Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС

Текущая геотерма в каждой скважине может существенно отличаться от начальной естественной (до начала разработки месторождения) геотермы в данном районе.

При проведении РИР в скважинах исходная температура используемых тампонажных смесей изменяется в значительных пределах вследствие изменений погодно-климатических и технологических условий и может существенно отличаться от температуры в изол

ируемом интервале.

Температура закачиваемых тампонажных смесей может существенно изменяться при движении по стволу скважины и ко времени подхода смесей к изолируемому интервалу значительно отличаться от его температуры.

При проведении РИР температура тампонажной смеси становится равной температуре изолируемого интервала в процессе продавки смеси за обсадную колонну.

При проведении РИР в скважинах температура закачиваемой тампонажной смеси изменяется таким образом:

на поверхности в процессе движения по стволу скважины и ко времени подхода к изолируемому интервалу ниже температуры в изолируемом интервале;

на поверхности выше температуры в изолируемом интервале, но ко времени подхода к изолируемому интервалу температура смеси становится ниже температуры в нем;

на поверхности в процессе движения по стволу скважины и ко времени подхода к изолируемому интервалу остается выше температуры в изолируемом интервале.

Такие изменения должны учитываться при планировании и осуществлении РИР и, прежде всего проводимых с использованием материалов, особо чувствительных к температуре.

Например, для тампонажных смесей на основе фенольных сланцевых смол ТСД-9 и ТС-10 для отверждения при температуре ниже +25°С необходим катализатор. Добавление же катализатора при более высокой температуре приводит к резкому сокращению времени отверждения смеси и появляется возможность преждевременного ее отверждения в НКТ или обсадной колонне. При этом само смешение смолы, отвердителя и катализатора происходит с выделением теплоты, вследствие чего раствор разогревается и сокращается время его отверждения.

При планировании ремонтных работ в продуктивных пластах в малодебитных нефтяных скважинах в качестве исходной следует принимать температуру пласта по средней геотерме данного месторождения. Величина исходной температуры при планировании ремонтных работ в пластах, расположенных выше продуктивного, должна уточняться по данным специальных измерений.

В нагнетательных скважинах величину исходной температуры всегда необходимо уточнять специальными замерами.

3.7 Расчёт процесса изоляционных работ (цементирование)

Исходные данные:

Глубина скважины – 2450 м;

Диаметр эксплуатационной колонны – 168 мм;

Приемистость скважины – 0,3 м3/мин;

Диаметр комбинированной колонны заливочных труб – 73×89 мм;

Глубина спуска заливочных труб – 2400 м (73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м);

Среднегодовая температура - 10°С

Расчёт:

Определяем температуру на забое скважины по формуле (1):

tзаб=tср+(0,01-0,025)*Н (1)

Принимаем второе слагаемое за 0,025*Н и подставив численное значение, получим

tзаб=10+0,025*2450=71,3°С

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

Тдоп=0,75*Тзат=0,75*105=79 мин. (2)

Определим объём колонны заливочных труб:

V=Δ*(π/4)*(d2в1*h1+d2в2*h2), (3)

где dв1 и dв2 – соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром 73 и 89 мм, м;

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

Δ – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимаем1,02).

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

Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320М на 5-й скорости при диаметре втулок 115 мм.

мин. (4)

Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320М на 4-й скорости

мин. (5)

Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт

мин. (6)

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

Определим объём тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 49 мин.:

м3. (7)

Однако раствор, исходя из приёмистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем

Vтр=7 м3.

Определим плотность тампонажного раствора по формуле:

, (8)

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

и - плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м3.

Тогда

т/м3.

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

. (9)

Подставив численные значения получим:

т.

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

, (10)

где К1 – коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин К1=1,01, при затворении вручную К1=1,05-1,15). Тогда

т.

Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяется по формуле:

, (11)

где К2 – коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (К2=1,05-1,10).

м3.

3.8 Анализ ремонтно-изоляционных работ

Работы производились на 68-х скважинах

Таблица 4. Показатели по ВИР скважин методом цементирования

 Скачать реферат