Основным опасением и аргументом против использования схемы обратной промывки является возможность закупорки КГТ продуктами, слагающими пробку. Кроме того, при подаче жидкости в кольцевое пространство может произойти потеря устойчивости колонны гибких труб в верхней части и смятие. Практические эксперименты и предварительные расчеты режимов выполнения обратной промывки показывают, что в качестве технологических жидкостей в данном случае можно использовать только несжимаемые. Естественно, что обратные клапаны на КГТ и какие-либо другие устройства, пропускающие жидкость в одном направлении по колонне и всему тракту ее течения, устанавливаться не должны.

Произведем гидравлический расчет прямой промывки скважины для удаления песчаной пробки.

Исходные данные:

Глубина скважины Н = 1248 м,

Наружный диаметр НКТ Dн = 114,3 мм (для расчетов принимаем целые значения, Dн = 114 мм),

Внутренний диаметр НКТ Dв= 100,3 мм (100 мм);

Наружный диаметр промывочных труб dн = 33,5 мм (33 мм);

Внутренний диаметр промывочных труб dв = 27,5 мм (27 мм);

Максимальный размер песчинок, составляющих пробку дч = до 8 мм;

Толщина стенки промывочных труб дс = 3,0 мм;

Для промывки используется насосная установка ЦА-320М:

dпоршня = 100 мм; производительность агрегата: 1 скорость – 1,4 л/с;

2 скорость – 2,55 л/с; 3 скорость – 4,8 л/с; 4 скорость – 8,65 л/с.

Рекомендуемый расход жидкости (воды) при циркуляции, согласно технологическому регламенту по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок, для выноса частиц размером до 8 мм и плотностью 2600 кг/м3 составляет 2,8 – 4,9 л/с, при соотношении диаметров НКТ и БДТ 114 Ч 33, для условно-вертикальных скважин с максимальным углом наклона не более 25 градусов. Скорость выноса частиц от 0,4 – 0,7 м/с.

Оптимальный расход промывочной жидкости через БДТ диаметром 33 мм должен составлять 10,8 – 14,4 м3/ч (3–4 л/с), давление при закачивании – от 8,0 до 15,0 МПа. Данным условиям удовлетворяет работа агрегата ЦА – 320М на ЙЙЙ скорости при диаметре поршня 100 мм (расход до 4,8 л/с, давление до 160 атмосфер).

1. Основные показатели процесса промывки скважины – скорости восходящего и нисходящего потока. Их рассчитываем из следующих формул.

vг = 1,274Q/d2тр.в м/с (1);

vз = 1,274Q/(Dв2 – d2тр.н) м/с (2),

где dтр.н, dтр.в, Dв – наружный и внутренний диаметры гибкой трубы, внутренний диаметр труб в которые спущена КГТ, Q – подача технологической жидкости, в м3/с.

Скорость нисходящего потока при работе на ЙЙЙ скорости:

vг = 1,274 · 0,0048/0,0272 = 8,4 м/с

Скорость восходящего потока при работе на ЙЙЙ скорости:

vз = 1,274 · 0,0048/(0,1002 – 0,0332) = 0,69 м/с

2. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах.

 м (3);

где л – коэффициент трения при движении воды в трубах, для диаметра 33 мм, берем примерное значение 0,041; vн – скорость нисходящего потока жидкости, м/с,

Потери напора при работе на ЙЙЙ скорости:

h1 = 0,041 · (1248/0,027) · [8,42 / (2 · 9,81)] = 6815,05 м

3. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины:

 м (4);

ц – коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости (колеблется в пределах 1,1 – 1,2); vв – скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с.

Потери напора в кольцевом пространстве при работе на ЙЙЙ скорости:

h2= 1,2 · 0,041 · [1248/(0,1 – 0,033)] · [0,692 / (2 · 9,81)] = 21,99 м

4. Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в затрубном пространстве:

 м (5);

где m – пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F – площадь проходного сечения НКТ; Lп – высота пробки промытой за один прием (принимаем 14 м), f – площадь поперечного сечения кольцевого пространства между НКТ и БДТ; сп – плотность зерен песка (сп=2600 кг/м3); сж – плотность промывочной жидкости (сж= 1000 кг/м3); vу – установившаяся скорость оседания песчинок в воде (принимаем vу=0,274 м/с).

