  20


5.5 Расчеты на прочность и выносливость гибкой трубы



На гибкую трубу в процессе выполнения буровых работ действуют различные по характеру усилия:
а) осевая растягивающая нагрузка от собственного веса и перепада давления на долоте и забойном двигателе;
б) осевая сжимающая нагрузка от собственного веса;
в) реактивный момент забойного двигателя;
г) гидравлическое давление бурового раствора в радиальном и осевом направлениях;
д) силы трения о стенки скважины и обсадную колонну;
е) осевые нагрузки, возникающие при затяжках и прихватах бурильной колонны; инерционные силы, проявляющиеся при спуско- подъёмных операциях, и др.;
Характер нагрузок, действующих на колонну, не постоянен, а изменяется по длине. В работе колонна теряет устойчивость прямолинейной формы, принимая в общем случае форму пространственно- изогнутой кривой.
Выполним расчеты на статическую прочность и выносливость гибкой трубы диаметром 60,3 мм при бурении типовой скважины следующей конструкции- конечный диаметр ствола 95 мм, глубина 3000 м.

Устойчивость при кручении.
Исходные данные:
Модуль упругости Е=2·1011 Па;
внутренний диаметр бурильных труб dв=0.0533 м;
наружный диаметр бурильных труб d=0.0603 м;
удельная масса гибких труб q=5 кг/м;
длина колонны H=3000м;
Для колонны с опертыми концами, сжатой силами собственного веса, реактивный крутящий момент, при котором колонна теряет устойчивость прямолинейной формы, определяют из выражения:
(5.15)
где М- максимальный крутящий момент, Е- модуль упругости, I- осевой момент инерции; H-длина колонны, q- масса 1 м трубы;
(5.16)
=2.528·10-7 м4;
отсюда М=120 кН·м;
Реактивный момент от винтового забойного двигателя Д-76 не превышает 0.8 кН·м, т.е. не выше критического значения.

Статическая прочность.
Исходные данные:
Вес бурильных труб длиной 3000 м Qб=15000 кг;
Вес забойной компоновки G=600 кг;
Удельный вес бурового раствора γж=1100 кг/м3;
Удельный вес материала труб γ=7800 кг/м3;
Предел текучести материала (Ст 08Г20Ф6) гибких труб σт=420 МПа;
В вертикальной скважине осевые напряжения в колонне, подвешенной в жидкости, при отсутствии движения промывочной жидкости определяются из выражения:
(5.17)
где F- площадь поперечного сечения гибкой трубы;
(5.18)
F=6.24·10-4 м2;
Отсюда 210 МПа, что не превышает предела текучести материала труб.
Условие прочности =210 МПа < 420 МПа выполняется.
Статические напряжения в подвешенной колонне гибких труб в процессе движения промывочного раствора
(5.19)
где К- коэффициент, учитывающий влияние сил трения сопротивления движению бурового раствора и сил инерции, согласно /8/ К=1.15;
-площадь проходного канала гибкой трубы

=2.23·10-3 м2;
-перепад давления на забойном двигателе, для Д-76 =10 МПа;
-перепад давления на долоте, =10 МПа;
Отсюда =313 МПа, что не превышает предела текучести материала труб;
Условие прочности =313 МПа < 420 МПа выполняется.
Методика расчета из /8/.

Расчет на выносливость под действием пульсирующего давления.
Исходные данные:
Предел прочности материала гибкой трубы (Ст 08Г20Ф6) &#963;в=570 МПа;
Давление насоса максимальное P=23 МПа;
Коэффициент неравномерности нагрузки &#961;=0.7;
Коэффициент, учитывающий влияние всех факторов на предел выносливости K&#963;D=0.8 /10/;
Коэффициент, характеризующий влияние асимметрии цикла на предел выносливости &#968;а=2.3 /10/;
Показатель наклона кривой усталости m=6;
Буровой насос НТП-175;
В процессе прокачивания бурового раствора через гибкую трубу на нее действую растягивающие нагрузки под воздействием пульсирующего давления от поршневого насоса, имеющего, как известно, некоторую неравномерность подачи. Рассчитаем коэффициент запаса прочности по выносливости под действием пульсирующего давления.
Согласно /10/ коэффициент запаса прочности по выносливости
(5.20)
где -ограниченный предел выносливости материала
=0.28· (5.21)
=160 МПа;
-средняя амплитуда цикла
(5.22)
максимальное и минимальное напряжение цикла соответственно равны
=Р, =&#961;· ;
отсюда =3.45 МПа;
среднее напряжение цикла

