|
Содержание работы или список заданий
|
Контрольная работа №1
Тема 1: Расчет конструкции скважины
Под конструкцией скважины понимается количество обсадных колонн, спущенных в скважину, диаметр каждой колонны, глубину спуска каждой колонны, интервалы цементирования обсадных колонн, диаметр долота под каждую колонну.
Конструкцию скважины рассчитывают снизу вверх. Диаметр эксплуатационной обсадной колонны принимается в зависимости от предполагаемого дебита скважины (таблица №1). Расчет приводится для конструкции скважины (рис.1).
Рис.1
Н – направление, lн – глубина спуска направления, м,
К – кондуктор, lк – глубина спуска кондуктора, м,
Э – эксплуатационная обсадная колонна, lэ – глубина спуска эксплуатационной обсадной колонны, м.
1. По ГОСТ 53366-2009 принимается диаметр эксплуатационной обсадной колонны Дэ, и диаметр муфты на трубы, в зависимости от ожидаемого дебита (табл.1,2).
2. Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:
Ддэ = Дмэ + 2δ,
где: Дмэ- диаметр муфты эксплуатационной колонны (из таблиц ),[4]
δ - зазор между обсадными трубами и стенками скважины, мм, принимается из таблицы №2.
По ГОСТ 20692-2003 принимается диаметр долота под эксплуатационную обсадную колонну: Ддэ.
3. Определяется внутренний диаметр предыдущей колонны (кондуктора):
Двнк = Ддэ + 2Δ,
где: Δ – зазор между долотом и внутренним диаметром колонны ,
Δ=5÷7мм.
4. Определяется наружный диаметр предыдущей колонны (кондуктора):
Днк = Двнк +2Ψ,
где: Ψ – толщина стенки трубы, мм.
Наружный диаметр кондуктора принимается по ГОСТ 53366-2009.
5. Определяется диаметр долота под кондуктор (под предыдущую колонну):
Ддк = Дмк + 2δ,
где: Дмк - диаметр муфты кондуктора, мм;
δ - зазор между кондуктором и стенкой скважины, мм.
По ГОСТ 20695-2003 принимаем диаметр долота под кондуктор Ддк (табл.2).
6. Определяется внутренний диаметр направления, а затем наружный; потом диаметр долота под направление аналогичным способом, как для направления и кондуктора.
Результаты расчета конструкции скважины сводятся в таблицу №3.
Таблица №1
Ожидаемый дебит скважины
Нефтяной (т/сут) Газовый(тыс.м3/сут)
о 40 40-60 60-120 > 120 До 75 До 250 250-500 > 500
Дэ=114 1 127-141 141-146 1159-168 Дэ= 114 127-168 146-245 209-273
Таблица №2
Наружный диаметр обсадных колонн, мм
114-127 1140-168 178-194 219-245 273-299 324-351 >377
Диаметр муфт, мм
133; 146 159; 166 188; 216 245; 270 299; 324 351; 376 402
Зазор между
стенкой
скважины
обсадной
колонной δ, мм
7÷10
10÷15
15÷20
20÷25
25÷35
30÷40
40÷50
Таблица №3
Название
колонн Диаметр обсадной колонны, мм Диаметр муфты, мм Диаметр до-
лота под ко-
лонну, мм Глубина спуска колонны, м Интервалы
цементирова
ния колонны
Таблица №4
№ вар. lн lк lэ Qн м3/сут
1 30 300 1300 50
2 50 350 1300 75
3 70 400 2000 100
4 35 420 2200 125
5 40 450 2500 150
6 55 500 2700 80
7 60 550 2900 40
8 80 600 3100 60
9 75 620 3300 90
10 65 650 3500 100
Контрольная работа №2
Тема 2: Расчет одноступенчатого способа цементирования обсадной колонны
Цель расчета – определить потребное количество материалов для цементирования обсадной колонны, цементировочной техники и время цементирования.
Данные для расчета принимаются из контрольной работы №1, тема
Н = lэ. Схема расчета приведена на рис.1.
Рис.2
Н – глубина скважины,
Н1 – высота подъема цементного раствора за колонной, м, 2/3 H.
h – высота цементного стакана в колонне, м. h = 10÷20 м,
Дд – диаметр скважины по долоту, м
Дн – наружный диаметр обсадной колонны, м
d – внутренний диаметр обсадной колонны, м
1 – цементный раствор,
2 – продавочная жидкость,
3 – промывочная жидкость.
