Поиск

Полнотекстовый поиск:
Где искать:
везде
только в названии
только в тексте
Выводить:
описание
слова в тексте
только заголовок

Рекомендуем ознакомиться

Геология->Курсовая работа
Вы берёте в руки компас, оттягиваете на себя рычажок, чтобы магнитная стрелка опустилась на остриё иголки. Когда стрелка успокоится, попробуйте распол...полностью>>
Геология->Реферат
За последние 20 лет средние российские запасы новых нефтяных и газовых месторождений уменьшились в 4 раза, доля крупных месторождений среди вновь откр...полностью>>
Геология->Контрольная работа
Под метаморфизмом понимают изменение и преобразование горных пород под влиянием различных эндогенных геологических процессов, вызывающих значительные ...полностью>>
Геология->Реферат
Нежелательный вынос расклинивающего материала в скважину после гидроразрыва плас­та может вызвать повреждения устьевой арматуры и выкидных линий, а та...полностью>>

Главная > Дипломная работа >Геология

Сохрани ссылку в одной из сетей:

Таблица 9

Гидравлический расчет для кольцевого канала колонны и для течения в БТ при использовании загущенных систем с различной концентрацией УТЖ VIP.

Течение в кольцевом канале, плотность жидкости 900 кг/м3

Расход, л/с

6

8

10

Концентрация VIP,%

4

6

8

4

6

8

4

6

Общие потери, МПа

1,2

1,35

1,74

1,46

1,63

2,09

1,71

1,88

Скор.теч./скор.осажден.

8,5

9,7

14,7

11,3

13,0

19,5

14,2

16,2

ППРж, кг/м3

9,76

11,0

14,1

11,9

13,2

17,0

13,9

15,3

ППРш, кг/м3

V = 1 м/ч

V = 3 м/ч

1,48

4,45

1,46

4,38

1,40

4,21

1,08

3,23

1,06

3,19

1,03

3,10

0,85

2,54

0,84

2,51

ЭПРоб, кг/м3

V = 1 м/ч

V = 3 м/ч

911,2

914,2

912,4

915,3

915,5

918,3

913,0

915,1

914,3

916,4

918,0

920,1

914,7

916,4

916,1

917,8

Течение в трубах (БТ), режим течения ламинарный

Общие потери, МПа

1,55

1,71

2,20

1,90

2,07

2,64

2,21

2,39

Суммарн. потери в трубах и затрубье, МПа

2,75

3,06

3,94

3,36

3,70

4,73

3,92

4,27

Скор.осажден. в непод-

вижной жидк., м/мин

0,087

0,055

0,013

0,087

0,055

0,013

0,087

0,055

Таким образом, в качестве исходного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта выбрана загущенная нефть с концентрацией УТЖ VIP от 4 до 6% со следующими параметрами при 20оС: n = 0,69-0,65 и К = 0,58-0,78, о = 90 –102 дПа, = 52-60 мПа·с, условная вязкость - 150-180 с.

Перед началом работ на местной нефти необходимо уточнить концентрацию загустителя УТЖ VIP. Она может быть иной и изменяться от 3 до 7%. При ее выборе нужно обеспечить выполнение следующих требований: 0,3 < n < 0,7, К > 0,12 Па∙сn во всем интервале изменения скоростей сдвига, К < 1,0 Па∙сn - при высоких и средних скоростях сдвига, а также ориентироваться на параметры загущенной нефти, приведенные в табл. 8.

Поддержание требуемых параметров бурового раствора в условиях поступления в ствол пластового флюида.

Как показали лабораторные исследования, разработанная углеводородная система сохраняет необходимые параметры при разбавлении нефтью до концентрации загустителя 3 - 3,5%. Максимально допустимый объем поступления пластового флюида составляет 7,5% от исходного объема. Для восстановления требуемых показателей бурового раствора необходимо на 1 куб. метр поступившей нефти добавить 2,5 л УТЖ VIP и 0,75л 30%-ного раствора каустика.

Требования к системе очистки промывочной жидкости от выбуренной породы.

