Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ (стр. 6 из 7)

На основании проведенных работ осуществлен прогноз результатов применения технологии водоизоляционных работ составом АКОР–Б100 на месторождении Южный Сургут. Для анализа были взяты действующие, скважины обводненностью более 90 %. Не во всех обводнившихся скважинах можно ожидать технологического и экономического эффектов. Так, из анализируемых скважин данного месторождения таких около 80 %. В большинстве скважин (около 70 % общего числа) ожидается снижение обводненности на 5—15 %, в незначительном их числе — на 20 % и более, лишь в единичных скважинах — более чем на. 40 %.

Данный метод прогноза был применен при внедрении технологии ограничения водопритоков составами АКОР, однако он может быть использован для любых видов воздействия на призабойную зону, для чего необходимо иметь соответствующую информацию. Применение этого метода позволит получить долго- и краткосрочные прогнозы о целесообразности и эффективности работ для пласта и месторождения в целом, а также обосновать технико-экономические показатели к сдаче объекта после ремонтных работ. Имея такие прогнозы, специалисты могут значительно увереннее ориентироваться при выборе объекта, планировать виды и число ремонтно-изоляционных работ, их очередность, решая тем самым и экономические вопросы. Проведение работ в скважинах, где получение эффекта наиболее вероятно позволит также повысить' их успешность и избежать неоправданные затраты на ремонт скважин, в которых использование данной технологии не может дать положительный результат.

Таким образом, составы АКОР и технология их применения полностью отвечают предъявляемым к ним требованиям. Предложенный и реализованный подход к выбору объекта и технологической схемы дает возможность эффективно проводить работы в самых разнообразных условиях. Разработанные и примененные на практике составы, технология и программное обеспечение выполнения работ позволяют решить проблемы ограничения водопритоков и особенно в скважинах с высокой обводненностью.

2.5 Расчет цементирования скважин

Перед началом цементирования необходимо определить следующие данные: количество потребного сухого тампонажного материала, т; количество жидкости для приготовления тампонажного раствора, м³; объем жидкости для продавливания тампонажного раствора в пласт или за колонну, м³; давление в конце продавливания тампонажного раствора, МПа; число и тип цементировачных агрегатов.

Для расчета процесса цементирования скважины необходимо иметь следующие данные: глубину скважины и интервал перфорации; диаметр эксплуатационной колонны и высоту подъема цемента за ней; технические данные об эксплуатационной колонне; пластовое давление разрабатываемой залежи или водоносного объекта; характер притока и место поступления воды в скважину; приемистость скважины; обратную отдачу; температуру на забое; диаметр колонны заливочных (цементировочных) труб; глубину их спуска.

В этом разделе приведены расчеты, таблицы и номограммы, позволяющие сравнительно легко определить необходимые данные для проведения цементировочных работ.

С помощью табл. 7 – 9 можно определить потребное количество тампонажного материала для создания цементного стакана необходимой высоты в колоннах различных диаметров, рассчитать объемы колонн заливочных труб и затрубного пространства между обсадными и заливочными трубами различных диаметров и т.д.

Табл. 8 – 9 составлены при жидкостно-цементном отношении, равном 0,5.

Таблица 7 – Потребное количество цемента для приготовления 1 м³ раствора

Жидкостно цементное отношение	Плотность цементного раствора, г/см³	Количество цемента, потребное для приготовления 1 м³ цементного раствора, т.	Объем цементного раствора, приготовленного из 1 т цемента, м³
0,40	1,96	1,39	0,720
0,45	1,90	1,31	0,763
0,50	1,86	1,23	0,813

Таблица 8 – Высота заполнения внутреннего пространства НКТ и обсадной колонны тампонажным раствором, м

Диаметр труб, мм	48	50	73	89	102	114	127	140	146	168
Высота подъема 1 м³ раствора в трубах	952	493	316	220	161	123	107	86	78	57

Таблица 9 – Расход сухого тампонажного цемента для заполнения тампонажным раствором 1 м внутреннего пространства обсадной колонны

Диаметр обсадной колонны, мм	114	127	140	146	168	178	194	219
Расход сухого тампонажного цемента, т	0,010	0,012	0,015	0,016	0,022	0,025	0,031	0,040

2.6 Расчет колонны заливочных труб

Определить наибольшую глубину спуска трехступенчатой колонны заливочных труб, составленной из НКТ диаметрами 73,89 и 114 мм, изготовленных из стали марки Е.