19.45 МПа;
тогда коэффициент запаса прочности по выносливости =3.37
Значение коэффициента запаса прочности по выносливости выше минимально допустимого (nmin=2), условие прочности по выносливости выполняется.
Расчетная наработка гибкой трубы до отказа
(5.23)
1.46·109 циклов;
Количество циклов нагружения при строительстве одной типовой скважины: количество двойных ходов поршня насоса НТП-175 300 в минуту, итого за сутки
300·60·24=432000;
Общая продолжительность бурения с использованием колтюбинга 34 суток.
Итого циклов на скважину
;
1.47·107;
Среднее количество скважин, пробуренных одним бунтом труб
(5.24)

=101;
Методика расчета из /10/.
Для выполнения расчетов использовалось ПО фирмы MathSoft, программа MathCAD 2000 Professional.


5.6 Цементирование скважин малого диаметра



Результаты строительства скважин малого диаметра показы¬вают, что при этом достигается значительный экономиче¬ский эффект от экономии затрат на трубы, материалы, тех¬нические средства, химические реагенты и др. Вместе с тем воз¬никают трудности при бурении и креплении скважин, проведе¬нии каротажа, ловильных операций, перфорации, вызове прито¬ка, гидравлическом разрыве и др.
Большое значение имеет решение проблемы повышения ка¬чества цементирования скважин, при котором исключаются перетоки между продуктивным и водоносным объектами. С од¬ной стороны, сложность ее решения обусловлена небольшой толщиной цементного кольца которое способно разрушаться при перфорации скважины, механических нагрузках и воздей¬ствии пластовых вод. С другой стороны, при малых кольцевых зазорах и одностороннем положении обсадной колонны в скважине не может быть обеспечено полное вытеснение буро¬вого раствора цементным из застойных зон при использова¬нии стандартных цементных растворов с высокими реологиче¬скими параметрами. Применение таких растворов не позволя¬ет создавать повышенные скорости восходящего потока из-за значительного роста гидравлических сопротивлений в скважи¬не и гидроразрыва пластов.
Совершенствование технологических процессов и разработка новых технических средств способствовали в последние годы увеличению объема бурения скважин малого диаметра во многих регионах России. Однако проблема крепления этих скважин да¬лека от решения.
Анализ применяемых конструкций скважин показал, что во многих нефтедобывающих регионах России скважины заканчи¬ваются стволом диаметром 140 - 161 мм и оснащаются колонна¬ми диаметром 89 или 114 мм. В этих скважинах кольцевой зазор между скважиной и трубой составляет соответственно 25,5 и 25.5 мм. а между скважиной и муфтой 16.5 и 11 мм, что создает более благоприятные условия для качественного цементирова¬ния. Однако применительно к скважинам малого диаметра этого условия недостаточно.
Согласно уравнению Дарси - Вейсбаха гидравлические сопро¬тивления в кольцевом пространстве пропорциональны коэффи¬циенту гидравлических сопротивлений, плотности жидкости. квадрату расхода, длине скважины по стволу и обратно пропор¬циональны разности между диаметром скважины и наружным диаметром колонны в третьей степени и их сумме во второй сте-пени. При малых значениях двух последних параметров гидрав¬лические
сопротивления существенно возрастают. Из всех ука¬занных параметров только глубина и диаметры скважины и ко¬лонны в каждом конкретном случае постоянны, тогда как три другие параметра могут изменяться. Плотность растворов может меняться в небольших пределах и существенного воздействия на снижение гидравлических сопротивлении не оказывает. Расход жидкостей, который может значительно влиять на режим движе¬ния и полноту вытеснения бурового раствора, цементным, умень¬шать крайне нежелательно. Поэтому проблема снижения гидрав¬лических сопротивлений в скважине может быть решена при уменьшении коэффициента гидравлических сопротивлений каж¬дой из применяемых при цементировании жидкостей.