Бурение на депрессии предъявляет жесткие требования к регулированию и поддержанию плотности буровых растворов и, следовательно, высокие требования к качеству его очистки от выбуренной породы. Эффективная механическая очистка достигается при использовании, например, разработанного в НПО "Бурение" наземного оборудования ДЦС "Комплекс оборудования для разделения твердых, жидких и газообразных фаз в составе бурового раствора при избыточном давлении".

3.2 Выбор раствора для глушения скважин

Необходимые расчеты и лабораторные исследования по выбору раствора для глушения проводятся в соответствии с требованиями, которым он должен удовлетворять.

Общие требования к растворам для глушения:

  • плотность должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;

  • реологические характеристики раствора должны обеспечить глушение без поглощений или при их минимальном объеме;

  • при пластовой температуре сохранять стабильность свойств в течение заданного промежутка времени;

  • не оказывать необратимого отрицательного воздействия на пласт.

Плотность жидкости глушения определяется из расчета создания столбом жидкости давления (Ргс), превышающего пластовое (Рпл), в соответствии с требованием Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, вып.4, ПБ 08-624-03, 2003г.

Ргс  Рпл + 0,05 Рпл

Для глушения продуктивных пластов кизеловского горизонта при Рпл = 9 МПа требуемое давление (Ргс)min= 9,45 МПа. Минимальная плотность при (Ргс)min= 9,45 МПа равна 783,2 кг/м3. Поскольку при плотности местной нефти 876 кг/м3 Ргс = 10,57 МПа и минимальная репрессия на пласт не может быть обеспечена, необходимо применить способ глушения, при котором создаваемая репрессия ниже максимальной, а жидкость глушения практически не фильтруется в пласт.

Для такого способа глушения рекомендуется использовать загущенную УТЖ VIP местную нефть. Жидкость глушения в объеме 3 – 4 м3 помещается в зону продуктивного пласта, часть ствола скважины выше пачки жидкости глушения заполняется нефтью. При плотности местной нефти 876 кг/м3 состав с загустителем будет иметь плотность 890 - 910 кг/м3. Добавление 5% гидрофобного карбонатного утяжелителя (мела) повысит плотность до 920 кг/м3. Концентрация мела при необходимости (для обеспечения нулевой фильтрации в трещиновато-поровом коллекторе) может быть увеличена до 20%. В табл. 10 приведена плотность системы с различной концентрацией мела. При использовании рекомендуемого способа глушения репрессия на пласт превышает величину 0,05 Рпл, но не вызывает вредного воздействия на пласт.

Таблица 10

мел, С, % об.

0

5

10

15

20

плотность, кг/м3

890

920

950

980

1010

Для определения реологических характеристик раствора, обеспечивающих глушение без поглощений или при их минимальном объеме, выполнен расчет относительного радиуса проникновения жидкости в пласт при следующих исходных данных: проницаемость пласта 0,012 мкм2, пористость 0,12, радиус скважины0,07 м, репрессия на пласт 3МПа, что значительно выше ожидаемой, вязкость пластового флюида 15 мПа·с. Радиус определяется на основании численного решения задачи о нестационарной фильтрации вязкой жидкости в пласт, содержащий жидкость другой вязкости, без учета диффузионного перемешивания жидкостей (поршневое вытеснение).

Результаты расчета для жидкости плотностью 920 кг/м3 с различной эффективной вязкостью приведены на граф. 1. Из приведенных графиков следует, что при эффективной вязкости более 400 мПа·с радиус проникновения жидкости достаточно мал. Системы с концентрацией УТЖ VIP 8-10% c параметрами, приведенными в табл. 8, имеют при низких скоростях сдвига (j< 27с-1) эффективную вязкость 490-950 мПа·с и 770-2200 мПа·с соответственно. Это позволяет рекомендовать их в качестве жидкости глушения. Если жидкость обладает ярко выраженными коркообразующими свойствами (при увеличенной концентрации мела), то расчетный радиус ее проникновения в пласт будет меньше 5 –7 мм.