Решение:

1) Предельно допустимую длину трехразмерной колонны заливочных труб с учетом растяжения от сил собственного веса определяют по выражению (расчет секций колонны труб ведется снизу вверх):

L= l₁+ l₂+ l₃, (1)

где l_1,l_2,l₃ – длина колонны труб соответственно нижней, средней и верхней секций, м.

, (2)

, (3)

. (4)

где Q_стр – страгивающая нагрузка на резьбовые соединения труб

соответствующего диаметра, кН.

К – коэффициент запаса прочности (равен 1,5);

q₁, q₂, q₃ – вес 1м труб диаметрами 73, 89 и 114 мм с учетом муфт, Н.

2) Длина нижней секции, состоящей из НКТ диаметром 73 мм, будет

Длина второй секции, состоящей из НКТ диаметром 89 мм, будет

Длина верхней секции, состоящей из НКТ диаметром 114 мм, будет

Тогда общая длина заливочных труб составит:

м.

2.7 Расчет цементирования скважин под давлением

Произвести расчет цементирования скважины под давлением при следующих данных:

глубина скважины 2450 м;

диаметр эксплуатационной колонны 168 мм;

приемистость скважины 0,3 м³/мин;

в скважину спущена комбинированная колонна заливочных труб диаметром 73*89 мм на глубину 2400 м (73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м);

среднегодовая температура воздуха 10 ⁰С.

Решение:

1) Определим температуру на забое скважины по формуле:

t_заб= t_ср+ (0,01/0,025) Н. [11, стр. 60] (5)

Принимая второе слагаемое за 0,025 Н и подставив численное значение, получим:

t_заб = 10 + 0,025 х 2450 = 71,3 ⁰С.

2) Выбираем тампонажный цемент для «горячих» скважин (ГЦ), время начала схватывания с момента затворения у которого равно 105 мин. Тогда допустимое время цементирования:

Т_доп = 0,75 Т_зат = 0,75 * 105 = 79 мин. (6)

3) Определим объем колонны заливочных труб:

(7)

где d_в1и d_в2 – соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром

73 и 89 мм, м;

h₁, h₂ – соответственно длина секций колонны заливочных труб, м;

D - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимая 1,02).

V= 1,02 * 0,785 (0,062² * 1600 + 0,076² * 800) = 4,9 + 3,7 = 8,6 м³.

4) Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320 М на скорости при диаметре втулок 115 мм:

, мин (8)

мин

Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320 М на IVскорости:

Т_в = 1000 * 8,6/60 * 10,7 = 14 мин.

Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт:

Т = Т_доп – (Т₃ + Т_в + Т₀), мин (9)

Т = 79 – (9 + 14 + 7) = 49

где Т₀ – время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5-10 мин).

5) Определим объем тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 49 мин:

V_тр = 0,3 * 49 = 14,7 м³.

Однако раствор, исходя из приемистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем V_тр = 7 м³.

Определим плотность тампонажного раствора по формуле:

(10)

где m– жидкостно-цементное отношение (m=0,4/0,5);

р_ц и р_ж – плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м³.

Тогда:

т/м³ (11)

Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 7 м³ раствора, определяем по формуле:

(12)

Подставив численные значения, получим:

т.

Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:

G₁= К1*G, (13)

где К₁ – коэффициент, учитывающий потери затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин К₁= 1,01, при затворении вручную