1. По ГОСТ 1581-75 выбирается тип цемента в зависимости от температур скважины:
.tзаб. = ,0С,
где: 300 – геотермический градиент, оС/100 м;
H – глубина скважины, м.
Время схватывания принятого типа цемента
1. Определяется количество цементного раствора, необходимого для цементирования скважины:
Vц.р. = k1•[π/4•(Дд2 – Д н2)·Н1 + π/4·d2•h],
где: k1 – коэффициент, учитывающий потери цементного раствора в процессе его приготовления, k1 = 1,01 ÷ 1,05.
2. Количество сухого цемента, необходимого для приготовления цементного раствора, определяется по формуле:
Qц = q • vц.р.,
где: q – количество сухого цемента,. необходимого для приготовления 1 м3 цементного раствора,
q = , т/м3,
здесь, - плотность сухого цемента, т/м3.- (из практики = 3,15 т/м3),
- плотность воды, т/м3, = 1 т/м3,
m – водоцементное отношение, m = 0,5.
3. Объем воды, необходимый для приготовления цементного раствора,
равен:
Qв = Qц•m/
4. Объем продавочной жидкости для цементирования:
Vпр.ж. = k2 π/4•d2 ( H – h ) ,
где: k2 – коэфициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости при увеличении давления, k2 = 1,03 + 1.05.
5. Определяется давление, обусловленное гидравлическими сопротивлениями по эмпирической формуле Мищенко- Бакланова:
Рr = 0,01 Н + 8, бар (при ЦА =1), ЦА – число цементированных агрегатов. Обычно ЦА >2.
Рr = 0,02 H + 16, бар (при ЦА ≥ 2)
6. Определяется максимальное давление на устье в процессе цементирования:
Руст.max = Рг + (ρц.р. - ρпром.ж.) Н1/10, кг/см2,
Рг = [кг/см2], Н1 = [м], ρц.р., ρпром.ж. = [г/см3].
ρц.р. ≠ ρц( (п.3) взять ρц.р.= 1760 кг/м3 или ρц..р = 1,760 г/см3.
7. По максимальному устьевому давлению выбирается тип цементировочного агрегата (по таблице [2]), при этом должно выполняться условие:
РmaxЦА ≥ Руст.max для ЦА – 320М Pmax Ц.А = 32 ΜПа
3 ЦА - 400 Pmax Ц.А. = 40 ΜПа
8. Количество цементировочных агрегатов определяется по формуле:
nЦА = v·π/4( Дд2 – Д н2) / qmax ,
где: v – скорость восходящего потока наибольшего количества цементного раствора в затрубном пространстве.
V = 1,5 ÷ 2,0 м/сек,
qmax – максимальная производительность цементировочного агрегата
( табл.[2]). q max у ЦА-320М = 5,2 · 10-3 м3/с
q max у 3ЦА-400 = 6,6 • 10 м3/с
9. Принимается тип цементосмесительной машины (по таблицам) и определяется их количество:
nсм. = Qц / Qб ,
где: Qб – емкость бункера машины, т.- из практики. Qб = 14,5 м3 для цементосмесительной машины 2СМН - 20
10. Определяется время закачки цементного раствора в колонну:
Тзак. = , час,
где: qзак.ср = (q4 +q3) /2 , час,
q4 – максимальная производительность цементировочного агрегата, м3/сек, [2].
q4 у ЦА- 320 М = 11,9 • 10-3 м3/с
q4 у ЦА- 400 = 19,5 • 10-3м/с
q3 - производительность цементировочного агрегата на предыдущей скорости, м3/сек, принимается из таблиц.[2]
q3. у ЦА-320М = 7,9 • 10-3 м3/с
q3 у 3ЦА400 = 14,1 • 10-3 м3/с
11. Определяется время продавки цементного раствора за колонну:
Тпрод. = + , час,
где qср.прод. – средняя производительность цементировочного агрегата при продавке, м3/сек,
qср.прод. = (q1 + q2) / 2,
q1 – производительность 1ЦА на 1 скорости. [2]
q1 у ЦА-320М = 2,9 • 10-3 м3/с q1 у 3ЦА 400 = 6,6 • 10-3м3/с
q2 – производительность 1ЦФ на 2 скорости [2]
q2 у ЦА- 320М + 5,2 • 10 –3 м3/с q2 у 3ЦА-400 = 9,5 • 10 –3
12. Общее время цементирования равно:
Тобщ. = Тзак. + Тпрод.