Лабораторные исследования, выполненные по стандартной методике на установке УИПК-1М для оценки влияния выбранных загущенных составов (с концентрацией мела 5%) на восстановление проницаемости искусственных кернов, показали практически их нулевую фильтрацию: коэффициент восстановления проницаемости кернов с проницаемостью от 0,01 до 0,135 мкм2 - 95-96%.

Как показали исследования, стабильность свойств составов на нефти, загущенных УТЖ VIP с концентрацией более 2%, сохраняется минимум в течение двух недель после приготовления.



График 1

Таким образом, в качестве пачки раствора для глушения рекомендуются приготовленные на местной товарной нефти загущенные системы с концентрацией УТЖ VIP 8-10%. Плотность жидкости с обеспечением нулевой фильтрации может изменяться от 920 до 1010 кг/м3.

Перед началом работ на местной нефти необходимо уточнить концентрацию загустителя УТЖ VIP. Она может быть иной и изменяться от 6 до 10%. При ее выборе нужно ориентироваться на параметры загущенной нефти, приведенные в табл. 8, и требования к эффективной вязкости: при низких скоростях сдвига (j< 27с-1) она должна быть не ниже 400-550 мПа·с.

Результаты проведенных исследований, рекомендуемых применительно к кизеловскому горизонту Коробковского участка, представлены в табл. 11 – 13.

Таблица 1

Типы и параметры буровых растворов

Название

(тип)

раствора

Параметры бурового раствора

плотность

кг/м3

условная

вяз-

кость,

с

водоотдача,

см3/30мин

СНС, дПа

через, мин.

корка,

мм

содержание твердой

фазы, %

рН

Пластическая вязкость,

мПа с

динами-ческое напряжение сдвига,

дПа

1

10

коллоидной активной части

песка (утяжелителя)

всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Исходная жидкость

( нефть)

876

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Исходный буровой раствор: нефть + VIP

6% - 12% УТЖ VIP

880 -

910

40-180

-

-

-

-

-

-

-

-

10 - 80

20 -120

Раствор для глушения: нефть + VIP

8%-10% УТЖ VIP

920-

1010

200-

400

0 - 2

-

-

2

-

5 - 20

5 - 20

-

20 - 80

70 -300

Таблица 12



Загрузить файл

Похожие страницы:

  1. Анализ осложнений при закачивании скважин их предупреждение и устранение на предприятие Тюменбургаз

    Курсовая работа >> Геология
    ... технологии может привести к значительному материальному ущербу. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов ... продуктивном пласте Рпогл =50,56 МПа. Условие ... и создании депрессии. Вызов ... проекте он выбирался в соответствии с регламентом на ...
  2. Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карама

    Реферат >> Геология
    ... депрессии на призабойную ... процессе бурения и вскрытии продуктивного пласта в условиях репрессии (Рс>Рпл.) ... Проект по дисциплине: «Скважинная добыча нефти» на тему: «Анализ эффективности технологии ... Регламент составления проектных техноло­гических документов на ...
  3. Разработка проекта строительства дополнительного ствола из бездействующей скважины 8224 куста

    Реферат >> Геология
    ... несколько продуктивных пластов. Это стало возможным благодаря новым технологиям ... депрессии на пласт. Условие притока жидкости к забою скважины . Существует шесть способов вызова притока из продуктивного пласта ... 2000 «Технологический регламент на бурение из ...
  4. Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения пласт БС

    Дипломная работа >> Геология
    ... по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. При ... на 22 атм., чем по проекту - 180 атм. Депрессия на пласт ... технологий повышения продуктивности, используемых на нефтяных и газовых скважинах. Теория гидравлического разрыва пластов совершенствовалась на ...
  5. Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС

    Дипломная работа >> Геология
    ... технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий ... после вскрытия продуктивных пластов ... составления проекта ... продуктивного пласта или пласта-обводнителя, гидродинамических условий, существующего опыта проведения РИР на ... регламента ...

Хочу больше похожих работ...

Generated in 0.0011758804321289