Потери напора на уравновешивание столбов жидкости при работе на ЙЙЙ скорости:

h3 = [((1 – 0,3) · 0,00785 · 14))/0,000854] · [(2600/1000) · (1 – 0,274/0,69) – 1] = 55,13 м

5. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в вертлюге при движении воды.

На четырех скоростях h4 = 25,7 м

6. Находим потери напора на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии (dв=0,062 м) от насоса агрегата до вертлюга. Принимаем длину этой линии Lн=30 м.

 м, (6);

где л1=0,035

Потери давления в нагнетательной линии при работе на ЙЙЙ скорости:

h5 = 0,035 · (30/0,062) · (0,692 / (2 · 9,81)) = 8,062 м

7. Определяем давления на выкиде насоса:

Рн = сж∙g∙(h1 + h2 + h3 +h4 + h5)∙10-6 МПа (7);

где сж=1000 кг/м3

Давление на выкиде насоса при работе на ЙЙЙ скорости:

Рн = 1000 · 9,81 · (6815,05 + 21,99 + 55,13 + 25,7 + 8,062) · 10-6 = 67,9 МПа

8. Определяем давление на забое скважины при работе установки:

Рзаб = сж∙g∙(Н + h2 +h3)∙10-6 МПа (8);

Давление на забое при работе на ЙЙЙ скорости:

Рзаб = 1000 · 9,81 · (1248 + 21,99 + 55,13) · 10-6 = 13 МПа

9. Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки:

 кВт (9);

где за – общий механический к.п.д. агрегата (принимаем за = 0,65), Q – подача агрегата. Рн подставляем в Па.

Мощность при работе на ЙЙЙ скорости:

N = (67900000 · 0,0048)/(103 · 0,65) = 501 кВт

10. Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки, насосная установка ЦА – 320М имеет номинальную полезную мощность Nmax = 108 кВт.

 % (10);

Коэффициент использования максимальной мощности при работе на ЙЙЙ скорости: K = (501· 108)/100 = 541%.

11. Определим скорость подъема размытого песка:

vп = vв – vу м/с (11);

Скорость подъема песка при работе на ЙЙЙ скорости:

vп = 0,69 – 0,274 = 0,416 м/с

12. Определяем продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины до появления чистой воды, переводя в минуты:

t = H / vп с, (12),

Продолжительность подъема пробки при работе на ЙЙЙ скорости:

t = 1248/0,416 = 3000 с или 50 мин.

2.5 Общий обзор колтюбинговых технологий

месторождение подземный ремонт скважина

В настоящее время существует достаточное множество внутрискважинных операций, которое может быть выполнено посредством колтюбинговой установки. Практическое применение гибких труб постоянно усовершенствуется и дорабатывается, расширяется новыми технологиями и стремительно движется вперед. В нефтегазовой промышленности России имеет место развитие колтюбинговых технологий, однако, оно не такое прогрессивное как, например, в США или Канаде.

На сегодняшний день довольно хорошо изучены и опробованы около трех-четырех десятков технологий с применением гибких труб. В число этих технологий входят как достаточно простые, так и очень сложные технологические операции, например, бурение скважин.

Диапазон колтюбинговых технологий включает в себя: освоение скважин, очистку скважин от АСПО и песчаных пробок, растепление гидратных пробок, установку цементных мостов, установку гравийных фильтров, различные ремонтно-изоляционные работы, кислотную обработку ПЗП, гидравлический разрыв пласта, ловильные работы, каротажные работы, визуальное обследование ствола скважин и, наконец, бурение боковых стволов и горизонтальных участков скважин, а также бурение новых стволов. Названные технологии являются лишь частью из полного списка возможных для выполнения их колтюбинговыми установками.

В нашей стране зачастую применяются не очень сложные технологии, как правило, это различного рода промывки, водоизоляция, освоение, а приоритет по выполнению сложных технологий остается, всё-таки, за иностранными компаниями, работающими на территории нашей страны, но со временем увеличивается количество непростых технологических операций, выполняемых российскими специалистами.

Сравнительная характеристика традиционного метода ремонта и с применением КГТ

Проведение тех или иных операций при помощи колтюбинга позволяет сэкономить не только время, но и получить большие технико-экономические показатели. В начале 2001 года экспертно-аналитическим отделом ОАО «Татнефть» был проведен анализ экономического эффекта от использования гибких труб. Он показал, что продолжительность ремонта скважин в этом случае сокращается в 3–4 раза по сравнению с традиционным подходом КРС, а время пребывания в ремонте в 5–7 раз.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7