13. Необходимое условие цементирования:
Тобщ. ≤ 0,75 Т схв.
В случае невыполнения неравенства увеличивается количество цементировочных агрегатов. Результаты расчета сводятся в таблицу 5.
Таблица №5
Тип
цемента Тсхв. Vц.р. Qц. Qв. Vпр.ж. nЦ.А. nсм. Тзак. Тпрод. Тобщ.
Контрольная работа №3
Тема 3. Определение продолжительности разработки нефтезалежи.
Rн = 3000м Rн – радиус начального контура нефтеносности.
R1 =2400м
R2 =2000м
R3=1600м
R1,R2,R3 – радиусы добывающих рядов /
rс = 0,01м - 1 скважина в центре (её радиус)
2σ=300м – расстояние между скважинами в рядах
h - 10м – толщина пласта
m – 12% - пористость пласта (брать в долях единицы
q=50м 3/сут. – предельно допустимый дебет.
Все ряды эксплуатируют одновременно, залежь круговая.
1. Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки залежи:
V1 = π•( - )•h•m = 3,14•(32 - 2,42)•106•10 · 0,12 = 12,2 • 106 м3
V2 = π·( - )•h•m = 3,14•(2,42 - 22)•106 • 10 • 0,12 = 6,34•106 м3
V3 =π•( - )•h•m =3,14 (22 – 1,62)•106 • 10 • 0,12 =5,42 · 106 м3
V4 = π·( - )•h•m = 3,14•(1,62 – 0,012)•106•10· 0,12 = 9,6 •10 м3
2.Число скважин в каждом ряду:
η1 = = = 50 η2 = = = 42
η3 = = = 33
3.Суммарный дебит ряда:
Q1 = q n1 = 50 • 50 = 2500 м3/сут
Q2 = q • n2 = 50 • 42 = 2100м3/сут
Q3 =q• n3 = 50 • 33 = 1650 м3/сут
4.Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки
Iэтап Q ·(n 1 + n2 + n3 + 1) = 50•(50 + 42 + 33 + 1) = 6300м3/сут
II этап Q •(n2+n3+1)= 50•(42 + 33 + 1) = 3800м3/сут
III этап Q •(n3 + 1) = 50·(33 +1) = 1789м2/сут
5. Общие запасы нефти
Vобщ.= V1 + V2 +V3 + V4 =(12,2 + 6,34 + 5,42 + 9,6)• 106 = 33,56 •106м3
6. Продолжительность этапов разработки:
t1 = = = 1940сут (1 этапа)
t2 = = = 1670сут (2 этапа)
t3 = = = 3040сут ( 3 этапа)
t=t1 + t2 + t3 = (1940 + 1670 + 3040) : 365 = 18,2 года
Варианты для этой задачи в таблице 6.
Таблица 6
Вариант Rн,м R1,м R2,м R3,м R n,м Rc,м 2σ,м h,м m,% q,м3/сут
1. 2100 1500 1100 700 --- 0,01 300 14 11 50
2. 2000 1400 1000 600 --- 0,01 300 13 13 50
3. 1900 1300 900 500 --- 0,01 300 10 14 50
4. 1800 1200 800 400 --- 0,01 300 12 12 50
5. 4000 3400 3000 2600 2000 0,01 300 10 12 50
6. 3900 3300 2900 2500 2100 0,01 300 15 15 50
7. 3800 3200 2800 2400 2000 0,01 300 12 12 50
8. 3700 3100 2700 2300 1900 0,01 300 14 13 50
9. 3600 3000 2600 2200 1800 0,01 300 11 13 50
10. 3500 2900 2500 2100 1700 0,01 300 10 14 50
11. 3400 2800 2400 2000 1600 0,01 300 15 12 50
12. 3300 2700 2300 1900 1500 0,01 300 14 15 50
13. 3200 2600 2200 1800 1400 0,01 300 11 13 50
14. 3100 2500 2100 1700 1300 0,01 300 13 11 50
15. 3000 2400 2000 1600 1200 0,01 300 12 10 50
16. 2900 2300 1900 1500 1100 0,01 300 10 14 50
17. 2800 2200 1800 1400 1000 0,01 300 15 12 50
18. 2700 2100 1700 1300 900 0,01 300 14 12 50
19. 2600 2000 1600 1200 800 0,01 300 13 11 50
20. 2500 1900 1500 1100 700 0,01 300 12 14 50
21. 2400 1800 1400 1000 600 0,01 300 14 13 50
22. 2300 1700 1300 900 500 0,01 300 13 11 50
23. 2200 1600 1200 800 400 0,01 300 15 12 50
24. 2800 1800 1400 1000 500 0,01 300 10 15 50
25. 3000 2500 2000 1500 600 0,01 300 10 12 50
26. 3100 2700 2000 1000 500 0,01 300 12 18 50
Контрольная работа №4
Тема 4. Определение времени прорыва воды к добывающей
скважине и площади обводненности залежи
В нефтяной пласт закачивается вода через нагнетательную скважину, в объеме qнагн. = 1000м3/сут., дебит ближайшей добывающей скважины
qдоб. = 100м3/сут, h = 8м – толщина пласта, m = 0,2 – пористость пласта.