На месторождениях Западной Сибири, в частности, на Мыхлорском и Руфь-Еганском, при бурении скважин используются буровые растворы плотностью 1100-1160 кг/м3 со структурной вязкостью &#951; = 0.008-0.016 Па·с и предельным динамическим на¬пряжением сдвига &#964;0= 0.015 Па. Эти очень низкие значения не могут значительно повлиять на снижение гидравлических сопро¬тивлений в скважине.
Наибольшее воздействие на изменение гидравлических сопро¬тивлений оказывают реологические параметры тампонажных растворов, которые могут изменяться в широких пределах в зависимости от плотности растворов и характера их обработки хи¬мическими реагентами. В связи с этим были определены пласти¬ческая вязкость и предельное динамическое напряжение сдвига применяемых на Мыхлорском и Руфь- Еганском месторождениях цементных растворов и проведены исследования по обработке растворов суперпластификатором С-3. Исследования показали, предельное динамическое напряжение сдвига цементного раствора нормальной плотности можно значительно снизить. В экспериментах использовался добавочный портландцемент ПЦТ 11-50 новороссийского завода "Октябрь" по ГОСТ 1581-96, па котором затворялись чистый цементный раствор плотно¬стью 1800 кг/м3И и гельцементный раствор плотностью 1420 кг/м3. Кроме того, был проведен сопоставительный ана¬лиз растворов для цементирования низа колонны высокопроч¬ным тампонажным составом плотностью 1920 кг/м3 при содер¬жании в растворе 40 % воды.
Применение цементных растворов высокой плотности повы¬шает качество цементирования скважин за счет увеличения сте¬пени вытеснения бурового раствора цементным, значительного роста прочности камня и адгезии его с окружающими породами, способствует созданию прочной крепи. Растворы с низким водо-цементным отношением характеризуются также большей седи-ментационной устойчивостью и меньшей водоотдачей. Структурная вязкость и предельное динамическое напряжение сдвига растворов разной плотности приведены в табл. 5.6.1. В опытах ис¬пользован вискозиметр ВСН-3.
Применение цементных растворов с низкими &#951; и &#964;0 позволяет проводить цементирование при более высоких скоростях движе¬ния жидкостей, что обеспечивает лучшее вытеснение бурового раствора цементным и достижение высокого качества разобщения пластов.
Применительно к условиям Мыхлорского месторождения про¬веден сопоставительный анализ потерь давления при примене¬нии обычных цементных растворов и растворов с низкими &#951; и &#964;0. Для анализа выбрали скважину, в которой до глубины 1100 м был спущен 168-мм кондуктор, а до глубины 2700 м (2850 м по стволу) - 114-мм эксплуатационная колонна и выполнено цемен¬тирование двумя порциями цементного раствора: в интервале 2850-2490 м раствором плотностью 1800 либо 1920 кт/м3, а вы¬ше раствором плотностью 1420 кг/м\' до отметки 266 м от устья. Раствор плотностью 1420 кг/м3 был обработан суперпластификатором С-3. В результате начальные значения &#951; = 0.0249 Па*с и &#964;0 = 5.07Па снизились соответственно до 0.018 Па*с и 3.27 Па. Средний коэффициент кавернозности открытого ствола, пробу¬ренного долотом диаметром 139,7 мм. равен 1.1. Градиент давле¬ния гидроразрыва пород по разрезу составляет 0,016 МПа/м. Плотность бурового раствора принята равной 1120 кг/м3, &#951; = 0.01 Па*с, &#964;0 = 1 Па. Расчет выполнен исходя из условия, что градиент гидростати¬ческого давления столба жидкостей и гидродинамических потерь в кольцевом пространстве не должен превышать 0,95 давления гидроразрыва пород в интервале цементирования. Для анализа использовались растворы плотностью 1420-1800 и 1420-1920 кг/м3 которые были обработаны 0.3%-ным С-3.


