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

2 S = 0,228 10-3 Al; (8.9)

1 ( рпл - ру

glрз

при пл "у > 1 (8.10)

glрз

0 Рпл - Ру 1.

glрз

Если при определении зависимости давления от расхода в нижнем сечении выбранного для глушения участка канала использовались формулы (8.6), то вместо рпл, а, Ъ в (8.9) следует подставить рпл, а*, Ъ*.

Для расчета величины V = V(Q3) при некотором ее значении нужно вычислить по (8.8) последовательно G1, G2, G,-, принимая G0 = 0. Вычисления прекращают, когда при некотором i = n будет выполняться неравенство

Gn > q или Gn < 0. (8.11)

Теперь искомый объем V определяется по формуле

V(Qз)= + 4 ) l(n + 1). (8.12)

Е.Г. Леоновым, В.Д. Малеванским и другими показано, что для каждого значения рз существует такой предельный расход Qз, что при Qз > Qз неравенство (8.12) будет выполняться после вычисления конечного числа а при Qз < Qз неравенство (8.11) не будет выполняться при любом значении n. Так как величина Qз заранее не известна, то расчеты по формуле (8.7) следует заканчивать, когда число вычисленных членов Gj будет таким, что объем, рассчитанный по формуле (8.12), станет технологически неприемлемым. После этого расчеты повторяют для нового большего значения Qз.

Аналитические выражения интегралов (8.8) сложны, и для проведения расчетов вручную их следует упростить.

Если при выбранной величине рз не соблюдается условие ру + р2Ьд > (1,15+1,20) рпл, то после закачки объема V во избежание возобновления фонтана после остановки насосов в скважину следует закачать необходимое количество жидкости повышенной плотности.

Объемы жидкости, рассчитанные по приведенным формулам, не учитывают возможного ее поглощения в скважине после прекращения фонтанирования, что может происходить из-за сильного дренирования продуктивных горизонтов. В таких случаях вслед за прекращением фонтанирования надо проводить работы по ликвидации поглощения жидкости известными средствами (закачка инертных материалов, быстро-схватывающихся смесей и т.п.).

4. Выбор параметров режима глушения газовых фонтанов. Параметры режима глушения газового фонтана выбирают в зависимости от конкретной обстановки и наличия технических средств или возможности изыскания их для проведения работ. Основные факторы, определяющие выбор режима глушения (плотность, темп закачки и количество задавочной жидкости), - рабочее давление, подача и возможное число насосов, цементировочных агрегатов и др.; пропускная способность и прочность колонны труб, находящихся в скважине, намечаемых к спуску под давлением или выбранных для оснащения наклонных скважин; возможность приготовления и накопления задавочной жидкости в необходимых объемах соответствующей плотности.

При необходимости глушения фонтана закачкой жидкости только через имеющуюся в скважине или опускаемую принудительно колонну труб (бурильных или насосно-компрес-сорных) равнопроходного сечения следует определить пропускную способность труб при максимальном рабочем давлении намечающихся к использованию закачивающих средств.

Для этого пользуются выражениями:

ртр1 + ртр2 = рр + рст - рпл; (8.13)

Qmax

П q(ртр1 + ртр2) , (8.14)

где рр, рст, рпл - соответственно рабочее давление на оборудовании для закачивания жидкости, гидростатическое давление столба задавочной жидкости (от устья скважины до отметки ввода жидкости в ствол фонтанирующей скважины) и пластовое давление газового горизонта, принятое при расчете режимов глушения; ртр1, ртр2 - потери давления на преодоление гидравлических сопротивлений соответственно в нагнетательной линии от насосов до устья скважины и в колонне

труб равнопроходного сечения, спущенных в фонтанирующую скважину; L1, dт1, к1, L2, dт2, к2 - длина, внутренний диаметр и коэффициент гидравлических сопротивлений соответственно нагнетательной линии и колонны труб, спущенных в скважину. Значения к можно принимать в соответствии с данными, приведенными в Справочнике по гидравлическим расчетам в бурении.

При определении Qg для различных рз выбирают режим глушения. Далее, согласно Временной инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, для принятого рр проверяют на прочность трубы нагнетательной линии и колонну труб, спущенных в скважину.

Если для нагнетания задавочной жидкости используют спущенную в аварийную скважину бурильную колонну, в компоновке которой имеются местные сопротивления (турбобур, долота, бурильные замки и др.), то Qmgx следует рассчитывать, пользуясь формулами и табличными данными, приведенными в Справочнике по гидравлическим расчетам в бурении.

При этом ртр1 в формуле (8.13) будет представлять суммарную потерю напора в бурильной колонне с учетом местных сопротивлений. Расчет проводят следующим образом. По формуле (8.13) определяют сумму ртр1 + ртр2 (общая максимально допустимая потеря напора в нагнетательной линии и бурильной колонне). Затем, произвольно задаваясь значением Qж, находят для этого расхода потерю напора в нагнетательной линии ртр1 и бурильной колонне ртр2.

Если имеется неравенство

ртр1 + ртр2 = ртр1 + pтр2,

то соответственно уменьшается или увеличивается величина QЖ, и расчет повторяют, пока не будет выполнено условие

ртр1 + ртр2 = ртр1 + ртр2.

Подобная для этого условия величина QЖ и будет отвечать пропускной способности Qmgx спущенной в скважину бурильной колонны при максимально допустимом рабочем давлении закачивающих средств.

Однако в большинстве случаев в результате значительных потерь напора в турбобурах и долотах (при реально необходимых расходах задавочной жидкости) необходимо оторвать нижнюю часть бурильной колонны. С этой целью обычно