2σ = 500м расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами.
Найти tобв. ? и Sобв.?
Принимать: qнагн. = 800 ÷ 1000 м3/сут qдоб. = 50 ÷ 100 м3/сут
h = 4 ÷ 10 м m = 0,12 ÷ 0,30 2σ = 300 ÷ 600м
tобв. = ln•
m1 =mφ φ – коэффициент использования порового пространства принять φ = 0,5 → m1 = 0,2 · 0,5 = 0,1
t обв. = • ln • = 163сут.
Обводненная площадь составит:
S = = = 20,4•104 м2
Тема 6: Определение количества перфорационных отверстий
Пользуясь исходными данными таблицы №8 находим количество перфорационных отверстий по формуле:
n1 = hп · n,
где: n1 – количество перфорационных отверстий;
hп - интервал перфораций:, м;
n – плотность перфорации, отв/м;
Таблица 8
№ варианта Интервал
перфорации,
hп (м) Тип перфоратора Плотность перфорации
отв/м
ПКО89 «С» ПРК42
«С» ПК 105
«С»
1 2710-2740 - V - 20
2 2620-2645 V - - 20
3 2340-2375 - - V 12
4 1800-1835 V - - 20
5 2560-2590 - - V 12
6 2900-2930 - V - 20
7 2720-2745 V - - 20
8 2840-2870 - - V 12
9 2640-2665 V - - 20
10 2810-2835 - - V 12
Контрольная работа №5
Тема 5: Определение плотности жидкости глушения
Основное назначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимой репрессии на пласт, исключающей самопроизвольный выброс и гарантирующей сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважины.
Для глушения скважины в один цикл через НКТ, спущенные до забоя, с продавкой жидкости в пласт (полная замена скважинной жидкости), необходимая е1 плотность рассчитывается по формуле:
ρж =
где: П – коэффициент безопасности работ( принять 0,05);
α – средний зенитный угол ствола скважины, 0 С;
hиз – отметка искусственного забоя, м;
Рпл – пластовое давление, принять равным гидростатическому.
Рпл = ρ•q•hиз ,
где: ρ = 1000 кг/м3
q = 9,8 м/сек2
Исходные данные приведены в таблице 7.
Таблица 7
№ вар. 1. 2. 3 4 5 6 7 8 9 10
Отметкаискусственного
Забоя, hиз , м
2650
2945
1850
2920
2340
2910
2420
3170
2620
2320
Средний зени-
тный угол
ствола скважины, α, 0С
24
25
28
22
23
12
18
28
24
21
Контрольная работа №7
Тема 7: Определение площади разлива нефти
Площадь разлива нефти определяется по формуле:
S = , где
S - площадь разлива нефти, м2;
Vн – объем разлитой нефти, м3;
B – толщина пролитой нефти, м.
Дано:
Vн = 157,359 (м3);
В = 0,1(м) - для болота (для всех вариантов);
B = 3· 10-3 (м) – для рек (для всех вариантов);
Д = (м) - эффективны диаметр разлива на болоте;
Sб – площадь разлива на болоте, (м)
Решение:
1) Для болота:
Sб = = 1573,59 (м2)
Д = = = 44,773 (м)
2) Для рек:
Sр = = 52453 (м2)
Данные для расчета S и Д (для различных вариантов) берутся из таблицы 9:
Таблица 9
№вар. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Vн(м3) 100 150 125 50 55 60 70 72 80 90
|