Таблица 5.6.1-Структурная вязкость и динамическое напряжение сдвига растворов различной плотности


Содержание С-3, %
 Структурная вязкость, Па·с
 Динамическое напряжение сдвига, Па
 Структурная вязкость, Па·с
 Динамическое напряжение сдвига, Па

 Раствор плотностью 1800 кг/м3 Раствор плотностью 1920 кг/м3

Методика расчетов гидравлических параметров цементирова¬ния включала определение конечного расхода по реологическим свойствам жидкостей, параметрам скважины и цементируемой колонны. Затем для каждого набора жидкостей по их реологиче¬ским характеристикам определялись обобщенные критерии Рейнольдса и коэффициент гидравлических сопротивлений. Далее по формуле Дарен - Вейсбаха вычисляли потерн давления на ка¬ждом участке кольцевого пространства и их сумму. Это позволи¬ло установить, удовлетворяется ли ранее заданное условие

где g - ускорение свободного падения, м/с2; &#961;ср - средневзвешен¬ная плотность жидкостей по вертикали, кг/м3; h - глубина сква¬жины по вертикали, м; &#8721;р - сумма гидродинамических потерь да¬влений на всех участках, МПа; L - длина скважины по стволу, м; grad[р] - минимальный градиент давления гидроразрыва пород в открытом стволе, МПа/м.
Давление на цементировочной головке определяли как сумму потерь давления в колонне, кольцевом пространстве и перепада давления столбов жидкостей. Результаты расчетов представлены в таблицы 5.6.2. Из нее следует, что при применении тампонажных рас¬творов с повышенными реологическими параметрами при плот¬ности раствора 1800 кг/м3 конечный расход, при котором дости¬гается предельно допустимый градиент гидростатического и гидродинамического давлении жидкостей в кольцевом пространстве, не превышает 4.9 л/с, тогда как применение обработанного реагентом С-3 раство¬ра позволяет проводить цементирование уже при рас-ходе не более 9,9 л/с. Одновременно снижение реоло¬гических параметров цементных растворов обуслов¬ливает увеличение критерия Рейнольдса каждой из жидкостей, при котором режим их движения изменя¬ется от структурного до переходного к турбулентному и к турбулентному, что отвечает наилучшим условиям замещения бурового раствора цементным.
Снижение реологических параметров цементных растворов приводит к тому, что даже при равенстве допустимых градиентов давления гидроразрыва предельное давление па цементировоч¬ной головке практически не меняется в связи со снижением ко¬эффициента гидравлических сопротивлений при повышенном параметре Рейнольдса. С другой стороны, применение растворов с низкими реологическими параметрами и при цементировании не на предельном, а на несколько меньшем расходе позволяет су¬щественно снизить гидродинамическую нагрузку на продуктив-ные пласты и сохранить их производительность.
Аналогичная закономерность прослеживается также при ис-пользовании высокопрочных тампонажных составов с той раз¬ницей, что снижение реологических параметров приводит к большему изменению режимов движения растворов при почти трехкратном увеличении скорости (см. табл. 10.2).
Технология цементирования скважин малого диаметра требует осуществления и других мероприятий, направленных па повы¬шение качества проводимых операций. Качество цементирования скважин повы¬шается при применении буферной жидкости, расхаживании ко¬лонны, изменении свойств растворов и режимов их движения, использовании специальной технологической оснастки, увели¬чении объема закачиваемого цементного раствора и др. Установ¬лено, что зона смешения бурового и цементного растворов, в результате чего ухудшаются



Таблица 5.6.2- Параметры цементирования на различных растворах

Параметры
 Цементные расворы

 Примечание, q- расход: рт - потери давления в колонне; рг - перепад за счет разности давлений столбов жидкостей; рц - давление на цементировочной головке; Re1120, Re1420, Re1800, Re\'1920 - обобщенный критерий Рейнольдса бурового раствора и цементных растворов плотностью соответственно 1120, 1420, 1800 и 1920 кг/м3.

свойства исходных жидкостей, может достигать 400 м и более. Поэтому высота столба буферной жид¬кости в кольцевом пространстве должна соста-влять не менее 150-200 м. Если при этом ко¬лонну расхаживать на высоту 5-10 м. то коэф¬фициент вытеснения бурового раствора .может увеличиться на 10-20%.
Рекомендуется при структурном режиме движении жидкостей поддерживать соотноше¬ние значений обобщенных критериев Рейнольдса вытесняемой и вытесняющей жидко¬стей равным пли большим 2 так как при этом достигается наибольшая степень вытеснения.
На полноту вытеснения жидкостей наиболее значительно влияет увеличение предельного динамического напряжения сдвига вытесняю¬щей жидкости, что по степени воздействия на¬много выше влияния изменения скорости дви¬жения, плотности раствора и его структурной вязкости. Специальными работами, проведен¬ными в б. ПО “Грознефть" было показано, что увеличение объема цементного раствора на 20-30% по сравнению с расчетным позволяло повысить коэффициент вытеснения бурового раствора цементным от 0.83 до 0,92.
Теоретически обосновано, что полнота вы¬теснения растворов в затрубном пространстве определяется условиями формирования пото¬ка при восстановлении циркуляции. Выпол¬ненные исследования показали, что в опреде¬ленных условиях при эксцентричном положе¬нии колонны в скважине застойная зона может достигать 65% площади поперечного сечения кольца, что подтверждает необходимость цен¬трирования колонны строго в соответствии с действующей инструкцией по креплению сква¬жин. Это требование на практике не всегда со¬блюдается, что и совокупности с другими фак¬торами приводит к некачественному разобще¬нию пластов и возникновению в последующем различных осложнений, требующих выполне-ния ремонто- изоляционных работ /11/.




Размер файла: 1,1 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.




Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Расчетная часть-Расчет Гидродинамики промывки скважин ПМД-придельно малого диаметра-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!