Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 [ 149 ] 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

ля установки ванны рекомендуется использовать безводную высокоподвижную малопарафинистую нефть малой плотности. Для повышения поверхностной активности в нее добавляются ПАВ (дисольван, сульфонол, НЧК ОП-10) 1-2 % объема ванны, для равномерного распределения в нефти они перемешиваются. При вскрытии высокопроницаемых пластов и возникновении прихватов для установки ванн можно использовать окисленный петролатум или СМАД-1 . Объем нефти для ванны определяют из расчета максимально допустимого снижения перепада давления в зоне прихвата или перекрытия ею верхней границы на 50- 1 00 м. Определение объема нефти, нужного для установки ванны при ликвидации прихвата, происшедшего в зоне с известным пластовым давлением, производится с помощью номограммы (рис. 7.10).

Предварительно определяется условная средняя плотность смеси жидкостей рсм после установки ванны с 5-10%-ным превышением гидростатического давления в скважине над пластовым для наиболее высоконапорного горизонта. Например, наибольшее пластовое давление в зоне прихвата на глубине 4000 м составляет 65 МПа. При установке нефтяной ванны суммарное гидростатическое давление столбов бурового раствора и нефти с учетом 5%-ного превышения над плас-

Рис. 7.10. Номограмма для определения объема нефти для установки ванны

товым должно составлять: рг = 1,05 МПа; рпл = 68,25 МПа, тогда = = 1,71 г/см3.

см 4000

Отложив на правой оси значение плотности бурового раствора в скважине в момент установки ванны рр и на левой - плотность нефти рн, применяемой для ванны, соединяют полученные точки прямой. Из точки на правой оси, соответствующей условной плотности смеси жидкостей рсм, проводится горизонтальная прямая до пересечения с ранее полученной линией. Из точки пересечения восстанавливают перпендикуляр к горизонтальной оси, характеризующей объемное содержание (в %) легкого компонента в смеси жидкостей в скважине, принимаемой за 100 %.

При подсчете объема скважины используются данные табл. 7.1 .

При определении фактического объема скважины следует учесть данные каверно- и профилеметрии и объем бурильных труб. Если, например, рр = 1,8 г/см3; рв = 0,85 г/см3; рсм = 1,71 г/см3, то объем нефти, необходимой для установки ванны, составит 1 0 % объема ствола скважины.

В случаях ликвидации прихватов в районах с малоизученными геологическими условиями (когда пластовое давление неизвестно) или при предварительном снижении плотности промывочной жидкости в скважине до минимально допустимой объем нефти для ванны определяется по формуле

Q = 0,785 (K2D2 - dH)(Я + h) + 0,785 d2 h,

где Q - объем нефти для ванны, м3; K - коэффициент ка-вернозности ствола в зоне прихвата; D - диаметр долота, м; dн - наружный диаметр бурильных труб, м; dв - внутренний диаметр бурильных труб, м; H - интервал прихваченного участка колонны, м; h - расчетная высота подъема нефти выше верхней точки в бурильных трубах, м.

После определения объема нефти производится проверочный подсчет гидростатического давления в стволе скважины на момент максимального облегчения столба жидкости, чтобы не допустить нефте-, газоводопроявления. Гидростатическое давление не должно превышать пластовое в скважинах глубиной до 1 200 м на 1 0- 1 5 %, глубиной более 1 200 м - на

5- 1 0 %.

Нефть в трубах и затрубном пространстве распределяется исходя из конкретного состояния скважины и необходимой частоты восстановления циркуляции (во избежание ее поте-

ри), а также общего времени действия ванны. В общем случае объем избыточной нефти в бурильных трубах O (в м3) может быть определен из выраженияя

О = ngT,

где n - число операций по восстановлению циркуляции; g - объем прокачиваемой жидкости за одну операцию, м3; T - время продавливания нефти в затрубное пространство, ч.

Тогда избыточное давление в нагнетательной системе на устье скважины

p = (pp - рн ngT Ри

где рр, рн - соответственно плотности бурового раствора и нефти; Рт - площадь внутреннего сечения бурильных труб в зоне ванны, м2.

Для предупреждения самопроизвольного вертикального перемещения нефти по стволу скважины и увеличения времени действия агента ванны в зоне прихвата перед нагнетанием нефти и продавочной жидкости необходимо закачать порцию буферной жидкости для заполнения 1 50-200 м за-трубного и трубного пространства.

Буферная жидкость приготавливается из применяемого бурового раствора путем его обработки реагентами-структурообразователями до получения максимально возможных значений вязкости и статического напряжения сдвига (вязкость - по ПВ-5, СНС за 10 мин - более 270мг/см2). Водоотдача жидкости буферной пачки не должна превышать водоотдачу промывочной жидкости в скважине.

В местах смешения с буровым раствором буферная жидкость не должна вызывать его коагуляцию. В качестве реа-гентов-структурообразователей рекомендуется применять: при температуре до 100 °С - крахмал, 100 - 150 °С - КМЦ, более 150 °С - метас с каустической содой. В каждом конкретном случае рецептура для получения буферной жидкости подбирается лабораторией промывочных жидкостей.

Потребный объем продавочной жидкости Vпр (в м3) определяется по формуле

Vпр = 0,785[d2(L - кн - Лб)],

где d - внутренний диаметр бурильных труб, м; L - глубина скважины от устья до места расположения долота, м; кн,