Расчет необходимого количества жидкости для ванн
Для эффективного действия ванны необходимо, чтобы жидкость перекрывала зону прихвата на 50-100 м. Причем, необходимо учитывать кавернозность стенок скважины. При прихвате турбобура и УБТ на забое количество жидкости для ванны определится по формуле (110):
Q = 0,785[(D2скв*k – D2тр)(H+h) + d2внh1],(110)
где Dскв – диаметр скважины
k – коэффициент кавернозности
Dтр – наружный диаметр труб
H – высота подъема жидкости от забоя до верхней части прихвата, м
h–высота подъема жидкости выше зоны прихвата, м
h1–высота столба жидкости в бурильных трубах, м
dвн – внутренний диаметр труб
Если бурильная колонна спущена до забоя, но прихвачена значительно выше, то активная жидкость должна перекрывать зону прихвата не менее, чем на 50 м и ее количество определится по формуле (111):
Q = 0,785(D2скв*k – D2тр)(H1+2h), (111)
где H1 – высота прихваченного участка колонны, м
Объем продавочной жидкости определится по формуле:
а) при ликвидации прихвата у забоя
Vп= 0,785d2вн (L-h1) + Vн.п., (112)
где L – длина бурильной колонны, м
Vн.п. –объем жидкости для заполнения нагнетательной линии и подвода к прихваченной колонне, м3
б) при ликвидации прихвата над забоем
Vп= 0,785[d2вн L+( D2скв*k – D2тр)h3)] + Vн.п., (113)
где h3 – высота столба продавочной жидкости в затрубном пространстве от забоя до рабочего агента, м.
Задача. Рассчитать нефтяную ванну для освобождения прихваченных 140-мм бурильных труб с толщиной стенки δ = 8 мм, если глубина скважины Н = 2300 м, диаметр долота Dд = 295,3 мм, длина неприхваченной части колонны Lн.п = 2000м , плотность бурового раствора ρб.р = 1,25 г/см3, плотность нефти ρн = 0,8 г/см3.
Решение.Определим необходимое количество нефти для ванны
Vн = 0,785 (D2скв – D2) H1 + 0,785d2H2, (114)
где Dскв – диаметр скважины, м.
Dскв = κDд = 1,2*295,3 = 354 мм = 0,354 м,
где κ – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины за счет образования коверн, трещин и пр. (величина его колеблется в пределах 1,05 – 1,3);
D = 0,140 м – наружный диаметр бурильных труб, м;
Н1 – высота подъема нефти в затрубном пространстве. Нефть поднимают на 50 -100 м выше места прихвата
Н1 = Н – Lн.п + (50÷100);
Н1 = 2300 – 2000 + 100 = 400 м;
d – Внутренний диаметр бурильных труб, м
d = D - 2δ = 140 – 2*8 = 124 мм = 0,124 м;
δ = 8 мм – толщина стенки бурильных труб; Н2 – высота столба нефти в трубах, необходимая для периодического (через 1–2 ч) подкачивания нефти в затрубное пространство. Принимая Н2 = 200 м, находим
Vн = 0,785 (0,3542 – 0,1402) 400 + 0,785*0,1242*200 = 35,8 м3.
Количество бурового раствора для продавки нефти
Определим максимальное давление при закачке нефти, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а сами трубы заполнены нефтью
Р = Р1 + Р2, (115)
где Р1 – давление, возникающее при разности плотностей столбов жидкости в скважине (в трубах и за трубами)
(116)
Р2 – давление, идущие на преодоление гидравлических потерь. С достаточной для практических расчетов точностью
Р2 = 0,001Н + 8 = 0,001*2300 + 8 = 3,1 МПа. (117)
Тогда
Р = 10,3 + 3,1 = 13,4 МПа
Считая, что нефтяная ванна будет проводиться при помощи агрегата ЦА-300, мощность двигателя которого N = 120 кВт, можем определить возможную подачу насоса
, (118)
где η – кпд насоса агрегата ЦА-300, η= 0,635.
Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 7252;